月酝知风之绿色能源与前瞻性产业：国内大储市场：因地制宜，蓬勃向上

月酝知风之 绿色能源与前瞻性产业 国内大储市场：因地制宜，蓬勃向上 2023年2月报 证券研究报告 行业评级： 新能源强于大市（维持） 新材料强于大市（维持） 平安证券研究所 绿色能源与前瞻性产业研究团队 陈骁/皮秀/陈潇榕/郝博韬/张之尧/马书蕾2023年2月28日 导读 话题：国内大储市场，因地制宜蓬勃向上 •看好国内大储市场发展，2023年规模超30GWh，未来三年CAGR83%。关注产业链核心环节：1）电池环节：优质储能电池供给仍稀缺，关注高“含储量”的电池企业。2）PCS和系统集成环节：装机提速、毛利改善，头部企业加速成长，头部企业加速成长。3）储能安全环节：竞争格局好，环节价值量有望提升。 绿色经济与金融 •资本市场碳中和板块：走势不佳，跑输沪深300指数 •绿色经济与金融：绿债发行渐缓，发行利率回落 •碳市场：交易略有回升，价格趋于稳定 •展望后市：一方面，欧洲持续推进“碳关税”落地，短期之内新能源发展面临欧美能源独立及贸易保护诉求等扰动，但我国新能源产业基于自身优势的长期发展确定性不会受到影响。另一方面，全国碳市场仍处于发展初期，流动性不足等问题仍然显著。 光伏 •2月以来，申万光伏设备指数同比下跌5.36%，跑输沪深300指数3.06个百分点；其中，申万电池组件指数同比下跌6.89%，申万光伏辅材指数同比下跌7.08%。 •展望后市：短期内硅料价格或持稳运行，但高价位订单水平有望下探，降价预期渐浓。上游价格止涨企稳有望推动终端需求放量，随着光伏下游招标采购、项目建设提速，内需拉动或于3-4月启动。 风电 •2月，风电设备指数下跌约3.15%，跑输沪深300约0.85个百分点。 •展望后市：海上风电依然是风电板块投资主线，未来需求有望高速增长，国内海上风电制造产业出海前景乐观，海上风电向深远海发展的趋势明朗，出口、高压直流送出海缆、漂浮式可能是具备较好投资价值的海上风电细分产业趋势。 储能 •2月，储能指数下跌5.39%，跑输沪深300指数3.08个百分点。 •展望后市：大储市场空间广阔，出海企业有望迎来收获期。我们认为，2023年美国大储装机有望高速增长，新增装机有望达到40-50GWh。英国引领欧洲大储装机，已有20GW项目获准建设，2023年欧洲大储新增装机有望达到10GWh。国内大储各环节（电池、PCS、系统集成）企业全球竞争力优良，积极推进海外产品认证、渠道布局，业绩有望放量。 新材料 •2月，新材料相关指数持续回暖，本月跑赢沪深300指数。 •展望后市：随着节后复工复产逐步推进，国内经济加速修复，终端需求回暖在即，顺周期产业迎春天。基本面向好预期下，材料端量价将重回上行通道。建议关注拥有锂、稀土、高性能碳纤维、磷矿等战略性稀缺资源的相关标的。 导读 投资建议 •光伏：行业景气度持续，2023年全球新增装机有望较快增长；随着供给端价格企稳及终端需求放量，重点看好新型电池细分赛道，建议关注N型电池组件及相关设备、材料企业，包括隆基绿能、通威股份、捷佳伟创、迈为股份、帝尔激光等。随着下游需求复苏，光伏辅材环节有望通过技术进步实现量利齐升，建议关注POE胶膜、跟踪支架等环节。 •风电：建议关注海上风电以及陆上风电两条主线；海上风电有望迎来国内外需求共振，推荐大金重工、东方电缆、明阳智能等；陆上风电受益于分散式风电等应用场景的打开，风机及零部件供需格局有望改善，推荐日月股份、金风科技等。 •储能：推动新型储能发展，有助于提升电力系统调节能力和灵活性，促进新能源高水平消纳，保障电力可靠稳定供应。储能电池建议关注宁德时代等；储能变流器方面，建议关注固德威等；储能系统解决方案领域，建议关注派能科技等。 •锂电材料：建议关注受益碳中和，动力电池及储能带动下需求较快增长的能源金属龙头企业：赣锋锂业、华友钴业、天齐锂业、中矿资源、盛新锂能、永兴材料。 •风电材料：风电项目招标高景气下建议关注玻纤、风电叶片等龙头企业：中材科技、光威复材、中复神鹰。 01 话题：国内大储市场，因地制宜蓬勃向上 •看好国内大储市场发展，2023年规模超30GWh，未来三年CAGR83%。 •独立储能商业模式：“因地制宜”，逐省分析，重点省份IRR可达7%以上。 •国内大储市场高景气，关注产业链核心环节：1）电池环节：优质储能电池供给仍稀缺，关注高“含储量”的电池企业。2）PCS和系统集成环节：装机提速、毛利改善，头部企业加速成长，头部企业加速成长。3）储能安全环节：竞争格局好，环节价值量有望提升。 •2022年大储装机再创新高，独立储能和新 2022年国内投运储能项目容量 GW GWh 13.19 0.281.13 5.93 14.21 16 2022年国内投运储能项目容量及占比 能源配储平分秋色。2022年我国新型储能14 新增装机6.21GW/14.32GWh，按照功率计12 10 算的增速为153.5%。年内投运的新型储能8 项目中，新能源配储和独立储能是两大主6 要类型，容量占比分别为45%和44%。4 2 •2022年全年招标项目44GWh，独立储能占0 比近五成。2022年国内完成招标的储能项 用户侧, 1.64,10% 独立式,7.23,44% 调频, 0.16,1% 可再生能源储能,7.39, 45% 目达44GWh，总规模超过2022年装机量的 三倍。从项目类型来看，独立储能项目招 20.93 项目容量/GWh 15.13 6.87 0.98 0.14 投标最为火热，2022年完成招投标的独立 注：储能与电力市场统计下，总规模为 7.762GW/16.428GWh，因此各项容量之和略高于CESA数据 2022年国内已完成招标的储能项目容量2022年国内已完成招标的储能项目容量占比 储能项目共计20.93GWh，占比48%，或将25 成为未来一年国内储能装机的主流类型。20 15 10 5 可再生能源储能16% 用户侧 2% 调频 0% 独立储能 48% 0集采项目 34% •新能源“配额制”规定推动，形成大储装机规模刚需。 各省新建风光电站储能配置比例要求 •2021年，国家发改委、国家能源局发布《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》，超过保障性并网部分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%以上比例配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。 •上述政策出台前后，各地纷纷推出新能源强制配储政策，大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%*2h；储能容量可以通过自行配建或购买/租赁满足。 •“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，推动储能和可再生能源装机协调发展。在我国，可再生能源消纳的主要责任由电网企业承担；随着新能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随 之增长。“配额制”体现了令发电企业适当承担一部分并网消纳责任的导向，具有一定合理性。 最新规定 省份 出台时间 储能配 储能配置比例置时长 江西 2021.3 ≥10% 1 天津 2021.6 单体超过50MW，光伏10%，风电15% 湖北 2021.6 ≥10% 2 江苏 2021.9 长江以南≥8%，长江以北≥10% 2 广西 2021.1 风电20%，光伏5% 2 山东 2021.11 ≥10% 2 海南 2022.1 10% 宁夏 2022.1 ≥10% 2 内蒙古 2022.3 ≥15% 4 安徽 2022.3 ≥5% 2 福建 2022.3 ≥10%；储能设施未按要求与试点项目同步建成投产的,配建要求提高至≥15% 4 河南 2022.4 按15%比例挂钩；配建或购买20%以上优先并网 4 辽宁 2022.5 示范项目15% 3 /h 湖南 2022.9 风电15%，光伏5% 2 河北 2022.10 南网≥10%，北网≥15% 2 青海 2022.11 源网荷储一体化项目，电源侧15% 2 贵州 2022.11 ≥10% 2 甘肃 2022.12 张掖20%，定西、平凉15%，其余参考21 2 吉林 2022.12 15% 2 云南 2022.12 10% 西藏 2023.1 光伏保障性并网项目20% 4 年政策(河西地区≥10%，其他地区≥5%) •政策认可+市场完善，独立储能商业模式有望逐渐跑通，推动大储建设投资加速。