国内大储行业研究报告盈利能力边际改善，迎接新增装机大年

　　（报告出品方作者：国泰君安证券，庞钧文，周奥铮，石岩）1。投资分析
　　我们认为清洁化与电气化是电力系统发展的长期趋势，发电侧可再生能源和用电侧电气设备的增加都会进一步加大电网的消纳压力，需要重视在政策持续驱动和商业模式不断改善下的储能的投资机会。重点推荐电力设备企业转型的优质储能系统集成商，包括科华数据、金盘科技、上能电气、新风光。该类企业往往具备以下特点：1）电力设备为其主业，下游与新能源绑定，充分受益新能源发展、增速稳健；2）对电网侧认知充分，具备全面且深度的储能技术积累，且不断延伸各自企业的储能产业链；3）其储能客户与电力设备主业的客户有一定重合度，具备一定的获取订单的相对优势。其他受益标的包括宁德时代、亿纬锂能等优质储能电池龙头。2。国内大储：源自风光，动于政策
　　2。1。新能源的快速增长是发展国内大储的最根本原因
　　国内新能源装机占比快速提升。预计2030年前后，新能源发电装机将接近20亿千瓦；2050年前，新能源装机规模将超过40亿千瓦，发电量占比接近50。新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，迫切需要额外工具维持电网稳定，储能应运而生。工业、工商业和居民用电负荷特征差异大，用电负荷曲线与发电曲线并不完全适配，对削峰填谷、平抑电网波动、实现电力电量平衡的需求迫在眉睫。据中电联《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国灵活调节电源装机占比不足6，大幅落后于欧美国家。通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经成为业内共识。
　　加快火电灵活性改造更显电力系统消纳的迫切需求。灵活性火电调峰机组、抽水蓄能、新型储能是解决电网消纳难题的三类主要工具。火电灵活性要求实现机组最低负荷运行、输出功率灵活可变等，涉及电厂内部多个子系统的变化，如对机组设备的本体进行改造，或新建其他辅助设备：对于纯凝机组，改造主要针对燃料供应和锅炉部分，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术等；对于供热机组，改造则针对热电解耦的问题，包括汽轮机本体改造和通过电锅炉、储热罐等设备增加热电机组的调峰能力。火电灵活性改造无法双向调节，调节时会产生碳排放；火电建设体量大、工期长，约需36年；投资额较大，且对地理资源有一定要求，需接近煤炭资源、冷却水资源、道路运输等。
　　抽水蓄能可实现长时储能，但投资额大、受地理限制多。抽水蓄能调节性能较好，约2030min，可实现正负调节，且长时储能是抽水蓄能的突出优势，可达610小时。然而抽水蓄能运行方式固定，不宜频繁改变；建设体量大、工期长，电站功率通常大于2GW，建设工期约68年，投资额较大，可达50006000元kW；且抽水蓄能电站地理资源依赖性强，建设需进行前期规划。相较而言，在综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求下，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。
　　2。2。当下发展国内大储的主要动力是政策驱动
　　目前国内大储商业模式基本成型，但当下盈利能力尚不突出。具体而言，国内大储以独立（共享）储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动，而不是市场盈利驱动。国家积极出台政策发力储能建设，从建设方向、配置比例、商业模式等多方面对我国储能发展提供支撑，开启了储能应用的良好开端，并有望催生出多种相关应用的盈利模式。
　　2。3。地方政策陆续出台，储能技术百花齐放，储能公司百家争鸣
　　各地区陆续出台新能源配储政策，尤其是此前新能源装机较多、用电负荷波动较大的地区。地方配储政策将促进新能源装机增加及储能规模扩大，为储能市场的发展提供可观增量空间。各地配储趋势明确，带来国内储能市场快速增长。地方储能配置比例一般为10及以上，最高达到25；配储时长多为2小时，部分省配置要求高达4h。多种新型储能技术应运而生，新技术成为市场关注焦点。现阶段主要储能技术包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、储热技术及氢储能。相较而言，目前电化学储能在新型储能技术中经济性最优、效率最高。
