2021年中国锂电储能发展前景及储能产业链与市场空间研究报告（39页）.pdf

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1、电网侧：调频初具经济性，调峰接近临界在电网侧，储能设备可以用于提供电力辅助服务。由于电网接入的发电量和用户负荷的用电量具有瞬时特性，电网处于不断的波动变化中，因此，为了保障电力系统的安全稳定运行，需要并网发电厂提供辅助服务。目前，我国的电力辅助服务市场正在逐步完善中。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制。欧美国家电力辅助市场的市场化程度高：以

2、美国最大的区域电力市场运营商 PJM 为例，调频和备用辅助服务通过竞争投标获得，黑启动等服务则通过签订合同获得;北欧和澳大利亚的电力辅助服务交易同样通过市场竞价和双边谈判等形式达成。相比于欧美等发达国家的实践积累，我国的电力辅助服务市场启动相对较晚，市场化程度低。2006年，国家电力监管委员会印发的并网发电厂辅助服务管理暂行办法，正式对电力辅助服务定义，被认为是电力辅助服务市场在我国发展的开端;电力辅助服务市场与电力市场化改革密切相关， 2017 年，国家能源局发布完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案，是为了适应电力市场改革新阶段而提出的电力辅助服务市场机制，对电力辅助服务的补偿机制做出了

3、规定。根据国家能源局最新的电力辅助服务有关情况的通报，2019 年上半年全国电力服务补偿费用总计130.31 亿元。其中，调峰补偿费用总额 50.09 亿元，占总补偿费用的 38.44%;调频补偿费用总额27.01 亿元，占比 20.73%;备用补偿费用总额 47.41 亿元，占比 36.38%;调压补偿费用 5.51 亿元，占比 4.23%;其他补偿费用 0.29 亿元，占比 0.22%。按照国家能源局的通报，2019 年上半年我国电力辅助服务补偿费用主要来自于发电机组分摊，总计 114.29 亿元，占比达到 87.71%。其余补偿费用来源主要包括跨省区(网外)辅助服务补偿分摊费用、新机差额

4、资金、考核等其他费用。从补偿费用来源结构中可以看到，目前电力辅助服务市场面临着发电侧“既出钱、又出力”的格局，市场化程度很低。目前，我国电力辅助服务市场最主要的应用场景是调峰和调频。调频指的是当用负荷发生小幅度波动时，会导致发电机频率增加或减小，发电机组需要通过调速器和 AGC 调节发电频率，恢复到额定频率 50Hz。调峰指更长时间尺度、更大功率范围内调节发电量与用户负荷的匹配。根据时长要求的不同，调频和调峰分别属于功率型储能场景和容量型储能场景。从成本的角度对比，调频和调峰分别适用于里程成本(储能电站总投资/储能电站总调频里程)和度电成本(储能电站总投资/储能电站总处理电量)。储能电站的成本主要包括储能系统成本、功率转换成本、土建成本、运维成本、电站残值和其他成本等类别。根据一些学者的研究结果，锂电储能在调频服务上已经具备经济性，里程成本约为 6.34-9.08 元/MW;而在调峰服务上，锂电储能的度电成本约为 0.62-0.82 元/kWh，大约是抽水蓄能的 3-4 倍，目前经济性竞争力较弱。但是考虑到抽水储能的环境限制，以及锂电储能未来的降本空间，锂电储能在调峰服务上的竞争力仍有很大提升空间。