碳酸锂价格出现止跌信号储能装机或开启上行通道

核心要点1证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明原材料价格：碳酸锂价格拐点已现，硅料价格持续回落。1）碳酸锂：年初以来价格大幅回落，目前拐点出现。23年5月以来，碳酸锂价格出现反转，5月均价（5月1日-5月25日）为25.1万元/吨，相较于4月均价上浮22%。最新23年5月25日的电池级碳酸锂均价为29.35万元/吨，报价呈现回升趋势。2）硅料：价格持续下跌。根据PVInfolink，硅料23年4月均价为192元/kg，环比下降13%，5月均价（5月1日-5月25日）为144元/kg，环比下降25%。碳酸锂价格敏感性分析：根据我们测算，在其余环节价值量不变的前提下，碳酸锂价格每下降5万元/吨，对应到储能EPC成本降幅为0.02元/wh。以碳酸锂价格从50万元/吨下降到25万元/吨为例，对应储能EPC成本下降0.1元/wh，带来储能系统经济性IRR提升4-5%。国内储能23年4月中标量&价：根据储能与电力设备公众号不完全统计，2023年1-4月共统计了74个项目，规模达到6.35gw/17.73gwh。其中，单4月中标规模为3.08GW/7.81GWh，呈现上升趋势。4月平均报价延续下降趋势，投标价格继续创新低。4月情况来看，2小时储能系统报价区间为1.020-2.058元/Wh，加权平均报价1.298元/Wh，环比下降3.57%。2023年1月至4月，平均报价连续下降，累计下降11.7%；2小时储能EPC报价区间为1.37-2.188元/Wh，加权平均报价为1.891元/Wh。观点：1）短期博弈情绪缓解：此前产业链博弈碳酸锂价格下跌，多数企业持观望态度，目前碳酸锂价格已呈现向上反转态势，我们预计后续待产业链价格企稳后，企业排产环比将有所改善，下游储能装机需求有望起量；2）中长期确定性高：22年以来国内外政策文件陆续出台，风光具备较强反调峰特性，配储可降低风光大比例接入对电网的冲击；用户侧配储受峰谷电价差拉升、备电需求等影响，经济性较好，夏季用电高峰下限电焦虑驱动新需求；3）业绩有支撑：主流储能公司22年&23Q1业绩表现较为亮眼，证实赛道景气度高企。投资建议：储能需求向上，关注储能三大场景下的投资机会。场景一：大储的核心在于商业模式，重点推荐【南网科技】【金盘科技】等，建议关注【科华数据】；场景二：户储的核心在于产品，重点推荐【科士达】【派能科技】等；场景三：工商业侧储能，重点推荐【苏文电能】【泽宇智能】【金冠电气】等。风险提示：下游需求不及预期、设备供给不及预期、原材料价格上行风险等。国内大储：23年4月中标延续高景气，储能系统报价呈下降趋势02上游原材料价格下降影响几何？01国内工商储：政策端持续推动，峰谷电价差呈现扩大趋势03投资建议04风险提示052证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明影响几何？3证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明01.

