中國儲能網(wǎng)訊：儲能行業(yè)的發(fā)展由市場和政策兩方面推動，主體由儲能投資方和政策制定方?jīng)Q定。政策制定方考慮能源轉(zhuǎn)型以及新型電力系統(tǒng)的建設(shè)，積極推動儲能市場的發(fā)展，而儲能投資方最關(guān)心的是儲能的經(jīng)濟(jì)收益，目前我國大型儲能的應(yīng)用場景主要為風(fēng)光配儲、調(diào)頻等輔助服務(wù)、獨(dú)立共享儲能、工商業(yè)儲能。
風(fēng)光配儲：政策強(qiáng)配壓力下的新能源成本項
全國新能源消納壓力整體得到改善?！笆濉背跗冢珖履茉聪{壓力較大，整體棄風(fēng)棄光率較高，其中棄風(fēng)率201年達(dá)19%，隨后我國重視新型電力系統(tǒng)建設(shè)，解決新能源消納能力，棄風(fēng)棄光率得到明顯改善。
新能源消納壓力呈現(xiàn)區(qū)域分化的態(tài)勢。具體分區(qū)域看，華北、西北、東北地區(qū)風(fēng)光資源充足，是大型集中式風(fēng)光項目的主要建設(shè)地區(qū)。由全國新能源消納監(jiān)測中心數(shù)據(jù)，2021年棄風(fēng)棄光現(xiàn)象主要集中在這三個地區(qū)，其中華北、西北、東北棄風(fēng)率分別為 1.9%、5.8%、0.9%，棄光率分別為 6.2%、5.2%、2.9%。
風(fēng)光配儲比例區(qū)域分化，范圍一般為10-20%。全國來看，風(fēng)光項目配儲基本成為硬性指標(biāo)，配儲比例一般為新能源項目裝機(jī)規(guī)模的10%-20%；分地區(qū)看，東北、華北、華中、西北部分地區(qū)配儲比例較高，內(nèi)蒙地區(qū)光伏配儲比例要求20-30%。新能源消納壓力越大，新能源裝機(jī)推進(jìn)速度越快，配儲比例越高，比如山東棗莊是山東省唯一所屬區(qū)市全部納入整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點(diǎn)的市，配儲比例高達(dá) 15-30%。
政策壓力疊加新能源占比增加，配儲比例有望提升。新能源項目有較強(qiáng)的政策強(qiáng)配壓力，我國重視新能源消納情況，對于新能源發(fā)電消納責(zé)任權(quán)重完成不佳的省份將通報批評。根據(jù)國家能源局關(guān)于2021年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況的通報，部分地區(qū)如新疆、甘肅等省份因消納未完成指標(biāo)而在通報中被批評。新能源裝機(jī)不斷提升，新能源功率波動平滑難度增大，因此未來新能源裝機(jī)不斷提升，配儲比例也向大容量化發(fā)展。政策壓力疊加新能源裝機(jī)提升，各個省份的新能源配儲比例有望提升。
風(fēng)光配儲收益來自于提升消納率，增加發(fā)電并網(wǎng)收入。于新能源項目投資方而言，風(fēng)光強(qiáng)配儲能收益主要來自于提高消納率，相當(dāng)于提高利用小時數(shù)，多數(shù)地區(qū)風(fēng)光消納率為90%以上，因此配儲的消納率提升幅度不高。
我們分別對風(fēng)電/光伏項目分別做不配儲能/配儲能的經(jīng)濟(jì)性測算。
風(fēng)電及配儲核心假設(shè)如下：
1、裝機(jī)規(guī)模為200MW，年利用小時數(shù)為2300小時；
2、風(fēng)電單位投資為5.7元/W，自有資金比例為30%；
3、上網(wǎng)電價為0.37元/kWh；
4、儲能單位投資為1.75元/Wh，電池更換周期為10年。
光伏及配儲核心假設(shè)如下：
1、裝機(jī)規(guī)模為50MW，年利用小時數(shù)為1300 小時；
2、光伏單位投資為4.4元/W，自有資金比例為30%。
3、上網(wǎng)電價為0.37元/kWh；
4、儲能單位投資為1.75元/Wh，電池更換周期為10年。
