2022年共享儲(chǔ)能行業(yè)專題研究

1、2022年共享儲(chǔ)能行業(yè)專題研究1.儲(chǔ)能結(jié)構(gòu)性轉(zhuǎn)變：從分散配儲(chǔ)到集中電站1.1.新能源配儲(chǔ)日益嚴(yán)格，成本增加收益率承壓新能源配儲(chǔ)已成定局，配臵比例和時(shí)長有增加趨勢。根據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，截至2022年7 月，已有 24 個(gè)省級(jí)行政區(qū)和若干市級(jí)政府出 臺(tái)新能源配儲(chǔ)規(guī)定。對(duì)比同一省份在不同時(shí)間發(fā)布的新能源配儲(chǔ)政策， 我們認(rèn)為新能源配儲(chǔ)比例和時(shí)長在政策上有增加趨勢，主要體現(xiàn)在：（1） 直接增加配儲(chǔ)要求，如福建省 2022 光伏項(xiàng)目申報(bào)較2021增加了若儲(chǔ)能設(shè)施未與項(xiàng)目同步投產(chǎn)，配建比例提高至 15%、4h 的要求；（2）市級(jí)政策較省級(jí)提高，如甘肅省級(jí)方案要求河西地區(qū)按 10%、2h 配儲(chǔ)， 嘉峪關(guān)市要

2、求提高至20%、2h；（3）部分項(xiàng)目要求提高，如內(nèi)蒙古保 障性并網(wǎng)項(xiàng)目要求配儲(chǔ)15%、2h，市場化并網(wǎng)項(xiàng)目要求提升至 15%、 4h，遼寧風(fēng)電建設(shè)方案要求配儲(chǔ)比例10%（無時(shí)長要求），增補(bǔ)方案提 升至 15%、4h。配儲(chǔ)比例納入項(xiàng)目評(píng)分，項(xiàng)目競配愈發(fā)激烈。安徽省2021年風(fēng)電、光伏競爭性配臵評(píng)分細(xì)則中，配儲(chǔ)分值占比高達(dá)45%，競配結(jié)果顯示，獲配光伏項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例22.73%，風(fēng)電項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例47.42%，遠(yuǎn)高于文件所要求的配儲(chǔ)比例不低于10%。目前，多地將配儲(chǔ)比例納入項(xiàng)目評(píng)分中，由于項(xiàng)目競爭激烈，投資方勢必提高申報(bào)的配儲(chǔ)比例以爭取更高得分，則配儲(chǔ)對(duì)新能源項(xiàng)目的投資壓力較政策文件所顯示的將

3、更為嚴(yán)重。山東提出將配儲(chǔ)作為項(xiàng)目競配、并網(wǎng)最優(yōu)先條件。近日，山東省印發(fā) 風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)保障實(shí)施辦法（試行）征求意見稿，將接 入公共電網(wǎng)的陸上集中式光伏、風(fēng)電項(xiàng)目全部列為市場化項(xiàng)目，要求按 照儲(chǔ)能優(yōu)先的原則由高到低排序，依次納入年度開發(fā)建設(shè)容量，直至達(dá) 到容量規(guī)模上限；將儲(chǔ)能容量配臵比例作為風(fēng)光項(xiàng)目并網(wǎng)的最優(yōu)先條件， 按照統(tǒng)一的排序規(guī)則依次保障并網(wǎng)。這一政策如正式執(zhí)行，配儲(chǔ)對(duì)新能 源項(xiàng)目開發(fā)的重要性將提升到前所未有的高度。組件價(jià)格仍居高位，光伏配儲(chǔ)收益率承壓。年初至今，光伏組件價(jià)格 約上漲 0.1 元/W，根據(jù) PVInfoLink 數(shù)據(jù)，截至 9 月 7 日，單晶組件182 和單晶組件

