电力设备行业深度分析：海内外需求共振，2023年大储装机弹性可期

储能行业更大的爆发或在2023年。2021年全球储能市场正式步入快速成长阶段，海内外长期装机预期空间打开，2022年欧洲电价大幅上行刺激户用储能需求爆发，但原材料价格高位压制部分大型储能项目装机需求，2023年上游原材料价格拐点渐近，前期积压项目或将加速启动，行业整体增速有望再上台阶。 国内：各环节发展模式渐明，储能项目加速落地。2021年为国内储能行业由商业化起步迈向规模化发展的过渡之年，随着国家、地方层面储能政策的密集出台，各环节储能发展模式在探索中逐步走向成熟。中短期内新能源配储要求为国内储能市场核心驱动因素，部分省份独立/共享储能盈利模型初步建立，后续有望贡献较大增量。2022年受制于成本因素国内储能项目整体落地节奏偏慢，2023年光伏组件、储能电池价格有望回落，预计项目建设节奏将明显加快，2022年前三季度国内储能项目招标规模超过60GWh，2023年装机可期。 海外：收益上行叠加成本下降预期，2023年大储弹性可期。2022年海外大型储能项目收益端上行幅度小于成本端，压制装机需求，2023年情况或迎反转。一方面，电价上涨后海外储能项目收益空间明显抬升，另一方面上游原材料价格有望迎来回落，2023年美国、英国等部分海外地区大储经济性有望提升，从而有效刺激装机需求，2023年海外大储装机增速弹性或超户用储能。 短期内大储市场竞争格局趋于激烈，格局清晰的细分环节及海外市场盈利能力更佳。储能产业链涉及电池、电力电子设备、配套设备、系统集成等多个环节，整体来看随着市场规模的快速扩大，短期内市场参与者快速增加，行业格局趋于分散。相对而言，现阶段电池及温控环节的格局较为集中，PCS、系统集成环节的竞争则已经较为激烈。此外，考虑到海外市场中储能成本传导相对顺畅，同时在可融资性、售后服务方面的壁垒更高，因此竞争相对缓和，盈利兑现度较高。 投资建议：建议重点关注2023年装机弹性更大的大储产业链，包括（1）格局清晰的温控环节，相关标的英维克、同飞股份；（2）海外占比高、盈利兑现度好的头部PCS及系统集成厂商，相关标的阳光电源、盛弘股份；（3）大储积累深厚，户储取得突破的PCS/集成厂商，相关标的科华数据、科士达； （4）华为、宁德等全球储能龙头的配套供应商，相关标的德赛电池、星云股份。 风险提示：储能市场发展不及预期、原材料价格持续上涨、市场竞争加剧、模型假设与测算结果存在偏差等。 1.全球储能行业更大的爆发或在2023年 储能行业规模化发展的条件已经成熟。一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、光伏的发电成本与锂离子电池的制造成本降幅显著，在新能源上网侧平价的基础上，当前全球正朝着“新能源+储能”平价的方向快速前进。另一方面，储能在电力系统中的定位与商业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。 图1：全球风电、光伏平均LCOE变化情况（$/kWh） 图2：全球锂离子电池平均成本变化情况（$/kWh） 2021年起全球储能行业进入高速发展阶段。根据BNEF统计，2021年全球新增储能装机规模为10GW/22GWh，较2020年实现翻倍以上增长，截至2021年底全球累计储能装机容量约为27GW/56GWh。考虑到2021年底全球累计风电/光伏装机规模已达到837/942GW，以此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为1.5%，我们认为储能市场的高速增长才刚刚开始，行业发展前景广阔。 图3：全球新增储能装机规模（GWh） 图4：全球累计风电光伏装机规模（GW）及储能渗透率 从规模体量来看，大型储能是当前全球储能装机的主力。从产品形态与销售模式上来看，大致可以将储能分为大型储能与户用储能两大类别，其中大型储能以MWh级别以上的集装箱式系统为主，终端客户为大型电力公司或工商企业，主要通过集采、招标等形式直接进行销售，B端属性较强；而户用储能以5-20kWh的小型电池系统为主，终端客户为分散的居民家庭，主要通过当地化的经销商、安装商网络进行销售，具备一定的C端属性。