風(fēng)光配儲是風(fēng)光項目的成本項，拉低整體內(nèi)部收益率約1pct。風(fēng)光配儲的收益模式單一，且上網(wǎng)電價相對較低，配儲沒有經(jīng)濟(jì)性。不配置儲能的風(fēng)電項目內(nèi)部收益率為 9.5%，光伏項目為6.2%；自建配置10%的儲能的情況下，風(fēng)電項目內(nèi)部收益率降低1.3pct，光伏項目降低1.4pct。假設(shè)其他條件不變，儲能成本需要下降至0.75元/Wh 以下才能為風(fēng)光項目帶來收益。
經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動風(fēng)光配儲項目壓低成本，儲能性能大打折扣。對于新能源項目投資方，經(jīng)濟(jì)性最大化是將儲能項目成本降至最低，從儲能與電力市場跟蹤的 2022年10月份的儲能項目來看，新能源配儲的中標(biāo)價格相比其他的企業(yè)較低，新能源配儲項目加權(quán)平均報價為1.43元/Wh，而獨(dú)立儲能和用戶側(cè)儲能加權(quán)平均報價分別為1.88元/Wh和2.07元/Wh。新能源配儲控制成本，采購的設(shè)備、電芯相較其他場景儲能更差，因此儲能性能大打折扣，根據(jù)《新能源配儲能運(yùn)行情況調(diào)研報告》數(shù)據(jù)，在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產(chǎn)品，增加了安全隱患。2022年1-8月，全國電化學(xué)儲能項目非計劃停機(jī)達(dá)到329次。
共享儲能成為新能源配儲的折中方案。共享儲能是由第三方投資者建大型獨(dú)立儲能項目，新能源項目投資方可以通過租賃獨(dú)立儲能的部分容量來滿足政策強(qiáng)配要求，每年付獨(dú)立儲能一定的租賃費(fèi)。對于新能源項目投資方來說，容量租賃費(fèi)用每年支付，減少了初始投資巨大的現(xiàn)金流壓力；對于共享儲能投資方來說，獨(dú)立儲能電站的收益模式更多，投資回報率更高。因此租賃共享儲能的模式成為新能源項目滿足政策強(qiáng)配要求的趨勢。
新能源租賃共享儲能成本壓力下降，共享儲能需求有望快速提升。我們對新能源租賃共享儲能的內(nèi)部收益率測算，風(fēng)電光伏項目參數(shù)不變，租賃費(fèi)用假設(shè)為300元/KW*年。在配儲比例為10%的情況下，風(fēng)電項目 IRR 下降0.1pct（自建儲能下降1.2pct），光伏項目IRR下降0.9pct（自建儲能下降1.1pct），風(fēng)光項目成本壓力減少。風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模較大，投資額較大，共享儲能有效減少初始投資造成的現(xiàn)金流壓力和成本壓力，因此收益提升明顯，共享儲能需求有望快速上升。
工商業(yè)儲能：峰谷價差敏感性高，關(guān)注相關(guān)政策落地
工商業(yè)儲能的收益模式為峰谷價差套利和增加光伏自用比例。工商業(yè)儲能和海外戶儲的收益模式類似，分為：
1）通過增加光伏自用比例省電費(fèi)。如果工商業(yè)企業(yè)建設(shè)分布式光伏電站的話，配置儲能可以將原本用于并網(wǎng)的電儲存自用，增加光伏發(fā)電自用比例；
2）峰谷價差套利。谷時電價較低，儲能充電；峰時電價較高，儲能放電。峰谷價差越大，收益越好。我國政策推進(jìn)擴(kuò)大峰谷價差，部分省份如廣東、浙江、內(nèi)蒙古、河北等推行尖峰電價，進(jìn)一步擴(kuò)大峰谷價差。
各省的工商業(yè)峰谷價差不同，工商業(yè)儲能經(jīng)濟(jì)效益差異較大。各個省份的電價不同，北京、廣東、湖北、江蘇、浙江等地峰谷價差較大，超過0.74元/kWh，其中北京的峰谷價差超過1元/kWh，因此以上地區(qū)的工商業(yè)儲能的峰谷價差收益較大。云南、廣西等地的峰谷價差較低，經(jīng)濟(jì)性一般較差。
我們測算工商業(yè)儲能的內(nèi)部收益率為 5.3%。模型核心假設(shè)如下：
1、儲能裝機(jī)規(guī)模為 1MWh；每年運(yùn)行 330 天；電池更換周期為 8 年
2、儲能單位投資為 1.75 元/Wh，自有資金比例為 30%；
3、峰、谷、平時電價為 1.03、0.62、0.28 元/kWh，峰谷價差幅度為 61%。