上游原材料价格下降原材料价格：碳酸锂价格拐点已现，硅料价格持续回落资料来源：鑫椤锂电，民生证券研究院资料来源：PV

Infolink，民生证券研究院图：硅料价格走势（元/kg）年初以来碳酸锂价格大幅回落，目前价格拐点出现。根据鑫椤锂电报价，23年4月碳酸锂均价为20.5万元/吨，相较于此前60万元/吨的报价下降66%左右，下降幅度明显。23年5月以来，碳酸锂价格出现反转，5月均价（5月1日-5月25日）为25.1万元/吨，相较于4月均价上浮22%。最新23年5月25日的电池级碳酸锂均价为29.35万元/吨，报价呈现回升趋势。硅料价格持续下跌。根据PVInfolink，硅料23年4月均价为192元/kg，环比下降13%，5月均价（5月1日-5月25日）为144元/kg，环比下降25%。最新23年5月24日的硅料均价为130元/kg，价格持续下降。011303503002502001501005002021/1/62021/3/62021/5/62021/7/62021/9/62021/11/62022/1/62022/3/62022/5/62022/7/62022/9/62022/11/62023/1/62023/3/62023/5/6致密料（元/kg）29.357060504030201002021/1/82021/3/82021/5/82021/7/82021/9/82021/11/82022/1/82022/3/82022/5/82022/7/82022/9/82022/11/82023/1/82023/3/82023/5/8图：碳酸锂价格走势（万元/吨）电池级碳酸锂价格（万元/吨）4证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明国内大型储能商业模式目前以共享储能为主。共享储能本质上是引入第三方投资商，潜在收益来源包括容量租赁费用、现货市场、辅助服务、容量电价补偿。在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支，缓解资金压力；第三方共享储能的投资商需承担建设储能电站的费用，收益来源为稳定的租赁费用，若考虑调峰辅助服务的收益，经济性较好，收益可观。经济性方面，1）业主方：按25年维度计算，在仅光伏电站场景IRR为7.84%的项目中，配套共享储能的IRR为6.62%，高于光伏+自建储能模式的6.45%，为目前强制配储情况下的最优解。2）第三方储能投资商（仅考虑租赁费用+调峰补偿）：假设以20年维度（期间更新一次储能设备），若全容量参与调峰辅助服务（一年参与270次调峰服务），IRR可达到7.48%，具备良好经济效应。后续随着商业模式进一步优化，经济性有望抬升。注：假设光伏组件使用寿命为25年5证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明经济性：共享储能为国内大储主流模式，IRR为7.48%01图：共享储能经济性测算条件资料来源：北极星电力网，北极星储能网，CPIA，民生证券研究院测算假设条件电价0.374元/kWh利用小时数1200h光伏单位投资4元/W弃光率2%储能容量100MW/200MWh储能单位投资1.8元/Wh储能寿命（日历年）10年容量租赁费用250元/kw/年调峰补贴价格0.78元/kwh调峰次数270次/年参与类型模式IRR仅光伏7.84%新能源投资商（25年维度）光伏+自建独立储能6.45%光伏+共享储能6.62%第三方投资商（20年维度）共享储能电站（租赁费用+调峰）7.48%图：共享储能经济性测算结果敏感性分析：成本对IRR的影响6证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明01光伏配储：以光伏组件1.7元/w，储能EPC成本1.8元/wh计算，国内光伏配储的IRR为6.45%；光伏配储整体经济性受到储能、光伏成本的影响；1）假设组件成本保持稳定，储能系统成本每降低0.05元/w，对应IRR提升约0.08%-0.1%；2）假设储能系统成本保持稳定，光伏组件价格每降低0.05元/w，对应IRR提升约0.2%-0.3%。共享储能第三方投资者：需承担储能建设费用，以储能成本1.8元/wh计算，IRR为7.5%。储能系统成本每下跌0.05元/w，对应IRR提升约2.2%-

