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利好政策频落地 中国储能迎“井喷”

惠誉博华 / 企业 / 中国 / Tue, 2021年08月31日

中国储能电站装机规模自2015年以来持续增长,占全球储能总装机的比重由14.2%(2015)提升至18.6%(2020)。截至2020年末,中国储能电站装机功率达35.6GW,其中89.3%为广泛应用于电网侧储能的抽水蓄能电站,以锂离子电池为主要载体的新型电化学储能装机则仅占9.2%。

然而,在减碳行动诱发的能源行业变革中,电化学储能对构建安全的新型电力系统至关重要。中国电化学储能电站装机规模于2020年实现91.2%的高速增长,装机功率接近330万千瓦。结合2021年7月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规[2021]1051号)中提及的“到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模达3,000万千瓦以上”的“激进”目标,中国电化学储能正迎来历史性发展机遇,预计未来五年复合增长率将高达56%。

2021年7月以来,中国主管部门对储能行业的政策扶持力度明显加大,积极推动电源侧、用户侧储能发展,指导电力市场所有参与者共同承担新型电力系统构建责任。电源侧方面,国家发展改革委 国家能源局于2021年7月发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(发改运行 [2021]1138号),鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设,超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)配建调峰能力,按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网,对购买调峰资源的发电企业亦参照给予政策性支持。

上述政策要求新能源电力生产商在储能配置成本与优先上网收益间进行权衡。尽管中国弃风、弃光率逐年改善,至2020年已由之前高位大幅下降至3.5%、2.0%的低位水平,但随着新能源电站在减碳承诺驱动下加快建设、集中并网,电网消纳能力再度面临巨大挑战。譬如,2021年上半年,新能源装机占比超过60%的青海省弃风、弃光率较2020年末分别上升7.1、3.7个百分点至11.8%、11.7%,全国弃风、弃光率亦均提高0.1个百分点,陡增的消纳压力将使配置储能所期待的保障外并网空间面临激烈竞争。

当前较高的电化学储能成本尚难以给予大部分配置储能设施的电力生产商满意的投资回报。惠誉博华模型显示,按照100MW电站配置20%挂钩比例、放电时长2h、循环次数5,000次的储能设备测算,光伏与风电项目在平均成本下各需上网1,900、2,300小时方可获得10%以上的内部收益率,其较2020年全国光伏、风电设备利用小时数分别高出近600、200小时。惠誉博华认为,成本领先、布局于消纳能力强大区域或在运项目可提供充沛现金流的电力生产商将成为中国电源侧储能的领跑者,而项目的全面铺开仍需电池技术升级引致的成本显著下降与新的重磅政策加持。

相较增加保障外并网时长获利的电源侧储能,以峰谷价差为利润来源的用户侧储能则存在更为明确的发展契机和增长空间。惠誉博华基于相同假设的模型显示,当峰谷价差达0.65元/KWH时,用户侧储能即可获得高于10%的内部收益率。

当前,北京、江苏、广东、浙江、山东等区域峰谷价差已达到或明显超越此阈值。2021年7月,国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格 [2021]1093号,以下简称“分时电价通知”),要求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。考虑到仅北京峰谷电价价差已满足4:1且部分省份尚不足3:1,未来多省峰谷价差上调预期明确。

同时,分时电价通知要求各地按照前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷确定尖峰时段,尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%,这使得用户侧储能盈利空间进一步扩大。惠誉博华认为,用户侧储能将在北京、江浙、广东等经济发达、峰谷价差条件优越、用户负荷曲线预测性强的区域优先发展,规模增速将超越电源侧水平。

 

分析师

唐大千 Daqian Tang CPA CFA
+8610 5663 3873
darius.tang@fitchbohua.com

 

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