中國儲能網(wǎng)訊：1. 雙碳目標下新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴張，儲能成必要環(huán)節(jié)
1.1. 雙碳目標下新能源裝機占比持續(xù)提升，消納問題凸顯
雙碳目標下，新能源裝機維持高增速，裝機規(guī)模占比不斷提升。雙碳目標下，能源結(jié)構(gòu)綠 色轉(zhuǎn)型加速，新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴張。據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2021年我國可再生能源新增 裝機 1.34 億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機的 76.1%；截至 2021 年底，我國可再生能源發(fā)電 累計裝機達到 10.63 億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的 44.8%。
新能源發(fā)電量與傳統(tǒng)能源相比仍存在較大差距，“十四五”期間新能源裝機容量有望持續(xù)增長。雖然可再生能源裝機占比已接近 50%，但由于其出力穩(wěn)定性不足，發(fā)電量與傳統(tǒng)能源仍存在較大差距，根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2021年全年火電發(fā)電量占發(fā)電量比例高達 67.4%， 光伏風電貢獻比例僅 11.7%左右。因此我們預計“十四五”期間新能源裝機容量有望持續(xù)增長。
2022 年 4 月 18 日，國家能源局綜合司下發(fā)《關于開展省級“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī) 劃備案的通知》，要求各省報備本地區(qū)的“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃。據(jù)智匯光伏統(tǒng) 計，目前已有超 20 個省份明確提出風電、光伏發(fā)展規(guī)劃，總新增裝機規(guī)模超過 6 億千瓦， “十四五”期間增長空間仍然廣闊。
新能源出力受制于不穩(wěn)定性，大規(guī)模接入給電網(wǎng)帶來較大考驗。風電日波動最大幅度可達 裝機容量的 80%，且呈現(xiàn)一定的反調(diào)峰特性；光伏發(fā)電受晝夜、天氣、移動云層變化的影 響，同樣存在間歇性和波動性。隨著風電/光伏并網(wǎng)比例提升，常規(guī)電源裝機容量占比相應降低，新能源調(diào)峰容量需求激增與常規(guī)電源調(diào)峰容量下降之間的矛盾凸顯，給電網(wǎng)帶來較大考驗。
傳統(tǒng)能源協(xié)調(diào)模式下系統(tǒng)調(diào)峰能力不足，對新能源消納造成限制。傳統(tǒng)能源協(xié)調(diào)模式下系 統(tǒng)調(diào)峰能力不足的問題凸顯，已成為了限制高比例新能源消納的主要原因。以西北地區(qū)為例，根據(jù)《西北區(qū)域新能源發(fā)展規(guī)劃及運行監(jiān)管報告》，西北區(qū)域棄風棄光的兩大原因（系 統(tǒng)調(diào)峰能力不足和傳輸容量受限）的影響占比正在發(fā)生變化，截至 2020 年，傳輸容量受限的導致棄風棄光占比已經(jīng)很小，而調(diào)峰能力不足問題將會越來越嚴重。
1.2. 電化學儲能發(fā)展前景廣闊，政策加碼有望推動產(chǎn)業(yè)持續(xù)升溫
1.2.1. 以電化學儲能為主的新型儲能技術(shù)優(yōu)勢明顯，裝機規(guī)模高速增長
傳統(tǒng)抽水蓄能難以完全滿足新能源裝機規(guī)?？焖贁U張下的調(diào)峰調(diào)頻需求。儲能技術(shù)根據(jù)儲 能系統(tǒng)存儲能量的形式以及其構(gòu)成機理的不同可以分為抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超導磁儲能（物理儲能）及超級電容儲能、電化學儲能（化學儲能）等。傳統(tǒng)的抽水 蓄能雖起步較早、技術(shù)較為成熟，但具有難以克服的劣勢：一方面，抽水蓄能受地理位置 及自然條件約束較強，靈活性較低；另一方面，抽水蓄能的響應速度較慢，響應時間較長。 因此，伴隨未來新能源裝機規(guī)模快速擴張，抽水蓄能恐難以完全滿足調(diào)峰調(diào)頻需求。在此 背景下，以電化學儲能為主的新型儲能近年來快速發(fā)展，裝機占比不斷提高。
新型儲能技術(shù)響應速度較快，相比于抽水蓄能技術(shù)更具優(yōu)勢。新型儲能是除抽水蓄能外的 其他以輸出電力為主要形式的儲能，相比于抽水蓄能技術(shù)，在響應速度等各項性能參數(shù)上 更具優(yōu)勢。
1） 壓縮空氣儲能：具有儲能容量大、壽命周期長、爬坡速率高等優(yōu)點，但其能量轉(zhuǎn)換效 率較低，僅為 60%左右，且需要特定地理條件，環(huán)境要求較高。
