2023新型儲能發(fā)展及商業(yè)模式

新型儲能產業(yè)發(fā)展路徑和投資機會 01 01 新型儲能主要國家、行業(yè)政策目錄發(fā)展規(guī)模情況目錄 02 新能源+儲能共享儲能方案獨立儲能壓縮儲能結論及投資03 結論風險提示一、新型儲能發(fā)展及政策趨勢一、新型儲能發(fā)展及政策趨勢五部門：大幅提升電化學儲能裝備可靠性，加快壓縮空氣儲能、飛輪儲能裝備的研制。儲能裝備。大幅提升電化學儲能裝備的可靠性，加快壓縮空氣儲能、飛輪儲能裝備的研制，研發(fā)儲能電站消防安全多級保障技術和裝備。研發(fā)儲能電池及系統(tǒng)的在線檢測、狀態(tài)預測和預警技術及裝備。類型類型文件名稱部門出臺時間主要內容頂層設計關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見國家發(fā)改委，國家能源局2021/7/2330GW發(fā)展目標2025、2030規(guī)劃部署、重點任務《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》國家發(fā)改委，國家能源局2022.3.21聚焦各類應用場景，關注多元化技術路線。開展不同技術路線分類試點示范。重點建設更大容量的液流電池、飛輪、壓縮空氣等儲能技術試點示范項目。推動火電機組抽汽蓄能等試點示范，研究開展鈉離子電池、固態(tài)鋰離子電池等新一代高能量密度儲能技術試點示范。拓展氫（氨）儲能、熱（冷儲能等應用領域，開展依托可再生能源制氫（氨）的氫（氨儲能、利用廢棄礦坑儲能等試點示范。結合系統(tǒng)需求推動多種儲能技術聯(lián)合應用，開展復合型儲能試點示范?！蛾P于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》國家發(fā)改委，國家能源局2022/6/7展迎來新機遇。行業(yè)管理新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）能源局2021/9/24全生命周期管理；安全第一，明確權責；無歧視并網、科學調用電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）國家能源局2021/8/24市場機制電力輔助服務管理辦法國家能源局2021/12/21明確市場主體地位。增加品種，實現(xiàn)多重價值；建立分攤機制，擴大市場規(guī)模。電力并網運行管理規(guī)定國家能源局2021/12/21儲能并網協(xié)議（試行)國家能源局/國家市場監(jiān)督管理總局2021/12/28價格機制關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見國家發(fā)改委2021/4/30建立靈活的價格機制，拉大峰谷價差，用戶側儲能更多盈利空間；探索電網側儲能價格機制國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知國家發(fā)改委2021/7/26可再生能源關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知國家發(fā)改委，國家能源局2021/7/29明確配置儲能的比例及市場，形成更靈活的配置模式；奠定“十四五”時期源側儲能發(fā)展規(guī)模技術&人才《鋰離子電池行業(yè)規(guī)范條件》工業(yè)和信息化部2021/12/20單體能量密度>=145Wh/kg,電池組能量密度>=100Wh/kg,循環(huán)壽命>=5000次、容量保持率>=80%1.1新型儲能主要國家、行業(yè)政策新型儲能規(guī)劃明確提出技術創(chuàng)新方向。著力構建以企業(yè)為主體、市場為導向、產學研相結合的儲能技術創(chuàng)新體系，加快推動成本下降、安全提升、效率提升，實現(xiàn)新型儲能規(guī)?；瘧谩δ芗夹g集中攻關超導、超級電容、鈦酸鋰電池等新型儲能技術推動鋰離子電池成本下降，壓縮空氣、飛輪、液流電池、儲氫、儲能技術集中攻關超導、超級電容、鈦酸鋰電池等新型儲能技術推動鋰離子電池成本下降，壓縮空氣、飛輪、液流電池、儲氫、熱/儲冷等示范應用技術創(chuàng)新方向

