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PPT | 国内工商业储能:多层次电价政策变化,把握从0-1、点到面的投资机会
国际能源网团队
储能头条
2023-09-30
收录于合集 #储能产业研究资料(领取)
151个
编辑 | 国际能源网/储能头条 团队
微信公众号 | 储能头条
摘要
2022年系中国储能元年,全年并网规模达7.76GW/16.43GWh,容量口径yoy+235%。但从应用领域分布看,22年用户侧储能仅占总并网量的10%(含部分铅炭储能项目)。因此,从应用领域看,我们预计2022年国内锂电池的工商业储能项目较少。
但站在23年初,工商业储能政策变化很明显,峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多、部分地区分时电价每天设置两个高峰段,实现每天两充两放,工商业储能经济性加强等,因此我们认为2023年将是国内工商业储能元年,有望迎来0-1的爆发。
本篇报告聚焦:1)我们为什么在当前时点看好国内工商业储能市场?2)预计将有哪些投资机会?
当前时点,我们为什么看好国内工商业储能市场——核心变化是23年工商业电价的调整,带来经济性的变化。
1、
23年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。
从边际变化看,进入23年,峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多 (尖峰-谷时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个);横向看,各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大,典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh,当峰谷电价差大于储能LCOE,工商业储能投资具有经济性,即在峰谷价差不断增大的趋势下,全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外,对大工业用电而言,安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出。
2、
部分省份将正午时段设定为分时电价的谷时,仅装分布式光伏的经济性边际下降,但主动配储需求提升。
23年1月,山东、山西、浙江等8个省份将光伏发电高峰期的正午时段规定为谷时,其中青海、宁夏、甘肃三省的谷时划分几乎全覆盖日中光伏主要发电时间。此外,23年起山东将正午划分为深谷(分时系数下降至0.1),据CEESA分析,山东省工商业深谷时段最低电价可能降至0.1元/kWh。考虑光伏出力高峰期电价下降、全国范围内峰谷价差进一步拉大,纯光伏发电经济性被进一步削弱,有望带动新增及存量分布式光伏电站主动配储。
3、
部分省份或可实现每天两充两放,我们测算回本周期有望缩短至6年内。
当前分时电价机制下,多省市可满足工商业储能每天两充两放:如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等(分时电价每天设置了两个高峰段,且两高峰段间存在电价差,可在谷时/平时充电,并分别于两个高峰段放电,实现两充两放)。储能系统的利用率大幅提升的情况下,我们预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。
两充两放策略下的经济性测算:
核心假设储能投资成本2元/KWh,循环寿命6000次,年运营天数330天,每天满充满放两次,DoD 90%,运维费率每年为投资成本的1%,折旧率3.25%。两充两放策略:谷时/平时充电,高峰/峰时放电。测算结果:浙江省4.75年、广东省5.70年、海南省5.98年,回本周期均在6年以内。
4、
需求的额外支撑:电力保供需求+部分省份的需求响应收入。
21-22年国内“限电”政策频发带来了工商业用户群体的电力保供需求。我们亦发现典型如广东,需求侧响应机制(21年4月推出)有望为工商业储能用户提供额外收入:当前参与市场化需求响应的日前邀约申报价格为70-3500元/MWh,据能源新闻,2021年广东迎峰度夏期间,参与市场化需求侧响应交易用户数超300,实现削峰超100万千瓦。假设年度需求侧响应60次,我们测算广东省工商业储能的投资回收期约4.86年,回收周期进一步缩短。
整体看,我们预计工商业储能优先实现高增速的将会是工业活动较发达、电价政策变化带来较高经济性的浙江省(测算回本周期4.75年)、广东省(考虑需求响应收入,测算回本周期4.86年),而基于目前电价变化趋势+新能源并网比例不断上升带来的电力系统稳定性需求,我们预计未来将有越来越多的省份展现经济性,从而实现0-1、点到面的国内工商业储能市场起量。
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以下是报告部分内容:
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来源:国际能源网/储能头条
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