工商評級三部

黃露 劉莉婕 馬金星

近年來，我國新能源裝機(jī)容量迅猛擴(kuò)張，為緩和電網(wǎng)輸配電穩(wěn)定性壓力以及新能源限電嚴(yán)重問題，政策導(dǎo)向逐步加強(qiáng)對儲能建設(shè)要求，但由于儲能市場交易制度及充放電調(diào)度落實(shí)等方面仍存在欠缺，當(dāng)前儲能單體項(xiàng)目仍處于虧損狀態(tài)，即目前配儲指標(biāo)單向增加新能源發(fā)電企業(yè)建設(shè)成本。

長遠(yuǎn)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(chǔ)上，新型配儲項(xiàng)目將有助于減少新能源項(xiàng)目棄電量、提升整體新能源項(xiàng)目發(fā)電量（儲能項(xiàng)目被調(diào)用）或變相推高該項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)（儲能項(xiàng)目產(chǎn)生正收益）；獨(dú)立儲能項(xiàng)目也可通過峰谷價(jià)差、容量租賃和容量補(bǔ)償產(chǎn)生正收益。“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(fēng)險(xiǎn)。

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(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型步伐加快，以“風(fēng)光”為代表的可再生能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模呈快速增長態(tài)勢。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2023年底，我國太陽能發(fā)電和風(fēng)電裝機(jī)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(jī)增速均創(chuàng)歷史新高。2023年末，清潔能源發(fā)電裝機(jī)占我國發(fā)電總裝機(jī)容量的58.2%，已成為我國全社會用電的重要來源。進(jìn)入2024年后，我國GDP增速放緩，為驅(qū)動經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定增長，風(fēng)光發(fā)電等新能源投資成為實(shí)現(xiàn)GDP增速目標(biāo)的主要推動力之一，同時(shí)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(jī)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(dǎo)電源類型。但因風(fēng)光發(fā)電存在隨機(jī)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(shí)，部分地區(qū)電網(wǎng)投資建設(shè)開工進(jìn)度不及預(yù)期，整體建設(shè)節(jié)奏慢于發(fā)電端，特高壓輸送通道不足導(dǎo)致風(fēng)光大基地項(xiàng)目無法實(shí)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(jī)組相繼在電力缺口較大區(qū)域投入運(yùn)營，同時(shí)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(fēng)光基地新增一批配套大容量高參數(shù)火電項(xiàng)目，但大批量火電機(jī)組投運(yùn)與我國電源結(jié)構(gòu)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(jìn)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(fēng)棄光限電、調(diào)峰、調(diào)頻和維護(hù)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(gòu)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(shí)現(xiàn)電力供需動態(tài)平衡，儲能系統(tǒng)成為我國構(gòu)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(shè)周期較長等因素影響，規(guī)模增速有限。因此，隨著風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)規(guī)模的迅速擴(kuò)大，新型儲能作為重要的靈活調(diào)節(jié)性資源，已成為構(gòu)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(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)發(fā)揮作用。

圖表1 ?新型儲能應(yīng)用場景

從發(fā)電端來看，受風(fēng)速變化、日照時(shí)間和太陽輻射強(qiáng)度等因素影響，風(fēng)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(fēng)、棄光等問題。電源側(cè)可以通過配儲方式來保障新能源發(fā)電處于更加經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行狀態(tài)。當(dāng)來風(fēng)和光照條件良好時(shí)，風(fēng)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(fēng)和棄光現(xiàn)象的發(fā)生；當(dāng)光照不足或風(fēng)速較低時(shí)，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(qiáng)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(xiàng)目配建儲能規(guī)模原則上不低于其裝機(jī)容量的15%，儲能時(shí)長4小時(shí)以上；新建保障性并網(wǎng)新能源項(xiàng)目配建儲能規(guī)模原則上不低于其裝機(jī)容量的15%，儲能時(shí)長2小時(shí)以上。

新型儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)側(cè)的主要作用為調(diào)峰、調(diào)頻和減輕電網(wǎng)阻塞等。因?yàn)橄掠斡脩粼诓煌瑫r(shí)點(diǎn)的用電需求不同，新型儲能系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)對用電負(fù)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(fù)荷降低，但隨著晚上用電負(fù)荷增加但光伏出力減少，電網(wǎng)凈負(fù)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(cè)上游變電站，在用電負(fù)荷低谷時(shí)，多余的電量可以儲存在儲能電池中，在用電負(fù)荷高峰時(shí)段儲能電池將存儲的電量釋放，從而實(shí)現(xiàn)電力生產(chǎn)和消納之間的平衡。因電網(wǎng)凈負(fù)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(shí)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?yàn)椴煌貐^(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(fēng)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(fù)荷遠(yuǎn)高于電網(wǎng)線路容量。當(dāng)風(fēng)光發(fā)電量增加導(dǎo)致電網(wǎng)線路阻塞時(shí)，電網(wǎng)可以將無法輸送的電量暫時(shí)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(shè)備，減輕輸配電站壓力，提高電網(wǎng)的輸配電能力。