全過程安全關安全技術關安全技術術研究研究關鍵技術研究重點關注：(一）依托現(xiàn)貨市場，推動新型儲能市場化發(fā)展。包括4項措施：一是支持示范項目作為獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，獲得電能量收益；二是允許示范項目容量在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益；三是對參與電力現(xiàn)貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益；四是支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得輔助服務收益。（二）創(chuàng)新思路舉措，鼓勵新型儲能規(guī)?；l(fā)展。包括3項措施：一是通過優(yōu)先并網、優(yōu)先消納政策，引導新能源項目積極配置新型儲能設施；二是支持新建新型儲能項目轉為獨立儲能項目，鼓勵發(fā)展大型獨立儲能電站；三是給予優(yōu)惠電價政策，促進儲能多元化發(fā)展。（三）加強制度管理，促進新型儲能規(guī)范化發(fā)展。2021中國新增儲能裝機結構2021中國新增儲能裝機結構發(fā)展規(guī)模情況2021年底，全球已投運儲能項目累計裝機容量達到209.4GW，同比增長9%，抽水蓄能在中國和全世界范圍的儲能占比都接近90%，但是該比例在逐年下降。新型儲能中電化學儲能的累計裝機規(guī)模最大，占比接近90%。2011-2021全國儲能累計裝機量2021年，中國壓縮空氣儲能新增裝機0.24GW，新增占比較小（2.57%）。液態(tài)空氣儲能也處在更為早期的示范階段。2011-2021全國儲能累計裝機量 01 01 新型儲能主要國家、行業(yè)政策目錄發(fā)展規(guī)模情況目錄 02 新能源+儲能共享儲能方案獨立儲能壓縮儲能結論及投資風險提示03 結論風險提示二、商業(yè)模式及收益來源分析二、商業(yè)模式及收益來源分析2.1新型儲能（電化學儲能）商業(yè)模式演進新能源配置儲能 共享儲能 獨立儲能1、增加新能源的并網成1、增加新能源的并網成本，影響新能源收益；2、建設標準不統(tǒng)一，存在資產利用效率不高的問題；

多個新能源共享新能源與電網共享

1）不再依托發(fā)電側，電能量市場和輔助服務市場放開，明確儲能的獨立身份，獨立調度；2）收益來源多樣，容量電費+電能量市場套利+助服務市場套利；1、規(guī)?；ㄔO是有利于降低成本；1、規(guī)?；ㄔO是有利于降低成本；2、更加集中參與電網調峰調頻、回收棄電等服務，提高儲能使用率和收益率；3、采取租賃的方式來完成風光電站建設的配儲要求。儲能獲取收益的主要模式 政府補貼性政策收益政府補貼性政策收益參與輔助服務獲得補償減少棄電增加電費收入?yún)⑴c市場獲得峰谷價差

參與輔助服務獲得補償加快儲能投資成本的回收時間。政府補貼性政策收益南方能監(jiān)局和新疆發(fā)改委針對本轄區(qū)管理范圍內的儲能提出不同的補貼政策；安徽省合肥市和江蘇省蘇州市出臺了地方性補貼政策。減少棄電增加電費收入在新能源棄風棄光率較高的地區(qū)，利用儲能設備將因送出受限而造成的棄風棄光電量進行儲存，在其余時間放電上網，提高光伏和風電的利用率。參與市場獲得峰谷價差用戶側儲能主要依靠峰谷、峰平價差進行套利。目前在北京、江蘇、廣東等地具備一定盈利空間。新型儲能（電化學儲能） 傳 共 統(tǒng) 享儲 儲能 能新能源配置儲能黑龍江黑龍江吉林新疆遼寧甘肅內蒙古寧夏山西青海北京河北天津山東西藏陜西 河南江蘇四川湖北安徽上海重慶浙江湖南 江西貴州福建釣魚島云南廣西發(fā)布文件提出新能源配置儲能的省份廣東香港澳門臺灣海南序號省份比例序號省份比例1青海10%，2h2甘肅5%-10%，2h3新疆25%，4h4內蒙15%，2h/4h5寧夏10%，2h6山東10%，2h7遼寧15%，光3h/風4h8河北10%-15%，3h9山西部分地區(qū)10%10天津光15%/風20%11陜西部分地區(qū)10%，2h12河南10%-20%，2h13湖北10%，2h14安徽5%，2h南海諸島15江蘇8%-10%，2h16浙江10%-20%，2h17江西10%，1h18湖南光5%/風15%，2h19廣西光15%/風20%，2h20海南10%貼政策的的省份尚未發(fā)布相關文件的省份

