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林洋能源牵手“国家队” 将与华能江苏在储能、新能源等领域全方位合作
  • 2021-09-28 10:54:23
  • 浏览:1330
  • 来自:证券时报·e公司

  在“智能、储能、新能源”三方面发力的林洋能源(601222),迎来“国家队”的合作伙伴。

  9月27日晚间披露的公告显示,林洋能源与华能江苏能源开发有限公司(以下简称“华能江苏”)书面签署投资合作框架协议,双方将在存量光伏发电项目收购、增量光伏项目及储能项目开发合作展开全方位合作。在华能江苏的“助攻”下,在储能领域布局已久的林洋能源,在风光发电配套储能中,首次推广“共享储能”新型商业模式。

  双方在储能项目开发等方面全方位合作

  协议中首先提及存量光伏发电项目收购。框架协议显示,林洋能源持有的600MW光伏电站资产,如符合华能江苏要求,则华能江苏将收购相关项目公司90%股权,林洋能源确保2021年底完成项目移交容量不少于267.23MW。

  在增量光伏项目开发方面,双方也将展开合作。框架协议显示,双方一致同意成立合资平台公司,华能江苏占股90%、林洋能源占股10%,并在华能江苏重点布局地区开发大型光伏电站,具体由林洋能源负责开发项目,华能江苏以及合资公司做好配合,由合资公司投资建设。2021至2023年,林洋能源同意在江苏省(包含但不限于泗洪与启东整县开发的光伏电站)、安徽省等地累积开发不少于200万千瓦的光伏电站。华能江苏优先选择林洋能源或其关联公司负责EPC建设。

  尤其值得关注的是,双方将在储能项目开发合作方面,并将通过合资公司在启东建设80兆瓦/160兆瓦时的储能共享电站(下称“启东储能共享电站”),并力争2021年内开工,2022年6月30日前全容量并网运行。框架协议中明确,在同等条件下,华能江苏将优先选择林洋能源承担相关目标项目的运维工作并保证项目发电量。

  林洋能源在公告中表示,华能江苏为中国华能全资子公司,本次与对方在存量光伏发电项目收购、增量光伏项目及储能项目开发合作展开全方位合作,将有利于双方发挥优势资源,加快推进公司在新能源光伏电站和新能源配套储能领域的项目投资开发建设以及EPC系统集成和运维业务。与此同时,林洋能源存量带补贴电站的转让,也将进一步优化公司资产结构,回笼现金流,有利于配合公司对新能源未来业务的战略部署和规划,加快公司新能源发展速度。林洋能源在公告中强调,双方的合作有利于减少国补应收账款、提高资金周转效率,进一步提升公司的市场影响力和核心竞争力,“为公司未来持续稳定发展奠定坚实的基础。”

  林洋能源打出“新能源+储能”组合拳

  双方在储能项目等方面展开全方位合作,得益于林洋能源对储能新业务快速发展的精准预判。

  在储能领域,林洋能源算得上是一名“老兵”。自2015年起,林洋能源就布局了储能及微电网业务,在上海、江苏、广东、山东等地方做过多个储能示范项目。尤其从去年开始,林洋能源与合作20多年亿纬锂能携手,在储能业务系统集成、电芯产品等产业链业务上进行一系列深度合作。

  今年上半年,林洋能源又与湖北亿纬动力有限公司共同出资设立合资公司江苏亿纬林洋储能技术有限公司,投资30亿元,建设年产能10GWh的储能专用磷酸铁锂电池生产基地项目。目前该项目已经动工建设,同时开展了广泛的合作,扩大了林洋能源的“储能朋友圈”。

  林洋能源相关负责人介绍,新能源上游产业链价格上涨,对下游企业的运营带来影响。为应对供应链价格波动带来的影响,林洋能源也持续进行布局,目前亿纬锂能在材料领域扩充产能,而林洋能源也希望借助亿纬锂能实现储能产业链一体化。

