电力设备与新能源：储能系列报告一：海内外需求共振造就优质赛道

行业报告 行业深度研究 │ 电力设备与新能源 储能系列报告一：海内外需求共振造就优质赛道 储能是新能源发展引起电网波动性增大的必然应对选项，并且由于基数极低，将长期保持高增速。本篇报告是储能系列报告第一篇，着重从需求侧分析储能行业机遇，我们认为国内储能政策推进带来的大型储能，以及欧洲能源危机提振的分布式户储，是储能需求中最为突出的两个Alpha。 配储政策强力驱动，预计国内储能装机持续提速 截至22年8月，已有23个省区发布新能源配储政策，配置比例大多位于10~25%。1-7月国内投运、在建、拟建储能项目合计25.94GW/58.99GWh,大幅超过21年装机量2.4GW/4.9GWh；随着风光并网需求高增，大型项目年底或出现抢装，下半年景气度不断提升。我们预计22年国内储能新增装机将达到7.9GW/18.242G7W%h和，功27率6%和。容量分别同比增加 市场化政策逐渐落地，储能商业化路径愈发清晰 经济性是储能实现规模化面对的最主要问题，政策端正在不断完善，随着各地辅助服务、分时电价、储能租赁具体费用的出台，我们认为共享储能将替代单一的峰风谷光差发价电超配过储0.。7元已/有kW1h8，个满省足份 储能盈利要电求站。IR我R降们低测1算.2发p电ct侧，配但储采会用使共 享储能租赁模式，IRR损失将减少0.5pct,共享储能对经济性改善显著。 欧洲能源供需结构失衡，高电价提升新能源需求 据BP，2021年欧洲发电量20%来自天然气，且32%天然气供给来自俄罗斯。 2022年8月欧洲TTF天然气期货均价同比上涨421%，德国电力现货价达 465.18欧元/MWh，IEA预计2025年欧洲天然气价格仍将维持高位，高电价或将持续。从能源安全及经济性两个维度，新能源在欧洲都是刚需。 高电价提振欧洲户储需求，高利润市场兑现业绩 欧洲户储以用户用电价格作为储能收入项，虽然近期有政策干预电价，但测平算均，用当电前价格预计仍将 德国家用光储IRR可达17%，即使电价降低至2021年前欧洲平均0.2欧元 /kWh，IRR仍可达8%，欧洲有望继续成为储能出口竞争的优质市场。 投资建议 我们重点推荐储能电池企业鹏辉能源、宁德时代、南都电源，受益于海外户用储能发展的德业股份、派能科技、昱能科技；同时建议关注科士达、科陆电子、永福股份、盛弘股份等优质储能企业。 风险提示：市场竞争加剧的风险；原材料价格大幅上涨的风险；海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险；配储政策变动的风险。 重点推荐标的 简称 2022E EPS2023E 2024E 2022E PE2023E 2024E CAGR-3评级 宁德时代 11.11 17.10 23.50 38 24 18 53.26%买入 派能科技 5.35 11.74 17.01 79 36 25 102.71%买入 南都电源 0.72 1.08 2.05 31 21 11 -买入 鹏辉能源 1.38 2.31 3.44 58 35 23 105.61%买入 德业股份 4.88 8.50 13.05 90 52 34 75.33%买入 数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2022年9月28日收盘价 1 证券研究报告 2022年09月28日 投资建议：强于大市(维持评级) 上次建议：强于大市 相对大盘走势 电力设备及新能源指数沪深300 40% 20% 0% -20% -40% 21-09-2822-03-2822-09-28 分析师：贺朝晖 执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn 联系人梁丰铄 邮箱：liangfs@glsc.com.cn 相关报告 1、《新能源装机维持高增，高能电池加速产业化》 2022.09.25 2、《全球海风投资加速，零部件龙头有望率先受益》2022.09.22 3、《储能大会显示行业活力，关注商用价值与新型技术》2022.09.18 请务必阅读报告末页的重要声明 投资聚焦 配置储能是提升电力灵活性、促进新能源消纳、减少弃风弃光损失的刚需选择。国内新能源配储政策驱动2022年装机超预期，而各地商业化政策的落地更将助推行业长期高速发展。欧洲能源成本短期难以显著下降，欧洲户储高盈利和高增速仍具有可持续性；中长期来看，美国、亚太、拉美等市场潜力仍未充分释放。 创新之处 1）我们建立了国内储能系统调峰调频成本模型，详细测算了目前储能系统用于调峰、调频和峰谷套利的经济性。同时测算了共享储能模式下，对于新能源电站和储能投资双方的经济性增益。 2）我们根据新能源并网需求、调峰调频需求、欧洲户用光储系统渗透率等角度定量。测算了全球范围内储能装机需求 3）我们从欧洲能源结构供需失衡的角度论述了未来的电价变化趋势。 4）我们测算了德国居民安装户用光储系统的IRR以及投资回收期，并进一步测算了居民对于储能系统价格的接受程度。 核心结论 1）随着各地辅助服务、分时电价、储能租赁具体政策的落地，根据我们的测算，储能参与峰谷套利IRR可达到9.27%；储能参与调峰的IRR可达到9.1%；参与调频服务的IRR可达到9.4%，均具备经济性。 2）我们预计年底国内大型储能将出现抢装，22年储能装机有望达到装机功率和容量分别同比增加227%和276%。预计2025年 全球储能需求为107.82GW/285.35GWh，对应功率和容量需求21-25年CAGR 分别为80.31%和77.44%。 3）预计随着欧洲能源成本的大幅上涨和光储成本的降低，将加快欧洲各国能源结构的转型进程，推动户用光储的高速发展。预计2025年欧洲天然气价格 仍将维持在2020年以来的较高水平，高位电价或将持续。 4）根据我们的测算，德国居民仅安装光伏系统，其20年内IRR为12%，投资回收期为7.3年；安装光储系统后IRR上升至17%，投资回收期缩短为5.5年。即使光储系统成本提高66.7%，或者电价下降50%，IRR仍可达到8%。 投资建议 我们建议重点关注储能电池企业鹏辉能源、宁德时代、南都电源；受益于海外户用储能发展的德业股份、派能科技、昱能科技；同时建议关注科士达、科陆电子、永福股份、盛弘股份等优质储能企业。 正文目录 1.