1、政策细节

3月22日，南方能源监管局编制《关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）》，开放独立储能准入范围，且提升深度调峰补偿标准。

独立储能电站的纳入范围：以独立身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，容量为 10MW/1 小时及以上的新型储能电站，不受接入位置限制。考虑到独立储能运行成本较高，鼓励小容量且分散的储能聚合成为直控型聚合平台（含负荷聚合商、虚拟电厂等形式）。

独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准（以广东为例，储能深度调峰补偿标准为约为 0.792 元/千瓦时，较 2020 年版提高 0.292 元/千瓦时）；其他辅助服务如一次调频、AGC、无功调节等品种采用与常规机组一致补偿标准。

2、发电侧：光伏+储能解决弃光+调峰IRR分析

假设：假设调峰补偿为调价后的0.792元/KWh，除解决弃风弃光外，所有剩余容量充分用于调峰服务。以首年为例，对于功率为1W的光伏发电设施，储能设备解决弃光27Wh，其每天1次循环在一年中可以提供的总容量约为70Wh，剩余43Wh全部参与调峰服务。光伏投资额4元/W，储能系统投资额1.8元/Wh，储能配比10%，充电时长2h。

上述假设下，发电侧光伏+储能解决弃光&参与市场化调峰辅助服务IRR为6.93%，较补贴调整前提升0.6pct。

3、电网侧储能系统调峰后的IRR分析

假设：假设调峰补偿为0.792元/KWh。储能投资额1.6元/Wh，则对应LCOS约0.74元/KWh，在调峰补贴上行至0.792元时，电网侧独立储能调峰具备较好经济性。10年期IRR可达6%+。（提升标准之前，度电补偿低于度电成本，IRR为负值，独立储能电站不具备经济性）

本次南网提升调峰补偿标准意义重大，一方面降低了独立储能电站准入门槛，另一方面提升补贴，理顺商业模式和经济性，有望直接推动独立储能市场后续自发增长。后续随政策开放储能供给端+从价格端理顺经济性，看好国内储能需求快速放量。