2） 飛輪儲能：國內(nèi)飛輪儲能系統(tǒng)主要還處在實驗室研發(fā)和樣機研制階段，理論研究比較 豐富，工程應用研究進展較為緩慢，進入市場的成熟飛輪產(chǎn)品還相對較少，因此短期 內(nèi)難以大規(guī)模推廣。
3） 超導磁儲能：利用超導線圈直接存儲電磁能，功率密度高，響應速度很快，轉(zhuǎn)換效率 也很高，但受限于價格昂貴的超導材料和低溫制冷系統(tǒng)，短期內(nèi)難以商業(yè)化。
4） 超級電容儲能：在充放電速度、功率密度高等方面較其他儲能方式有所提升，但存在 電介質(zhì)耐壓低等問題，存儲能量的大小和保持的時間長度都因漏電流等因素而受到限制。
5） 電化學儲能：通過化學反應將化學能和電能進行相互轉(zhuǎn)換來儲存能量，根據(jù)材料不同 主要可分為鉛酸蓄電池、鈉硫電池、液流電池和鋰離子電池等形式，一方面，電池儲能的能量密度與能量轉(zhuǎn)換效率較高，且響應速度較快，能夠有效滿足電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻需求；另一方面，其功率和能量可以根據(jù)不同應用需求靈活配置，幾乎不受外部氣候及地理因素的影響。其中，鋰離子電池經(jīng)過多年發(fā)展，綜合性能參數(shù)與技術(shù)成熟度 來看，或為當下綜合性最好的電池體系，具備大規(guī)模推廣條件。
電化學儲能在電力系統(tǒng)的源、網(wǎng)、荷側(cè)都可根據(jù)需求靈活部署，各環(huán)節(jié)效果顯著。在發(fā)電側(cè)可提高發(fā)電的穩(wěn)定性, 并提高發(fā)電質(zhì)量; 在輸電環(huán)節(jié), 可降低輸電的成本; 在配電環(huán)節(jié), 可以緩解企業(yè)和用戶用電壓力, 促進電網(wǎng)的升級擴容; 在送電環(huán)節(jié), 可通過峰谷差套利, 進 而減少企業(yè)和用戶用電成本。
1.2.2. 產(chǎn)業(yè)鏈：“原材料-設備及系統(tǒng)-場景應用”，電池及儲能系統(tǒng)為成本核心
儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游為各種原材料，包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜、電子元器件、 結(jié)構(gòu)件、輔材、屏柜電纜、土建安裝、升壓裝置等；中游主要包括儲能電池、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲能變流器（PCS）、能量控制系統(tǒng)（EMS）等；下游主要為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、 用戶側(cè)等具體應用場景。
1.2.3. 政策規(guī)劃助推儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展
近期國家級儲能相關政策頻繁出臺，對我國電化學儲能做出一系列政策規(guī)劃，推動其規(guī)范 化、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展。面對新能源裝機大規(guī)模擴張所帶來的調(diào)峰調(diào)頻需求，國家近年 來陸續(xù)出臺儲能相關政策，從電價機制、項目管理、市場交易、技術(shù)攻關、商業(yè)模式、發(fā)展目標等多個角度制定一系列頂層規(guī)劃，探索儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑，推動其向規(guī)范化、產(chǎn)業(yè) 化、市場化發(fā)展。
2021 年 7 月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》， 明確 2025 年 30GW 的發(fā)展目標，未來五年將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；D(zhuǎn)變， 到 2030 年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。新版《指導意見》發(fā)布后，各地基于區(qū)域能源 發(fā)展的切實需求以及帶動新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展的需求，相續(xù)發(fā)布十四五儲能發(fā)展目標。據(jù)中關村 儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，僅青海、山東、湖南、浙江、內(nèi)蒙古五省及南方電網(wǎng)儲能的規(guī)劃 達 39GW，已高于國家制定的 30GW 目標。按照規(guī)劃初步測算，儲能裝機總規(guī)模預計約達 到 47GW。
2. 源網(wǎng)側(cè)：收益機制亟待探索，共享獨立儲能或為最優(yōu)模式
