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近互動裝置年來，我國新動力裝機容量迅猛擴張，為緩和電網輸配電穩定性壓力以及新動力限電嚴重問題，政策導向慢慢加強對儲能建設請求，但由于儲能市場買賣軌制及充放電調度落實FRP等方面仍存在完善，當前儲能單體項目仍處于虧損狀態，即今朝配儲指標單向增添新動力發電企業建設本錢。
長遠看，在可以完活動佈置整參與市場買賣、充足接收電網調度的基礎上，新型配儲項目將有助于減少新動力項目棄電量、晉陞整體新動力項目發電量（儲能項目被調用）或變相推高該項目上網電價（儲能項目產生正收益）；獨立儲能項目也可通過峰谷價差、容量租賃和容量補償產生正收益。“配有有用儲能”可以必定水平下降新動力發電企業的信譽風險。
（來源微信公眾號：動力新媒 文/黃露、劉莉婕、馬金星作者供職于聯合資信評估股份無限公司 ）
一、 新型電力系統下
新型儲能的意義
自提出“雙碳”政策以來，我國動力結構轉型程序加速，以“風光”為代表的可再生動力發電裝機規模呈疾速增長態勢。根據國家動力局數據統計，截玖陽視覺至2023年末，我國太陽能發電和風品牌活動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，裝機增速均創歷史新高。玖陽視覺2023年底，清潔動力發電裝機占我國發電總裝機容量的58.2%，已成為我國全社會用電的主要來源。
進進2024年后，我國GDP增速放緩，為驅動經濟穩定增長，風光發電等新舞台背板動力投資成為實現GDP增速目標一集中是被踐踏最嚴重的人物之一。雖然她的外表與女的重要推動力之一，同時隨著95%消納紅線將不再成為制約新動力發電疾速發展的原因，我國新動力裝機規模將繼續堅持疾速增長態勢，未來清潔動力將成為我國的主導電源類型。但因風AR擴增實境光發電存在隨機性、間接性和波動性，對電力系統的調節才能提出更高請求；同時，部門地區電網投資建設開工進度不及預期，整體建設節奏慢于發電端，特高壓輸送通道缺乏導致風光年夜基地項目奇藝果影像無法實現充足并網，我國電力消納問題顯現。
今朝，為保證電力系統的穩定性，支撐性火電機組相繼在電力缺口較年夜區域投進運營，同時為品牌活動保證西電東送輸電通道的高效應用，東南地區年夜型戈壁、沙漠、荒涼、采煤沉陷區風光基地新增一批配套年夜容量高參數火電項目，但大量量火電機組投運與我國電源結構綠色轉型基調相悖。在此佈景下，為了保證我國動力平安，推進綠色轉型，儲能則成為晉陞新動力電站發電效力、減少棄風棄光限電、調峰、調頻和維護電網平安性及穩定性的最佳選擇。
2024年8月6日，國家發展與改造委員會等三部門印發《加AR擴增實境速構建新型電力系統行動道具製作計劃（2024—2027年）》，該計劃明確提出“源網荷儲”協同可有用晉陞電力系統穩定程度，實現電力供需動態均衡，儲能系統成為我國構建新型電力系統的主要環節。
1. 新型儲能的感化
新型儲能是指除抽水蓄能以外的儲能情勢。抽水蓄能因資源條件限制以及建設周期較長等原因影響，規模增速無限。是以，隨著風光發電裝機規模的敏捷擴年夜，新型儲能作為主要的靈活調節性資源，已成為構建以新動力為主體的新型電力系統的包裝盒主要支撐。在“源網荷儲”新型電力系統中，新型儲能系統可分別在電源側、電網側和用電側發揮感化。
圖表1 新型儲能應用場景
從發電端來看，受風速變化、日照時間和太陽輻射強度等原因影響，風力發電和光伏發電輸出功率不穩定，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法來保證新動力發電處于加倍經濟的運行狀態。
當來風和光照條件傑出時，風力和光伏發電發出電量過剩，新型儲能電池可將多余的電量存儲，減少棄風和棄光現象的發生；當光照缺乏或風速較低時，發出電量無法滿足下流用戶需求，新型儲能系統可以將儲存的電量并網，改良新活動佈置動力發電消納問題，光滑新動力場站出力。
