（报告出品方/作者：国海证券，李航，邱迪）
1、 用电侧、发电侧的变化与电网侧发展滞后性
1.1、 用电侧：峰谷差不断增加
随着我国用电结构变化和电气化程度提升，负荷峰谷差拉大增大了电力系统调节需求。随着我国第三产业和居民生活用电占比不断提升，用电侧日内负荷的峰 谷差率与峰谷差绝对值都在不断增大。以浙江为例，2020 年最大峰谷差达 33140MW，最大峰谷差率超 50%。同时，我国终端用能部门电气化程度也在不 断提升，其中电动车是当前交通部门电气化的重要缩影。电动车充电负荷与原有 电网负荷的日内波动情况高度重合，进一步增大负荷峰谷差率。以宁波为例，电 动车充电高峰期在 9-11 点和 19-20 点，与电网用电高峰期吻合。随着新能源汽 车渗透率的不断提高，电动车的充电也将进一步加大电网负荷的峰谷差。
1.2、 发电侧：新能源发电对电网支撑能力弱
新能源发电在电力系统中占比将逐步提高，未来将成为我国发电主体，新能源大规模并网对电力系统调节能力提出更高要求。光伏与风电在我国的发电量占比 在 2020 年已经超过 9%，根据全球能源互联网发展合作组织预测，在碳达峰、 碳中和趋势下，这一比例有望在 2030 年达到 27%，2060 年达到 66%。由于新 能源发电设备存在转动惯量低、动态无功支撑能力弱、电压耐受能力不足等问题， 导致系统抗扰动能力下降，影响系统的稳定性：
（1）系统转动惯量降低：由于光伏与风电几乎没有转动惯量，随着常规机组占 比和使用率降低，电力系统一次调频能力下降，导致系统抗干扰能力变弱，波动 率与波动幅度提高，低频越限概率增大，逐步需要储能提供转动惯量和调频服务；
（2）动态无功支撑能力弱：新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新 能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的 2~3 倍，新能源 占比提高将导致系统动态无功储备及支撑能力下降，系统电压稳定问题突出；
（3）电压耐受能力不足：新能源大规模接入导致系统短路容量下降，电压支撑 能力降低，使暂态过电压问题突出，可能超过设备耐受水平，造成新能源大规模 脱网或设备损坏。
由于风电与光伏合计发电量与全社会用电量存在季节性错配，系统需要火电机组和储能技术协同来保障电力供应。我国全年用电情况与新能源发电量均具有周 期性，根据 2021 年统计，全社会用电量在 7~9 月以及 12 月处于高峰，在 2~4 月及 11 月处于低谷。然而风电与光伏合计发电量在 3~5 月及 11 月处于高峰， 在 7~9 月及 12 月处于低谷，两者峰谷错位。在未来光伏和风电发电量占比提高 的背景下，由于新能源发电与用电需求的季节性供需错配，在新能源发电低谷月 份，需要大量火电机组保障电力供应；而在新能源发电高峰月份，由于火电机组 的开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，火电机组难以满足调峰、调频需求， 需要更多储能设施来维持电网安全稳定。
新能源发电的瞬时波动和日内波动特性增大了系统调频、调峰需求。新能源发电 具有较强的随机性、波动性，系统需要增加灵活性资源来应对其产生的调频、调 峰需求。且风电的随机性、波动性远超光伏，因此进一步增大了系统调频、调峰 需求。此外，我国风电普遍存在逆调峰现象，即风电出力曲线的峰谷时间与负荷 的峰谷时间相反。以湖北电网数据为例，风电在夜间 22 时至次日 5 时出力较大， 白天 12 时到 17 时出力较小；而湖北电网在夜间 23 时到次日 7 时负荷较小，白 天 12 时至 17 时处于负荷峰值。这种逆调峰现象会进一步增大系统调峰压力。
