新型儲能發展及商業模式0913.pdf

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1、新型儲能產業發展路徑和投資機會目 錄0101新型儲能發展及政策趨勢 新型儲能主要國家、行業政策 發展規模情況0202商業模式及收益來源分析 新能源+儲能 共享儲能方案 獨立儲能 壓縮儲能0303結論及投資 結論 風險提示五部門：大幅提升電化學儲能裝備可靠性，加快壓縮空氣儲能、飛輪儲能裝備的研制。儲能裝備。儲能裝備。大幅提升電化學儲能裝備的可靠性，加快壓縮空氣儲能、飛輪儲能裝備的研制，研發儲能電站消防安全多級保障技術和裝備。研發儲能電池及系統的在線檢測、狀態預測和預警技術及裝備。一、新型儲能發展及政策趨勢類型類型文件名稱文件名稱部門部門出臺時間出臺時間主要內容主要內容頂層設計頂層設計關于加快推動

2、新型儲能發展的指導意見國家發改委，國家能源局2021/7/2330GW 發展目標 2025、2030 規劃部署、重點任務“十四五”新型儲能發展實施方案國家發改委，國家能源局2022.3.21聚焦各類應用場景，關注多元化技術路線。開展不同技術路線分類試點示范。重點建設更大容量的液流電池、飛輪、壓。重點建設更大容量的液流電池、飛輪、壓縮空氣等儲能技術試點示范項目?？s空氣等儲能技術試點示范項目。推動火電機組抽汽蓄能等試點示范，研究開展鈉離子電池、固態鋰離子電池等新一代高能量密度儲能技術試點示范。拓展氫（氨）儲能、熱（冷）儲能等應用領域，開展依托可再生能源制氫（氨）的氫（氨）儲能、利用廢棄礦坑儲能等試

3、點示范。結合系統需求推動多種儲能技術聯合應用，開展復合型儲能試點示范。關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知國家發改委，國家能源局2022/6/7對新型儲能的總體要求、獨立參與、聯合參與、電網調峰、輔助服務、用戶側儲能、電價機制等方面提出指引，儲能發展迎來新機遇。行業管理行業管理新型儲能項目管理規范（暫行）能源局2021/9/24全生命周期管理；安全第一，明確權責；無歧視并網、科學調用電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）國家能源局2021/8/24市場機制市場機制電力輔助服務管理辦法國家能源局2021/12/21明確市場主體地位。增加品種，實現多重價值；建立分攤機制，擴大市

4、場規模。電力并網運行管理規定國家能源局2021/12/21儲能并網協議（試行)國家能源局/國家市場監督管理總局2021/12/28價格機制價格機制關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見國家發改委2021/4/30建立靈活的價格機制，拉大峰谷價差，用戶側儲能更多盈利空間；探索電網側儲能價格機制國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知國家發改委2021/7/26可再生能源可再生能源關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知國家發改委，國家能源局2021/7/29明確配置儲能的比例及市場，形成更靈活的配置模式；奠定“十四五”時期源側儲能發展規模技術技術&人才人才 鋰離子電

5、池行業規范條件工業和信息化部2021/12/20單體能量密度=145Wh/kg,電池組能量密度=100Wh/kg,循環壽命=5000 次、容量保持率=80%一、新型儲能發展及政策趨勢1.1新型儲能主要國家、行業政策技術創技術創新方向新方向新型儲能新型儲能多元化技多元化技術術推動推動鋰離子電池鋰離子電池成本下降，成本下降，壓縮空氣、壓縮空氣、飛輪、飛輪、液流電池、儲氫、液流電池、儲氫、儲儲熱熱/儲冷等儲冷等示范應用示范應用集中攻關超導、超級電容、鈦酸鋰電池等集中攻關超導、超級電容、鈦酸鋰電池等新型新型儲能技術儲能技術研發儲備鈉離子、液態金屬、固態鋰離子研發儲備鈉離子、液態金屬、固態鋰離子電池電池

