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储能受益环节详细梳理!

2022-11-28 19:43

【摘要】

目前新型储能行业还未建立成熟的商业模式,面临运营成本较高等问题,一定程度上制约了新型储能行业的发展。

事件:11月25日,国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》。从国家层面提出各省需探索建立容量补偿机制、健全电力辅助服务市场、加速推进电力现货市场,预计国内储能项目的收入模式将有望在全国层面捋顺。

重点内容梳理:

电力市场主体:包括各类型发电企业、电力用户、售电企业、储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等。推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

各地探索建立容量补偿机制:各地需结合实际需要,探索建立市场化容量补偿机制,用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。

辅助服务市场与现货市场相结合:做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接,加强现货市场与调峰辅助服务市场融合,推动与辅助服务联合出清,加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。

健全电力辅助服务市场:结合各地电力系统运行需要,建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制,探索爬坡等新型辅助服务交易品种,推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济;现货市场起步阶段,可单独开展调频辅助服务交易;具备条件时,电能量市场与调频辅助服务市场联合出清。

本次政策主要围绕三个方面:容量补偿、现货市场、辅助服务市场,预计将从国家层面加速探索国内储能的盈利模式,在装机规模、盈利能力、行业门槛三方面利好储能行业的发展。

1、装机规模方面,现货市场全面推广在即,独立储能有望从试点省份示范项目走向全国范围蓬勃发展:

试点省份独立储能示范项目发展较好。由于试点省份的现货市场套利给储能电站提供了一条盈利路径,因此,以山东为代表的试点省份的独立储能示范项目已能够实现收入和成本基本打平,独立储能项目发展较其他省份更快。

目前9省/自治区发布了共计10批次204个储能示范项目,总规模达19.1GW/48.4GWh,其中,山东、湖北、湖南的示范项目均有大规模的实质性进展,河北、广西、青海、河南、山西等地的项目还大多停留在可研阶段。

对风光电站而言,推广电力现货市场将提高配建储能、投资/租赁独立储能的积极性,从目前的纯成本项转向主动配储。市场存在担心,认为大面积推广现货市场或降低风光电站收入(风光发电高峰期通常对应现货电价低谷期),从而影响投资积极性。

需要明确的是推广现货市场将带动新能源电站配建储能的积极性,主动配建储能并提高利用率,可以将风光发的电存起来到高峰期再卖掉,换得更高收入。

2、盈利能力方面,现行最优的储能收益模式为山东的“现货市场峰谷价差套利+辅助服务收益+容量补偿收益+容量租赁收益”模式,电力现货新政可在多方面利好储能盈利提升,储能经济性改善确定性进一步增强:

现货市场套利:电价中枢抬升+峰谷价差拉大,储能套利空间有望放大。从电力现货试点区域情况来看:

1)电价中枢抬升:截至10月底,山东电力现货市场不间断长周期结算试运行304天,平均交易电价0.4737元/kWh,较燃煤发电基准电价上浮19.96%;南方(以广东起步)电力现货市场连续结算运行满一周年,日前现货均价约0.59元/kWh,较燃煤基准价上浮28%。

2)峰谷价差拉大:以山东试点为例,从今年Q1运行情况看,山东电力现货交易最低价格-0.08元/kWh,最高电价约0.5元/kWh,峰谷价差0.42元/kWh左右,因此储能“低买高卖”的度电收益为0.42元(如按上网标杆电价卖电,平均电价为0.39元/kWh,盈利空间很小)。

辅助服务收益:加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。征求意见稿指出,要做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接,加强现货市场与调峰辅助服务市场融合,推动与辅助服务联合出清,加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。过去主要是发电企业承担费用,目前广东、山西等已经有效往用户侧传导,预计未来向用户侧传导、明确一次调频补偿价格将成为趋势。

容量补偿收益:探索建立市场化容量补偿机制。征求意见稿指出,各地要结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制,用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全,储能有望受益。预计储能将参照火电标准进行补偿,储能利用小时数的上升意味着可以获得的容量补偿金额也会增加。

  • 行业门槛方面,随着电力市场机制建立健全,储能集成和运营的重要性及要求会逐步提升。部分省份不再要求强制配储(山西、陕西),与本次新规相对应,国家层面推动行业健康化发展成为趋势:

目前独立储能收益包括容量付费、服务付费,预计未来不与实际需求挂钩的租赁模式会被逐步替代,逐步解决新能源场站双重付费问题。

目前新能源电站租赁独立储能,只能获得并网许可,不能实际使用,因此既要付容量租赁费用,又要付辅助服务分摊费用;逐步取消强配政策,将能有效解决公平性问题,新能源电站可以租赁独立储能并根据租赁比例进行盈利的分摊,或自建储能实现现货市场等的收益。

  • 储能受益环节梳理

储能系统技术质量要求提高,集成环节盈利能力有望上行。征求意见稿提出,推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

若独立储能电站及新能源配套储能深度参与电力现货市场并从中获益,现有的储能并网容量与运行效果分离的局面将逐渐扭转,将对储能系统的充放电效率、使用寿命、电池安全性等提出较高要求,一定程度上提升了行业门槛,有望提升良币竞争力,进而带来集成环节盈利能力上行。

储能电站运营能力要求提高,峰谷电价预测及择时交易水平影响套利收益。由于日电价峰谷差波动较大,如果储能电站不能准确制定运行策略并设置合适的充放电价阈值,可能错失当日充放电机会或导致收益明显低于理论收益。

同时,高电价时段具有尖峰特性,持续时间可能在一刻钟至半小时,能否准确把握时间窗口,在最高电价时段有效放电,将对储能收益有重要影响。

相关概念股包括中国能建、芯能科技、三峡水利、南网储能、林洋能源等。

参考资料:

20221128-华鑫证券-电力设备行业周报:全国统一电力现货市场建立加速,利好储能发展

20221128-东亚前海证券-新材料周报:国家能源局发文推动储能参与电力现货交易

20221024-东吴证券-科士达(002518)修炼内功,携手龙头,光储充持续高增

本报告由研究助理协助资料整理,由投资顾问撰写。投资顾问:于鑫(登记编号:A0740622030003)

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