新型储能产业发展路径和投资机会

新型储能产业发展路径和投资机会 01 新型储能发展及政策趋势 新型储能主要国家、行业政策 目录 发展规模情况 02 商业模式及收益来源分析 新能源+储能 共享储能方案 独立储能 压缩储能 结论及投资 03 结论 风险提示 五部门：大幅提升电化学储能装备可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制。 储能装备。大幅提升电化学储能装备的可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。 类型 文件名称 部门 出台时间 主要内容 顶层设计 关于加快推动新型储能发展的指导意见 国家发改委，国家能源局 2021/7/23 30GW发展目标2025、2030规划部署、重点任务 《“十四五”新型储能发展实施方案》 国家发改委，国家能源局 2022.3.21 聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线。开展不同技术路线分类试点示范。重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压缩空气等储能技术试点示范项目。推动火电机组抽汽蓄能等试点示范，研究开展钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。 《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 国家发改委，国家能源局 2022/6/7 对新型储能的总体要求、独立参与、联合参与、电网调峰、辅助服务、用户侧储能、电价机制等方面提出指引，储能发展迎来新机遇。 行业管理 新型储能项目管理规范（暂行） 能源局 2021/9/24 全生命周期管理；安全第一，明确权责；无歧视并网、科学调用 电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿） 国家能源局 2021/8/24 市场机制 电力辅助服务管理办法 国家能源局 2021/12/21 明确市场主体地位。增加品种，实现多重价值；建立分摊机制，扩大市场规模。 电力并网运行管理规定 国家能源局 2021/12/21 储能并网协议（试行) 国家能源局/国家市场监督管理总局 2021/12/28 价格机制 关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 国家发改委 2021/4/30 建立灵活的价格机制，拉大峰谷价差，用户侧储能更多盈利空间；探索电网侧储能价格机制 国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知 国家发改委 2021/7/26 可再生能源 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 国家发改委，国家能源局 2021/7/29 明确配置储能的比例及市场，形成更灵活的配置模式；奠定“十四五”时期源侧储能发展规模 技术&人才 《锂离子电池行业规范条件》 工业和信息化部 2021/12/20 单体能量密度>=145Wh/kg,电池组能量密度>=100Wh/kg,循环寿命>=5000次、容量保持率>=80% 1.1新型储能主要国家、行业政策 1.1新型储能主要国家、行业政策 新型储能规划明确提出技术创新方向。着力构建以企业为主体、市场为导向、产学研相结合 推动锂离子电池成本下降，压缩空气、飞轮、液流电池、储氢、储热/储冷等示范应用集中攻关超导、超级电容、钛酸锂电池等新型储能技术研发储备钠离子、液态金属、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术 的储能技术创新体系，加快推动成本下降、安全提升、效率提升，实现新型储能规模化应用。 新型储能多元化技术 技术创新方向 全过程安全 突破储能电池寿命快速检测和老化状态评价技术，研发梯次利用相关安全技术 突破电化学储能系统安全预警、储能电站整体安全性设计等关键技术 技术 开展储能多功能复用、虚拟电厂、云储能、市场化交易等关键技术研究 开展规模化储能系统集群智能协同控制、分布式储能系统协同聚合关键技术研究 智慧调控技术 重点关注： (一）依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。 （二）创新思路举措，鼓励新型储能规模化发展。 包括3项措施：一是通过优先并网、优先消纳政策 ，引导新能源项目积极配置新型储能设施；二是支持新建新型储能项目转为独立储能项目，鼓励发展大型独立储能电站；三是给予优惠电价政策，促进储能多元化发展。 （三）加强制度管理，促进新型储能规范化发展。 2021中国新增储能装机结构 1.2发展规模情况 截至2021年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到209.4GW，同比增长9%，抽水蓄能在中国和全世界 范围的储能占比都接近90%，但是该比例在逐年下降。新型储能中电化学储能的累计装机规模最大，占比接近 90%。 2011-2021全国储能累计装机量 2021年，中国压缩空气储能新增装机0.24GW，新增占比较小（2.57%）。液态空气储能也处在更为早期的示范阶段。 01 新型储能发展及政策趋势 新型储能主要国家、行业政策 目录 发展规模情况 02 商业模式及收益来源分析 新能源+储能 共享储能方案 独立储能 压缩储能 结论及投资风险提示 03 结论 风险提示 2.1新型储能（电化学储能）商业模式演进 新能源配置储能共享储能独立储能 1、增加新能源的并网成本，影响新能源收益；2、建设标准不统一，存在资产利用效率不高的问题； 新能源独有 多个新能源共享 新能源与电网共享 1）不再依托发电侧，电能量市场和辅助服务市场放开，明确储能的独立身份，独立调度；2）收益来源多样，容量电费+电能量市场套利+辅助服务市场套利； 1、规模化建设是有利于降低成本； 2、更加集中参与电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用率和收益率；3、采取租赁的方式来完成风光电站建设的配储要求。 