6、等新一代高能量密度等新一代高能量密度儲能技術儲能技術全過程安全過程安全全技術技術突破電化學儲能系統安全預警、儲能電站整體安全性設計等關鍵技突破電化學儲能系統安全預警、儲能電站整體安全性設計等關鍵技術術突破儲能電池壽命快速檢測和老化狀態評價技術，研發梯次利用相突破儲能電池壽命快速檢測和老化狀態評價技術，研發梯次利用相關安全技術關安全技術智慧調控智慧調控技術技術開展規?；瘍δ芟到y集群智能協同控制、分布式儲能系統協同聚合開展規?；瘍δ芟到y集群智能協同控制、分布式儲能系統協同聚合關鍵技術研究關鍵技術研究開展儲能多功能復用、虛擬電廠、云儲能、市場化交易等關鍵技術開展儲能多功能復用、虛擬電廠、云儲能、市場

7、化交易等關鍵技術研究研究新型儲能規劃明確提出技術創新方向。著力構建以企業為主體、市場為導向、產學研相結合的儲能技術創新體系，加快推動成本下降、安全提升、效率提升，實現新型儲能規?；瘧?。1.1新型儲能主要國家、行業政策一、新型儲能發展及政策趨勢重點關注：(一）依托現貨市場，推動新型儲能市場化發展。包括4項措施：一是支持示范項目作為獨立儲能參與電力現貨市場，獲得電能量收益；二是允許示范項目容量在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益；三是對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益；四是支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得輔助服務收益。（二）創新思路舉措，鼓勵新型儲能

8、規?；l展。包括3項措施：一是通過優先并網、優先消納政策，引導新能源項目積極配置新型儲能設施；二是支持新建新型儲能項目轉為獨立儲能項目，鼓勵發展大型獨立儲能電站；三是給予優惠電價政策，促進儲能多元化發展。（三）加強制度管理，促進新型儲能規范化發展。一、新型儲能發展及政策趨勢一、新型儲能發展及政策趨勢1.2 發展規模情況截至2021 年底，全球已投運儲能項目累計裝機容量達到209.4GW，同比增長9%，抽水蓄能在中國和全世界范圍的儲能占比都接近90%，但是該比例在逐年下降。新型儲能中電化學儲能的累計裝機規模最大，占比接近90%。2021年，中國壓縮空氣儲能新增裝機0.24GW，新增占比較?。?.

9、57%）。液態空氣儲能也處在更為早期的示范階段。20112011-20212021全國儲能累計裝機量全國儲能累計裝機量20212021中國新增儲能裝機結構中國新增儲能裝機結構目 錄0101新型儲能發展及政策趨勢 新型儲能主要國家、行業政策 發展規模情況0202商業模式及收益來源分析 新能源+儲能 共享儲能方案 獨立儲能 壓縮儲能0303結論及投資風險提示 結論 風險提示2.1新型儲能（電化學儲能）商業模式演進二、商業模式及收益來源分析新能源配置儲能共享儲能獨立儲能1、增加新能源的并網成本，影響新能源收益；2、建設標準不統一，存在資產利用效率不高的問題；1、規?；ㄔO是有利于降低成本；2、更加集

10、中參與電網調峰調頻、回收棄電 等服務，提高儲能使用率和收益率；3、采取租賃的方式來完成風光電站建設的配儲要求。新能源新能源獨有獨有多個新能源共享多個新能源共享新能源與電網共享新能源與電網共享1）不再依托發電側，電能量市場和輔助服務市場放開，明確儲能的獨立身份，獨立調度；2）收益來源多樣，容量電費+電能量市場套利+輔助服務市場套利；全電力系統共享全電力系統共享儲能獲取收益的主要模式在新能源棄風棄光率較高的地區，利用儲能設備將因送出受限而造成的棄風棄光電量進行儲存，在其余時間放電上網，提高光伏和風電的利用率。減少棄電增加電費收入南方能監局和新疆發改委針對本轄區管理范圍內的儲能提出不同的補貼政策；安

