2021-2022中国发电侧储能市场及其商业模式分析报告.pptx

2021-2022中 国 发 电侧 储 能 市 场及 其 商 业 模 式 分析报告 摘要 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 。 摘要 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 。 较用电 /电网侧 ， 发电侧政策推 行 力度 更 强 1 为什么政策要推动发电侧储 能 发展 ？ 新能源发电波动性明显 ， 存在峰值时发电功率高于电网负荷 ， 产生弃风弃光的问题 。 未来 随新能源装机比例提升 ， 弃风弃光的问题将 日益突 出 。 弃风弃 光问题解决 ： 加强电网基建或配备储能 。 加强电网基建可以提升其负荷 ， 使其可以承载更高功率的发电 。 配备发电侧储能则可 以在电网输送通道受限 +光伏 /风电满负荷工作的情况下实现调峰 ， 平滑新能源发电输出曲线 ， 缓解电网负担 。 政策推动 安装发电侧储 能 ， 相 当于将部分电网建设的成本转嫁至电站 ， 以解决消纳问题 。 资料来源 ： 于童 基于全寿命周期 理 论的 储 能降 低 光伏 电 站 +弃 光率 的 经济 性 分 析 ， 屈 姬 贤 基 于风 电 接纳 空 间电 量 回归 模 型的 弃 风率 快速计算方法 、 图 ： 光伏 发 电侧 储 能工 作 原理 图 ： 风电 发 电侧 储 能工 作 原理 从全国性政策看 ， 国家对发 电 侧的 重 视程 度 更高 2021年 7月 21日 ， 发改委 、 能源局发布 关于加快推动新型储能发展的指导意见 ， 明确目标至 2025年 ， 国内新型储能 （ 除抽水蓄 能外的储能系统 ） 装机总规模达 30GW以上 。 意见 对发电侧 、 电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是 “ 大力推进电源侧储能项目建设 ”“ 积极推动电网侧储能合理化布 局 ”“ 积极支持用户侧储能多元化发展 ” ， 从表述 看 ， 未来政策对三种储能的支持力度会是发电 侧 电网侧 用户侧 。 资料来源 ： 发改委 ， 国家能源局 ， 表 ： 关 于 加快 推 动新 型 储能 发 展的 指 导意 见 主 要 内容 目标 到 2025年 ， 实现新型储能从商业 化 初期 向 规模 化 发展 转 变 ， 装 机规 模 达 30GW以上 。 发电侧 大力推进电源侧储能项 目 建设 。 布局 一 批配 置 储能 的 系统 友 好型 新 能源 电 站项 目 ， 为 电 力系 统 提供 容 量支 撑 及一 定 调峰 能 力 。 充 分发 挥大规模新型储能的作 用 ， 推 动 多能 互 补发 展 ， 规 划 建设 跨 区输 送 的大 型 清洁 能 源基 地 ， 提 升 外送 通 道利 用 率和 通 道可 再 生能 源 电量 占比 。 电网侧 积极推动电网侧储能合 理 化布 局 。 通 过 关键 节 点布 局 电网 侧 储能 ， 提升 大 规模 高 比例 新 能源 及 大容 量 直流 接 入后 系 统灵 活 调节 能 力和 安全稳定水平 。 在电网 末 端及 偏 远地 区 ， 建 设 电网 侧 储能 或 风光 储 电站 ， 提高 电 网供 电 能力 。 围绕 重 要负 荷 用户 需 求 ， 建 设一 批 移动 式或固定式储能 ， 提升 应 急供 电 保障 能 力或 延 缓输 变 电升 级 改造 需 求 。 用户侧 积极支持用户侧储能多 元 化发 展 。 鼓 励 围绕 分 布式 新 能源 、 微电 网 、 大 数 据中 心 、 5G基 站 、 充 电 设施 、 工业 园 区等 其 他终 端 用户 ， 探索储能融合发展新场 景 。 