4、 210 現(xiàn)貨均價(jià)均為 1.98 元/W。硅料產(chǎn)能大規(guī)模釋放仍 需時(shí)間，集中式光伏項(xiàng)目造價(jià)承受較大壓力，相比同等規(guī)模風(fēng)電項(xiàng)目， 集中式光伏收益率水平更低、對(duì)配儲(chǔ)比例更為敏感，強(qiáng)制配儲(chǔ)使得項(xiàng)目 收益率雪上加霜，造成項(xiàng)目收益率下降或開工進(jìn)度不及預(yù)期。1.2.儲(chǔ)能的結(jié)構(gòu)性轉(zhuǎn)變從配建到獨(dú)立，從分散到集中政策支持下，獨(dú)立儲(chǔ)能嶄露頭角。2022 年 5 月，國家發(fā)改委、國家能 源局聯(lián)合發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通 知，提出獨(dú)立儲(chǔ)能的條件為：具備獨(dú)立計(jì)量、控制等技術(shù)條件，接入 調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和電力市場運(yùn) 營機(jī)構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲(chǔ)能

5、項(xiàng)目。即獨(dú)立儲(chǔ)能主 要包括電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能，電源側(cè)配建的表后儲(chǔ)能滿足條件也可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能。 文件提出，加快推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰，充分發(fā)揮獨(dú) 立儲(chǔ)能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務(wù)。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能擬建及在建項(xiàng)目快速增加。根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè) 協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)統(tǒng)計(jì)，2022 年 Q1 和 Q2，集中式新能源配儲(chǔ)并網(wǎng)規(guī) 模分別為 17MW、120MW，占全部儲(chǔ)能并網(wǎng)的 36.19%和 37.08%；電 網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能并網(wǎng)規(guī)模分別為 10MW、70MW，占全部儲(chǔ)能并網(wǎng)的 21.29% 和 21.73%。從規(guī)劃項(xiàng)目看，2022Q1 和 2022Q2 擬在建電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能規(guī) 模分別為 501MW、2428MW，環(huán)比

6、增加 384.69%，高于集中式新能源 配儲(chǔ)的 210.93%。我們認(rèn)為，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的高增所體現(xiàn)的是當(dāng)前新能 源主流的分散自建配儲(chǔ)模式不能完全滿足電網(wǎng)對(duì)穩(wěn)定運(yùn)行及新能源消納 的需求，獨(dú)立儲(chǔ)能正在登上舞臺(tái)。多省發(fā)布示范項(xiàng)目推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能發(fā)展。2021 年底至今，山西、浙江、 山東、河北省先后發(fā)布新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目清單，其中以電化學(xué)獨(dú)立儲(chǔ)能 項(xiàng)目為主，我們統(tǒng)計(jì)其中共有電化學(xué)獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目 83 個(gè)，建設(shè)規(guī)模合 計(jì) 8.73GW，平均單個(gè)項(xiàng)目規(guī)模在 100MW 以上。從電力系統(tǒng)角度看，集中式獨(dú)立儲(chǔ)能比新能源分散配儲(chǔ)優(yōu)勢明顯。獨(dú) 立儲(chǔ)能優(yōu)勢主要體現(xiàn)在：（1）新能源配儲(chǔ)分散在各個(gè)場站，與場站作為 同一調(diào)度主體

7、，調(diào)度權(quán)在場站而不在電網(wǎng)。由于各個(gè)場站出力曲線的不 同， 這種做法將使得場站各自為政，造成儲(chǔ)能資源的閑臵和浪費(fèi)。而 集中式儲(chǔ)能被電網(wǎng)調(diào)度，可以集中區(qū)域內(nèi)儲(chǔ)能資源統(tǒng)一控制調(diào)配，發(fā)揮 規(guī)模和集群效應(yīng)。（2）獨(dú)立儲(chǔ)能單體容量大，直接并入主網(wǎng)接受調(diào)度， 對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的運(yùn)作性能及可靠性要求更高；而多數(shù)新能源項(xiàng)目業(yè)主將配 儲(chǔ)視為純成本項(xiàng)，對(duì)價(jià)格更為敏感。我們統(tǒng)計(jì) 7 月儲(chǔ)能項(xiàng)目招標(biāo)價(jià)格， 新能源配儲(chǔ)平均中標(biāo)價(jià)為 1.56 元/W，而獨(dú)立儲(chǔ)能平均中標(biāo)價(jià)為 2.15 元 /W，體現(xiàn)獨(dú)立儲(chǔ)能對(duì)系統(tǒng)及設(shè)備的要求相對(duì)更高，將對(duì)電力系統(tǒng)發(fā)揮 更為積極的作用。當(dāng)前獨(dú)立儲(chǔ)能僅在部分地區(qū)具備可行性。在此前發(fā)布的新型電力系 統(tǒng)

