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【引言】本节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？ 为什么我们认为中国储能市场将主要由发电侧驱动？
一、直面储能行业拐点
2023年，储能产业浪潮汹涌，极致地呈现出一个新兴产业的蓬勃景象。 但所有从业者都深知，在繁荣的表象下，整个产业还面临一些实实在在的风险和挑战。 >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、并网方面给予优惠）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%；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102GWh，以2h充放电时长测算，对应装机51GW，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。
只是，在“当下不投新能源，就像20年前没买房”的主流论调下，行业问题很少摆到桌面上来谈。 近来，两位业内权威人士相继发声，重新审视了储能的定位和发展逻辑，打破由来已久的缄默，引发舆论广泛关注。
一位是华北电力大学教授、中国工程院院士刘吉臻。9月16日，2023全球能源转型高层论坛上，他表示： 从概念上来讲，我们构建新型电力系统，实现能源的转型，储能它究竟在其中是个什么定位？应该往哪个方向去发展？是不是按照现在这个状态，千军万马大家浩浩荡荡都在做储能行不行？风险在哪里？还有一个，新型电力系统实际上从技术层面究竟是个什么样子？在解决新型电力系统，特别是对于近来高比例的可再生能源风电光伏，是不是就以储能来应对？ 水可以储吗？当然可以，矿泉水储水，水库储水，都可以储，但是从大禹治水开始，就拿最近北方出现的北京地区的洪水，储得了吗，储不了，那就疏导、排洪、疏通。 所以，（我们）对储能一定要有个清醒的认识，储能不是万能的，将来新型电力系统，能源转型以后的以新能源为主体的能源系统，储能要发挥作用，但是十分有限。 新型电力系统的建设，包括现在的沙戈荒滩等等，是不是一定要依赖于更大规模的新型储能？根本没有论证！我在好几个场合讲过：你论证过吗？投资多大？运营成本多高？这都有待于我们深入探讨。 另外一位是南网专家委专职委员、特级战略技术专家郑耀东。他是我国最早从事储能应用研究的专家之一。9月10日，在“碳中和能源高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会”上，他形容： 一个朋友这样比喻“源网荷储”，如同一家三口（源网荷）娶了“儿媳妇”（储），四个人过日子。但新型储能像个“快闪靓女”，若以体量折算成时间维度算时长，很难和源网荷朝夕相处。 2022年，我国储能产业才跨过规模化发展的门槛；2023年，市场进一步爆发。短短不到两年时间，无论从市场端，还是供给端，都发生了一些急剧变化。这些都将在未来左右整个产业的发展和格局。 新能源配储，是我国储能产业发展的底层驱动力。今年以来，新能源强制配储悄然“变身”。 独立储能或共享储能的发展为新能源配储提供了新的发展路径。这是一种更集约的发展方式。给予储能电站独立的市场主体地位，盈利渠道更加多样化。 山东能源局发布的统计数据显示，与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3。 今年以来，各地陆续出台文件中，大多都提到，投建的新能源场站，可以租赁满足配比要求的的容量。原来投建的新能源配建储能，可以转为独立共享储能。 盈利渠道拓宽，实际利用率增加，投资运营商对储能系统的要求也相应提升。此前，单纯“以价格论成败”的趋势得以扭转。储能系统厂商彼此间真正的实力开始一见高下。 工商业储能是另一个重要的市场变化。在奇点能源开创了层级分销、明码标价的销售模式后，大量厂商纷纷跟进，浙江、江苏和广东成为渠道争抢热土。
与大储不同，工商业有着自己的产品逻辑和盈利模式。对大多数厂商而言，这是一个更早期的市场。
从供给端来看，行业最显著的变化就是产业过剩，导致竞争加剧。 不久前，咨询机构鑫椤锂电透露消息，某头部储能电芯厂商已经主动减产。而去年同期，整个储能行业还处在电芯紧缺的焦虑中，特别是280Ah大电芯。 短短一年时间内，新老玩家争相加码储能，行业的主旋律，从需求端预期，转向供给端竞争，竞争全面深化。 为应对竞争，在企业经营层面，电芯厂商普遍向终端市场延申，强化在系统集成领域的布局。在市场策略上，为争抢订单，行业报价持续走低。 在产品策略上，行业则开展大电芯的研发和应用。今年以来，314及以上容量大电芯应用落地，宁德时代、正泰电源、比亚迪、中车株洲所、欣旺达、瑞浦兰钧、远景能源等均已推出20尺5MWh以上系统。 对外输出，也是企业解决产能问题的又一路径。但是，海外市场的空间并没有想象得那么大。作为中国以外的最大的两个市场，欧洲和美国都不同程度的存在一定库存，特别是户储产品。 当下，整个行业，都面临的一个窘境是，还没有享受到行业高速发展的红利，即陷入白热化的竞争。整个行业面临增收不增利的情况，对家底不厚、弹药不足的的新企业而言，情况尤为凶险。 （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》、天风证券研究所
（2）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。
（3）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。
（1）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，国际电力网天风证券研究所
（2）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。
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。
（3）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。
（1）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。
（2）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2023年储能在新增风光装机中渗透率约65%，而后22-24年维持80-95%的高位。对有效激励配储能地区，预计23年渗透率可提升至70%，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%。
（3）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。
资料来源：wind，《中国光业发展路线图（2020版）》，天风证券研究所测算，天风证券研究所测算
（4）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。
（5）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。
资料来源：国家能源局，wind，天风证券研究所测算
（6）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
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。
资料来源：CNESA，国家能源局，天风证券研究所测算 （1）锂电储能系统由电池、PCS等组成，集中度以电池组最高
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。
资料来源：国家能源局，wind，天风证券研究所测算
（2）预计发电侧储能将利好低成本
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：国家能源局，wind，天风证券研究所测算
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