2.1. 火儲聯(lián)合調(diào)頻：傳統(tǒng)區(qū)域發(fā)展速度減緩，市場向新區(qū)域拓展
響應速度對機組調(diào)頻性能提出更高要求，催生火儲聯(lián)合調(diào)頻。電力系統(tǒng)運行過程中，發(fā)電 出力與用電負荷總會出現(xiàn)隨機性的有功不平衡情況，AGC 通過下達指令調(diào)節(jié)發(fā)電機組功率 來控制電網(wǎng)頻率及聯(lián)絡線功率，進而保持電力系統(tǒng)的發(fā)用平衡，因此 AGC 對發(fā)電機組的調(diào) 頻性能提出了較高要求。但燃煤發(fā)電機組相應功率調(diào)節(jié)速度較慢，僅能達到分鐘級，相比 之下，電儲能系統(tǒng)響應功率調(diào)節(jié)速率更快，達到秒級標準，能夠有效彌補燃煤發(fā)電機組響 應遲緩帶來的機組處理與調(diào)度 AGC 指令間的功率差值。
廣東等區(qū)域受補償政策影響，初期項目收益水平較為顯著，發(fā)展優(yōu)勢明顯。在性能需求疊 加補償政策影響下，火儲聯(lián)合調(diào)頻市場快速發(fā)展。根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，截至 2020 年 7 月，國內(nèi)火儲聯(lián)合調(diào)頻項目達 58 個（含投運、在建、中標項目），總規(guī)模達 727MW， 且項目地集中于廣東、內(nèi)蒙、山西等地。
因此，早期發(fā)展速度較快的區(qū)域市場開始趨于飽和，補償標準表現(xiàn)出降低趨勢。以廣東為 例，根據(jù) 2020 年《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則》，其在調(diào)頻里程報價、里程補償、容 量補償價格及補償?shù)确矫婢a(chǎn)生較大改動，其中對于里程補償?shù)挠嬎阒?，將使用開根號的 形式將 K 值的實際影響降低，綜合性能 k 值越高，在市場價格、調(diào)頻里程不變的情況下， 獲得的里程補償額降幅將越大。
2.2. “新能源+儲能”快速擴張，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨一定壓力
電網(wǎng)側(cè)建儲難以為繼，調(diào)峰壓力向電源側(cè)轉(zhuǎn)移。在電網(wǎng)側(cè)儲能建設初期，其商業(yè)邏輯是為 電網(wǎng)提供各類服務，并希望通過輸配電價將成本疏導至用戶，但該模式在有效監(jiān)管機制方 面尚不成熟。因此，2019 年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》及 2020 年出臺的《省級 電網(wǎng)輸配電價定價辦法》均明確規(guī)定電化學儲能不計入輸配電定價成本，電網(wǎng)側(cè)儲能建設 難以為繼。在調(diào)峰壓力持續(xù)存在背景下，建儲任務向電源側(cè)轉(zhuǎn)移。 多省份提出明確配儲要求，儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)模快速擴張。在調(diào)峰壓力轉(zhuǎn)移的情況下，多個?。▍^(qū)） 的能源主管部門要求新能源企業(yè)配置一定比例的儲能。從各省發(fā)布的規(guī)劃、風光開發(fā)建設 方案等文件來看，新能源配置儲能比例大多在 5%-20%之間；配置小時大多在 2 小時，部分 省份要求 1 小時或者 4 小時。各地配儲要求明確化推動儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?？焖贁U張。（報告來源：未來智庫）
“繁榮發(fā)展”背后成本矛盾突出，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨一定壓力。
一方面，僅將儲能裝機配額作為新能源發(fā)電項目并網(wǎng)條件，難以確保儲能的建設質(zhì)量， 由于配建儲能會導致項目初始投資成本明顯增加，新能源企業(yè)可能更傾向于選擇性能 較差、初始成本較低的儲能產(chǎn)品，而僅使儲能作為可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)的工具；
另一方面，由于受到配儲容量與時長限制，其對電源側(cè)企業(yè)本身的消納問題作用較為 有限，因此企業(yè)在實際運行過程中可能會選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄電等。以某棄風嚴重區(qū)域風電配套儲能站為例，配置額定功率 10%、4 小時的儲能前后，其棄風率分別為 20.6%/ 19.7%，差別較小。
