【天风电新】国内储能专家交流要点-0112———————————

【天风电新】国内储能专家交流要点-0112 ——————————— □央国企停建储能项目传闻更新传闻不属实。 了解到的情况是某一电力央企近期领导换届，最新会议提及需要对集团内新能源项目重新就经济性排序，排序靠后项目暂缓建设。不认为会造成装机需求的行业层面影响，12月这一央企刚完成一次规模较大的集采 □国内大储经济性判断 【短期看，国内储能的经济性还是要叠加租赁 【天风电新】国内储能专家交流要点-0112 ——————————— □央国企停建储能项目传闻更新传闻不属实。 了解到的情况是某一电力央企近期领导换届，最新会议提及需要对集团内新能源项目重新就经济性排序，排序靠后项目暂缓建设。不认为会造成装机需求的行业层面影响，12月这一央企刚完成一次规模较大的集采 □国内大储经济性判断 【短期看，国内储能的经济性还是要叠加租赁费用】。 23年山东大型独立储能项目已经可以至少实现保本，预计投资成本下降会带动24年收益率进一步提升。以山东为例，尽管容量补偿电价略有下降，但也新增了辅助服务市场收益。 假设独立储能规模为100MW/200MWh，以山东市场为例，年收入拆分： 1、容量补偿40多万/年； 2、现货价差套利：山东、山西、甘肃、蒙西的现货试点省份的现货波动性更加剧烈（和弃光率有关），未来价差会有进一步提升的空间。 23年全年有效套利时间250天，平均价差0.5元/KWh。 3、辅助服务市场还在刚开始的阶段，没有实际测算。 估算调频山东月度1亿元市场规模，单个独立储能项目分成比例取决于市场参与者数量。现货市场建设进度：广东的现货价差波动会更低一些。 预计24年会有10个省份会在年底到明年年初跑通现货市场。 □国内大储需求判断 实际23年风光装机完成情况大幅超过国家给的指引，往24年看不需要太过悲观，西北大基地项目规模大、建设成本低、特高压建设也在推进，预计经济性和消纳压力都会缓解。 往24年看，预计风光装机同增10-20%，储能装机增速50%左右：时长提升至2.5小时、配储比例提升至12%。原因是西北风光配储要求20%或更高、4小时时长，预计西北风光增速更快，带动储能装机需求提升。 近期还有部分地区要求补建储能（目前是甘肃的个别项目，当地消纳压力过大、电网公司要求）。 □国内工商储需求判断 23年预计全年装机量2-3GWh，24年预计装机量达到6-8GWH。 趋势： 1、竞争有所加剧，开发商分成比例越来越低。 2、超过20MWh的大企业项目会直接找设备厂自投自建，跳过开发商节省成本，如南京近期有两个200MWH项目投运。