2021年中国发电侧储能市场前景与商业模式研究报告（21页）.pdf

上传人：栗****苦

编号：48793

2021-08-11

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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

2、发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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