上述情況下，傳統(tǒng)“新能源+儲能”模式不但難以達到促進風光消納及調(diào)峰調(diào)頻的目的， 而且會顯著加大可再生能源項目初始投資成本，根據(jù)中國電力網(wǎng)，一座光伏電站配建裝機 量 20%、時長 2 小時的儲能項目，其初始投資將增加 8-10%；而風電場配建同樣容量的儲 能項目，其初始投資成本將增加 15%-20%。因此，對于源網(wǎng)側(cè)儲能，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨 一定困境，發(fā)展壓力較大。
而根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預測，到 2025 年，我國清潔能源裝機量將達到 17 億 千瓦，其中風電裝機容量將達到 5.36 億千瓦，2021-2025 年 CAGR 達 13.02%；光伏裝機容 量將達到 5.51 億千瓦，2021-2025 年 CAGR 達 15.79%。按照配儲比例 15%計算，2021-2025 年僅風光配儲需求增量便超過 67GW，相比于 2021 電化學儲能 5.12GW 的總裝機規(guī)模， 裝機缺口仍然較大。
2.3. “多方受益多方買單”，（共享）獨立儲能或為最優(yōu)模式
2.3.1. 規(guī)范化與市場化進程加速推進，“運營模式”最優(yōu)者有望脫穎而出
新型儲能產(chǎn)業(yè)“探索初期”將過，規(guī)范化與市場化加速推進?！笆濉币詠?，我國新型 儲能行業(yè)整體處于由研發(fā)示范向商業(yè)化初期的過渡階段，伴隨其市場規(guī)模不斷擴大，新型 儲能產(chǎn)業(yè)“探索初期”將過。 2022 年 2 月 23 日，國家發(fā)改委及能源局發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，明確 了“十四五”期間新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的頂層規(guī)劃。一方面，加快建立新型儲能項目管理機 制，規(guī)范行業(yè)管理，強化安全風險防范；另一方面，明確新型儲能獨立市場地位，完善市 場化交易機制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。在規(guī)范化與市場化加速推進的 背景下，“運營模式”最優(yōu)者有望脫穎而出。
2.3.2. 共享獨立儲能“一站多用”，助力收入渠道擴展
輔助服務市場放開，獨立儲能是更加貼合政策導向的獨立市場主體。2021 年底新發(fā)布的 “兩個細則”擴大了輔助服務的提供主體，豐富了輔助服務的服務品種，輔助服務市場向 儲能放開?！丁笆奈濉毙滦蛢δ馨l(fā)展實施方案》中明確提出，要推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場，相比傳統(tǒng)依附于發(fā)電側(cè)的商業(yè)模式，獨立儲能電站更加貼合該政策導向。 同時，由于其“獨立性”，該模式下責任主體更為明確，有利于進一步提高儲能電站發(fā)展 建設的規(guī)范性與安全性。 同時滿足多方需求，“一站多用”共享模式助力收入渠道擴展。獨立儲能電站除了能夠作為傳統(tǒng)電網(wǎng)側(cè)儲能設施滿足其調(diào)峰調(diào)頻需求外，還可以滿足發(fā)電側(cè)的儲能需求。2021 年 8 月，國家能源局及發(fā)改委發(fā)布《關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》，確定新能源發(fā)電企業(yè)可通過租賃儲能容量，滿足新增新能源裝機調(diào)峰能力建設需求。以陸上風電為例，根據(jù)測算，相比于自建儲能，發(fā)電企業(yè)選擇租賃儲能容量 時（15%配儲比例），總投資成本可降低 23%左右，差距明顯。
電力現(xiàn)貨市場助力成本疏導，市場化機制有望打破資金盤掣肘。2022 年 6 月 7 日，兩部 委發(fā)布《關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》，提出研究建立電網(wǎng) 側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收， 加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場；同時獨立儲能電站向電網(wǎng)送電時，其相應 充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場交易確定 性增強，市場化機制有望進一步提升項目收益水平。
在國內(nèi)儲能需求不斷增加的背景下，儲能產(chǎn)業(yè)商業(yè)模式逐漸向多元化發(fā)展。其中獨立儲能 電站以其“一站多用”的優(yōu)秀機制得到迅速發(fā)展，其商業(yè)模式得到快速推廣及應用，裝機 規(guī)模迅速擴張。根據(jù)儲能與電力市場數(shù)據(jù)，獨立儲能電站 2021 年規(guī)劃、在建、投運總項 目個數(shù)超過 138 個，總裝機規(guī)模超過 17GW/34GWh，涉及山西、湖北、廣東、江蘇、山 東等 20 余省市。
