親子手工描述：：設計總院(SH603357)： 設計總院：安徽省交通規劃設計研究總院股份有限公司關于項目中標的公告 網頁鏈接 魯政委： 作者：肖鑫利，杜譞，錢立華，魯政委 “雙碳”戰略與新型電力系統建設等多重因素疊加影響下，在新能源建設不斷加快的背景下，電力系統中靈活性資源缺口不斷擴大，儲能由此成為當前的瓶頸和下一步發展的風口。 儲能通過為發電、電網、用電等環節提供緩沖，發揮削峰填谷、電網調頻、平滑輸出、減少棄電等“調節器”“穩定器”效果。當前儲能多元格局已經形成，應用場景逐漸多元化，伴隨國家與地方規劃目標的逐步明確，多時間尺度儲能技術將協同推動新型電力系統建設。然而，儲能依然面臨利用效率與盈利水平普遍不高的現實問題。 由此需要儲能配套政策推動其快速商業化應用。當前圍繞儲能成本高、盈利低的問題，政府在容量電價、分時電價以及各類補貼政策方面持續發力，不斷提高儲能參與電力調節的競爭力。預計未來儲能成本高企局面將通過電價限制放開、用戶側疏導以及轉變補償計量方式等方面政策來持續改善。 隨著技術逐漸成熟，儲能已經成為電力系統安全可靠的關鍵組成要素，通過為發電、電網、用電等環節提供緩沖，發揮削峰填谷、電網調頻、平滑輸出、減少棄電等“調節器”“穩定器”效果。近期，國家發改委、國家能源局相繼印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》等頂層政策文件，為儲能產業快速發展、新型電力系統建設指明方向。 一、儲能發展的形勢需求 構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統為儲能發展創造機遇。未來電力系統中新能源占比逐漸提高，新能源自身波動特性對系統靈活調節能力提出更大需求。受出力不確定性與不可控性影響，新能源平價上網不等于平價利用，新能源裝機規模上漲會增加火電等常規電源的輔助服務、新能源功率預測，以及新型儲能等手段消納新能源的系統性成本。國網能源研究院的研究成果顯示，在以煤為主的電源結構中，新能源系統滲透率超過15%時，電力系統中現有火電、水電、抽蓄等靈活性資源不足以支撐電力系統安全穩定運行，需要建設大量靈活性資源，系統成本進入快速增長的臨界點；電力規劃設計總院研究成果顯示，風電和光伏的利用率每上升一個百分點，系統成本將會大幅上升，新能源發電的綜合電價成本上升不可忽視[1]。預計2022年我國新能源發電量滲透率14%，已接近電力系統安全、低成本消納臨界點15%，將倒逼儲能進入發展快車道（馮俊淇等，2022）。 我國電力系統靈活性資源缺口較大。根據《“十四五”現代能源體系規劃》要求，到2025年我國靈活調節電源占比要達到24%左右。歐美等靈活性電源占比較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%[2]。美國加州在發展新能源、推動電力系統轉型方面經驗豐富，2020年底電力系統中靈活性電源裝機4477萬千瓦，相當于傳統電源裝機的80%，是風光裝機的2.3倍[3]。與之相比，我國電力系統中靈活性調節資源占比明顯不足。在當前我國裝機結構中，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%，其中“三北”地區風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源不足3%，調節能力與需求相距甚遠[4]。 目前靈活性資源開發依然面臨很大挑戰。其中，火電靈活性改造技術逐漸成熟，改造規模不斷擴大，截至2020年底，全國火電靈活性改造已超過8000萬千瓦[5]，且國家發改委、國家能源局《全國煤電機組改造升級實施方案》中提出“十四五”期間改造目標為靈活改造規模2億千瓦，但目前火電靈活性改造的能耗與效率、清潔低碳問題尚未解決，且改造成本無法疏導、輔助服務補償力度偏低等問題在一定程度上制約火電改造積極性。抽蓄是目前最為成熟的儲能技術，但受地理條件約束較多，預計近中期是發展重點，而從長期來看，隨著各類新型儲能技術成本下降與技術水平提升，有望成為未來電力系統中關鍵調節資源。 二、儲能發展現狀及趨勢 2.1 行業現狀 我國儲能規模快速增長。