会议要点

1、储能行业发展与政策更新

· 储能行业重要性提升，政策支持力度加大，特别是在两会后，各省市政策陆续出台。

· 储能发展迫切，关注点包括收益机制、利用和调度问题。

· 国家电网公司关注储能，特别是独立储能发展，旨在解决新能源消纳和电网安全稳定运行问题。

· 新型储能装机规模增长，预计2025年将超过100GW，目前备案、在建及运行的总规模已达1.2亿千瓦。

2、储能政策趋势与市场动态

· 强配储政策未弱化，反而在加强，尤其在分布式光伏配储方面。

· 电网侧储能的利用率提高，尤其在新能源富集地区。

· 商业模式逐渐清晰，包括容量电价、融资租赁和市场化收入等。

3、储能经济性与盈利模式

· 独立储能的盈利模式包括容量租赁、电力现货市场和电力辅助服务市场等。

· 峰谷电价差异对用户侧储能经济性有影响，预计峰谷电价差异将扩大。

· 分布式光伏配储政策加强，尤其在互用光伏集中地区，如山东、安徽、河北、河南等。

4、投资者关注点与问答环节

· 储能行业的装机预测、峰谷电价差异、分布式光伏配储政策及其对电网的影响。

· 专家预测，到2025年新型储能装机将超过100GW，电网侧储能比例可能达到70%，且日均一冲一放的利用率可以实现盈利。

Q&A

Q：大数的盈利模式目前是否清晰？

A：大数的盈利模式目前相对原车已有改善，但仍不够清晰。主要盈利方式包括融资租赁，即第三方投资建设新能源项目并通过租赁方式获取收益，目前租赁市场越来越规范，租赁周期通常在3到6年，每千瓦时的租赁费用在150到160元，占全成本的一定比例。用户车在浙江有代表性，但在其他地方推广较慢。

Q：电力现货市场和电力辅助服务市场在储能盈利中的作用如何？

A：电力现货市场目前收益并不高，如山东的电力现货价差大约在0.55元到0.6元，储能通过电力现货市场获得的价差空间约为3到4元，难以覆盖大部分成本。相比之下，电力辅助服务市场，尤其是调峰服务，提供了更稳定的收入来源。例如，宁夏的调峰充电费用可达0.5元，新疆和湖南分别为0.4元和0.3元。辅助服务市场的发展速度快于电力现货市场，且在没有现货市场的情况下，辅助服务市场仍然存在。

Q：辅助服务市场的盈利模式和费用疏导途径是什么？

A：辅助服务市场的盈利模式主要通过调峰服务实现，目前放电政策尚未明确。费用疏导途径主要在发电侧内部，如甘肃电网产生的辅助服务费用由所有上网侧基础电力均匀分摊。政策上也允许向用户侧疏导，目前辅助服务市场费用占电费的2%左右，预计未来会逐渐提升，更多费用可能向用户侧疏导，为新型储能提供良好的疏导途径。

Q：大数未来的盈利方向和盈利模式的清晰度如何？

A：大数未来的盈利方向主要包括通过万能电价补偿一部分固定成本，融资租赁（可能与融资电价互斥），以及通过辅助服务，尤其是调峰服务来解决盈利问题。调频服务目前在某些地区如甘肃和山西有应用，但收益相对较低。整体来看，大数的盈利模式正在变得越来越清晰，尤其是在辅助服务市场的实际案例中，显示出大数在未来盈利途径上的明确方向。

Q：在当前原测调用率较低的情况下，为何各地还在加强配储比例？

A：这主要有两方面的动因。首先，由于当前经济形势不佳，许多地方政府将发展新能源和储能作为战略性新兴产业来拉动经济和就业。因此，在经济未过热的情况下，地方政府不太可能放松强制配储政策。其次，储能是解决电网运行和新能源消纳问题的关键。尽管目前电网潜力已基本挖掘完毕，且其他边界条件未有明显改善，但新储能是唯一的解决方案。此外，由于新能源尚未全面入市，目前仍以保障性收购为主，因此强配储能政策在当前环境下是合理的。