2.3.3. 經(jīng)濟性測算：電力現(xiàn)貨市場下具備投資價值，容量租賃影響較大
考慮到當前獨立（共享）儲能電站仍處于起步階段，各地區(qū)及項目運營模式與價格機制存 在明顯差異，因此我們選取三峽能源慶云儲能示范項目（一期 100MW/200MWh）為參考， 通過測算其收益水平變化，為解析獨立（共享）儲能電站盈利模式與盈利能力提供參考。 根據(jù)風電財經(jīng)數(shù)據(jù)，三峽慶云 100MW/200MWh 儲能示范電站 EPC 總承包工程中標價格 為 174 萬元/MWh。
調(diào)峰補償模式（不考慮容量租賃）
綜合上述分析，調(diào)峰補償收益為當前國內(nèi)各地區(qū)獨立儲能電站項目的基本收益渠道， 在不考慮容量租賃的情況下，對此模式項目收益水平進行測算，即使在不考慮充放電 損耗成本的情況下，項目全投資 IRR 也僅為-4.5%，因此該模式下獨立儲能電站尚不具 備盈利能力。
調(diào)峰補償模式（考慮容量租賃）
根據(jù)政策規(guī)劃，目前多個地區(qū)及項目正推進“新能源租賃儲能容量”模式建設，其中 山東、廣西、河南等地區(qū)已取得實質(zhì)性進展。
現(xiàn)貨市場交易模式（不考慮容量租賃）
目前山東省電力現(xiàn)貨市場建設走在前列，并積極推動獨立儲能電站參與現(xiàn)貨交易。 截至 2022 年 2 月 25 日，三峽能源慶云儲能示范項目已完成山東電力交易中心的注 冊，并通過公示，正式進入現(xiàn)貨市場。在此模式下，儲能電站以自調(diào)度模式參與電能 量市場，通過電力交易平臺申報運行日自調(diào)度曲線，并以現(xiàn)貨市場價格出清。項目收 益渠道主要包括放電電量收益和容量補償費用，成本主要為充電電量電費。
現(xiàn)貨市場交易模式（考慮容量租賃）
根據(jù)北極星電力網(wǎng)信息，目前三峽能源慶云儲能示范項目正在推進對外容量租賃業(yè)務， 未來電站收益水平有望進一步提高。經(jīng)過測算，按照 300 元/kw/年，在電力現(xiàn)貨交易 +容量租賃模式下，項目全投資 IRR 達 13.01%，資本 IRR 達 26.50%，全投資回收期 5.25 年，資本金回收期 3.22 年，項目整體收益率可觀，具備較強的投資價值。
同時，新型儲能的合理成本疏導機制仍在積極探索過程中，目前國內(nèi)山西、南方區(qū)域等均 推出相關政策，明確新型儲能可參與調(diào)頻輔助服務，這或?qū)⒗_全國各地獨立儲能電站參 與電力輔助服務的序幕。若綜合考慮參與電力現(xiàn)貨交易+容量租賃+調(diào)頻輔助服務，按照 山東調(diào)頻輔助服務結(jié)算規(guī)則，經(jīng)測算項目有望進一步提升，在不考慮調(diào)頻充放電損耗的情 況下，全投資 IRR 達 19.68%，資本 IRR 達 46.26%，全投資回收期為 4.04 年，資本金回收 期為 1.87 年。
3. 用戶側(cè)：需求側(cè)響應+峰谷價差套利，開辟儲能新空間
3.1. 需求響應機制必要性凸顯，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間
新能源高占比背景下電力系統(tǒng)壓力增大，需求響應機制必要性凸顯。在新型電力系統(tǒng)環(huán)境 下，可再生能源發(fā)電并網(wǎng)規(guī)模逐漸增大，新能源占比不斷提高，而新能源隨機性與間歇性 的發(fā)電特性導致電力市場“供端特性”改變，電網(wǎng)中現(xiàn)有的配變電設備容量已經(jīng)難以滿足 日益增加的高峰負荷要求，而如果只依靠擴大投資規(guī)模增加裝機容量，或者對輸配電線路 進行升級擴容，將耗費巨大，而且會提高用電費用。在此情況下，建立用戶側(cè)需求響應機 制的必要性凸顯?！丁笆奈濉毙滦蛢δ馨l(fā)展實施規(guī)劃》明確提出，鼓勵用戶采用儲能技術(shù) 減少接入電力系統(tǒng)的增容投資，發(fā)揮儲能在減少配電網(wǎng)基礎設施投資上的積極作用。
分時電價政策加速推進，峰谷價差拉大，為儲能提供套利空間。隨著電力系統(tǒng)峰谷差的逐 步拉大以及用電緊張，我國在各地逐步推行了目錄分時電價機制，包括峰谷電價機制、季節(jié)性電價機制等，其中峰谷電價機制是將一天的用電價格劃分為高峰、平段、低谷等，以 充分發(fā)揮電價信號的作用，引導電力用戶盡量在高峰時段少用電、低谷時段多用電，從而 達到移峰填谷、緩解電力供需矛盾、保障電力安全供應等目的。 2021 年 7 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，提出進一步優(yōu)化 分時電價機制，科學劃分峰谷時段及合理確定峰谷電價價差，同時建立尖峰電價機制，其 電價可在峰段電價基礎上上浮超20%。
3.2. 經(jīng)濟性測算：價差在 0.39 元/KWh 以上具備盈利能力
收入端：
用戶側(cè)儲能的理論收益來源包括峰谷價差套利、降低需求電費、需求相應獲利等：
峰谷價差套利：即基于分時電價的價格機制，賺取峰期電價與谷期電價（平期電價） 差的電量電費收益。在當前各地區(qū)峰谷價差不斷拉大的背景下，峰谷價差套利已成為 用戶側(cè)儲能的主要收入來源。
