储能行业专家交流纪要 –20221018

储能行业专家交流纪要-221018专家观点：【大储行业情况】在节前很多人可能对市场有点悲观，但是两会中关于碳中和、储能等非常热，有以下两个原因：第一是二十大对于碳中和强度、决心没有变，还是要坚决推行下去。 碳中和里面最火热的就是储能，储能持续向好趋势没有变；第二是二十大和十九大最大的区别是把国家大安全概念提的非常高，提到“安全”，能源行业相关的就是能源安全，能源安全对中国来说是非常不利的，中国天然气和石油对外依存度超过80%，甚至超过90%。 如果为了保证安全进行能源转型，从用电量层面用更多新能源用电量取代传统化石能源用电量的趋势是更加确定的，而且未来很长一段时间都存在。 为了保证能源安全就要低碳化、碳中和，发展逻辑又回到了储能。可能是因为这两个原因，碳中和、储能赛道受到比较高的关注。 国内大储：22年4、5月份，我根据22H1的情况预测22年全年国内装机规模是8-10GWh，因为越靠近年底预测更准，现在我觉得22年会提高到 10-12GWh，其中10GWh+是国内大储的增量。 这个数据的来源，第一是从电芯厂的销售情况、第二是从大储逆变器头部企业的销售情况、第三是从大储第三方BMS的销售情况综合判断得出10-12GWh。 今年的增量是有的，但这个增量是否能够一定转化为并网数量，按照这个统计口径的话不一定，但这个量一定是出货量，大储整个产业链，包括电芯、逆变器、BMS、温控等一系列出货量10-12GWh没问题，因为出货还涉及到现场安装、建设、调试的过程，这个过程中有一定的不可控，但销售已经完成，已经反映在相应公司的业绩上，这是没有问题的。 海外大储：海外市场主要以北美大储为主，美国大储市场增量今年大概率是超过中国的，国外大储市场供应也是非常火热的，虽然国内企业现在占比还不高，但增速很快，国内有很多企业去做海外大储市场，包括宁德时代、比亚迪、阳光电源、科陆、南都电源。 有些在国内大储市场表现不好，但是由于出海比较早，在渠道方面有比较好的合作关系，所以他们在海外大储也有不错的表现，具体多少暂时不掌握数据，但这些企业表现是比较好的。 【大储近期供应情况】电芯层面，各家供应都比较紧张，但不存在不接单的情况，今天看到一些新闻说出现不接单的情况，电芯主要厂家不存在不接单的情况，接单肯定还是在接，只不过价格会上涨。 PACK层面，因为电芯厂对外很少出电芯，让第三方做集成并把集成收益赚了的情况越来越少。现在电芯厂最起码出到电池PACK或者电池包层面。 出到电池包层面就必然包含BMS，现在一线厂家价格大概1.1-1.2元/Wh，宁德肯定是最贵的（宁德能到1.2元），亿纬1.1元左右，二线厂商差不多能做到1元以下，这些都是非上市公司体系，像海辰甚至可以做到更低，甚至做到0.9元以下也没问题。 但现在厂商为了抢占市场采取很激进的策略，280Ah电芯大多数出货价格在1.1元以下（PACK层面，包含BMS），比上半年要高一些，而且价格很难谈下去，如果是几百GWh，每Wh降低0.01、0.02元就影响很大。 目前情况是电芯供应紧张，价格微微上涨，但没有说供不上。大储逆变器层面，目前市场供应非常紧张。 第三季度由于增速比较快，大储逆变器22Q3已经生产完了，但是关键零部件比较欠缺，比如IGBT涨价，一个模组从600元涨到1500元，涨2.5倍，即使这样市场也拿不到。 关于是不是和IGBT直供厂家，比如和IGBT工厂英飞凌签直供的这些厂家拿货情况更好，目前也没有。渠道商的能力还是很强的，渠道商都拿不到，签直供的也没有什么优势。 现在整体大储IGBT全线供应都有困难。 如果这个情况得不到缓解的话，有可能影响第四季度逆变器厂家的供应，当然这个影响是双重的，既影响储能，也影响光伏，到底影响有多大不好说，但第四季度会受到一些影响。 如果像英飞凌能在全世界范围内调整供应，原来分到其他国家的份额转到中国，那么这个情况可能在11月份得到缓解，但10月份是非常紧张。