新能源侧的储能空间如何展望？

新能源侧的储能空间如何展望？南贤俊快乐大本营 本报告回答了关于新能源配储能的三个核心问题： 1）密集出台的新能源配置储能政策的背后本质是什么？ 政策的背后是电网稳定性要求与新能源波动性愈发凸显的矛盾。风电光伏渗透率的快速提

本报告回答了关于新能源配储能的三个核心问题：

1）密集出台的新能源配置储能政策的背后本质是什么？

政策的背后是电网稳定性要求与新能源波动性愈发凸显的矛盾。风电光伏渗透率的快速提升对电力系统提出了严峻考验，现有灵活性资源已逐渐无力支持电网接纳如此高比例的波动性能源，储能作为更优质的灵活性资源，可以有效平滑新能源出力、提供调频调峰等辅助服务。

（微信公众号“兴业电新”作者：朱玥 范昭楠）

2）储能可以为新能源带来哪些收益，经济性到底如何？

储能的加入可以使得新能源成为电网友好型的优质电源，同时帮助新能源实现多种价值，包括满足电网硬性要求、平滑出力曲线、提供辅助服务等。

我们对某光伏地面电站配置储能的三种场景进行测算：分别为：无储能、有储能（仅实现减少弃电功能）、有储能（减少弃电同时提供辅助服务）。

当储能系统仅具备削峰填谷功能时，内部收益率难以满足8%的要求，因为弃电获得的额外收益不足以抵消储能成本。但储能参与调频市场后，可获得额外的辅助服务收入，内部收益率虽然仍低于无储能场景，但已高于8%。但随着储能成本进一步降低或者辅助服务收益提高，经济性也有望得到解决。

3）新能源侧的储能空间如何展望？

我们对2024年不同储能渗透率下的装机进行测算，中性情景下储能累计空间可达27.95GW/55.91GWh，年均复合增长率149%，预计2020年新增装机0.87GWh，在2024年有望实现年度新增33.49GWh。

○ 我们对储能产业链进行了拆解，目前电池仍是系统核心利润环节，BMS和逆变器为重要组成部分。

储能系统主要包括电池、逆变器（PCS）、电池管理系统（BMS）等。其中电池成本占比约为67%，对储能电站成本影响最大，其次为变流系统及BMS，分别占据成本的10%、9%左右。

储能电池在每GWh储能系统中可贡献利润约2.65亿元，储能逆变器每GWh贡献利润约0.39亿元。电池管理系统（BMS）虽然为产业链中的细分行业，但其技术壁垒较高，现阶段研发成本吞噬了大量利润，后续行业龙头有望实现高额回报率。单独的系统集成业务在2019年处于微亏状态，主要原因是行业初期系统集成的专业化水平较低，商业模式不够清晰时往往承担着较大风险。

01搭配储能是新能源“上位”的必经之路

1.1 电网的特殊性：电力供需实时平衡

我国的电网是世界上电压等级最高、输送容量最大、线路长度最长的电网，电网的稳定性要求极高。然而最细微的供需失衡也会导致电网的频率波动，当供给大于需求则导致频率上升，供给小于需求则导致频率下降。同时电网的频率只能限定在极小的范围内波动（国网规定不超过±0.2Hz），因此需要调度系统通过实时调节各类电源的发电出力维持频率不超过稳定极限。

○ 灵活性资源同样是维持电网稳定运行不可或缺的要素。

灵活性资源是电网中除了电源和用户这两个基本要素以外的隐性关键要素。

电网的稳定运行条件包括电压稳定、频率稳定以及事故备用等，这些都需要辅助资源来实现，我们称之为灵活性资源，灵活性资源的最主要功能就是实时调节电力的供需“天平”保证电网稳定。我国的峰谷电价价差就是灵活性资源的典型价值体现方式之一，高峰电价的背后是支付灵活性资源的成本。

