大储行业深度报告：征程万里风正劲，奋楫扬帆破浪行

征程万里风正劲，奋楫扬帆破浪行 —大储行业深度报告 2022年11月29日 武浩电新行业首席分析师 S1500520090001010-83326711 wuhao@cindasc.com 曾一赟电新行业研究助理 15919166181 zengyiyun@cindasc.com 有 相关研究 证券研究报告 行业研究 行业深度报告 电力设备 征程万里风正劲，奋楫扬帆破浪行 2022年11月29日 本期内容提要: 看好 投资评级 ⯁新型电力系统建设推进，大储黄金赛道正起步。全球各国落地“双碳”战略规划，能源转型迎来关键节点，随着新能源发电/装机占比提升，新型电力系统建设加速推进。储能可以解决新能源发展带来的系统问题：发/用 看好 上次评级 电的时间错配、优化电能质量，保障电网安全。因此储能在电力系统中具有刚性需求。从储能类型来看，抽水蓄能目前为储能主体，但电化学储能具有性能优势，更适合新型电力系统，而且受益新能源车产业链快速发 执业编号：S1500520090001 联系电话：010-83326711 邮箱：wuhao@cindasc.com 电新行业首席分析师 武浩 展，因此电化学储能为当下最优解。我国新型储能2021年累计装机5.73GW，同比增长75%，但储能占风光总装机的比例仅为0.9%，渗透率较低，大储是我国主要储能类型，主要应用在电源侧、电网侧，大储的黄金赛道正起步，未来市场空间广阔。 联系电话：15919166181 邮箱：zengyiyun@cindasc.com 电新行业研究助理 曾一赟 ⯁国内大储整体经济性承压，独立储能有望走出商业模式。大储经济性是发展的核心，我们测算了各个应用场景的储能收益率： 1）风光配储是政策强配压力下的新能源成本项。目前全国新能源消纳压力呈现区域分化的态势，配储比例一般为10-20%，风光配储收益模式单一，来自于提升消纳率，增加发电并网收入。我们测算得到风光配 储整体拉低风光项目IRR接近1.1pct。共享储能成为新能源配储的折中方案，我们测算得到租赁共享储能的情况下，风电项目IRR下降0.1pct，光伏项目下降0.9pct 2）工商业储能的峰谷价差敏感性高，关注相关政策落地。工商业储能的收益模式为峰谷价差套利和增加光伏自用比例，我们测算工商业储能的内部收益率为5.3%。工商业储能对峰谷价差的敏感性极高，扩大峰 信达证券股份有限公司 CINDASECURITIESCO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼 邮编：100031 谷价差可以有效刺激工商业储能积极性：峰谷价差提升5pct，IRR提升约4.1pct。 3）调频储能的经济性不稳定，先发者受益。调频储能的收益主要来自容量补偿和里程补偿，其中政策决定容量补偿，市场格局决定里程补偿：里程补偿的核心在于里程出清价格和K值，里程出清价格由调频市 场需求以及参与企业决定，K值的数值由机组在整个调频市场的相对位置决定。我们测算得到调频储能的收益率有望达到8.2%。调频储能内部收益率对K值、里程价格敏感性极高，市场先发者受益。目前新市场逐步开启，未来关注完善市场的相关政策落地。 4）独立储能的收益模式多元化，投资积极性增加。目前独立储能已实行的多种收益模式，我们测算得到独立储能的收益率为6.7%，单位装机投资下降0.1元/Wh，内部收益率增加约4pct；调峰服务价格上升0.05 元/kWh，IRR提升约4pct；容量租赁价格提升30元/KW*年，IRR提升约3pct。商业模式推动下独立储能投资积极性显著提升，独立储能整体大型化发展。 ⯁国内大储未来增长可期，明年或为高增启动元年。1）政策持续发力，具有实际效益的利好政策频出，刺激大储增长。2）成本处于下行通道，储能经济性有望提升。明年碳酸锂扩产增速高于电动车行业增速，碳酸锂价格 有望回落，有望带动电芯价格下降。