截至2021年底，全國儲能裝機規模達到4266萬千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%；新型儲能中90%為電化學儲能；電源側、用戶側、電網側儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側儲能接近裝機的一半。各省規劃的新型儲能發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。 儲能多元發展格局基本形成。在各類儲能技術中，抽水蓄能是目前裝機規模最大、技術成熟度最高的技術；光熱儲能由于出力可控且對電網友好近期受到重點關注；電化學儲能近年來發展快速，較機械儲能具有響應時間短、系統效率高、規模選址靈活、建設年限短等優點，近年鋰離子電池儲能得到了廣泛應用，液流電池的研究和應用規模也快速增大。目前抽水蓄能與新型儲能已經在源、網、荷等環節得到廣泛應用，且應用場景和應用規模也在不斷拓展。 儲能應用場景逐漸多元化。按在電力系統的應用環節不同，儲能應用場景包含發電、電網、用電三類，以及輔助服務、分布式發電、微電網等。其中，在電源測，儲能發揮平滑新能源出力的功能，在風、光發電高峰時段儲能，降低棄風棄光，并在無風、少光時放電以支撐電力系統穩定運行，從而實現彈性調度、源網荷儲協調互動；在電網側，儲能較傳統調頻具有爬坡能力強、響應速率與調節速率快、調節精度高等優點，綜合調頻能力更優，可有效保障電網安全穩定；在用戶側，儲能主要服務工業園區、商業中心、數據中心、分布式能源、微電網等多元化終端用戶，作為備用電源平衡負荷波動，既能降低用戶用能成本，也可參與需求側響應等服務獲取收益[6]。據中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年我國儲能項目最多的接入位置是電源側，占比41%，其次是電網側（35%）和用戶側（24%）（中國能源研究會儲能專委會等，2022）。 2.2 發展趨勢 全國與地方層面儲能規劃目標逐漸明確。根據目前我國儲能相關政策目標與市場發展趨勢，預計未來十年將是儲能快速發展的關鍵時期。國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出到2025年新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上；國家能源局發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，提出到2025年抽水蓄能投產總規模達6200萬千瓦以上，2030年投產總規模達1.2億千瓦左右的目標。據中關村儲能產業技術聯盟保守估計，2026年新型儲能累計規模將達到48.5GW，2022-2026年復合年均增長率（CAGR）為53.3%，市場將呈現更快、更大規模的發展。當前抽水蓄能定價機制逐步完善，投資建設經濟性已基本得到有效保障，但新型儲能在技術、商業模式等方面仍處于不斷探索階段，發展路徑仍有較多不確定性。 多時間尺度儲能技術將協同推動新型電力系統建設。面對新形勢下電力系統展現出的供給靈活、負荷柔性、主體多元等特征，電網資源配置能力也在顯著提升，從而實現電力供需之間精確匹配。儲能作為電力系統中發揮供給與需求雙重功能的主體，不同時間尺度、性能特點的儲能裝置協調配合將進一步提高電力供需間匹配度。針對負荷跟蹤、系統調頻、慣量支撐等秒級、分鐘級應用需求，重點推動短時高頻儲能技術示范；針對新能源消納、系統調峰、可再生能源制氫等日、周、季或更長時儲能技術應用需求，探索開展壓縮空氣、液流電池等試點示范項目，從而滿足長時間尺度應用需求。伴隨新能源滲透率快速提高、儲能各類支持政策持續出臺以及儲能技術成本的逐步下降，儲能商業模式逐漸清晰，行業發展呈現較好前景。 2.3 問題與挑戰 儲能裝置利用效率不高。根據中電聯《新能源配儲能運行情況調研報告》數據顯示，從不同應用場景儲能項目配置時長（儲能設施連續放電時長）看，調研機組儲能平均時長為2小時，新能源儲能配置時長為1.6小時，火電廠配儲能為0.6小時，電網儲能為2.3小時、用戶儲能為5.3小時，基本反映了各應用場景的技術需求和特性；從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況；從儲能等效利用系數[7]看，調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，新能源配儲系數僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%（中電聯，2022）。 