○ 为什么灵活性资源越来越稀缺？电力生产和消费革命的必然趋势

在传统能源时代，电力灵活性资源并不稀缺，煤电和燃机就可以承担灵活性资源的角色，因为燃煤和燃机是可调、可控的。而当今以新能源高比例接入和新能源汽车爆发为代表的电力生产和消费方式正在发生深刻变革，导致电力供需两侧的波动性增强，对灵活性资源提出了更多数量、更高质量的要求，依靠传统资源已然难以为继，灵活性资源的价值必然需要单独体现。

1.2政策背后的挑战：新能源渗透率快速提升对电网提出了严峻考验

近期多省密集发布了或鼓励或强制新能源配置储能的政策，背后反映了电网灵活性资源稀缺与新能源渗透率持续提升之间正在加剧的矛盾，同时也反映出电网对于储能的需求越来越大。

○ 风电光伏具有天然波动性和不可预测性

风电：出力日内波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后，从上午开始逐渐回落，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显。

光伏：日内波动幅度100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0。

○ 风电和光伏出力难以预测，增大了电网运行调度的难度

风电光伏出力受气象因素影响较大，然而气象因素无法做长期预测。即使做短期预测，风速、风向和云量等因素变化也非常复杂，难以准确预测。这使得风电和光伏出力准确性下降，给电网运行调度造成了难度。

国家推进清洁低碳转型的战略部署下，我国近5年风电光伏装机规模不断扩大。截至2019年，风电装机规模已达210GW，光伏装机规模达到了204GW。

风电和光伏装机合计占发电装机比例已在2019年超过20%，作为发展最快的两种可再生能源，风电和光伏在电源侧占比越来越大。2019年我国发电装机容量为2010GW，其中风电和光伏占比分别为10.4%和10.1%。在新增光伏装机中，分布式光伏装机占比为40%。相比集中式光伏，分布式光伏具有安装灵活、投入少和方便就近消纳的优点，越来越受到中小用户的青睐，预计未来装机比例会不断增大。

随着风电光伏装机规模的扩大，我国风电光伏发电量和其在总发电量的占比都逐年增长，风电和光伏对电网的稳定性影响越来越大。截至2019年，风电发电量达到4057亿度，发电量占比为5.54%；光伏发电量达到2243亿度，占比为3.06%。

1.3储能是更优质的灵活性资源

自特斯拉于1882年发明了交流电以来，电力已经深刻地改变了这个世界。传统观念中电能最显著的特征就是产销实时特性，绝大部分电能在生产出的那一刻就需要被使用，而无法被储存。储能的出现让电力可以被存储，可以看做是“电力仓库”，通过电力时移维持电网平衡。

储能是更优质的灵活性资源。电力灵活性资源的供应主体较少，传统意义上的主体为煤电、燃机，近年来出现了新的主体——电储能。相对于前两种资源，储能更环保，且具备优异的调节性能、灵活的安装方式和高质量的调节能力等多种优势，必将成为未来最主要的灵活性资源。

02多重价值并存，经济性拐点临近

储能的加入可以使得新能源提升为电网友好型的优质电源，同时帮助新能源实现多种价值，包括满足电网硬性要求、平滑出力曲线、提供辅助服务等。

2.1满足电网调频要求，获取优先并网资格

调频是指通过电网频率偏离一定值后，电网中的发电机组通过控制装置调节有功功率的增减限制频率变化的手段。电网中有一次调频和二次调频，一次调频和二次调频为频率波动时的主要调频手段。

传统的电网调频往往通过火电机组或水电机组来实现，风电和光伏发电机组不仅本身不具备调节能力，其出力的间歇性还增加了电网的调频负担。随着光伏风电发电比例不断增大，电网的调频需求越来越大。为了缓解调频压力，国内包括山西在内已经有多个省份出台政策，要求新能源（风电场、光伏发电站）通过保留有功备用或者配置储能，同时通过快速响应改造实现一次调频功能，只有具备一次调频功能的场站才可并网运行。

2019年6月28日，新疆发改委和新疆能监办正式联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，要求试点范围内3GW光伏电站原则上按照不低于光伏电站装机容量15%，且额定功率下的储能时长不低于2小时配置，据此推算储能总装机不低于350MW/700MWh。首批试点共36家，后由于投资方对项目经济性疑虑较大，最终改为5家，至2020年1月已投运3家，均采用磷酸铁锂电池。2020年4月湖南省电力公司发布《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，湖南省境内28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设备。