若电芯价格下降至0.83元/Wh，我们测算得到独立储能IRR有望提升至10.2%。政策面与基本面共振，国内大储前景广阔，我们测算得到我国2023年储能新增装机为13.97GW/26.85GWh，同比增长123.3%，2025年新增装机为 53.73GW/109.64GWh，21-25年CAGR为119%。 ⯁海外大储政策+市场化推进，全球储能市场扬帆起航。海外新能源发展步伐领先，海外大储市场主要为欧美，储能类型仍是电化学储能。美国方面，国家、各州补贴政策持续发力，驱动大储市场发展，美国储能结构主 要以电网侧公用储能为主，多数用于调频服务。欧洲方面，欧洲大储发展的动力主要来自商业模式成熟，收入来源广泛，以欧洲大储的主要市场英国为例，英国政策主要注重技术迭代、商业模式、市场构建与创新，储能市场分为频率响应、备用、套利三大类，收益来源超10种。中美欧三国政策不断加码，储能经济性有望不断提升，储能发展空间广阔，我们测算得到全球2023年新增装机为122.46GWh，2025年新增装机327.22GWh，21-25年复合增速为89.5%。 ⯁看好储能产业链的集成商以及电池环节。1）电池环节价值量最高，竞争格局集中，宁德时代龙头优势明显；2）PCS环节市场集中度高，企业专注差异化市场；3）其他环节逐步渗透集成商环节。独立储能壁垒更高，高 压级联具有性能优势，有望成为行业趋势，看好独立储能集成商企业。海外大储电池环节政策面承压，集成商企业安全边际更高。 ⯁投资建议：1）国内市场方面，推荐储能产业链价值量最高的电池环节头部企业：宁德时代、亿纬锂能、比亚迪，建议关注鹏辉能源、天能股份、国轩高科；建议关注储能主要设备并有望整合产业链的PCS环节：上能电气、盛弘股份、科华数据、科陆电子（家电组标的）；建议关注大储集成商企业：金盘科技、南网科技、四方股份、南都电源、思源电气。2）海外市场方面，建议关注海外占比较高的集成商及PCS企业：阳光电源、科士达。3）另外建议关注储能行业高增的小而美的赛道：温控系统如高澜股份、同飞股份、三花智控（家电组标的）、英维克；消防系统如青鸟消防、国安达。 ⯁风险因素：政策落地不及预期、疫情反复影响新能源建设进度、原材料价格上涨带来成本上升、行业竞争加剧等 目录 投资逻辑6 一、新型电力系统建设推进，大储黄金赛道正起步7 1.1能源转型迎来关键节点，新型电力系统建设加速推进7 1.2储能具有刚性需求，新型储能黄金赛道正起步8 1.3大储是我国主要储能类型，主要应用在电源侧、电网侧11 二、国内大储整体经济性承压，独立储能有望走出商业模式12 2.1风光配储：政策强配压力下的新能源成本项12 2.2工商业储能：峰谷价差敏感性高，关注相关政策落地18 2.3调频储能：经济性不稳定，先发者受益20 2.4独立储能：收益模式多元化，投资积极性增加25 三、国内大储未来增长可期，明年或为高增启动元年30 3.1利好政策频出，刺激大储增长30 3.2成本处于下行通道，储能经济性有望提升34 3.3政策面与基本面共振，国内大储前景广阔35 四、海外大储政策+市场化推进，全球储能市场扬帆起航38 4.1海外新能源发展步伐领先，海外大储市场主要为欧美38 4.2美国大储市场政策推动，欧洲大储商业模式完善39 4.2.1美国：政策持续发力，大储市场如火如荼39 4.2.2欧洲：完善的商业模式，推动大储市场化发展41 4.3全球储能市场空间广阔43 �、看好储能产业链的集成商以及电池环节46 5.1储能产业链集中度较高，PCS环节具有产业链整合趋势46 5.2独立储能壁垒更高，高压级联有望成为行业趋势49 5.3海外大储电池环节政策面承压，集成商企业安全边际更高51 六、投资建议53 七、风险因素55 表目录 表1：各省上网电价、工商业用电电价、峰谷价差情况18 表2：“隔墙售电”相关政策梳理20 表3：各省AGC补偿计算规则梳理22 表4：独立储能相关政策梳理26 表5：关键节点具有实际效益的储能相关政策梳理30 表6：近期重点储能相关政策梳理32 