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储能：新型电力系统关键环节
1.1、高比例新能源接入为主要特征的新型电力系统面临新挑战
构建新型电力系统是实现碳中和的基本路径。
碳中和背景下，我国到 2030 年非化石能源在一次能源消费结构中占比要达到 25%以上，到 2060 年要实现碳 中和目标，未来能源结构将会形成以电力为主的格局，而电力的生产将向清洁能 源为主切换。
所以构建以新能源为主体的新型电力系统是实现我国能源结构转型、 达成碳中和目标的重要保障和基本路径。
新型电力系统以新能源为主体，智能化为手段，源网荷储一体化为支撑。
新型电力系统是以新能源为供给主体，以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以坚强智能电网为枢纽平台，
以源网荷储互动与多 能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本 特征的电力系统。
新型电力系统具有两高特征，即高比例新能源和高比例电力电子化。
用新能源发电取代火电，用电取代化石能源，实现电力生产清洁化，以及交通、建筑、工业等终端领域电气化，从而实现整个能源结构的脱碳。
非化石能源发电量占比和终端电气化率到 2060 年均超过 90%。
新型电力系统关键变化在于非化石能源在一次能源消费中占比、非化石能源发电量在总发电量中 占比、终端电气化率等。
新型电力系统需要大幅提高非化石能源在一次能源消费 中的占比，到 2060 年达到 89%；
大幅提高电力在终端能源消费比重，2060 年达到 91.82%；
大幅提高非化石能源发电量在总发电量中的比重，到 2060 年达到 92.73%。
高比例新能源接入带来电力系统新挑战。将可再生能源作为主要的发电端将带来电力系统发电特征的变化，尤其是风光出力与负荷存在不平衡，弃风弃光问题亟 待解决。
新型电力系统面临新挑战：
1）发电侧：风光发电占比快速提升。
由于风光具有波动性和间歇性的特征，随着 其在电力系统中渗透率的提升，新增风光项目存在有序接入难、高效并网难、调控消纳难等问题。
2）用电侧：社会电气化程度提高，新型用能主体增加，存在更多的尖峰负荷冲击， 负荷不稳定性增加。新能源装机对消纳能力挑战逐步显现。
截至 2022 年 8 月，国内风电装机容量占比 13.97%，光伏装机容量占比 14.19%，新能源装机比例的快速提升对电网消纳能力 构成了挑战，加强储能系统建设的必要性逐步显现。
1.2、储能是构建新型电力系统的关键环节
储能是构建新型电力系统不可或缺的关键环节。
构建新型电力系统需从源网荷 转向源网荷储，储能是能源结构转型的关键环节和重要推手，加快储能产业的 发展对构建清洁稳定的能源供给体系和健康安全的能源消费体系至关重要。
储能本质上是对能量供需不匹配问题的解决，对能源在生产与消费上的耦合至关 重要，具有平衡实时功率、提高电力系统容量系数、转移能量等功能。
1）在电源侧，储能系统可以改善新能源出力与负荷在时间和空间上的不平衡性， 减少弃风弃光，提高新能源消纳能力；
2）在电网侧，储能系统能够减少对电网扩容的需求，降低电网建设成本，提高电 网安全性与稳定性；
3）在用户侧，储能系统能够带来峰谷价差套利，减少用电成本，分布式储能还能 提高用户自身对电力的控制能力。
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顶层设计不断完善，市场化步伐急速
2.1、解决新型储能行业发展痛点，实现储能可持续健康发展
我国新型储能行业发展逐步进入商业化初期阶段。
我国新型储能行业发展已从前期的示范应用阶段逐步进入商业化初期，根据《关于加快推动新型储能发展的指 导意见》的规划，到 2025 年我国新型储能全面进入规模化发展阶段，到 2030 年 实现全面市场化发展。
要实现新型储能发展目标，目前面临两大痛点：
1）收益模式问题亟待解决。
在收益模式上：一方面，收益模式需要解决成本主 体和获益主体不一致的问题。
历史来看，储能及辅助服务相关成本主要由发电 侧分摊，目前通过建立共享储能商业模式、将容量电价并入收益范围等举措，将 投资主体与获益主体进行统一。