Q：预计到2024年和2025年，新增储能装机的规模以及电网侧和用户侧的比例和调用率的假设是什么？

A：到2025年底，新增储能装机累计将超过100G瓦。目前累计装机为35G瓦，预计今年新增40G瓦，累计将达到70多G瓦。今年在建的储能项目中，约75%为电网侧。预计今年新增的40G瓦中，大约70%将是电网侧的。至于调用率，目前尚难以对明年的情况做出准确判断，但预计电网侧的比例不会太低，可能维持在70%左右。这主要是因为电网侧储能主要用于解决新能源消纳和发展产业问题，而这些问题在短期内难以得到根本改善。

Q：储能设施的利用率和盈利情况如何？

A：储能设施的利用率目前相对较低，但网测利用率在某些地区如宁夏、青海、新疆和湖南已经较高。预计今年利用率可能会进一步提升，接近一天一充一放的状态。宁夏地区即使在一充一放的情况下也能实现盈利，其通过深调峰辅助服务和容量租赁，年收入可超过三千多万，总收益接近5000万。山东和山西的盈利情况则相对较差，但湖南可以达到类似宁夏的水平。目前，日均一充一放加上调控价格在5毛到6毛之间，以及融资租赁费用，可以使收益率维持在6.5%左右。

Q：峰谷电价差异的未来趋势如何？

A：峰谷电价差异近期呈现略微下行趋势，但这可能是短暂的。由于今年电力供应缺口较大，预计电力限量形势将比去年更严峻。特别是在7月和8月的高峰期间，预计尖峰负荷将同比增加约9%，峰谷电价差异可能会进一步扩大。此外，随着新能源的发展，峰谷电价差异预计也会逐步扩大，但尖峰电价可能保持相对稳定，而平时电价可能会进一步降低。

Q：关于光伏新增接入电力系统的影响，以及分布式光伏调控政策的理解和实施情况？

A：光伏新增接入电力系统将导致净复合曲线增大，预计未来供需形势将趋于平稳。今年可能是分布式调控的元年，特别是对于工商业分布式光伏，主要以自发自用为主。目前，分布式光伏调控主要集中在互用光伏，因为其对电网运行和安全平衡有实质性影响。对于一般工商业光伏，电网不太关注。在山东、安徽、河北、河南等地区，互用光伏的分布式调控政策已经开始实施，集中在互用光伏层面。江浙沪和福建地区对分布式光伏的配置相对较少。

Q：互用光伏的储能配置方式及其建设主体和收益模式？

A：互用光伏的储能配置有几种方式，包括单个项目配置和台区储能配置。单个项目配置适用于规模较大的光伏本体，如达到10兆瓦及以上。台区储能配置则是为所有接入的互用光伏项目提供有功和无功平衡服务，通常由业主或第三方投资建设，并通过租赁方式获取收益。目前，电话公司也在试点建设台区储能，但尚未纳入输配电价回收。高质量配电网文件出台后，地区正在尝试分布式储能和配电网升级改造。今年，互用光伏在台区的储能配置可能主要由第三方投资或由业主共同出资建设共享的分布式储能。电网公司大规模投资建设分布式储能可能还需要时间，因为相关政策尚未明确。

Q：独立储能的收益来源有哪些，能否举例说明其收入体量？

A：独立储能的收益来源主要包括容量租赁、容量电价、调频服务、现货市场等。以宁夏为例，通过深调控的辅助服务，可以实现全年365天每天一充一放，收益计算基于每天充电电量乘以调峰价格，再乘以一个效率折扣（如90%），得到日收益，再按年计算。调频服务的收益则根据地方不同而有所差异，如山西的调频里程价格为每兆瓦45元，甘肃为每兆瓦12元，收益计算需考虑调频里程、价格和可用系数K值。现货市场的收益计算则更为复杂，需要考虑套利空间和项目差异。

Q：如何计算独立储能的投资回报率？

A：独立储能的投资回报率计算需要考虑其年收益和静态投资额。年收益可以通过上述的调峰服务费用、调频服务费用和现货市场收益来估算。投资回报率的计算公式为年收益除以静态投资额。需要注意的是，不同省份的电网调度方式、价格水平、电源结构等都会影响收益计算，因此需要根据具体情况进行分析，不建议采用全国统一的计算方法。

Q：目前独立储能的市场情况如何，是否存在地域差异？

A：独立储能市场存在明显的地域差异，新能源较多的地区，如负极扎堆的地方，储能的调用概率较大。每个省份的调用天数、次数、价格、调频里程和K值都有所不同，因此在计算储能的收益和投资回报率时，需要根据当地的具体情况进行分析。此外，电网调度的需求也会影响储能的调用频率和收益。