儲能項目盈利水平不高。目前新型儲能項目造價大多在1500-3000元/千瓦時之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。新能源配置儲能具有平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務市場、容量市場中具有多元價值，商業模式不盡相同、地區差異性較大。但新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能，且多地采取“一刀切”式的配置標準，將配儲能作為新能源建設的前置條件，而風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，同質化的配置儲能要求缺乏科學性，導致大部分新型儲能項目的盈利水平不高（中電聯，2022）。 三、儲能發展政策保障體系 3.1 政策框架 多向政策協同發力促進儲能產業技術快速發展。國家發改委、國家能源局相繼出臺多項儲能產業技術發展的扶持政策，如《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《新型儲能項目管理規范（暫行）（征求意見稿）》，對參與市場、調度運用、項目管理等進行規范與引導。其中，國家發改委、國家能源局聯合印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出新型儲能發展目標，包括到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件；到2030年，新型儲能全面市場化發展。在此基礎上，地方政府相繼出臺各領域政策以引導儲能行業的有序發展，2021年國家及地方出臺儲能相關政策300余項。 3.2 電價機制 完善電價機制是推動儲能規模化發展的關鍵途徑。隨著儲能在電力中長期與現貨市場、輔助服務市場的不斷深入，國家和多地通過政策工具完善電網側和用戶側儲能價格機制，促進儲能以市場化手段形成服務價格。 （1）新型儲能容量電價 當前在新型儲能價格機制形成之前，主要參考抽水蓄能電站的“兩部制”電價，將容量電價納入輸配電價，且對獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，避免儲能充放電重復收費。2021年5月國家發改委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確抽水蓄能電站的兩部制電價：通過電量電價回收抽水、發電的運行成本；通過容量電價回收工程建設等其他成本，該電價機制能夠確保儲能電站每年獲得固定收入，彌補初始投資成本，同時將容量電費通過電網企業輸配電價向終端用戶分攤，形成公平有序的市場秩序。 （2）分時電價 分時電價改革是用戶側儲能峰谷套利的關鍵動力。國家通過合理確定峰谷價差鼓勵用戶側儲能發展，2021年7月國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，鼓勵工商業用戶通過配置儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時段用電負荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本。有條件的地方按程序推廣居民分時電價政策，逐步拉大峰谷電價價差。對于上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。從2021年國內工商業電價來看，50%的地區可以達到3:1峰谷價差要求，價差值在0.5-0.7元/kWh，此時的套利收益率為-0.6%-9.8%。若峰谷電價差提高到4:1，即價差值在0.75-1.05元/kWh，則峰谷價差套利收益率為12.4%-27.9%[8]。2022年以來多地持續增大峰谷價差。