行业周报:政策逐渐清晰 新能源发电侧储能有望加速

  2021年1月18日,青海省发改委下发《支持储能产业发展的若干措施(试行)》,我们认为青海“新能源+储能”的发展模式已经较为清晰,对其他地区具有重要的参考意义

  作为我国新能源应用最为广泛的地区之一,青海省电力系统对于储能的需求较为迫切。本次文件下发后,青海新能源发电侧储能的发展模式已经基本明确,主要体现在以下几个方面:(1)强制配套:新建新能源项目配套的储能容量原则上不低于项目装机量的10%,储能时长不低于2小时;(2)优先保障消纳:确保储能设施的利用小时数不低于540小时,且释放电量无需参加市场化交易;(3)优化储能交易:配套储能设施可降低新能源发电项目的并网运行管理考核费用,并通过提供电力辅助服务获取相应回报;(4)地方补贴:两年内给予自发自储设施发售电量0.10元/kWh的运营补贴,使用青海省产储能电池60%以上的项目可额外享受0.05元/kWh的补贴。

  在现有政策下,配套储能并不会给青海新能源发电项目带来过重的负担,大部分储能投资成本可通过增加消纳以及提供辅助服务的方式收回。在保障小时数540小时、系统单瓦时成本1.6元的基准假设下,我们测算青海新能源发电侧储能项目的IRR为-3.7%(不考虑补贴)。随着利用小时数增加与储能系统成本下降,未来储能项目的收益率有望持续提升。在2020年底青海光伏竞价项目配套储能的招标中,储能系统的最低报价已经接近1元/Wh,在此水平下储能项目IRR或可达5%。

  “十四五”期间储能或成新能源发电项目标配,市场化是长期方向。我们预计短期内“新能源+储能”项目将主要由强制配套等外部因素推动,随着电力市场化的推进,储能成本将由电力系统各环节共同承担,储能项目自身的经济性将逐渐显现。一旦市场机制成熟,“十四五”期间国内新能源发电侧储能的潜在装机空间可超100GWh。

  投资建议:“十四五”期间国内新能源发电侧储能装机空间巨大,近期青海下发的储能产业支持措施为其他地区提供了一个较好的范例。建议投资者积极把握储能产业链投资机遇,重点推荐国内逆变器+储能龙头阳光电源

  风险提示:行业政策变动,储能成本下降低于预期。

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