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电改背景下,储能经济性提升潜力有多大?

作者: | 发布日期: 2023 年 12 月 28 日 10:11 | 分类: 产业资讯

近年来,新一轮电改逐步推进,着力从市场化角度理顺电价机制,解决新能源大规模接入、社会用电负荷增长带来的“供需双向不稳”问题,助力新型电力系统的建设。

在储能投资领域,不论是一级市场还是二级市场,无论是编写报告还是行业分析,人们普遍将国内大型独立储能项目的内部收益率测算得相对乐观。

然而,行业内部人士普遍认为当前储能项目并不盈利,为何会出现这种状况?主要原因是众多模型假设条件与实际情况的背离。这种差异部分原因是因为整个行业起步阶段,可获得的信息有限,且政策的不确定性过大,导致测算偏差。

不过,随着近一年行业运行情况的观察,越来越多的运营数据被披露,使我们能更准确地调整测算模型,以更符合现实。如果无法提升储能的经济性,未来将只能依赖自上而下的政策推动,而缺乏自下而上的内生性增长。这对于储能的未来规模扩张和质量提升都将产生不利影响。

图:储能利用率较低的情况是全国普遍的

电改背景下,储能经济性提升潜力有多大?
图源:中电联,国联证券

储能经济性在电改中的增长潜力

我们看到国家能源局在出台煤电容量电价政策的过程中,并未将储能或其他具有灵活性资源的主体排除在外。因此,我们预见在未来可能会看到储能经济性的提升。

在国际市场,储能项目能够盈利且收益率颇佳是因为其使用率或每年的调用次数可得到保障。以英国为例,可以保证每天至少一次的电力循环,年度则可按300次测算。

此外,丰富的市场化收益模式、更大的价差、特殊环境下的超额收益,构成海外储能项目较好的经济效益来源。海外储能项目普遍同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益。

图:英国大储2023年月度收入情况

电改背景下,储能经济性提升潜力有多大?
图:美国加州电池储能平均收入情况

电改背景下,储能经济性提升潜力有多大?
而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中,大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式。海外项目在极端天气等特殊情况下,由于高度市场化机制,有望获得丰厚超额收益。

观察国内运营模式,看似收益模式也是多元化的。例如,我们有融资租赁、现货市场推广,储能的参与,以及用户侧共同分摊辅助服务成本等方式。同时,还有容量补偿政策通过终端用户电价回收成本。

电改背景下,储能经济性提升潜力有多大?
通过对比山东模式与国外(美国、英国和澳洲)的项目,我们发现国内项目的收入结构有显著差异。例如,通过电能量交易的收入约占一半,这在国际上是正常的。国外项目会同时获得调频辅助服务的收入,但在山东,储能项目只能参与现货市场或辅助服务市场之一,而非同时,并行参与,因而少了一部分收入。

有趣的是,国国家有额外的容量租赁收入,这与海外调频服务获得的收益类似,因为这些收入最终主要由新能源电站出资,并维持电力系统稳定。因此,随着电力市场改革的深入,我们认为储能的收入结构趋势可能是辅助服务收入的逐渐增加,同时非市场化的容量租赁收入将逐渐降低,使得整体收入结构更市场化。

除此之外,我们还有容量补偿,这在国外没有,但国外的备用服务有相似的收入来源。国内的容量补偿可能与海外的备用服务有可比性。

因此,我们可以预期,随着这些条件的变化,明年储能项目的实际收益率有望看到提升。

电改促储能经济性提升空间

当前电力改革的推进无疑为电价价差的扩大提供了改善的预期。不过必须认识到,这些变化随着电力改革的深入会逐渐积累,属于长期趋势。短期内,更可能的变化是年调用次数的增加。

目前,我们模型假定的年调用次数为200次,这一参数基于之前提到的全国平均水平。山东省过去一年中的电价走势呈现三种类型。其中绿色平滑曲线占比约为三分之一,这意味着在除平滑时段外的二分之三时间,至少存在单峰或双峰价格波动,提供了选择性充放电机会,并有可能进行更频繁的电价套利。

当前未能触达更高调用次数可能是因为电力市场起步阶段,市场参与者对电价预测的能力较弱,因此很多充放电套利机会在实际运行中被浪费。市场主体通过提高交易能力,可以优化这些参数,而不是仅仅依赖国家政策推进和利益协调来扩大价差,后者相对困难。

2023年,最大的边际变化可能是储能电芯成本显著降低,对项目经济性改善影响巨大。

储能项目经济性展望分析

为什么即便在储能项目经济性较差的情况下,仍有众多业主动力充足地进行储能建设?我们认为,储能项目的地理位置—是否为一处优质的并网点,是否靠近关键输电线路、大型风电站,或易产生电网波动的地区—对后续响应电网调度及项目收益会有显著影响。

许多储能业主其实是央企或能源集团,他们认为储能设备寿命大约为10年,而光伏电池等配套设备的寿命至少为20年。因此,在考虑储能项目全生命周期时,电池中途必须更换一次。他们选择提前占领优质的并网点,等到10年后更换电池时,价格将有显著下降。届时,随着我国电力市场的成熟,收入机制将更完善,项目经济性有望大幅改善。因此,这些业主愿意提前进行投资建设。

我们认为,这不仅有助于项目经济性的改善,缓解价格战,还能进一步释放市场需求。更重要的是,这将深远地影响行业格局和市场集中度。在当前储能项目尚未广泛参与市场交易的情况下,产品间差异并不明显。但一旦参与市场,各家产品的电价预测能力、充放电循环效率就会在经济性上体现出显著差异,进而加大产品间差距。

图:国内各地区电力现货市场试运行时间表
电改背景下,储能经济性提升潜力有多大?
海外的储能集成商通常通过提供电价预测软件,参与电力现货市场投标等服务来增加自己的竞争力。在这样的背景下,拥有技术壁垒的头部厂商与仅作为集成商的尾部厂商间的差距将进一步扩大。

关于储能后续的商业模式及展望,在电改的大背景下,储能改进空间依然较大。

来源:储能电站、国联证券

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