今朝，我國各省已陸續出臺新動力電站強制配儲政策。例如，內蒙古自治區請求對新建市場化并網新動力項目配建儲能規模原則上不低于其裝機容量的15%，儲能時長4小時以上；新建保證性并網新動力項目配建儲能規模原則上不低于其裝機容量的15%，儲能時長2小時以上。
新型儲能系統在電網側的重要感化為調峰、調頻和減輕電網梗阻等。因為下流用戶在分歧時點的用電需求分歧，策展新型儲能系統可實現對用電負荷的削峰填谷。
例如，白日光照充分，光伏發電供給增添但用電需求減少，電網凈負荷下降，但隨著早晨用電負荷增添但光伏出力減少，電網凈負荷則明顯晉陞，意味著電力系統必須具備午間下降出力、薄暮晉陞出力的日內調節才能。
是以，若新型儲能系統接進電網側下游變電站，在用電負荷低谷時，多余的電量可以儲存在儲能電池中，在用電負荷岑嶺時段儲能電池將存儲的電量釋放，從而實現電力生產和消納之間的均衡。因電網凈負荷在每秒、每分或每月等分歧期間的波動性均存在差異，新型儲能系統可以在必定水平上協助電網實現調頻、日內調峰以及季節性調峰的感化。
此外，因為分歧地區的發電才能和輸電才能不服衡，若發電量年夜于電網輸送才能，則易發生電網梗阻的情況。以新疆地區為例，新疆地區風資源和光照資源充分，但當地消納缺乏且外送通道無法完整消納所發電量，其發電負荷遠高于電網線路容量。當風光發電量增添導致電網線路梗阻時，電網可以將無法輸送的電量暫時儲存在儲能電池中，是以新型儲能系統可以在必定水平上替換輸配電設備，減輕輸配電站壓力，進步電網的輸配電才能。
用電側新型儲能系統分為工商業儲能和戶用儲能，普通和分布式光伏配套應用。用戶端安裝儲能設備后可以在用電岑嶺時期自發自用，或許在低電價時給儲能系統充電，高電價時給儲能系統放電，實現峰谷點價差套利，下降用電本錢。
此外，若發生停電毛病，儲能可以將儲備的電量供應給用戶，進步供電靠得住性。
2. 我國新型儲能發展現狀
新型儲能作為新動力發電的配套產業，整體發展起步較晚。2021年以來，隨著風光發電裝機規模疾速增長，新型儲能需求明顯增添，同時隨著相關支撐政策陸續出臺、技術不斷進步，我國新型儲能產業呈現出爆發式增長態勢。
根據國家動力局數據統計，2023年，我國新型儲能新增裝機規模約2260萬千瓦/4870萬千瓦時，較2022年末增長超過260%，約為“十三五”末新型儲能裝機規模的十倍。
截至2023年末，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達3139萬千瓦/6687萬千瓦時，均勻儲能時長2.1小時，已成為全球第一年夜儲能市場和儲能產品供給國家。截至2024年9月底，我國新型儲能裝機規模進一個步驟擴年夜，已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，較2023年末年夜幅增長約86%。
自2017年輕海省初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加力，相繼印發《關于加速推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施計劃》《新型儲能標準體系建設指南》《關于進一個步驟推動新型儲能參與電力市場和調度運用的告訴》《關于促進新型儲能并網和調度運用的告訴》等相關指導政策，對新型儲能的發展路線、進步有用應用率等方面作出相關指導和請求。
同時，在政策引導下，各處所當局陸續實施新動力強制配儲政策，全國已有28個省區市出臺10%~20%新動力強制配儲政策，強制配儲占電源側儲能比重超過80%。根據國家動力局數據統計，截至2023年末，我國11省（區）新型儲能裝機規模超百萬千瓦，此中山東、內蒙古、新疆、甘肅和湖南裝機規模均超過200萬千瓦。2024年11月6日，工業和信息化部公開征求對《新型儲能制造業高質量發展行動計劃（征求意見稿）》的意見，對新型儲能未來發展目標、技術發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展態勢，重要技術路徑包含電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、氫儲能、熱（冷）儲能等。根據國家動力局數據統計，截至202玖陽視覺3年末，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位置。
