储能行业分析研究

储能行业分析研究国内市场规模高增，大储占比提升是趋势储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧、用户侧。其中，发电侧储能主要用于平抑新能源波动，跟踪发电计划，缓解弃风弃光；接入位置为集中式新能源电站旁；下游客户为EPC承包商与大型发电集团。输配电侧储能主要用于保证电网安全可靠运行，调峰、调频、黑启动、等电网辅助服务；接入位置为独立建设或位于传统电站旁；下游客户为EPC承包商、电网公司。用户侧储能主要用于峰谷套利，需量管理，动态扩容，需求侧响应；接入位置为家庭或工厂；下游客户为经销商、工商业用户、居民用户。国内新型储能项目装机规模高速增长，表前市场占据主体。根据CNESA，2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，与2021年同期相比，增长率均超过180%。新增投运项目时长仍以1-2小时为主，4小时以上的项目开始增多。根据储能与电力市场，在2022全年并网的储能项目中，锂离子电池仍然是绝对的主力，占比高达93%。从2022年已并网项目的应用领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达45%和44%。大储主要应用场景在发电侧与输配电侧，大储占比提升是趋势。大储是指功率/规模较大的储能（我们定义为50MW/100MWh以上），主要应用场景在发电侧与输配电侧，少部分应用在工商业储能。我国表前市场占据主体，大储规模效应、效率与管理优势明显。同时，2021年7月，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提到，对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。激励机制下发电侧收入有望受益提升，“新能源+储能”项目需求受到拉动。随着风光储一体化项目及集中式共享储能迅猛发展，大储需求有望被显著拉动。需求维度：新能源配储提供基本盘，多因素驱动助高增新能源配储：各地提出配储要求，提供储能需求基本盘保障性并网项目贡献国内储能需求的基本盘。保障性并网项目是各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，具体规模由各省根据各省情况测算，是各省份完成非水电最低消纳责任权重所必需的底线目标。保障性并网项目由电网公司实行保障性并网，但是要求需要通过消纳/技术/电价等指标，竞争上网额度。我们认为保障性并网项目会贡献国内储能需求的基本盘。多地陆续发布新能源配储政策。据我们统计，截至目前已有28个省份（自治区）发布了配储政策，保障性并网项目配储要求由各地发改委/能源局决定，配储比例普遍在10%~20%，配储时长普遍在2~4小时，两者均存在一定的提升趋势。三北地区中的甘肃、新疆、内蒙古、河北、吉林整体配储要求更高，大基地增加后储能需求提升有望更加明显。多省分布式光伏也需配备储能，带动户储需求增长。截至2023年2月，已有7个省份发布了分布式配储政策，其中5个省份明确提出了配储要求。山东省分布式配储要求最高，在15%以上。2022年8月，山东省印发《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）（征求意见稿）》要求，整县分布式光伏项目根据各县（市、区）规划要求积极配置储能设施，保障并网。浙江、宁夏要求配储比例10%，广东、江苏要求配储比例8%。分布式光伏配储带动户储需求增长。市场化项目：配储要求更高，相较风光装机更为敏感电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。我们认为保障性并网项目将会贡献国内储能需求的基本盘；市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。市场化并网项目：超额建设规模需要配储，上网电价按照指导价结算，配储比例要求更高。市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网，与保障性并网只是在并网条件上有差异。据发改委、能源局《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》，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。