截止2022年6月，21省市明確提出儲能補貼2.2新能源配置儲能新能源配置儲能在增加初始投資的同時，可以提高新能源消納，減少棄光、棄風率。以南方五省為例，分析配置儲能對光伏項目的影響。以100MWp光伏項目為例，分析結果如下：廣東廣西云南貴州海南儲能配置10%，2h15%，2h10%，2h10%，2h10%，2h靜態(tài)投資（元/W）4.44.64.44.44.4平均首年等效利用小時1042.63973.841300.29836.511223.042021年棄光率000.20.40燃煤發(fā)電基準價0.4530.42070.33580.35150.4298LCOE（7%）0.4560.4960.3580.5560.386LCOE（7%）不配儲能0.4220.440.330.5130.356LCOE增加0.0340.0560.0280.0430.03新能源配置儲能以南方五省為例，分析配置儲能對陸上風電項目的影響，以100MWp風電項目為例，分析結果如下：廣東廣西云南貴州海南儲能配置10%，2h20%，2h10%，2h10%，2h10%，2h靜態(tài)投資（元/W）6.97.36.96.96.9年等效利用小時17412319.72648.71833.31672.32021年棄風率000.10.50燃煤發(fā)電基準價0.4530.42070.33580.35150.4298LCOE（7%）0.4150.3280.2730.3940.432LCOE（7%）不配儲能0.3930.2950.2580.3730.409LCOE增加0.0220.0330.0150.0210.023共享儲能2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，提出鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)以自建、租賃、購買的形式滿足儲能配額要求。在容量租賃+調峰補償?shù)纳虡I(yè)模式下，部分省份已建成投運共享儲能電站，以青海、湖南共享儲能商業(yè)模式較為典型。省份收益來源說明青海（市場化）雙邊市場化調峰輔助服務交易共享儲能電站與新能源場站通過雙邊協(xié)商或輔助服務交易平臺開展調峰輔助服務交易電網調峰補償價格為0.5元/kWh湖南（化容量租賃租賃可視同可再生能源儲能配額，年租賃費市場價格約為450-600元/kW電網調峰補償深度調峰儲能電站按充電電量報價，報價上限為500元/MWh共享儲能——青海共享儲能

純市場化共享儲能的運營模式青海省電力公司基于區(qū)塊鏈技術的輔助服務市場化運營平臺共享儲能調峰：雙邊協(xié)商交易由儲能電站有風電場、太陽能電站開展協(xié)商確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量共享儲能的運營模式青海省電力公司基于區(qū)塊鏈技術的輔助服務市場化運營平臺共享儲能調峰：雙邊協(xié)商交易由儲能電站有風電場、太陽能電站開展協(xié)商確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量，并通過調度機安全校核后執(zhí)行的交易。主要適用于年度和月度中長期輔助服務交易。市場競價交易由儲能電站與風電場、太陽能電站根據(jù)市場需求通過向輔助服務交易平臺提交包含交易時段、交易電力、交易電量、交易價格等內容的交易意向，調度機構進行安全校核后執(zhí)行的出清交易。主要適用短期輔助服務交易。共享儲能電站準入條件：發(fā)電企業(yè)、用戶計量出口外并網或直接接入電網側的儲能電站，滿足電力調度機構監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)要求，具備作為獨立主體充電功率在10MW2具備自動發(fā)電控制（AGC）功能，能夠可靠接收和執(zhí)行調度機構系統(tǒng)實時下達的充放電指令，其調節(jié)速率、調節(jié)范圍、響應時間和調元/千瓦時；湖南新能源側儲能租賃模式背景：輔助服務市場限價0.2元/千瓦時，且峰谷價新能源側儲能租賃儲能電站出租使用功能儲能電站出租使用功能新能源開發(fā)商建設檢修實現(xiàn)電量消納租賃10年儲能核心設備儲能企業(yè)國網湖南綜合能源有限公司固定租金，非市場化二、商業(yè)模式及收益來源分析二、商業(yè)模式及收益來源分析獨立儲能（南方區(qū)域：容量為10MW/130MW于10MW）大規(guī)模新能源地區(qū)調峰電網調峰各類輔助服務市場虛擬電廠直控獨立儲能應用場景大規(guī)模新能源地區(qū)調峰電網調峰各類輔助服務市場虛擬電廠直控2.4獨立儲能

新型儲能調峰定價模式模式代表地區(qū)/市場文件調度模式補償公式固定補償模式南網區(qū)域服務管理實施細則）》電力調度機構按照公平、公正、公開原則，結合系統(tǒng)調峰需要，下達調度計劃或指令要求獨立儲能電站進入充電狀態(tài)時，對其充電電量進行補償。充電電量*24*補償標準R5注：R5為常數(shù)，各省不同調峰競價模式華北調峰市場《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場規(guī)則》調度機構根據(jù)市場運營規(guī)則，按照報價從低到高的原則調用第三方獨立主體和火電機組，直至滿足出清時段調峰需求，完成華北市場邊際出清。市場出清結果作為充（用）電功率計劃下發(fā)第三方獨立主體。調峰電量*市場出清價格購電競價模式華中省間調峰市場《新型市場主體參與華中電力調峰輔助服（試行）》賣方主體申報的省間調峰輔助服務價格從高到低排序，直至滿足該時段的調峰需求，形成邊際出清價格及中標電力調峰電量*（服務賣出省省級電網企業(yè)代理購電價格-市場出清價-輸電價格）從定價機制劃分，調峰補償分為固定補償和市場化補償兩種。我國早期主要對輔助服務進行固定補償，2015年至今開啟對輔助服務市場化的探索。市場化調峰流程主要為：服務提供方在日前申報調峰價格和電量，調度機構以服務成本最小為原則進行排序，形成出清價格（即最后一名中標者申報的價格），所有中標者均以出清價格結算。調峰當日，服務提供方執(zhí)行調度指令并最終獲得補償。獨立儲能