储能刚需属性深层原因分析7 1.1原因一：新能源发展持续提升消纳压力7 1.2原因二：居民用电比例提升增加负荷波动9 1.3原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项12 2.国内：风光配储主线地位不断夯实13 2.1配储政策已全面贯彻执行14 2.2发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈15 2.3电网侧：储能调频盈利能力突出23 2.4用户侧：电价市场化是最强催化剂29 2.5共享储能解决经济性痛点32 2.6中标价格回升改善厂商盈利35 3.海外.：.能.源.危.机.带.来.欧.洲.户.储.机.遇..36 3.1供需失衡带来高电价将持续36 3.2高电价奠定欧洲户储刚需属性40 +海外户储主导4.需求增量国内.大.储.............42 ......4.....1...........储...能....需....求...框....架....分...析42 4.2国内储能需求快速提升43 4.3寻求能源独立推升欧洲储能需求45 4.4全球储能高增共振49 5.投资建议50 5.1宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态51 5.2派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显53 5.3南都电源：一体化布局，聚焦储能再出发56 5.4鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量58 器业务高速成长，大力开拓欧洲市场60 6.风险提示62 图表目录 图表1：全球风光装机占总发电装机的比例7 图表2：全球可再生能源发电量占比逐渐提升（TWh）7 图表3：我国新能源累计装机占比不断增长7 图表4：我国风电光伏发电量及占比7 图表5：2019-2022H1我国历月弃光率8 图表6：2019-2022H1我国历月弃风率8 图表7：全国及部分地区弃风率9 图表8：全国及部分地区弃光率9 图表9：我国用电量结构正在发生变化9 图表10：2020年各国用电结构对比10 图表11：各国人均居民用电量对比10 图表12：典型工业、工商业、居民用电负荷曲线11 图表13：2022年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位：万千瓦）11 图表14：多省市用电负荷增速高于用电量增速11 图表15：我国灵活调节电源装机占比较低12 图表16：储能在发电侧参与平抑波动的应用模式12 图表17：储能参与发电侧平抑波动应用效果12 图表18：储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移13 图表19：储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资13 图表20：各地方政府新能源配置储能政策汇总14 图表21：22H1我国新增储能功率同比高增（MW）15 图表22：22H1我国新增储能额定能量同比高增（MWh）15 图表23：全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划15 图表24：部分地区调峰补偿费用计算规则16 图表25：典型调峰用储能技术的度电成本对比17 储能系统调图峰表度电26成：本10测MW算/40..M..W..h17 图表27：基于不同补偿费用以及储能成本的系统IRR计算18 图表28：光储一体电站收益模型构成19 图表29：光储一体模型参数假设19 图表30：IR光R储的一变体化模（型弃收光益率构成改变时 2%）...............................20 图表31：电池储能参与风电调峰示意图20 图表32：电池储能参与光伏调峰示意图20 图表33：基于不同利用小时数和弃光率的调峰电池储能配置比例计算21 图表34：以2021年弃光计算光伏电站调峰储能需求21 图表35：基于不同利用小时数和弃风率的调峰电池储能配置比例计算22 图表36：以2021年弃风计算风电调峰储能需求23 图表37：电网负荷各分量示意图以及响应应对措施24 图表38：电力系统频率响应过程25 图表39：一次调频和二次调频的区别25 偿标准.........................................图....表25 的里程成本对比（元/MW）..........图....表26 图表42：9MW/6MWh储能系统调频里程成本测算27 图表43：电池储能上下调频区示意图28 图表44：各类电源累计装机量（GW）29 图表45：用户侧削峰填谷示意图30 图表46：2021年初各地区工商业及其他用电峰谷电价表（元/kWh）30 图表47：2022年8月工商业1-10kW各地区峰谷电价表（元/kWh）31 图表48：山东省分时电价走势32 图表49：基于不同峰谷价差以及成本的系统IRR计算32 图表50：第三方投资共享储能模式示意图33 图表51：光伏电站租赁储能可较自建获得更高的IRR33 图表52：储能租赁相较自建IRR提升幅度敏感性分析34 图表53：青海省个别光伏电站年度弃光情况34 图表54：共享储能电站收益模式多元化可获得更高IRR34 图表55：磷酸铁锂正极价格大幅上涨（元/吨）35 图表56：磷酸铁锂电解液价格走势（元/吨）35 图表57：磷酸铁锂电芯原材料成本涨幅明显（单位：元/kWh）35 图表58：22年8月储能电站成本构成36 图表59：储能系统采购中标价格上升36 图表60：欧洲天然气价格大幅上涨36 图表61：部分欧洲国家居民电价（欧分/kWh）37 图表62：天然气占欧洲发电结构的20%左右37 图表63：欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口37 图表64：欧盟天然气对俄依赖程度在2012-2019年期间明显提升38 图表65：英国发电装机结构变化（单位：MW）38 图表66：德国发电装机结构变化（单位：MW）38 图表67：英国煤炭及核能发电量明显下降（TWh）39 图表68：德国煤炭及核能发电量明显下降（TWh）39 图表69