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1、产业金融视角下储能商业模式探讨产业金融视角下储能商业模式探讨2023年10月17日 目 录01当前储能发展特点02储能商业模式分析03储能发展制约及建议当前储能发展特点011.1储能行业发展状况 2022年,新型储能全年新增装机规模6.9GW/15.3GWh,同比增长187%。2023年上半年,新型储能新增装机规模8.0GW/16.7GWh,超过去年全年,2023年预计全年新增23GW。中国新型储能市场累计装机规模历年抽水蓄能和新型储能累计装机量占比数据来源:中关村储能联盟13077128%00.20.40.60.811.21.41.61.802000400060008000100001200
2、0000212022装机规模(MW)年增长率1.2 储能行业发展基础在新能源发电量突破一定“阈值”之后,对灵活性调节资源的边际需求将越来越大。根据国际能源署(IEA)的指导建议在风、光发电量占比在24%-50%之间时,电网稳定性面临挑战,所有电厂均需配置储能灵活运营。阶段阶段电力系统对灵活性资源的需求电力系统对灵活性资源的需求风光风光发电量发电量占比占比第一阶段第一阶段对系统基本没有影响;在发电厂的并网点产生极少的局部影响;0-3%(3个)第二阶段第二阶段负荷与净负荷之间的变化日益明显;需要改进系统运行方式
3、,更充分地利用现有系统灵活性资源3%-13%(10个)第三阶段第三阶段供需平衡难度加大,需要系统性地提高电力系统灵活性;现有设施和改进运行方式难以满足灵活性需求,需要对新的灵活性进行投资13%-23%(12个)第四阶段第四阶段某些时段,风光发电量足以提供大部分电力需求;系统运行需要加强受到扰动后迅速响应的能力;风光电站也要提供频率响应服务,如一次调频和二次调频24%-50%(6个)第五阶段第五阶段风光发电量经常超过电力需求,出现负净负荷的结构性过剩;某些时段完全由风光发电量支撑,不需要火电提供负荷;需要转移用电需求,以及通过电气化创造新需求,增加与相邻系统的电力交换;50%第六阶段第六阶段主要
4、挑战是在风能和太阳能可用率持续较低时(比如数周)如何满足电力需求。需要季节性储能,以及应用氢等合成燃料。50%1.2 储能行业发展基础阶段阶段省份省份第四阶段第四阶段青海、河北、甘肃、吉林、黑龙江、青海、河北、甘肃、吉林、黑龙江、宁夏宁夏第三阶段第三阶段内蒙古、河南、新疆、山西、辽宁、西藏、山东、湖南、内蒙古、河南、新疆、山西、辽宁、西藏、山东、湖南、陕西、江西、江苏、广西陕西、江西、江苏、广西第二阶段第二阶段安徽、湖北、贵州、附件、浙江、云南、海南、天津、广安徽、湖北、贵州、附件、浙江、云南、海南、天津、广东、上海东、上海第一阶段第一阶段重庆、四川、北京重庆、四川、北京数据来源:智汇光伏1.
5、3储能行业阶段特点从行业发展历史来看,当前新型储能仍处于发展初期阶段,动态考虑供需。技术路线多元01发展速度快0203锂电产业链体系基本建成04储能发展趋势图商业模式尚不成熟政策电力市场成熟度、技术降本储能商业模式分析022.1 储能电站的主要类型独立储能电站独立储能电站用户用户侧储能电站侧储能电站峰谷价差收入综合收益实际收益收益分成-+其他收益=容量租赁收入容量租赁收入独立储能独立储能 调频收入 调峰调峰收入收入 现货套利收入现货套利收入 旋转备用 黑启动 独立储能用户侧储能2.1 储能电站的主要商业模式2.2 部分区域独立储能商业模式对比 容量租赁收入现货市场套利辅助服务收入容量补偿收入其
6、他收入山东(调频0.1)湖南(深度调峰)广东 (调频+调峰)甘肃(调频)宁夏(调峰)浙江 (多种)河南(调峰)广西(调峰)2.2.1 山东独立储能商业模式容量租赁收入 租赁费指导价为300元/kW年现货市场套利 电价低谷时段充电,电价峰值时段卖电辅助服务收入 储能设施调频贡献率设置为0.1,当前暂无独立储能设施参与辅助服务容量补偿收入 独立储能获取容量补偿标准有较大政策不确定性,已进行两次修改2.2.2 宁夏独立储能商业模式容量租赁收入 经调研,规模为10MW/20MWh的储能电站租赁费用在260元/年左右,租赁期限以中短期合约为主。辅助服务收入 深度调峰报价最高限价为0.6元/kWh,保障2
