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，能源結構綠 色轉型加速，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，新能源調峰容量需求激增與常規(guī)電源調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)調模式下系統(tǒng)調峰能力不足，對新能源消納造成限制。傳統(tǒng)能源協(xié)調模式下系 統(tǒng)調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很小，而調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張下的調峰調頻需求。儲能技術根據(jù)儲 能系統(tǒng)存儲能量的形式以及其構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)?？焖贁U張，抽水蓄能恐難以完全滿足調峰調頻需求。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。
新型儲能技術響應速度較快，相比于抽水蓄能技術更具優(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，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品還相對較少，因此短期 內難以大規(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換效率較高，且響應速度較快，能夠有效滿足電力系統(tǒng)調峰調頻需求；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，鋰離子電池經過多年發(fā)展，綜合性能參數(shù)與技術成熟度 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)電側可提高發(fā)電的穩(wěn)定性, 并提高發(fā)電質量; 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、 結構件、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、電網(wǎng)側、 用戶側等具體應用場景。
1.2.3. 政策規(guī)劃助推儲能產業(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)模擴張所帶來的調峰調頻需求，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，探索儲能產業(yè)發(fā)展路徑，推動其向規(guī)范化、產業(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)模化轉變， 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 儲能產業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，僅青海、山東、湖南、浙江、內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：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
響應速度對機組調頻性能提出更高要求，催生火儲聯(lián)合調頻。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 頻性能提出了較高要求。但燃煤發(fā)電機組相應功率調節(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，國內火儲聯(lián)合調頻項目達 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《廣東調頻輔助服務市場交易規(guī)則》，其在調頻里程報價、里程補償、容 量補償價格及補償?shù)确矫婢a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)電側自建儲能面臨一定壓力
電網(wǎng)側建儲難以為繼，調峰壓力向電源側轉移。在電網(wǎng)側儲能建設初期，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)側儲能建設 難以為繼。在調峰壓力持續(xù)存在背景下，建儲任務向電源側轉移。 多省份提出明確配儲要求，儲能產業(yè)規(guī)?？焖贁U張。在調峰壓力轉移的情況下，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峰調頻的目的， 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)側儲能，發(fā)電側自建儲能面臨 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
新型儲能產業(yè)“探索初期”將過，規(guī)范化與市場化加速推進?！笆濉币詠恚覈滦?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。《“十四五”新型儲能發(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)側儲能設施滿足其調峰調頻需求外，還可以滿足發(fā)電側的儲能需求。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度運用的通知》，提出研究建立電網(wǎng) 側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。
在國內儲能需求不斷增加的背景下，儲能產業(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。
調峰補償模式（不考慮容量租賃）
綜合上述分析，調峰補償收益為當前國內各地區(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頻輔助服務，這或將拉開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+調頻輔助服務，按照 山東調頻輔助服務結算規(guī)則，經測算項目有望進一步提升，在不考慮調頻充放電損耗的情 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：需求側響應+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 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，用戶側儲能已具備一定的經濟性與投資 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轉讓協(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節(jié)能力業(yè)務，已在廣東、甘肅等省份投運 4個發(fā)電側儲能電站，合 計裝機約 40MW。目前重點發(fā)展電網(wǎng)側獨立儲能電站，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儲能電站的技術開發(fā)和項目合作，助力 電力系統(tǒng)向清潔低碳、安全高效轉型。
經過多年發(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 經濟優(yōu)化調度引擎”以及“云邊協(xié)同的控制技術”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)用戶側儲能項目、連云港東霞制衣用戶側儲能項目、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積累及 安全可靠等優(yōu)勢，打造了一支專業(yè)性強、經驗豐富、技術和方案持續(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+產品及系統(tǒng)解決方案+項目投資運營，產業(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有 限公司，投資 30 億元，建設年產能 10GWh 的儲能專用磷酸鐵鋰電池生產基地項 目，目前該項目正在有序推進中。
產品及系統(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、用戶側儲能、用戶側光儲系統(tǒng)、調峰調頻儲能系統(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，以核心技術和產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)劃總容量達 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)調峰調頻資產注入，打造優(yōu)質儲能平臺
2022 年 5 月 6 日，公司公布《重大資產置換及發(fā)行股份購買資產并募集配套資金暨關聯(lián)交易報告書》，與南網(wǎng)調峰調頻公司資產置換方案有望正式落地，公司主營業(yè)務將轉變?yōu)槌?水蓄能、調峰水電和電網(wǎng)側獨立儲能業(yè)務。 調峰調頻公司為儲能領域開拓者，技術儲備充足。調峰調頻公司儲能科研團隊早在 2009年就開始了電化學儲能技術的研究，于 2011年建成投運國內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和設備國產化上取得 重大突破。同時，公司主持完成國內首個電化學儲能國家標準，構建國內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)調峰調頻公司已投運電網(wǎng)側獨立儲能電站 4 座，共計 30MW/62MWh。此外有 3 個電網(wǎng)側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)調度 角度自上而下構建的儲能 EMS 系統(tǒng)，與產業(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)合調頻、新能源側儲能、電網(wǎng)側獨立儲能、源網(wǎng)荷儲一體化等多個應用場景。公司已 經從成立之初單一產品模式發(fā)展成了行業(yè)內產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)調控制關鍵技術研究軟硬 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)參與山東電力調頻市場，成為寶光智中在山東地區(qū)首個火儲調頻業(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)技術服務供應商
儲能系統(tǒng)技術服務為公司核心業(yè)務之一。儲能系統(tǒng)技術服務主要應用于電源側、電網(wǎng)側和 用戶側，用于提升新能源并網(wǎng)消納能力、電源調峰調頻能力，電網(wǎng)靈活調節(jié)和應急支撐能 力，用戶側峰谷調節(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)技術服務營收為 1.91 億，占總營收比例為 13.78%。
主要產品方面，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)調試 及并網(wǎng)測試、性能評估等全流程技術服務。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。
公司儲能技術服務根據(jù)服務場景和內容形成了多項技術服務產品，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，應用于電源側和電網(wǎng)側。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)技術服務將在用戶側也將得到廣泛應用。
（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。）
