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。
我们登载此文出于传递更多信息之目的,并不意味着赞同其观点或证实其描述,其原创性以及文中陈述文字和内容未经证实,对本文以及其中全部或者部分内容、文字的真实性、完整性、及时性本站不作任何保证或承诺,文章内容仅供参考! 出于信息保护方案报告上的联系方式我们会全部删除,如您不希望您的作品出现在我们的平台,请您和我们联系处理邮箱[email protected],电话:18626060360,谢谢!