降低需量電費：需量電費即針對大工業(yè)用戶專用變壓器收取的容量費用，對于該費用 供電公司一般給出兩種選擇模式：其一是按照專用變壓器容量收取，與用戶實際用電 負荷無關；其二是按照用戶最大負荷收取費用?？紤]到不同地區(qū)與用戶所選模式與電 價標準不同，該收入來源目前具有較強的不確定性。
需求響應獲利：指電網(wǎng)公司通過調(diào)度用戶儲能系統(tǒng)的容量來實現(xiàn)對電網(wǎng)整體負荷供需 平衡的調(diào)節(jié)，電網(wǎng)租借用戶儲能系統(tǒng)容量為有償付費行為。但考慮到獲得該收益的基 本條件是必須把儲能系統(tǒng)納入升級儲能系統(tǒng)調(diào)度平臺，其運行策略不能再由企業(yè)自主 決定，而由于電力調(diào)度給出的指令根據(jù)電力運行情況確定，具有較大的隨機性，因此 在當前需求響應激勵機制尚未明確的背景下，該收入來源具有較強的不確定性。
成本端：
初始投資成本：以磷酸鐵鋰為例，從近兩年用戶側(cè)項目的招標情況來看，EPC 單位投 資成本大多在 150-200 萬元/MWh 之間。我們假設工程單位投資成本為 170 萬元 /MWh。
運維檢修成本：根據(jù)江蘇、湖南儲能電站的運維招標情況來看，年運維費用占總投資 的 0.5-1%，考慮到對儲能電站管理安全性要求提高，我們假設年運維檢修比例為 1%。
基于以上假設，我們對用戶側(cè)儲能項目的收益率進行測算，當平均價差達到 0.39 元/KWh 時可實現(xiàn)盈虧平衡，當平均價差達到 0.6 元/KWh 時，其全投資 IRR 達 11.57%，資本金 IRR 達 23.30%，因此從當前各地區(qū)峰谷價差情況來看，用戶側(cè)儲能已具備一定的經(jīng)濟性與投資 價值。
未來，伴隨需求響應激勵機制等逐漸完善，用戶側(cè)儲能收入渠道有望進一步拓寬，從而進 一步提高其收益水平。
4. 投資分析
4.1. 萬里揚：拓展儲能業(yè)務板塊，重點發(fā)展獨立儲能電站，項目儲備豐富
子公司萬里揚能源公司近年來深耕靈活電力調(diào)節(jié)能力業(yè)務，多場景應用同時推進，儲備項目豐富。2022 年 1 月 6 日，公司與萬里揚集團等交易對方簽署《關于浙江萬里揚能源科技 股份有限公司的股權(quán)轉(zhuǎn)讓協(xié)議》，收購萬里揚能源公司 51%的股份。 萬里揚能源公司主要從事儲能電站投資和運營、電力市場現(xiàn)貨交易、電力安全測試等業(yè)務， 近年來深耕靈活電力調(diào)節(jié)能力業(yè)務，已在廣東、甘肅等省份投運 4個發(fā)電側(cè)儲能電站，合 計裝機約 40MW。目前重點發(fā)展電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站，已簽協(xié)議擬投資建設的儲能電站合 計裝機約 1000MW，其中廣東省肇慶市項目裝機約 100MW、浙江省義烏市項目裝機約 300MW、浙江省海鹽縣項目裝機 300MW、浙江省江山市項目裝機約 300MW。其中浙江 義烏的蘇溪變獨立儲能項目（一期 100MW/200MWh）已進入浙江省新型儲能示范項目, 政府將給予容量補償，補貼期暫定 3 年（按 200 元、180 元、170 元/千瓦·年）。同時， 公司大力推動與工廠、數(shù)據(jù)中心和充電站等用戶側(cè)儲能電站的技術(shù)開發(fā)和項目合作，助力 電力系統(tǒng)向清潔低碳、安全高效轉(zhuǎn)型。
經(jīng)過多年發(fā)展，萬里揚能源公司已打造一支專業(yè)的設計研發(fā)團隊，具備了行業(yè)領先的儲能 電站“價值運營能力”以及“電站集成及接入系統(tǒng)”兩大核心能力。萬里揚能源公司擁有 自研的基于“電力大數(shù)據(jù)平臺+市場鏡像仿真引擎+人工智能預測引擎”（一平臺雙引擎） 的電力市場全景仿真決策系統(tǒng)和新型儲能系統(tǒng)集成以及市場運營一體化平臺，通過“智能 經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度引擎”以及“云邊協(xié)同的控制技術(shù)”可實現(xiàn)新型儲能系統(tǒng)的可靠控制和收益 最大化。 另外，萬里揚能源公司通過參與全國電力市場現(xiàn)貨交易，積累了豐富的運營經(jīng)驗和充沛的 客戶資源，具備良好的市場開拓能力。儲能業(yè)務有望開拓公司新的增長點。（報告來源：未來智庫）
4.2. 林洋能源：項目儲備豐富，產(chǎn)業(yè)鏈拓展鑄就核心競爭力
公司搶先布局儲能業(yè)務，有望在儲能市場的新一輪增長中搶占先機。公司自 2015 年通過 并購成立了江蘇林洋微網(wǎng)科技有限公司開始進入儲能業(yè)務，陸續(xù)建設了啟東林洋總部工業(yè) 園微網(wǎng)項目、上海汽車城博物館微電網(wǎng)項目、上海軍工路光充儲項目、億緯鋰能惠州及湖 北荊門廠區(qū)用戶側(cè)儲能項目、連云港東霞制衣用戶側(cè)儲能項目、安徽田集電廠光儲項目等 多個儲能及微電網(wǎng)示范項目，涵蓋了多個應用領域，建立了公司在儲能領域的技術(shù)積累及 安全可靠等優(yōu)勢，打造了一支專業(yè)性強、經(jīng)驗豐富、技術(shù)和方案持續(xù)創(chuàng)新的優(yōu)秀團隊，有 望在儲能市場的新一輪增長中搶占先機。