表7：碳酸锂价格变化带来的储能成本以及IRR变化35 表8：国内储能需求测算37 表9：美国储能相关政策梳理40 表10：英国储能相关政策梳理42 表11：英国储能相关政策梳理43 表12：全球各国储能市场空间测算44 表13：国家级接入电网标准以及电化学储能设计规范50 表14：独立储能不同技术特点50 表15：海内外大储相关标的情况54 图目录 图1：世界各国宣布“双碳”战略7 图2：我国发电量结构（亿千瓦时）7 图3：我国装机结构（万千瓦）7 图4：储能技术推动能源转型8 图5：我国光伏新增装机预测（GW）9 图6：我国风电新增装机预测（GW）9 图7：2021年全球各类型储能装机占比9 图8：2021年我国各类型储能装机占比9 图9：各储能资源特点以及灵活性提升特点10 图10：全球新型储能累计装机（GW）11 图11：中国新型储能累计装机（GW）11 图12：储能应用场景分类11 图13：2021年我国储能应用场景占比11 图14：全国弃光率情况（%）12 图15：全国弃风率情况（%）12 图16：2021年各地区新能源弃电率13 图17：2021年三北地区弃风率、弃光率13 图18：部分省份2021年风电光伏配储比例（部分省份为一个范围，选取平均值）13 图19：风光配储收益模式14 图20：风电光伏配储/不配储IRR测算表15 图21：风光配储自建储能IRR以及敏感性分析测算结果16 图22：2022年10月两小时储能EPC报价情况16 图23：独立共享储能模式17 图24：风光项目租赁共享储能IRR以及敏感性分析测算结果17 图25：工商业储能收益模式18 图26：工商业储能收益以及敏感性分析19 图27：工商业储能收益以及敏感性分析20 图28：电网调频过程21 图29：火电调频过程21 图30：广东某实际电站安装储能后的调频性能指标对比22 图31：调频储能IRR测算结果23 图32：调频储能IRR以及敏感性分析测算结果24 图33：2019-2021年广东AGC调频里程月均里程补偿情况25 图34：2021年各地新增储能调频项目情况25 图35：独立储能收益模式情况27 图36：独立储能IRR测算结果27 图37：独立储能IRR以及敏感性分析测算结果28 图38：2021年中国投运、在建/规划中的储能项目总装机（GW）29 图39：2021年中国投运、在建/规划中的储能项目总数量（个）29 图40：中国新型储能市场区域分布情况30 图41：2022年已启动独立储能项目（GWh）33 图42：2022年完成招投标的央企集采规模（GWh）33 图43：2022年至今已完成储能设备/EPC招标的储能项目月度情况33 图44：2022年储能电站成本构成34 图45：电池级碳酸锂价格（万元/吨）35 图46：2022年电芯成本拆分35 图47：2021年全球新型储能新增装机（MW）38 图48：2021年各国新能源发电量占比38 图49：欧洲风电光伏装机有望加速39 图50：最大储能时长要求与新能源并网要求正相关39 图51：2021年各国家单位面积用电量情况39 图52：各国家累计储能装机情况以及电网侧、辅助服务占比39 图53：美国各州储能远期规划41 图54：2021-2022H1美国储能装机季度结构（GWh）41 图55：2016-2020年美国公用储能电站应用场景41 图56：欧洲电网侧储能累计装机情况42 图57：储能上下游产业链46 图58：储能系统内部结构以及运作方式47 图59：2021年全球储能电池竞争格局47 图60：2021年中国储能电池竞争格局47 图61：2021年全球PCS竞争格局48 图62：2021年中国PCS竞争格局48 图63：各企业2021年海外PCS出货量（MW）以及海外出货占比48 图64：2021年全球集成商海外市场出货量(MWh）49 图65：2021年中国储能集成商国内出货量(MWh）49 图66：2021年全球集成商海外市场出货