鼓 励 聚合 利 用不 间 断电 源 、 电 动 汽车 、 用户 侧 储能 等 分散 式 储能 设 施 ， 依 托大 数 据 、 云 计算 、 人工 智 能 、 区块链等技术 ， 结合体 制 机制 综 合创 新 ， 探 索 智慧 能 源 、 虚 拟电 厂 等多 种 商业 模 式 。 从地方性政策看 ， 发电侧储 能 推行 力 度远 高 于电 网 /用 电侧 储能 发电侧 储能地方政策 ： 强制安 装 +有效激励手段 +补贴 。 各地发电侧政策可主要分为两类 ： 一类是要求新能源项目必须按一定功率配 比配置 发电侧储能 ， 如湖南 、 湖北 、 新疆 、 陕西 、 福建等地 ； 一类是鼓励新能源项目按一定功率配比配置发电侧储能 ， 同时会在项目 审批 、 并 网 时 给 予 倾 斜 。 此外 ， 部分地区 （ 青海 、 新疆等地 ） 会给予发电侧储能发售电量一定补贴 ， 以提升其经济性 。 用电侧 /电网侧储能地方政策 ： 示范性项目 +经济性探索 。 地方性电网侧和用电侧的激励措施还处于发展初期 ， 多以推行示范项目 ， 探 索经济性手段 （ 如提升峰谷价差 、 设置容量电价 ） 为主 。 资料来源 ： 各地区能源局 、 发改委 、 政策分类 地区 政策内容 政策时间 补贴政策 青海省 对 新能源 储能 ” 、 水电 新能源 储能 ” 项目中自发自储设 施 所发 售 的省 内 电网 电 量 ， 给 予每 千 瓦时 0 10元补 贴 ； 经 省 工业 和 信息 化 厅认 定 使用 本 省产 储能电池 60 以 上 的项 目 ， 再 增 加每 千 瓦时 0 05元补贴 2021/1/18 新疆 对根据电力调度机构指 令 进入 充 电状 态 的火 电 、 风 电 、 光 伏 等电 储 能设 施 所充 电 的电 量 进行 补 偿 ， 补 偿标 准 为 0.55元 /千瓦时 2020/5/26 苏州市 按发电量 （ 放电量 ） 补 贴 3年 ， 每 千 瓦时 补 贴业 主 单位 0.3元 2019/3/24 强制配 储能 政策 湖南省 加快推进 “ 新能源 +储能 ” 模 式 ， 对 新增 风 电按 照 装机 容 量 20%配 置储 能 ， 新 增 光伏 按 照装 机 容量 10%配置 储 能 2020/12/16 湖北省 针对风光火互补基地 、 风 光水 （ 抽水 蓄 能 ） 基 地 、 是 风光 火 （ 水 ） 储基 地 分门 别 类的 进 行调 峰 配置 ， 不足 部 分 （ 基 地规 模 与可 配 置的 新 能源 项 目规 模 之差 ） 应按 照化学储能容量不低于 10%、 时 长 不低 于 2小 时 、 充 放电 不 低于 6000次 的 标准 配 置储能 2021/6/7 新疆 阿克苏地区要求纳入开 发 建设 的 光伏 发 电项 目 需按 不 低于 10%的装 机 比例 配 置储 能 ， 且 需 同步 开 工建 设 ； 喀 什 地区 要 求部 分 光伏 发 电项 目 配套 储 能设 施 充电 小 时数 不低于 2小时 2021/3/19 陕西省 关中 、 陕北新增 10万千 瓦 （ 含 ） 以上 集 中式 风 电 、 光 伏发 电 项目 按 照不 低 于装 机 容量 10 配 置 储能 设 施 ， 其 中榆 林 地区 不 低于 20； 新 增项 目 储能 设 施按 连 续储 能时长 2小 时 以 上 ， 储 能 系 统 满 足 10年 （ 5000次 循 环 ） 以 上 工 作 寿 命 ， 系 统 容 量 10年 衰 减 率 不 超 过 20 标 准 进 行 建 设 ， 且 须 与 发 电 项 目 同 步 投 运 ； 鼓 励 地 方 政 府 或 大型企业牵头在升压站 附 近配 置 集中 式 储能 电 站 2021/3/10 福建省 项目建设原则上年内开 工 并网 ， 要求 储 能配 置 不低 于 开发 规 模的 10% 2021/5/24 优先支 持政 策 河南省 给出全省新能源电力消 纳 指引 ， I类 地 区要 求 配置 10%， 2h； II类 地区 15%， 2h； III类地 区 20， 2h以上 