7、50次,实际次数可达300次以上。充放电无价差,按燃煤标杆电价结算;损耗按两部制输配电价,0.3616元/千瓦时计算。顶峰收入顶峰收入 2022年12月31日前并网,1.2元/kwh;2022年12月31日后并网,1元/kwh。储能电站辅助服务市场发电侧并网主体市场化电力用户分摊辅助服务成本出租容量租赁收入调峰、调频、备用辅助服务收益发电企业第三方储能投资运营企业独立或合作租赁市场租赁费用风电、光伏电站业务流资金流顶峰收入能量价值顶峰收入2.2.3 各省储能商业模式支撑政策政策政策湖南湖南山东山东宁夏宁夏甘肃甘肃河南河南广西广西江苏江苏政策政策要点要点建立了容量租赁交易平台,由电网交易中心组织
8、;2022年底、2023年6月底并网的独立储能电站,分别给予1.5倍、1.3倍的容量补偿。全国唯一一个储能参与现货交易的省份;全国第一个给予独立储能电站容量补偿的省份。商业模式比较清晰,政策明确且可执行性较强。制度规定调峰调用不低于250250次次,申报价格上限为0.60.6元元/kWh/kWh。独立储能和共享储能电站可参与现货交易。储能电站在放电时可以选择参与调频辅助市场。独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易。调峰补偿上限0.30.3元元/kWhkWh;每年发布容量租赁参考价;示范项目每年调用原则上不低于350350次次;已建成独立储能省财政给予0.30.3元元/kWh/kWh的补贴,期
9、限2年明确容量租赁参考价不超过200 元/千瓦时每年容量租赁0元元/kWh/kWh;调峰辅助服务396396元元/MWh/MWh;示范项目年调用次数原则上不低于300300次次,2023年6月底前全容量投运的项目不低于330330次次/年。参与现货前,充电电量执行峰谷分时电价,上网电量参照标杆电价。独立储能全容量调用不低于160160次次或放电时长不低于320320小时小时;依据放电上网电量给予储能电站补贴,补贴标准逐年退坡。增量增量新能新能源配源配储要储要求求增量新能源项目(指2021年1月1日后取得建设指标的项目)需按风电15%、光伏5%的比例配置(自建或租赁)储能,
10、否则会影响新能源项目并网。无统一的配储比例要求,省内各市出要求,一般在10%以上,枣庄地区要求15%-30%,实际配储比例越来越高。若配储不满足比例要求,按对应容量两倍停发。10%,2小时,若不配储将影响新能源项目并网。15%/4h无统一的配储比例要求,一般不低于10%/2h;储能与电站同步投运,如如未投运,电网不得调度及未投运,电网不得调度及收购其电力电量收购其电力电量陆上风电:20%/2h集中式光伏:10%/2h2023年4月起,新增纳入实施库的光伏发电市场化并网项目比需配置储能;存量存量新能新能源配源配储要储要求求政策要求存量项目(指2021年1月1日前取得建设指标的项目)应于2022年
11、底前落实配置储能容量,但并未有强制措施,实际并未执行。按接入方案要求配置,未具体明确。2023年6月30日未完成配储的:限电、限制开发新的新能源项目。无同一区域内,储能配比高的优先调度,容量相同的情况下,储能时长长的优先调度。已通过容量租赁配置储能的市场化并网新能源项目,暂不参与调峰辅助服务费用分摊。2021、2022年光伏发电市场化并网项目配储要求:长江以南地按8%/2h及以上配置;长江以北地区原则上按照10%/2h及以上比例配置。收益收益类型类型充放电价差收益现货交易调峰辅助服务现货交易调峰补偿容量租赁调峰补偿调峰补偿容量补偿容量租赁调峰容量收入(独立储能)/容量租赁收入(独立共享储能)容
12、量租赁调峰补偿容量租赁容量租赁容量租赁调频辅助服务收入财政补贴扶持补贴2.3独立储能发展趋势项目经济性驱动因素变化趋势收入结构变化趋势客户核心竞争优势变化趋势短期以政策为主要驱动因素,长期以电力市场建设和技术降本为主要驱动因素。当前容量租赁收益来源于新能源电站;未来新型储能的价值将主要通过电力市场体现。当前客户核心竞争优势是项目开发优势和客户资源储备;未来运营者需具备相应专业知识和能力,项目运营对项目收益的重要性将更加明显。容量管理收益财政补贴收入需求响应收入峰谷价差收入综合收益实际收益收益分成-+其他收益=2.4.3 工商业用户侧储能电站的收入模式系统指标及充放电策略假设系统造价:1.7元/
13、Wh(含0.15元/Wh资源费)充放电深度:95%系统效率:85%日均循环次数:2次,两充两放年均运行天数:330天电池寿命:10年电池衰减:首年4.5%,次年起每年1.5%IRR峰谷价差储能项目收益以浙江1-10(20)kV大工业电价为例分成比例:2/8分成浙江省大工业储能平均峰谷价差0.96元/kWh2023年8月平均峰谷电价差2.4.3 工商业用户侧储能电站的收入模式需求响应财政补贴辅助服务收入虚拟电厂当电力系统需要用户增加/减少用电量时,用电企业通过储能系统充电/放电,减少因参与需求侧相应而对用户本身用电需求的影响,同时又能获得需求响应补贴华北电网、安徽、福建等10余个区域在其辅助服务
