2021年中国储能市场空间与发展趋势研究报告（29页）.pdf

1、电网侧储能装机电化学储能是调峰重要手段。调峰设置应该在负荷低时能消纳电网多余的电能，在负荷高峰时能增加电能供应，设施应该具备灵活、启动快等特点，目前电力调峰的电源有抽水储能机组调峰(对选址位置要求较高)、发电机组调峰(当前主要手段，但火力发电厂响应较慢)，储能电站调峰(消峰填谷效果明显，反应时间快，缺点是前期投资大，电池寿命短)。随国家鼓励补贴以及电池技术的提升、成本下降带来的光储平价，电储能在调峰中的应用渗透比率有望提升。调峰需求的测算：为简化较为复杂的调峰调频计算过程，我们基于可参考的电力辅助服务补偿费用数据为依据测算装机需求。2019 年我国用电量约为7285Twh，根据国家能源局发布的

2、电力辅助服务补偿费用结构，2019 年 H1 调峰补偿费用总额 50.09 亿元，占总补偿费用 38.44%;调频(西北区域调频为AGC，即自动发电控制;其他区域调频为 AGC)补偿费用 27.01 亿元，占比20.73%;假设 2019 年调峰补助价格为 0.5 元/kwh，计算出 2019 年调峰需求为 21.3Twh，日调峰需求为 71.0Gwh，调峰需求占用电量的比例为 0.3%。1、 假设我国用电量增长率(2020 年 3%)维持在 3%-10%，调峰需求与用电量相关(调峰需求占比维持在 0.3%-0.6%)。2、 调峰补偿价格维持在 0.50-0.55 元/kwh，新增调峰储能配比由 11%(2020年)逐渐升至 90%(2060 年)等假设。测算得 2025 年我国调频侧装机需求为 4.3Gwh，预计调峰端储能在“十四五” 之后将迎来快速增长，2060 年对应调峰新增储能装机需求空间为 66.3Gwh。调频需求的测算：风光等间歇式电源的波动性和不确定性使得电力系统等效负荷短期变动加剧，带来电网端的调频需求剧增。储能的快速响应特性使其在参与调频方面具可行性。根据 2019H1 调频补偿费用为 27.0 亿元，假设调频合计与调峰所需储能端装机增长量与补偿费用成比例，算得 2025 年我国调频新增储能装机需求为 2.3Gwh，2060 年为 35.8Gwh。