经过我们预测，在所有电站均为平价电站，保障性并网项目配储10%，储能时长2小时，市场化并网项目配储15-20%，储能时长4小时，全国保障性并网项目总规模100GW的假设下，风光并网总规模超过100GW后，储能规模随着风光并网规模增长的速度将加快。具体到市场化并网项目配储17.5%时，当风光并网规模低于100GW，并网规模每增加10GW储能规模将增加1GW，当风光规模高于100GW，并网规模每增加10GW储能规模将增加1.75GW。硅料降价：大基地建设节奏或超预期，储能需求受益明显硅料价格进入下降通道，集中式大基地需求受益最明显。截至3月31日，光伏级多晶硅价格为24.76美元/千克，相比于22年8月的高点降幅达35.4%。我们预计23年光伏装机量130GW，风电装机量70GW，从结构上看，对组件价格更为敏感的集中式电站是增量主体。若大基地建设节奏超预期，假设各比预期高10GW，则按照大基地平均更高的配储比例，或可带来2.6GW/6GWh左右的储能装机增量。火电退役：老旧火电机组提升，后续储能需求有支撑火电占比下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。据IEA预测，在实现“双碳”目标的预设下，到2060年，中国的太阳能和风能发电量相对于2020年将增加7倍，占总发电量比例从25%提升至2030年的40%和2060年的80%，其中，太阳能发电的占比由2020年的4%提升至45%。可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成本（LCOE）下降综合作用的结果，目前光伏发电和陆上风电已初步具备在LCOE上和燃煤电厂竞争的能力，火电占比将逐步下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。火电机组退役带来更多的电化学储能需求。从火电新增发电设备的历史数据上看，2005-2010年时我国火电建设的高峰期，且2006年新增火电发电设备容量达9244万kW的峰值。按照20年设计寿命计算，对应2025-2030年起，我国将进入火电机组退役的高峰期。参考美国随着天然气发电厂逐步退役，从而实现可再生能源配合储能系统替代原有天然气发电的案例，且考虑到后续国内风光大基地的建成投运，预计2025-2030年国内电化学储能的需求提升。（详见我们于2022年10月20日发布的报告《储能协助能量时移，护航能源变革》）。规模预测：预计23年装机规模有望达到17.9GW/41.1GWh我们预计23年新型储能装机规模有望达到17.9GW/41.1GWh。据北极星储能网统计，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达101.8GW/259.2GWh，并且大部分项目都将在近1-2年内完工并网，这些规模数字已显著超国家发改委、国家能源局于2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。我们预计23年新型储能新增规模有望达到17.9GW/41.1GWh，增速达到158.8%/168.4%，我们预计23-25年新型储能新增规模复合增速有望达到93.0%(GW)/103.5%(GWh)。结构优化：共享储能助力降本，协助理顺商业模式共享储能协助降本增效，规模效应明显。根据各地风电建设要求，新能源电站可以通过租用共享储能方式，满足配储要求。共享储能位于电网侧，规模高于发电侧小型储能，PCS、BMS、箱体及EPC建设均有规模效应，有助于实现成本优化。此外，大型储能电站多建在110KV/220KV并网点，相较于建在35KV并网点的发电侧储能更容易被调度系统调用，增加调峰和调频收入。针对发电侧改进模式，针对电网侧提升收入来源。按照配储要求，发电侧通过租用储能换来风光核准/运营便利，需要付出对应租金成本。共享储能相较于发电侧自用模式，可以在辅助服务市场获得辅助服务收益，实现模式优化；相较于传统的电网侧储能，能够获得租金收入，拓展收入来源。如我们测算新疆调峰用储能项目IRR约6.22%，若按照20年折旧支付租金，则回报率可达11.86%，显著提升储能项目IRR。辅助服务价格多在0.28元/千瓦时以上，收入租金规模在高于总投资的1/15即可满足6%以上的IRR要求。