2.4%。若储能系统成本持续下降，IRR将不断优化。图：光伏配储IRR敏感性分析 图：共享储能第三方投资IRR敏感性分析资料来源：民生证券研究院测算资料来源：民生证券研究院测算（右轴为IRR）组件价格（元/W）21.951.91.851.81.751.71.651.61.551.51.451.424.69%4.91%5.13%5.36%5.60%5.84%6.09%6.34%6.60%6.87%7.14%7.42%7.71%1.954.77%4.99%5.22%5.45%5.69%5.93%6.18%6.43%6.69%6.96%7.23%7.52%7.81%1.94.85%5.08%5.30%5.54%5.77%6.02%6.27%6.52%6.79%7.05%7.33%7.61%7.91%1.854.94%5.16%5.39%5.62%5.86%6.11%6.36%6.62%6.88%7.15%7.43%7.71%8.00%1.85.02%5.25%5.48%5.71%5.95%6.20%6.45%6.71%6.97%7.24%7.52%7.81%8.10%储能系统成本1.755.11%5.33%5.56%5.80%6.04%6.29%6.54%6.80%7.07%7.34%7.62%7.91%8.21%（元/W）5.19%5.42%5.65%5.89%6.13%6.38%6.63%6.89%7.16%7.44%7.72%8.01%8.31%1.71.655.27%5.50%5.73%5.97%6.22%6.47%6.72%6.99%7.26%7.53%7.82%8.11%8.41%1.65.36%5.59%5.82%6.06%6.31%6.56%6.81%7.08%7.35%7.63%7.91%8.21%8.51%1.555.44%5.67%5.91%6.15%6.39%6.65%6.91%7.17%7.44%7.72%8.01%8.31%8.61%1.55.53%5.76%5.99%6.24%6.48%6.74%7.00%7.27%7.54%7.82%8.11%8.41%8.71%1.455.61%5.84%6.08%6.32%6.57%6.83%7.09%7.36%7.63%7.92%8.21%8.51%8.81%储能系统成本（元/W）2-1.7%1.950.7%1.93.0%1.855.3%1.87.5%1.759.7%1.711.9%1.6514.1%1.616.3%1.5518.6%1.520.9%1.4523.3%敏感性分析：原材料价格对成本的影响013%图：国内大储系统成本（元/wh)储能系统成本拆解：根据中商情报网数据，储能系统中，电池模组占比接近55%，PCS/BMS/EMS等占比分别为12%/9%/6%，电池是储能系统中占比最大的环节。参考动力电池成本构成，假设碳酸锂约占储能电池成本的20%，属于主要的上游原材料。核心假设：1、不考虑产业链价格博弈，假设其余环节价值量不变，碳酸锂降价直接反映在终端价格；2、以储能EPC成本1.8元/wh为例，假设50万元/吨的碳酸锂占储能电池成本20%。敏感性分析：根据我们测算，在其余环节价值量不变的前提下，碳酸锂价格每下降5万元/吨，对应到储能EPC成本降幅为0.02元/wh。以碳酸锂价格20万元/吨为例，对应储能EPC成本为1.67元/wh，相较于之前储能EPC成本（碳酸锂50万元/吨）下降0.13元/wh。趋势判断：价格企稳后需求有望释放。假设其他条件不变，碳酸锂价格变化直接反映到终端，以碳酸锂价格从50万元/吨下降到25万元/吨为例，对应储能EPC成本下降0.1元/wh，带来国内大型储能系统经济性IRR提升4-5%。此前产业链博弈碳酸锂价格下跌，多数企业持观望态度，目前碳酸锂价格已呈现向上反转态势，我们预计后续待产业链价格企稳后，企业排产环比将有所改善，下游储能装机需求有望起量。2%

7%电池模组606%PCSBMS406%9%55%EMS升压装置（变压器等）20温控012%消防其他（屏柜电缆、土建安装等）1.79 1.77 1.75 1.73 1.71 1.69 1.67 1.65储能系统成本（元/wh）资料来源：中商情报网，民生证券研究院资料来源：民生证券研究院测算；（注：测算为理想情况，并不能完全代表实际项目）7证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明图：碳酸锂价格下降对储能系统成本的敏感性分析碳酸锂价格(万元/吨）国内大储：23年4月中02.标延续高景气，储能系统报价呈下降趋势8证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明024月储能中标更新：1-4月中标17.73gwh，储能系统报价呈下降趋势资料来源：储能与电力市场公众号，民生证券研究院资料来源：储能与电力市场公众号，民生证券研究院2.221.81.61.41.2122年1-6月22年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月23年1月23年2月23年3月23年4月2小时储能系统

