储能行业系列深度报告(二)-高压级联：产业化有望从1到10，关注左侧布局机会

产业研究专题报告 撰写日期：2023年3月16日 证券研究报告--产业研究专题报告 高压级联：产业化有望从1到10，关注左侧布局机会 储能行业系列深度报告（二） 分析师：胡鸿宇 执业证书编号：S0890521090003电话：021-20321074 邮箱：huhongyu@cnhbstock.com 销售服务电话： 相关研究报告 021-20515355 ◎投资要点： 在市场需求和政策的双重驱动下，2023年是我国储能行业发展全面加速。一方面，我国能源结构正在向以新能源为主体的新型电力系统转型，风光装机量、发电量占比日趋提高，在能源结构中的占比不断提升。而靠天出力的新能源占比的提升将会对发电侧、电网侧和用户侧均带来冲击和影 响，为了保障能源结构的顺利转型，我们需要储能这类灵活性资源进行调节，为此，多地指定“十四五”储能发展目标，多管齐下推动储能发展。同时，我国独立储能项目多处试点，商业模式逐渐清晰，经济性成为驱动行业发展的核心动能，加上碳酸锂价格下降，极大地降低了电化学储能的成本和发展障碍。我国储能发展的必要性和可行性不断显现，预计2023年国内储能项目有望加速落地，业主也将会更加重视安全、性能和成本。 储能系统集成环节成长赛道未来可期，充分享受市场规模的快速放量。储能系统集成主要由直流侧发电和交流侧并网两部分构成，起着上承下接的作用。随着储能电站规模的增大，储能系统越来越关注安全、成本和效率，目前储能系统集成多技术路线百花齐放，集中式、组串式、智能组串式、高压级联、集散式、分布式能源块等多种储能集成技术方案各具优势，不断得到下游的实际应用。目前行业参与者众多，竞争各具未定，仍处于充分享 受市场规模快速放量获得订单的阶段。 通过对各储能集成方案进行比较，我们认为高压级联具有低成本、高效率、高安全性等优势，渗透率有望进一步提升。相比于其他技术方案，高压级联方案在使用效率、系统损耗、占地面积、对于电池保护以及指令相应时间等多方面均有明显优势，更适合大型电站储能场景，随着储能商业模式逐渐理顺，业主更加重视产品性能，高压级联的安全性及性价比优势将会更加明显地凸显，目前我们也看到了以两大电网为首的电力央企发力招标，在电网侧的应用充分表明高压级联系统得到验证确认。基于以上分析，目前高压级联渗透率不足5%，我们预测到2025年高压级联渗透率有望达到10%，未来有年化翻倍的增长空间。 高压级联目前代表厂商多为高压技术路线，具有明显的先发优势和技术门槛。由于高压技术难度更高、运行维护难度加大，存在一定安全风险， 这也是高压级联的技术壁垒，目前高压级联技术路线厂商相对较少，竞争格局相对较优。代表性厂商包括智光电气、新风光、金盘科技、国电南瑞等，其原有业务大多涉及高压技术路线的电力电子产品，具有技术同源优势，大多已获得高压级联储能订单，产品获得下游认可。 风险提示：高压级联产品市场接受度低于预期，公司订单不及预期；行业市场竞争加剧，行业利润低于预期；储能增速不及预期等。 内容目录 1.市场及政策双重驱动下，2023年我国储能市场全面加速4 1.1.市场和政策双重驱动下，我国储能发展的必要性和可行性不断显现4 1.1.1.必要性：新型电力系统需要储能这类灵活性资源配置，政策大力支持储能行业发展4 1.1.2.可行性：独立储能商业模式的探索及产业链成本的下降，降低了制约储能发展的障碍6 1.2.2023年我国储能项目加速落地，业主更加看重安全、性能和成本7 2.储能系统集成环节成长赛道未来可期，充分享受市场规模快速放量8 2.1.储能系统集成由直流侧和交流侧构成，起着上下承接的作用8 2.2.储能系统集成多技术路线百花齐放9 2.3.储能系统集成参与者众多，目前仍处于享受市场规模快速放量的阶段12 3.高压级联产业化应用加速，渗透率有望进一步提升12 3.1.高压级联相比其他技术方案具有低成本、高效率、高安全性等优势12 3.2.高压级联正逐渐从示范项目阶段进入实际应用阶段，未来有较大渗透率提升空间15 3.3.高压级联储能集成方案存在一定技术壁垒，企业具有先发优势17 4.高压级联相关公司17 4.1.金盘科技：干变龙头切入高压级联储能，打造新增长极17 4.2.