行业与公司 * 纪要涉及的行业为电力行业 特别是新能源发电与储能行业[1] * 核心讨论围绕发电企业 尤其是新能源发电企业展开[3][4][5] 核心观点与论据：储能业务布局与市场趋势 * 2025年发电企业开始进行储能长单改造 包括新增和优化现有设施 原因是优化存量场地和配置后收益良好[1][3] * 早期配置的储能设备电芯老化 更换需求预计在2026-2027年集中释放 为市场带来新增长点[1][3] * 2024年开始 新能源强配储能比例明显缩减 发电企业更多转向建设独立的储能电站[3] * 尽管136号文取消强制配建 但部分地区如云南仍以其他形式要求配建储能[1][3] * 2025年发电侧配置储能意愿不强 虽收益率较高 但发电企业不倾向大规模推进 因非主营业务[1][4][5] * 集团对于建设储能意愿不强 更聚焦于发展装机相关建设 未来可能有一定体量集中式光伏项目和存量换新 但总体规模不会特别大[16] 核心观点与论据：政策与调度机制 * 解决新能源消纳问题的关键在于电网调度权 辽宁等地试点将调度权下放发电侧 允许自主调度以缓解弃风弃光[1][6] * 国家考虑下放发电侧调度权并执行容量电价政策 以应对弃风弃光率恶化问题[1][10] * 分布式能源不能完全自主运行 仍需依赖电网的调度权限 例如在山西建设储能设施需先纳入规划[8][9] * 未来消纳问题可能通过两个途径解决 一是发展独立侧 网侧的大规模储能 二是发电侧配件调度权下放[16] 核心观点与论据：储能收益与电价机制 * 储能容量电价主要来源于售电收入 由全社会承担调节成本[1][11] * 甘肃拟将煤电容量电价提升至330元/千瓦 但因用电成本增加尚未最终确定 目前执行165元/千瓦[1][11][14] * 目前新能源场站通过减少弃风弃光和峰谷差套利获得收益 收益率可达8%~9%[11] * 网侧独立储能相比自建储能优势明显 调用次数有保障 通常能保证300次以上 有些区域达330次 而自建储能一年最多约200次[2][14] * 若出台容量电价政策 会优先实施于商业级的大型独立储能 而非新能源场站配件储能[2][14] * 商业级大型独立储能投资略高 但设备多为购网型 调频能力更强 收益也更好[2][14] 其他重要内容 * 早期2019年强制配件的项目数量有限 大约五六个 总规模约400兆瓦时 换新需求总体体量不大[15]