2小时储能项目EPC23年1-4月储能中标量情况：根据储能与电力设备公众号不完全统计，2023年1-4月共统计了74个项目，规模达到6.35gw/17.73gwh。其中，单4月中标规模为3.08GW/7.81GWh，呈现上升趋势。中标价格：储能系统报价呈现下降趋势。4月平均报价延续下降趋势，投标价格继续创新低。4月情况来看，2小时储能系统报价区间为1.020-2.058元/Wh，加权平均报价1.298元/Wh，环比下降3.57%。2023年1月至4月，平均报价连续下降，累计下降11.7%；2小时储能EPC报价区间为1.37-2.188元/Wh，加权平均报价为1.891元/Wh。图：国内储能中标项目规模 图：国内储能中标项目价格（元/Wh）7060504030201000510152022年1-6月22年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月23年1月23年2月23年3月23年4月功率(GW，左轴) 规模(GWh，左轴)储能项目中标数量（个，右轴）9证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明02 储能电站数据分析：装机量高增，22年新增同比增长176%中电联发布《2022年度电化学储能电站行业统计数据》，涉及储能电站772座。截至2022年底，全国电力安委会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能电站772座、规模达18.6GW/43.1GWh。累计投运电站方面，共472座（在运405座，停用67座），规模达6.9GW/14.1GWh，同比增长127%；在建电站方面，共300座，规模达11.7GW/29GWh。新增电站方面，2022年新增投运电化学储能电站194座、规模达3.7GW/7.9GWh，占已投运电站总能量的60%，同比增长176%。分地区来看：宁夏、山东22年新增装机较为突出，均超过1GWh。2022年我国新增投运的电化学储能电站分布在24个省（市、自治区），TOP10装机总规模为6.7GWh，占比85%；其中，宁夏、山东新增总能量均超过1GWh；有8个省份新增投运总能量同比增长率均超过100%。78514054160001400012000100008000600040002000020122013201420152017201820192020

20212022新增(MWh) 累计(MWh)图：2012-2022年电化学储能电站装机情况（MWh）资料来源：中国电力企业联合会，民生证券研究院1,2001,4001,600浙江湖南青海甘肃辽宁新疆河北内蒙古山东宁夏额定能量（MWh） 额定功率（MW）10证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明0 200 400 600 800 1,000资料来源：中国电力企业联合会，民生证券研究院图：2022年电化学储能电站新增总能量省份TOP10储能电站数据分析：规模以中型电站为主，应用场景以源&网侧居多规模分布：目前已投运的电化学储能电站主要以中型电站为主，大型储能增速较快。1）中型电站（5MW≤功率＜100MW）：占比51.5%

，总能量7.23GWh，同比增长67.65%；2）大型电站（功率≥100MW）：占比42.6%

，总能量5.99GWh，同比增长343.47%；3）小型电站（500kW≤功率＜5MW）：投运总能量仅占比5.9%。新增方面，2022年新增投运中型电站占比37.2%；大型电站占比59%；小型电站占比3.8%。应用场景分布：源&网侧为电化学储能电站分布的主要场景。累计装机方面，截至22年底，占比分别为电源侧（48.4%）、电网侧（38.7%）、用户侧（12.9%）；22年新增装机方面，占比基本保持不变，占比分别为电源侧（49.2%）、电网侧（43.1%）、用户侧（7.6%）。资料来源：中国电力企业联合会，民生证券研究院02343.47%67.65%55.90%400%350%300%250%200%150%100%50%0%800070006000500040003000200010000大型中型小型图：电化学储能电站装机规模分布（MWh）22年新增（MWh) 累计（MWh）11证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明累计增长率（%）储能电站数据分析：源侧以新能源配储为主，网侧以独立储能为主电源侧：储能以新能源配储为主。截至22年底，电源侧储能总能量约6.8GWh，同比增长132%。受各省新能源配储政策影响，新能源配储比例持续提高，累计投运总能量5.5GWh，占比81%，同比增长150%；目前新能源配储主要分布在山东、内蒙古、西藏、新疆、青海等新能源装机较高的省份，累计总能量占新能源配储总能量的68%。电网侧：储能以独立储能为主。截至22年底，电网侧配置储能总能量约5.4GWh、同比增长166%。其中独立储能累计投运总能量4.9GWh，占比89%，同比增长159%；目前独立储能主要分布在山东、湖南、宁夏、青海、河北，累计总能量占独立储能总能量的74%。图：2018-2022年电源侧储能累计装机规模图：2018-2022年电网侧储能累计装机规模028000700060005000400030002000100002018 2019资料来源：中国电力企业联合会，民生证券研究院202020212022新能源配储（MWh） 火储（MWh） 其他（MWh）01000200030004000500060002018 2019 2020资料来源：中国电力企业联合会，民生证券研究院20212022独立储能（MWh)变电站（MWh）其他（应急电源/多站融合/移动电源车等）（MWh)12证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明国内工商储：政策端持03.

