产业金融视角下储能商业模式探讨-风能大会1017-华能天成林佳荔.pdf

1、产业金融视角下储能商业模式探讨产业金融视角下储能商业模式探讨2023年10月17日 目 录01当前储能发展特点02储能商业模式分析03储能发展制约及建议当前储能发展特点011.1储能行业发展状况 2022年，新型储能全年新增装机规模6.9GW/15.3GWh，同比增长187%。2023年上半年，新型储能新增装机规模8.0GW/16.7GWh，超过去年全年，2023年预计全年新增23GW。中国新型储能市场累计装机规模历年抽水蓄能和新型储能累计装机量占比数据来源：中关村储能联盟13077128%00.20.40.60.811.21.41.61.802000400060008000100001200

2、014000201120122013201420152016201720182019202020212022装机规模（MW）年增长率1.2 储能行业发展基础在新能源发电量突破一定“阈值”之后，对灵活性调节资源的边际需求将越来越大。根据国际能源署（IEA）的指导建议在风、光发电量占比在24%-50%之间时，电网稳定性面临挑战，所有电厂均需配置储能灵活运营。阶段阶段电力系统对灵活性资源的需求电力系统对灵活性资源的需求风光风光发电量发电量占比占比第一阶段第一阶段对系统基本没有影响；在发电厂的并网点产生极少的局部影响；0-3%（3个）第二阶段第二阶段负荷与净负荷之间的变化日益明显；需要改进系统运行方式

3、，更充分地利用现有系统灵活性资源3%-13%（10个）第三阶段第三阶段供需平衡难度加大，需要系统性地提高电力系统灵活性；现有设施和改进运行方式难以满足灵活性需求，需要对新的灵活性进行投资13%-23%（12个）第四阶段第四阶段某些时段，风光发电量足以提供大部分电力需求；系统运行需要加强受到扰动后迅速响应的能力；风光电站也要提供频率响应服务，如一次调频和二次调频24%-50%（6个）第五阶段第五阶段风光发电量经常超过电力需求，出现负净负荷的结构性过剩；某些时段完全由风光发电量支撑，不需要火电提供负荷；需要转移用电需求，以及通过电气化创造新需求，增加与相邻系统的电力交换；50%第六阶段第六阶段主要

4、挑战是在风能和太阳能可用率持续较低时(比如数周)如何满足电力需求。需要季节性储能，以及应用氢等合成燃料。50%1.2 储能行业发展基础阶段阶段省份省份第四阶段第四阶段青海、河北、甘肃、吉林、黑龙江、青海、河北、甘肃、吉林、黑龙江、宁夏宁夏第三阶段第三阶段内蒙古、河南、新疆、山西、辽宁、西藏、山东、湖南、内蒙古、河南、新疆、山西、辽宁、西藏、山东、湖南、陕西、江西、江苏、广西陕西、江西、江苏、广西第二阶段第二阶段安徽、湖北、贵州、附件、浙江、云南、海南、天津、广安徽、湖北、贵州、附件、浙江、云南、海南、天津、广东、上海东、上海第一阶段第一阶段重庆、四川、北京重庆、四川、北京数据来源：智汇光伏1.

5、3储能行业阶段特点从行业发展历史来看，当前新型储能仍处于发展初期阶段，动态考虑供需。技术路线多元01发展速度快0203锂电产业链体系基本建成04储能发展趋势图商业模式尚不成熟政策电力市场成熟度、技术降本储能商业模式分析022.1 储能电站的主要类型独立储能电站独立储能电站用户用户侧储能电站侧储能电站峰谷价差收入综合收益实际收益收益分成-+其他收益=容量租赁收入容量租赁收入独立储能独立储能 调频收入 调峰调峰收入收入 现货套利收入现货套利收入 旋转备用 黑启动 独立储能用户侧储能2.1 储能电站的主要商业模式2.2 部分区域独立储能商业模式对比 容量租赁收入现货市场套利辅助服务收入容量补偿收入其

6、他收入山东（调频0.1）湖南（深度调峰）广东 （调频+调峰）甘肃（调频）宁夏（调峰）浙江 （多种）河南（调峰）广西（调峰）2.2.1 山东独立储能商业模式容量租赁收入 租赁费指导价为300元/kW年现货市场套利 电价低谷时段充电，电价峰值时段卖电辅助服务收入 储能设施调频贡献率设置为0.1，当前暂无独立储能设施参与辅助服务容量补偿收入 独立储能获取容量补偿标准有较大政策不确定性，已进行两次修改2.2.2 宁夏独立储能商业模式容量租赁收入 经调研，规模为10MW/20MWh的储能电站租赁费用在260元/年左右，租赁期限以中短期合约为主。辅助服务收入 深度调峰报价最高限价为0.6元/kWh，保障2