另一方面，收益模式还需要解决收益来源单一 的问题。
随着分时电价机制和电力辅助服务市场机制不断完善，储能收益途径不断拓展，收益来源单一问题有望得到进一步缓解。
2）成本和安全问题亟待优化。
一方面，技术发展推动现有电池储能系统受益规模 化持续降本将进一步有效解决成本问题。
另一方面，多种新技术持续进入实验、 试点示范、商业化运行，推动储能实现降本增效。
2.2、顶层设计不断完善储能商业模式
顶层设计不断完善储能商业模式。
2021 年以来，针对储能行业商业模式的制度不断优化，改善新型储能发展的商业环境：
2021 年 7 月，发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确储 能发展规划，并提出 2025 年 3000 万千瓦以上规模计划；
2021 年 12 月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务 管理办法》新增了新型储能为独立市场主体，新增转动惯量、爬坡、调相等辅助服务品种，建立用户参与的分担共享机制，对储能行业的发展形成实质性利好；
2022 年 3 月，国家能源局发布推进电力现货市场建设工作通知，明确加快建 设全国统一电力市场体系，以市场化方式促进电力资源优化配置。
2.3、多管齐下加快新型储能市场化步伐
多管齐下加快新型储能市场化步伐。
在发改委、能源局发布的《十四五新型 储能发展实施方案》中明确，要推动新型储能作为独立主体参与电力市场交易，
推广共享储能等新型商业模式，加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰电 价机制等，切实推动新型储能向市场化迈进。
我国储能行业正处于转向市场驱动的关键过渡时期，该方案的出台将极大利好未来五年我国储能行业的加速发展。
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表前关注共享独立储能，表后初步具备经济性
储能应用场景广泛，可分为电源侧、电网侧和用户侧三大场景七大应用方式。
电源侧：
（1）风光配储：利用储能系统实现可再生能源发电的平滑输出，提升电能质量， 提高电力输出稳定性，增加上网电量；
（2）火电联合调频：根据电网指令，在电网出现频率波动时，替代原有机组出力， 响应调频指令，获得联合调频补偿。
电网侧：
（3）有偿调峰：通过储能系统充放电实现调峰，获取调峰补偿。
减小配电网投资，缓解用电峰值期间的电网负荷压力；
（4）独立调频：根据 AGC 指令快速精准调频，平滑电网频率，提高电网运行效率和安全稳定性水平，获取调频补偿；
（5）其他服务：电力辅助服务，黑启动，调压等。
用户侧：
（6）削峰填谷：使用储能系统在低电价时储能，高电价时放电，从而在不改变用 户行为的情况下，帮助用户节约用电成本；
（7）需量调节：不影响正常生产的情况下，通过降低最高用电功率，从而节省基 本电费，获取节省的需量电费收益。
表前应用仍是国内装机主要来源。根据 CNESA 数据，2021 年国内新增储能装机中，41%来自于电源侧储能，35%来自于电网侧储能，表前应用合计占 2021 年国 内储能装机比例达到 76%。
其中将电源侧拆分来看，新能源配储依旧是电源侧储 能的下游核心应用，2021 年占电源侧装机比例超过 70%。
新能源强制配储为电源侧装机发展提供有力支撑。
在发改委 2021 年 7 月《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》中，
明确提出了超过电网企业保障性并网以外的可再生能源装机规模，按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力。
在新能源消纳压力逐步增加的背景下，去年下半年以来各地也逐步明确了新能源强制配储的要求。
光伏电站配储目前仍不具备经济，共享储能优于自建储能。
假设光伏电站年利用 小时数 1300 小时，限电率 5%的情况下，配储比例 15%，配储时长 2 小时的情况 下，
储能系统年工作天数330天的情况下，通过自建方式为光伏电站配置储能盈利能力降低，IRR 相较不配储的情况下降 1.32%；