新风光：山东能源集团旗下新能源核心设备供应商，高压级联储能业务已形成收入19 4.3.智光电气：高压级联储能技术先行者，传统业务有望扭亏为盈20 5.风险提示21 图表目录 图1：我国风光装机量不断提升4 图2：我国风光发电量不断提升4 图3：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比4 图4：典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比4 图5：碳酸锂价格走势图（万元/吨）7 图6：多晶硅均价走势图（万元/吨）7 图7：2022年储能月度中标情况7 图8：2022年2小时储能系统月度报价（元/Wh）7 图9：储能系统分为直流侧发电和交流测并网8 图10：储能项目价值量占比8 图11：储能系统分为直流侧发电和交流测并网9 图12：电化学储能电站系统构成图9 图13：低压大功率升压集中式并网系统9 图14：低压小功率升压分布式并网系统9 图15：智能组串式储能并网系统10 图16：高压级联式大功率储能系统10 图17：高压级联式大功率储能系统11 图18：分布式能源块11 图19：阳光电源1500V储能系统解决方案13 图20：高压级联储能系统单元拓扑结构图15 图21：金盘科技业务结构（单位：亿元）17 图22：金盘科技高压级联系统示意图18 图23：新风光业务结构（单位：亿元）19 图24：新风光储能产品业务收入实现快速增长20 图25：智光电气业务结构（单位：亿元）20 图26：公司首台商业级5MW/3MWh高压级联储能系统21 图27：公司火储联调9MW/5MWh高压级联储能系统21 表1：2022年全国用电量情况5 表2：国内“十四五”储能发展规划6 表3：中国部分区域独立储能电站收益模式6 表4：储能系统集成代表性厂商12 表5：储能电站集成技术路线对比14 表6：高压级联技术储能项目16 表7：2019-2025年国内高压级联渗透率测算16 表8：2022年以来金盘科技储能业务新增协议或订单18 1.市场及政策双重驱动下，2023年我国储能市场全面加速 1.1.市场和政策双重驱动下，我国储能发展的必要性和可行性不断显现 1.1.1.必要性：新型电力系统需要储能这类灵活性资源配置，政策大力支持储能行业发展 双碳背景下，我国能源结构正在向以新能源为主体的新型电力系统转型，风光装机量、发电量占比日趋提高，在能源结构中的占比不断提升。“碳中和”背景下，我国到2030年非化石能源在一次能源消费结构中占比要达到25%以上，到2060年要实现碳中和目标，未来能源结构将会形成以新能源为主体的新型电力系统。新能源包含风能、太阳能、地热能、生 物质等资源发电，现阶段，风能、太阳能发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2021年我国风光累计装机占比达到26.7%，风光发电量占比11.7%，发展动能强劲。 图1：我国风光装机量不断提升图2：我国风光发电量不断提升 35,000 发电装机容量：风电发电装机容量：光伏新能源占比 30.0% 7,000 6,000 发电量：风电发电量：光伏新能源占比 14.0% 11.7%12.0% 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 18.9% 20.6% 24.3% 26.7% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 7.8% 8.6% 9.5% 10.0% 8.0% 6.0% 4.0% 2.0% 0.0% 2018201920202021 2018201920202021 资料来源：国家统计局，华宝证券研究创新部资料来源：国家统计局，华宝证券研究创新部 发电侧：光伏和风电属于不稳定出力电源，导致电源侧的波动性持续加大。