政策鼓励发电企业自建储能，有望提升储能配置的积极性！

政策鼓励发电企业自建储能，有望提升储能配置的积极性！：政策鼓励发电企业自建储能，有望提升储能配置的积极性！

事件：

8月10日，发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》。

国盛证券认为，《通知》的发布有望激发发电企业新能源装机、储能配置积极性。同时，天风证券也指出，经济性使发电侧储能更易推行，未来超装的主要推动力也将会来自发电侧。

1）国盛证券：消纳能力是发展可再生能源的关键，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。

在双碳目标指引下，可再生能源装机发电占比快速提升，电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板问题愈发突出，为保障可再生能源的顺利并网以及电网的稳定运行，提升消纳能力与可再生能源发展具有同等重要意义，而解决消纳问题的关键在于电网接入、调峰和储能。

①《通知》强调引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模，电网企业要承担可再生能源并网消纳的主体责任，超过保障性并网规模部分，鼓励发电企业通过自建储能或调峰资源增加并网规模。除自建外，也允许发电企业通过向抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站及开展灵活性改造的火电等市场主体购买调峰能力，实现多渠道增加调峰资源，提升并网规模。

②超过保障性并网部分发电容量按照15%的比例(时长4小时)配建/购买调峰能力，配建比例超过20%的电站享受优先并网，激发发电企业新能源装机、储能配置积极性。

③通知规定，自建或合建调峰资源的企业，如果当年配建的可再生能源发电规模低于规定比例，将不允许结转至下年继续使用，但可通过市场化交易给其他发电企业。同时，为切实保证新增调峰能力可以促进可再生能源消纳，调峰资源指标在交易过程中，均需要在本省(区、市)范围内进行统筹。储能交易机制的进一步完善，有望提升储能配置的灵活性。

2）天风证券：中国储能市场将主要由发电侧驱动

①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。

②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。

③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。

④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。

储能系统成本中电池占比最高，达到了60%，其次是PCS（逆变器）、EMS和BMS，占比分别为20%、10%和5%。

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