電池供應+產(chǎn)品及系統(tǒng)解決方案+項目投資運營，產(chǎn)業(yè)鏈拓展鑄就核心競爭力。
電池供應方面：公司與湖北億緯動力有限公司共同出資設立江蘇億緯林洋儲能技術(shù)有 限公司，投資 30 億元，建設年產(chǎn)能 10GWh 的儲能專用磷酸鐵鋰電池生產(chǎn)基地項 目，目前該項目正在有序推進中。
產(chǎn)品及系統(tǒng)解決方案方面：公司與億緯鋰能成立江蘇林洋億緯儲能科技有限公司，圍 繞新能源發(fā)電配套儲能、用戶側(cè)儲能、用戶側(cè)光儲系統(tǒng)、調(diào)峰調(diào)頻儲能系統(tǒng)等應用場 景，提供一體化、有針對性的儲能系統(tǒng)解決方案。產(chǎn)品包括電池管理系統(tǒng)（BMS）、 儲能變流器（PCS）、能源管理系統(tǒng)（EMS）、溫度及消防控制系統(tǒng)等。公司專注于 BMS+PCS+EMS 的 3S 系統(tǒng)設計，以核心技術(shù)和產(chǎn)品解決方案打造競爭力。
項目投資運營方面：重點布局“共享”儲能電站的開發(fā)和建設，項目儲備資源豐富。公司 以自有新能源項目配套儲能為基礎，聚焦于江蘇、山東、安徽、湖北等省的光伏/風電新能 源發(fā)電配套儲能，打造“集中式共享儲能”新型商業(yè)模式。2021 年以來，公司在儲能業(yè) 務領域簽署了多項合作協(xié)議，項目儲備資源超過 3GWh：
與國網(wǎng)南通綜合能源服務有限公司簽訂項目合作協(xié)議，打造如東 100MW/200MWh 海上風電配套集中式共享儲能電站示范項目。未來雙方將充分發(fā)揮各自優(yōu)勢，針對為 光伏、海上/陸上風電等新能源發(fā)電項目配套的集中式共享儲能電站以及大型工業(yè)企業(yè)用戶側(cè)儲能電站項目開展深度合作。
與安徽省蚌埠五河縣人民政府簽訂投資合作協(xié)議，通過“風光儲+”模式與地方特色 相結(jié)合的方式，共同投資建設 1.5GW 光伏發(fā)電項目、0.5GW 風力發(fā)電項目、 540MW/1080MWh 集中式共享儲能電站。
以聯(lián)合體形式與湖北荊門發(fā)改委簽訂“荊門市百萬千瓦級水風光一體化重大基地項目” 開發(fā)協(xié)議，光伏＋風電＋抽蓄＋電化學儲能總建設規(guī)模不少于 3GW，其中包含不少 于 200MWh 電化學儲能項目。
與華能江蘇能源開發(fā)有限公司合作，將在啟東成立合資公司，建設 80MW/160MWh 的儲能共享電站。
4.3. 三峽能源：大規(guī)模布局儲能業(yè)務，風光儲一體化協(xié)同發(fā)展
公司發(fā)力布局儲能賽道，2021 年 6 月成立三峽新能源(慶云)有限公司，負責三峽能源慶云 儲能電站示范項目的建設與運營。該項目位于山東省德州市慶云縣，項目規(guī)劃總?cè)萘窟_ 300MW/600MWh，其中首期工程（100MW/200MWh）已于 2021 年底投運，并于 2022 年 2 月正式進入電力現(xiàn)貨交易市場，疊加山東省政策及市場優(yōu)勢，公司儲能在儲能領域已 具備一定先發(fā)優(yōu)勢。
4.4. 文山電力：南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻資產(chǎn)注入，打造優(yōu)質(zhì)儲能平臺
2022 年 5 月 6 日，公司公布《重大資產(chǎn)置換及發(fā)行股份購買資產(chǎn)并募集配套資金暨關聯(lián)交易報告書》，與南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司資產(chǎn)置換方案有望正式落地，公司主營業(yè)務將轉(zhuǎn)變?yōu)槌?水蓄能、調(diào)峰水電和電網(wǎng)側(cè)獨立儲能業(yè)務。 調(diào)峰調(diào)頻公司為儲能領域開拓者，技術(shù)儲備充足。調(diào)峰調(diào)頻公司儲能科研團隊早在 2009年就開始了電化學儲能技術(shù)的研究，于 2011年建成投運國內(nèi)首個兆瓦級鋰離子電池儲能站——深圳寶清電池儲能站，標志著我國在大容量電池儲能核心技術(shù)和設備國產(chǎn)化上取得 重大突破。同時，公司主持完成國內(nèi)首個電化學儲能國家標準，構(gòu)建國內(nèi)電池儲能設計標準體系，形成了 20 余項標準和 20 余項發(fā)明專利，試驗了多種技術(shù)路線與應用場景，引領了儲能行業(yè)由冷到熱的發(fā)展。 目前，南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司已投運電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站 4 座，共計 30MW/62MWh。此外有 3 個電網(wǎng)側(cè)百兆瓦級獨立儲能電站進入前期工作階段，總裝機規(guī)模 470MW/940MWh。