基 础储能 2021/6/21 对储能配置比例不低于 10、 连 续储 能 时长 2小 时 以上 的 新能 源 项目 ， 在同 等 条件 下 优先 获 得风 光 资源 开 发权 ， 由电 网 企业 优 先并 网 、 优 先 保障 消 纳 2021/6/15 天津市 单体容量超过 5万千 瓦 的项 目 ， 承 诺 配套 建 设储 能 设施 比 例达 到 最低 要 求 （ 光 伏发 电 10%、 风 电 15%） 或提 供 相应 调 峰能 力 的 ， 得 20分 ； 在此 基 础上 ， 储能 设 施配 比每增加 1%,得分加 2分 ， 直至 30分 ； 储 能设 施 应按 照 连续 储 能时 长 不低 于 1小 时 ， 系 统工 作 寿命 10年以 上 的标 准 配置 ， 且在 发 电项 目 并网 后 两年 内 建成 投 运 2021/6/7 广西省 在 2021年 度 风电 、 光伏 竞 争性 配 置评 分 办法 中 ， 配 置 储能 项 最高 可 得 15分 2021/5/7 山东省 新增集中式风电 、 光伏 发 电项 目 ， 原 则 上按 照 不低 于 10%比 例 配建 或 租赁 储 能设 施 ， 连 续 充电 时 间不 低 于 2小时 ； 风电 、 光伏 发 电项 目 按比 例 要求 配 建或 租 赁储能 示范项目的 ， 优先并网 ， 优先 消 纳 2021/4/8 建立独立储能共享和储 能 优先 参 与调 峰 调度 机 制 ； 新 能源 场 站原 则 上配 置 不低 于 10 储 能设施 2021/2/19 较其他场景 ， 发电侧储能具 备 更高 经 济性 2 发电 /电网端储能系统投资额 低 于用 电 端 ， 前 者 LCOS更低 核心假 设 ： 投资额 ： 发 电 /电网侧储能系统多在 MW级以上 ， 而用电侧储能系统多为 KW级 ， 规模效应大幅摊薄了发电及电网侧投资成本 。 假设发电 /电网侧投资额约 1.5元 /Wh， 而用电侧投资额约 2元 /Wh。 储能系统参数 ： 充放电时长约 2h； 电池效率 、 锂电池充放电深度 、 衰减率分别 为 90%、 90%、 3%； 全生命周期循环次数 4500次 。 度电成 本差别 ： 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%。 资料来源 ： BNEF， 北极星储 能 网 ， 国 际电 力 网 ， 表 ： LCOS测算 发电 /电 网侧 用电侧 储能电 站功率 （ W） 1.00 1.00 储能时 长 （ h） 2.00 2.00 储能系 统单位投资成 本 (元 /Wh) 1.50 2.00 整周期 储能系统配置个数 （ 12年 ） 1 1 运维成 本 （ 元 /W/年 ） 0.05 0.05 运营天 数 (天 ) 360 360 电池效率 90% 90% 锂电池 充放电深度 （ DOD） 90% 90% 锂电池 衰减率 3% 3% 增值税率 13% 13% 所得税率 25% 25% LCOS 0.565 0.747 在储能解决弃光 +剩余 容 量用于 辅 助服 务 的假设 下 ， 发 电 侧光储 系 统已 具 备启 动 经济性 发电侧储能除单纯解决弃风弃光问题外 ， 另可将多余的储能空间用于电网侧调 频 /调峰等储能服务 ， 从而实现储能的充分利用 ， 取得更 高经济性 。 因此 ， 在光伏发电侧可对储能的应用场景分为 ： 1、 储能仅解决弃光问题 ； 2、 储能解决弃光问题 ， 经储能系统上网的电量可得补贴 ； 3、 储能解决弃光问题 ， 同时将多余空间用于电网侧辅助服务 ； 4、 储能解决弃光问题 ， 经储能系统上网的电量可得补贴 ， 同时将多余空间 用于电网侧辅助服务 。 