中國儲能網(wǎng)訊：近年來，我國新能源裝機容量迅猛擴張，為緩和電網(wǎng)輸配電穩(wěn)定性壓力以及新能源限電嚴重問題，政策導向逐步加強對儲能建設要求，但由于儲能市場交易制度及充放電調(diào)度落實等方面仍存在欠缺，當前儲能單體項目仍處于虧損狀態(tài)，即目前配儲指標單向增加新能源發(fā)電企業(yè)建設成本。
長遠看，在可以完全參與市場交易、充分接受電網(wǎng)調(diào)度的基礎上，新型配儲項目將有助于減少新能源項目棄電量、提升整體新能源項目發(fā)電量（儲能項目被調(diào)用）或變相推高該項目上網(wǎng)電價（儲能項目產(chǎn)生正收益）；獨立儲能項目也可通過峰谷價差、容量租賃和容量補償產(chǎn)生正收益?！芭溆杏行δ堋笨梢砸欢ǔ潭冉档托履茉窗l(fā)電企業(yè)的信用風險。
（來源微信公眾號：能源新媒 文/黃露、劉莉婕、馬金星作者供職于聯(lián)合資信評估股份有限公司 ）
一、 新型電力系統(tǒng)下
新型儲能的意義
自提出“雙碳”政策以來，我國能源結構轉(zhuǎn)型步伐加快，以“風光”為代表的可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模呈快速增長態(tài)勢。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至2023年底，我國太陽能發(fā)電和風電裝機容量分別同比增長55.2%和20.7%至6.1億千瓦和4.4億千瓦，裝機增速均創(chuàng)歷史新高。2023年末，清潔能源發(fā)電裝機占我國發(fā)電總裝機容量的58.2%，已成為我國全社會用電的重要來源。
進入2024年后，我國GDP增速放緩，為驅(qū)動經(jīng)濟穩(wěn)定增長，風光發(fā)電等新能源投資成為實現(xiàn)GDP增速目標的主要推動力之一，同時隨著95%消納紅線將不再成為制約新能源發(fā)電快速發(fā)展的因素，我國新能源裝機規(guī)模將繼續(xù)保持快速增長態(tài)勢，未來清潔能源將成為我國的主導電源類型。但因風光發(fā)電存在隨機性、間接性和波動性，對電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提出更高要求；同時，部分地區(qū)電網(wǎng)投資建設開工進度不及預期，整體建設節(jié)奏慢于發(fā)電端，特高壓輸送通道不足導致風光大基地項目無法實現(xiàn)充分并網(wǎng)，我國電力消納問題顯現(xiàn)。
目前，為保障電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性，支撐性火電機組相繼在電力缺口較大區(qū)域投入運營，同時為保障西電東送輸電通道的高效利用，西北地區(qū)大型沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷區(qū)風光基地新增一批配套大容量高參數(shù)火電項目，但大批量火電機組投運與我國電源結構綠色轉(zhuǎn)型基調(diào)相悖。在此背景下，為了保障我國能源安全，推進綠色轉(zhuǎn)型，儲能則成為提升新能源電站發(fā)電效率、減少棄風棄光限電、調(diào)峰、調(diào)頻和維護電網(wǎng)安全性及穩(wěn)定性的最佳選擇。
2024年8月6日，國家發(fā)展與改革委員會等三部門印發(fā)《加快構建新型電力系統(tǒng)行動方案（2024—2027年）》，該方案明確提出“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同可有效提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定水平，實現(xiàn)電力供需動態(tài)平衡，儲能系統(tǒng)成為我國構建新型電力系統(tǒng)的重要環(huán)節(jié)。
1. 新型儲能的作用