根據北極星儲能網統計，2022年9月最大峰谷電價差超過0.7元的有21省市，有16省份峰谷電價差增大，上海電價差最高為1.397元/kWh[9]；2021年1月，上海、河南等地峰谷電價差較環比明顯增加，其中上海峰谷價差進一步擴大，1.5倍電價模式下價差最大達1.88元/kWh，普通代理購電模式峰谷電價差也高達1.573元/kWh（民生證券，2023）。隨著分時電價機制的進一步優化改革，用戶側儲能收益愈加明確，將極大激發社會資本投資積極性。 3.3 補貼機制 全國各地儲能補貼機制呈現“百花齊放”探索式創新發展。近年來，我國多地發布政策對投資的儲能項目進行成本補貼，安徽、江蘇、浙江、廣東、北京、青海等多地目前均以發布補貼政策，以對其較高的成本進行補償，當前主要包括容量補貼和輔助服務補貼。容量補貼是對儲能基礎設施投資成本的補償機制，對不同規模儲能項目的補貼方式包括一次性補貼、分期補貼，其中分期補貼通常規定特定年限，或考慮到儲能建設成本下降采取逐年退坡的梯級補貼方式。輔助服務補貼是對儲能設施參與電力市場交易提供的補貼政策，根據參與需求響應的時間段、時長、放電量等實行分級補貼，提高儲能設施參與輔助服務的積極性。但目前各地補償差距較大，有些地方還沒有切實可行的補償機制，并且當前補貼機制較少能使儲能形成具有可持續性、可大范圍復制推廣的盈利模式。 3.4 案例分析 山東省儲能市場是我國儲能發展的典型，其儲能政策規劃、補償機制、電價機制等方面都處于全國發展前列。2022年2月25日，山東2021年儲能示范項目海陽國電投、華電滕州新源、三峽新能源慶云3座獨立儲能電站，成為全國首批參與電力現貨市場交易的儲能項目。 山東省儲能市場環境有利于儲能主體經濟性的實現，但以目前山東省獨立儲能收益實現成果來看，獨立儲能主體盈利不及預期，電力現貨市場下的山東獨立儲能電站還處于虧損狀態。 目前獨立儲能主體收益主要來源于容量租賃費用、現貨市場價差收益、容量補償費用。山東省日現貨價差一度超過1元/kWh，甚至谷價有負電價出現，這將增加獨立儲能電站的價差套利空間。但作為充放電時長2小時及以上的儲能系統需要考慮平均可獲得的實際充放電電價差。根據儲能與電力市場估算，山東省平均兩小時最高電價約0.7元/kWh左右，平均最低電價是約0.1元/kWh左右，在考慮儲能充電時需要承擔的容量電價(0.0991元/kWh)以及現貨交易規則下的附加成本（約0.02元/kWh），一個2小時的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh左右[10]。 根據儲能與電力市場文章《2022上半年的獨立儲能市場：繁榮背后的隱憂》測算，一個100MW/200MWh的獨立儲能電站，投資總額接近4億元，為保證項目不虧損，該電站全年需要取得的收益水平為6000萬元以上。然而，在目前容量租賃、現貨價差和容量補償下，每年可實現收益僅為2156萬元[11]。以目前的水平，其收益不足以支撐獨立儲能電站運營。 目前容量租賃成效不明顯，隨著儲能規模的擴大和技術的發展，容量補償也將退坡，獨立儲能主體收益的主要來源還是現貨市場價差。為促進儲能主體經濟性的實現，各省都需要加快實現儲能市場化收益的形成，推動獨立儲能電站參與多個電力市場，包括電力中長期交易、現貨、調峰、調頻、備用等電能量及電力輔助服務市場，實現多市場聯合優化出清，進而實現獨立儲能電站的多重收益。 四、儲能發展展望 國家“雙碳”戰略以及新型電力系統建設，將對儲能行業尤其是新型儲能技術帶來巨大機遇。當前新型儲能技術距離大規模商業化應用依然存在一定差距，因此仍需通過政策工具引導新型儲能投資方向與成本回收。 1）短期內應持續完善儲能成本補償機制。新型儲能可為電力系統提供電能量、輔助服務、容量保障等各類服務，在當前輔助服務、現貨市場等相關市場機制尚未健全的情況下，參考抽水蓄能“兩部制”電價設定逐年遞減的補貼電價，保證新型儲能設施穩定收益，并探索開展容量交易市場及容量補償工作，體現儲能提供系統安全保障的價值。與此同時，在電能量市場，應結合各地電力市場完善程度與儲能需求等因素，逐步放開峰谷價差限制，秉承“誰受益、誰承擔”的原則，進一步放開電力市場價格限制、優化階梯電價策略，分主體適度提高電價，降低發電側、電網側壓力，當前南方電網“兩個細則”正推動用戶參與分攤相關機制走向實操環節[12]。 