14、政策中明确或鼓励用户侧储能可以参与调峰交易,调峰服务价格在0.1-1元/kWh之间包括投资补贴、容量补贴和充放电补贴通过虚拟电厂以聚合的方式参与电力市场交易2.4.3 工商业用户侧储能电站的收入模式用电企业直接投资+融资租赁合同能源管理+融资租赁系统集成商用电企业供应储能系统租赁合同用电企业租赁公司支付设备货款EPC权利义务转让协议储能电站建设支付租金投资企业EPC租赁公司系统集成商供应储能系统支付设备货款储能电站建设合同能源管理协议支付分成收益租赁合同支付租金A模式B模式2.4.4 工商业用户侧储能的投资模式储能发展制约及建议033.1 储能电站发展痛点储能电站项目在建期资金需求量大项目建设
15、过程中容易出现资金断裂问题,资金与项目进度错位,对资金的投放效率提出更高的要求基于企业信用的传统度量模式下,银行等金融机构对民企支持力度较小,企业融资呈现两极分化前期资金需求量大企业融资两极分化我国电力市场建设尚处于初期,相关政策和规则尚不完善,中长期交易、现货交易及辅助服务市场、省间与省内市场衔接机制尚不成熟服务于不同电力系统的多重价值评估及认定困难在以容量租赁收入为主向电力市场化交易收入为主的转变过程中,独立储能收入波动愈发明显收益来源较单一收入波动较明显容量租赁缺乏落地机制,收入存在不确定性,尚未形成清晰的商业模式现货市场处于建设初期,多数省份尚无法实现套利新版“两个细则”将独立储能纳入
16、辅助服务市场主体,但多数省份政策尚待落地反映储能容量价值的规则需更深入的探索与实践。政策机制不完善商业模式待明晰0302013.2 应对措施需求端:电源结构、网架结构、负荷结构以及新能源发展规划供给端:火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、需求侧响应等储能电站关键点位布局成本端:产业链价格、技术降本;收入端:了解容量租赁、辅助服务、分时电价政策、电力市场化交易规则及趋势综合项目收入特征设计项目融资方案,投放节奏、还款节奏等透过信用看资产,以资产为本为资金紧缺的民营企业融资了解各省灵活性调节电源供需熟悉各省政策和储能商业模式市场需要专业化的产业金融机构3.3 储能项目案例独立储能用户侧储能湖南宁夏
17、河南浙江项目类型在建期在建期在建期已并网项目主体民营企业民营企业民营企业民营企业项目总投4.25亿元3.25亿元3.84亿元3850万元融资金额3.6亿元(85%)2.55亿元(78%)3.2亿元(83%)3300万元(86%)融资期限3+N年10年期6年期5年期还款安排季度付息,宽限期9-12个月季度付息,宽限期3个月还款来源容量租赁收入及辅助服务收入等峰谷价差收入等增信要求股权质押、不动产抵押、应收账款质押、实控人保证资金投放进度按项目施工进度投放3.4 华能天成简介股权结构 关于我们39.00%21.00%10.00%5.56%4.44%20.00%华能资本中国华能集团香港有限公司华能澜
18、沧江上游水电有限公司华能新能源股份有限公司华能新能源(香港)有限公司华能国际电力股份有限公司3.4 华能天成简介发展历程2014年4月公司成立注册资本10亿元2015年5月注册资本增加至27亿元第一笔市场化光伏投放2016年4月第一笔商业保理业务投放2016年8月第一笔市场化风电业务投放2018年3月注册资本增加至40.5亿元2021年3月交易所首批碳中和债券发行2022年12月总资产超500亿222亿2022年新增投放509亿2022年末租赁资产净额4次2019年-2022年连续获得绿色主体认证99.9%清洁能源占比0%成立以来不良率2017年8月第一笔市场化中小水电业务投放2018年8月获
19、得AAA主体评级3.4 华能天成简介储能业务电化学储能接入虚拟电厂技术规范(CNESA2021005)电力储能项目经济评价导则(CNESA 1101-2022)储能用锂离子电池系统安全评测技术规范(J/CIAPS-20210002)箱式锂离子电池储能系统通用技术要求(CGC/GF 177:2020)标准制定2018年至今对储能行业持续跟踪和研究以省为单位,搭建区域测算模型积累大量储能参与电力市场交易数据深耕行业实地调研,独立储能商业模式、储能参与电力市场交易与产业链企业共同梳理市场机制、价格机制及运行机制,构建产业生态圈实地调研独立储能项目用户侧储能项目新能源配储能项目火储联合调频项目业务投放林佳荔部 门 总 经 理 助 理