新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能形式。抽水蓄能因資源條件限制以及建設周期較長等因素影響，規(guī)模增速有限。因此，隨著風光發(fā)電裝機規(guī)模的迅速擴大，新型儲能作為重要的靈活調(diào)節(jié)性資源，已成為構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要支撐。在“源網(wǎng)荷儲”新型電力系統(tǒng)中，新型儲能系統(tǒng)可分別在電源側、電網(wǎng)側和用電側發(fā)揮作用。
圖表1 新型儲能應用場景
從發(fā)電端來看，受風速變化、日照時間和太陽輻射強度等因素影響，風力發(fā)電和光伏發(fā)電輸出功率不穩(wěn)定，無法滿足不斷變化的用戶電力需求，存在棄風、棄光等問題。電源側可以通過配儲方式來保障新能源發(fā)電處于更加經(jīng)濟的運行狀態(tài)。
當來風和光照條件良好時，風力和光伏發(fā)電發(fā)出電量過剩，新型儲能電池可將多余的電量存儲，減少棄風和棄光現(xiàn)象的發(fā)生；當光照不足或風速較低時，發(fā)出電量無法滿足下游用戶需求，新型儲能系統(tǒng)可以將儲存的電量并網(wǎng)，改善新能源發(fā)電消納問題，平滑新能源場站出力。
目前，我國各省已陸續(xù)出臺新能源電站強制配儲政策。例如，內(nèi)蒙古自治區(qū)要求對新建市場化并網(wǎng)新能源項目配建儲能規(guī)模原則上不低于其裝機容量的15%，儲能時長4小時以上；新建保障性并網(wǎng)新能源項目配建儲能規(guī)模原則上不低于其裝機容量的15%，儲能時長2小時以上。
新型儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)側的主要作用為調(diào)峰、調(diào)頻和減輕電網(wǎng)阻塞等。因為下游用戶在不同時點的用電需求不同，新型儲能系統(tǒng)可實現(xiàn)對用電負荷的削峰填谷。
例如，白天光照充足，光伏發(fā)電供給增加但用電需求減少，電網(wǎng)凈負荷降低，但隨著晚上用電負荷增加但光伏出力減少，電網(wǎng)凈負荷則明顯提升，意味著電力系統(tǒng)必須具備午間降低出力、傍晚提升出力的日內(nèi)調(diào)節(jié)能力。
因此，若新型儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)側上游變電站，在用電負荷低谷時，多余的電量可以儲存在儲能電池中，在用電負荷高峰時段儲能電池將存儲的電量釋放，從而實現(xiàn)電力生產(chǎn)和消納之間的平衡。因電網(wǎng)凈負荷在每秒、每分或每月等不同期間的波動性均存在差異，新型儲能系統(tǒng)可以在一定程度上協(xié)助電網(wǎng)實現(xiàn)調(diào)頻、日內(nèi)調(diào)峰以及季節(jié)性調(diào)峰的作用。
此外，因為不同地區(qū)的發(fā)電能力和輸電能力不平衡，若發(fā)電量大于電網(wǎng)輸送能力，則易發(fā)生電網(wǎng)阻塞的情況。以新疆地區(qū)為例，新疆地區(qū)風資源和光照資源充足，但本地消納不足且外送通道無法完全消納所發(fā)電量，其發(fā)電負荷遠高于電網(wǎng)線路容量。當風光發(fā)電量增加導致電網(wǎng)線路阻塞時，電網(wǎng)可以將無法輸送的電量暫時儲存在儲能電池中，因此新型儲能系統(tǒng)可以在一定程度上替代輸配電設備，減輕輸配電站壓力，提高電網(wǎng)的輸配電能力。
用電側新型儲能系統(tǒng)分為工商業(yè)儲能和戶用儲能，一般和分布式光伏配套使用。用戶端安裝儲能設備后可以在用電高峰時期自發(fā)自用，或者在低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時給儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷點價差套利，降低用電成本。
此外，若發(fā)生停電故障，儲能可以將儲備的電量供應給用戶，提高供電可靠性。
2. 我國新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀
新型儲能作為新能源發(fā)電的配套產(chǎn)業(yè)，整體發(fā)展起步較晚。2021年以來，隨著風光發(fā)電裝機規(guī)?？焖僭鲩L，新型儲能需求明顯增加，同時隨著相關支持政策陸續(xù)出臺、技術不斷進步，我國新型儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出爆發(fā)式增長態(tài)勢。