各地新型儲能調頻規(guī)定區(qū)域/市場文件準入門檻AGC里程/電量補償（元/MW）AGC容量補償（元/MW）江蘇調頻市場《江蘇電力輔助服務（）（試行）》/10MW時長2h以上0.1-1.22福建調頻市場（試行）（2022年修訂版）》/10MW0-12960山東調頻市場《山東電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）（2021年修訂版）（征求意見稿）》充電功率5MW以上、時長2h以上0-8甘肅調頻市場《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規(guī)則》充電功率10MW以上、時長4h以上0-12安徽調頻市場《安徽電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿）》充/放電功率10MW以上、時長2h以上0-6240廣東《南方區(qū)域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）》容量為5MW/1h及以上80元/MWh12廣西20元/MWh5云南40元/MWh5貴州80元/MWh10海南80元/MWh10調頻補償主要分為里程補償和容量補償，各地補償標準差異較大。從價格機制看，調頻市場化程度總體上低于調峰，部分區(qū)域未設立調頻市場，且未明確儲能的市場主體地位。在明確儲能可參加調頻的區(qū)域/市場中，調頻主要補償包括里程補償和容量補償兩種，部分地區(qū)還有現(xiàn)貨補償?shù)绕渌问?，其中里程補償主要依據(jù)調頻里程計算，容量補償主要依據(jù)調用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償?shù)挠嬎惴绞揭泊嬖诓町?。獨立儲能盈利模式深度調峰（）一次調頻（域）深度調峰（）一次調頻（域）二次調頻（）無功調節(jié)（）輔助服務市場收益容量補償收益由新能源向獨立儲能電站支付一定的容量補償費用，以提高發(fā)電利用小時數(shù)。（南方區(qū)域30-40元/kw/月）獨立儲能通過峰谷價差獲得充放電收益?，F(xiàn)貨市場中長期市場電力市場收益收益模式推廣程度深度調峰補償模式全國普遍推廣調峰補償+容量租賃模式湖南，寧夏，河南，廣西等現(xiàn)貨市場+容量租賃+輔助服務補償山東，廣東（待落地）壓縮空氣儲能系統(tǒng)(CompressedAirEnergyStorage,CAES)在儲能階段通過消耗電能將空氣進行壓縮儲存,在釋能階段將高壓空氣釋放通過膨脹機做功發(fā)電,是一種新型大規(guī)模電力儲能系統(tǒng)。7)2)3)壓縮空氣儲能系統(tǒng)(CompressedAirEnergyStorage,CAES)在儲能階段通過消耗電能將空氣進行壓縮儲存,在釋能階段將高壓空氣釋放通過膨脹機做功發(fā)電,是一種新型大規(guī)模電力儲能系統(tǒng)。7)2)3)5)6)4)1)7)7)發(fā)電并網系統(tǒng)6)膨脹發(fā)電系統(tǒng)5)膨脹換熱系統(tǒng)4)熱量存儲系統(tǒng)3)壓縮換熱系統(tǒng)2)空氣壓縮系統(tǒng)1)高壓儲氣系統(tǒng)22二、商業(yè)模式及收益來源分析二、商業(yè)模式及收益來源分析陣列等)中，陣列等)中，轉換，實現(xiàn)電能的儲存脹機進口壓力脹做功，換壓縮空氣儲能電站補燃式（無蓄熱）投資低壓縮空氣儲能電站補燃式（無蓄熱）投資低需燃料有排放效率低23非補燃式（蓄熱式）投資較高綠色低碳工藝復雜23非補燃式（蓄熱式）投資較高綠色低碳工藝復雜效率較高24242.5壓縮空氣儲能-技術特點目前國內壓縮空氣技術，以中國能建、中國科學院工程熱物理研究所、清華大學、東方電氣集團為代目前國內壓縮空氣技術，以中國能建、中國科學院工程熱物理研究所、清華大學、東方電氣集團為代表對壓縮空氣儲能電站進行了研究。新一代壓縮空氣儲能系統(tǒng)由壓縮空氣、高壓儲氣、多級回熱、透平發(fā)電四個子系統(tǒng)構成。選址靈活，可選擇多種的儲氣裝置：可選用選址靈活，可選擇多種的儲氣裝置：可選用零排放，不需要燃燒燃料：由于采用儲熱設儲能效率較高：額定運行效率可達50-70%，比同等規(guī)模的國外壓縮空氣儲能電站高出約10%-20%。