我们梳理了部分省份（地区）的调峰补偿价格，价格区间范围较大。比如，在2022年6月发布的《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》中，广东、广西、云南、贵州、海南调峰补偿价格分别为0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952元/kWh，不同省份之间存在显著差异，较多省份调峰补偿价格具有较强吸引力。我们测算，当辅助服务价格在0.28元/kWh时，收入租金规模在高于总投资的1/15即可满足6%以上的IRR要求。发电侧租金承受力：公司资本成本在4.5%以上时，能够承受13年折旧租金。对于发电侧，租用份额可以减轻现金流压力，我们用租金现值/初始投资成本计算，发现当公司资本成本高于4.5%时，能够承受13年折旧租金。通过我们上面的测算，当租金折旧年限为13-15年时，共享储能针对储能运营方及发电侧均为效率更优的方案。项目测算：山东理想情况下回报率可达11.93%。2022年9月，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，措施提出，依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。发电方租赁需求：电力交易中心承担租赁撮合市场，多配备储能电站有望优先并网具体来讲，租赁规范方面，储能项目在山东电力交易中心统一登记，组织发电企业与储能运营方合同期限不低于2年。权益倾斜方面，配储电站并网时序倾斜已落地，电网企业将按照储能容量比例由高到低安排并网顺序，配储比例多的电站可以优先并网。租赁费方面，预计仍以倒算方式确定，当前山东项目针对容量租赁费大概1000-1500万元/MWh。共享储能方：交易+容量租赁模式盈利。政策给予储能主体地位，电力现货市场赚取价格差，规定充电电量不承担输配电价以及政府性基金附加，电力市场价格波动以及交易影响共享储能利润，根据山东电网披露，当前日内价格波动差为0.448元/wh，仍可提供可观的回报。规定对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。当前参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用为0.0991元/kwh，双倍补偿约0.2元/kwh。我们测算当极端情况下（储能公司拿到全部电价差），回报率可达11.93%。敏感性分析：维持发电侧租金按照15年折旧计算/电网侧容量核定比例为50%的情况下，改变储能建设成本和日内电价差假设，我们看到当日内电价差在0.15元以上时，储能初始投资成本在2.2元/kwh以下时，可以保障IRR达到6%以上。当储能EPC成本下降到1.8元/Wh，0.10元的日内电价差也可以满足投资方的运营要求。供给维度：环节价值量变化，行业格局尚未定局产业链内企业纵横延伸，温控/消防环节价值量有望提升储能产业链包括上游原材料、中游储能系统、下游终端用户三个环节。储能系统包括电芯、PCS、温控、消防、EMS（能量管理系统）、BMS（电池管理系统）等多个环节，再由系统集成商进行集成，出售给下游终端客户。产业链内企业具有纵横延伸趋势，比如动力/消费电池企业大力发展储能电池业务，光伏逆变器企业开拓储能PCS业务，温控、消防企业追随储能行业热潮开拓产品应用领域；产业链内部分电芯、PCS公司纵向拓展业务至系统集成与EPC环节。电池环节成本占比高，拥有较高话语权。根据储能领跑者联盟，2022年储能系统成本构成中，电芯成本占比59%，PCS占比16%，BMS占比9%，EMS、温控、消防及其他占比16%。储能电池价值量占比高，其成本对储能电站的成本起到决定性作用，我们预计储能电池厂商未来在产业链中仍将保持较高的话语权。温控与消防环节的价值量有望提升。随着储能行业从导入期到快速发展期迈进，我们认为后续储能安全的重要性有望逐步凸显。2022年1～8月，全国电化学储能项目非计划停机329次，电化学储能的安全标准、管理规范亟待提升。从2021年底开始，从国家到地方出台了多项政策，着力储能电站安全管理。涵盖了安全风险隐患整治、储能电站安全管理、储能电站并网运行管理等多个方面。《电化学储能电站安全规程》将于今年7月1日实施，系储能安全领域的首个指引性文件，文件规定了电化学储能电站设备设施安全技术要求、运行、维护、检修、试验等方面的安全要求，涉及储能电池、BMS、PCS、监控、消防等各类设备的检修规定。