1.3、 电网侧：灵活电源不足，调峰、调频能力受限
电网侧系统灵活性电源发展滞后，调峰调频能力受限。我国电源结构以灵活性不 高的燃煤机组为主，灵活性较好的燃气机组占比低，后者在2018年占比不足6%。 作为对比，美国、西班牙、德国的灵活电源装机量占比达到了 49%、34%、18%， 远超我国水平。用各国灵活电源装机量占比与太阳能、风电发电量占比相除得到 的比值可以作为衡量各国灵活电源对新能源发电调节能力的指标，我国此指标也 远低于美国与西班牙。灵活性调节能力直接关系到电力系统安全稳定运行和新能 源消纳利用水平，当前灵活性资源挖潜不足，体现在常规火电改造推进迟缓，抽 蓄等灵活性调节电源建设缓慢，水电、核电等清洁能源提供灵活性资源的不确定 性高，导致电力系统调峰调频压力不断增大。
调峰能力不足是新能源发电消纳受限的主要因素。我国能源资源与消费需求呈 逆向分布，西部地区风、光、水等清洁能源需要大规模外送至中东部地区消纳。 目前跨省跨区清洁能源消纳仍然面临着政策和价格机制不完善、电力外送通道建 设滞后等问题，局部地区仍存在因外送传输能力受限造成的新能源弃用问题，但 是随着高压输电网络的大力建设，外输受限对新能源发电消纳的影响正逐步减少。 根据主要省份弃风弃光原因的统计，2020 年相较于 2015 年因传输能力受限导 致的弃风弃光占比均有降低，因调峰能力不足导致的弃风弃光占比均有上升并且 在多省占比超过 90%。因此调峰能力不足是新能源发电消纳受限的主要因素， 并且问题正逐步加剧。（报告来源：未来智库）
2、 提高灵活电源占比和发展储能是解决新能源消纳问题的关键
提高灵活电源占比和发展储能是解决新能源消纳问题的两大主要手段。提升电 力系统灵活性是解决新能源消纳的关键，主要手段包括提升灵活电源占比、发展 储能、加强电网互联、挖掘需求响应资源等。其中，灵活电源和储能是较为主要 的灵活性资源，为研究重点。
2.1、 灵活火电发展受限
提高燃气机组占比不符合我国国情，难以实现。我国具有“富煤贫油少气”的能 源资源禀赋，天然气对外依存度较高，燃气发电成本远高于燃煤发电。
燃煤机组灵活改造是我国提高灵活电源占比的主要途径。煤电原则上具备秒级 以上全时间尺度调节能力，通过煤电灵活性改造，可以使其具备日内调峰能力， 从而应对新能源发电的日内波动问题。因补偿标准低等问题，“十三五”期间煤电灵活性改造积极性不强，改造远低于预期，“十三五”规划改造 219.5GW，截 止 19 年底仅完成 57.75GW。
煤电机组灵活性改造支持政策利好不断，改造进度预计加快。在国家政策方面， “十四五”期间计划完成煤电灵活性改造 200GW，增加系统调节能力 30~40GW。 地方政府也在积极出台相关政策刺激煤电灵活改造，如内蒙以新建新能源消纳指 标激励发电央企对存量煤电机组进行灵活性改造。此外，我国调峰在内辅助服务 费用占全社会电费占比有望逐步看齐国际经验值，由当前 1.5%升至 3%及以上， 将利好调峰等辅助服务市场建设。
2.2、 政策支持利好储能发展
发展储能可以很好地解决新能源大规模并网引起的发电高峰和用电高峰错配及电网不稳定问题。储能可以解决风光出力高峰与负荷高峰错配的难题，通过削峰 填谷促进新能源消纳，缓解电网的调峰压力。此外，储能可以提供调频服务，解 决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，提升系统安全稳定水平。