工商業(yè)儲能對峰谷價差的敏感性極高，擴(kuò)大峰谷價差可以有效刺激工商業(yè)儲能積極性。我們測算了工商業(yè)儲能對單位裝機(jī)投資和峰谷價差的敏感性，得到其他條件不變的情況下，1）單位裝機(jī)成本下降 0.02 元/Wh，IRR提升約0.5pct；2）峰谷價差提升 5pct，IRR 提升約4.1pct。峰谷價差的提升對工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性提升非常顯著。峰谷價差由各省份分時電價政策決定，因此工商業(yè)儲能的建設(shè)積極性與政策導(dǎo)向相關(guān)度高，我們認(rèn)為隨著各省分時電價機(jī)制的完善（比如尖峰電價的實(shí)行），峰谷價差的拉大，工商業(yè)儲能有望快速增長。
“隔墻售電”有望促成用戶側(cè)共享儲能模式，推動工商業(yè)儲能規(guī)模發(fā)展。“隔墻售電”即分布式發(fā)電項目就近交易，“隔墻售電”允許分布式能源項目通過配電網(wǎng)直接將電力銷售給周邊的用戶側(cè)，這個過程少了電網(wǎng)參與，減少了中間成本。2021 年年底以來，“隔墻售電”作為高頻詞匯多次出現(xiàn)在國家重要政策文件中。分布式電源“隔墻售電”模式對于用戶側(cè)來說，臨近工商業(yè)或工業(yè)園區(qū)可以認(rèn)為是一個整體，利于儲能的大型化降本；對于投資方來說，大型化用戶側(cè)儲能有望拓展商業(yè)模式，從而提升經(jīng)濟(jì)性；對于電網(wǎng)來說，大型儲能有可能成為可以調(diào)用的靈活性資源。我們認(rèn)為未來隨著“隔墻售電”政策不斷完善，逐步落地，工商業(yè)儲能有望規(guī)模發(fā)展。
調(diào)頻儲能：經(jīng)濟(jì)性不穩(wěn)定，先發(fā)者受益
根據(jù)《綠色和平：中國電力系統(tǒng)靈活性的多元提升路徑研究》，調(diào)頻分為一次調(diào)頻、二次調(diào)頻和三次調(diào)頻。當(dāng)電網(wǎng)受到負(fù)荷沖擊或新能源波動沖擊時，電頻波動較大超出電網(wǎng)安全范圍，這時需要調(diào)頻輔助幫助電網(wǎng)頻率穩(wěn)定。調(diào)頻資源可以分為三種：一次、二次、三次控制備用，分別對應(yīng)一次、二次、三次調(diào)頻。
1）一次備用容量是在干擾發(fā)生5秒內(nèi)啟用，其作用是穩(wěn)定電網(wǎng)頻率，啟動時間為 30 秒。一次調(diào)頻一般通過發(fā)電機(jī)組得調(diào)速系統(tǒng)進(jìn)行響應(yīng)；
2）二次控制備用是在首次功率變化后30秒內(nèi)召集備用提供商，平衡控制區(qū)域，使電網(wǎng)頻率回到標(biāo)稱值，取代一次備用，啟動時間為5分鐘。二次調(diào)頻通過自發(fā)發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）進(jìn)行調(diào)節(jié)；
3）三次控制備用是在干擾發(fā)生15分鐘后手動啟用，不完全取代二次控制備用，啟動時間為15分鐘。三次調(diào)頻針對變化緩慢，有規(guī)律的負(fù)荷，協(xié)調(diào)各發(fā)電廠之間的負(fù)荷經(jīng)濟(jì)分配。
電化學(xué)儲能在二次調(diào)頻具有性能優(yōu)勢，調(diào)頻儲能需求廣闊。傳統(tǒng)火電自動發(fā)電控制(AGC)指令跟蹤性能差，存在調(diào)頻精度低、反向調(diào)節(jié)、響應(yīng)時間長、調(diào)節(jié)速率低等問題。而電化學(xué)儲能具有調(diào)節(jié)速率快、調(diào)節(jié)精度高、響應(yīng)時間短、可雙向調(diào)節(jié)等優(yōu)點(diǎn)，能完全滿足二次調(diào)頻在時間尺度內(nèi)的功率變化需求，二次調(diào)頻效果顯著優(yōu)于水電機(jī)組、天然氣機(jī)組、燃煤機(jī)組。根據(jù)《電池儲能技術(shù)應(yīng)用》，持續(xù)充/放電時間為15分鐘的儲能系統(tǒng)，其調(diào)頻效率約為水電機(jī)組的1.4倍，燃?xì)鈾C(jī)組的2.2 倍，燃煤機(jī)組的 24倍。并且隨著新能源發(fā)電占比的提升，新能源的波動對電力系統(tǒng)影響增大，電網(wǎng)頻率變化的容忍度越低，電網(wǎng)頻率變化越頻繁，因此我們認(rèn)為電化學(xué)儲能調(diào)頻需求較大。