电力系统需要时刻保持平衡稳定，大量新能源并网发电造成新能源装机容量比例在电网中不断增大，但光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性和随机性等特性，风电出力日波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特征更明显，光伏日内波动幅度最高可达到100%，峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0。新能源发电出力的随机性、波动性、间歇性特征，加上占比的不断提升，将使得电源侧的平均可控性降低、波动程度提高。 图3：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比图4：典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比 0.9 0.45 0.7 0.43 0.5 0.41 0.3 0.39 0.1 0.37 -0.113579111315171921230.35 用电负荷（pu，左轴） 用电出力（pu，右轴） 0.85 0.85 0.8 0.8 0.75 0.75 0.7 0.7 0.65 0.6 0.65 0.55 0.6 1357911131517192123 用电负荷（pu，左轴） 用电出力（pu，右轴） 资料来源：国家电网，索比光伏网，华宝证券研究创新部资料来源：国家电网，索比光伏网，华宝证券研究创新部 电网侧：风电光伏均不能稳定出力，将会影响影响电网运行的稳定性；此外新能源发电并网时，产生冲击电流，会造成电网电压下降的现象，影响电网电能质量；因此为了应对新能源出力不稳定的现象，电网系统需要预留一定的容量当作备用，虽然可以增加新能源的接纳能力，但会影响电网的经济调度，增加经济负担。 用户侧：经济高质量发展背景下，第三产业和城乡居民生活用电占比逐渐提升，带动用电负荷曲线的峰谷差率扩大。一般而言，经济发展水平与第三产业和居民生活用电量占比呈同向变化关系。我国用电负荷曲线的峰谷差率持续扩大。根据国网能源研究院对“十四五” 的分析，国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速，预测千瓦，最大日峰谷差率增至35%。 表1：2022年全国用电量情况 2025 年最大日峰谷差达到4亿 用电量（亿千瓦时） 占比 全社会用电量83313 其中：第一产业1023 1.2% 第二产业56131 67.5% 其中：工业用电55319 66.4% 第三产业14231 17.10% 城乡居民生活用电11743 14.10% 资料来源：中国电力企业联合会，华宝证券研究创新部 为保障能源结构的顺利转型，需要储能这类灵活性资源进行调节。电源侧灵活性资源需要发挥调峰、辅助消纳的重要作用；电网侧灵活性资源需要更多的承担统筹送受端调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，实现跨省、跨区共享调峰与备用资源；用户侧灵活性资源需要发挥需求响应的作用，更好地平衡供需。储能作为优质的灵活性资源，在电源侧、电网侧、 用户侧均可以发挥调峰、调频、备用的作用，未来将逐渐成为保障新型电力系统发展的刚需。 为此，多地制定“十四五”储能发展目标，多管齐下推动储能发展。多地制定“十四五”储能发展目标，25年储能建设规模接近54GW。据储能与电力市场公众号统计，以2022年我国20个省市/自治区发布的“十四五”期间储能发展规划来看，预计到2025年这些区域储能建设规模将接近54GW。除规划外，我国已有近30个省份规定了保障性规模内的强制配储要求，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。整体来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在10%-20%之间，储能时长要求多在2小时以上（部分省份配置要求高达4小时）。 表2：国内“十四五”储能发展规划 省份 2025E 2030E 政策名称 贵州 1 4 《贵州省能源领域碳达峰实施方案》 山东 5 10 《山东省新型储能工程发展行动方案》《山东省碳达峰实施方案》 青海 6 《青海省碳达峰实施方案》 吉林 2.25 9 《吉林省新能源产业高质量发展战略规划(2022—2030年)》 四川 2 《