新型储能盈利能力与投资前景分析.docx

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1、新型储能盈利能力与投资前景分析“十四五”新型储能发展实施方案指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能呈现出强劲的发展势头，项目加速落地，装机快速提升。在异常火热的市场背后，新型储能项目的盈利能力备受关注。如何实现项目的经济效益、合理反映其在电力系统中的价值，是激发社会主动投资意愿、引导新型储能产业健康可持续发展的关键问题之O本文对现阶段电源侧、电网侧和用户侧新型储能的盈利能力进行分析，在此基础上研究认为，目前源网侧储

2、能具备良好的成长性，工商业储能是最具商业投资价值的细分市场。投资者在参与储能市场时应注重优质项目的选择，同时关注市场变化等情况，以把握机遇并取得长期回报。一、新型储能盈利能力分析随着国内储能相关政策持续完善、市场环境不断优化，储能项目盈利渠道逐渐疏通。在电源侧，火电站配置储能提供调频等辅助服务是当前经济性较高的储能应用之一，新能源配储的盈利空间尚未得到充分开发，经济性不显著。电网侧独立储能逐步摆脱接入位置的约束,提供多重服务，既可以满足强制配储要求，又可以通过租金收益、辅助服务收益等提升经济效益，商业价值逐步显现。用户侧储能以峰谷电价差套利为主要收益模式，相比电源侧、电网侧储能，目前用户侧储能

3、中工商业储能的盈利模式最为成熟清晰。（一）电源侧储能发电侧储能建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。根据用途的不同,电源侧新型储能一般与常规火电机组或与新能源发电机组联合配置。1、与火电联合火电配储能，即火电厂加装储能设施，通过火储联合调频方式，发挥储能快速响应优势，从技术上缩短火电机组响应时间，提高火电机组调节速率及调节精度，提升火电对电力系统的响应能力，被视为当前主要的调频手段之一。国家能源局此前颁布的并网发电厂辅助服务管理实施细则与发电厂并网运行管理实施细则等文件，为火储联调项目确立了补偿机制。近几年火电配电化学储能在我国已有广泛应用

4、，山西、广东、内蒙古、河北等地都有发电侧火储联合调频项目。从盈利模式来看，与火电联合配置的储能主要通过提高电厂调频响应能力、参与调频辅助服务而获取收益。在实际操作中，火储联调项目参与的是电力辅助服务市场中的AGC（AutomaticGenerationControl,自动发电控制）调频（二次调频）市场，火电厂调频效果主要由机组综合性能指标K值来体现，通过加装储能设施,火电厂机组综合性能指标K值可以提高2至3倍，调频能力明显提高。调频效果越好，收益也越高。根据相关介绍，一个60万千瓦的火电机组若配置3%的电化学储能，项目调频收益可达200万300万元，投资回收期为45年。2018年以来，在各地辅

5、助服务政策的支持下，储能辅助火电AGC调频成为国内储能行业为数不多、门槛较高且率先实现商业化的运营模式。目前来看，火电站配置储能提供调频等辅助服务是当前经济性较高的储能应用之一。从市场前景来看，和电能量调节相比，调频辅助服务市场空间较小，大量储能技术涌入调频市场必然对调频价格造成较大冲击。短期看，一些装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组在进行储能配置的改造后，收益会更有保障。长期看，随着顶层设计、配套机制的不断完善，火储联调未来还会拓展到一次调频市场，从而进一步拓宽盈利渠道，收益空间会更加明朗。案例2021年11月，上海电气首个火储联合调频项目广东粤电大埔电厂储能调频项目通过储能性能试验及

6、储能联合机组试验和试运行阶段，正式投入商业运营。该项目是在厂内2X600WV燃煤发电机组侧安装建设一套18MW9MTVh储能调频系统，并采用先进的锂电池和EMS能量管理技术，以“一拖二”方式与其中一台机组联合响应电网AGC调度指令，以此获得调频收益。经过连续两个30天试运行，项目整体表现不俗，2台机组综合性能指标进入市场前10%,调频净收益在市场排名前列。2、与新能源联合新能源配储能，即风电、光伏等新能源发电站在场区内建设储能设施，作为电站的配套设备，包括风储、光储、风光储多能互补等具体形式。鉴于风电和光伏发电的间歇性和波动性等特征，新型储能作为新能源的“稳定器”，能够平滑新能源输出，是提升地

7、区消纳空间的有效途径。2021年7月，国家能源局印发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提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。截至目前国内大部分省份已明确要求并网新能源项目按一定功率配比配置储能，主管部门在项目审批、并网等环节对新能源电源侧配储能项目也给予一定倾斜。对于新能源开发建设来说，配储几乎成为标配。从盈利模式来看，与新能源联合配置的储能主要通过降低弃风弃光电量增加电费收入，通过支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场获取更

8、高收益。另外，国家能源局提出要加强储能并网运行管理,推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平。目前来看，新能源配储的盈利空间尚未得到充分开发，新能源配储收益普遍较低。同时，储能项目成本也未明显降低。根据相关测算，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%10烟而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%20虬收益偏低叠加初始投资成本增加，给新能源企业带来较大压力，企业对于储能项目应用意愿不高，但由于政策要求，不得不配储，于是一些企业可能倾向于