11、徽省合肥市和江蘇省蘇州市出臺了地方性補貼政策。政府補貼性政策收益因電化學儲能具有響應快速的特點，能與火電機組較好地互補。在火電廠加裝電化學儲能可以大幅提升綜合調節性能指標，加快儲能投資成本的回收時間。參與輔助服務獲得補償政府補貼性政策收益參與輔助服務獲得補償減少棄電增加電費收入參與市場獲得峰谷價差用戶側儲能主要依靠峰谷、峰平價差進行套利。目前在北京、江蘇、廣東等地具備一定盈利空間。參與市場獲得峰谷價差二、商業模式及收益來源分析2.1新型儲能（電化學儲能）商業模式演進二、商業模式及收益來源分析傳統儲能共享儲能2.2新能源配置儲能二、商業模式及收益來源分析新疆西藏青海甘肅內蒙古寧夏四川云南海南廣西

12、貴州重慶陜西山西黑龍江吉林遼寧河北山東河南湖北湖南廣東江西福建安徽江蘇浙江香港臺灣澳門上海天津釣魚島北京南海諸島尚未發布相關文件的省份發布文件并公布地方補貼政策的的省份發布文件提出新能源配置儲能的省份序號序號省份省份比例比例1青海10%，2h2甘肅5%-10%，2h3新疆25%，4h4內蒙15%，2h/4h5寧夏10%，2h6山東10%，2h7遼寧15%，光3h/風4h8河北10%-15%，3h9山西部分地區10%10天津光15%/風20%11陜西部分地區10%，2h12河南10%-20%，2h13湖北10%，2h14安徽5%，2h15江蘇8%-10%，2h16浙江10%-20%，2h17江西

13、10%，1h18湖南光5%/風15%，2h19廣西光15%/風20%，2h20海南10%截止2022年6月，21省市明確提出儲能補貼二、商業模式及收益來源分析新能源配置儲能在增加初始投資的同時，可以提高新能源消納，減少棄光、棄風率。以南方五省為例，分析配置儲能對光伏項目的影響。以100MWp光伏項目為例，分析結果如下：廣東廣東廣西廣西云南云南貴州貴州海南海南儲能配置10%，2h15%，2h10%，2h10%，2h10%，2h靜態投資（元/W）4.44.64.44.44.4平均首年等效利用小時1042.63973.841300.29836.511223.042021年棄光率000.20.40燃煤

14、發電基準價0.4530.42070.33580.35150.4298LCOE（7%）0.4560.4960.3580.5560.386LCOE（7%）不配儲能0.4220.440.330.5130.356LCOE增加0.0340.0560.0280.0430.032.2新能源配置儲能二、商業模式及收益來源分析廣東廣東廣西廣西云南云南貴州貴州海南海南儲能配置10%，2h20%，2h10%，2h10%，2h10%，2h靜態投資（元/W）6.97.36.96.96.9年等效利用小時17412319.72648.71833.31672.32021年棄風率000.10.50燃煤發電基準價0.4530.4

15、2070.33580.35150.4298LCOE（7%）0.4150.3280.2730.3940.432LCOE（7%）不配儲能0.3930.2950.2580.3730.409LCOE增加0.0220.0330.0150.0210.023以南方五省為例，分析配置儲能對陸上風電項目的影響，以100MWp風電項目為例，分析結果如下：2.2新能源配置儲能2.3共享儲能二、商業模式及收益來源分析省份省份收益來源收益來源說明說明青海（市場化）雙邊市場化調峰輔助服務交易共享儲能電站與新能源場站通過雙邊協商或輔助服務交易平臺開展調峰輔助服務交易電網調峰補償市場交易后剩余容量可參與電網調峰，獲得電網調峰

16、服務補償，價格為0.5元/kWh湖南（非市場化）容量租賃租賃可視同可再生能源儲能配額，年租賃費市場價格約為450-600元/kW電網調峰補償深度調峰儲能電站按充電電量報價，報價上限為500元/MWh2021年7月，國家發改委、國家能源局發布了關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知，提出鼓勵可再生能源發電企業以自建、租賃、購買的形式滿足儲能配額要求。在容量租賃+調峰補償的商業模式下，部分省份已建成投運共享儲能電站，以青海、湖南共享儲能商業模式較為典型。共享儲能的運營模式青海省電力輔助服務市場運營規則(試行)（2020.12）共享儲能電站準入條件：發電企業、用戶計量出口外并

