1、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
2、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。假设后续全国装机量同样为对应比例,即在发电侧装机中,有31%的装机量被要求强配储能,剩余69%的装机量存在发电侧储能的激励政策。 对强制装配储能地区,由于大部分政策自2021年期间发放,预计2021年储能在新增风光装机中渗透率约50%,而后22-24年维持80-95%的高位。对有效激励配储能地区,预计21年渗透率可提升至10%,而后随政策推广+储能成本下行,渗透率持续提升。 发电侧存量装机对应储能市场:2025年受经济性提升影响,渗透率将快速增长。由此前预测,至储能投资下降至0.7元/W时,储能可大幅提升发电侧经济性,有望带动发电侧存量装机对应储能的渗透率自0.6%快速提升至1%。
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