如果通过租赁共享储能的方式 完成电站配储，在租金 300 元/kw/年的情况下，IRR为 5.69%，虽然仍旧低于不配储的情况，但是相较于自建储能 IRR 提升 0.28%。
共享储能具有易于调度、质量可控、收益多元等多重优势。与1 对 1的传统储 能项目相比，1 对 N的共享储能将显著缩短投资回收周期，提高项目收益率。
1） 成本：规模效应下降低配储建设成本，节省日常运维成本，促进新能源科学消纳；
2）收入：一站多用参与调峰调频等电力辅助服务，租金收入叠加补贴收入， IRR 有望达到 8%以上。
未来随着技术进步叠加规模效应，共享储能度电成本在 十五五期间将接近抽蓄水平，收益前景可观。
目前已公示共享储能项目总规模超 12GW/24GWh。
截至 2021 年底，共有 84 个 共享储能项目通过备案或公示，主要分布在内蒙古等 9 个省份，项目总规模超 12GW/24GWh。其中湖北省项目数目最多，共 24 个。
同时，共享储能单个项目规 模越来越大，配套时长在 2 到 4 小时，目前已有 7 个项目规模达到 1GWh，其中 6 个位于河北省，1 个位于宁夏省。
多地政策明确提出发展共享储能。2021 年宁夏、青海、山东等七省先后在政策中明确提出建设发展共享储能，义乌市也发布细则鼓励推广共享储能商业模式。
电网侧的储能主要用于支持可再生能源并网和电力辅助服务。
电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能 生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水 蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，
电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统 高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。
电力辅助服务遵循谁提供、谁获利；谁受益、谁承担的原则。
为电力系统运 行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电侧并网主体、市场化电力用户等并 网主体共同分摊；
为特定发电侧并网主体或特定电力用户服务的电力辅助服务， 补偿费用由相关发电侧并网主体或相关电力用户分摊。
独立储能参与调峰暂时不具备经济性。
电价市场化改革是未来重要方向，以山东省 100MW/200MWh 独立储能电站为例，不考虑容量租赁的情况下，假设储能系统循环寿命 6000 次，年调用次数 300 次，
EPC 成本参考近期中标价格假设为 2 元/Wh，在峰谷价差为 0.6 元/KWh 的情况下，IRR 仅为 2.32%，独立储能单独参与调峰的经济性较差。
独立储能参与调峰经济性的实现仍需较大优化。
在8%的内含回报率的要求下，以目前 0.6 元/KWh 峰谷价差测算，EPC 成本需要降至 1.3 元/Wh 左右时才能具备经 济性；
如果假设 2 元/Wh 的 EPC 成本不变的话，对应峰谷价差超过 0.9 元/KWh 的时候独立储能调峰也将具备经济性，目前仍有较大优化空间。
容量租赁有助提升收益率。
独立储能可以通过将容量租赁给新能源发电企业，获取稳定租金收益来提升自身回报率。在目前 15 万元/MW 的租赁价格，20%出租比例的情况下，独立储能电站 IRR 可以提升至 4.80%。
独立储能电站调频经济性更优。
以山东省 30MW/30MWh 独立储能电站为例，假设电池寿命 10 年，有效调频响应持续时间和间隔时间分别为 3 分钟和 2 分钟，调频综合指标 K 为 1，里程补偿标准 8 元/MW，
年运行天数 330 天，参考上半年调 频电站中标价格，假设 EPC 单价 2.3 元/Wh 的情况下，独立储能电站调频 IRR 可 以达到 16.81%，经济性相较于调峰明显改善。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
（报告出品方/作者：兴业证券，王帅、孙曌续）
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