8、系列 1：獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰、調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性探討中我們測算，在造價(jià) 1.80 元/Wh、年調(diào)用 500 次、調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn) 0.7 元/kWh 的條件下，調(diào) 峰儲(chǔ)能電站的項(xiàng)目 IRR 為 9.16%；當(dāng)調(diào)峰補(bǔ)償在 0.5 元/kWh 以下時(shí)， 獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性表現(xiàn)不佳。同時(shí)，當(dāng)前大多數(shù)地區(qū)未對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能年 調(diào)用次數(shù)做出保障，項(xiàng)目收益率測算難度大，降低企業(yè)投資積極性。因 此，在當(dāng)前輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)/峰谷價(jià)差下，獨(dú)立儲(chǔ)能想要達(dá)到全面經(jīng) 濟(jì)性，還需尋找其他盈利途徑。1.3.尋求共贏之道，共享儲(chǔ)能之風(fēng)漸烈共享儲(chǔ)能商業(yè)模式：租金+場站服務(wù)/輔助服務(wù)/現(xiàn)貨交易共享儲(chǔ)能降低新能源投資支出，增加獨(dú)立儲(chǔ)能收入來源。20

9、21 年 8 月， 國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購 買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知，允許發(fā)電企業(yè)購買儲(chǔ)能或調(diào)峰能力 增加并網(wǎng)規(guī)模，確立支持共享儲(chǔ)能發(fā)展的基調(diào)。共享儲(chǔ)能的特點(diǎn)是向多 個(gè)新能源場站收取租賃費(fèi)用，租金成本通常低于場站自行建設(shè)儲(chǔ)能的成 本，從而降低場站配儲(chǔ)投資壓力，同時(shí)增加儲(chǔ)能投資方收入來源，每年 提供穩(wěn)定現(xiàn)金流。共享儲(chǔ)能可視為獨(dú)立儲(chǔ)能的一種商業(yè)模式，收益點(diǎn)主要包括租賃費(fèi)、 場站服務(wù)費(fèi)、輔助服務(wù)補(bǔ)償、現(xiàn)貨交易收益、容量補(bǔ)償、優(yōu)先發(fā)電權(quán) 交易等。我們將當(dāng)前全國實(shí)踐的主要共享儲(chǔ)能模式劃分為三類： （1）場站交易模式，儲(chǔ)能和新能源場站交易，通過雙邊競價(jià)或協(xié)商， 達(dá)

10、成包含交易時(shí)段、電量、價(jià)格等內(nèi)容的交易意向，代表地區(qū)為青海； （2）輔助服務(wù)模式，儲(chǔ)能接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，通過提供輔助服務(wù)（主 要是調(diào)峰）獲得對(duì)應(yīng)補(bǔ)償，同時(shí)向新能源場站收取固定租金，當(dāng)前多數(shù) 地區(qū)采取這一模式； （3）現(xiàn)貨交易模式，儲(chǔ)能通過用電低谷充電、用電高峰放電獲得峰谷 電價(jià)差，同時(shí)向新能源場站收取固定租金，代表地區(qū)為山東等啟動(dòng)電力 現(xiàn)貨市場交易的省份。 以上模式可以共存，如電網(wǎng)調(diào)度儲(chǔ)能時(shí)提供輔助服務(wù)，其他時(shí)間進(jìn)行場 站服務(wù)或現(xiàn)貨交易。多地發(fā)布政策支持共享儲(chǔ)能發(fā)展。除國家多份文件指出鼓勵(lì)探索共享儲(chǔ) 能模式外，甘肅、寧夏、山東、湖南等十余個(gè)省份也發(fā)布了支持共享儲(chǔ) 能的文件，部分省份更鼓勵(lì)新能源