国家储能政策频出，储能收益难题有望得到破解。2014 年国家出台政策，国内 新建抽水蓄能电站电价主要采用两部制，即上网电价=容量电价+电量电价，容量 电价和电量电价分别用以弥补固定成本和运营产生的变动成本。2019 年 5 月下 发的《输配电定价成本监审办法》规定，抽水蓄能电站及电储能设施费用不得计 入输配电定价成本，导致电网投资储能难以疏导成本。但是 2021 年 5 月新政 《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确抽水蓄能容量电价纳入输 配电成本，储能成本可以向下游用户传导，从而保障了抽水蓄能电站的投资收益， 为抽水蓄能电站规模化发展打下基础。2021 年 12 月印发的《电力辅助服务管理 办法》提出将辅助服务费用分摊范围由当前发电侧扩大至电力用户，为储能打开 盈利空间奠定了基础。
储能产业迎来政策性利好，地方政府纷纷响应国家政策推出配储政策。2021 年 8 月，发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，通知鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，对按规定 比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后， 可安排相应装机并网。该政策显示了国家层面对储能产业明确的支持态度，国家 政策出台后，各地储能产业扶持政策密集出台，多地强制要求保障性并网按照一 定比例配储。在国家政策大力推进储能产业发展的背景下，储能产业有望健康快 速发展。（报告来源：未来智库）
3、 2025、2030 年电化学储能容量需求区间分别为 111GWh-141GWh 和 686GWh-731GWh
抽水蓄能发展规模确定性相对较高，储能需求预测的难点在于电化学储能空间测算。抽水蓄能和电化学储能是当前储能发展的主流选择，两者发展模式存在显 著差别。我国抽水蓄能规划建设主要围绕两大电网公司展开，在当前抽水蓄能价 格机制逐步理顺的趋势下，抽水蓄能发展规划落地的确定性显著增强。电化学储 能的投资主体呈现显著的多元化特征，国家规划目标的执行落地面临更大的不确 定性，相应的测算分析更为困难。
结合当前应用场景看，电化学储能主要起到调峰、调频作用，从调峰调频功能视角测算电化学储能空间更为行之有效。按照安装位置和投资主体划分，电化学储 能应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。由于电化学储能在这 些场景所起作用大部分重叠，且各场景电化学储能规模受政策要求、经济性等多 方面复杂多变因素影响，采用自下而上分场景测算方法预测电化学储能较为困难。 但从在电力系统中所发挥的作用看，储能主要起到调峰、调频功能，从功能视角 相较更容易测算出未来电力系统中电化学储能需求。
3.1、 新能源装机量预测
基于 2021 年 10 月国务院印发的《2030 年前碳达峰行动方案》中，2025 年非 化石能源消费比重达到 20%、2030 年非化石能源消费比重达到 25%的目标，对 新能源装机量进行预测，预计“十四五”期间风电和光伏新增装机量为 646GW， 累积装机量约为 1181GW。
3.2、 2025 年、2030 年调峰电化学储能容量需求分别为 111GWh 和 686GWh
3.2.1、 新能源发电无法消纳部分即为我国调峰缺口
电网负荷日内一般呈规律性波动，负荷峰谷差率在部分较极端情况下会超过 50%。电网调峰就是在电网负荷高峰时提高发电功率，电网负荷低谷时降低发电 功率。传统电网会通过对负荷波动的预测，按照日前发电计划调整全网火电机组 输出功率实现系统调峰。新能源发电大规模并网后，风电和光伏发电的日内波动 进一步增大了系统调峰需求。由于传统煤电机组最小技术出力一般为 50%，继 续降低出力会有停机风险，并且煤电机组启动时间较长，频繁启停还会加速机组 磨损，因此传统煤电机组调峰能力有限。当所有煤电机组出力降至最小出力时， 若总发电供给仍高于电力需求，则只能弃光、弃风，此部分供给需求差额可视为 调峰缺口。该调峰缺口可通过储能设备在发电高峰期进行电能储存，在用电高峰期进行电能释放来补足。调峰储能设备主要以电化学储能和抽蓄储能为主，抽蓄 储能的建设对地势环境有要求，并且建设周期一般为 8-10 年，所以未来 10 年 抽蓄储能容量可以根据目前已有、在建、规划的抽蓄项目进行较为准确地预测。