用電側(cè)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(shè)備后可以在用電高峰時(shí)期自發(fā)自用，或者在低電價(jià)時(shí)給儲能系統(tǒng)充電，高電價(jià)時(shí)給儲能系統(tǒng)放電，實(shí)現(xiàn)峰谷點(diǎn)價(jià)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(yīng)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(fēng)光發(fā)電裝機(jī)規(guī)模快速增長，新型儲能需求明顯增加，同時(shí)隨著相關(guān)支持政策陸續(xù)出臺、技術(shù)不斷進(jìn)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?jǐn)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，2023年，我國新型儲能新增裝機(jī)規(guī)模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時(shí)，較2022年底增長超過260%，約為“十三五”末新型儲能裝機(jī)規(guī)模的十倍。截至2023年底，全國已建成投運(yùn)新型儲能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)3139萬千瓦/6687萬千瓦時(shí)，平均儲能時(shí)長2.1小時(shí)，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(jī)規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大，已建成投運(yùn)新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時(shí)，較2023年底大幅增長約86%。

自2017年青海省首次提出風(fēng)電項(xiàng)目強(qiáng)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(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》《新型儲能標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)指南》《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》《關(guān)于促進(jìn)新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》等相關(guān)指導(dǎo)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(guān)指導(dǎo)和要求。同時(shí)，在政策引導(dǎo)下，各地方政府陸續(xù)實(shí)施新能源強(qiáng)制配儲政策，全國已有28個(gè)省區(qū)市出臺10%~20%新能源強(qiáng)制配儲政策，強(qiáng)制配儲占電源側(cè)儲能比重超過80%。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2023年底，我國11省（區(qū)）新型儲能裝機(jī)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(jī)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(biāo)、技術(shù)發(fā)展路徑等方面做出全方位指導(dǎo)。

我國新型儲能技術(shù)路線處于多元化發(fā)展態(tài)勢，主要技術(shù)路徑包括電化學(xué)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?jǐn)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2023年底，我國已投運(yùn)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(shù)占比1.2%，鋰離子電池儲能仍占絕對主導(dǎo)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(fù)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(jì)運(yùn)行，近年來，各省統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏┬锠顩r、系統(tǒng)用電負(fù)荷特性、新能源裝機(jī)占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，逐步完善峰谷電價(jià)機(jī)制。峰谷電價(jià)機(jī)制為新型儲能帶來潛在的經(jīng)濟(jì)效益。電源側(cè)新型儲能方面，配有儲能的新能源發(fā)電項(xiàng)目可在電網(wǎng)負(fù)荷低谷時(shí)將不能上網(wǎng)的多余電量充入儲能電池，在電網(wǎng)負(fù)荷高峰時(shí)將儲存的電量釋放上網(wǎng)。新能源發(fā)電項(xiàng)目可通過新型儲能系統(tǒng)提升發(fā)電設(shè)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(fèi)收入，也可以通過能量時(shí)移賺取峰谷價(jià)差。電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能方面，獨(dú)立儲能可作為市場主體參與電力現(xiàn)貨市場，在谷時(shí)以相對低價(jià)買入電量充入儲能系統(tǒng)，在峰時(shí)以相對高價(jià)賣出儲存的電量，以賺取峰谷價(jià)差。用戶側(cè)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(shí)充入電量，在高峰負(fù)荷時(shí)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(jià)差或降低整體用電成本。

2.?容量補(bǔ)償

目前，我國尚未出臺國家層面統(tǒng)一的獨(dú)立儲能容量補(bǔ)償政策。針對新型儲能前期投資規(guī)模較大、投資回報(bào)期長的特點(diǎn)，國內(nèi)部分省份提出獨(dú)立儲能電站容量補(bǔ)償機(jī)制，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)一般以儲能裝機(jī)容量或充放電量而定，補(bǔ)償資金由發(fā)電側(cè)或用戶側(cè)承擔(dān)。