　　众多企业纷纷布局储能行业，尤其是电池与电力设备公司。储能电池脱胎于动力电池，且产线有一定通用性，动力电池企业有发力储能电池的天然优势，其中2021年宁德时代排名全球储能电池市场出货量第一。电力设备企业大多从储能变流器等电力部件供应做起，具备天然的渠道与技术优势，并陆续转型储能系统集成商，其中代表性企业有电工时代、阳光电源、科华数据等。3。行业规模：装机快速增长，行业持续高景气
　　3。1。装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升
　　国内大储发展迅猛，装机容量快速增加。根据CNESA，截止2021年底，全国累计储能装机规模达到46。1GW，同比增长29。49，其中新型储能装机6。3GW，同比增长56。4，新型储能中90为电化学储能，装机功率5。6GW，同比增长77。9。2021年中国新增储能装机10。5GW，同比增长228。1，20172021年中国新增储能装机年均复合增长率高达65。7。据储能与电力市场，22年国内储能新增投运量超12GWh；据CESA，22年国内新型储能新增投运装机6。21GW14。32GWh。储能行业整体装机规模持续高景气。同时以电化学储能为代表的新型储能技术高速发展，推动新型储能在整体储能装机规模中占比逐渐提升。
　　展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。根据CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW，其中电化学储能累计装机将达到40GW。2025年后预计可再生能源发电年装机增量将保持在100GW，电化学储能的年装机增量将保持在1215GW，预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约110GW。国内双碳目标下可再生能源的快速增长，将助推储能行业蓬勃发展。
　　3。2。储能企业陆续扩产，行业有望持续高景气
　　储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段。根据公开披露的信息，电池厂商纷纷扩建电池生产基地，其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较大，预计2224年新开工产线分别为342GWh、218。5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh，合计开工产线对应产能894。5GWh。电池行业扩产潮预计仍将继续，以满足日益增长的储能需求，储能行业有望持续高景气发展。
　　储能业务呈现多元化布局态势，系统集成成为企业新的业绩增长点。储能行业的迅速发展也吸引了其他类型企业纷纷切入储能赛道，其中包括阳光电源、科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业，这些企业利用现有技术优势生产储能变流器、储能系统集成产线等，以上企业规划产能分别约15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3。9GWh。其他企业，包括海博思创、天合储能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。新能源行业的快速发展带动储能需求的急剧增长，部分非传统储能企业抓住行业机遇，承担储能系统集成商等角色，有望推动储能业务高质量多元化发展。4。技术：共享为主，锂电为王，多种集成方式并存
　　4。1。共享储能是未来国内大储的主要商业模式
　　以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。共享储能与独立储能是从两个不同的角度对不依附于新能源电站而存在的储能电站的表述。独立储能电站是以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度；共享储能是指由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式。根据CNESA数据统计，2022年10月新增独立储能项目7。61GW（备案在建运行），功率规模占总新增储能项目规模72，而强配储能项目仅占25。共享储能已成为国内大储的主体。
