电改背景下储能经济性提升的潜力有多大?

发布时间：

2024-06-18 00:00

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概要：

当前，中国光伏产业处在最好与最坏并存的时刻，在阵痛中破茧成蝶的重要转换期。行业正在经历的不是以往三五年一轮的周期性迭代，而是光伏大变局来临之前的一场预演。“储能的加入能够更好地赋能光伏等新能源“未来，储能的度电成本一定会降低到0.1元以下，当光伏+储能的度电电力市场

当前，中国光伏产业处在最好与最坏并存的时刻，在阵痛中破茧成蝶的重要转换期。行业正在经历的不是以往三五年一轮的周期性迭代，而是光伏大变局来临之前的一场预演。“储能的加入能够更好地赋能光伏等新能源“未来，储能的度电成本一定会降低到0.1元以下，当光伏+储能的度电成本低于0.3元，真正的能源革命就会实现。光伏和储能将构成‘新煤炭’，推动能源加速转型。”

1、储能项目经济性提升潜力

储能电站利用率的提升是推动经济性能提升的主要驱动力，目前部分成熟地区的独立储能 IRR 已达到 6%以上，全生命周期 IRR 可达7到8个点。新能源项目配置储能的比例和积极性持续提升，储能EPC体量同比翻倍增长.

2、储能电站利用率和经济性

2023年上半年，中国储能电站日均等效充电次数仅为 0.58 次，远低于理想经济模型的300次/年。到 2024 年，独立储能日等效充放电次数提升至 0.75 次，新能源配储项目提升至 0.474 次，接近理想经济模型。

3、政策推动储能项目经济性

国家层面的政策推动储能参与电力市场交易，地方层面政策开始具体落实，保障储能项目年使用次数或利用小时数。新能源全额保障性收购政策取消，市场化方式实现资源优化配置和消纳，配置储能成为新能源项目市场化交易的重要工具。

4、海外储能项目盈利模式

海外储能项目运行模式与国内类似，但市场化收入模式更丰富，电价高或储能套利价差更大，特殊环境下可获取超额收益。

5、国内储能项目收入模式

国内项目收益模式相对单调，主要参与辅助服务和电力市场，容量租赁成为重要收入来源。

6、储能项目经济性改善途径

电量价值改善长期重要，容量价值改善短期易实现。国内外电力现货市场价格差异大，国内价差提升空间大.利用率提升已使储能参与电量交易收入明显提升，价差扩大将进一步改善项目经济性。

7、储能容量价值政策支持

国内部分省份已明确给予储能容量补偿政策，容量补偿有望提升至更高水平，对项目盈利至关重要。

8、储能成本下降与经济性提升

储能系统成本大幅下降，当前EPC价格稳定，储能项目收益率明显提升。

9、储能板块市场表现与前景

储能板块市场表现与量价预期密切相关，当前招标中标数据显示需求增长，项目经济性好转。系统端价格已砸出底部，关键设备价格体系稳定，行业需求和盈利能力逐渐上升。

电改推动储能经济性提升

储能电站的利用率，即平均每年调用次数的改善，明显超过了预期，成为推动储能项目经济性能提升的主要驱动力。目前，部分成熟地区的独立储能内部收益率（IRR）已达到 6%以上。如果考虑到电池中途更换一次，并从20到25 年的全生命周期来看，项目的 IRR 甚至可以达到 7 到 8 个百分点。随着项目利润率的明显提升和建设成本的大幅降低，从五大六小开发商的反馈来看，新能源项目的配置比例、必要性和积极性都在持续提升。这也推动了今年前四个月储能 EPC 体量的同比翻倍增长，超出了年初预期。

从今年4月1日起，全额保障性收购可再生能源电量监管办法正式实行，突出了以市场化方式实现资源优化配置和消纳的趋势。之前的新能源全额保障性收购不复存在，后续新能源的销售主要通过市场化方式实现。配置储能成为风电和光伏项目在市场化交易中必不可少的重要工具。从这些政策实施后，我们看到各地新能源主动配储的必要性提升，整个储能收益模型发生了明显改变。

当前容量租赁在国内储能项目中占到一半以上的收入来源，具有一定的合理性。从中长期视角来看，储能参与电能量套利或调频功能是其最基础和最重要的作用，也是最主要的收入来源。

目前市场化的风光项目能够按照 40%以上的比例配备储能，这带来了储能装机量的显著提升。今年海外市场需求也明显增加。过去，中国和美国是主要的市场，但今年中东市场可能接近10 GW时的容量，欧洲市场今年也开始增加需求。海外需求的释放不仅限于美国，欧洲、中东、东南亚和澳洲等地区也将有较好的市场表现。核心原因在于这些地区的新能源发展已达到较高水平，开始对储能和电网稳定性产生需求。

来源：储能电站

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