储能行业专题报告-发电侧储能市场及其商业模式分析.docx

储能行业专题报告发电侧储能市场及其商业模式分析1较用电/电网侧，发电侧政策推行力度更强为什么政策要推动发电侧储能发展？新能源发电波动性明显，存在峰值时发电功率高于电网负荷，产生弃风弃光的问题。未来随新能源装机比例提升，弃风弃光的问题将日益突出。弃风弃光问题解决：加强电网基建或配备储能。加强电网基建可以提升其负荷，使其可以承载更高功率的发电。配备发电侧储能则可以在电网输送通道受限+光伏/风电满负荷工作的情况下实现调峰，平滑新能源发电输出曲线，缓解电网负担。政策推动安装发电侧储能，相当于将部分电网建设的成本转嫁至电站，以解决消纳问题。从全国性政策看，国家对发电侧的重视程度更高2021年7月21日，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确目标至2025年，国内新型储能（除抽水蓄能外的储能系统）装机总规模达30GW以上。《意见》对发电侧、电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是“大力推进电源侧储能项目建设”“积极推动电网侧储能合理化布局”“积极支持用户侧储能多元化发展”，从表述看，未来政策对三种储能的支持力度会是发电侧>电网侧>用户侧。从地方性政策看，发电侧储能推行力度远高于电网/用电侧储能发电侧储能地方政策：强制安装+有效激励手段+补贴。各地发电侧政策可主要分为两类：一类是要求新能源项目必须按一定功率配比配置发电侧储能，如湖南、湖北、新疆、陕西、福建等地；一类是鼓励新能源项目按一定功率配比配置发电侧储能，同时会在项目审批、并网时给予倾斜。此外，部分地区（青海、新疆等地）会给予发电侧储能发售电量一定补贴，以提升其经济性。用电侧/电网侧储能地方政策：示范性项目+经济性探索。地方性电网侧和用电侧的激励措施还处于发展初期，多以推行示范项目，探索经济性手段（如提升峰谷价差、设置容量电价）为主。2较其他场景，发电侧储能具备更高经济性发电/电网端储能系统投资额低于用电端，前者LCOS更低核心假设：投资额：发电/电网侧储能系统多在MW级以上，而用电侧储能系统多为KW级，规模效应大幅摊薄了发电及电网侧投资成本。假设发电/电网侧投资额约1.5元/Wh，而用电侧投资额约2元/Wh。储能系统参数：充放电时长约2h；电池效率、锂电池充放电深度、衰减率分别为90%、90%、3%；全生命周期循环次数4500次。度电成本差别：得益于较低的投资额，发电/电网侧储能系统的LCOS仅0.565元/W，较用电侧的0.747元/W低24%。在储能解决弃光+剩余容量用于辅助服务的假设下，发电侧光储系统已具备启动经济性发电侧储能除单纯解决弃风弃光问题外，另可将多余的储能空间用于电网侧调频/调峰等储能服务，从而实现储能的充分利用，取得更高经济性。因此，在光伏发电侧可对储能的应用场景分为：1、储能仅解决弃光问题；2、储能解决弃光问题，经储能系统上网的电量可得补贴；3、储能解决弃光问题，同时将多余空间用于电网侧辅助服务；4、储能解决弃光问题，经储能系统上网的电量可得补贴，同时将多余空间用于电网侧辅助服务。若储能投资额降低至0.7元/Wh，储能对新能源电站的经济性贡献为正，将实现自发性快速增长由于目前来看，对发电侧储能给予补贴的省份依然较少，因此我们认为储能解决弃光+提供辅助服务将是未来最为常见的发电侧储能应用场景。测算该场景下的IRR对储能系统投资额的敏感性，则在投资额下降至0.7元/Wh时，光储系统的IRR达到8.50%，高于仅光伏系统的8.42%，表明储能对新能源电站的经济性贡献为正，即发电侧进入光储平价阶段，可实现储能装机自发性快速增长。3国内储能空间测算储能投资额下行及各场景经济性假设储能初始投资额下降，或技术迭代推升电池充放电次数和生命周期，均可提升储能系统的IRR。为方便起见，在此仅讨论未来初始投资额下行的假设下，各储能应用场景的经济性变动。由经济性测算可知，当下我国发电侧、用电侧和电网侧的储能投资额均不具备经济性。假设2021-2025年，储能投资额年均降幅约15%，则当下发电侧储能（解决弃电+辅助服务）已具备经济性；预计至2024年，电网侧储能IRR达5.5%左右，初步具备经济性。此外，假设随国家调高用电侧峰谷价差至0.7元/KWh，预计至2024年，用电侧储能IRR可达到7.4%，具备明显经济性。发电侧：部分核心假设目前，推动发电侧储能市场发展的主要因素依然是政策。我们梳理了目前已颁布发电侧储能政策的22个地区，发现其中约8个地区要求强制配置一定比例的储能，其余14个地区则出台了有效的激励方案，如在审批、并网方面给予配备储能的新能源项目一定倾斜等。由于能源局和发改委已推行全国性文件要求大力发展发电侧储能，我们认为类似的地方性政策有望推行至全国。复盘已发布政策省份历史装机，有效激励发电侧储能配置省份装机：强制配备储能省份装机约为2.25:1。假设后续