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2021年08月11日发布

本报告主要回答两个问题： 1、为什么我们认为中国储能市场将主要由发电侧驱动？ 2、未来国内发电侧储能市场的商业模式为何？

1、为什么我们认为中国储能市场将主要由发电侧驱动？

政策是核心推动力。

当下时间点，储能系统无论在发电、电网、用电侧均不具备经济性。但政策端为了： 1）解决弃风弃光问题， 2）将部分基建成本交由电站端承担，各地已出台： a）强制要求发电侧配置储能、 b）有效激励发电侧配置储能（如在核准、并网方面给予政策倾斜）相关政策。相比之下，用电侧和电网侧仅存在示范性项目政策，推动力明显弱于发电侧。 预计发电侧储能市场将先于电网侧和用电侧市场启动。

经济性使发电侧储能更易推行。发电侧储能由于可与电站合建，整体系统IRR目前已达到6%以上，具备大规模推行的经济性基础。 得益于较低的投资额，发电/电网侧储能系统的LCOS仅0.565元/W，较用电侧的0.747元/W低24%。在1.5元/W的投资额下，仅光伏、光伏+储能（解决弃光）、光伏+储能（解决弃光且有补贴）、光伏+储能（解决弃光+辅助服务）、光伏+储能（解决弃光且有补贴+辅助服务）的IRR分别为8.42%、 5.28%、 5.80%、 6.24%、 6.75%； 由于IRR高于6%时，项目已具备可启动的经济性，因此在储能解决弃光+剩余容量用于辅助服务的假设下，当下的发电侧光储系统已到达启动时间点，装机量有望在政策推动下持续增长。

受政策+储能降本提高经济性推动，预计25年国内储能新增装机可达47.7GWh，发电侧储能新增装机36.2GWh，占比76%。 至2025年中国储能系统累积装机量可达103GWh，以2h充放电时长测算，对应装机51.5GW，大幅高于政策要求的30GW累计装机量目标，出现超装；其中受发电侧累积装机可达39GW，是超装的主要推动力。

2、未来国内发电侧储能市场的商业模式为何？

1）由于当下储能系统对发电侧的经济性贡献为负，经济性仍是首要问题； 2）政策明确在安装并网前，需对发电侧储能的系统价值和技术水平进行评估验收，将为储能系统划定性能红线。

因此我们认为，未来国内发电侧市场中，在性能满足标准的前提下，成本会是下游客户首要的考虑因素。预计发电侧储能兴起将推动低成本+产品性能达标的电池和PCS企业获得更高市场份额。

投资建议：国内发电侧储能领域，看好【宁德时代】、 【阳光电源】、 【中信博】、 【永福股份】； 【宁德时代】材料供应链及逆变器供应链【中熔电气】、 【法拉电子】。

储能锂电池更看重经济性和高循环次数。我们认为国内发电侧需要有大型项目经验+品质过硬+技术积累深厚的企业，推荐项目经验丰富的【宁德时代】。

储能技术壁垒相较普通逆变器更高，预计较早布局该领域，技术积累强的企业有望更快速的实现储能逆变器成本&价格下行。推荐在大型地面经验丰富的【阳光电源】。

发电侧储能将有效解决光伏弃光问题，跟踪支架发电量增益的经济性将进一步凸显，在国内地面电站中的渗透率有望持续提升。推荐跟踪支架国内龙头【中信博】。

同时，看好在储能集成、建设、运维领域具备大量技术及项目积淀的EPC企业【永福股份】、 【宁德时代】材料供应链及逆变器【中熔电气】、 【法拉电子】。

风险提示：储能需求不及预期、政策力度不及预期、储能投资额下降不及预期、其他储能技术发展超预期等风险。测算具有一定主观性，仅供参考。