11、場站優(yōu)先租賃共享儲(chǔ)能。此外，部分 省份出臺(tái)共享儲(chǔ)能建設(shè)具體規(guī)劃，如河北規(guī)劃到十四五末新建 500 萬千瓦、27 個(gè)共享儲(chǔ)能電站；河南規(guī)劃十四五期間新能源新增裝機(jī)規(guī)模 50 萬千瓦以上的地市，原則上建設(shè)容量不低于 20 萬千瓦時(shí)共享儲(chǔ)能電 站，新增新能源 100 萬千瓦以上的，原則上建設(shè)容量不低于 40 萬千瓦 時(shí)共享儲(chǔ)能。政策鼓勵(lì)下共享儲(chǔ)能蓬勃發(fā)展，2021 年備案項(xiàng)目超 24GWh。根據(jù)北 極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2021 年我國共有 84 個(gè)共享儲(chǔ)能項(xiàng)目通過備案/公示， 項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模合計(jì) 12.81GW，建設(shè)容量合計(jì) 24.49GWh。這 84 個(gè)項(xiàng) 目分布在 9 個(gè)省份，其中湖北備案項(xiàng)目最多，達(dá)

12、到 34 個(gè)，山西備案項(xiàng) 目建設(shè)規(guī)模和容量最大，出現(xiàn)了多個(gè) 300MW 以上的項(xiàng)目，規(guī)模合計(jì)達(dá) 到 5.02GW/7.81GWh。不完全統(tǒng)計(jì) 2022 年新增共享儲(chǔ)能項(xiàng)目達(dá) 17.15GW/38.01GWh。根據(jù) 我們不完全統(tǒng)計(jì)，2022 年新增共享儲(chǔ)能項(xiàng)目 127 個(gè)，分布在 18 個(gè)省 份，建設(shè)規(guī)模 17.15GW、容量 38.01GWh。其中，建設(shè)規(guī)模最大的為 河南，28 個(gè)項(xiàng)目合計(jì) 6.20GWh。其余項(xiàng)目容量超過 3GWh 的地區(qū)還 有：山東（5.80GWh）、陜西（5.06GWh）、寧夏（4.93GWh）、河北 （3.80GWh）、內(nèi)蒙古（3.20GWh）。2.新能源運(yùn)營商和共享儲(chǔ)

13、能運(yùn)營商收益測算2.1.新能源運(yùn)營商測算風(fēng)電、光伏租賃儲(chǔ)能下項(xiàng)目 IRR 均優(yōu)于自建儲(chǔ)能。我們測算，假設(shè) 100MW 風(fēng)電項(xiàng)目，本體造價(jià) 6.50 元/W，年利用小時(shí)數(shù) 2200h，上網(wǎng) 電價(jià) 0.37 元/kWh，在不配臵儲(chǔ)能的條件下項(xiàng)目 IRR 為 7.36%；以 1.50 元/Wh 的價(jià)格自建 20MWh 儲(chǔ)能時(shí)項(xiàng)目 IRR 下降至 6.64%；以 200 元/kW.年的價(jià)格租賃 20MWh 共享儲(chǔ)能時(shí)項(xiàng)目 IRR 為 7.07%，IRR 情況為不配儲(chǔ)租用自建。同時(shí)，風(fēng)電對(duì)配儲(chǔ)比例的容忍度較高，在 租賃情況下，租賃 50%（1h）儲(chǔ)能，項(xiàng)目 IRR 依然能達(dá)到 6.00%。光伏對(duì)租賃價(jià)格