根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2023年，我國新型儲能新增裝機規(guī)模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年底增長超過260%，約為“十三五”末新型儲能裝機規(guī)模的十倍。
截至2023年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時，平均儲能時長2.1小時，已成為全球第一大儲能市場和儲能產(chǎn)品提供國家。截至2024年9月底，我國新型儲能裝機規(guī)模進一步擴大，已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，較2023年底大幅增長約86%。
自2017年青海省首次提出風電項目強制配儲以來，我國新型儲能政策出臺頻率和力度持續(xù)加力，相繼印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》《新型儲能標準體系建設指南》《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》《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知》等相關指導政策，對新型儲能的發(fā)展路線、提高有效利用率等方面作出相關指導和要求。
同時，在政策引導下，各地方政府陸續(xù)實施新能源強制配儲政策，全國已有28個省區(qū)市出臺10%~20%新能源強制配儲政策，強制配儲占電源側儲能比重超過80%。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至2023年底，我國11?。▍^(qū)）新型儲能裝機規(guī)模超百萬千瓦，其中山東、內(nèi)蒙古、新疆、甘肅和湖南裝機規(guī)模均超過200萬千瓦。2024年11月6日，工業(yè)和信息化部公開征求對《新型儲能制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展行動方案（征求意見稿）》的意見，對新型儲能未來發(fā)展目標、技術發(fā)展路徑等方面做出全方位指導。
我國新型儲能技術路線處于多元化發(fā)展態(tài)勢，主要技術路徑包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、氫儲能、熱（冷）儲能等。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至2023年底，我國已投運鋰離子電池儲能占比97.4%，鉛炭電池儲能占比0.5%，壓縮空氣儲能占比0.5%，液流電池儲能占比0.4%，其他新型儲能技術占比1.2%，鋰離子電池儲能仍占絕對主導地位。
二、 新型儲能盈利模式
新型儲能的盈利模式主要包括以下幾種模式：
1. 電力市場收入
由于電力產(chǎn)品的特殊性，電力系統(tǒng)的負荷存在峰谷變化的特征。為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行，近年來，各省統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏┬锠顩r、系統(tǒng)用電負荷特性、新能源裝機占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，逐步完善峰谷電價機制。峰谷電價機制為新型儲能帶來潛在的經(jīng)濟效益。
電源側新型儲能方面，配有儲能的新能源發(fā)電項目可在電網(wǎng)負荷低谷時將不能上網(wǎng)的多余電量充入儲能電池，在電網(wǎng)負荷高峰時將儲存的電量釋放上網(wǎng)。新能源發(fā)電項目可通過新型儲能系統(tǒng)提升發(fā)電設備的利用效率，降低限電率，增加上網(wǎng)電量賺取額外的電費收入，也可以通過能量時移賺取峰谷價差。