其他零部件不存在断供的问题，只存在供应紧张的问题，今年增长还是比较大的，今年大储增量是去年的2.5-3倍的水平。 至于今天有一些媒体报道说存在不接单的情况，不接单的角色大概率不是设备厂，订单来了肯定是要接，大不了涨点价多赚点。 不接单的角色更多的是项目EPC方或者纯粹的系统集成厂商，他们由于之前在投标的时候投了一些比较低的价格，可能投标的时候没有预测到后续价格上涨，甚至做的预测是第四季度价格下降，但是这种情况没有发生，如果按照这个价格去做集成的话，按照EPC方或者投资方签的供货协议一定是亏损的，在这种上下夹击的情况下毛利率基本为0，不接单是正常的。 不接单的情况不是卖设备的厂商，而是做二道贩子的，这种不接单是非常有可能的，但并不是普遍的情况。 【对储能最新政策的看法】容量电价（或者叫容量补偿）：参考抽水蓄能两部制电价，这是抽水蓄能设计比较特殊的收益方式，由两部分组成。 一部分来自于固定收益，一部分来自于变动收益。 固定收益叫容量电价，主要基于抽水蓄能电站投资以及运行成本、运维成本进行反算，按照6.5%收益率给抽水蓄能电站每年固定收益。 变量电价就是在抽水蓄能电站完成基本义务之后，剩下时间参与到电量现货交易市场，或者没有电量现货交易市场，把抽蓄电站自己当做负荷也可以去削峰填谷，同时，未来也可能开放电力辅助服务市场。 抽蓄电站可以参与这两个市场，赚竞争性市场的钱，形成另外一部分收益。 这是给抽水蓄能电站设计的规则，其中一部分叫容量电价，就是基于抽水蓄能电站的装机容量进行一定的补偿，疏导、补偿成本，这个已经明确写在21年能源局和发改委出的633号文里，要通过各省输配电价体系传导到终端用户，无论是居民用户、工商业用户都是要承担这个成本的，这个叫做容量电价。 现在储能电价也希望能获得类似的电价补偿，首先在山东给出一个概念叫“容量补偿”，有点类似于容量电价。容量补偿规定价格，也说最终由用户承担，和抽水蓄能非常相似。 刚开始出这个补偿的时候，市场很兴奋、很激动，大致有3600万，但是没过几个月马上重新解释政策，3600万变成300万。 最近也有一些其他政策，说多个省份的火电机组也开始给容量电价，比如50元/GW/年，这个比起储能便宜多，激起很多人的兴趣，市场想知道针对储能的容量电价会不会全国范围推开，目前看来，成本疏导没走通的话，能源局是不会贸然出这样的政策。 所以对于容量电价不要特别当真，即使出了也一定是在一些局部省份，主要是在一些承受力很强的省份，绝不可能是全国范围的，而且绝不可能是从承受能力比较差的省份开始。 容量电价要出的话，为了让更多人去均摊，会将电费增加从而将成本摊薄，一定会在GDP比较高的省份，在人口比较多的省份，在工商业都比较发达的省份来推出，而不太可能刚开始就全部铺开，全国GDP排名前五名、工业产值排名前五名的省份先出是有可能的。 但排名第一的省份这个事情还没有考虑，至少没有考虑近期出政策。目前大储发展依然是政策驱动为主，市场驱动为辅。 政策驱动力来自于新能源强配，市场驱动力来自于各省份可能有、也可能没有，第一是电力现货交易市场，大概有十多个省份有；第二是电力辅助服务市场，也有十多个省份有，主要是来自于这两个市场的持续建设，这两个市场建设越好，对政策驱动性的依赖就会越小，未来会是此消彼涨的态势，政策驱动因素会逐渐降低，市场驱动因素会逐渐升高，但这个过程注定是比较漫长的，需要三、五年的时间。 【主流企业对于大储市场的开拓情况】第一，头部大储企业百分之百会进入户储市场。 比如东莞有一家大储逆变器做得特别强的公司，刚刚获得户储逆变器TOV在欧洲的认证，可以判定它一定是要做户储市场。 同样，它的友商目前没有认证的也都在做认证，包括产品研发层面、成熟产品准备层面，这些公司提前三四个月都已经差不多了，最近这几个月一直在走各种认证。 一个是欧洲方面的认证，一个是美国方面的认证。 