资料来源 ： 图 ： 发电 侧 储能 应 用不 同 场景 图 ： 发 电 侧 解 决 弃 风 弃 光 +辅 助 服 务 示 意 图 弃光问题解 决 弃光上网有补 贴 电网辅助服务 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 ） 在储能解决弃光 +剩余 容 量用于 辅 助服 务 的假设 下 ， 发 电 侧光储 系 统已 具 备启 动 经济性 核心假设 ： 1、 未装储能时 ， 光伏电站弃光率约 4%； 2、 发电侧按 15%配储能 ， 充放电时长 2h， 每日一充一放 ， 电池效率 、 锂电池充 放电深度 、 衰减率分别为 90%、 90%、 3%； 3、 光伏电站投资额约 3.99元 /W， 发电侧储能投资额约 1.5元 /Wh， 24年生命周期内需更 换 1次储能 ； 4、 贷款比例 70%， 利率 4%； 5、 上网电价 0.38元 /KWh， 储能度电补贴 0.2元 /KWh， 辅助服务收入 0.5元 /KWh。 在当下的投资额下 ， 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%； 因当下储能系统还不具备经济性 ， 因此光储系统 的 IRR低于仅光伏的水平 。 由于 IRR高于 6%时 ， 一般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 。 叠加政策推动 ， 预计将快速迎来放量 。 图 ： 多场 景 下 IRR测算 资料来源 ： 各地区能源局 ， 发改委 ， 测 算 等 8.42% 5.28% 5.80% 6.24% 6.75% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 仅光伏 仅解决弃光 解决弃光且有补贴 解决弃光 +辅助服务 解决弃光且有补贴 +辅助服务 若储能投资额降低至 0.7元 /Wh， 储 能 对新能 源 电站 的 经济性 贡 献为 正 ， 将 实 现自 发性快速增长 由于目前来看 ， 对发电侧储能给予补贴的省份依然较少 ， 因此我们认为储能解决弃 光 +提供辅助服务将是未来最为常见的发电侧储能应 用场景 。 测算该场景下的 IRR对储能系统投资额的敏感性 ， 则 在投资额下降至 0.7元 /Wh时 ， 光储系统的 IRR达到 8.50%， 高于仅光伏系统的 8.42%， 表明储能对新能源电站的经济性贡献为正 ， 即发电侧进入光储平价阶段 ， 可实现储能装机自发性快速增长 。 资料来源 ： 全国新能源消纳监测预 警 中心 ， 北极 星 储能 网 ， 测 算等 图 ： 发电 侧 储能 IRR对投 资 额敏 感 性测算 9.16% 8.50% 7.83% 7.35% 6.82% 6.24% 5.74% 4.00% 3.00% 2.00% 1.00% 0.00% 5.00% 6.00% 7.00% 8.00% 9.00% 10.00% 0.50 0.70 0.92 1.08 1.28 1.50 1.70 IRR=8.42% 国内储能空间测算 3 储能投资额下行及各场景经 济 性假设 储能初始投资额下降 ， 或技术迭代推升电池充放电次数和生命周期 ， 均可提升储能系统 的 IRR。 为方便起见 ， 在此仅讨论未来初始投资 额下行的假设下 ， 各储能应用场景的经济性变动 。 由经济性测算可知 ， 当下我国发电侧 、 用电侧和电网侧的储能投资额均不具备经济性 。 假 设 2021- 2025年 ， 储能投资额年均降幅约 15%， 则当下发电侧储能 （ 解决弃电 +辅助服务 ） 已具备经济性 ； 预计至 2024年 ， 电网侧储能 IRR达 5.5%左右 ， 初步具备经济性 。 此 外 ， 假设随国家调高用电侧峰谷价差至 0.7元 /KWh， 预计至 2024年 ， 用电侧储能 IRR可达到 7.4%， 具备明显经济性 。 