2021年1月18日,青海省發(fā)改委下發(fā)《支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施(試行)》,我們認為青海“新能源+儲能”的發(fā)展模式已經(jīng)較為清晰,對其他地區(qū)具有重要的參考意義。作為我國新能源應用最為廣泛的地區(qū)之一,青海省電力系統(tǒng)對于儲能的需求較為迫切。本次文件下發(fā)后,青海新能源發(fā)電側(cè)儲能的發(fā)展模式已經(jīng)基本明確,主要體現(xiàn)在以下幾個方面:
(1)強制配套:新建新能源項目配套的儲能容量原則上不低于項目裝機量的10%,儲能時長不低于2小時;(2)優(yōu)先保障消納:確保儲能設施的利用小時數(shù)不低于540小時,且釋放電量無需參加市場化交易;(3)優(yōu)化儲能交易:配套儲能設施可降低新能源發(fā)電項目的并網(wǎng)運行管理考核費用,并通過提供電力輔助服務獲取相應回報;(4)地方補貼:兩年內(nèi)給予自發(fā)自儲設施發(fā)售電量0.10元/kWh的運營補貼,使用青海省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目可額外享受0.05元/kWh的補貼。
在現(xiàn)有政策下,配套儲能并不會給青海新能源發(fā)電項目帶來過重的負擔,大部分儲能投資成本可通過增加消納以及提供輔助服務的方式收回。在保障小時數(shù)540小時、系統(tǒng)單瓦時成本1.6元的基準假設下,我們測算青海新能源發(fā)電側(cè)儲能項目的IRR為-3.7%(不考慮補貼)。隨著利用小時數(shù)增加與儲能系統(tǒng)成本下降,未來儲能項目的收益率有望持續(xù)提升。在2020年底青海光伏競價項目配套儲能的招標中,儲能系統(tǒng)的最低報價已經(jīng)接近1元/Wh,在此水平下儲能項目IRR或可達5%。
“十四五”期間儲能或成新能源發(fā)電項目標配,市場化是長期方向。我們預計短期內(nèi)“新能源+儲能”項目將主要由強制配套等外部因素推動,隨著電力市場化的推進,儲能成本將由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔,儲能項目自身的經(jīng)濟性將逐漸顯現(xiàn)。一旦市場機制成熟,“十四五”期間國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能的潛在裝機空間可超100GWh。
投資建議:“十四五”期間國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能裝機空間巨大,近期青海下發(fā)的儲能產(chǎn)業(yè)支持措施為其他地區(qū)提供了一個較好的范例。建議投資者積極把握儲能產(chǎn)業(yè)鏈投資機遇,重點推薦國內(nèi)逆變器+儲能龍頭陽光電源。
原標題:電氣設備行業(yè):新能源發(fā)電側(cè)儲能有望加速