17、網或直接接入電網側的儲能電站，滿足電力調度機構監控、記錄其實時充放電狀態要求，具備作為獨立主體參與市場交易資質 充電功率在10MW及以上、持續充電時間在2小時及以上。具備自動發電控制（AGC）功能，能夠可靠接收和執行調度機構AGC系統實時下達的充放電指令，其調節速率、調節范圍、響應時間和調節精度等性能指標應滿足相關要求。青海省電力公司基于區塊鏈技術的輔助服務市場化運營平臺共享儲能調峰：雙邊協商交易由儲能電站有風電場、太陽能電站開展協商確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量，并通過調度機安全校核后執行的交易。主要適用于年度和月度中長期輔助服務交易。市場競價交易由儲能電站與風電場、太陽能電站根據市

18、場需求通過向輔助服務交易平臺提交包含交易時段、交易電力、交易電量、交易價格等內容的交易意向，調度機構進行安全校核后執行的出清交易。主要適用短期輔助服務交易。目前已并網的共享儲能項目，其電網調用調峰價格為0.5元/千瓦時；共享儲能調峰服務費用按月結算，由太陽能發電、風電共同分攤。儲能調峰結算費用=雙邊結算費用+單邊結算費用。2.3共享儲能青海共享儲能二、商業模式及收益來源分析純市場化純市場化湖南新能源側儲能租賃模式背景：湖南新能源裝機量迅速增長；儲能初始投資成本偏高；輔助服務市場限價0.2元/千瓦時，且峰谷價差較小，進而導致盈利空間嚴重不足；新能源側儲能租賃國網湖南綜合能源有限公司租賃10年儲能

19、企業儲能核心設備儲能電站建設新能源開發商出租使用功能實現電量消納運維檢修固定租金，固定租金，非市場化非市場化2.4獨立儲能具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。（南方區域：容量為10MW/1 小時及以上，直控型負荷，容量不小于30MW，最大調節能力不小于10MW）二、商業模式及收益來源分析獨立儲能應用場景大規模新能源地區調峰電網調峰各類輔助服務市場虛擬電廠直控從定價機制劃分，調峰補償分為固定補償和市場化補償兩種。我國早期主要對輔助服務進行固定補償

20、，2015年至今開啟對輔助服務市場化的探索。市場化調峰流程主要為：服務提供方在日前申報調峰價格和電量，調度機構以服務成本最小為原則進行排序，形成出清價格（即最后一名中標者申報的價格），所有中標者均以出清價格結算。調峰當日，服務提供方執行調度指令并最終獲得補償。二、商業模式及收益來源分析2.4獨立儲能模式模式代表地區代表地區/市場市場文件文件調度模式調度模式補償公式補償公式固定補償模固定補償模式式南網區域南方區域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）電力調度機構按照公平、公正、公開原則，結合系統調峰需要，下達調度計劃或指令要求獨立儲能電站進入充電狀態時，對其充電電量進行補償。充

21、電電量*24*補償標準R5 注：R5為常數，各省不同調峰競價模調峰競價模式式華北調峰市場第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場規則調度機構根據市場運營規則，按照報價從低到高的原則調用第三方獨立主體和火電機組，直至滿足出清時段調峰需求，完成華北市場邊際出清。市場出清結果作為充（用）電功率計劃下發第三方獨立主體。調峰電量*市場出清價格購電競價模購電競價模式式華中省間調峰市場新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則（試行）賣方主體申報的省間調峰輔助服務價格從高到低排序，直至滿足該時段的調峰需求，形成邊際出清價格及中標電力調峰電量*（服務賣出省省級電網企業代理購電價格-市場出清價-輸電價格）新

22、型儲能調峰定價模式新型儲能調峰定價模式調頻補償主要分為里程補償和容量補償，各地補償標準差異較大。從價格機制看，調頻市場化程度總體上低于調峰，部分區域未設立調頻市場，且未明確儲能的市場主體地位。在明確儲能可參加調頻的區域/市場中，調頻主要補償包括里程補償和容量補償兩種，部分地區還有現貨補償等其他形式，其中里程補償主要依據調頻里程計算，容量補償主要依據調用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償的計算方式也存在差異。各地新型儲能調頻規定各地新型儲能調頻規定二、商業模式及收益來源分析2.4獨立儲能區域區域/市場市場文件文件準入門檻準入門檻AGC里程里程/電量補償電量補償（元（元/MW）AGC容量補償

