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
乌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。
多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)
多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。