記者 | 王勇

新型儲能及獨立儲能在政策層面迎來利好。

6月7日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《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》（下稱《通知》），共13次提及獨立儲能。

2021年12月，國家能源局印發(fā)新版《電力輔助服務管理辦法》，確認了儲能獨立主體的身份。

獨立儲能電站一般是指以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議的項目。與之相對的是依托新能源發(fā)電項目配套建設的儲能項目等。

《通知》明確，加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調峰，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。此外，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

輸配電價是指電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)提供接入系統(tǒng)、聯(lián)網(wǎng)、電能輸送和銷售服務的價格總稱。

不承擔輸配電價，意味著獨立儲能項目的運營成本將進一步降低，提高市場競爭力。

長期以來，成本是制約儲能發(fā)展的主要因素。據(jù)天風證券測算，目前新型儲能的調峰度電成本約為0.63元/千瓦時。

中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟副秘書長李臻對《上海證券報》稱，以山東市場為例，執(zhí)行上述政策后，獨立儲能可減少約0.2元/千瓦時的成本。

《通知》還明確提出，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，但需具備一定條件。

具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調度，符合相關標準規(guī)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。

鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，也可選擇轉為獨立儲能項目。

涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。

新型儲能一般是指除抽水蓄能外的儲能方，具有響應快、配置靈活、建設周期短等優(yōu)勢，是構建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。

中泰證券報告指出，2021年中國新型儲能新增規(guī)模排名前五的省份分別為山東、江蘇、廣東、湖南、內(nèi)蒙古。這些省份有大量項目可轉為獨立儲能項目。

中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，2021年新增投運361個新型儲能項目，裝機功率合計2.4 GW；今年新增規(guī)劃或在建490個項目，裝機功率合計達23.8 GW，增幅近九倍。

目前國內(nèi)獨立儲能的商業(yè)模式初具雛形。天風證券分析師孫瀟雅在報告中指出，國內(nèi)電網(wǎng)側獨立儲能項目處于發(fā)展初期，主要依靠調峰、調頻獲得收益，已有至少19個?。ㄊ校┟鞔_調峰調頻補償標準。

今年3月，南方能源監(jiān)管局編制《關于公開征求《南方區(qū)域電力并網(wǎng)運行管理實施細則》《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》（征求意見稿）》，開放獨立儲能準入范圍，且提高深度調峰補償標準。以廣東為例，儲能深度調峰補償標準為約為0.792元/kWh，較2020 年版提高約六成。

孫瀟雅認為，未來國內(nèi)獨立儲能除了參加調峰、調頻市場外，通過向新能源電站進行容量租賃獲得租金，有望成為增量收入。

安信證券指出，相較于新能源發(fā)電項目單獨配套的儲能項目，獨立儲能項目的收益模式更為合理，有望率先進入市場化發(fā)展階段。

該機構認為，獨立儲能有兩方面優(yōu)勢，一是不依附于新能源發(fā)電項目，在電力市場中的定位更加清晰，潛在收益來源更為豐富；二是單體規(guī)模較大，對電網(wǎng)調度指令的響應能力更強，在電力現(xiàn)貨市場、調峰調頻市場中具備更強的競爭力。

天風證券從度電成本、里程成本、調峰調頻等方面進行了測算，認為國內(nèi)獨立儲能已具備高經(jīng)濟性，裝機量有望超預期。

在儲能產(chǎn)業(yè)鏈，電池及變流器（PCS）占成本最高。布局儲能電池的頭部公司包括寧德時代（300750.SZ）、億緯鋰能（300014.SZ）、欣旺達（300207.SZ）、國軒高科（002074.SZ）等。

在儲能變流器方面，陽光電源（300274.SZ）、錦浪科技（300763.SZ）、固德威（688390.SH）、盛弘股份（300693.SZ）等企業(yè)均有相關產(chǎn)品。