○ 储能是帮助新能源实现一次调频的最优选择

调频功能要求发电机组具备发电出力的双向调节能力，也就是具备能量备用功能，如采用预留发电容量方式，对新能源机组则意味着永久性不能满发。这对于新能源机组来说无疑会造成大量的发电量浪费，导致经济性下降。

采用配置储能方案，系统响应速度更快。在接收到调频指令后，储能装置快速响应，达到稳定的技术指标；等风电光伏出力逐步跟上后，逐渐减少储能出力。通过灵活的充放电方案，无需限制发电。即使在发电峰值，也具备提升出力的能力。

为保证储能的高效利用，优化储能配置，可以将储能设备按容量分为大容量储能和小容量储能两部分。在电网频率频繁波动的区域，频繁动作小容量储能装置；在小储能不能满足要求时，再用大容量储能补充。这样可以最大程度减少全部储能装置的动作次数，实现储能装置的经济利用。

2.2 通过减少弃电率，提供辅助服务获取经济收益

伴随着风光电高比例接入，消纳不畅导致的弃风、弃光问题愈发突出。虽然近年来全国整体弃风、弃光现象得到改善，但局部地区仍弃电严重，如新疆、甘肃、内蒙等地，仍存在弃电超过5%的情况。随着新能源渗透率继续提升，弃电风险将持续存在。

配置储能系统以后，通过制定合理的充放电策略可以有效避免弃电。以风电为例，在凌晨期间，风电出力往往会超过负荷，此时电网会发出限电指令，无储能时只能弃电，配置储能以后则可以在这期间给储能系统充电，在白天非限电期间储能放电，避免了弃电损失。同时储能还可以提供调峰、调频等辅助服务获取收益，目前新疆等地区已经出台了新能源储能参与调峰政策，度电收益达0.55元/kWh。

辅助服务的本质是通过调节电网中电力的供需关系维持系统的平衡，具体为维护电力系统安全稳定运行所需的服务，广义概念包括基本服务和有偿服务，一般均指有偿服务，具体包括：调峰、AGC调频、无功调节、自动电压控制、旋转备用、黑启动等。目前调频、调峰辅助服务已经建立较为完善的市场机制。

2.3 新能源配置储能的经济性分析

2.3.1 储能度电收益应根据不同场景分别分析

储能系统本身不生产电力，只能通过“电力时移”创造价值，其度电收益完全取决于所在的应用场景，因此我们有必要根据其不同的应用场景分别测算度电收益。

○储能减少弃电的度电收益可认为等于新能源上网电价。

○储能提供调峰辅助服务收益为调峰辅助服务度电单价，一般也以“元/kWh”计算，如新疆公布储能调峰度电收益为0.55元/kWh。

○储能提供调频辅助服务的度电收益较为复杂，因为调频辅助服务一般以调节里程作为计量单位且计算方式较为复杂，因此我们有必要进行折算。

调频服务度电收益的详细测算，目前大多数地区采用如下计算方法：

调频收益 = 调节里程（MW）×性能指标Kp×里程单价（元）

性能指标Kp = 响应时间指标K1+响应精度指标K2+调节速率指标K3

广东及福建地区还引入了容量补偿，容量补偿主要是指根据机组调节能力确定的固定收益。

我们对上述补偿标准进行归一化处理，建立服务全过程模型：假设某100MW机组配置15MW/30MWh储能，某时刻下达调频指令“+9MW”，假设储能系统基本实时响应，新能源机组有一定滞后，整个调频过程持续2分钟，此过程中储能系统逐步减少放电功率，机组逐步增加功率。

以山西市场为例，将辅助服务单价折算为度电收益。

经测算，调频收入较高的如广东、蒙西地区，可达0.9元/kWh。

我国不同地区的调峰、调频服务价格差别较大，主要与各电网所在区域的灵活性资源稀缺程度有关，东北地区由于风电较多且火电机组调峰能力较差，调峰单价最高（1元/kWh），广东区域由于电网波动性大，所以调频单价最高（0.91元/kWh）。