从结构来看，过去几年大型储能的装机占比约为80%左右，是全球储能装机的主要构成部分。 表1：大型储能/户用储能市场对比 图5：全球储能装机结构（GWh） 全球储能行业更大的爆发或在2023年。在2021年高速增长的基础上，2022年全球储能行业仍然延续了较高的景气度，但增量更多来自于户用储能（尤其是欧洲地区），持续飙升的居民用电价格是最为核心的驱动因素。而在上游原材料价格高企的背景下，对成本更为敏感的大型储能市场2022年的需求则受到了一定程度的压制。站在当前的时间节点，我们认为2023年全球储能行业或迎来更大的爆发，从政策端来看，国内新能源项目存在刚性的配套储能需求，美国等海外市场的储能补贴则有望逐步落地；从收益端来看，国内独立/共享储能的商业模式有望在探索中走向成熟，海外电价中枢的上移以及电价波动的加剧同样有利于储能收益空间的提升；从成本端来看，2023年随着上游产能的逐步释放，硅料、碳酸锂等原材料价格拐点渐近，储能装机成本有望重回下行通道。 图6：储能需求爆发刺激因素 图7：全球储能行业更大的爆发或在2023年 2.国内：发展模式渐明，2023年项目加速落地 2.1.2022H1国内储能装机节奏有所滞后，下半年有望加速 政策勾勒发展前景，国内各环节储能发展模式逐渐清晰。2022年2月底，国家发改委、能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件”，“2030年新型储能全面市场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署，各环节储能发展模式逐渐清晰。 表2：《“十四五”新型储能发展实施方案》中各环节储能发展模式的表述 2022年国内储能项目实际建设节奏有所滞后，但招标快速放量。受制于疫情、原材料涨价等多方面因素的影响，2022年上半年国内储能项目建设节奏整体偏慢，根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）的统计，2022H1国内并网、投运的电化学储能项目装机总规模约为0.39GW/0.92GWh。但从招标的角度来看，Q2起国内储能招标明显提速，据我们不完全统计1-9月总招标容量超过60GWh（主要统计EPC、储能集成系统以及相关设备），其中Q1/Q2/Q3分别为4.5/18.2/39.6GWh，招标规模逐季提升。因此，我们认为后续国内储能装机仍有较强支撑，预计2022年下半年起项目建设速度将明显加快。 图8：国内电化学储能新增装机规模情况（GW） 图9：2022国内储能项目月度招标规模（GWh） 2.2.新能源配套储能有望率先放量 新能源发电侧储能有望成为国内率先放量的应用场景，主要的驱动因素为政策强制要求。在国家政策层面，根据能源局2021年7月印发的《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》，超过电网企业保障性并网以外的新能源装机规模按照15%的挂钩比例配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，储能时长为4小时以上。而在2021年国内各省发布的风电、光伏项目竞争性配臵规则中，储能已基本成为新能源项目“标配”，目前已有近20个省份出台了新能源配套储能的具体量化要求，大部分省份的储能配比在10%-20%的区间内，储能时长则基本为1-2小时。我们根据各省已经发布的风光项目竞配结果以及储能配臵要求对国内新能源发电侧储能的规模进行了大致测算，目前配套储能项目的规模已接近50GWh，预计这部分储能项目将从2022年起逐步落地。 表3：2021部分省份新能源项目竞配储能配套要求 未来国内新能源项目储能配套比例及储能时长要求将继续提升。当新能源发电占比较低时，储能在电力系统中主要起辅助作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡，而随着新能源逐步成为电力系统的主体，储能系统需要发挥的作用将愈发重要，相应的配臵比例及储能时长亦将明显提升。