湖南电网侧储能亟待放量，地方龙头蓄势待发。
2022 年国内新型储能装机迅速增长，独立储能装机占比高达 44%。2022 年随 着国家陆续出台支持新型储能装机的政策文件和国内各个省份对新能源配储的强制 要求，国内新型储能装机显著提升。根据 CNESA 统计，功率口径方面，国内 2022 年新型储能新增装机高达 6.9GW，同比增长 180%，并且单个项目规模相比此前有了 显著的提升。从装机应用领域看，根据储能与电力市场公众号统计，国内 2022 年可 再生装机配储与独立储能装机占比分别达 45%与 44%，相比此前配套可再生能源装 机这种模式为主，独立储能这种应用方式占比有了显著提升。
2022 年底湖南省新型储能累计装机和当年新增装机均位列全国第四。根据国家 能源局统计，2022 年湖南省新增新型储能装机 500MW，占全国的比重高达 11%， 位居全国第四。截至 2022 年底，湖南省新型储能累计装机达 630MW，累计装机增 速同比高达 384%，累计装机量占全国的比重为 7.2%，同样位列全国第四。从装机 增量和增速方面，湖南省新型储能发展均位居全国前列。湖南省新型储能发展处于 全国前列的重要原因在于，省内对储能的刚性需求强烈另一方面则是政策端的合理 指导使得储能商业模式得到了初步建立。
湖南省对电网侧储能的刚性需求源于省内的电源结构变化与电力系统的调节能 力不足。在“双碳”战略实施的大背景下，湖南省内太阳能与风电的装机占比持续 提升，到 2022 年上半年光伏和风电占全部电源的累计装机占比达到了 24%。在湖南 省内，多数新能源资源分布在湘西、湘南等地区，但是主要用电负荷中心集中在湘 中与湘东地区，可再生能源资源分布与用电需求存在明显的空间错配，同时风电与 太阳能发电的出力曲线与晚高峰的用电曲线特性同样存在明显的时间错配。此外， 省内第三产业用电量和居民用电量占比的提升，湖南省“夏热冬寒”的气候特征使 其用电负荷呈现明显的季节性特征，“十三五”期间年均峰谷差率高达 60%，位居国 网经营区域首位。以上多种因素影响使湖南省电力系统对灵活性电源的需求量极大。
根据《湖南省“十四五”可再生能源发展规划》指出，虽然水电占湖南省电源 装机结构的 29%，但是季调节及以上调节能力水电装机容量占比不大，大部分水电 为周调节、日调节的小水电站。抽蓄方面，截至 2022 年底也仅有一座 120 万千瓦的 黑麋峰抽蓄电站在运，同时火电机组的现有的机组也已全部利用殆尽，因此湖南省 内的电力系统的调峰能力明显不足。同时湘西、湘南大多为山地和丘陵地形，风电、 光伏等新能源装机分布较为分散，零散的电源侧配储电站电网调度难度大，无法有 效地发挥规模效应。因此，湖南省对电网侧的独立储能呈现出较为明显的刚性需求。
2.1、短期视角下，政策端的补贴刺激有望在年内形成抢装
2023 年 6 月 30 日前湖南省电网侧储能存在抢装需求。基于省内对灵活性电源的 刚性需求，湖南省内陆续出台了相关政策支持省内电网侧储能的发展。根据《关于 加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》要求，到 2023 年省内计划建成 1.5GW/3GWh 以上电网侧储能，同时明确了风电与集中式光伏项目将以不低于 15% 和 5%的比例配置储能电站。同时，根据《关于开展 2022 年新能源发电项目配置新 型储能试点工作的通知》，对于在 2022 年 12 月和 2023 年 6 月前投产的储能电站， 容量租赁的容量可分别按照 1.5 倍与 1.3 倍计算，6 月前的容量租赁补贴政策预计形 成较为一定的抢装。此外，在储能商业模式建立方面，湖南省也陆续出台了相关政 策支持省内储能电站商业模式的成立，包括持续进一步完善峰谷电价差与支持储能 电站参与电力市场辅助服务获取相关的收益。
2.2、中期视角下，风光装机规划下储能装机存在明显缺口
