2022年共享儲能行業(yè)專題研究

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

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

3、更為嚴重。山東提出將配儲作為項目競配、并網(wǎng)最優(yōu)先條件。近日，山東省印發(fā) 風電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障實施辦法（試行）征求意見稿，將接 入公共電網(wǎng)的陸上集中式光伏、風電項目全部列為市場化項目，要求按 照儲能優(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 到容量規(guī)模上限；將儲能容量配臵比例作為風光項目并網(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，配儲對新能 源項目開發(fā)的重要性將提升到前所未有的高度。組件價格仍居高位，光伏配儲收益率承壓。年初至今，光伏組件價格 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)貨均價均為 1.98 元/W。硅料產(chǎn)能大規(guī)模釋放仍 需時間，集中式光伏項目造價承受較大壓力，相比同等規(guī)模風電項目， 集中式光伏收益率水平更低、對配儲比例更為敏感，強制配儲使得項目 收益率雪上加霜，造成項目收益率下降或開工進度不及預期。1.2.儲能的結(jié)構(gòu)性轉(zhuǎn)變從配建到獨立，從分散到集中政策支持下，獨立儲能嶄露頭角。2022 年 5 月，國家發(fā)改委、國家能 源局聯(lián)合發(fā)布關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通 知，提出獨立儲能的條件為：具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入 調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運 營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲能

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

6、增加 384.69%，高于集中式新能源 配儲的 210.93%。我們認為，電網(wǎng)側(cè)儲能的高增所體現(xiàn)的是當前新能 源主流的分散自建配儲模式不能完全滿足電網(wǎng)對穩(wěn)定運行及新能源消納 的需求，獨立儲能正在登上舞臺。多省發(fā)布示范項目推動獨立儲能發(fā)展。2021 年底至今，山西、浙江、 山東、河北省先后發(fā)布新型儲能示范項目清單，其中以電化學獨立儲能 項目為主，我們統(tǒng)計其中共有電化學獨立儲能項目 83 個，建設(shè)規(guī)模合 計 8.73GW，平均單個項目規(guī)模在 100MW 以上。從電力系統(tǒng)角度看，集中式獨立儲能比新能源分散配儲優(yōu)勢明顯。獨 立儲能優(yōu)勢主要體現(xiàn)在：（1）新能源配儲分散在各個場站，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，造成儲能資源的閑臵和浪費。而 集中式儲能被電網(wǎng)調(diào)度，可以集中區(qū)域內(nèi)儲能資源統(tǒng)一控制調(diào)配，發(fā)揮 規(guī)模和集群效應(yīng)。（2）獨立儲能單體容量大，直接并入主網(wǎng)接受調(diào)度， 對儲能系統(tǒng)的運作性能及可靠性要求更高；而多數(shù)新能源項目業(yè)主將配 儲視為純成本項，對價格更為敏感。我們統(tǒng)計 7 月儲能項目招標價格， 新能源配儲平均中標價為 1.56 元/W，而獨立儲能平均中標價為 2.15 元 /W，體現(xiàn)獨立儲能對系統(tǒng)及設(shè)備的要求相對更高，將對電力系統(tǒng)發(fā)揮 更為積極的作用。當前獨立儲能僅在部分地區(qū)具備可行性。在此前發(fā)布的新型電力系 統(tǒng)

8、系列 1：獨立儲能電站調(diào)峰、調(diào)頻經(jīng)濟性探討中我們測算，在造價 1.80 元/Wh、年調(diào)用 500 次、調(diào)峰補償標準 0.7 元/kWh 的條件下，調(diào) 峰儲能電站的項目 IRR 為 9.16%；當調(diào)峰補償在 0.5 元/kWh 以下時， 獨立儲能項目經(jīng)濟性表現(xiàn)不佳。同時，當前大多數(shù)地區(qū)未對獨立儲能年 調(diào)用次數(shù)做出保障，項目收益率測算難度大，降低企業(yè)投資積極性。因 此，在當前輔助服務(wù)補償標準/峰谷價差下，獨立儲能想要達到全面經(jīng) 濟性，還需尋找其他盈利途徑。1.3.尋求共贏之道，共享儲能之風漸烈共享儲能商業(yè)模式：租金+場站服務(wù)/輔助服務(wù)/現(xiàn)貨交易共享儲能降低新能源投資支出，增加獨立儲能收入來源。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)購買儲能或調(diào)峰能力 增加并網(wǎng)規(guī)模，確立支持共享儲能發(fā)展的基調(diào)。共享儲能的特點是向多 個新能源場站收取租賃費用，租金成本通常低于場站自行建設(shè)儲能的成 本，從而降低場站配儲投資壓力，同時增加儲能投資方收入來源，每年 提供穩(wěn)定現(xiàn)金流。共享儲能可視為獨立儲能的一種商業(yè)模式，收益點主要包括租賃費、 場站服務(wù)費、輔助服務(wù)補償、現(xiàn)貨交易收益、容量補償、優(yōu)先發(fā)電權(quán) 交易等。我們將當前全國實踐的主要共享儲能模式劃分為三類： （1）場站交易模式，儲能和新能源場站交易，通過雙邊競價或協(xié)商， 達