　　共享储能相较新能源配储EPC成本更高。根据北极星储能网统计数据，2022年10月发电侧储能（共享储能）EPC平均中标价格为2。19元Wh，高于电源侧储能（新能源配储）EPC的平均中标价格：1。46元Wh。共享储能EPC价格更高的原因有：（1）配储电站可依靠新能源场站的设备进行升压、并网；而独立储能电站除逆变器外还需配套建设升压站、配电装置等设备；（2）独立储能需要配置电网调度相关设备，进行更加全面并网实验，相关费用较高；（3）受到新能源场站发电侧成本的挤压，配储电站的成本被严格控制；（4）独立储能电站对安全性、寿命以及效率的较高要求使得其电芯、逆变器等关键环节的成本较高；（5）部分独立储能电站还需要考虑土地费用。
　　共享储能模式减少了新能源场站储能开支，有利于维持IRR。根据我们的测算，假设一个年利用小时数1600小时，弃光率5的100MW光伏电站；以4。2元W计算光伏侧成本，不配储能时IRR为6。88。若按102h配建电化学储能，按1。5元Wh计算储能侧成本，则光伏配储的IRR下降至5。74。若以100元kWh年的价格向独立储能电站租赁相同的容量，可将IRR维持在6。71。我们对IRR与不同光伏配储的储能侧成本以及储能租赁价格进行了灵敏度分析，结果表明在储能租赁费用为100元（kWh年）的条件下，光伏配储储能的成本只有低至0。8元Wh的情况下IRR会高于共享储能的模式。共享储能模式相较强配储能更具有经济性。
　　4。2。锂离子电池将是国内大储的主要载体
　　抽水蓄能与电化学储能是国内主要的储能技术，电化学储能发展迅猛。现有储能技术路线包括物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能）、电化学储能（锂离子电池、铅碳电池、液流电池、钠硫电池）、电磁储能（超级电容、超导储能）、相变储能（熔融盐储热、高温相变储热）、氢储能。根据CNESA数据统计，截止2021年底，中国储能项目累计装机规模达46。1GW，其中抽水蓄能占比86。3，电化学储能占比12。1，合计占比98。4。虽然抽水蓄能技术成熟，但其受地理资源条件制约，并且能量密度较低，发展空间有限；而电化学储能，尤其是锂离子电池储能具有寿命长，能量密度高，效率高等优点。根据CNESA数据，2017年至2021年，中国电化学储能装机由0。39GW增长至5。58GW。2022年10月电化学储能项目新增10GW（备案在建运行）。电化学储能发展前景广阔。
　　锂离子电池储能或将是国内大储的主要载体。对于储能行业，发展最成熟的模式发展最快，这是下游盈利的压力及对储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的。国内的锂离子电池储能已有较大的规模，根据CNESA数据，2022年10月，国内锂离子电池储能项目新增9。66GW（备案在建运行），功率规模占电化学储能的96。6。
　　锂离子电池已成为国内最主要的电化学储能技术。根据北极星储能网报道，国内备案的单体最大的锂离子电池项目为中核汇能（山西）能源有限公司在山西灵石经济技术开发区规划的400MW800MWh共享储能项目；而最大的钠离子电池储能项目为三峡能源安徽阜阳南部风光储基地300MW600MWh储能项目，其中钠离子电池规模30MW60MWh；而全球最大的液流电池储能项目，大连融科的全钒液流电池项目一期100MW400MWh于10月31正式并网。锂离子电池储能单体规模及总规模已远超钠离子电池及液流电池储能。根据彭博新能源财经（BNEF）预测，2030年锂离子电池储能电站成本有望降低至170USDkWh，同时20282030年锂离子电池循环次数有望达到15000次。锂电池储能的降本增效将使得锂离子电池发展进入快车道，未来将成为国内大储的主要载体。
　　4。3。电化学储能系统多种拓扑结构并存
　　集中式储能应用最广，交流侧多分支并联潜力巨大。常规的储能拓扑结构包括集中式、分散式（交流侧多分支并联）、集散式（交流侧及直流侧多分支并联、直流侧多分支并联）、高压级联（中压直挂式）。集中式储能是国内大储最常用的拓扑结构。较低的成本以及较大的系统功率使其拥有8090的项目规模。但电池簇并联后产生的环流会造成较大的容量损失。以华为为代表的交流测及直流侧多分支并联结构在电池簇接入逆变器前添加了一层DCDC调压，减少了并联产生的环流及容量损失。但其系统复杂，成本相较集中式高20左右，同时效率提升空间较低。目前没有大储项目采用此结构。
　　以特斯拉为代表的直流侧多分支并联技术将交流测及直流侧多分支并联结构的逆变器调整为集中式逆变器，减少了环流损失的同时优化了系统结构。此结构在国外认可度较高，国内尚处推广阶段。高压级联的拓扑结构省去了升压器结构，减少了一部分升压器损失；但整体系统十分复杂，成本最高。市场认可度尚且较低，最大规模的项目容量仅为88MWh。而交流侧多分支并联将集中式的逆变器转替换为了组串式逆变器。每一簇电池均与一个逆变器串联后并联。系统可以做到高度的模块化，对每一簇电池做到精准化管理。运维时可以随意退出一簇电池而不对其他电池簇产生影响。随着降本增效，未来交流侧多分支并联结构有望代替集中式结构成为国内大储的主流。5。盈利：商业模式日渐完善，供需结构有望边际改善