圖表2 ?國內(nèi)部分省份儲能電站容量補(bǔ)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(xiàng)目對配套新型儲能的要求日趨嚴(yán)格，新能源項(xiàng)目公司或選擇自行建設(shè)配套儲能，或選擇租賃獨(dú)立儲能。新能源強(qiáng)制配儲的相關(guān)政策推動產(chǎn)生儲能的容量租賃市場，國內(nèi)多個(gè)省份已出臺儲能容量租賃的相關(guān)指導(dǎo)價(jià)格。其中，吉林、河南、廣西和貴州的儲能容量租賃指導(dǎo)價(jià)格集中在150~270元/千瓦時(shí)/年，四川及新疆的儲能容量租賃指導(dǎo)價(jià)格集中在200~400元/千瓦/年。租賃期限方面，大部分省份鼓勵(lì)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(xiàng)目全生命周期。

4.?輔助服務(wù)

目前，新型儲能的輔助服務(wù)形式主要包括調(diào)峰和調(diào)頻。調(diào)峰服務(wù)主要按儲能的調(diào)峰電量獲得補(bǔ)償，補(bǔ)償單價(jià)在0.15~0.80元/千瓦時(shí)之間；調(diào)頻服務(wù)主要按調(diào)頻里程補(bǔ)償，根據(jù)機(jī)組相應(yīng)AGC調(diào)頻指令的具體數(shù)據(jù)獲得補(bǔ)償，補(bǔ)償單價(jià)在0.10~15.00元/兆瓦之間。調(diào)峰及調(diào)頻服務(wù)的盈利模式可以實(shí)現(xiàn)電能的優(yōu)化利用，提高能源利用效率，同時(shí)減少能源浪費(fèi)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(bào)告假設(shè)強(qiáng)制配儲項(xiàng)目收益主要來源于電費(fèi)收入，成本主要為建造成本；獨(dú)立儲能項(xiàng)目收益主要來源于峰谷價(jià)差下相對高價(jià)售電收入、容量租賃收入以及容量補(bǔ)償收入，成本主要為相對低價(jià)購電成本和建造成本。

此外，當(dāng)前同區(qū)域風(fēng)電和光伏機(jī)組建造成本趨同，且新增并網(wǎng)項(xiàng)目均為平價(jià)項(xiàng)目，整體執(zhí)行當(dāng)?shù)鼗痣娭笇?dǎo)電價(jià)，因此風(fēng)電和光伏相應(yīng)新型儲能項(xiàng)目的電費(fèi)收入和建造成本相近。但由于光伏機(jī)組年等效利用小時(shí)明顯低于風(fēng)電機(jī)組，且受資源條件限制發(fā)電時(shí)間更為集中，容量導(dǎo)致更為嚴(yán)重的限電問題，因此在新型儲能項(xiàng)目可以足量調(diào)用的前提下，同樣規(guī)模的新型儲能項(xiàng)目對光伏機(jī)組收益正影響更大。

1.?強(qiáng)制配儲盈利性分析

以位于新疆的新能源項(xiàng)目為例，根據(jù)政策要求及行業(yè)平均水平看，本報(bào)告基礎(chǔ)條件假設(shè)：

（1）?項(xiàng)目機(jī)組容量100兆瓦；

（2）?強(qiáng)制配儲比例為20%，單次放電時(shí)間2小時(shí)；

（3）?當(dāng)前日均充放次數(shù)為0.3~0.5次，實(shí)際部分項(xiàng)目并未受電網(wǎng)調(diào)度（全部折算為2小時(shí)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(jià)水平約0.25元/千瓦時(shí)；

（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?jǐn)?0年零殘值折舊）；折舊成本約占項(xiàng)目成本的80%；

（8）?儲能EPC單位成本約1~1.5元/千瓦時(shí)（取均值1.25元/千瓦時(shí)）；

（9）?儲能項(xiàng)目年利用小時(shí)=配儲時(shí)間×充放次數(shù)×全年使用天數(shù)；

（10）?單次發(fā)電量=機(jī)組容量×配儲比例×配儲時(shí)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(jià)水平（或峰谷電價(jià)差）；

