新型储能产业发展路径和投资机会

01新型储能发展及政策趋势✓新型储能主要国家、行业政策✓发展规模情况 商业模式及收益来源分析 目 录 02 ✓新能源+储能✓共享储能方案✓独立储能✓压缩储能 03 一、新型储能发展及政策趋势 五部门：大幅提升电化学储能装备可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制。 储能装备。大幅提升电化学储能装备的可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。 一、新型储能发展及政策趋势 一、新型储能发展及政策趋势 1.1新型储能主要国家、行业政策 新型储能规划明确提出技术创新方向。着力构建以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的储能技术创新体系，加快推动成本下降、安全提升、效率提升，实现新型储能规模化应用。 一、新型储能发展及政策趋势 重点关注： (一）依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。 （二）创新思路举措，鼓励新型储能规模化发展。包括3项措施：一是通过优先并网、优先消纳政策，引导新能源项目积极配置新型储能设施；二是支持新建新型储能项目转为独立储能项目，鼓励发展大型独立储能电站；三是给予优惠电价政策，促进储能多元化发展。 （三）加强制度管理，促进新型储能规范化发展。 一、新型储能发展及政策趋势 1.2发展规模情况 截至2021年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到209.4GW，同比增长9%，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都接近90%，但是该比例在逐年下降。新型储能中电化学储能的累计装机规模最大，占比接近90%。 2021年，中国压缩空气储能新增装机0.24GW，新增占比较小（2.57%）。液态空气储能也处在更为早期的示范阶段。 01新型储能发展及政策趋势✓新型储能主要国家、行业政策✓发展规模情况 商业模式及收益来源分析 目 录 02 ✓新能源+储能✓共享储能方案✓独立储能✓压缩储能 03 二、商业模式及收益来源分析 2.1新型储能（电化学储能）商业模式演进 新能源配置储能 独立储能 共享储能 1、规模化建设是有利于降低成本；2、更加集中参与电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用率和收益率；3、采取租赁的方式来完成风光电站建设的配储要求。 1）不再依托发电侧，电能量市场和辅助服务市场放开，明确储能的独立身份，独立调度；2）收益来源多样，容量电费+电能量市场套利+辅助服务市场套利； 1、增加新能源的并网成本，影响新能源收益；2、建设标准不统一，存在资产利用效率不高的问题； 多个新能源共享新能源与电网共享 全电力系统共享 二、商业模式及收益来源分析 储能获取收益的主要模式 参与辅助服务获得补偿 因电化学储能具有响应快速的特点，能与火电机组较好地互补。在火电厂加装电化学储能可以大幅提升综合调节性能指标，加快储能投资成本的回收时间。 政府补贴性政策收益 南方能监局和新疆发改委针对本辖区管理范围内的储能提出不同的补贴政策；安徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策。 减少弃电增加电费收入 在新能源弃风弃光率较高的地区，利用储能设备将因送出受限而造成的弃风弃光电量进行储存，在其余时间放电上网，提高光伏和风电的利用率。 参与市场获得峰谷价差 用户侧储能主要依靠峰谷、峰平价差进行套利。目前在北京、江苏、广东等地具备一定盈利空间。 二、商业模式及收益来源分析 2.1新型储能（电化学储能）商业模式演进 二、商业模式及收益来源分析 二、商业模式及收益来源分析 2.2新能源配置储能 新能源配置储能在增加初始投资的同时，可以提高新能源消纳，减少弃光、弃风率。以南方五省为例，分析配置储能对光伏项目的影响。以100MWp光伏项目为例，分析结果如下： 二、商业模式及收益来源分析 2.2新能源配置储能 以南方五省为例，分析配置储能对陆上风电项目的影响，以100MWp风电项目为例，分析结果如下： 二、商业模式及收益来源分析 2.3共享储能 2021年7月，国家发改委、国家能源局发布了《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》，提出鼓励可再生能源发电企业以自建、租赁、购买的形式满足储能配额要求。在容量租赁+调峰补偿的商业模式下，部分省份已建成投运共享储能电站，以青海、湖南共享储能商业模式较为典型。 二、商业模式及收益来源分析 纯市场化 2.3共享储能——青海共享储能 《青海省电力辅助服务市场运营规则(试行)》（2020.12） 共享储能电站准入条件： 发电企业、用户计量出口外并网或直接接入电网侧的储能电站，满足电力调度机构监控、记录其实时充放电状态要求，具备作为独立主体参与市场交易资质充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收和执行调度机构AGC系统实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标应满足相关要求。 由储能电站有风电场、太阳能电站开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量，并通过调度机安全校核后执行的交易。主要适用于年度和月度中长期辅助服务交易。 市场竞价交易 由储能电站与风电场、太阳能电站根据市场需求通过向辅助服务交易平台提交包含交易时段、交易电力、交易电量、交易价格等内容的交易意向，调度机构进行安全校核后执行的出清交易。主要适用短期辅助服务交易。 目前已并网的共享储能项目，其电网调用调峰价格为0.5元/千瓦时；共享储能调峰服务费用按月结算，由太阳能发电、风电共同分摊。