2.3.2 三种应用场景及其假设

我们考虑典型的地面光伏电站是否配置储能，以及是否能够获取辅助服务收益，假设了三种应用场景，以测算配置储能的经济性，三种场景分别为：无储能、有储能（减少弃电）、有储能（减少弃电同时提供辅助服务）。

○场景1：100MW光伏电站，无储能，弃电率5%。

○场景2：100MW光伏电站，配置储能（15MW/30MWh），弃电率降为0，不参与辅助服务，储能每日一充一放。

○场景3：100MW光伏电站，配置储能（15MW/30MWh），弃电率降为0，参与辅助服务，储能每日两充两放，辅助服务度电收益为0.55元/kWh（按新疆政策）。

2.3.3 项目IRR测算

经测算，按30%自有资金考虑，三种场景下自有资金IRR分别为9.91%、7.35%、9.02%，度电成本分为0.23、0.27、0.28元/kWh。

场景2配置储能后尽管可以降低弃电，但不足以覆盖储能成本，收益率有较大下滑，场景3配置储能可以在降低弃电同时获取辅助服务收益，收益率小幅下降，但仍能维持在8%以上。

2.3.4 经济性敏感性分析

储能成本、配备储能后的发电增益和辅助服务价格是影响储能经济性的3个重要因素。

对于场景2（有储能，无辅助服务），在其他参数不变的条件下，改变储能成本和配备储能后的发电增益。若配置储能能够减少10%的弃电量，在储能成本为2元/Wh时，配置储能可以使自有资金IRR提升1.89%，达到8.30%；当储能成本为1元/Wh时，配置储能可以使自有资金IRR提升2.26%，达到9.68%。

若改变储能成本和电站成本，当电站成本降到3元/W，储能成本下降到2元/Wh后，每降低0.5元/Wh，自有资金IRR都将提升1%以上，且随着储能成本的降低，提升速率增加。

随着新能源场站建设成本和储能成本不断下探，对于弃电率较高的新能源场站，配备储能的经济性已经显露。

对于场景3（有储能，有辅助服务），在其他参数不变的条件下，改变储能成本和辅助服务价格。发现当储能成本和辅助服务价格在当前水平（分别对应2元/Wh和0.55元/kWh时），辅助服务价格每增加0.1元/kWh，自有资金IRR约提高0.47%。随着储能成本的下降，辅助服务价格的升高对资本金IRR的放大作用更为显著，当储能成本为1元/Wh时，辅助服务价格每增加0.1元，自有资金IRR将提高约0.5%。

若考虑电站成本和储能成本，当电站建设成本低于3.40元/W时，只要储能成本低于3元/Wh，自有资金IRR都将超过8%。与场景2相同，储能成本越低，自有资金IRR的提升速率越快，储能成本下降到2元/Wh后，每降低0.5元/Wh，自有资金IRR都将提升1.2%以上。

对比场景2和场景3，随着储能成本和电站成本的降低，储能系统提供辅助服务带来的自有资金IRR的增幅越来越大。储能系统参与辅助服务市场带来的经济效益将随着储能成本和电站成本的下降更加显著。

03新能源侧储能有望开启快速增长之路

○新能源配置储能的容量配比如何确定？

储能的核心参数主要包括功率（MW）和容量（MWh），容量为功率与利用小时的乘积，因此储能利用小时和功率共同决定了容量。如储能容量选择偏小，则可能无法满足新能源平滑曲线、电网调峰调频的需求，如容量偏大，则可能造成储能利用率低，造成无效投资。

从已投运工程及各地关于储能的政策要求来看，储能功率一般为新能源装机的5%～20%左右，储能持续时间大多为2小时，少数为1小时。

2019年6月28日，新疆发改委和新疆能监办正式联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，要求试点范围内3GW光伏电站原则上按照不低于光伏电站装机容量15%，且额定功率下的储能时长不低于2小时配置，据此推算储能总装机不低于350MW/700MWh，共5个试点，至2020年6月已投运4家，均采用磷酸铁锂电池。