調(diào)頻儲能的收益主要來自容量補(bǔ)償和里程補(bǔ)償。根據(jù)《獨(dú)立新型儲能電站價格形成機(jī)制及成本疏導(dǎo)優(yōu)化方法》，1）容量補(bǔ)償根據(jù)儲能調(diào)頻容量定額補(bǔ)償，計算方式為：R 容量補(bǔ)償 = AGC 容量 *容量補(bǔ)償價格。2）里程補(bǔ)償按照儲能實(shí)際調(diào)用里程以市場化競價的方式補(bǔ)償，計算方式為：R里程補(bǔ)償=M調(diào)頻市場總服務(wù)費(fèi)系數(shù)*MF調(diào)頻里程*K調(diào)頻性能指標(biāo)*P調(diào)頻市場出清價格。其中M1一般為0-2之間，初期選1；K 值是調(diào)頻性能的綜合指標(biāo)，可以分拆為K1調(diào)節(jié)速率、K2調(diào)節(jié)精度、K3響應(yīng)時間三個指標(biāo)。各省的K與K1、K2、K3的計算方式不一，其中一種計算方式為：K1=本臺機(jī)組實(shí)測速率/控制區(qū)域內(nèi)所有AGC機(jī)組的平均調(diào)節(jié)速率；K2=1-發(fā)電單元響應(yīng)延遲時間/5min；K3=1-發(fā)電單元調(diào)節(jié)誤差/發(fā)電單元調(diào)節(jié)允許誤差。K值越大，性能越好，里程補(bǔ)償越高。根據(jù)南方電網(wǎng)規(guī)則，K1最高為5，K2、K3最高為1，因此綜合指標(biāo)K值最大為3。
火電機(jī)組聯(lián)合儲能可以大幅提升K值，獲取更高的里程補(bǔ)償?；痣娬{(diào)頻的主要短板是調(diào)節(jié)速率，主要優(yōu)勢是工藝成熟，調(diào)節(jié)容量高和成本低，而電化學(xué)儲能性能優(yōu)勢明顯，因此兩者結(jié)合可以讓火電調(diào)頻的性能大大提升，從而獲得更高的里程補(bǔ)償。以廣東的實(shí)際電站安裝儲能前后的性能指標(biāo)來看，安裝儲能后調(diào)節(jié)速率提升至4.95（+4.09），響應(yīng)速度提升至0.98（+0.16），調(diào)節(jié)精度提升至0.97（+0.6），整體 K值提升至 2.96（+2.23），提升效果明顯。
政策決定容量補(bǔ)償，市場格局決定里程補(bǔ)償。容量補(bǔ)償?shù)暮诵氖侨萘垦a(bǔ)償價格，而容量補(bǔ)償價格一般由政策決定，各省的容量補(bǔ)償政策力度不一，其中福建的容量補(bǔ)償為省內(nèi)960元/MW，廣東為中標(biāo)容量*3.56 元/MW，因此容量補(bǔ)償收益政策擾動較大。里程補(bǔ)償?shù)暮诵脑谟诶锍坛銮鍍r格和K值，里程出清價格由調(diào)頻市場需求以及參與企業(yè)決定，K值的數(shù)值由機(jī)組在整個調(diào)頻市場的相對位置決定，調(diào)頻機(jī)組的性能較市場其他機(jī)組越好，K值越大。因此里程補(bǔ)償基本由市場格局決定。調(diào)頻儲能的收益模式整體受到外部環(huán)境影響較大，目前來看政策、新進(jìn)入者的擾動將較大程度影響調(diào)頻儲能收益率。
我們測算得到調(diào)頻儲能的收益率有望達(dá)到8.2%。模型核心假設(shè)如下：
1、儲能裝機(jī)規(guī)模為150MW/300MWh；每年運(yùn)行290天；運(yùn)營時間為10年。
2、調(diào)頻儲能性能要求較高，儲能單位投資為2.3元/Wh，自有資金比例為30%。
3、收益有容量補(bǔ)償和調(diào)頻里程補(bǔ)償，容量補(bǔ)償價格為960元/MW*月，調(diào)頻里程出清價格為9元/MW，調(diào)頻周期為5分鐘/次，K值假設(shè)為1.5。