文件提出了“每个电池模块可单独配置探测器”、“锂离子电池室/舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块，每个电池模块可单独配置灭火介质喷头或探火管”，灭火由舱级、簇级精准到PACK级。我们认为目前国内储能电站温控和消防投入有望进一步提高，相关公司有望量利齐升。电池：储能电池增量足，大电芯&叠片或是趋势储能电池增量足，新老厂商积极扩产。据21世纪经济报道不完全统计，2022年以来国内动力与储能电池扩产金额高达3013.7亿元，扩产规模840GWh。储能电池扩产幅度大，众多动力/消费电池企业大力发展储能电池业务，同时也不乏跨界企业，包括纺织业巨头盛虹集团、主营大气污染控制领域环保产品的ST龙净、食品企业黑芝麻等均跨界布局储能电池生产。电池产能快速落地，大电芯&叠片或是新趋势。大电芯逐渐成为国内集中式和工商业储能系统的主流选择，2022年以来，华能等招标明确要求电芯单体容量不低于280Ah。据GGII，截至2022H1，280Ah在国内工商业侧渗透率已达60%以上，截止2022年9月底，纯280Ah独立线（特指专线专供280Ah储能电芯，除动储共线企业外）产能合计约34GWh，除上述产能以外，到2023H1将新建280Ah专线的投产产能约80GWh。此外，叠片工艺也成为了大型储能电站电芯的新趋势，叠片工艺能让大电芯更好发挥安全性、能量密度、工艺控制上的优势。据GGII，2022H1方形叠片电池在储能市场已出货3GWh以上，整体渗透率约为7%，广泛应用到户用储能、国内工商业储能和源网侧储能项目中。PCS：国产IGBT产能释放，市场向头部聚集海外IGBT大厂预计短期供应仍处于紧缺状态。IGBT作为PCS的核心部件，22年曾一度成为制约PCS出货供应的关键要素。据英飞凌2022年11月年报交流会，公司部分产品已正常供应，但用于可再生能源的IGBT仍处于紧缺状态，考虑到IGBT未来的下游需求，英飞凌将继续投资扩大IGBT生产。我们预计2023年储能将面临与新能源汽车争夺IGBT产能的局面，海外IGBT的供应情况短期内或难以好转。国产IGBT厂商积极扩建，市占率逐步提升。据Omdia数据，国内厂商时代电气2021年首次进入IGBT模块排名前十。据时代电气22年8月26日交流会，公司2023年IGBT订单已全部锁定。国内半导体厂商在全球市占率正逐步提升，海外IGBT紧缺对在国内销售的储能产品影响或将减小。市场对IGBT需求火热，据半导体产业纵横，国内半导体厂商华虹半导体、中芯国际、积塔半导体、士兰微、华润微、比亚迪半导体、时代电气等普遍扩建意愿积极。大储是B端市场，厂商价格直面竞争，产品优势公司脱颖而出。储能PCS在初期单价和毛利率较高，随着头部厂商不断扩产和新的厂商不断进入，产业竞争加剧，价格和毛利率逐渐走低。上能电气2018年储能PCS营收0.15亿元，产品单价0.37元/W，2022年储能PCS营收1.42亿元，较2018年增长近9倍，产品单价0.19元/W，降幅50%，规模效应尽显。阳光电源光伏逆变器价格稳中有降，由2018年0.22元/W降至2022年0.19元/W。温控：成本下降叠加要求提升，液冷趋势已现液冷针对大储优势凸显，未来市场规模将快速提升。液冷在技术上具备优势，当前大容量、高功率储能系统的快速应用，对于储能系统散热效率要求更高。液冷技术相比于传统风冷散热效率更高，同时噪音更小、能耗更低，具有显著优势，单位价值量相比风冷也会有明显提升。随着储能电站大型化、集约化的不断发展，储能系统大容量、高密度的趋势不断凸显，未来液冷市场规模预计会快速增长。根据GGII，2021年中国储能温控市场整体规模为24.7亿元，液冷温控市场规模3亿元。GGII预计到2025年，中国储能温控市场总规模将达到164.6亿元，液冷储能市场价值将达到74.1亿元，占比约45.1%，年复合增长率超过89%。行业内积极布局，液冷成本有望降低。行业内目前已有包括英维克、奥特佳、高澜股份、同飞股份等多家公司布局储能温控市场并进行液冷产品相关业务开发，其中英维克和奥特佳已有完善客户体系和产品生产线，先发优势明显，其余公司也积极布局多项液冷产品规划，抢占市场空间。风冷系统结构相对简单，价值量低于液冷。其中，压缩机、风机价值量最大，二者主要原材料为铜、钢等大宗商品。