2021年1月18日，青海省發(fā)改委下發(fā)《支持儲能產業(yè)發(fā)展的若干措施(試行)》，我們認為青海“新能源+儲能”的發(fā)展模式已經較為清晰，對其他地區(qū)具有重要的參考意義。
作為我國新能源應用最為廣泛的地區(qū)之一，青海省電力系統(tǒng)對于儲能的需求較為迫切。本次文件下發(fā)后，青海新能源發(fā)電側儲能的發(fā)展模式已經基本明確，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：
(1)強制配套：新建新能源項目配套的儲能容量原則上不低于項目裝機量的10%，儲能時長不低于2小時;
(2)優(yōu)先保障消納：確保儲能設施的利用小時數(shù)不低于540小時，且釋放電量無需參加市場化交易;
(3)優(yōu)化儲能交易：配套儲能設施可降低新能源發(fā)電項目的并網(wǎng)運行管理考核費用，并通過提供電力輔助服務獲取相應回報;(4)地方補貼：兩年內給予自發(fā)自儲設施發(fā)售電量0.10元/kWh的運營補貼，使用青海省產儲能電池60%以上的項目可額外享受0.05元/kWh的補貼。
在現(xiàn)有政策下，配套儲能并不會給青海新能源發(fā)電項目帶來過重的負擔，大部分儲能投資成本可通過增加消納以及提供輔助服務的方式收回。在保障小時數(shù)540小時、系統(tǒng)單瓦時成本1.6元的基準假設下，我們測算青海新能源發(fā)電側儲能項目的IRR為-3.7%(不考慮補貼)。隨著利用小時數(shù)增加與儲能系統(tǒng)成本下降，未來儲能項目的收益率有望持續(xù)提升。在2020年底青海光伏競價項目配套儲能的招標中，儲能系統(tǒng)的最低報價已經接近1元/Wh，在此水平下儲能項目IRR或可達5%。
“十四五”期間儲能或成新能源發(fā)電項目標配，市場化是長期方向。我們預計短期內“新能源+儲能”項目將主要由強制配套等外部因素推動，隨著電力市場化的推進，儲能成本將由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔，儲能項目自身的經濟性將逐漸顯現(xiàn)。一旦市場機制成熟，“十四五”期間國內新能源發(fā)電側儲能的潛在裝機空間可超100GWh。
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