[研报PDF]公用事业行业深度研究:新型电力系统深度研究3-全场景下电化学储能电站收益测算

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  双碳目标下新能源装机规模持续扩张,储能成必要环节

  双碳目标下新能源装机维持高增速,装机规模占比不断提升,给电网带来较大考验,储能成为新型电力系统下的必要环节。但传统抽水蓄能受制于自然条件约束及响应速度较慢问题,难以完全满足新能源装机规模快速扩张下的调峰调频需求。以电化学为主的新型储能近年来取得快速发展,截至2021底,国内电化学储能装机规模为5.12GW,2014-2021年CAGR达69.0%。

  源网侧:收益机制亟待探索,共享独立储能或为最优模式

  火储联合调频:火储发展初期受补偿政策影响,广东、内蒙、山西等区域收益水平显著,发展优势明显,但该市场目前总体资金池相对有限,伴随电站规模快速扩张,总体资金池将被迅速瓜分,早期发展较快区域开始趋于饱和,补偿标准表现出降低趋势。在此背景下,火储联合调频市场开始向其他区域拓展,据储能与电力市场统计,2021年,新增项目(规划、建设、投运)涵盖广东、江苏、浙江、福建等15个省市,涉及近40个项目。

  新能源+储能:多个省份提出明确新能源配储要求(比例多在5%-20%之间),推动储能产业规模快速扩张,但“繁荣发展”背后,由于其缺乏明确调用及收益机制,发电侧自建储能压力较大。

  独立储能:新型储能产业“探索初期”将过,规范化与市场化加速推进。而独立储能电站一方面更加贴合政策导向,相比于依附于发电侧的商业模式,独立储能电站规范性与主体性更强;另一方面,在辅助服务市场逐渐向独立储能放开的背景下,独立储能电站有望满足发电侧、电网侧等多方需求,通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道,从而有效解决经济性难题。同时,独立储能电站参与电力现货市场交易确定性逐渐增强,市场化机制有望打破资金盘掣肘,进一步提高项目收益水平。根据测算,在综合考虑现货市场交易+容量租赁的情况下,山东独立储能电站项目全投资IRR达13.01%,资本金IRR达26.50%,收益率可观,已具备较强的投资价值。

  用户侧:需求响应机制必要性凸显,峰谷价差拉大为储能提供套利空间

  伴随我国分时电价政策加速推进,目前已有29个省份实施了不同的分时电价机制,峰谷电价价差不断拉大,从而为用户侧储能提供了客观的套利空间。根据测算,当平均价差达到0.39元/KWh时可实现盈亏平衡,当平均价差达到0.6元/KWh时,其全投资IRR达11.57%,资本金IRR达23.30%,因此从当前各地区峰谷价差情况来看,用户侧储能已具备一定的经济性与投资价值。

  投资建议:新型储能商业模式逐渐明朗,共享独立储能电站收益可观,规模放量在即。一方面,双碳目标下,新能源装机维持高增速,装机规模占比不断提升,给电网带来较大考验。在此背景下,国家级储能相关政策频繁出台,对新型储能产业做出一系列顶层战略规划,明确到2025年30GW的发展目标,并推动其规范化与市场化发展;另一方面,在近年来对储能商业模式的持续探索下,其收入渠道不断拓展,盈利能力显著提高,同时伴随政策端补偿机制等的陆续推出,储能经济性有望持续改善。具体标的方面,建议关注【万里扬】【林洋能源】【三峡能源】【文山电力】【宝光股份】【南网科技】等

  风险提示:储能上游设备涨价,相关政策出台及落地不及预期,储能电站收益渠道拓展不及预期,现货市场下电费价差不及预期,测算假设存在误差等

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