9、选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。在此情况下出现了新能源配储规模扩大但利用率低迷的现象。根据中电联2022年11月发布的新能源配储能运行情况调研报告，新能源配储利用系数仅为6.1%,相比火电厂配储15.3%、电网侧储能14.8%、用户侧储能28.3%的利用系数，显然，新能源配储利用系数最低，整体调用情况不理想。现阶段新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。从市场前景来看，考虑到新能源渗透率持续提升过程中对灵活性资源的需求将不断加大，配储在未来仍将会持续作为新能源项目开发、并网时的加分项或必答题。

10、值得关注的是，虽然配储要求仍在继续，但是各地主管部门对于配储方式要求逐步灵活化。新能源项目配置储能正在由新能源场站内配建逐步转向鼓励和支持建设独立储能电站、新能源项目租赁容量的方式。例如，2022年8月8日，江苏省发展改革委发布江苏省“十四五”新型储能发展实施方案，提出鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能一站多用的共享作用。由新能源发电企业按年度支付储能租赁费用，储能企业按照容量提供调峰服务，鼓励签订长期协议或合同。长远看，今后或将有更多地区通过租赁方式完成储能配置要求，而解决新能源配储收益问题，只是时间问题，但具体的落地细则，需要结合地方禀赋。这是一个长期多方博弈的过程，

11、趋势前景比较乐观，但过程较为复杂，需要各方共同努力和全行业的关注。案例2020年6月，山东省莱州市土山镇一期120MW+6WV12MWh光储融合项目正式并网发电。按当时的要求，光伏电站配置12MW24MWh(10%2h)的储能系统；经过调试，该储能电站接入省级平台，可由省调直接调度。据该电站站长介绍，由于项目采用了阳光电源自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，从频率扰动至目标值调节响应时间小于400ms,完全满足高标准并网技术规范要求，因此成为当地的标杆电站。仅2021年4月，该电站就被省电网调用了15次，调用频率50%；储能电站转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障。按山

12、东200元/MWh的补贴标准，当月电站获得超过6万元的补贴。除调峰补偿费外，储能电站还能有效节约厂用电费。光伏电站的厂用电占到总发电量的05%左右，执行当地的大工业电价。因此，是一笔不少的运营费用。据介绍，每天下午接到电网不参与调度命令后，电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率，厂用电也能节省0.10.2元/度的电费成本。二期实现平价上网后，电费节省幅度会更大。即便采取上述两种方式，储能电站的成本回收期仍然很长。如果按当时约2元/Wh的投资标准计算，山东莱州项目储能电站总投资约为4800万元。按照实际的运营状况来看，预期15年能收回投资。

13、这无疑会拉长整个光伏电站的投资回收期。(一)电网侧储能电网侧储能，狭义上，是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设并直接接入公用电网的储能系统。广义上，是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源。从广义范围看，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，所提供的服务包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务,目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。对于2019年以前建设的电网侧储能，其成本可纳入输配电价回收，因此电网公司可采取有效资

14、产回收模式运作储能项目，但在国家发展改革委2019年5月发布输配电定价成本监审办法后，该模式不再适用。从收益来看，参与电网侧调峰、调频的储能项目收益主要来自于辅助服务补偿，值得注意的是，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。无论是前面提到的新能源配储，还是此处的电网侧储能，单一侧建立储能电站成本高且收益渠道单一，经济性不显著，新能源场站和电网侧建设储能电站的积极性不高。国家发展改革委、国家能源局多次提出探索推广独立储能模式，发挥储能电站一站多用的共享作用。独

15、立储能独立储能以第三方资本投资为主建设，直接接入电网运行。2021年12月，国家能源局发布了电力并网运行管理规定和电力辅助服务管理办法，确认新型储能参与辅助服务的发展方向。2022年5月，国家发展改革委和国家能源局发布关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知，指出“符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能。通知同时规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升了独立储能模式的经济性。随着储能独立市场主体地位确立

16、，各种政策利好相继释放，电网侧储能更多以独立储能电站的形式落地。需要关注的是，除了小部分作为输配电基础设施的储能系统外，电源侧和电网侧储能在实际应用中边界正在模糊。独立储能在推出初期，由于其接入位置并非电源侧和用户侧，并且其服务价值主要通过向电网提供辅助服务来体现，因而通常被分类为电网侧项目。随着国内可再生能源装机占比逐步增长、辅助服务市场日益成型，越来越多的储能项目开始摆脱接入位置的约束，提供多重服务，包括利用独立市场主体地位进行辅助服务市场交易，出售或租赁储能容量调节能力给发电企业、电网企业、电力用户等具有储能使用需求的主体，储能既可以与一般新能源配储项目一样满足强制配备储能的要求，还可以通过规模化建设降低成本，并通过租金收益、调峰、调频服务费等收益提升电站经济效益，具有较为明显的优势。独立储能商业模式初步形成、收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要表现。独立储能的运