新型储能发展及商业模式0913_29页_2mb

新型储能产业发展路径和投资机会总结

一、新型储能发展及政策趋势

1.1 主要国家及行业政策

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球的占比接近90%，但比例逐年下降。
• 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，新增占比仅为2.57%。
• 液态空气储能仍处于早期示范阶段。

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+储能：新能源项目配置储能设施，提高新能源消纳，减少弃风弃光。
• 共享储能方案：新能源发电企业通过租赁或购买储能容量满足调峰需求。
• 独立储能：具备独立计量、控制等技术条件，可作为独立主体参与电力市场。

2.2 新能源配置储能

• 部分省份已明确新能源项目配置储能的比例及时间要求，如青海（10%, 2h）、甘肃（5%-10%, 2h）、新疆（25%, 4h）等。
• 储能配置可提高新能源项目的等效利用小时数，降低弃电率。

2.3 共享储能

• 收益来源：
  • 双边市场化调峰辅助服务交易
  • 电网调峰补偿（0.5元/kWh）
• 典型省份：
  • 青海：市场化模式，储能电站与新能源场站通过协商或交易平台进行调峰交易。
  • 湖南：非市场化模式，通过容量租赁获得收益，租赁费约450-600元/kW。
• 运营模式：共享储能电站作为独立节点接入电网，通过调度系统进行充放电管理。

2.4 独立储能

• 盈利模式：
  • 容量补偿收益：如南方区域30-40元/kW/月。
  • 电力市场套利：通过峰谷价差获得收益。
  • 辅助服务市场收益：包括深度调峰、一次调频、二次调频、无功调节等。
• 调峰补偿模式：
  • 固定补偿模式：南网区域，补偿标准为充电电量×24×R5（各省不同）。
  • 调峰竞价模式：华北调峰市场，按报价从低到高排序，形成边际出清价格。
  • 购电竞价模式：华中省间调峰市场，按服务卖出价格排序，形成边际出清价格。
• 调频补偿：
  • 各地补偿标准差异较大，部分地区还包含现货补偿。
  • 补偿方式包括里程补偿和容量补偿。

2.5 压缩空气储能

• 技术原理：通过压缩空气和热能回收实现电能的储存与释放。

• 技术特点：

  • 选址灵活，可使用盐穴、管线钢阵列等储气装置。
  • 零排放，不需燃料。
  • 储能效率较高（50-70%）。
  • 单位成本较低（4000-6500元/kW或1000-1500元/kWh）。
  • 系统寿命长（30-50年）。

• 国家层面政策：

  • 2019年《首台(套)重大技术装备推广应用指导目录》将压缩空气储能列入。
  • 2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确支持压缩空气储能商业化发展。
  • 2022年《进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》完善市场机制，支持其发展。

• 商业模式：

  • 压缩空气储能项目目前处于示范阶段，国家尚未出台明确电价政策。
  • 长远来看，其有望获得类似抽水蓄能的电价政策支持。
  • 借鉴抽水蓄能的商业模式，压缩空气储能将作为新型电力系统灵活性资源的重要组成部分。

三、结论及投资建议

结论

1. 新能源平价项目中，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高于上网电价。
2. 新型电化学储能的商业模式正由新能源强配向共享储能、独立储能过渡。
3. 地区对新型储能的补贴政策频发，新型电化学储能迎来发展风口。
4. 独立储能已形成较为完整的盈利模式，包括容量电费、电能量市场套利、辅助服务市场收益。
5. 压缩空气储能正处于起步阶段，随着技术发展和盐洞资源的探明，有望成为抽水蓄能的强力补充，具备较大发展空间。

风险提示

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价格影响较大，若价格上涨可能影响项目收益。
2. 相关政策出台及落地不及预期风险：储能运营与收益模式高度依赖政策，政策不明确或落地延迟将影响发展。
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收益模式尚未统一，若拓展不足可能拉低项目收益率。
4. 现货市场下电费价差不及预期风险：储能电站主要依靠电费价差盈利，若价差不足将影响整体收益。