国内头部大储领先公司，无论是逆变器领域领先的，无论是电芯领域领先的，甚至在BMS领域领先的企业，都已经或者正在去抢夺海外户储市场的空间，实力强的通过自己建设本地化团队，比如技术支持、售后是国内公司派过去，市场销售、渠道一定是当地人组成。 实力强的、有钱的公司会这样做。 实力稍弱的就找本地渠道商进行合作。 所以明年海外户储市场会迎来越来越多强劲的中国品牌。 第二，做大储的企业纷纷把目光瞄向大储市场增长较快的海外市场，主要指的是美国和澳洲市场，这两块市场的优势就是配储增速和配比大，比如说功率配比达30%、40%，时长达3-4小时、4-6小时，所以这两个区域的大储市场增长非常迅猛，目前国内大储企业都已经瞄向了，并且已经在做出努力，比如做人员方面的布置。 关于市场策略，以电芯厂为例，电芯厂在海外做大储市场，首先是他们要自己做集成，而且主要是要做全系统集成，这些国内头部电芯厂家，类似于比亚迪，未来国内做海外大储就要做比亚迪这样的角色，比亚迪就在海外做全系统的集成，像宁德、亿纬这样的头部电芯厂未来在海外做大储的时候，做储能系统集成商的角色，主要就是全系统集成，他们一定会带国内逆变器厂家、配件零部件厂家一起出海。 国内在大储领域做逆变器的厂家，在国内市场为了避免丢掉国内出货渠道（比如渠道商、第三方系统集成厂商等），在国内没有做集成。但海外市场足够大，国内做大储逆变器的厂家未来在海外市场也会主打全系统集成。 第三，产品方面的趋势是海外大储市场检验更加严格，罚款条例更加苛刻，在性能方面、运行条件方面、运行性能衰减方面都有非常严厉的要求。 关于未来谁能在海外大储市场获利最大，电芯成本占比最高，优质的头部电芯厂有望受益，因为海外大储市场由于考核特别严苛，一般情况不敢用便宜的电芯，不敢用二三线的电芯，所以海外的大储市场利好一线电芯厂出海。 如果逆变器厂家出海的话，他们选择的国内合作伙伴80%估计还是国内一线电芯厂，国内一线电芯厂在海外做全系统集成商时选择的合作伙伴八成也是国内一线逆变器厂家，所以这两者会是互相支持，在海外会是良性的状态，也即国内二三线厂家的电芯不太可能往海外卖。 但是国内储能市场对于电芯的容忍度会越来越高，由于原材料涨价，预计明年国内大储市场会接受越来越多二三线品牌的电芯在项目上使用，这可能是明年上半年的趋势，主要是受制于成本方面的压力。 【我们的近期观点】持续推荐国内大储及海外户储投资机会1、国内大储招标景气度高涨，共享储能经济性显著提升。1）发电侧配储具备强制性。 目前政策主流要求配储比例为功率配比10%+配储时长2h，风光大基地项目第二批计划超过400GW，对应储能容量40GW/80GWh；部分储能招标项目配储比例已上升至20%。 2）储能电站经济性有望提升。 共享储能可作为独立主体参与市场并获取多种政策利好，租赁费用+调峰补偿驱动共享储能电站IRR有望达7.48%。预计22年国内储能装机达15GWh，且主要集中在22Q4。 2、海外能源及电力成本高企，户用储能已具备较高经济性。 1）户储经济性显著，以德国为例，2021年居民及小型企业用电价为32欧分/kWh，对应的光储IRR可达15%。 从电价趋势看，受天然气价格影响波动较大的批发电价约为8欧分/kWh，约占25%，不论批发电价未来往上还是回归正常，都不影响储能的收益率。 从渗透率来看，欧盟的储能渗透率约在3-4%，空间仍然巨大。 2）大储方面，以表前市场为主的英国和美国，其项目经济性都非常可观。 美国多数新能源+储能项目的储能功率配比在20%-50%，时长在3h+，发电侧PPA模式+ITC退税使其IRR高达15%+。 3、标的方面，持续推荐：1）户储【派能科技】【鹏辉能源】【德业股份】【固德威】【科士达】等；2）大储【南网科技】【阳光电源】【盛弘股份】【南都电源】【科陆电子】【科华数据】等。 此外如【宝光股份】【智光电气】【威腾电气】【金