全场景下电化学储能电站收益测算_30页_1mb

新型电力系统深度研究：全场景下电化学储能电站收益测算总结

核心内容

在“双碳”目标推动下，新能源装机规模持续扩张，新能源占比不断提升，对电网调峰调频能力提出更高要求。传统抽水蓄能受自然条件和响应速度限制，难以满足需求，因此电化学储能作为新型储能技术，成为电力系统的重要组成部分。

截至2021年底，国内电化学储能装机规模达5.12GW，2014-2021年复合年增长率（CAGR）达69.0%。电化学储能具有高能量密度、快速响应等优势，适合在源、网、荷侧灵活部署，推动电力系统稳定性和经济性提升。

主要观点

• 源网侧：火储联合调频市场初期发展较快，但总体资金池有限，随着市场扩张，补偿标准下降，发展趋于饱和。新能源配储要求普遍在5%-20%之间，但缺乏明确调用及收益机制，发电侧自建储能面临成本压力。
• 独立储能：规范化和市场化进程加快，共享独立储能模式成为最优选择，其可同时满足发电侧和电网侧需求，通过参与调峰、调频等辅助服务及容量租赁拓展收益渠道，提高项目经济性。
• 用户侧：分时电价政策加速推进，峰谷价差扩大，为用户侧储能提供套利空间。当价差达0.39元/KWh以上时，具备盈利潜力，全投资IRR可达11.57%，资本金IRR可达23.30%。

关键信息

1. 新能源装机与储能需求

• 2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%，累计装机达10.63亿千瓦，占总发电装机的44.8%。
• 新能源发电具有间歇性和波动性，导致调峰调频需求激增，传统调峰模式不足，限制了新能源消纳。
• “十四五”期间，新能源装机预计持续增长，风光配储需求增量达67GW以上，电化学储能装机缺口明显。

2. 电化学储能技术优势

• 电化学储能响应速度快（秒级），适用于调峰调频，且不受地理和气候条件限制。
• 锂离子电池是当前综合性最强的储能技术，具备大规模推广条件。
• 电化学储能产业链包括原材料、设备及系统、场景应用，其中电池及储能系统是成本核心。

3. 政策推动储能产业发展

• 国家及地方出台多项政策，明确新型储能发展目标，推动其规范化、市场化。
• 《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》鼓励独立储能参与电力市场，建立容量电价机制。
• “十四五”期间，电化学储能装机目标达30GW以上，部分省份及区域规划更高。

4. 储能电站收益测算

• 调峰补偿模式：在不考虑容量租赁的情况下，全投资IRR为-4.5%，尚不具备盈利能力。
• 调峰补偿+容量租赁模式：山东独立储能电站全投资IRR达13.01%，资本IRR达26.50%，具备较强投资价值。
• 电力现货交易模式：全投资IRR为4.00%，资本IRR为2.57%，盈利能力改善。
• 电力现货交易+容量租赁模式：全投资IRR达13.01%，资本IRR达26.50%，回收期缩短，具备投资价值。
• 电力现货交易+容量租赁+调频辅助服务模式：全投资IRR达19.68%，资本IRR达46.26%，回收期进一步缩短。

5. 用户侧储能经济性分析

• 分时电价政策覆盖29个省份，峰谷价差不断拉大，为用户侧储能提供套利空间。
• 当平均价差达到0.6元/KWh时，用户侧储能全投资IRR可达11.57%，资本金IRR可达23.30%。
• 需求响应机制有助于降低配电网投资成本，提升用户侧储能的经济性。

投资建议

• 重点标的：建议关注【万里扬】【林洋能源】【三峡能源】【文山电力】【宝光股份】【南网科技】等公司。
• 投资逻辑：新型储能商业模式逐渐明朗，独立储能电站具备多渠道收益，规模放量在即，经济性持续改善。
• 发展趋势：随着政策支持和市场机制完善，独立储能电站有望成为主流，实现商业化和规模化发展。

风险提示

• 储能上游设备价格可能上涨。
• 政策出台及落地不及预期。
• 储能电站收益渠道拓展不及预期。
• 电力现货市场下电电费价差不及预期。
• 测算假设存在误差。

投资评级

图表目录

• 图1：2021年各类电源装机增长量占比
• 图2：2021年全国各类电源装机结构
• 图3：2021年全国电源出力占比
• 图4：典型日风电出力曲线
• 图5：典型日光伏出力曲线
• 图6：新型储能装机占比不断提高
• 图7：电化学储能应用场景图
• 图8：2014-2021全球电化学储能装机及同比增速
• 图9：2014-2021全国电化学储能装机及同比增速
• 图10：电化学储能产业链概况
• 图11：储能电站投资成本结构
• 图12：西部省份某发电机组跟踪电网AGC指令的响应过程
• 图13：储能系统跟踪电网AGC调频响应过程
• 图14：截至2020年7月国内各地区火储项目规模及占比
• 图15：火储联合调频项目运营及收入机制
• 图16：2021年各地新增储能调频项目情况
• 图17：某风电项目配储前后弃风率变化情况
• 图18：配储对风电项目初始投资影响情况
• 图19：配储对光伏项目初始投资影响情况
• 图20：2021-2025年风电装机量增长预测
• 图21：2021-2025年光伏装机量增长预测
• 图22：风电企业自建储能与容量租赁情况下单位投资成本增量对比
• 图23：独立储能电站有望同时满足发电侧与电网侧储能需求
• 图24：各区域电力现货市场建设情况
• 图25：2021年各地新增独立储能电站项目情况
• 图26：山东省调频辅助服务市场运行及结算规则
• 图27：2025年独立储能电站单位投资成本将降低30%以上
• 图28：磷酸铁锂动力电池价格走势情况
• 图29：“十四五”时期用户侧储能发展规划
• 图30：公司产业链布局情况
• 图31：三峡能源庆云储能电站示范项目效果图
• 图32：截至2021年底公司各类型能源装机量
• 图33：宝光股份储能业务范围概况
• 图34：公司储能系统技术服务业务营收情况
• 图35：公司储能技术服务发展概况

相关报告

1. 《公用事业-行业研究周报：火电超超临界机组为什么被关注？》2022-06-12
2. 《公用事业-行业研究周报：国家电投集团资产梳理：优质资产整合未来可期》2022-06-05
3. 《公用事业-行业点评：政策支持新能源发展，空间、扩张速度有望双提升》2022-05-31