储能专题研究系列一：政策需求共振，国内储能扬帆起航

证券研究报告/行业研究 政策需求共振，国内储能扬帆起航 ——储能专题研究系列一 投资要点 政策端：“双碳”目标正加速，能源转型推动储能发展 2020年9月，第七十五届联合国大会一般性辩论上，习近平主席提出“双碳”目标，走绿色发展的必由之路。能源结构转型是实现碳中和的关键路径，但由于电网消纳能力有限，能源转型带来诸多挑战。储能能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定问题。 需求端：经济性改善+电站配储拉动储能需求 一方面，我国在原有商业模式的基础上，探索独立储能新模式，储能的经济性不断提升；另一方面，各省市分别对大型风光电站提出配储要求。我们预计2023年我国储能需求为24.6GW/53.6GWh，同比87.0%/104.3%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至2025年我国储能总需求将达到64.4GW/158.2GWh，2021-2025年复合增长率为52.7%/60.8%。 储能技术多元化发展，电化学储能发展迅速 因成本低、寿命长、技术成熟，物理机械储能，尤其是抽水蓄能应用广泛，但受地理环境制约、投资高、建设周期长等影响发展渐缓；电磁储能和光热储能综合效率高，但尚处于技术开发阶段；电化学储能性价比高，已经进入商业化阶段，随成本的逐渐降低，我们认为电化学储能将是新型储能的主要应用类型。 投资建议 建议关注产业链上下游优质公司：1）电池：宁德时代、比亚迪、亿纬锂能。2）变流器：阳光电源、固德威。3）系统集成：南网科技、国电南瑞、四方股份。 风险提示 配套政策落地风险；新能源装机不及预期风险；原材料价格波动风险；技术颠覆风险。 投资评级:看好(首次) 分析师：吴起涤 执业登记编号：A0190523020001wuqidi@yd.com.cn 储能指数与沪深300指数走势对比 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% -20% -40%2022/032022/082023/01 000300.SHCI005477.CI 资料来源：同花顺iFinD，源达信息证券研究所 请阅读最后评级说明和重要声明 目录 一、能源结构转型趋势明确，储能重要性不断凸显4 1.“双碳”目标正加速，能源转型趋势明确4 2.电网消纳能力有限，能源转型带来诸多挑战6 3.储能在能源转型中扮演着重要角色，重要性不断凸显7 二、商业模式不断改善，储能需求快速放量9 1.探索独立储能商业新模式，破解储能收益难题9 2.国内外装机量快速提升，配储有望成为主流发展模式10 3.电站规划装机加速，市场空间潜力庞大13 三、技术路线多点开花，商业化进展持续推进15 1.储能技术多元化发展，电化学储能为业界主流方向15 2.电化学储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统17 3.中游部件制造：产业链核心环节，储能成本下降的关键19 四、投资建议22 五、风险提示23 图表目录 图1：零碳路径能源排放模型5 图2：零碳路径模型能源排放结构图5 图3：电网消纳能力阶段图6 图4：典型日光伏功率曲线7 图5：弃光机理图7 图6：弃风机理图8 图7：储能应用场景8 图8：全球累计储能装机规模10 图9：国内累计储能装机规模11 图10：2022年全国新型储能装机各技术占比17 图11：全国电化学储能市场累计装机规模17 图12：电化学储能产业链18 图13：电化学储能系统结构示意图18 图14：锂电池工作原理示意图19 图15：电池管理系统主要功能20 图16：能量管理系统功能框架图21 图17：电池过充热失控过程21 表1：2022年碳中和主要政策梳理4 表2：主要储能模式收益来源9 表3：各省份主要配储政策11 表4：我国储能装机需求预测13 表5：储能技术对比15 表6：不同类型储能变流器差异19 一、能源结构转型趋势明确，储能重要性不断凸显 1.“双碳”目标正加速，能源转型趋势明确 自《京都议定书》签订以来，气候变化成为世界范围内的重要议题。减少温室气体的排放以应对气候变暖成为世界范围内的共识，各大经济体均提出“碳减排”、“碳中和”的目标，如美国、日本和欧盟提出2050年达到碳中和。 我国提出“双碳”目标，走绿色发展的必由之路。2020年9月，第七十五届联合国大会一般性辩论上，习近平总书记代表中国做出承诺——力争于2030年前达到二氧化碳排放峰 值，并努力争取2060年前实现碳中和。这一目标提出后，各相关部委、行业协会、地区相继出台“碳达峰、碳中和”政策，相关工作快速推进。 表1：2022年碳中和主要政策梳理 日期 发布机构 文件 2022/1/24 国务院 《“十四五”节能减排综合工作方案》 2022/1/30国家发展改革 委、国家能源局 《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》 2022/3/22 国家发展改革 委、国家能源局 《“十四五”现代能源体系规划》 2022/6/1国家发展改革委 等九部门 《“十四五”可再生能源发展规划》 2022/10/9国家能源局《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》 2022/10/21国家发改委《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意 2022/10/31国家林草局《“十四五”乡村绿化美化行动方案》 见》 2022/11/8教育部《绿色低碳发展国民教育体系建设实施方案》 2022/11/16 国家发改委 《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消 费总量控制有关工作的通知》 资料来源：各政府部门官网，源达信息证券研究所 能源结构转型是实现碳中和的关键路径。