独立储能指不依托于新能源电站，作为独立主体参与电力市场的储能项目。独立储能理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益，收益来源与新能源配储相比更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。2021年底开始，国内出台了一系列独立储能相关政策，独立储能逐渐崭露头角。随着政策完善和市场发展，独立储能商业模式有望逐渐理顺、实现经济性，推动储能项目投资建设加速。 政策推动储能各参与者商业模式成型 2016.62021.7 2021.8 2021.12 2022.6 试点全国全国全国全国 《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场） 机制试点工作的通知》 《关于进一步完善分时电价机制的通知》 《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》 《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》 《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 鼓励主体 试点区域发电侧、用户侧电 储能设施 工商业用户侧配储 新能源发电侧配储 独立储能 独立储能：符合条件的新型 储能项目，可转为独立储能 储能 商业模式 发电侧调峰调频/作为独立主 体参与辅助服务市场交易 峰谷套利/容量电费管理：谷时充电峰时用电/售电，节约自用电成本，余电出售套利 可再生能源发电企业自建/购买储能或调峰能力。配建/购买储能或调峰能力方可并网，挂钩比例>20%优先并网 新型储能可作为独立市场整体参与辅助服务交易；《办法》进一步丰富了辅助服务交易品种。 新能源配储收益模式有限 （仅租赁费），转为独立储能后收益模式更丰富，包括租赁费、辅助服务、峰谷套利等 盈利能力 电费补偿/结算 峰谷价差增大，提升了用户 侧配建储能的经济性 规定配储，不直接提升盈利能力，但可以提升并网优先级 “谁提供、谁获利，谁受益、独立储能充电不再承担输配 谁承担”原则，疏导辅助服电价，进一步提升独立储能 务成本，提高获利能力 电站经济性 •各省（直辖市、自治区）能源特征、电力市场发展情况等各不相同，因此储能在各地区的发展模式和进程也存在区别。 •2019-2020年，储能属于商业化初期，新能源大规模配储尚未推行，广东省作为较早开启辅助服务试点的省份，引领新型储能装机；同时，广东、江苏在用户侧储能领域起步较早，用户侧储能为上述两省提供了一定增量。这一阶段，储能属于“十三五”对应的商业化初期，各省储能装机量均不高，各省新增装机不超过300MW。 •2021年，新能源配储鼓励政策首次上升到全国范围，山东省“共享储能”模式异军突起，成为2021年储能装机第一大省。同时，电力市场化程度高的广东、江苏、湖南亦维持了较高装机量。 •2022年，国内大储强劲增长，各省装机形式存在区别。内蒙古、新疆、甘肃、西藏新增项目以新能源配储为主，上述省份新能源装机比例高，新能源消纳与输配电压力大，产生配储需求；宁夏、山东等是独立储能大省，独立储能相关项目稳步落地。 700 600 500 400 300 200 100 0 我国各年度新型储能新增装机前五大省份（MW） 589.8 376.0 292.3 299.7 244.8200.6 130.5107.492.9 168.4 229.2209.5 60.849.7 99.6 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 2022年各地区新增并网大储项目类型分布 可再生能源储能/MWh 独立储能/MWh 20192020