  林洋能源在战略布局上的调整,颇为引人关注。公司董事会结合产业发展趋势,以及公司在电力、新能源领域的资源、经验优势,将储能作为林洋能源未来重要的新业务,列入公司三大板块业务中。

  “林洋在储能业务一系列的战略部署,其目的打造林洋新能源+储能领域全球核心竞争力,”

  林洋能源内部人士表示,公司将充分依托在手储备的6GW光伏项目,依托已储备的1.2GWH “光伏+储能” 配套项目开发量,打造“新能源+储能”领域新亮点;依托已经投入五年的智慧能效管理云平台上近5300多家高能耗工商业用户、三峡平台、20多个整县5GW可开发量,打造“分布式+用户侧储能”新商业模式。未来林洋能源将以“智能、储能、新能源”三大业务为发力点,在“30•60”碳达峰、碳中和目标下,在构建以新能源为主体的新型电力系统的巨大机会下,致力于成为全球智能电网、新能源、储能领域一流的产品和运营服务商。

  近期多部门发文力推新型储能

  在储能板块发力的林洋能源,赶上了行业趋势和国家政策的“春风”。

  截至2020年底,我国风电、太阳能发电装机约5.3亿千瓦,占总装机容量的24%。未来新能源仍将保持快速发展势头,预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上,规模超过煤电,成为装机主体。无论是集中式新能源规模化集约化开发,还是分布式新能源就近消纳,都离不开储能技术的支持。

  就在8月27日,国家能源局科技司在回复关于电化学储能电站鼓励政策的咨询时表示:近年来,国家能源局大力支持包括电化学储能在内的新型储能发展,会同国家发展改革委先后印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,“明确新型储能独立市场主体地位,推动新型储能同时参与各类电力市场,不断建立完善新型储能价格机制,鼓励配套储能的新能源项目在竞争性配置、项目核准等方面获得政策倾斜等一系列举措。”

  证券时报·e公司记者注意到,国家发展改革委、国家能源局7月15日发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出,新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变;到2030年,实现新型储能全面市场化发展。

  具体来看,《指导意见》强调要大力推进电源侧储能项目建设,结合系统实际需求,布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目,通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用,为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力;积极推动电网侧储能合理化布局,通过关键节点布局电网侧储能,提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平;积极支持用户侧储能多元化发展,鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户,探索储能融合发展新场景。

  值得关注的是,《指导意见》明确提出要健全“新能源+储能”项目激励机制,并从国家层面首次提出装机规模目标:预计到2025年,新型储能装机规模达3000万千瓦以上,接近当前新型储能装机规模的10倍。

  林洋能源提前布局有望受益

  在一系列利好政策推动下,“新能源+储能”项目快速在全国范围内铺开。据不完全统计,今年已有十余个省份要求新能源电站配置储能,配置比例多要求在10%-20%不等。国家发展改革委7月29日下发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》中,要求各地合理确定峰谷电价价差,“上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1;其他地方原则上不低于3:1。”

  从发电侧来说,林洋能源希望结合一些大的能源基地,打造集中共享式储能商业模式。此次和华能合作的80MW/160MWh的储能项目,乃是华能在启东800MW风电的配套储能,共享储能电站的模式,不仅能够满足风电发电侧储能配比的要求,还能够作为独立的储能电站,参与到电网侧的调峰和辅助服务中。而从用户侧来看,林洋能源未来可以依托储备的分布式光伏项目,以及智慧能效管理云平台上近5300多家高能耗工商业用户、20多个整县5GW分布式可开发量,打造“分布式+用户侧储能”新商业模式。

  而近期的能耗双控,多地限电更是表明国家在加大能源控制,调整产业结构,降能耗方面的紧迫性和重要性。在构建新型电力系统过程中,坚定清洁能源发展、完善电价和储能机制,加强电网灵活性和调度能力,将是长期工作和投资方向。总体来看,林洋能源的“新能源+储能”两大业务,将充分发挥协调配合作用,有望为公司的发展带来更大的空间。

【责任编辑:sunnyz】
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关键字阅读: 林洋能源 华能
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