全电力系统共享 储能获取收益的主要模式 政府补贴性政策收益 参与辅助服务获得补偿 减少弃电增加电费收入 参与市场获得峰谷价差 参与辅助服务获得补偿 因电化学储能具有响应快速的特点，能与火电机组较好地互补 。在火电厂加装电化学储能可以大幅提升综合调节性能指标， 加快储能投资成本的回收时间。 政府补贴性政策收益 南方能监局和新疆发改委针对本辖区管理范围内的储能提出不 同的补贴政策；安徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策。 减少弃电增加电费收入 在新能源弃风弃光率较高的地区，利用储能设备将因送出受限而造成的弃风弃光电量进行储存，在其余时间放电上网，提高光伏和风电的利用率。 参与市场获得峰谷价差 用户侧储能主要依靠峰谷、峰平价差进行套利。目前在北京、 江苏、广东等地具备一定盈利空间。 2.1新型储能（电化学储能）商业模式演进 传共 统享 储储 能能 2.2新能源配置储能 黑龙江 吉林 新疆 辽宁 甘肃 内蒙古 青海 宁夏 北京 河北天津 山西山东 西藏 陕西河南 江苏 上海 四川 湖北 安徽 重庆 浙江 湖南江西 贵州 福建 钓鱼岛 云南 广西 台湾 发布文件提出新能源配 置储能的省份 广东 香港 澳门 海南 序号 省份 比例 1 青海 10%，2h 2 甘肃 5%-10%，2h 3 新疆 25%，4h 4 内蒙 15%，2h/4h 5 宁夏 10%，2h 6 山东 10%，2h 7 辽宁 15%，光3h/风4h 8 河北 10%-15%，3h 9 山西 部分地区10% 10 天津 光15%/风20% 11 陕西 部分地区10%，2h 12 河南 10%-20%，2h 13 湖北 10%，2h 14 安徽 5%，2h 南海诸岛 15 江苏 8%-10%，2h 16 浙江 10%-20%，2h 17 江西 10%，1h 18 湖南 光5%/风15%，2h 19 广西 光15%/风20%，2h 20 海南 10% 发布文件并公布地方补 贴政策的的省份 尚未发布相关文件的省份 截止2022年6月，21省市明确提出储能补贴 2.2新能源配置储能 新能源配置储能在增加初始投资的同时，可以提高新能源消纳，减少弃光、弃风率。以南方五省为例，分析配置储能对光伏项目的影响。以100MWp光伏项目为例，分析结果如下： 广东 广西 云南 贵州 海南 储能配置 10%，2h 15%，2h 10%，2h 10%，2h 10%，2h 静态投资（元/W） 4.4 4.6 4.4 4.4 4.4 平均首年等效利用小时 1042.63 973.84 1300.29 836.51 1223.04 2021年弃光率 0 0 0.2 0.4 0 燃煤发电基准价 0.453 0.4207 0.3358 0.3515 0.4298 LCOE（7%） 0.456 0.496 0.358 0.556 0.386 LCOE（7%）不配储能 0.422 0.44 0.33 0.513 0.356 LCOE增加 0.034 0.056 0.028 0.043 0.03 2.2新能源配置储能 以南方五省为例，分析配置储能对陆上风电项目的影响，以100MWp风电项目为例，分析结果如下： 广东 广西 云南 贵州 海南 储能配置 10%，2h 20%，2h 10%，2h 10%，2h 10%，2h 静态投资（元/W） 6.9 7.3 6.9 6.9 6.9 年等效利用小时 1741 2319.7 2648.7 1833.3 1672.3 2021年弃风率 0 0 0.1 0.5 0 燃煤发电基准价 0.453 0.4207 0.3358 0.3515 0.4298 LCOE（7%） 0.415 0.328 0.273 0.394 0.432 LCOE（7%）不配储能 0.393 0.295 0.258 0.373 0.409 LCOE增加 0.022 0.033 0.015 0.021 0.023 2.3共享储能 2021年7月，国家发改委、国家能源局发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出鼓励可再生能源发电企业以自建、租赁、购买的形式满足储能配额要求。在容量租赁+调峰补偿的商业模式下，部分省份已建成投运共享储能电站，以青海、湖南共享储能商业模式较为典型。 省份 收益来源 说明 青海（市场化） 双边市场化调峰辅助服务交易 共享储能电站与新能源场站通过双边协商或辅助服务交易平台开展调峰辅助服务交易 电网调峰补偿 市场交易后剩余容量可参与电网调峰，获得电网调峰服务补偿，价格为0.5元/kWh 湖南（非市场化） 容量租赁 租赁可视同可再生能源储能配额，年租赁费市场价格约为450-600元/kW 电网调峰补偿 深度调峰储能电站按充电电量报价，报价上限为500元/MWh 2.3共享储能——青海共享储能 纯市场化 共享储能的运营模式 青海省电力公司基于区块链技术的辅助服务市场化运营平台 共享储能调峰： 双边协商交易 由储能电站有风电场、太阳能电站开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量，并通过调度机安全校核后执行的交易。 主要适用于年度和月度中长期辅助服务交易。 市场竞价交易 由储能电站与风电场、太阳能电站根据市场需求通过向辅助服务交易平台提交包含交易时段、交易电力、交易电量、交易价格等内容的交易意向，调度机构进行安全校核后执行的出清交易。 主要适用短期辅助服务交易。 共享储能电站准入条件： 发电企业、用户计量出口外并网或直接接入电网侧的储能电站，满足电力调度机构监控、记录其实时充放电状态要求，具备作为独立主体参与市场交易资质 充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。 具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收和执行调度机构A