2019年储能投资进入爆发期：新能源缓解电网压力 电网侧储能拉动锂电池边际需求

2、体系初见雏形，区域电网间结构差异凸显

2017年11月开始，国家能源局先后公布了2017年第二、第三、第四季度的全国辅助服务补偿情况通报，除西藏、蒙西地区外的30个省均已建立起了电力辅助服务机制。补偿费用在上网电费比例达到了0.7~0.8%左右，我们估计目前全国每年的电力辅助服务补偿费用在110~125亿元之间。

我国备用服务、调峰服务、自动发点控制(AGC，二次调频)是我国电力辅助服务最主要的品种。在我国，电力辅助服务中并不是所有服务均予以补偿，统计中的调峰、备用分别指的是有偿调峰、旋转备用，而基本调峰、非旋转备用并不给予补偿，属于发电厂的基本“发电义务”。从公布的两个季度的辅助服务补偿费用来看，备用服务费用占比37%、调峰26%、AGC 26%。

我国六大电网区域的辅助服务补偿情况各不相同，差异较大。从两个季度公布的情况来看，六大区域从补偿费用总额、占比到不同种类辅助服务的占比差异均较大，分别体现出了各自电力系统的特点。值得注意的是东北地区的调峰、西北地区的备用与调峰、华北与华东地区的调频辅助服务费用在各自总费用中的占比较高。

目前，全国范围的风电、光伏已经被纳入到了辅助服务补偿体系内。除去光伏、风电自身需承担的考核费用外，还需要按照自身的发电量比例参与分摊辅助服务补偿费用。根据能源局公布的数据，2017年第三、第四季度，风电光伏合计承担的分摊费用为1.9亿元、4.27亿元，分别占对应季度发电机组分摊费用的7.6%、15%。从实际效果上看，实现了新能源发电“购买”火电、水电等机组调峰、备用服务的效果。

3、辅助服务市场化改革加速

市场化改革加速，多省区市场化改革政策密集发布。2014年，东北地区发布了《东北电力调峰市场化补偿管理办法》，率先启动了调峰市场化尝试。2016年底，东北地区率先启动了电力辅助服务市场化改革试点，发布了《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》。截至2018年3月，已有6各省份、1个区域(东北)启动了电力辅助服务市场化改革，共涉及东北、华北、华东、西北四个区域。

“规定价格、强制调用、事后补偿”向“市场价格、自主申报、事前定价”转变。电力辅助服务市场是电力市场中的重要组成部分，其中维护功率平衡的服务是现货市场的重要品种。其中“调频”市场组织方式是日前申报、日内调用、集中竞价、边际出清、统一价格，调度中心将会根据价格由低到高对所有可用资源排序，并依次调用，并根据被调用的最后一档资源申报价格作为市场出清价格统一结算。

(三)国外辅助服务市场为标尺，辅助服务市场规模将不断提升

与国外相比，我国电力辅助服务起步较晚，补偿力度明显较低。2015年美国PJM电力市场的辅助服务费用占比电量费比例为2.5%(可再生能源装机占比为5%)，同年英国这一数值高达8%(可再生能源比例27%)。电力辅助服务是电网稳定运行的成本，当电网受到的冲击越来越多时，这一成本应当进一步抬高，才能够有效地刺激出足够的可调用资源。

总体来看，欧洲、美国等地区的电力辅助服务已经形成了完善的市场化机制，结合其电力中长期、现货市场，通过经济性手段实现了电网的自发平衡。调度机构对于发电计划、辅助服务不具有干预权限，完全通过市场化的方式解决了辅助服务的资源问题。

储能优势尽显，调频领域商业模式日渐清晰

(一)辅助服务市场化，奠定储能参与电网调节制度基础

一直以来，储能对于电网的技术意义已经非常明确，大规模储能参与电网调节被视为储能的重要应用领域。然而在我国始终没有针对性的制度体系和规定。此前，我国储能参与电网调节更多地依赖于电网现有的运行机制，例如“削峰填谷”依赖的是用电侧的电力用户主体的峰谷电价差，本质是依靠储能与现有市场主体打捆进行的电价套利。这种模式并不是储能与电网的直接交互。

在这一轮电力辅助服务改革中，储能的主体地位开始被确立，各个地方均为储能参与电力辅助服务的具体细则进行了规定。南方电网专门出台了《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务实施细则(试行)》，对电化学储能电站的并网运行给予了正式的主体地位。

我们认为，电力辅助服务就是储能参与电网调节的制度基础，因为辅助服务的补偿机制就是对电网调节行为的补偿制度。市场化的辅助服务体系，在定价、资源调用两个方面解决了电网与储能的互动规则。无论是辅助服务还是电网侧储能，在市场化的辅助服务补偿体系下，参与到电网调节后都将获得给予合理的补偿，摆脱原有的依靠用户侧电价差套利的制度依赖。

(二)储能调频商业模式日益成熟，“火电+储能”模式率先爆发

电网级储能应有的商业模式，是能够给予储能系统在调节电网行为给予合理的定价。例如美国基于调频性能和工作量的双轨制补偿，充分体现出了储能的经济价值，为储能参与电网调节创造了良好的环境。2011年3月纽约电力市场的数据显示，占电网调频容量3.3%的储能调频资源完成了23.8%的调频任务量，这些资源中绝大部分是锂离子电池或飞轮储能等，这也证明了储能在电网调频任务中的巨大优势。