電網(wǎng)側獨立儲能方面，獨立儲能可作為市場主體參與電力現(xiàn)貨市場，在谷時以相對低價買入電量充入儲能系統(tǒng)，在峰時以相對高價賣出儲存的電量，以賺取峰谷價差。用戶側新型儲能方面，例如工業(yè)園區(qū)內(nèi)儲能系統(tǒng)，可在用電低谷時充入電量，在高峰負荷時將電量出售給園區(qū)內(nèi)其他用電企業(yè)或自用，可賺取峰谷價差或降低整體用電成本。
2. 容量補償
目前，我國尚未出臺國家層面統(tǒng)一的獨立儲能容量補償政策。針對新型儲能前期投資規(guī)模較大、投資回報期長的特點，國內(nèi)部分省份提出獨立儲能電站容量補償機制，補償標準一般以儲能裝機容量或充放電量而定，補償資金由發(fā)電側或用戶側承擔。
圖表2 國內(nèi)部分省份儲能電站容量補償政策
資料來源：聯(lián)合資信根據(jù)公開資料整理
3. 容量租賃
隨著各省新增新能源項目對配套新型儲能的要求日趨嚴格，新能源項目公司或選擇自行建設配套儲能，或選擇租賃獨立儲能。新能源強制配儲的相關政策推動產(chǎn)生儲能的容量租賃市場，國內(nèi)多個省份已出臺儲能容量租賃的相關指導價格。
其中，吉林、河南、廣西和貴州的儲能容量租賃指導價格集中在150~270元/千瓦時/年，四川及新疆的儲能容量租賃指導價格集中在200~400元/千瓦/年。租賃期限方面，大部分省份鼓勵簽署5~10年的長期租賃合同，廣西、廣東和江蘇等省份建議租賃期限匹配新能源項目全生命周期。
4. 輔助服務
目前，新型儲能的輔助服務形式主要包括調(diào)峰和調(diào)頻。調(diào)峰服務主要按儲能的調(diào)峰電量獲得補償，補償單價在0.15~0.80元/千瓦時之間；調(diào)頻服務主要按調(diào)頻里程補償，根據(jù)機組相應AGC調(diào)頻指令的具體數(shù)據(jù)獲得補償，補償單價在0.10~15.00元/兆瓦之間。調(diào)峰及調(diào)頻服務的盈利模式可以實現(xiàn)電能的優(yōu)化利用，提高能源利用效率，同時減少能源浪費和環(huán)境污染。
三、 新型儲能對新能源
企業(yè)盈利性的影響
為控制變量，簡化測算變量影響，本報告假設強制配儲項目收益主要來源于電費收入，成本主要為建造成本；獨立儲能項目收益主要來源于峰谷價差下相對高價售電收入、容量租賃收入以及容量補償收入，成本主要為相對低價購電成本和建造成本。
此外，當前同區(qū)域風電和光伏機組建造成本趨同，且新增并網(wǎng)項目均為平價項目，整體執(zhí)行當?shù)鼗痣娭笇щ妰r，因此風電和光伏相應新型儲能項目的電費收入和建造成本相近。但由于光伏機組年等效利用小時明顯低于風電機組，且受資源條件限制發(fā)電時間更為集中，容量導致更為嚴重的限電問題，因此在新型儲能項目可以足量調(diào)用的前提下，同樣規(guī)模的新型儲能項目對光伏機組收益正影響更大。
1. 強制配儲盈利性分析
以位于新疆的新能源項目為例，根據(jù)政策要求及行業(yè)平均水平看，本報告基礎條件假設：
（1） 項目機組容量100兆瓦；
（2） 強制配儲比例為20%，單次放電時間2小時；
（3） 當前日均充放次數(shù)為0.3~0.5次，實際部分項目并未受電網(wǎng)調(diào)度（全部折算為2小時的配儲，取0.5次），取日均放電次數(shù)0.25次；
（4） 充放效率約92%，充放深度約90%；
（5） 電價水平約0.25元/千瓦時；
（6） 全年使用天數(shù)為360天；
（7） 電池使用壽命約10年（直線法分攤10年零殘值折舊）；折舊成本約占項目成本的80%；
（8） 儲能EPC單位成本約1~1.5元/千瓦時（取均值1.25元/千瓦時）；
（9） 儲能項目年利用小時=配儲時間×充放次數(shù)×全年使用天數(shù)；
（10） 單次發(fā)電量=機組容量×配儲比例×配儲時間×充放效率×充放深度；
（11） 年發(fā)電量=單次發(fā)電量×充放次數(shù)×全年使用天數(shù)；
（12） 年收入=年發(fā)電量×電價水平（或峰谷電價差）；
（13） 建造成本=機組容量×配儲比例×配儲時間×單位成本；
（14） 年建設及運營成本=建造成本/10（電池使用壽命·年）/80%；
（15） 年租賃成本=機組容量×配儲比例×容量租賃成本；