（13）?建造成本=機(jī)組容量×配儲比例×配儲時(shí)間×單位成本；

（14）?年建設(shè)及運(yùn)營成本=建造成本/10（電池使用壽命·年）/80%；

（15）?年租賃成本=機(jī)組容量×配儲比例×容量租賃成本；

在基礎(chǔ)條件假設(shè)下，該儲能項(xiàng)目利用小時(shí)為180小時(shí)，相當(dāng)于可提升該發(fā)電機(jī)組（100兆瓦項(xiàng)目）年利用小時(shí)36小時(shí)（180小時(shí)×20%）；項(xiàng)目年均收入約75萬元。如以日均放電次數(shù)為變量，伴隨實(shí)際充放次數(shù)的提高，該項(xiàng)目年均利用效率和收入增幅明顯。該強(qiáng)制配儲單體項(xiàng)目成本主要為折舊費(fèi)用，年均成本穩(wěn)定。根據(jù)測算可得，預(yù)計(jì)日均放電2.1次的情況下，該強(qiáng)制配儲單體項(xiàng)目可實(shí)現(xiàn)盈利。

除自建配儲項(xiàng)目外，發(fā)電企業(yè)也可考慮租賃獨(dú)立儲能或共享儲能指標(biāo)。在基礎(chǔ)條件假設(shè)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(jià)差約0.37元/千瓦時(shí)的假設(shè)條件進(jìn)行測算可得，預(yù)計(jì)日均放電1.4次的情況下，租賃儲能項(xiàng)目可實(shí)現(xiàn)盈利。此外，在當(dāng)前充放調(diào)用不充分的情況下，租賃儲能項(xiàng)目雖仍虧損，但短期租賃容量可一定程度減少當(dāng)前投資成本虧損及資金占用。經(jīng)歷當(dāng)前過渡期后，發(fā)電企業(yè)或?qū)?shí)現(xiàn)技術(shù)降本以及電池有效調(diào)度的雙項(xiàng)正收益。

圖表3 ?配儲項(xiàng)目收益情況

2.?獨(dú)立儲能盈利性分析

仍以位于新疆的新能源項(xiàng)目為例，根據(jù)政策要求及行業(yè)平均水平看，本報(bào)告基礎(chǔ)條件假設(shè)：

（1）?項(xiàng)目機(jī)組容量100兆瓦；

（2）?強(qiáng)制配儲比例為20%，單次放電時(shí)間2小時(shí)；

（3）?當(dāng)前日均充放次數(shù)為0.3~0.5次，實(shí)際部分項(xiàng)目并未受電網(wǎng)調(diào)度（全部折算為2小時(shí)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(jià)差約0.37元/千瓦時(shí)；

（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?jǐn)?0年零殘值折舊）；折舊成本約占項(xiàng)目成本的80%；

（9）?儲能EPC單位成本約1~1.5元/千瓦時(shí)（取均值1.25元/千瓦時(shí)）；

（10）?容量補(bǔ)償電價(jià)，2024年為0.16元/千瓦時(shí)，2025年為0.128元/千瓦時(shí)；

（11）?獨(dú)立儲能項(xiàng)目容量租賃占50%；

（12）?單次發(fā)電量=機(jī)組容量×配儲比例×配儲時(shí)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(jià)差；

（15）?容量補(bǔ)償=年發(fā)電量×50%×容量補(bǔ)償電價(jià)；

（16）?年租賃收入=機(jī)組容量×配儲比例×50%×容量租賃收入；

（17）?建造成本=機(jī)組容量×配儲比例×配儲時(shí)間×單位成本；

（18）?年建設(shè)及運(yùn)營成本=建造成本/10（電池使用壽命·年）/80%；

根據(jù)上述假設(shè)，在基礎(chǔ)條件假設(shè)下，項(xiàng)目年均收入約350萬元；以日均放電次數(shù)為變量，伴隨實(shí)際充放次數(shù)的提高，該項(xiàng)目年均利用效率和收入增幅明顯。該成本主要為折舊費(fèi)用，年均成本穩(wěn)定。根據(jù)測算可得，預(yù)計(jì)日均充放1.1次的情況下，獨(dú)立儲能單體項(xiàng)目可實(shí)現(xiàn)盈利。此外，容量補(bǔ)償機(jī)制可一定程度減少項(xiàng)目前期成本虧損規(guī)模，但由于容量補(bǔ)償將于2026年失效，因此長期看其對項(xiàng)目收益影響很小。

圖表4 ?獨(dú)立儲能項(xiàng)目收益（不含容量補(bǔ)償部分）情況

圖表5 ?獨(dú)立儲能容量補(bǔ)償收入（單位：萬元）

注：2024年內(nèi)電價(jià)0.16元/千瓦時(shí)，2025年內(nèi)電價(jià)0.128元/千瓦時(shí)