調(diào)頻儲能內(nèi)部收益率對K值、里程價格敏感性極高，先發(fā)者受益，但市場演繹下易步入“紅?！薄Ｎ覀兊腒值設(shè)為1.5，實(shí)際上在調(diào)頻儲能初期，由于原來的調(diào)頻機(jī)組多為火電，電化學(xué)儲能調(diào)頻根據(jù)性能的相對優(yōu)勢，K值較大，因此收益較高。高收益促進(jìn)市場新進(jìn)入者增加，而新進(jìn)入者一方面壓低了調(diào)頻歷程價格，另一方面提高了整體性能中樞，K值隨之下降，比如上述廣東某火儲調(diào)頻中K值提升至2.96位于行業(yè)前列，但廣東火儲調(diào)頻項目的性能的相對位置會隨著其他調(diào)頻儲能的大量建設(shè)而下降，即 K 值下降。調(diào)頻里程價格與K值雙降將使調(diào)頻儲能收益大幅下降，但已經(jīng)上馬的項目不會停止運(yùn)行，最后整體市場將從高收益轉(zhuǎn)為低收益“紅?！?。一般來說，新市場的開啟進(jìn)入者較少，電化學(xué)儲能或火儲聯(lián)調(diào)性能相對位置較高，先發(fā)者補(bǔ)償收入較多，收益較高。
調(diào)頻市場規(guī)則構(gòu)建仍不完善，關(guān)注相關(guān)政策落地。經(jīng)濟(jì)性測算及敏感性分析結(jié)果表明調(diào)頻市場不穩(wěn)定，市場規(guī)則需要進(jìn)一步完善。廣東作為最早開展調(diào)頻市場的省份，全年里程補(bǔ)償市場經(jīng)歷“過山車”式曲線，2019-2020年月均補(bǔ)償增幅接近翻倍，隨后2021年廣東將K值計算方式改為K值開根號，弱化性能影響，抑制調(diào)頻過熱市場，2022年綜合性能指標(biāo)K值將開三次方，進(jìn)一步弱化性能影響。我們認(rèn)為K值在經(jīng)濟(jì)性核算中影響較大，電化學(xué)儲能或火儲聯(lián)調(diào)具有較好的性能指標(biāo)，導(dǎo)致初期項目收益較高，從而新進(jìn)入企業(yè)不斷增多，市場調(diào)頻資源溢出，弱化 K 值影響主要是為了防止市場無序擴(kuò)張。目前市場規(guī)則仍在構(gòu)建之中，關(guān)注性能指標(biāo)計算方式、市場出清規(guī)則以及其他收益方面的政策出臺。
調(diào)頻市場處于初期，新市場逐步開啟。儲能調(diào)頻市場的傳統(tǒng)優(yōu)勢區(qū)域?yàn)閺V東、山西、京津唐、蒙西等地，而 2021 年僅在廣東有新增投運(yùn)調(diào)頻儲能項目出現(xiàn)，更多項目是在新的省份建設(shè)。據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2021 年，新增項目（規(guī)劃、建設(shè)、投運(yùn)）涵蓋廣東、江蘇、浙江、福建等 15 個省市，涉及近 40 個項目。調(diào)頻市場正逐步開啟，新市場初期進(jìn)入企業(yè)一般不多，電化學(xué)儲能的 K 值以及出清價格相對較高，因此收益較高。新市場逐步開啟，調(diào)頻市場前景廣闊。
獨(dú)立儲能：收益模式多元化，投資積極性增加
政策不斷加碼獨(dú)立儲能，商業(yè)模式正在走出。整體方向上，相關(guān)政策不斷促進(jìn)獨(dú)立儲能走出商業(yè)模式，比如提出新能源項目可以租賃獨(dú)立儲能容量，促進(jìn)獨(dú)立儲能參與電力市場交易，發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻等功能。從趨勢來看，完善電力市場制度，促進(jìn)獨(dú)立儲能參與電力市場現(xiàn)貨交易是政策關(guān)注重點(diǎn)。另外，各省不斷嘗試增加獨(dú)立儲能的收益渠道，比如山西能監(jiān)辦印發(fā)了《山西電力一次調(diào)頻市場交易實(shí)施細(xì)則（試行）》表示從 2022年7月1日起，正式開啟電力一次調(diào)頻市場，獨(dú)立儲能電站可將部分容量與風(fēng)光企業(yè)簽約，剩余部分還可以獨(dú)立身份參與一次調(diào)頻市場，有效增加獨(dú)立儲能的利用率。