23、（元容量補償（元/MW）江蘇調頻市場江蘇調頻市場江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則（試行）充電/放電功率 10 MW以上、時長2h以上0.1-1.22福建調頻市場福建調頻市場福建省電力調頻輔助服務市場交易規則（試行）（2022年修訂版）充電/放電功率 10 MW以上、時長1h以上0-12960山東調頻市場山東調頻市場山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2021年修訂版）（征求意見稿）充電功率5MW以上、時長2h以上0-8甘肅調頻市場甘肅調頻市場甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則充電功率10MW以上、時長4h以上0-12安徽調頻市場安徽調頻市場安徽電力調頻輔助服務市場運營規則（征求意見稿）充

24、/放電功率10MW以上、時長2h以上0-6240廣東廣東南方區域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細則（征求意見稿）容量為5MW/1h及以上80元/MWh12廣西廣西20元/MWh5云南云南40元/MWh5貴州貴州80元/MWh10海南海南80元/MWh10獨立儲能盈利模式+電力市場收益 獨立儲能通過峰谷價差獲得充放電收益?，F貨市場 中長期市場輔助服務市場收益 深度調峰（全國）一次調頻（山西，南方區域）二次調頻（全國）無功調節（南方區域）容量補償收益 由新能源向獨立儲能電站支付一定的容量補償費用，以提高發電利用小時數。（南方區域30-40元/kw/月）二、商業模式及收益來源分析收益模式收益

25、模式推廣程度推廣程度深度調峰補償模式全國普遍推廣調峰補償+容量租賃模式湖南，寧夏，河南，廣西等現貨市場+容量租賃+輔助服務補償山東，廣東（待落地）22壓縮空氣儲能系統(Compressed Air Energy Storage,CAES)在儲能階段通過消耗電能將空氣進行壓縮儲存,在釋能階段將高壓空氣釋放通過膨脹機做功發電,是一種新型大規模電力儲能系統。2)空氣壓縮系統空氣壓縮系統3)壓縮換熱系統壓縮換熱系統4)熱量存儲系統熱量存儲系統1)高壓儲氣系統高壓儲氣系統5)膨脹換熱系統膨脹換熱系統6)膨脹發電系統膨脹發電系統7)發電并網系統發電并網系統1)2)3)4)5)6)7)二、商業模式及收益來源

26、分析2.5 壓縮空氣儲能23（1）當儲能時，電動機驅動多級壓縮機將空氣壓縮至高壓并儲存至儲氣裝置(可選用天然或人工鹽穴、管線鋼陣列等)中，完成電能到空氣壓力能的轉換，實現電能的儲存，在這過程中各級壓縮機的壓縮熱通過換熱器回收并儲存在蓄熱介質中，回收熱量后蓄熱介質儲存在熱罐中。（2）當釋能時，壓縮空氣從儲氣裝置中釋放并通過節流閥將壓力降至膨脹機進口壓力，隨后通入多級透平膨脹做功，完成空氣壓力能到電能的轉換，在此過程中，來自熱罐的蓄熱介質通入各級膨脹機的級前換熱器，加熱各級膨脹機進口空氣，釋放完熱量的蓄熱介質儲存到冷罐中。23壓縮空氣儲能電站補燃式（無蓄熱）非補燃式（蓄熱式）投資低需燃料效率低投資

27、較高綠色低碳工藝復雜效率較高有排放2.5 壓縮空氣儲能-技術原理二、商業模式及收益來源分析2424目前國內壓縮空氣技術，以中國能建、中國科學院工程熱物理研究所、清華大學、東方電氣集團為代表對壓縮空氣儲能電站進行了研究。新一代壓縮空氣儲能系統由壓縮空氣、高壓儲氣、多級回熱、透平發電四個子系統構成。（1）選址靈活，可選擇多種的儲氣裝置：可選用天然或人工鹽穴、管線鋼陣列等，隨著建造成本降低，可以逐步擺脫地理條件限制。（2）零排放，不需要燃燒燃料：由于采用儲熱設備，將空氣壓縮過程的壓縮熱存儲回收，從而不再需要燃燒燃料提供熱源(補燃型機組需摻入少量天然氣)。（3）儲能效率較高：額定運行效率可達50-70