据BNEF预测的零碳路径模型，该模型通过合适的方法将2022-2050年的升温控制在1.77摄氏度以内，为此，到2030年全球碳排放量需下降30%，到2040年每年下降6%，到2050年达到零排放。 图1：零碳路径能源排放模型 资料来源：BNEF，源达信息证券研究所 从排放结构来看，将发电从化石燃料转向清洁能源是全球减排的最大贡献者，占2022-2050年所有减排量的一半。这包括用风能、太阳能、其他可再生能源和核能来取代未减少的化石燃料。运输和工业流程、建筑和供热的电气化是下一个最大的贡献者，在这一时期减少了约四分之一的总排放量。氢气也是一个相当大的贡献者，尽管相对来说要小得多，占减排量的6%。 图2：零碳路径模型能源排放结构图 资料来源：BNEF，源达信息证券研究所 2.电网消纳能力有限，能源转型带来诸多挑战 电力系统具有很高的稳定性要求，随着可再生能源的规模越来越大，大容量的再生能源发电装置直接并入电网将会对现有电网的调度控制和安全运维带来巨大挑战。国际能源署发布报告《GettingWindandSunontotheGrid》，按照电网吸纳间歇性可再生能源（主要是风电、光伏）的比例划分了4个阶段。第1阶段：间歇性可再生能源占比低于3%，电力需求本身的波动超过了间歇性可再生电源供应的波动幅度，所以间歇性可再生能源对于电网的运行没有明显影响。第2阶段：间歇性可再生能源占比在3%-15%之间，对于电网已经有明显影响，但是可以用加强电网管理的方式来解决，相对比较容易。第3阶段：间歇性可再生能源占比在15%-25%之间，必须要引入需求侧管理与储能技术的应用。第4阶段：间歇性可再生能源占比在25-50%之间，在某些时刻可再生能源可满足100%的电力需求，电网稳定性面临挑战。除了需求侧管理和储能技术以外，此时所有的常规电厂都必须灵活运行。 图3：电网消纳能力阶段图 资料来源：《GettingWindandSunontotheGrid》，源达信息证券研究所 光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。风力发电和太阳能发电受自然环境影响较大，日内出力波动大，且由于天气难以预测，风光的出力更难以预测。目前已有的电力系统均是为以火电为主的电力系统而设计的，出力波动大的风光大规模并网后，会影响电力系统的可靠性，原有的针对火电的电力系统备用等灵活性资源将不能应对未来复杂的情况，电力系统的调节难度大幅增加。 资料来源：《水光互补日内优化运行策略》，源达信息证券研究所 3.储能在能源转型中扮演着重要角色，重要性不断凸显 储能能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定问题。储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体。电网侧、发电侧、用户侧全面发展，对于保障电力系统稳定，促进能源低碳转型起到关键性作用。在可再生能源发电比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降低弃风弃光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性。 图5：弃光机理图 资料来源：《降低弃光率的光伏储能系统需求研究》，源达信息证券研究所 资料来源：《基于风电接纳空间电量回归模型的弃风率快速计算方法》，源达信息证券研究所 储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。 图7：储能应用场景 资料来源：派能科技招股书，源达信息证券研究所 二、商业模式不断改善，储能需求快速放量 1.探索独立储能商业新模式，破解储能收益难题 从盈利端来看，我国在原有商业模式的基础上，探索独立储能新模式。一般来说，独立储能指的是独立储能电站。它以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。当前独立储能的主流商业模式为“现货价差套利+容量租赁+容量电价补偿”、“现货价差套利+一次调频”和“现货价差套利+调峰容量市场”。 新能源指标+平滑功率输出+弃电上网+考核减少收益 大型电站配储 收益来源 储能类型 表2：主要储能模式收益来源 用户侧储能峰谷价差+补贴 独立储能新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿+现货价差套利+容量补偿 资料来源：北极星储能网，源达信息证券研究所 新能源容量租赁 根据国家发改委发布的《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》，确定了新能源场站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致在300元/kw·年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于100MW/200MWh的储能电站，按80%容量完成租赁，租赁标准300元/kW·年测算，全年容量租赁约2400万元。 调峰辅助服务补偿 储能调峰交易是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省一个100MW/200MWh储能电站为例，独立储能电站调峰补偿0.2元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元。 现货价差套利 储能电站作为独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测出力，判断日前市场电价走势，申报运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市场价格结算。以山东省一个100MW/200MWh储能电站为例，复盘2022年，峰 谷价差5毛，考虑到容量补偿电价等损耗，以度电3毛计，一年600小时可盈利1200万。