二、 新型儲能盈利形式
新型儲能的盈利形式重要包含以下幾種形式：
1. 電力市場支出
由于電力產品的特開幕活動別性，電力系統的負荷存在峰谷變化的特征。為保證電力系統平安穩定經濟運行，近年來，各省統籌考慮當地電力供需狀況、系統用電負荷特徵、新動力裝機占比、系統調節才能等原因，慢慢完美峰谷電價機制。峰谷電價機制為新型儲能帶來潛在的經濟效益。
電源側新型儲能方面，配有儲能的新動力發電項目可在電網負荷低谷時將不克不及上網的多余電量充進儲能電池，在電網負荷岑嶺時將儲存的電量釋放上網。新動力發電項目可通過新型儲能系統晉陞發電設備的應用效力，下降限電率，增添上網電量賺取額外的電費支出，也可以通過能量時移賺取峰谷價差。
電網側獨立儲能方面，獨立儲能可作為市場主體參與電力現貨市場，在谷時以相對低價買進電量充進儲能系統，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，例如工業園區內儲能系統，可在用電低谷時充進活動佈置電量，在岑嶺負荷時將電量出售給園區內其他用電企業或自用，可賺取峰谷價差或包裝盒下降整體用電本錢。
2. 容量補償
今朝，我國尚未出臺國家層面統一的獨立儲能容量補償政策。針對新型儲能後期投資規模較年夜、投資回報期長的特點，國內部門省份提出獨立儲能電站容量補償機制，補償標準普通以儲能裝機容量或充放電量而定，補償資金由發電側或用戶側承擔。
圖表2 國內部門省份儲能電站容量補償政策
資料來源：聯合資信根據公開資料收拾
3. 容量租賃
隨著各省新增新動力項目對配套新型儲能的請求日趨嚴格，新動力項目公司或選擇自行建設配套儲能，或選擇租賃獨立儲能。新動力強制配儲的相關政策推動產生儲能的容量租賃市場，國內多個省份已出臺儲能容量租賃的相關指導價格。
此中，吉林、河南、廣記者會西和貴州的儲能容量租賃指導價格集中在1AR擴增實境50~270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。租賃刻日方面，年夜部門省份鼓勵簽署5~10年的長期租賃合同，道具製作廣西、廣東和江蘇等省份建議租賃刻日婚配新動力項目全性命周期。
4. 輔助服務
今朝，新型儲能的輔助服務情勢重要包含調峰和調頻。調峰服務重要按儲能的調峰電量獲得補償，補償單價在0.15~0.80元/千瓦時之間；調頻服務重要按調頻里程補償，根據機組相應AGC調頻指令的具體數據獲得補償，策展補償單價在0.10~15.00元/兆瓦之間。調峰及調頻服務的盈利形式可以實現電能的優化應用，進步動力應用效力，同時減少動力浪費和環境淨化。
三、 新型儲能對新動力
企業盈利性的影響
為把持變量，簡化測算變量影響，本報乞假設強制配儲項目收益重要來源于電費支出，本錢重要為建形成本；獨立儲能項目收益重要來源于峰谷價差下相對高價售電支出、容量租賃支出以及容量補償支出，本錢重要為相對低價購電本錢和建形成本。
此外，當前同區域風電和光伏機組建形成本趨同，且新增并網項目均為平價項目，整體執行當地火電指導電價，是以風電和光伏相應新型儲能項目標電費支出和建形成原形近。但由于光伏機組年等效應用小時明顯低于風電機組，且受資源條件限制發電時間更為集中，容量導致更為嚴包裝設計重的限電問題，是以在新型儲能項目可以足量調用的條件下，同樣規模的新型儲能項目對光伏機組收益正影響更年夜。
1. 強制配儲盈利性剖析
以位于新疆的新動力項目為例，根據政策請求及行業均勻程度看，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） 當前日均充放次數為0.3~0.5次，實際部門項目并未受電網調度（所有的折算為2小時的配儲，取0.5次），取日均放電次數0.25次；
（4） 充放效力約92%，充放深度約90%；
（5） 電價程度約0.25元/千瓦時；
