92看看福利1000集合集免费,欧美日韩高清无码,国产乱码一二三区精品,专干老熟女视频在线观看

相較于海外發(fā)達地區(qū)，我們認為國內(nèi)供電側(cè)儲能仍處于發(fā)展初期，相關(guān)機制還有待進一步確立。從近期密集出臺的各類文件來看，“十四五”期間國內(nèi)供電側(cè)儲能的發(fā)展模式正逐漸清晰，短期內(nèi)新能源強制配套儲能或?qū)⒊蔀檫^渡性的手段，長期來看發(fā)電側(cè)儲能的收益方式將逐漸豐富，電網(wǎng)側(cè)儲能亦有望重新起步。

1.責(zé)任權(quán)重成為主要引導(dǎo)指標

2021年2月，國家能源局下發(fā)《關(guān)于征求2021年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重和 2022—2030年預(yù)期目標建議的函》，一次性下達了2021-2030年各地區(qū)年度可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。具體而言，文件對各省級行政區(qū)域（西藏不作考核）分別設(shè)置了總量和非水電兩類消納責(zé)任權(quán)重，2030年各省將實現(xiàn)統(tǒng)一的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重40%，非水可再生能源的消納權(quán)重則因省而異，但都需在2021年預(yù)期完成情況（12.7%）的基礎(chǔ)上每年提升 1.47%。我們認為非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重將成為“十四五”期間各省發(fā)展新能源的主要引導(dǎo)指標。

為了實現(xiàn)消納權(quán)重的目標，各省一方面需新增風(fēng)電、光伏裝機容量，另一方面則需通過多種途徑促進本省可再生能源的消納。雖然近年來全國范圍內(nèi)的新能源消納情況持續(xù)改善，但在青海、新疆等新能源大省，風(fēng)電、光伏的消納仍然存在一定壓力。以全國新能源發(fā)電占比最高的青海為例，近兩年其棄風(fēng)、棄光率逆勢上行，分別由2018年的1.6%/4.8%上升至2020年的4.7%/8.0%。

政策定調(diào)，儲能將成為“十四五”期間各省新能源消納的重要途徑。2021年2月26日，國家能源局下發(fā)《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》，作為“十四五”期間首份風(fēng)電、光伏開發(fā)建設(shè)指導(dǎo)意見，本次征求意見稿對“十四五”期間新能源發(fā)展具有重要的定調(diào)作用。

相較于往年，本次文件的一個重要不同點在于提出了建立多元化的新能源并網(wǎng)消納體系，主要包括保障性與市場化兩種機制。其中，保障性并網(wǎng)是針對各地落實非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增裝機，該部分由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)。而對于超出保障性消納規(guī)模的項目，則需通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實新增并網(wǎng)消納條件，隨后才可由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)，具體的落實方式包括抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、電化學(xué)儲能、可調(diào)節(jié)負荷等。因此，對于保障性消納額度較為緊張的省份，儲能的必要性將明顯提升。

在上述非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求下，未來十年全國風(fēng)電、光伏裝機增量有望超過 1200GW，供電側(cè)儲能發(fā)展空間巨大。根據(jù)我們的測算，2020年全國非水可再生能源消納比例約為 11.4%，為實現(xiàn)2025/2030 年的消納責(zé)任權(quán)重目標，十四五/十五五期間全國范圍內(nèi)需新增非水可再生能源發(fā)電量8541/11353 億千瓦時。假設(shè)新增非水可再生能源發(fā)電量中風(fēng)電、光伏的占比分別為 40%/55%（其余 5%由生物質(zhì)能等其他能源形式貢獻），風(fēng)電、光伏的年利用小時數(shù)分別為2100/1300小時，則十四五/十五五期間新增風(fēng)電裝機需達163/216GW，新增光伏裝機需達到361/480GW。若按照10%/2h的比例配置儲能，則未來十年新能源發(fā)電所需的新增儲能裝機量將超過120GW/240GWh，供電側(cè)儲能發(fā)展空間巨大。

2. 發(fā)電側(cè)儲能：短期內(nèi)強制配套為主，市場化是長期方向

2020年以來多地政府、省網(wǎng)公司出臺相關(guān)文件，要求/鼓勵可再生能源發(fā)電項目配置一定比例的儲能，儲能或成“十四五”期間新能源發(fā)電標配。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前對新能源配套儲能比例提出具體量化要求的省份已超過十個，大多數(shù)省份的儲能配置比例在10%-20%之間。

短期內(nèi)國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能的收益來源較為有限，預(yù)計強制配套將成為過渡性的手段。一方面，目前國內(nèi)的新能源發(fā)電原則上不參與市場化交易（各地實際執(zhí)行情況存在差異），而是以固定的上網(wǎng)電價全額消納，儲能進行市場化套利的空間較小。另一方面，目前國內(nèi)的電力輔助服務(wù)市場尚處于起步期，電力輔助服務(wù)費用難以傳導(dǎo)至電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)。從當(dāng)前各地能監(jiān)局出臺的“兩個細則”（《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》與《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細則》）來看，整體思路都是將電力輔助服務(wù)費用在各類電源之間分攤。一般而言，火電等出力可調(diào)的機組可通過提供電力輔助服務(wù)獲取補償，相關(guān)的費用則主要由風(fēng)電、光伏等波動性電源承擔(dān)。
考慮到 2018 年起終端用戶的電價整體上呈下行趨勢，目前電力輔助服務(wù)市場僅僅是發(fā)電側(cè)的“零和博弈”甚至是“負和博弈”。因此，對于新能源發(fā)電項目的投資業(yè)主，現(xiàn)階段儲能的投資成本較難通過后續(xù)運營進行收回，預(yù)計各地將主要通過強制配套、優(yōu)先消納等外部措施促使項目業(yè)主投資儲能設(shè)施。

長期來看，我們認為“十四五”期間國內(nèi)電力市場化的進程將持續(xù)推進，儲能成本在電力體系各環(huán)節(jié)中的傳導(dǎo)將更為順暢。隨著新能源裝機占比的提升，電力系統(tǒng)需要的儲能設(shè)施規(guī)模將持續(xù)增長，若僅讓發(fā)電側(cè)承擔(dān)投資成本既不合理也不現(xiàn)實。通過比較海外成熟電力市場的經(jīng)驗，我們認為供電側(cè)儲能成本由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔(dān)是長期趨勢。事實上，能源局2017年底印發(fā)的《完善電力輔助服務(wù)補償（市場）機制工作方案》中也明確提出在2018-2019年“探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務(wù)分擔(dān)共享機制”，2019-2020年“配合現(xiàn)貨交易試點，開展電力輔助服務(wù)市場建設(shè)”。此外，在2018-2020年連續(xù)三年提出具體的降低工商業(yè)電價目標之后（10%/10%/5%），2021年政府工作報告的表述變?yōu)椤霸试S所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續(xù)推動降低一般工商業(yè)電價”。

因此，預(yù)計未來發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的市場化價格傳導(dǎo)機制將更加順暢，一旦“十四五”期間相關(guān)政策細則落地，國內(nèi)供電側(cè)儲能項目的收益有望得到提升，儲能投資將由“外部因素推動”向“自身經(jīng)濟性驅(qū)動”轉(zhuǎn)變。