尤其是对于新能源发展较快的三北大型清洁能源基地，现在主流的10%/2h的储能配臵要求已较难满足实际的需求，2022年以来新疆、内蒙古、甘肃等地大型风光基地的储能配臵时长要求已达到4小时。 表4：部分省份大型风光基地储能配臵时长已达到4小时 短期内新能源发电侧储能收益机制尚待建立，市场化是长期方向。目前国内新能源配套储能尚无明确收益模式，投资业主更多把配套储能作为额外的成本项进行考虑，我们认为打通新能源配套储能项目经济性的关键在于建立市场化的收益补偿机制。2022年1月国家发改委、能源局发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》已明确提出2025年初步建成全国统一电力市场，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。具体到新能源配套储能项目而言，推动新能源参与电力市场交易、推进电力现货市场建设、持续完善电力辅助服务市场等改革方向都将扩大储能项目在电力市场中的收益来源与套利空间，助力储能项目自身经济性的提升。 图10：现阶段国内新能源发电侧储能商业模式尚未完全建立 2022下半年起国内大型风光项目建设进度有望明显加快，配套储能项目加速落地。2022年上半年受疫情、硅料紧缺、装机成本高企等多方面影响，大型风光项目建设进度相对较慢，上半年国内新增风电、地面光伏装机仅为12.9GW/11.2GW，与此前预期存在一定差距。考虑到2021年以来国内风机招标持续放量，而光伏硅料的产出亦从四季度起实质性放量（七八月份受检修、限电、疫情等因素并未充分释放），我们对2022年下半年以及2023年国内大型风光项目装机持积极态度，相应的配套储能亦有望加速落地。 图11：2021年起国内风机招标规模持续放量（GW） 图12：2022年9月起国内硅料时间产出明显放量（万吨） 共享/独立储能兴起，未来有望贡献较大增量。从电力调度的角度出发，每个新能源场站单独配建一个储能电站往往不是系统的整体最优方案，前期发改委、能源局文件中已多次提出探索推广共享储能模式，发挥储能“一站多用”的共享作用。相较于新能源场站单独配建的储能电站，独立/贡献储能的潜在收益来源更加丰富，包括容量租赁费用、峰谷套利、调峰调频、容量电价补偿等。目前国内部分省份独立/共享储能的盈利模型已初步建立，随着收益模式在探索中走向成熟，国内独立/共享储能有望迎来快速发展。2022年山东、浙江、河北、广西等省份相继下发新型储能示范项目名单，合计总规模超过10GW，因此在新能源场站自行配套的储能项目以外，我们预计未来独立/共享储能也有望贡献较大的装机增量。 表5：湖南、山东、河南独立储能项目盈利来源 表6：2022年部分省份储能示范项目规模 国内部分省份独立储能项目或已具备一定经济性。我们以山东为例对国内独立储能的经济性进行了简单测算，在我们的假设模型下，山东独立储能电站的全投资收益率约为8.2%，静态回收期9-10年，已具备一定的经济性。随着前期示范项目的逐步落地，国内独立储能的收益模式有望得到更好的验证，后续各类投资主体的积极性有望明显提升，从今年的项目招标情况来看，独立/共享储能项目已经占据了相当的比例。 表7：山东独立储能项目收益率测算假设 表8：山东独立储能电站收益测算模型 2023年国内独立储能收益率仍有提升空间。一方面，随着新能源发电占比的提升，部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大，从而提升储能项目套利空间。此外，若后续上游锂资源价格下行，则储能电池及项目整体初始投资成本存在下降空间，同样有利于项目经济性的提升。 表9：山东独立储能项目IRR敏感性测算 2.3.电网侧储能潜力巨大，期待成本疏导机制建立 作为直接负责电力系统调度、维护电力供需平衡的主体，国内电网公司同样具备较强的储能配臵需求。当前国内电网公司均已设定了规模宏大的中长期储能发展规划，例如国网董事长2022年2月于《人民日报》刊登署名文章，明确提出“力争到20