湖南省“十四五”期间储能装机缺口最小为 1.34GW，上限可达 5.32GW。截至 2022 年底，湖南省内新型储能装机累计并网规模为 630MW，根据《关于开展 2022 年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》规定在 2022 年 12 月 31 日前并网 的单体规模大于 50MW/100MWh 可以按照 1.5 倍容量计算，算作 750MW。根据当前 的风电与光伏累计并网量，按照风电 15%、集中式光伏 5%的配储比例，当前湖南省 内的储能装机缺口至少为 743MW。同时根据《湖南省“十四五”可再生能源发展规 划》要求，到 2025 年底 12GW 风电和 5.85GW 集中式光伏装机量计算可得储能装 机缺口为 1342MW。此外，湖南省规划的《“十四五”风电、集中式光伏开发建设方 案》所确定 的 22.38GW 风电和 24.49GW 集中式光伏增量项目所需的配储量为 4581MW，加上 2022 年底 743MW 的储能缺口，到“十四五”末期储能装机缺口最大可达 5324MW。
2.3、长期视角下，灵活性电源缺乏有望使省内电网侧储能建设持续超预期
18.8GW 抽蓄电站规划预示湖南省内调峰电源缺口将长期存在，2030 年前湖南 省内的电网侧新型储能建设有望持续超预期。根据《湖南省“十四五”可再生能源 发展规划》要求，到 2030 年湖南省内新增投运 18.8GW 抽水蓄能电站，大量的抽水 蓄能电站规划展示出湖南省内对调峰电源的巨大需求。不过当前湖南省内目前只有 平江抽水蓄能电站在建且其到 2025 年只规划投产一台机组，其余项目大多仍处于规 划前期。考虑到抽蓄长达 5-8 年的建设周期和当下抽蓄轮机相对紧缺的产能，湖南省 内的抽蓄项目规划量实际落地时间存在一定的不确定性。因此，在“十五五”乃至 更长的时间内，电网侧新型储能对电网稳定性的重要性无可替代，电网侧储能在省 内的建设有望持续超预期。
湖南省独立储能电站项目规划量超 3.85GW/7.5GWh。根据储能与电化学市场公 众号的不完全统计和湖南省发改委公布的 2022 年储能项目并网名单，湖南省目前规 划的独立储能电站项目达到了 3.85GW/7.5GWh，湖南省电网侧独立储能市场装机在长期内有望持续增长。
2.4、湖南储能市场商业模式初步成型，稳定盈利支撑中长期装机
湖南省内储能电站盈利主要来源于容量租赁、辅助服务和充放电价差三个方面。 （1）容量租赁：收入来源于没有配置储能容量的新能源电站与储能电站业主签订的 租赁合同，储能电站业主收取一定的租金。目前湖南省内并网的新能源项目都必须向电网提供签订的容量租赁合同或者自建的储能电站。根据华自科技公告，其签订 的容量租赁十年长约价格在 400 元/kW/年，时间相对较短的容量租赁单价在 460 元 /kW/年。
（2）辅助服务：该收益来源储能电站按照电网调度指令提供辅助服务，根 据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022 版）(征求意见稿)》其报价区间为 0-0.5 元/kWh 之间，紧急短时调峰服务费最高可达 0.6 元/kWh。（3）充放电价差：在电力 现货市场运行前，新型储能项目参与电力中长期市场，充电时作为大工业用户签订 市场合约，充电价格无需承担输配电价和政府性基金及附加，放电时作为发电主体 签订市场合约，通过充放电价差进行套利。
中性条件下测算储能电站资本金收益率可达 7.3%，且容量租赁奖励和高营运水 平能够直接放大储能电站收益率。按照总投资3.6亿元的100MW/200MWh储能电站， 不考虑容量租赁倍数奖励，在容量租赁单价为 460 元/kW/年，年充放电次数为 330 次。充放电价格参考湖南省 2023 年 2 月代理购电价格。年参与深度调峰频次为 250 次，调峰辅助服务收益为 0.3 元/kWh 的情况下，其资本金收益率能够达到 7.3%。并 且在容量租赁奖励为1.3倍和1.5倍时，其资本金收益率能够放大至11.1%与13.5%。
考虑到当前湖南省仍存在较大的电网侧储能装机缺口，调峰服务辅助频次和价 格均有望实现较大的提升，在不考虑容量租赁奖励的情况下，其资本金收益在年调 用次数为 330 次，调峰辅助服务收益为 0.4 元/kWh 的情况下，其资本金收益率能够 达到 9.8%。随着电力辅助服务种类增多和电力现货市场的开展，其收益方式有望进 一步增加。同时储能电站的收益在一定程度上依赖电站运营商自身的运营水平，随 着储能电站运营商的经验积累，收益能力有望进一步提升。