表 ： 投资 额 对应 经 济性 测 算 资料来源 ： 测算 单位 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 发电侧 /电网侧投资额 元 /Wh 1.50 1.28 1.08 0.92 0.78 用电侧 投资额 元 /Wh 2.00 1.70 1.45 1.23 1.04 发电侧 IRR 6.24% 6.82% 7.35% 7.83% 8.24% 电网侧 IRR -17.96% -8.07% -0.96% 5.49% 11.90% 用电侧 IRR -1.33% 1.33% 4.21% 7.36% 10.81% 发电侧 ： 部分核心假设 目前 ， 推动发电侧储能市场发展的主要因素依然是政策 。 我们梳理了目前已颁布发电侧储能政策 的 22个地区 ， 发现其中约 8个地区要求 强制配置一定比例的储能 ， 其余 14个地区则出台了有效的激励方案 ， 如在审批 、 并网方面给予配备储能的新能源项目一定倾斜等 。 由于 能源局和发改委已推行全国性文件要求大力发展发电侧储能 ， 我们认为类似的地方性政策有望推行至全国 。 复盘已发布政策省份历史装机 ， 有效激励发电侧储能配置省份装机 ： 强制配备储能省份装机约 为 2.25:1。 假设后续全国装机量同样为对 应比例 ， 即在发电侧装机中 ， 有 31%的装机量被要求强配储能 ， 剩余 69%的装机量存在发电侧储能的激励政策 。 对强制装配储能地区 ， 由于大部分政策自 2021年期间发放 ， 预计 2021年储能在新增风光装机中渗透率约 50%， 而 后 22- 24年维 持 80- 95%的高位 。 对有效激励配储能地区 ， 预计 21年渗透率可提升 至 10%， 而后随政策推广 +储能成本下行 ， 渗透率持续提升 。 发电侧存量装机对应储能市场 ： 2025年受经济性提升影响 ， 渗透率将快速增长 。 由此前预测 ， 至储能投资下降 至 0.7元 /W时 ， 储能可大 幅提升发电侧经济性 ， 有望带动发电侧存量装机对应储能的渗透率 自 0.6%快速提升至 1%。 表 ： 各省 储 能政 策 分类 资料来源 ： 测算 配储能 给予更高优先级 （ 核 准 /并 网等 ） 强制配 储能 河南省 海南省 广西省 湖南省 宁夏 贵州省 河北省 湖北省 山西省 新疆 山东省 陕西省 辽宁省 青海 内蒙古 福建省 甘肃省 浙江省 江西省 云南省 甘肃省 天津市 发电侧 ： 预计 2025年中国 发 电侧 储 能市 场 提升 至 36GWh 受政策激励叠加储能投资额下行影响 ， 预计至 2025年 ， 中国发电侧储能市场可 由 2020年的 0.7GWh提升至 36GWh， CAGR达 125%。 全国发电侧累计储能安装量可达 78GWh， 以 2h充放电时长计算 ， 对应功率约 39GW。 受政策推动影响 ， 国内储能有望超过政策规定的 至 2025年 30GW累计装机目标 。 表 ： 发电 侧 储能 装 机测算 资料来源 ： wind， 中国光伏产业发 展 路线 图 （ 2020版 ） 测算 单位 2020 2021 2022 2023 2024 2025 光伏新 增装机 GW 48 60 88 107 131 160 集中式 光伏新增装机 GW 38 40 57 69 83 99 集中式 光伏累积装机 GW 164 204 261 330 413 512 风电新 增 装 机 GW 32 40 44 48 53 55 风电累 计装机 GW 238.9 278.9 322.9 370.9 423.9 478.9 新增风 光装机 GW 80 100 132 155 184 215 新增发 电侧装机对应储能需求 强制配 储能地区对应新增装机量 GW 29 38 44 53 61 储能渗 透率 50% 80% 80% 80% 90% 储能配比 10% 10% 10% 10% 15% 充放电 时长 h 2 2 2 2 2 2 强制配 储能地区对应储能装机 GWh 2.9 6.0 7.1 8.4 16.6 鼓励配 储能地区对应装机量 GW 71 94 111 131 153 