2020年4月湖南省电力公司发布《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，湖南省境内28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设备，储能功率为新能源装机的15%，储能时长2小时。

此之前国内其他地区也已有一些风光储能项目陆续投运。

接下来我们预测2024年新能源配置储能的需求空间，需要注意的是，并不是所有的新能源电站都一定要配置储能系统，比较适合配置储能的场景包括弃风弃光率较高的地区，以及电网要求的以配置储能作为并网前置条件的大型电站项目。另一个趋势是在新能源汇集后集中配置储能，目前业内已经提出在风电、光伏汇集并网点设置集中储能装置，以最大程度提高储能系统的利用率。综上我们预计储能渗透率将会逐步提高，但并不会达到100%，最终渗透率取决于灵活性资源的发展及电网优化调度能力。

核心假设：

○ 风电、光伏的年均增长率分别为15%、20%。

○ 储能系统功率为新能源容量的15%，储能时长2小时。

○ 保守、中性、乐观三种场景下的储能渗透率分别为10%、20%、30%

预测2024年空间：中性情景下储能累计空间可达27.95GW/55.91GWh，年均复合增长率149%，预计2020年新增装机0.87GWh，但在2024年有望实现年度新增33.49GWh。

04储能产业链解析：电池为核、系统集成能力是长期竞争力

4.1 储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统

电化学储能系统以电池（PACK）为核心，一般以集装箱的形式布置。大型电站一般还需配套升压装置及附属的生产控制楼，升压装置用来与电网相连，附属楼用来供生产检修设备及人员工作。

4.2 电池、变流系统（PCS）及BMS占据产业链主要利润

储能系统成本以电池为主，主要包括电池、变流系统（PCS）、电池管理系统（BMS）等。其中电池成本占比约为67%，对储能电站成本影响最大，其次为变流系统及BMS，分别占据成本的10%、9%左右。

国内的储能项目招标方式比较多样，标段颗粒度由细到粗可分为电池招标、储能系统招标、储能电站PC（采购加施工）招标。从近期招标结果来看，电池的中标价最低为0.86元/kWh，储能系统最低1.49元/kWh，储能电站采购及施工中标价最为为1.94元/kWh。

○ 产业链利润分配情况

假设储能系统造价为2元/Wh，系统集成份额按照电池PACK、BMS、逆变器、EMS、屏柜电缆、土建安装份额之和考虑。

可以看到储能电池是现阶段的产业链利润分配最大份额所在，每GWh储能系统中，电池可贡献利润约2.65亿元。

储能逆变器现阶段仍有较高的利润水平，每GWh储能系统贡献利润约0.39亿元。其核心技术——交直流转换技术与光伏逆变器同源，现阶段已较为成熟。

电池管理系统（BMS）为产业链中的细分行业，但其技术壁垒较高，BMS的好坏直接决定了电芯的充放电效果及寿命，现阶段仍需投入大量的研发成本，因而BMS虽然毛利率较高，但研发成本吞噬了大量利润，现阶段净利率水平并不高，后续行业龙头有望实现高额回报率。

单独的系统集成业务在2019年处于微亏状态，主要原因是行业初期系统集成的专业化水平较低，且系统集成商位于产业链中下游，在储能发展初期，商业模式不够清晰的情况下，承担着较大风险。

但是我们认为储能系统集成较电动汽车电池系统复杂度更甚，涉及电池管理、能量管理、热管理、运行策略等多方面因素，且大容量储能装置的电芯数量高达数万个，是电动汽车的上百倍，储能的系统集成将极大程度影响项目的成本及收益水平。因此长远来看，优秀的系统集成商亦可凭借其技术壁垒获取利润。

4.3 行业格局轮廓初现，宁德时代领衔

根据中关村储能协会（CNESA）统计，国内2019年储能技术供应商（主要为电池）排名中宁德时代名列第一，出货量约386MWh。

国内2019年储能逆变器市场排名中阳光电源名列第一，出货量约188MW。

国内2019年系统集成商市场排名中阳光电源名列第一，出货量约91MW