單位成本較低：系統(tǒng)大規(guī)模產業(yè)化后的成本可達4000-6500元/kW或1000-1500元/kWh，系統(tǒng)壽命長：系統(tǒng)壽命為30-50無需新增大規(guī)模投資。24二、商業(yè)模式及收益來源分析二、商業(yè)模式及收益來源分析2.5壓縮空氣儲能-國家層面政策發(fā)布時間文件內容2019年12月工信部《首臺（套）重大技術裝備推廣應用指導目錄（2019年版）》，壓縮空氣儲能系統(tǒng)也被列入，要求每套額定功率≥100MW；系統(tǒng)效率≥65%；壽命≥30年。2020年3月2035,,2021年7月發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》明確，堅持儲能技術多元化，實現(xiàn)壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業(yè)化發(fā)展初期。2021年10月中共中央、國務院《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》要求，加強綠色低碳重大科技攻關和推廣應用，加強電化學、壓縮空氣等新型儲能技術攻關、示范和產業(yè)化應用。2021年11月能源局、科學技術部《“十四五”能源領域科技創(chuàng)新規(guī)劃》提出要突破能量型、功率型等儲能本體及系統(tǒng)集成關鍵技術和核心裝備，滿足能源系統(tǒng)不同應用場景儲能發(fā)展需要，其中就包括開展大規(guī)模壓縮空氣儲能電站的示范試驗。2021年12月國家能源局《電力輔助服務管理辦法》明確，將電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪等新型儲能納入并網主體管理。鼓勵新型儲能、可調節(jié)負荷等并網主體參與電力輔助服務。增加服務品種、建立更加明確的成本疏導機制2022年1月發(fā)改委、能源局《“2022年1月發(fā)改委、能源局《“2025<“>2022年5月發(fā)改委辦公廳、能源局綜合司《進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，進一步明確了新型儲能市場定位，完善了相關市場機制、價格機制和運行機制，有利于提升新型儲能利用水平。2.5壓縮空氣儲能-商業(yè)模式和盈利機制系統(tǒng)的大背景下，長遠角度看，壓縮空氣儲能此類大規(guī)模、長時間儲能很大概率能獲得合適的電價政策支持，考慮到壓縮數(shù)能與抽水蓄能在功能與技術特性上的相似性，因此向抽水蓄能商業(yè)模式看齊是大趨勢。三、結論及投資建議三、結論及投資建議結論1、新能源平價項目，光伏強配儲能將導致大部分地區(qū)光伏發(fā)電成本大于上網電價。部分省份強配儲能導致風電度電成本大于上網電價。21、新能源平價項目，光伏強配儲能將導致大部分地區(qū)光伏發(fā)電成本大于上網電價。部分省份強配儲能導致風電度電成本大于上網電價。2、新型電化學儲能的商業(yè)模式勢由新能源強配，共享儲能逐步過渡至獨立儲能，地區(qū)給予新型儲能的補貼政策頻發(fā)，新型電化學儲能迎來發(fā)展風口。3、獨立儲能各地區(qū)政策及盈利模式差異較大，目前已經浮現(xiàn)較為完整的盈利模式：容量電費+電能量市場套利+輔助服務市場收益。收益能滿足行業(yè)基準投資收益。南方區(qū)域還需等待政策發(fā)文明確，可提前籌劃布局。4、壓縮空氣儲能正處于起步階段，隨著技術發(fā)展，鹽洞空間探明，壓縮空氣儲能將作為抽水蓄能的強力補充，成為新型電力系統(tǒng)靈活性資源的重要成員，未來有較大發(fā)展空間，發(fā)揮專業(yè)集成優(yōu)勢，可提前研究布局。11、儲能上游設備漲價風險：儲能電站初始投資成本受上游設備端價格影響程度較高，若未來上游電池及設備價格大幅上漲，則可能對儲能電站項目收益水平造成顯著影響。2、相關政策出臺及落地不及預期風險：儲能電站運營及收益模式受政策影響較大，若未來相關政策出臺及落地效果不及預期，則可能