未来，水冷主机将趋于标准化、规模化生产，大宗商品价格进入下行区间，液冷、风冷系统成本有望逐步降低且差距或将逐步缩小。消防：行业集中度低，渠道布局为关键行业集中度低，渠道布局为关键。消防行业集中度低，截至2019年青鸟消防、威海广泰和天广中茂三家企业市占率分别为2.2%、0.95%和0.39%，行业CR3仅3.54%，格局分散。各传统消防企业积极拓宽产品类别，开发储能产品，行业内比较重视渠道布局与产品解决方案的提供。集成&EPC：多方企业涌入，渠道是拿单关键多方企业涌入，行业竞争加剧。集成商与EPC方通过采购设备、系统集成后打包出售给下游客户，是储能电站各组件与下游客户的连接人，也是储能电站安全运行的负责人。当前大量企业涌入储能赛道，集成商与EPC方主要可分为三类：1）产业链内电芯、PCS等企业纵向延伸，如宁德时代、比亚迪、阳光电源等，利用其品牌、成本与渠道优势迅速打开市场，业务发展壮大；2）关联赛道企业利用技术与渠道优势横向切入储能赛道，如阿特斯、天合光能等；3）具备电网背景的地方资源型企业，如南网科技、许继电气、海博思创等，这类企业对于电网具有深刻的理解，技术经验丰富，手握地方资源，订单更有保障。2022年储能系统（不含EPC）中标结果中比亚迪遥遥领先，但行业整体集中度仍较低。储能与电力市场2022年共计追踪到70家企业有中标记录，其中比亚迪以超1.6GWh的总量遥遥领先。累计中标规模超过500MWh的其他系统集成商还包括江苏中天、南都电源、海博思创和许继电气，行业整体集中度较低。强者恒强，出清红海。集成商与EPC方获取项目主要取决于：1）与下游客户的关系亲密及稳定程度，集成商与EPC方的下游客户较为稳定，主要是五大四小发电集团以及国南两网；2）项目经验，招标方往往会重点考察投标方的相关项目经验，其亦体现着投标方的技术水平。长期来看，集成商与EPC方能够突出重围还需具备两个关键要素：1）资金保障，大储建设对于资金的垫用要求较高；2）成本优势，大型电站产品趋于同质化，产品价格竞争日趋激烈化。规模效应与成本控制成为企业盈利的关键。我们认为，行业将会呈现强者恒强，出清红海的局面，具备项目经验与规模效应的企业优势将会进一步加强，企业的渠道优势将会成为订单保障的关键。利润维度：被上游挤压利润逐步修复，规模效应增强上游原料价格回落，产业利润有望修复各环节22H1毛利率相比21年全年普遍走低，消防环节毛利率水平最高。21年电芯环节两家企业储能业务毛利率处于28%-30%，22H1受到上游锂矿价格高涨且传导滞后影响，盈利空间被显著压缩，以宁德时代为例，22H1毛利率下滑至6.43%。消防环节毛利率最高，且两家公司22H1毛利率相比21年均有提升，我们认为主要系公司产品结构优化致整体毛利率水平抬升。储能PCS及系统集成环节内各公司由于业务结构及出货市场的不同毛利率水平差异较大，阳光电源/上能电气2021年储能业务毛利率水平分别为14.11%/24.52%。温控环节毛利率普遍在25%-30%之间。EPC环节21年毛利率普遍在20%-30%之间，22H1毛利率水平出现明显下滑。国内储能加速放量，规模效应有望凸显国内储能行业放量后，企业的营业成本有望通过规模效应下降。国内和海外储能所在产业阶段不同，海外储能已经处于业绩释放期，销售放量带来显著规模效应，期间费用率已经下降到较低位置。国内市场仍处于从前期导入到快速发展期的过渡阶段，潜在规模效应仍有较大空间。以国内外市场典型公司为例，21年期间费用率差距4.4pct，22年前三季度有系统集成业务放量，规模效应带动下整体期间费用率已逐步接近。我们认为除了业务占比不同外，原有逆变器/PCS业务仍存在较高的规模效应空间，如上能电气的研发费用率显著高于锦浪科技，20年-3Q22分别高出3.1/3.3/1.5pct。政策催化：发电侧配储权益倾斜/电网侧替代储能设施发电侧配储权益倾斜：2021年7月国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，“大力推进”发电侧储能，“积极推进”电网侧储能，“积极支持”用户侧储能，发电储能核心地位不变。意见中针对新能源配储项目，在项目核准备案、并网以及运营中调度、保障利用小时数和辅助服务补偿上均给与政策倾斜，激发发电侧自发性配置需求。目前发电侧还是纯粹的租金付出方，该项政策落地后能够为发电侧带来收入，发电侧和共享储能方均将受益，国内商业模式有望理顺。电网侧