4.5. 寶光股份：全面進軍儲能行業(yè)，多場景應用快速拓展
2021 年初，公司成立子公司寶光智中，以儲能調(diào)頻業(yè)務為切入點，正式全面進軍儲能行 業(yè)。寶光智中已擁有自主研發(fā)的橫跨電網(wǎng)、機組、儲能三大知識與工程領域，從電網(wǎng)調(diào)度 角度自上而下構(gòu)建的儲能 EMS 系統(tǒng)，與產(chǎn)業(yè)鏈核心位置建立起領先優(yōu)勢。 依托自研系統(tǒng)優(yōu)勢，公司儲能業(yè)務快速拓展。系統(tǒng)產(chǎn)品方面，從最初的單一儲能控制系統(tǒng) 逐步到目前橫向發(fā)展的火電調(diào)頻控制系統(tǒng)、新能源儲能控制系統(tǒng)、風光儲一體化控制系統(tǒng)、源網(wǎng)荷儲控制系統(tǒng)等各類細分領域的成熟系統(tǒng)；電站運營方面，公司儲能電站業(yè)務涵蓋火 儲聯(lián)合調(diào)頻、新能源側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)獨立儲能、源網(wǎng)荷儲一體化等多個應用場景。公司已 經(jīng)從成立之初單一產(chǎn)品模式發(fā)展成了行業(yè)內(nèi)產(chǎn)品較為全面的儲能公司。
項目方面，目前寶光智中已完成對韶關 9MW/4.5MWh 項目的收購，并推進對平海 30MW/15MWh 項 目 的 收 購 進 程 ； 承 建 的 國 家 能 源 集 團 青 海 公 司 格 爾 木 分 公 司 5MW/10MWh 源儲一體化儲能項目順利并網(wǎng)；中標國家電投東北新能源公司光伏治沙 7.5MW/7.5MWh 儲能系統(tǒng)項目；中標烏蘭察布區(qū)域電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制關鍵技術(shù)研究軟硬 件平臺項目，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲一體化項目的零突破；山東大唐臨清熱電有限公司采用寶光智 中 EMS 能量管理系統(tǒng)參與山東電力調(diào)頻市場，成為寶光智中在山東地區(qū)首個火儲調(diào)頻業(yè) 績。2021 年，寶光智中實現(xiàn)營業(yè)收入 2178 萬元，實現(xiàn)利潤 180 萬元，實現(xiàn)了“當年 設立、當年盈利”的目標。
4.6. 南網(wǎng)科技：南網(wǎng)旗下全流程儲能系統(tǒng)技術(shù)服務供應商
儲能系統(tǒng)技術(shù)服務為公司核心業(yè)務之一。儲能系統(tǒng)技術(shù)服務主要應用于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和 用戶側(cè)，用于提升新能源并網(wǎng)消納能力、電源調(diào)峰調(diào)頻能力，電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)和應急支撐能 力，用戶側(cè)峰谷調(diào)節(jié)能力，以解決新能源并網(wǎng)時因其隨機性和波動性對電網(wǎng)的沖擊。2021 年公司儲能系統(tǒng)技術(shù)服務營收為 1.91 億，占總營收比例為 13.78%。
主要產(chǎn)品方面，公司根據(jù)客戶的應用需求，針對性提供電化學儲能系統(tǒng)整套解決方案，包括系統(tǒng)方案設計、建模仿真、設備系統(tǒng)集成、工程實施、參數(shù)整定、控制優(yōu)化、系統(tǒng)調(diào)試 及并網(wǎng)測試、性能評估等全流程技術(shù)服務。在設備系統(tǒng)集成方面，公司重點設計了“智能 熱管理+集中式多傳感”的電池系統(tǒng)集成方案，優(yōu)化電池本體熱控制，以強化電池火災自 動預警上提升電力儲能系統(tǒng)的安全性。另外，公司還自主設計了儲能EMS,根據(jù)具體項目 場景和客戶需求提供個性化的設計和功能配置。
公司儲能技術(shù)服務根據(jù)服務場景和內(nèi)容形成了多項技術(shù)服務產(chǎn)品，包括大規(guī)模儲能系統(tǒng)集 成、配電臺區(qū)儲能系統(tǒng)集成、機房（變電站）后備電源系統(tǒng)集成、儲能并網(wǎng)測試和直流配 用電系統(tǒng)集成等，應用于電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)。未來隨著居民分布式發(fā)電、商業(yè)分布式發(fā)電的 普及，儲能系統(tǒng)技術(shù)服務將在用戶側(cè)也將得到廣泛應用。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）