储能调峰结算费用=双边结算费用+单边结算费用。 湖南新能源侧储能租赁 模式背景：湖南新能源装机量迅速增长；储能初始投资成本偏高；辅助服务市场限价0.2元/千瓦时，且峰谷价差较小，进而导致盈利空间严重不足； 二、商业模式及收益来源分析 2.4独立储能 具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，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。 （南方区域：容量为10MW/1小时及以上，直控型负荷，容量不小于30MW，最大调节能力不小于10MW） 二、商业模式及收益来源分析 2.4独立储能 从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早期主要对辅助服务进行固定补偿，2015年至今开启对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最后一名中标者申报的价格），所有中标者均以出清价格结算。调峰当日，服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。 二、商业模式及收益来源分析 2.4独立储能 调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，各地补偿标准差异较大。从价格机制看，调频市场化程度总体上低于调峰，部分区域未设立调频市场，且未明确储能的市场主体地位。在明确储能可参加调频的区域/市场中，调频主要补偿包括里程补偿和容量补偿两种，部分地区还有现货补偿等其他形式，其中里程补偿主要依据调频里程计算，容量补偿主要依据调用容量计算。各地的补偿标准差异较大，且补偿的计算方式也存在差异。 二、商业模式及收益来源分析 二、商业模式及收益来源分析 2.5压缩空气储能 压缩空气储能系统( Compressed Air EnergyStorage, CAES)在储能阶段通过消耗电能将空气进行压缩储存,在释能阶段将高压空气释放通过膨胀机做功发电,是一种新型大规模电力储能系统。 二、商业模式及收益来源分析 2.5压缩空气储能-技术原理 （1）当储能时，电动机驱动多级压缩机将空气压缩至高压并储存至储气装置(可选用天然或人工盐穴、管线钢阵列等)中，完成电能到空气压力能的转换，实现电能的储存，在这过程中各级压缩机的压缩热通过换热器回收并储存在蓄热介质中，回收热量后蓄热介质储存在热罐中。 （2）当释能时，压缩空气从储气装置中释放并通过节流阀将压力降至膨胀机进口压力，随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换，在此过程中，来自热罐的蓄热介质通入各级膨胀机的级前换热器，加热各级膨胀机进口空气，释放完热量的蓄热介质储存到冷罐中。 二、商业模式及收益来源分析 2.5压缩空气储能-技术特点 目前国内压缩空气技术，以中国能建、中国科学院工程热物理研究所、清华大学、东方电气集团为代表对压缩空气储能电站进行了研究。新一代压缩空气储能系统由压缩空气、高压储气、多级回热、透平发电四个子系统构成。 （1）选址灵活，可选择多种的储气装置：可选用天然或人工盐穴、管线钢阵列等，随着建造成本降低，可以逐步摆脱地理条件限制。 （2）零排放，不需要燃烧燃料：由于采用储热设备，将空气压缩过程的压缩热存储回收，从而不再需要燃烧燃料提供热源(补燃型机组需掺入少量天然气)。 （3）储能效率较高：额定运行效率可达50-70%，比同等规模的国外压缩空气储能电站高出约10%-20%。 （4）单位成本较低：系统大规模产业化后的成本可达4000-6500元/kW或1000-1500元/kWh，同抽水蓄能系统单位成本基本相当，低于其他储能技术。 （5）系统寿命长：系统寿命为30-50年，其中间无需新增大规模投资。 二、商业模式及收益来源分析 二、商业模式及收益来源分析 2.5压缩空气储能-商业模式和盈利机制 由于压缩储能空气储能项目在国内处于示范阶段，国家暂无电价政策，在构建新型电力系统的大背景下，长远角度看，压缩空气储能此类大规模、长时间储能很大概率能获得合适的电价政策支持，考虑到压缩数能与抽水蓄能在功能与技术特性上的相似性，因此向抽水蓄能商业模式看齐是大趋势。 三、结论及投资建议 结论 1、新能源平价项目，光伏强配储能将导致大部分地区光伏发电成本大于上网电价。部分省份强配储能导致风电度电成本大于上网电价。 2、新型电化学储能的商业模式势由新能源强配，共享储能逐步过渡至独立储能，地区给予新型储能的补贴政策频发，新型电化学储能迎来发展风口。 3、独立储能各地区政策及盈利模式差异较大，目前已经浮现较为完整的盈利模式：容量电费+电能量市场套利+辅助服务市场收益。收益能满足行业基准投资收益。南方区域还需等待政策发文明确，可提前筹划布局。 4、压缩空气储能正处于起步阶段，随着技术发展，盐洞空间探明，压缩空气储能将作为抽水蓄能的强力补充，成为新型电力系统灵活性资源的重要成员，未来有较大发展空间，发挥专业集成优势，可提前研究布局。 三、结论及投资建议 1、储能上游设备涨价风险：储能电站初始投资成本受上游设备端价格影响程度较高，若未来上游电池及设备价格大幅上涨，则可能对储能电站项目收益水平造成显著影响。 2、相关政策出台及落地不及预期风险：储能电站运营及收益模式受政策影响较大，若未来相关政策出台及落地效果不及预期，则可能对电站运营与盈利造成显著影响。 3、储能电站收益渠道拓展不及预期风险：目前全国各地区储能电站收益模式仍未统一，根据对储能电站收益率的测算结果，是否进行容量租赁、是否参与电力现货交易以及是否参与调频辅助服务等均对电站收益水平影响较大，若项目收益渠道拓展不及预期，则可能对其收益水平造成显著影响。 4、现货市场下电费价差不及预期风险：现货市场下储能电站主要依靠电费价差获取收入，若价差水平不及预期，则可能导致项目收益率被拉低。 附件：各地新型储能调峰（深度）规定 银创服务 基于自身的研究和咨询能力，银创智库为创业公司、大型企业、政府机构、机构投资者等客户提供针对性