储能渗 透率 10% 15% 20% 25% 40% 储能配比 10% 10% 10% 10% 15% 充放电 时长 h 2 2 2 2 2 2 鼓励配 储能地区对应储能装机容量 GWh 1.4 2.8 4.4 6.6 18.4 新增发 电装机对应储能装机量 GWh 0.7 4.3 8.9 11.5 15.0 35.0 存量发 电侧装机对应储能需求 未配储 能的风光装机 GW 238.51 276.2956 315.7536 357.8253 403.12 储能渗 透率 0.30% 0.40% 0.50% 0.60% 1% 储能配比 10% 10% 10% 10% 15% 充放电 时长 h 2 2 2 2 2 存量发 电装机对应储能装机容量 GWh 0.14 0.22 0.32 0.43 1.21 总计 当年新 增储能装机 GWh 0.7 4.4 9.1 11.9 15.4 36.2 发电侧 储能累积装机量 GWh 0.78 5.2 14.3 26.1 41.6 77.8 电网侧 ： 2024年随经济性提升 ， 预计电网侧储能装机快速增长 调频 ： 据北极星储能网信息 ， 调频需求在火力发电系统中的功率占比 在 2%， 基于 NREL的研究 ， 当波动性发电占比达 30%时 ， 调频需 求将翻倍 。 因此我们假设我国调频需求装机占比从 2%逐步提升到 2025年的 3%， 同时随 24年电网侧储能经济性明显提升 ， 预计锂电储 能在调频的渗透率从 22年的 10%快速提升至 2025年 的 20%， 则 2025年锂电储能调频的新增装机量将达 4.14GWh。 调峰 ： 随 2024年电网侧储能具备经济性 ， 锂电储能调峰需求占比将快速 自 2022年的 0.02%提升至 2025年的 0.1%， 预计 2025年调峰新 增装机电量可提升至 7.97GWh， 在碳减排的背景下 ， 当其经济性提高后有望快速获取火电调峰份额 。 表 ： 电网 侧 储能 装 机测算 资料来源 ： 国家能源局 ， 测 算 全球储 能调频调峰装机测算 单位 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 火电装机 GW 1245.17 1257.62 1270.20 1282.90 1295.73 1308.69 水电装机 GW 370.16 377.56 385.11 392.82 400.67 408.69 核电装机 GW 49.89 51.39 52.93 54.52 56.15 57.84 风电装机 GW 281.53 321.53 365.53 413.53 466.53 521.53 光伏装机 GW 253.83 313.83 401.83 509.19 640.17 799.96 中国装机 GW 2200.58 2321.93 2475.60 2652.95 2859.25 3096.70 调频需 求占比 2.0% 2.1% 2.2% 2.3% 2.4% 3.0% 调频需 求装机 GW 44.01 48.76 54.46 61.02 68.62 92.90 锂电储 能调频渗透率 8% 9% 10% 11% 15% 20% 锂电储 能调频装机量 GW 0.85 0.87 1.06 1.27 3.58 8.29 锂电储 能调频装机电量 GWh 0.42 0.43 0.53 0.63 1.79 4.14 锂电储 能调峰需求占比 0.01% 0.02% 0.02% 0.02% 0.05% 0.10% 锂电储 能 调 峰 装 机 电 量 GWh 0.35 0.35 0.47 0.49 2.36 3.83 调峰调 频装机电量合计 GWh 0.78 0.78 1.00 1.13 4.16 7.97 用电侧 ： 2024年经济性提升 ， 需求有望快速提升 目前 ， 国内用户侧以工商业储能为主 。 由于单位投资成本高企 ， 短期来看仍不具备经济性 。 