焦点精选！电力及公用事业行业动态点评：优化储能调度运行机制 “建而不用”问题有望解决

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储能商业模式走向完善，强制配储造成“建而不用”的问题有望解决

2022 年起很多地区新能源建设开始强制配储，比例在10%-20%不等，作为辅助消纳与支撑电网的措施，而去年储能的商业模式还未清晰明确，大部分储能项目仅作为建设新能源的前置条件，被电网调度情况较少，未完全发挥作用获得相应收益，为投资商带来巨大负担。中国光伏行业协会名誉理事长王勃华解析到，据企业测算，按照100MW 项目配置10%/2h 储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3 元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3 元/瓦。

新能源上游产业链降本增效影响下游的开发建设进度与成本，平价时代的新能能源项目收益率和市场交易电价有望先降后升，最终回归至公用事业合理收益水平。而新能源电价的下降周期将刺激储能商业模式迭代和发展，目前独立储能的商业模式最为清晰，多省已出台明确政策，涵盖容量租赁、电力现货市场/调峰补偿、容量补偿及其他辅助服务。2 月16 日，国家能源局新能源和可再生能源司表示，将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决“建而不调”的问题。我们认为电网对抽水蓄能拥有完善成熟的调度运行机制，但对以电化学储能为主的新型储能的调度运行机制还需经历磨合期，顺滑度的逐步提升有望降低电力系统成本。

电力系统对调节性电源需求增强，湖北省公布新能源配置方案

2023 年2 月17 日，湖北省能源局印发《关于2023 年新能源开发建设有关事项的通知》，对多种形式的灵活性资源配建新能源规模做出了规定：

（1）煤电灵活性改造和新建清洁高效煤电，配套其能力2 倍的新能源项目。（2）燃气发电机组，按照不超过燃气发电设计出力的0.5 倍配套新能源项目。（3）抽水蓄能电站，按照抽水蓄能电站装机规模配套新能源项目。抽水蓄能电站在2023 年底前主体工程开工的,大型抽水蓄能电站配套装机规模10%的新能源项目,中小型抽水蓄能电站配套装机规模20%的新能源项目。（4）新型储能项目，对2022 年底前建成投产的储能电站,按储能电站富余调节容量的5 倍配套新能源项目，建成时间每逾期一个月,总量分别扣减20%。列入省级示范项目名单并在2023 年底前主体工程开工的,按照不超过储能电站调节容量的5 倍配置新能源项目。储能电站应早于新能源项目建成。（5）可再生能源制氢项目，制氢项目在2023 年底前主体工程开工的,按照1000Nm3/h 制氢能力配套50MW 新能源项目,并视同配置储能。制氢项目应早于新能源项目建成。

此次湖北省通过奖励配建新能源指标的方式，促进储能电站及其他较稳定性电源项目的落地和发展，进一步优化能源结构，提高电力系统运行稳定性，其中新型储能和制氢项目建设时间要求早于新能源项目，且配置比例高达5/10 倍，说明新型电力系统的建设对调节性电源存在必要需求。我们认为在储能的商业模式和联合调度机制成熟之前，通过配置新能源资源鼓励储能建设为暂时性措施，后续还需相关政策的出台，促进行业理顺商业模式，获得长期合理收益和发展空间。

投资建议：新能源并网以及市场化交易的程度加深，倒逼电力系统在技术迭代、降本增效、政策和市场机制的指导和调节下快速发展，储能运营商有望受益。推荐标的：中闽能源、三峡能源、福能股份、芯能科技、南网储能，相关标的：浙江新能、江苏新能、龙源电力。

风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、市场电电价不及预期。

关键词 电力系统 抽水蓄能电站 主体工程