14、相對(duì)敏感。我們測算，假設(shè) 100MW 光伏項(xiàng)目，本體造 價(jià) 4.00 元/W，年利用小時(shí)數(shù) 1200h，上網(wǎng)電價(jià) 0.37 元/kWh，在不配 臵儲(chǔ)能的條件下項(xiàng)目 IRR 為 5.84%；以 1.50 元/Wh 的價(jià)格自建 20MWh 儲(chǔ)能時(shí)項(xiàng)目 IRR 下降至 4.84%；以 0.20 元/Wh.年（200 元/kW. 年）的價(jià)格租賃 20MWh 共享儲(chǔ)能時(shí)項(xiàng)目 IRR 為 4.87%，略高于自建。 由于光伏棄電率低于風(fēng)電（根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心數(shù)據(jù)， 2021 年我國風(fēng)電、光伏棄電率分別為 3.1%和 2.0%），獨(dú)立儲(chǔ)能進(jìn)行調(diào) 峰、輔助新能源消納的作用在光伏項(xiàng)目上相對(duì)不顯著，光伏

15、對(duì)共享儲(chǔ)能 租金會(huì)更為敏感。2.2.儲(chǔ)能運(yùn)營商測算2022 年 8 月，河南省發(fā)改委下發(fā)了河南省“十四五”新型儲(chǔ)能實(shí)施方 案的通知，提出：（1）2022 年電化學(xué)共享儲(chǔ)能容量租賃參考價(jià)為 200 元/kWh.年；（2）示范項(xiàng)目每年調(diào)用完全充放電次數(shù)原則上不低于 350 次；調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格報(bào)價(jià)上限暫定為 0.3 元/kWh。我們以此為邊界條件 測算造價(jià)為 1.8 元/Wh 的共享儲(chǔ)能項(xiàng)目收益。共享儲(chǔ)能具備經(jīng)濟(jì)性。在年調(diào)用完全充放電 350 次、補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn) 0.3 元 /kWh、單位年租金 200 元/kWh 的假設(shè)下，共享儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 為 9.16%，經(jīng)濟(jì)性較好。根據(jù)測算，年租賃價(jià)格在 160

16、元/kWh 項(xiàng)目 IRR 為 6.53%。目前除河南外尚無省份公開發(fā)布共享儲(chǔ)能指導(dǎo)價(jià)格，根據(jù) 儲(chǔ)能與電力市場信息，山東省共享儲(chǔ)能年租賃費(fèi)用普遍在 350 元/MW 左右，按時(shí)長 2h 計(jì)算，即 175 元/MWh，在假設(shè)條件下同樣具備經(jīng)濟(jì) 性。同時(shí)，在 200 元/MWh 年租金的條件下，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)在 0.3 元/kWh 以上、年調(diào)用完全充放電 200 次以上的項(xiàng)目均能達(dá)到 6.5%以上的項(xiàng)目 IRR。租金作為重要收入來源，租用比例對(duì)收益影響較大。我們測算在上述 假設(shè)下，200MWh 的儲(chǔ)能電站首年含稅調(diào)峰收入為 1939 萬元，扣除電 費(fèi)損耗后調(diào)峰凈收入為 1811 萬元，而容量 100%租賃情況下租金收入 為 4000 萬元，占比較高，因此出租的容量比例對(duì)項(xiàng)目 IRR 影響較大。 出租容量下降到儲(chǔ)能電站容量的 80%時(shí)，項(xiàng)目 IRR 將下降到 6.53%。3.投資分析共享儲(chǔ)能是新能源和儲(chǔ)能運(yùn)營商的雙贏之選：對(duì)新能源投資方而言， 免去較高的一次性初始投入成本，同時(shí)享受到儲(chǔ)能對(duì)區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào) 頻、幫助消納的作用，棄電率相對(duì)較高、IRR 空間較大的風(fēng)電通過租賃