3.2.2、 2025 年调峰电化学储能功率需求空间为 45.9GW
通过供需差计算出 2025 年调峰缺口为 127GW。第一步确定全年调峰需求在冬 季供暖期晚高峰期间最大。第二步计算 2025 年该时期调峰缺口（即供需差）， 调峰缺口=调峰需求-调峰能力，其中调峰需求包括峰谷差、备用容量和风电逆调 峰容量，调峰能力包括煤电（50%调峰深度）、气电（70%调峰深度）和抽蓄。 两者相减可计算出 2025 年调峰缺口为 127GW。
2025 年在完成煤电改造目标 200GW 情况下对应调峰电化学储能需求为 45.9GW。调峰缺口由新增灵活性改造煤电和电化学储能弥补，煤电改造后最小 出力为 30%（原为 50%），电化学储能充放电深度为 90%。对电化学储能需求 相对于煤电灵活改造容量进行敏感性分析。在中性假设下，“十四五”完成煤电 改造目标 200GW，则对应电化学储能累计装机需 45.9GW，考虑目前发电侧累 计装机约 3.3GW，对应 2021-2025 年电化学储能新增装机为 42.6GW。
3.2.3、 2025 年、2030 年调峰电化学储能容量需求空间分别为 111GWh 和 686GWh
调峰储能容量需求空间是最低发电曲线超过负荷曲线部分的积分。调峰电化学 储能功率空间按照瞬时最大调峰功率缺口（GW）来计算，但是电化学储能空间 普遍以容量（GWh）来衡量。调峰既要满足瞬时的功率需求，也要满足一段时间 内容量需求。在负荷曲线上的区别体现在功率缺口是一个时刻发电功率与负荷的 最大差值，调峰容量缺口则是发电功率曲线在负荷曲线之上的部分与负荷曲线围 成的封闭图形面积，即两条曲线积分之差。
全国电力系统负荷与发电功率模拟方法：由于湖北地处中国中部，并且作为工业 与人口大省，其气候条件与用电负荷曲线较为典型。所以进行测算时用湖北的新 能源发电出力特征代替全国新能源发电出力特征，用湖北典型日负荷特征代替全 国典型日负荷特征。根据湖北 10 个风电场和 6 个光伏电厂的平均日内出力曲线 绘制总出力曲线。按照预测的 2025 年和 2030 年全国光伏、风电装机量进行等 比放大，代表全国光伏、风电发电出力曲线。叠加煤电、水电、燃气、核电、生 物质能机组的最小技术出力得到全国系统最小出力曲线。将湖北典型日负荷曲线 按照最大负荷与全国预计最大负荷的比值进行等比放大，模拟全国典型日负荷曲 线，与全国系统最小出力曲线合并，系统最小出力曲线超出日负荷曲线的部分即 为新能源发电无法消纳部分，也可视为调峰最大需求量。负荷曲线纵轴为功率， 横轴为时间，对两个曲线求积分相减，即可估算全国 2025 年、2030 年调峰最
假设电化学储能调峰需求=调峰缺口量-抽蓄容量，根据《中国 2030 年能源电力 发展规划研究及 2060 年展望》中的预测，我国 2025 年抽蓄装机量 62GW，2030 年抽蓄装机量 113GW，电化学储能充放电深度为 90%，则可计算电化学储能调 峰容量需求。
3.3、 2025 年、2030 年调频电化学储能需求分别为 30GWh 和 45GWh
