3. 國內儲能的空間：短期看政策波動、長期看經濟性
儲能政策缺乏統(tǒng)領性的、可量化計算的國家政策，多為各省市依據(jù)自身情況制定。
發(fā)電側：各地依據(jù)本地情況出臺配儲比例政策，常見要求配儲10%、2h。
電網側：各地依據(jù)本地情況出臺政策，通過調峰、調頻輔助服務的價格機制完善來促進儲能發(fā)展。
用電側：1)分布式光伏配儲：2022年起，部分地方分布式光伏也開始要求配儲，依照目前整縣推進的模式，其實類似集中式光伏的配儲要求。部分地方對分布式光伏配儲能項目提供額外補貼，但更多還是作為必須的配儲要求發(fā)布。2)峰谷價差套利：部分地方出臺配置儲能用戶的峰谷電價優(yōu)惠，但主要還是通過加大峰谷價差，以此鼓勵工商業(yè)用戶配儲。暫未見針對戶用(家庭)的儲能優(yōu)惠政策。3)5G基站：未明確配儲要求，部分地方對配儲基站的峰谷電價做出調整(2020年山東：降低低谷電價)。
3.1 發(fā)電側：政策性配儲規(guī)模的核心是合理的IRR
目前，各地依據(jù)本地情況出臺配儲比例政策，常見要求配儲10%、2h(0.2wh)。長期來看，配儲規(guī)模的增長彈性取決于光伏和儲能裝置成本的持續(xù)下價，理論上是維持光儲一體化資產的合理IRR。我們按照2030年光伏和儲能的成本測算，配儲0.6wh的IRR可以達到6%。
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