2020年 ， 国内新投运电化学储能项目规模为 1559.6MW， 其中用户侧占 比 27.3%（ 工商业为主 ）； 假设单日充放电时 长 2h， 年运营 360天 ， 对应年发电量 3.07亿千瓦时 。 而 2020 年全国工业用电量为 50297亿千瓦时 ， 即 2020年国内用户侧储能渗透率仅为 0.006%。 装机量方面 ， 假设未来 5年全国工业用电量 CAGR为 5%， 在不具备经济性前提下 ， 假设渗透率以每年 0.001%的增速爬坡 ， 随 2024年储 能系统具备良好经济性 ， 24、 25年渗透率 将 自 0.009%提升至 0.02%。 到 2025年 ， 用 户 侧储能装机量将达 0.98GW， 以充电时长 2h计 ， 装机电量将达 1.96GWh。 表 ： 国内 用 户侧 储 能装 机 量测算 资料来源 ： 国家能源局 ， wind， 测算 单位 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 全国工 业用电量 （ 亿千瓦时 ） 亿千瓦时 50297 52812 55452 58225 61136 64193 渗透率 亿千瓦时 0.006% 0.007% 0.008% 0.009% 0.013% 0.020% 存储电 量 (亿千瓦时 ) 3.07 3.70 4.44 5.24 7.95 12.84 运营天 数 (天 ) 天 360 360 360 360 360 360 储能时 长 (时 /天 ) h/天 2 2 2 2 2 2 装机量 (GW) GW 0.43 0.51 0.62 0.73 1.10 1.78 装机电 量 (GWh) GWh 0.85 1.03 1.23 1.46 2.21 3.57 中国储能市场测算 ： 预计至 2025年可达 47.7GWh， 主要由发电侧推动 资料来源 ： CNESA， 国家能源 局 ， 测 算 在前述三个场景的推算下 ， 我们预计 2025年国内储能装机电量可达 47.7GWh， CAGR约 101%。 其中 ， 21年受发电侧政策推行 ， 25年 受储能成本下行影响 ， 预计国内储能市场将出现高增 。 受 政 策 强制装机影响 ， 我国储能市场将主要由发电侧驱动 ， 预计 25年新增发电侧储能装机 36.2GWh， 占比达 76%。 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 ， 对应装机约 51.5GW， 大幅高于政策规定的 30GW累计装机 量 ， 出现超装 ； 其中受政策强制推行装机影响 ， 预 计 25年仅发电侧累积装机可达 39GW， 是超装的主要推动力 。 表 ： 2025年中 国 储能 装 机规 模 预测 图 ： 2025年中 国 储能 装 机规 模 预测 60.0 50.0 8.0 40.0 30.0 4.4 1.0 9.1 1.2 1.5 2.2 3.6 11.9 15.4 36.2 0.8 1.0 1.1 4.2 0.0 10.0 20.0 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 用户侧 /GWh 发电侧 /GWh 电网侧 /GWh 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 用户侧 /GWh 0.0 1.0 1.2 1.5 2.2 3.6 发电侧 /GWh 0.7 4.4 9.1 11.9 15.4 36.2 电网侧 /GWh 0.8 0.8 1.0 1.1 4.2 8.0 合计 1.4 6.2 11.3 14.4 21.8 47.7 YOY 334.3% 81.5% 27.6% 50.8% 119.2% 推演 ： 未来国内发电侧储能 的 商业 模 式 &建 议关 注公司 4 锂电储能系统由电池 、 PCS等组成 ， 集中度以电池组最高 数据来源 ： CNESA， 图 ： 2020年中 国储 能 系统 电 池竞 争 格局 锂电储能系统主要由电池组 、 储能变流器 （ PCS） 以及其他电气 设备构成 ； 一般由集成企业采购各零部件进行系统组装 。 