调频是对电网小幅波动的快速调节。电网负荷与发电频率时时处于动态平衡，电 网发电功率与负荷功率不匹配时，电网频率会发生波动。调频可以在较短时间内 抑制电网频率波动。下图是调频原理及过程，以电网负荷上升为例，全过程为四 个阶段。第一阶段电网负荷上升；第二阶段由于发电功率小于负荷功率，电网频 率沿负荷曲线下降；第三阶段发电机组一次调频启动，通过调速器控制增加出力， 功率沿负荷曲线上升，但电网频率仍小于额定频率；第四阶段二次调频介入，目 前主要以自动发电控制（AGC）为主，发电机组功率继续上升直至电网频率恢复 至额定频率。目前，一次调频为基本义务，调频市场通常指二次调频。
调节速率是机组调频能力最重要指标。各省在评估发电二次调频能力时，一般规 定 K1≤5， K2≤1， K3≤1，所以满分一般为 3 分。由于 K1 的分值上限高， 并且在综合调频能力公式中的系数为 2，所以调节速率是最重要的指标。另外， 多数省份的调频补贴金额与 K 值挂钩，所以调节速率很大程度上决定了各种调 频方式的经济性。
目前调频是以火电机组调频为主，但由于其响应时间长，调频速率低，只适合幅 度较大，方向较单一的调频情形。在可再生能源能源发电大规模接入电网后和用 电负荷加大、波动更剧烈的情况下，火电调频难以准确满足这种小幅度、高频率 的调频需求。水电和抽蓄由于其地理因素限制和枯水期的容量保护，发展上限确 定。所以未来新增调频储能将会以电化学储能为主。
为满足新能源发电平滑上网的调频所需的功率限制会导致大量“弃风弃光”。与 新能源发电的日内波动和调峰能力不足导致的“弃风弃光”不同，为应对新能源 发电短时波动而对新能源发电进行功率限制也会导致“弃风弃光”，因此新能源 需要配备一部分储能容量用作调频。
调峰与调频储能设施通用性有限。调峰配备的储能设备为容量型，而调频配备的 储能设备为功率型。以电化学储能为例，调峰所用电池系统多为1C充放电倍率， 调频所用电池系统多为 2C 充放电倍率。如果调峰储能容量同时用作调频，会大 幅降低设备的使用寿命，同时有安全隐患。并且在调峰储能容量为 100%和 0% 的情况下无法参与调频，因此在计算储能容量空间时可把调频与调峰空间分开计 算。
目前火电机组调频容量配比一般为额定功率的 2.5%~8%。新能源发电主流的调 频储能配比为额定功率的 5%，选用 2C 型储能系统，充放电时间为 0.5h。假设 新能源发电配备调频储能要满足自身调频需求，按照渗透 100%，估算现在和未 来我国新能源发电调频用储能空间，2025 年与 2030 年调频电化学储能需求空 间分别为 30GWh 和 45GWh。
当前时点看，该假设仍面临较大的政策不确定性，但随着我国新能源占比不断提升，新能源引起的储能调频需求将会愈加迫切，相关政策确定性将会提升。
3.4、 2025、2030 年电化学储能容量需求区间分别 为 111GWh-141GWh 和 686GWh-731GWh
根据我们对电化学储能需求测算，2025 年调峰功率需求为 45.9GW，2025、2030 年调峰容量需求分别为 111GWh 和 686GWh，2025、2030 年调频容量需求分 别为 30GWh 和 45GWh。考虑到调频、调峰共用性尚不明确，对电化学储能需 求进行区间预测，区间最小值为调峰、调频储能完全共用情况，等于调峰电化学 储能容量需求；区间最大值为调峰、调频储能完全不共用情况，即为调峰电化学 储能容量需求加调频电化学储能容量需求。我们预测 2025 年电化学储能容量需 求区间为 111GWh~141GWh ， 2030 年 电 化 学 储 能 容 量 需 求 区 间 为 686GWh~731GWh。
4、 投资分析
随着风电、光伏装机量占比不断提高，电网调峰、调频需求日益凸显，电化学储 能作为填补调峰、调频缺口的重要技术，将开启十年黄金赛道。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】。