在基礎條件假設下，該儲能項目利用小時為180小時，相當于可提升該發(fā)電機組（100兆瓦項目）年利用小時36小時（180小時×20%）；項目年均收入約75萬元。
如以日均放電次數(shù)為變量，伴隨實際充放次數(shù)的提高，該項目年均利用效率和收入增幅明顯。該強制配儲單體項目成本主要為折舊費用，年均成本穩(wěn)定。根據(jù)測算可得，預計日均放電2.1次的情況下，該強制配儲單體項目可實現(xiàn)盈利。
除自建配儲項目外，發(fā)電企業(yè)也可考慮租賃獨立儲能或共享儲能指標。在基礎條件假設情況下，增加新疆地區(qū)容量租賃成本300元/千瓦/年，峰谷電價差約0.37元/千瓦時的假設條件進行測算可得，預計日均放電1.4次的情況下，租賃儲能項目可實現(xiàn)盈利。
此外，在當前充放調(diào)用不充分的情況下，租賃儲能項目雖仍虧損，但短期租賃容量可一定程度減少當前投資成本虧損及資金占用。經(jīng)歷當前過渡期后，發(fā)電企業(yè)或?qū)崿F(xiàn)技術降本以及電池有效調(diào)度的雙項正收益。
圖表3 配儲項目收益情況
2. 獨立儲能盈利性分析
仍以位于新疆的新能源項目為例，根據(jù)政策要求及行業(yè)平均水平看，本報告基礎條件假設：
（1） 項目機組容量100兆瓦；
（2） 強制配儲比例為20%，單次放電時間2小時；
（3） 當前日均充放次數(shù)為0.3~0.5次，實際部分項目并未受電網(wǎng)調(diào)度（全部折算為2小時的配儲，取0.5次），取日均放電次數(shù)0.25次；
（4） 充放效率約92%，充放深度約90%；
（5） 峰谷電價差約0.37元/千瓦時；
（6） 容量租賃收入300元/千瓦/年；
（7） 全年使用天數(shù)為360天；
（8） 電池使用壽命約10年（直線法分攤10年零殘值折舊）；折舊成本約占項目成本的80%；
（9） 儲能EPC單位成本約1~1.5元/千瓦時（取均值1.25元/千瓦時）；
（10） 容量補償電價，2024年為0.16元/千瓦時，2025年為0.128元/千瓦時；
（11） 獨立儲能項目容量租賃占50%；
（12） 單次發(fā)電量=機組容量×配儲比例×配儲時間×充放效率×充放深度；
（13） 年發(fā)電量=單次發(fā)電量×充放次數(shù)×全年使用天數(shù)；
（14） 年發(fā)電收入=年發(fā)電量×50%×峰谷電價差；
（15） 容量補償=年發(fā)電量×50%×容量補償電價；
（16） 年租賃收入=機組容量×配儲比例×50%×容量租賃收入；
（17） 建造成本=機組容量×配儲比例×配儲時間×單位成本；
（18） 年建設及運營成本=建造成本/10（電池使用壽命·年）/80%；
根據(jù)上述假設，在基礎條件假設下，項目年均收入約350萬元；以日均放電次數(shù)為變量，伴隨實際充放次數(shù)的提高，該項目年均利用效率和收入增幅明顯。該成本主要為折舊費用，年均成本穩(wěn)定。根據(jù)測算可得，預計日均充放1.1次的情況下，獨立儲能單體項目可實現(xiàn)盈利。此外，容量補償機制可一定程度減少項目前期成本虧損規(guī)模，但由于容量補償將于2026年失效，因此長期看其對項目收益影響很小。
圖表4 獨立儲能項目收益（不含容量補償部分）情況
圖表5 獨立儲能容量補償收入（單位：萬元）
注：2024年內(nèi)電價0.16元/千瓦時，2025年內(nèi)電價0.128元/千瓦時
四、 我國新型儲能
面臨的主要問題
在新型儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?？焖贁U張的同時，市場機制不完善、儲能系統(tǒng)利用率低、安全監(jiān)管待升級等問題凸顯。
1. 價格形成機制有待健全
目前我國新型儲能行業(yè)仍處于早期發(fā)展階段。雖然我國已經(jīng)陸續(xù)出臺相關指導政策，但行業(yè)標準建設明顯滯后于產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度，導致我國新型儲能行業(yè)市場機制與我國在全球新型儲能行業(yè)技術和產(chǎn)能規(guī)模領先地位呈現(xiàn)出完全不匹配的狀態(tài)。