10、成包含交易時段、電量、價格等內(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）獲得對應(yīng)補償，同時向新能源場站收取固定租金，當前多數(shù) 地區(qū)采取這一模式； （3）現(xiàn)貨交易模式，儲能通過用電低谷充電、用電高峰放電獲得峰谷 電價差，同時向新能源場站收取固定租金，代表地區(qū)為山東等啟動電力 現(xiàn)貨市場交易的省份。 以上模式可以共存，如電網(wǎng)調(diào)度儲能時提供輔助服務(wù)，其他時間進行場 站服務(wù)或現(xiàn)貨交易。多地發(fā)布政策支持共享儲能發(fā)展。除國家多份文件指出鼓勵探索共享儲 能模式外，甘肅、寧夏、山東、湖南等十余個省份也發(fā)布了支持共享儲 能的文件，部分省份更鼓勵新能源

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

12、到 34 個，山西備案項 目建設(shè)規(guī)模和容量最大，出現(xiàn)了多個 300MW 以上的項目，規(guī)模合計達 到 5.02GW/7.81GWh。不完全統(tǒng)計 2022 年新增共享儲能項目達 17.15GW/38.01GWh。根據(jù) 我們不完全統(tǒng)計，2022 年新增共享儲能項目 127 個，分布在 18 個省 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 個項目合計 6.20GWh。其余項目容量超過 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.新能源運營商和共享儲

13、能運營商收益測算2.1.新能源運營商測算風電、光伏租賃儲能下項目 IRR 均優(yōu)于自建儲能。我們測算，假設(shè) 100MW 風電項目，本體造價 6.50 元/W，年利用小時數(shù) 2200h，上網(wǎng) 電價 0.37 元/kWh，在不配臵儲能的條件下項目 IRR 為 7.36%；以 1.50 元/Wh 的價格自建 20MWh 儲能時項目 IRR 下降至 6.64%；以 200 元/kW.年的價格租賃 20MWh 共享儲能時項目 IRR 為 7.07%，IRR 情況為不配儲租用自建。同時，風電對配儲比例的容忍度較高，在 租賃情況下，租賃 50%（1h）儲能，項目 IRR 依然能達到 6.00%。光伏對租賃價格

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

15、對共享儲能 租金會更為敏感。2.2.儲能運營商測算2022 年 8 月，河南省發(fā)改委下發(fā)了河南省“十四五”新型儲能實施方 案的通知，提出：（1）2022 年電化學共享儲能容量租賃參考價為 200 元/kWh.年；（2）示范項目每年調(diào)用完全充放電次數(shù)原則上不低于 350 次；調(diào)峰補償價格報價上限暫定為 0.3 元/kWh。我們以此為邊界條件 測算造價為 1.8 元/Wh 的共享儲能項目收益。共享儲能具備經(jīng)濟性。在年調(diào)用完全充放電 350 次、補償標準 0.3 元 /kWh、單位年租金 200 元/kWh 的假設(shè)下，共享儲能項目 IRR 為 9.16%，經(jīng)濟性較好。根據(jù)測算，年租賃價格在 160

16、元/kWh 項目 IRR 為 6.53%。目前除河南外尚無省份公開發(fā)布共享儲能指導價格，根據(jù) 儲能與電力市場信息，山東省共享儲能年租賃費用普遍在 350 元/MW 左右，按時長 2h 計算，即 175 元/MWh，在假設(shè)條件下同樣具備經(jīng)濟 性。同時，在 200 元/MWh 年租金的條件下，補償標準在 0.3 元/kWh 以上、年調(diào)用完全充放電 200 次以上的項目均能達到 6.5%以上的項目 IRR。租金作為重要收入來源，租用比例對收益影響較大。我們測算在上述 假設(shè)下，200MWh 的儲能電站首年含稅調(diào)峰收入為 1939 萬元，扣除電 費損耗后調(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項目 IRR 影響較大。 出租容量下降到儲能電站容量的 80%時，項目 IRR 將下降到 6.53%。3.投資分析共享儲能是新能源和儲能運營商的雙贏之選：對新能源投資方而言， 免去較高的一次性初始投入成本，同時享受到儲能對區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào) 頻、幫助消納的作用，棄電率相對較高、IRR 空間較大的風電通過租賃