（6） 全年應用天數為360天；
（7） 電池應用壽命約10年（直線法分攤10年零殘值折舊）；折舊本錢約占項目本錢的80%；
（8） 儲能EPC單位本錢約1~1.5元/千瓦時（取均值1.25元/千瓦時）；
（9） 儲能項目年應用小時=配儲時間×充放次數×全年應用天數；
（10） 單次發電量=機組容量×配儲比例×配儲時間×充放效力×充放深度；
（11） 年發電量=單次發電量×充放次數×全年應用天數；
（12） 年支出=年發電量×電價程度（或峰谷電價差）；
（13） 建形成本=機組容量×配儲比例×配儲時間×單位本錢；
（14） 年建設及運營本錢=建形成本/10（電池應用壽命·年）/80%；
（15） 年租賃本錢=機組容量×配儲比例×容量租賃本錢；
在基礎條件假設下，該儲能項目應用小時為180小時，相當于可晉陞該發電機組（100兆瓦項目）年應用小時36小時（180小時×20%）；項目年均支出約75萬元。
如以日均放電次數為變量，伴隨實際充放次數的進步，該項目年均應用效力和支出增幅明顯。該強制配儲單體項目本錢重要為折舊價格，年均本錢穩定。根據測算可得，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盈利。
除自建配儲項目外，發電企業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，增添新疆地區容量租賃本錢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盈利。
此外，在當前充放調用不充足的情況下，租賃儲能項目雖仍虧損，但短期租賃容量可必定水平減少當前投資本錢虧損及資金占用。經歷當前過渡期后，發電企業或將實現技術降本以及電池有用調度的雙項正收益。
圖表3 配儲項目收益情況
2. 獨立儲能盈利性剖析
仍以位于新疆的新動力項目為例，根據政策請求及行業均勻程人形立牌度看，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） 當前日均充放次數為0.3~0.5次，實際部門項目并未受電網調度（所有的折算為2小時的配儲，取0.5次），取日均放電次數0.25次；
（4） 充放效力約92%，充放深度約90%；
（5） 峰谷電價差約0.37元/千瓦時；
（6） 容量租賃支出300元/千瓦/年；
（7） 全年應用天數為360天；
（8） 電池應用壽命約10年（直線法分攤10年零殘值折道具製作舊）；折舊本錢約占項目本錢的80%；
（9） 儲能EPC單位本錢約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） 單次發電量=機組容量×配儲比例×配儲時間×充放效力×充放深度；
（13） 年發電量=單次發電量×充放次數×全年應用天數；
（14） 年發電支出=年發電量×50%×峰谷電價差；
（15） 容量補償=年發電量×50%×容量補償電價；
（16） 年租賃支出=機組容量×配儲比例×50%×容量租賃支出；
（17） 建形成本=機組容量×配儲比例×配儲時間×單位本錢；
（18） 年建設及運營本錢=建形成本/10（電池應用壽命·年）/80%；
根據上述假設，在基礎條件假設下，項目年均支出約350萬元；以日均放電次數為變量，伴隨實際充放次數的進步，該項目年均應用效力和支出增幅明顯。該本錢重要為折舊價格，年均本錢穩定。根據測算可得，預計日小貓濕淋淋的，也不知在這裡困了多久，看起來奄奄均充放1.1次的情況下，獨立儲能單體項目可實現盈利。此外，容量補償機制可必定水平減少項今朝期本錢虧損規模，但由于容量補償將于2026年掉效，是以長期看其對項目收益影響很小。
圖表4 獨立儲能項目收益（不含容量補償部門）情況
圖表5 獨立儲能容量補償支出（單位：萬元）
注：2024年內電價0.16元/千瓦時，2025年內電價0.128元互動裝置/千瓦時
四、 我國新型儲能
面臨的重要問題
在新型儲能產業規模疾速擴張的同時，市場機制不完美、儲能系統應用率低、平安監管待升級等問題凸顯。