　　5。1。政策日渐完善，确保储能系统盈利空间
　　5。1。1。多重因素作用下，容量租赁比例有望提高
　　目前容量租赁的比例较低，仅仅维持在1020左右。原因主要来自以下两方面：首先，独立储能电站提供容量租赁需要收租金，对于新能源场站而言是成本项，会导致租赁意愿较低。其次，储能电站建设进度和新能源场站建设进度不匹配、参与电网调度的比例偏少。在政策与并网进度的推进下，未来容量租赁的比例有望逐渐提高。国家发改委、能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中鼓励探索建设共享储能，发展容量租赁。各省份也积极出台相关政策推动独立储能容量租赁。另外，独立储能相较新能源场站自配储能电站，规模更大，接入电压等级更高，便于电网统一调控与考核，具备系统性、全局性优势。因此，并网进度的推进也为独立储能的容量租赁提供了巨大的需求。
　　5。1。2。电力现货试点省份数量有望扩大，交易电量有望增加
　　独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。2017年，我国选取了广东、浙江等8个省份启动电力现货市场建设试点工作；2021年，我国新增了上海、江苏等6个试点省份，将试点省份总量扩大到了14个；2022年，江西能源局发布《江西省能源局关于加快推动电力现货市场建设工作的通知》，拟将江西设立为第15个电力现货市场建设省份，未来参与的地区有望逐步扩展至全国。同时，参与电力现货市场的电量逐年增加、交易电量占比逐年提升，有望进一步扩大储能电站的收入来源。
　　5。1。3。电力辅助服务政策持续推进，调度方式更加多元
　　随着调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务能够为独立储能系统带来额外利润。2021年12月21日，国家能源局印发了《电力辅助服务管理办法》，推动构建新型电力系统，规范电力辅助管理，深化电力辅助服务市场机制建设。目前，在国家和各省市针对电力辅助服务政策的持续推进下，国内辅助服务市场机制正在逐步健全，独立储能系统更加有序地参与电力辅助服务市场中，提供调峰、调频、黑启动等辅助服务。
　　5。1。4。容量补偿电价政策持续推出，提供机组保底收益
　　容量补偿电价政策持续推出，能够保障新型储能收入稳定，进一步推动新型储能行业发展。目前，针对抽水蓄能国家已经出台了较为完善的容量电价机制。同时，对于发展空间更大的新型储能，国家也在不断参考抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，推动新型储能稳定健康发展。国家发改委在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调动运用的通知》中明确提出各地要研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场。为了响应国家号召，各省份也持续推出容量补偿电价政策，扶持新型储能电站发展。
　　5。2。锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降
　　在储能系统的成本结构中，电池占比高达60，意味着锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生巨大影响。22年由于国内碳酸锂价格偏高，国内大储行业快速发展，电池作为重要原料供不应求，共同导致了国内电池价格偏高，增加了储能电站的成本。根据国内锂电池企业的扩产计划，23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线，未来三年预计实现约1800GWh的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。
　　据测算，在投资成本、容量补偿费用、容量租赁费用、上网电价、充电电价等项中，投资成本变化对IRR波动的影响最大。投资成本变化10，IRR波动约26。因此由供需结构的变化带来的电池价格降低，有望对储能电站IRR带来积极的影响。
　　（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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