獨(dú)立儲能上接電源下接電網(wǎng)，收益模式豐富。獨(dú)立儲能由投資方投資運(yùn)營，建設(shè)規(guī)模一般較大，收益模式較為豐富：1）獨(dú)立儲能可以將部分容量租賃給新能源側(cè)，使新能源項目滿足政策配儲要求；2）獨(dú)立儲能可以配合電網(wǎng)側(cè)的調(diào)峰調(diào)頻調(diào)度，獲取補(bǔ)償收益；3）獨(dú)立儲能可以與傳統(tǒng)機(jī)組配合，即火儲聯(lián)調(diào)，增加傳統(tǒng)機(jī)組調(diào)頻性能，獲取輔助服務(wù)收益；4）獨(dú)立儲能可以參與電力現(xiàn)貨市場套利，并在部分省份可以獲得容量電價補(bǔ)償收益。
目前獨(dú)立儲能已實(shí)行的收益模式為：容量租賃+電力現(xiàn)貨市場+容量電價補(bǔ)償；或容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)；或容量租賃+調(diào)頻服務(wù)。部分省份獨(dú)立儲能項目盈利模型已基本建立，山東獨(dú)立儲能電站的商業(yè)模式較為明確，收益來源主要為容量租賃費(fèi)用、電力現(xiàn)貨市場、容量電價補(bǔ)償?shù)?；寧夏?dú)立儲能電站的盈利模式以“儲能容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)”收入為主；山西提出獨(dú)立儲能電站可將部分容量與風(fēng)光企業(yè)簽約，剩余部分可通過市場競價的形式為系統(tǒng)提供一次調(diào)頻輔助服務(wù)。
我們測算得到獨(dú)立儲能的收益率6.7%。模型核心假設(shè)如下：
1、儲能裝機(jī)規(guī)模為200MW/400MWh；每年運(yùn)行330天；運(yùn)營時間為15年。
2、獨(dú)立儲能性能要求較高，儲能單位投資為2.00元/Wh，自有資金比例為30%。
3、收益有容量租賃和調(diào)峰服務(wù)。
容量補(bǔ)償價格各省不一，其中河南為260元/KW·年，山東省租賃費(fèi)用為350元/kW·年，湖南項目可研測算假設(shè)為470元/KW·年。我們中性假設(shè)為330元/KW·年，容量租賃比例為80%。
儲能調(diào)峰服務(wù)價格一般情況下0.2-0.6元/KWH，寧夏儲能試點(diǎn)可以達(dá)到0.8元/kwh。我們假設(shè)調(diào)峰服務(wù)補(bǔ)償為0.5元/kWh，每年調(diào)峰次數(shù)為300次。
獨(dú)立儲能內(nèi)部收益率對單位裝機(jī)投資、容量租賃價格、調(diào)峰服務(wù)價格敏感性較高。我們測算得到，單位裝機(jī)投資下降0.1元/Wh，內(nèi)部收益率增加約4pct；調(diào)峰服務(wù)價格上升0.05元/kWh，IRR 提升約4pct；容量租賃價格提升30元/KW*年，IRR提升約 3pct。我們認(rèn)為目前獨(dú)立儲能已有收益，且對部分調(diào)峰服務(wù)價格以及容量租賃價格較高的省份，獨(dú)立儲能收益率比我們測算結(jié)果更高。另外，獨(dú)立儲能在電力系統(tǒng)的地位日益提升，政策對收益模式正不斷探索及完善，獨(dú)立儲能的收益率未來邊際向好。
獨(dú)立儲能投資積極性顯著提升，獨(dú)立儲能整體大型化發(fā)展。裝機(jī)量來看：2021年新增規(guī)劃與在建大型儲能項目大幅上升，10MW以上項目中國新增投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模僅為1.9GW，而新增在建與規(guī)劃的裝機(jī)規(guī)模達(dá)到23.2GW；50MW以上項目，新增投運(yùn)項目總裝機(jī)0.8GW，而新增在建/規(guī)劃項目總裝機(jī)為20.3GW；100MW以上項目，新增投運(yùn)為0.74GW，新增在建與規(guī)劃項目為15.8GW；并且大型儲能裝機(jī)再上臺階，2021 年規(guī)劃在建500MW以上項目5個，合計5.6GW。項目個數(shù)來看：10MW以下項目占比減少，2021年新增投運(yùn)為276個，而規(guī)劃僅為186 個。10MW以上項目新增規(guī)劃項目達(dá)到304個。
