【联合资信】新型储能对新能源发电企业的影响浅析：盈尺“储”瑞，载涂“兆”丰_12页_1mb

盈尺“储”瑞，载涂“兆”丰：新型储能对新能源发电企业的影响浅析

核心内容

随着我国新能源装机容量的快速增长，新型储能作为提升电力系统稳定性和新能源消纳能力的重要手段，正逐步成为构建新型电力系统的关键环节。当前，储能项目仍面临盈利困难、利用率低和安全风险等问题，但未来随着市场机制完善和调度能力提升，新型储能有望实现正向收益，对新能源企业信用风险产生积极影响。

主要观点

• 新能源发展迅速：我国风光发电装机容量持续增长，清洁能源发电装机占比达58.2%，已成为用电的重要来源。
• 新型储能的重要性：新型储能（除抽水蓄能外）在电源侧、电网侧和用电侧均发挥重要作用，可改善弃风弃光问题，提升电力系统调节能力。
• 盈利模式多元化：新型储能可通过电力市场收入、容量补偿、容量租赁和辅助服务等方式实现盈利。
• 当前储能项目亏损：由于市场交易制度和调度机制不完善，当前储能项目未能充分释放价值，增加发电企业成本。
• 未来盈利潜力：随着调度机制和市场交易制度的完善，新型储能有望实现峰谷价差收益、容量租赁和补偿收益，从而改善新能源项目的经济性。
• 信用风险降低：有效储能可降低新能源企业因限电而产生的信用风险。

关键信息

一、新型电力系统下新型储能的意义

• 能源结构转型：我国“双碳”政策推动新能源发展，风光发电装机快速增长。
• 电力系统调节需求：风光发电存在波动性，对电网稳定性提出更高要求。
• 政策支持：国家发改委等三部门发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确“源网荷储”协同机制。
• 应用场景：
  • 电源侧：保障新能源项目经济运行，减少弃风弃光。
  • 电网侧：调峰、调频，减轻电网阻塞。
  • 用电侧：工商业储能和户用储能，降低用电成本，提升供电可靠性。

二、我国新型储能发展现状

• 装机规模快速扩张：2023年新增装机约2260万千瓦/4870万千瓦时，2024年9月底累计达5852万千瓦/1.28亿千瓦时。
• 政策推动：自2017年起，多地出台强制配储政策，28个省区市实施10%~20%的配储比例。
• 技术路线多元化：主要为锂离子电池（占比97.4%），其他如铅炭电池、压缩空气储能等占比较小。
• 区域分布：山东、内蒙古、新疆、甘肃、湖南等省份装机规模超200万千瓦。

三、新型储能对新能源企业盈利性的影响

1. 强制配储盈利性分析

• 假设条件：项目机组容量100兆瓦，强制配储比例20%，单次放电时间2小时，日均放电次数0.25次，电价0.25元/千瓦时。
• 计算结果：
  • 年发电量约1080万千瓦时。
  • 年收入约75万元。
  • 日均放电2.1次时，项目可实现盈利。
• 租赁储能优势：在当前调度不充分的情况下，租赁储能可减少初期亏损，未来有望实现技术降本和调度优化的双重收益。

2. 独立储能盈利性分析

• 假设条件：项目机组容量100兆瓦，配储比例20%，日均放电次数0.25次，峰谷电价差0.37元/千瓦时，容量租赁收入300元/千瓦/年。
• 计算结果：
  • 年收入约350万元。
  • 日均充放1.1次时，项目可实现盈利。
  • 容量补偿机制可短期缓解成本压力，但长期影响有限。

四、我国新型储能面临的主要问题

1. 价格形成机制不完善

• 多数省份对储能电价、容量补偿等缺乏明确标准，导致项目调用效率低，收益不稳定。

2. 实际利用率低

• 2023年新能源配储平均利用率仅17%，电网侧独立储能利用率38%。
• 储能项目存在“建而不用”现象，调用不充分。

3. 安全风险上升

• 电化学储能技术为主，电池热失控风险较高。
• 2024年9月以来，全球已发生8起储能火灾事故。
• 行业门槛低，产品质量参差不齐，安全隐患增加。

未来展望

• 政策引导：需加快制定全市场成员适用的容量机制，推动从容量补偿向容量市场过渡。
• 技术优化：控制储能建造成本，提高电池效率和使用寿命。
• 市场机制完善：增强储能项目实际使用效率，合理设置现货市场限价，鼓励商业化独立储能发展。

结论

新型储能对新能源发电企业具有显著的调节和经济价值，但当前仍面临机制不完善、利用率低和安全问题。未来随着政策完善、市场机制成熟和调度能力提升，新型储能有望实现盈利，有效降低新能源企业的信用风险。