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)模快速擴(kuò)張的同時(shí)，市場機(jī)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(jià)格形成機(jī)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(guān)指導(dǎo)政策，但行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)明顯滯后于產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度，導(dǎo)致我國新型儲能行業(yè)市場機(jī)制與我國在全球新型儲能行業(yè)技術(shù)和產(chǎn)能規(guī)模領(lǐng)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(cè)強(qiáng)制配儲裝機(jī)占全部儲能裝機(jī)的比重為42.8%，獨(dú)立儲能和共享儲能裝機(jī)占全部儲能裝機(jī)的比重為45.3%，其他應(yīng)用場景儲能規(guī)模較小。當(dāng)前，我國多數(shù)省份對新型儲能充放結(jié)算電價(jià)、容量補(bǔ)償、容量租賃等無明確價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)，導(dǎo)致新型儲能項(xiàng)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(wù)市場機(jī)制不夠成熟，使得儲能獲取的輔助服務(wù)收益無法和其作出的貢獻(xiàn)進(jìn)行對應(yīng)，獲取的收益目前無法覆蓋投資成本。

2.?實(shí)際利用率低

根據(jù)《2023年電化學(xué)儲能電站安全信息統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)》，2023年，新能源配儲日均運(yùn)行小時(shí)2.18小時(shí)，年均運(yùn)行小時(shí)797小時(shí)，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(cè)獨(dú)立儲能日均運(yùn)行小時(shí)2.61小時(shí)，年均運(yùn)行小時(shí)953小時(shí)，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(shè)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(shù)仍主要為電化學(xué)儲能，電池在過度充放電、內(nèi)部短路和高溫環(huán)境下運(yùn)行都有發(fā)生熱失控的可能性，容易引發(fā)火災(zāi)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(zāi)事故。同時(shí)，在新型儲能行業(yè)高速發(fā)展背景下，疊加行業(yè)進(jìn)入門檻較低，大量企業(yè)涌入新型儲能行業(yè)，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)缺失和低價(jià)競爭導(dǎo)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(jié)

近年來，我國新能源行業(yè)擴(kuò)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(qiáng)推。目前新型儲能項(xiàng)目仍存在較為明顯“建而不用”問題，根據(jù)上述項(xiàng)目案例的測算結(jié)果可知，在調(diào)度受限的情況下，新型儲能項(xiàng)目并不能實(shí)現(xiàn)有效收益，增加儲能指標(biāo)明顯增加了發(fā)電企業(yè)建設(shè)成本。但長遠(yuǎn)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(chǔ)上，新型配儲項(xiàng)目將有助于減少新能源項(xiàng)目棄電量、提升整體新能源項(xiàng)目發(fā)電量（儲能項(xiàng)目被調(diào)用）或變相推高該項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)（儲能項(xiàng)目產(chǎn)生正收益加成）；獨(dú)立儲能項(xiàng)目也可通過峰谷價(jià)差、容量租賃和容量補(bǔ)償產(chǎn)生正收益。因此，對于新型儲能項(xiàng)目來說，重點(diǎn)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(xiàng)目已逐步占據(jù)主流市場，鋰價(jià)對儲能項(xiàng)目成本波動影響很大，當(dāng)前鋰價(jià)處于行業(yè)低谷水平，預(yù)計(jì)在鋰電池市場供應(yīng)充裕背景下，較長時(shí)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(jī)制，并逐步由容量補(bǔ)償向容量市場推進(jìn)；另一方面要降低儲能主體參與多市場品種的門檻，增強(qiáng)儲能項(xiàng)目實(shí)際使用效率；此外要合理設(shè)置現(xiàn)貨市場限價(jià)，并鼓勵(lì)商業(yè)化獨(dú)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(dǎo)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)模快速擴(kuò)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)能過剩”以及電網(wǎng)穩(wěn)定性壓力，因此預(yù)計(jì)新能源裝機(jī)規(guī)模不會持續(xù)性超高速增長。除大基地項(xiàng)目外，相對于火電企業(yè)而言，新能源發(fā)電企業(yè)裝機(jī)容量更小，機(jī)組布局更為分散，電網(wǎng)調(diào)度穩(wěn)定性更弱。在當(dāng)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(shè)成本，但不會導(dǎo)致整體電力項(xiàng)目虧損，因此對新能源發(fā)電企業(yè)信用風(fēng)險(xiǎn)的負(fù)面影響有限；長遠(yuǎn)看，充分調(diào)度的大規(guī)模新型儲能項(xiàng)目可以有效緩和新能源項(xiàng)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(fēng)險(xiǎn)。

海量資訊、精準(zhǔn)解讀，盡在新浪財(cái)經(jīng)APP