以 2020年为例 ， 中国市场 ， 储能电池的供应商主要是宁德 、 天津 力神等 ， PCS的供应商主要是阳光电源 、 科华数据等 ， 集成企业 的供应商主要是阳光电源 、 海创思博等 。 从 集 中 度看 ， 各环节的集中度分别为电池组 PCS集 成 商 ， 表明 储 能 电 池的行业壁垒最高 ， PCS次 之 ， 集成企业的壁垒最低 。 24.7% 15.1% 13.0% 13.4% 11.9% 6.7% 5.0% 5.4% 5.6% 2.9% 图 ： 2020年中 国 储 能 系 统 PCS竞争 格局 图 ： 2020年中 国储 能 系统 集 成商 竞 争格局 20.4% 15.7% 12.5% 9.0% 2.0% 2.4% 3.3% 4.2% 5.6% 6.8% 18.0% 13.0% 10.5% 5.5% 4.9% 3.7% 3.3% 3.1% 2.7% 2.2% 2.0% 49.1% 阳光电源 猛狮科技 南瑞继保 海博思创 科华数据 库博能源 平高 南 都电源 其他 上海电气国轩新能源 科陆电子 宁德时代 天津力神 海基新能源 亿纬动力 上海电气国轩新能源 南都电源 赣锋电池 比亚迪 中航锂电 国轩高科 阳光电源 科华数据 索英电气 上能电气 南瑞继保 盛弘股份 科陆电子 许继 英博电气 智光储能 其他 预计发电侧储能将利好低成 本 +性能达标的电池及 PCS企业 由于发 电侧的终端业主对储能系统多为招标采购 ， 因此系统集成 商 /储能 EPC企业的渠道优势不明显 。 由于当 下储能系统对发电侧的经济性贡献为负 ， 预计终端业主在选择储能产品时 ， 价格为首要考虑因素 。 性能方面 ， 前期由于发电侧储能尚不具备经济性 ， 而部分地区政策要求强制配储能 ， 业主为尽量减少储能对光伏电站经济性的负面影响 ， 倾向于选择价格更低 ， 但性能较差 、 安全隐患较高的储能产品 。 为解决对应问题 ， 前期国家下发 的 关于加快推动新型储能发展的指导 意见 中 ， 明确在安装并网前 ， 需对储能的系统价值和技术水平进行评估验收 。 预计该 政策将为发电侧储能划定性能红线 ， 下游安装需 满足一 定的性能及安全性要求 。 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 。 资料来源 ： 电池包 PCS 集成商 /EPC企业 电站业主 投资建议 数据来源 ： Wind， CNESA， 锂电储能系统的最主要组成部分是锂电池 ， 但储能锂电池更看重经济性和高循环次数 ， 动力锂电池更看重高能量密度 。 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 】 。 锂电储能系统的另一重要组成为储能逆变器 ， 以光储系统为例 ， 储能逆变器除需要满足光伏逆变器对直流电转交流电的逆变要求外 ， 增加了因储能系统既要充电又要放电所带来的双向变流的需求 ， 技术壁垒相较普通逆变器更高 ， 因此预计较早布 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 。 推荐在储能逆变器领域布局较早并已有成效的厂 商 【 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供应 链 【 中熔电气 】 、 【 法拉电子 】 。 储能需 求不及预期 ： 如果由于电网的线路改造或者火电机组的灵活性改造导致电力系统对储能的需求降低 ， 则会影响相关公司业 绩增速 。 政策力 度不及预期 ： 如果在锂电储能尚不具备经济性的市场上取消补贴或者大幅下调补贴 ， 则相应的储能需求将大幅调