以山西为例，山西的AGC明显借鉴了国外调频双轨制的补偿办法，也就是不但对其容量进行补偿，同时还对其实际工作效果进行补偿。在山西的《山西电力调频辅助服务市场运营细则》中，详细规定了AGC服务的性能指标定义，并且将AGC服务的资源调用排序、收益挂钩，调频性能越好的资源有限排序，最终结算收益也要加入性能指标因子。

储能调频性能优异、成本较低。火电机组正常AGC运行中，一方面影响了其最优发电曲线，导致其经济性下降。另一方面，由于AGC指令的频繁反复变化(平均1～2分钟变化一次)，使得机组设备反复变化加剧老化、损坏。因此，火电机组AGC的成本较大。水电成本较低，但是受限于资源问题，受到了一定限制。储能系统通过电力电子装置，控制环节最为简单，因此其控制性能也最优。今年以来“火电+储能”调频AGC 改造项目呈现井喷的态势，据我们统计估计，目前全国已经有不少于20个项目投运或在建。这些改造项目的目的，就是依靠储能的调频性能优势获取更多的辅助服务补偿。

六、总结

(一)新能源发电空间巨大，“市场化”政策将催化2019年新成长周期

首先，我国用电量正在进入一轮经济增长叠加电能替代带动下的快速增长通道，未来三年的负荷增速在7.5%以上。同时，电网最大负荷也将以6%~8%左右的增速保持增长，装机需求仍然较大。考虑到风电、光伏的平均负荷率较火电低40%以上，同等用电量下的装机量将远高于火电装机。整体来看，我国未来三年将保持120GW左右年均新增发电装机量。而考虑到配额制的约束，新能源年均新增装机量也将有望保持70GW左右的水平。

其次，电网调节能力提升不断抬高新能源渗透率天花板，弃电率将持续好转。2017年，“三北”的新能源装机量已经被其他地区反超，。同时，“三北”地区在2017年新增31GW(与2016年基本持平)新能源装机量的同时，弃电率水平在2018年大幅度下降。我们认为，随着辅助服务市场化机制的改革，现有电网结构下的调节能力已经增强，全国弃电率水平已不再可能出现2015、2016年严重恶化的情形。新能源发电运营商将会持续受益，新能源发电存量资产价值将会持续回升。

我们认为，东北、西北地区弃电率已经逐步好转，辅助服务。下一阶段特高压外送电量的提升和新的外送通道的释放将会进一步带动新的装机。而配额制、电力市场机制的改革，也将会疏通特高压送受端地方政府利益矛盾带来的阻塞问题。新疆、宁夏、甘肃等省份的辅助服务市场化改革落地，有望复制东北的成效，压低弃电率水平。

中东部地区电网的压力，已经可以通过“风电+光伏+储能+特高压”的方式解决，但是如何给予无国家补贴指标的新能源，特别是光伏，合理的收益将成为下一轮周期释放的关键。能源局将无国家补贴的光伏项目审批权下放到地方后，地方政府将会主动采取更加灵活的补贴、电费结算方式来提高光伏发电的收益性，例如地方补贴、加快推进分布式售电、建设电力现货市场等政策。我们预计，2019年相关地方、电力体制改革政策将会不断落地，光伏将会在中东部地区迎来新一轮爆发。

(二)电网级电化学储能爆发，对锂离子电池需求边际带动快速提高

通过本文的分析我们可以发现，当前电网对储能需求已经从单纯的电量存储功能向快速出力调节功能转变。而“锂电池+PCS”的组合模式，是目前快速调节出力最为经济有效的方式。辅助服务市场化改革将会给予调频、调峰的更合理的经济性收益，实际上为锂离子电池体现自身性能、成本优势奠定了基础。锂电池的性能、成本优势已经开始被电力领域所认知，加之辅助服务的市场化改革，储能商业模式日渐清晰，2019年开始投资规模必将进入一轮爆发期。

电网侧、辅助服务领域储能爆发，对锂离子电池需求的边际带动快速提高。根据中关村储能产业技术联盟的统计，2018年上半年，全球新增的697MW电化学储能装机中，几乎全部为锂离子电池。同时，辅助服务已成为全球最主要的电化学储能应用领域，达到354MW，占比51%，同比增长344%，并且全部为锂离子电池，电网侧储能装置也全部为锂离子电池。上半年，我国电化学储能项目新增装机量达到100.4MW，同比增长127%，累计装机规模达到490MW。其中，超过六成项目为电网级的电网侧、辅助服务领域储能，并且全部为锂离子电池。

从已经公开的项目看，仅宁德时代在福建的储能规划第一期项目就达到100MWh，第二期、第三期项目分别达到500MWh、1GWh。今年江苏、河南也分别建设了100MWh、200MWh的电网侧储能项目，“火电+储能”对锂电池的合计需求也将突破100MWh。从2019年开始，电网级锂电池储能需求将会达到GW级别，对于锂电池需求的边际带动将显著增强。