28、%，比同等規模的國外壓縮空氣儲能電站高出約10%-20%。（4）單位成本較低：系統大規模產業化后的成本可達4000-6500元/kW或1000-1500元/kWh，同抽水蓄能系統單位成本基本相當，低于其他儲能技術。（5）系統壽命長：系統壽命為30-50年，其中間無需新增大規模投資。2.5 壓縮空氣儲能-技術特點二、商業模式及收益來源分析二、商業模式及收益來源分析2.5 壓縮空氣儲能-國家層面政策發布時間發布時間文件內容文件內容2019年12月工信部首臺（套）重大技術裝備推廣應用指導目錄（2019年版），壓縮空氣儲能系統也被列入，要求每套額定功率100MW；系統效率65%；壽命30年。2020年

29、3月中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要明確指出,構建現代能源體系,在氫能與儲能等前沿科技和產業變革領域，組織實施未來產業孵化與加速計劃，謀劃布局一批未來產業。要實施電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等儲能示范項目。2021年7月發改委、能源局印發關于加快推動新型儲能發展的指導意見明確，堅持儲能技術多元化，實現壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術進入商業化發展初期。2021年10月中共中央、國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見要求，加強綠色低碳重大科技攻關和推廣應用，加強電化學、壓縮空氣等新型儲能技術攻關、示范和產業化應用。2021年1

30、1月能源局、科學技術部“十四五”能源領域科技創新規劃提出要突破能量型、功率型等儲能本體及系統集成關鍵技術和核心裝備，滿足能源系統不同應用場景儲能發展需要，其中就包括開展大規模壓縮空氣儲能電站的示范試驗。2021年12月國家能源局電力輔助服務管理辦法明確，將電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪等新型儲能納入并網主體管理。鼓勵新型儲能、可調節負荷等并網主體參與電力輔助服務。增加服務品種、建立更加明確的成本疏導機制2022年1月發改委、能源局“十四五”現代能源體系規劃提出，加快新型儲能技術規?；瘧?，拓寬儲能應用場景，推動電化學儲能、梯級電站儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等技術多元化應用，探索儲能聚合利用、

31、共享利用等新模式新業態。2022年1月發改委、能源局“十四五”新型儲能發展實施方案指出，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段、具備大規模商業化應用條件，百兆瓦級壓縮空氣儲能技術實現工程化應用、關鍵技術是“十四五”新型儲能核心技術裝備攻關重點方向，依托利用廢棄礦坑儲能等試點示范。國家能源局解讀中指出，“十三五”以來，壓縮空氣儲能等技術創新取得長足進步，研究探索對發揮系統調峰作用的新型儲能，參照抽水蓄能管理并享受同樣的價格政策。2022年5月發改委辦公廳、能源局綜合司進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知，進一步明確了新型儲能市場定位，完善了相關市場機制、價格機制和運行機制

32、，有利于提升新型儲能利用水平。二、商業模式及收益來源分析2.5 壓縮空氣儲能-商業模式和盈利機制由于壓縮儲能空氣儲能項目在國內處于示范階段，國家暫無電價政策，在構建新型電力系統的大背景下，長遠角度看，壓縮空氣儲能此類大規模、長時間儲能很大概率能獲得合適的電價政策支持，考慮到壓縮數能與抽水蓄能在功能與技術特性上的相似性，因此向抽水蓄能商業模式看齊是大趨勢。1、新能源平價項目，光伏強配儲能將導致大部分地區光伏發電成本大于新能源平價項目，光伏強配儲能將導致大部分地區光伏發電成本大于上網電價。部分省份強配儲能導致風電度電成本大于上網電價。上網電價。部分省份強配儲能導致風電度電成本大于上網電價。三、結論