2）長期來看，持續完善容量補償向電量補償轉化機制，提高儲能參與調節的積極性。當前針對儲能容量補償較多依據儲能裝機容量，如《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》及各地印發的“儲能規劃”較多提出“探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，浙江省提出儲能按200元、180元、170元/千瓦·年的補償標準補償3年，將為儲能提供相對穩定的投資預期。未來應將容量補償進一步向依據參與調節電量、調節頻次的方式轉變，將其有效合理分攤至每度電與每次服務中，從而提高儲能參與電力市場的積極性與合理性。 3）持續加強電網調度機構與電力交易機構間的信息共享。當前電網調度機構與電力交易機構間關于調度儲能的出發點不同，調度機構主要從電力系統安全角度出發，交易機構主要從電力供需匹配方面考慮。交易機構在收到儲能裝置提前報送的出力計劃后，需加快與調度機構信息共享與溝通協調，以確保儲能裝置按計劃參與調節。 參考文獻 1. 馮俊淇，王廣舉，鄭仁福，商業模式逐漸理順，各類儲能同臺競技-2023年儲能行業展望，興業研究，2022年12月。 2. 英大證券，六類儲能的發展情況及其經濟性分析，2022年5月。 3. 中國能源研究會儲能專委會，中關村儲能聯盟，2022儲能產業研究白皮書，2022年4月。 4. 中電聯，新能源配儲能運行情況調研報告，2022年。 5. 民生證券，峰谷電價差持續拉大 利好工商業儲能發展，2023年。 注： [1] 資料來源：新能源進入全面平價時代，百分百消納不是最優選擇，界面新聞[EB/OL]，2022/12/15[2022/12/26], 網頁鏈接 [2]資料來源：百億級火電靈活性改造市場已至，蓄熱調峰空間幾何？CHPlaza清潔供熱平臺[EB/OL]，2022/06/11[2022/07/26],網頁鏈接 [3] 資料來源：美國加州可再生能源電力系統特點分析及啟示, 華夏能源網 [EB/OL]，2022/4/29[2022/08/24], 網頁鏈接 [4] 資料來源：電力系統靈活性提升難在哪, 中國能源報 [EB/OL]，2020/12/10[2022/08/24], 網頁鏈接 [5] 資料來源：2022年中國儲能行業發展現狀及市場規模分析，前瞻產業研究院[EB/OL]，2022/6/11[2022/08/25], 網頁鏈接 [6] 資料來源：《六大儲能技術路線分析》，英大證券[EB/OL]，2022/08/17[2022/08/24], 網頁鏈接 [7]注：儲能電站等效利用系數為統計評價周期內各儲能單元的等效利用系數，再按額定功率加權平均。各儲能單元的等效利用系數=（Ec+Ed）/P*PH，其中，Ec為儲能單元在評價周期內的充電量，單位為kW•h；Ed為儲能單元在評價周期內的放電量，單位為kW•h；P為儲能單元的額定功率，單位為kW；PH為評價周期內統計時間小時數，單位為h，當評價周期為1年時，PH取為8760h。 [8] 資料來源：《峰谷差0.7元儲能可盈利！儲能數據詳解！》, 儲能頭條[EB/OL]，2021/08/16[2022/10/20], 網頁鏈接 [9] 資料來源：《全國9月峰谷電價表：上海差最高為1.39元/kWh！》, 北極星儲能網[EB/OL]，2022/08/29[2022/10/20]，網頁鏈接 [10] 資料來源：新能源強配儲能：山重水復仍“無路”，光伏們[EB/OL]，2022/07/18[2022/08/02]，網頁鏈接 [11] 資料來源：2022上半年的獨立儲能市場：繁榮背后的隱憂，儲能與電力市場[EB/OL]，2022/12/12[2023/01/18]，網頁鏈接 [12]資料來源：《完善儲能成本補償機制，助力構建以新能源為主體的新型電力系統》,儲能與電力市場, 2022/04/15 [2022/10/08]. 網頁鏈接 特別提示 本報告內容僅對宏觀經濟進行分析，不包含對證券及證券相關產品的投資評級或估值分析，不屬于證券報告，也不構成對投資人的建議。   長按上方二維碼關注我 梅開五福6： 設計總院(SH603357)祝大家新的一年事事如意 財源滾滾