截至2023年底，我國電源側強制配儲裝機占全部儲能裝機的比重為42.8%，獨立儲能和共享儲能裝機占全部儲能裝機的比重為45.3%，其他應用場景儲能規(guī)模較小。
當前，我國多數(shù)省份對新型儲能充放結算電價、容量補償、容量租賃等無明確價格標準，導致新型儲能項目調(diào)用效率偏低，企業(yè)收益穩(wěn)定性和確定性弱。此外，新型儲能輔助服務市場機制不夠成熟，使得儲能獲取的輔助服務收益無法和其作出的貢獻進行對應，獲取的收益目前無法覆蓋投資成本。
2. 實際利用率低
根據(jù)《2023年電化學儲能電站安全信息統(tǒng)計數(shù)據(jù)》，2023年，新能源配儲日均運行小時2.18小時，年均運行小時797小時，平均利用率指數(shù)為17%，平均等效充放電次數(shù)為104次；電網(wǎng)側獨立儲能日均運行小時2.61小時，年均運行小時953小時，平均利用率指數(shù)為38%，平均等效充放電次數(shù)為172次。整體看，我國新型儲能利用情況有待改善，新型儲能大規(guī)模建設和調(diào)用不充分的矛盾日益凸顯。
3. 新型儲能電站安全事故頻發(fā)
我國新型儲能技術仍主要為電化學儲能，電池在過度充放電、內(nèi)部短路和高溫環(huán)境下運行都有發(fā)生熱失控的可能性，容易引發(fā)火災甚至爆炸。2023年以來，全球儲能電站安全事故頻發(fā)。其中，2024年9月以來，全球儲能行業(yè)已經(jīng)發(fā)生8起火災事故。同時，在新型儲能行業(yè)高速發(fā)展背景下，疊加行業(yè)進入門檻較低，大量企業(yè)涌入新型儲能行業(yè)，行業(yè)標準缺失和低價競爭導致儲能產(chǎn)品質(zhì)量參差不齊，以致儲能行業(yè)安全隱患加大。
五、 總結
近年來，我國新能源行業(yè)擴張迅猛，儲能作為解決新能源發(fā)電不穩(wěn)定性和限電問題的有效手段，逐步受到政策強推。目前新型儲能項目仍存在較為明顯“建而不用”問題，根據(jù)上述項目案例的測算結果可知，在調(diào)度受限的情況下，新型儲能項目并不能實現(xiàn)有效收益，增加儲能指標明顯增加了發(fā)電企業(yè)建設成本。
但長遠看，在可以完全參與市場交易、充分接受電網(wǎng)調(diào)度的基礎上，新型配儲項目將有助于減少新能源項目棄電量、提升整體新能源項目發(fā)電量（儲能項目被調(diào)用）或變相推高該項目上網(wǎng)電價（儲能項目產(chǎn)生正收益加成）；獨立儲能項目也可通過峰谷價差、容量租賃和容量補償產(chǎn)生正收益。
因此，對于新型儲能項目來說，重點在于如何控制建造成本以及保障有效充放電量。
從成本端來看，鋰電池儲能項目已逐步占據(jù)主流市場，鋰價對儲能項目成本波動影響很大，當前鋰價處于行業(yè)低谷水平，預計在鋰電池市場供應充裕背景下，較長時間內(nèi)也將保持較低水平。
從效用端來看，一方面要加快研究和制定面向全市場成員的容量機制，并逐步由容量補償向容量市場推進；另一方面要降低儲能主體參與多市場品種的門檻，增強儲能項目實際使用效率；此外要合理設置現(xiàn)貨市場限價，并鼓勵商業(yè)化獨立儲能的可持續(xù)發(fā)展。
電力行業(yè)偏重于公用事業(yè)類，整體行業(yè)發(fā)展受政策導向明顯，保障民生用電穩(wěn)定及安全的優(yōu)先級高于企業(yè)盈利性。近年來，電力行業(yè)綠色轉(zhuǎn)型明顯，新能源發(fā)電規(guī)?？焖贁U張，且明顯高于用電需求增幅，各地區(qū)資源稟賦差異明顯，勢必加劇電力行業(yè)區(qū)域性“產(chǎn)能過?！币约半娋W(wǎng)穩(wěn)定性壓力，因此預計新能源裝機規(guī)模不會持續(xù)性超高速增長。
除大基地項目外，相對于火電企業(yè)而言，新能源發(fā)電企業(yè)裝機容量更小，機組布局更為分散，電網(wǎng)調(diào)度穩(wěn)定性更弱。在當前無法充分調(diào)度的情況下，增加新型儲能會加大發(fā)電企業(yè)建設成本，但不會導致整體電力項目虧損，因此對新能源發(fā)電企業(yè)信用風險的負面影響有限；長遠看，充分調(diào)度的大規(guī)模新型儲能項目可以有效緩和新能源項目的對比劣勢，即“配有有效儲能”可以一定程度降低新能源發(fā)電企業(yè)的信用風險。