续推动，峰谷电价差呈现扩大趋势13证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明用户侧储能：工商业配置储能为主，占比超40%03用户侧以工商业配置储能为主。截至2022年底，用户侧配置储能总能量约1.8GWh，同比增长49%，2022年新增总能量0.60GWh。其中工商业配置储能累计投运总能量0.76GWh、占比42%，同比增长106.3%；2022年新增能量0.39GWh、占比66%。目前工商业配储主要分布在江苏、广东、浙江等工商业大省，累计总能量占工商业总能量的82%。2018 2019资料来源：中国电力企业联合会，民生证券研究院202020212022图：

2018-2022年用户侧储能累计装机规模工商业（MWh） 产业园（MWh） EV充电站（MWh) 其他（海岛/校园/社区等）（MWh）200015001000500014证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明0315证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明政策端持续完善电价机制，利好工商储发展时间地区政策文件关键内容2022.10河南《关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知》高峰和低估时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动70%；尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%；2022.10江西《关于完善分时电价机制有关事项的通知》高峰时段电价上浮50%，低谷电价时段下浮50%，比现行上下浮动幅度扩大20%。尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%；2022.3浙江《关于浙江电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》进一步降低谷段电价，适度拉大峰谷价差；对高峰、低谷时段大工业用户执行季节性电价，进一步引导用户合理用电；2021.12江苏《省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》对315安千伏及以上的大工业用电实施夏、冬两季尖峰电价；夏、冬两季尖峰电价，统一以峰段电价为基础，上浮20%；2021.12广西/将山西省峰谷价差调整为3.6:1，高峰时段电价在平时段电价基础上上浮60%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%；2021.9广东《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》拉大峰谷电价差，峰平谷比价从现行的1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38。尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。资料来源：GGII，民生证券研究院政策不断出台，优化分时电价机制。2022年12月22日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，文件指出：各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。此外，自2021年下半年以来，全国已有河南、江西、浙江、河北、山西、广东、山东等超过20个省市调整分时电价政策，要求适度拉大峰谷电价差水平。图：2021年以来国内各地峰谷点价差政策（部分）工商业峰谷电价差呈扩大趋势031.210.80.60.40.20甘肃宁夏青海北京云南冀北内蒙古东福建山西黑龙江贵州吉林河北南陕西（榆林电网）天津陕西（陕西电网）广西江西广东（粤北山区）辽宁四川重庆广东（东西两翼地区）安徽湖南湖北江苏上海广东（惠州）河南海南广东（珠三角五市）广东（江门市）山东浙江2022年4月电价峰谷价差2023年4月电价峰谷价差2023年4月有17个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，整体情况与3月份持平。其中，浙江以0.94元的峰谷价差继续位居首位，仍是全国用户侧项目投资最值得关注的区域；山东鼓励拉大峰谷电价差，以0.92元的电价差位列第二。峰谷电价差持续拉大，4月有2/3的地区峰谷价差同比正增长。其中江西同比峰谷价差同比增幅最大，为70.54%；河北南峰谷价差同比增长也超过50%；其余河南、青海、广西、贵州、湖南等地区增幅明显。图：2022年4月与2023年4月各地代理购电价峰谷价差对比（元/KWh）资料来源：储能与电力市场公众号，民生证券研究院（注：红色框为超过0.7元/kwh的地区）16证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明032023年5月有10个区域峰谷价差超过0.7元/kWh。其中，浙江、山东峰谷价差继续领跑，排在前两位。国网超过七成区域5月峰谷价差同比增长。其中江西、河北南峰谷价差同比增长超过50%。江西增幅最大，为68.69%。相较4月峰谷价差，约三分之二区域峰谷价差环比下降，例如四川和山西5月峰谷价差环比分别下降14.26%和5.67%，这主要与季节变化时，电价出现较大调整有关。与22年同期相比，超过七成的区域5月峰谷价差同比增长。国网区域内多数区域，23年各月峰谷价差均保持同比增长，峰谷价差扩大趋势越发显著。图：2022年5月与2023年5月各地代理购电价峰谷价差对比（元/KWh