33、及投資建議結論2、新型電化學儲能的商業模式勢由新能源強配，共享儲能逐步過渡至獨新型電化學儲能的商業模式勢由新能源強配，共享儲能逐步過渡至獨立儲能，地區給予新型儲能的補貼政策頻發，新型電化學儲能迎來發展立儲能，地區給予新型儲能的補貼政策頻發，新型電化學儲能迎來發展風口。風口。3、獨立儲能各地區政策及盈利模式差異較大，目前已經浮現較為完整的獨立儲能各地區政策及盈利模式差異較大，目前已經浮現較為完整的盈利模式：容量電費盈利模式：容量電費+電能量市場套利電能量市場套利+輔助服務市場收益。收益能滿足輔助服務市場收益。收益能滿足行業基準投資收益。南方區域還需等待政策發文明確，可提前籌劃布局行業基準投資收益

34、。南方區域還需等待政策發文明確，可提前籌劃布局。4、壓縮空氣儲能正處于起步階段，隨著技術發展，鹽洞空間探明，壓縮、壓縮空氣儲能正處于起步階段，隨著技術發展，鹽洞空間探明，壓縮空氣儲能將作為抽水蓄能的強力補充，成為新型電力系統靈活性資源的空氣儲能將作為抽水蓄能的強力補充，成為新型電力系統靈活性資源的重要成員，未來有較大發展空間，發揮專業集成優勢，可提前研究布局重要成員，未來有較大發展空間，發揮專業集成優勢，可提前研究布局。4、現貨市場下電費價差不及預期風險：、現貨市場下電費價差不及預期風險：現貨市場下儲能電站主要依靠電費價差獲取收入，若價差水平不及預期，則可能導致項目收益率被拉低。三、結論及投資

35、建議1、儲能上游設備漲價風險：、儲能上游設備漲價風險：儲能電站初始投資成本受上游設備端價格影響程度較高，若未來上游電池及設備價格大幅上漲，則可能對儲能電站項目收益水平造成顯著影響。2、相關政策出臺及落地不及預期風險：、相關政策出臺及落地不及預期風險：儲能電站運營及收益模式受政策影響較大，若未來相關政策出臺及落地效果不及預期，則可能對電站運營與盈利造成顯著影響。3、儲能電站收益渠道拓展不及預期風險：、儲能電站收益渠道拓展不及預期風險：目前全國各地區儲能電站收益模式仍未統一，根據對儲能電站收益率的測算結果，是否進行容量租賃、是否參與電力現貨交易以及是否參與調頻輔助服務等均對電站收益水平影響較大，若

36、項目收益渠道拓展不及預期，則可能對其收益水平造成顯著影響。附件：各地新型儲能調峰（深度）規定各地新型儲能調峰（深度）規定各地新型儲能調峰（深度）規定區域區域文件文件儲能準入門檻儲能準入門檻補償標準（元補償標準（元/kWh）結算電量結算電量青海青海青海電力輔助服務市場運營規則（試行）充電功率10MW以上、時長2h以上0.5放電電量寧夏寧夏寧夏電力輔助服務市場運營規則充電功率10MW以上、時長2h以上0-0.6充電電量，損耗電量按標桿電價結算由電網回收福建福建福建省電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）按火電深度調峰出清價格結算，火電報價區間為0-10-1充電電量山東山東山東電力輔助服務市場運營規則

37、（試行）（2021年修訂版）（征求意見稿）充電功率5MW以上、時長2h以上0-0.4放電電量河北南網河北南網河北南網電力輔助服務市場運營規則調節容量不小于2MW、調節總量不低于2MWh報價上限不超過華北市場充電電量華北區域華北區域第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場規則（試行，2020版）調節容量不小于10MW、調節總量不少于30MWh0-0.6充電電量華中區域華中區域新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場 規則（試行）調節功率不小于5MW、調節容量不小于2.5 MWh報價下限0.12充電電量湖南湖南湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則調節容量不小于1MW、調節總量不少于1MWh0-0.6充電電量廣東廣東南方區域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細則容量為 5MW/1h及以上0.792充電電量廣西廣西0.396充電電量云南云南0.6624充電電量貴州貴州0.648充電電量海南海南0.5952充電電量