储能行业报告：储能商业模式之发电侧储能

通过几天的分享，前面我们了解了中国储能行业发展的背景、目前主要的储能技术概况、以及储能产业规模和国内外新型储能发展现状，今天，中国出海半导体网将会根据储能下游不同的应用场景来讲述储能商业模式的情况，发电侧储能目前市场的商业模式发展如何？一起往下看。

储能下游应用场景主要可分为发电侧、电网侧、用户侧等，在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出（图13）。

图13：储能下游应用场景示意图

截至2022年底，中国已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在发电侧，总能量6.8GWh、占比48.4%，其次为电网侧（38.7%）和用户侧（12.9%）。从细分领域来看，发电侧以新能源配储（81%）应用为主，电网侧以独立储能（89%）为主，用户侧以工商业（42%）应用为主（图14）。

图14：2022年中国电化学储能应用场景累计分布情况

发电侧储能的应用场景和商业模式分析

发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站等发电上网关口内建设的电储能设施或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施²¹。发电侧储能包括以抽水蓄能为主的传统储能和以电化学储能为代表的新型储能，本节主要探讨电化学储能在发电侧的应用场景和商业模式。

多地出台新能源强制配储政策，新能源并网成为电化学储能主要应用场景

风电和光伏的间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃光”现象。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动，不仅可以提高能源在当地的消纳能力，也可以辅助新能源的异地消纳。目前，新能源发电侧储能仍处于探索阶段，国家密集出台政策促进发电侧储能的发展。

从全国性政策看，2021年7月，国家能源局印发的《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“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”2021年7月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“要大力推进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。”

从地方性政策看，各地发电侧政策可主要分为两类。一是多数省（直辖市）要求新能源项目必须按一定功率配比配置发电侧储能，新能源配置储能比例为5%-20%，配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时（表7）。二是是给予储能项目补贴，补贴政策可分为投资补贴和运营补贴。全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，各省规划的新型储能发展目标合计超过6,000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3,000万千瓦目标的两倍²²。

表7：部分省市可再生能源储能配置要求

运营模式：新型储能电站以工程总承包（EPC）为主

工程总承包指能源公司或公用事业公司通过框架协议直接向电池厂商采购电池系统，项目所有者/开发商直接与电池厂商签订协议，以维护电池系统的稳定供应。由于以风电、光伏为代表的新能源发电站EPC项目，业主在建设期或者建设期+运营期有融资需求，在项目开发中，往往引入融资租赁²³。“EPC+融资租赁”模式中融资租赁公司（出租人）根据业主（承租人）的需求出资向EPC方（供应商）购买全部或部分新能源电站设备，然后出租给业主，而业主在合同约定的租赁期限内，向融资租赁公司支付租金（图15）。

图15：“EPC+融资租赁”运行模式

电化学储能电站经济性分析

成本分析:电化学储能电站总投资成本较高，电池及储能系统是主要成本

储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费等。电化学储能电站成本的主体是电池及储能系统。根据云南省能源研究院数据，对于锂电池电化学储能，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装工程费分别约占1%，建筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%（图16）。

图16：电化学储能电站成本构成

项目设备购置费用中占主导的是储能电池系统。储能电池系统主要包括电池、PCS(双向变流器)、BMS（电池管理系统）和EMS（能源管理系统）等。以上市公司星云股份为例，其电池成本占59%、PCS占16%、BMS占13%（图17）。

图17：储能系统设备成本构成

新能源电站配储加大初始投资成本，发电侧自建储能压力大

新能源强制配储会加大项目初始投资成本。根据中国能源报，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，发电侧自建储能面临一定困境²⁴。另外，由于受到配储容量与时长限制，储能对发电侧企业的消纳问题作用有限，部分企业选择弃电。以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率10%、4小时的储能，弃风率为20.6%，配置额定功率20%、4小时的储能，弃风率仍达19.7%²⁵。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿成本上涨，给企业带来较大压力。企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。

收益分析:在发电侧，储能的主要功能体现在提高新能源消纳，平滑新能源输出。这些功能催生储能在发电侧的收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入，以及减少的考核费用。

新疆探索对新能源储能电站所充电量进行补偿

为了激励新能源电站配储，新疆开始尝试对满足一定条件的新能源配储电站进行补偿。根据新疆2020年5月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，在风电场、光伏电站发电上网关口内建设的电储能设施，其充电能力可申报为自用容量和调峰可用容量，自用容量和调峰可用容量必须服从调度指令，并按照相应方式结算。

新规则的发布，为风电和光伏储能电站提供了两种不同的运行模式：一是申报自用容量。自用容量由所在风电场和光伏电站使用，释放电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算，不参与市场结算。电储能设施可与发电企业自行协商签订合同，放电上网电量视为该发电企业的上网电量，按照该发电企业的上网电价结算。在“弃光”较为严重的时期，光伏电站内储能系统选择储能为自用容量，存储于储能设备内的电量放出，按照发电企业的上网电价结算。新疆2021年投产的新能源平价项目目标上网电价为0.262远/千瓦时，当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价，按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持²⁶。也就是说储能减少“弃电”的度电收益等于新能源上网电价。二是申报调峰可用容量。储能电站可自愿作为独立的电力用户，申报调峰可用容量，并根据实际调用情况进行结算。对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时²⁷。“弃光”逐渐减少，光伏电站内储能系统选择储能为调峰可用容量，被电网调用后，可获得0.55元/千瓦时的充电补贴。

推动新能源配储电站参与“两个细则”考核²⁸，减少考核支出

目前，各省尚未形成统一、规范的储能参与电力市场模式，对储能市场主体能够参与的市场模式、交易规则要求存在明显差异。国家能源局提出要加强储能并网运行管理，推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平²⁹。

我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。另外，新能源配储利用率低。新能源配储能运行策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。中电联对占全国新能源配储总装机量三分之二的新能源配储项目进行调研，新能源配储等效利用系数³⁰仅为6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各种应用场景中利用系数最低（火电厂储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%）³¹。这些因素导致新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。