电力设备与新能源行业：内驱外需共同推进，国内储能迈入高景气赛道

仅供机构投资者使用证券研究报告|行业投资策略报告 2023年05月18日 内驱外需共同推进，国内储能迈入高景气赛道 评级及分析师信息 行业评级：推荐行业走势图 33%24%15% 6% -3% -12% 2022/052022/082022/112023/022023/05 电力设备沪深300 分析师：杨睿邮箱：yangrui2@hx168.com.cnSACNO：S1120520050003联系电话：010-59775338分析师：李唯嘉邮箱：liwj1@hx168.com.cnSACNO：S1120520070008联系电话：010-59775349 电力设备与新能源 报告摘要： ►需求扩大和政策支持双驱动，储能步入快车道 从需求端来看，新能源发电具有不稳定特征，大规模接入给电力系统带来挑战，推动储能的需求更加明确。从政策端来看，国家&地方政策对于储能建设的支持力度不断加大，风光配储目标下，储能规模有望持续增长。 ►上下游环境预期改善，储能安装条件向好 光伏&电池端成本下行有望加速储能的建设进程。1）在硅料等环节产能持续释放的背景下，光伏产业链目前进入降价阶段，多晶硅、硅片、电池片和组件价格均有不同程度下降，将促进光伏建设成本优化，进一步推动储能需求释放。2）碳酸锂价格回归合理区间，带来电芯核心环节的成本下行。储能上下游环境改善，安装条件向好发展。 ►电力市场化环境优化，助力储能经济性提升 国内电力市场持续优化，为储能提供更好盈利机制。国家层面推动全国电力现货市场建设，为储能项目创造更为灵活的市场环境；地方层面辅助，山东省等作为储能发展先驱，为储能提供多方面盈利来源。 分时电价逐步落实，峰谷价差拉大为储能经济性提升提供可靠支撑。根据CNESA对一般工商10kV电价变化和各地电网代购电最大峰谷电价差平均值统计，0.7元/kWh是用户侧储能实现经济性的门槛价差，2022年统计的31个省/市/地区的总体平均价差约为0.7元/kWh，其中有16个省/市/地区超过平均值，广 东省（珠三角五市）最高价差可达1.259元/kWh。 ►行业快速发展，储能景气度上行 储能装机规模快速提升，新型储能为发展主力。根据CNESA，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，同比增长38%；其中新型储能累计装机量13.1GW。2022年新型储能累计装机量大幅提高，2022在所有储能累计装机量中占比为22%，同比显著提升10pct。 国内储能装机量未来将保持快速增长。根据CNESA对未来储能市场装机量预测：保守场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到97W，2023-2027年CAGR为49%；理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到138.4GW，2023-2027年CAGR为60%。 ►投资建议 多因素共同推动国内储能行业进入快速发展时期：1）新能源发展需求扩大；2）政策端持续激励，包括配储要求明确、电力市场更为灵活等；3）成本端压力释放；4）商业模式的不断开拓，预计国内储能规模有望保持快速增长。 持续看好国内电网侧大储以及工商业储能机会，具体包括：1）储能变流器相关；2）储能系统集成；3）高压级联；4）电池等环节机会。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 受益标的：科华数据、阳光电源、科士达、盛弘股份、智光电气、金盘科技、德业股份、上能电气、锦浪科技、宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能科技、同力日升等。 ►风险提示 政策变动风险；新技术及新产品应用进度不达预期风险；原材料价格大幅变动风险；新能源装机、限电改善不达预期风险；产能扩张不达预期风险；配置需求不及预期等。 正文目录 1.国内新能源消纳需求与政策鼓励并存4 1.1.新型能源格局下，储能在电力系统中发挥重要作用4 1.2.政策持续鼓励，新能源配储需求明确4 2.上下游环境预期改善，安装条件向好7 2.1.光伏产业链价格下行，新能源配储成本条件改善7 2.2.电池产能扩张，成本有望下探8 3.电力市场化环境优化，助力储能经济性提升9 3.1.电力市场化进程持续推进，丰富储能市场运营模式9 3.2.电价机制趋于灵活，峰谷价差创造收益空间12 4.行业快速发展，储能景气度上行13 4.1.招标量增长显著，行业迈入快速发展期13 4.2.新商业模式显现，独立储能愈发重要15 4.3.预计国内储能进入快速发展期16 5.投资建议16 6.风险提示17 图表目录 图1储能在电力系统中的主要功能4 图2储能在电力系统中的应用4 图32022年以来多晶硅和硅片价格变化情况8 图42022年以来电池片和组件价格变化情况8 图5碳酸锂、磷酸铁锂正极、方形储能电芯价格走势9 图622Q3-23H1国内储能280Ah产品产能释放规模9 图72023年3月和2022年各地全年平均最大峰谷电价差（元/kWh）13 图82022年中国储能市场累计装机规模结构14 图9中国新型储能累计装机量情况14 图102022-2023年储能市场中标情况14 图112022年独立储能项目进展（GWh）15 图122022年已招标的储能项目应用领域15 图132022年以来2小时储能系统平均报价16 图142023-2027年中国新型储能累计装机量预测（MW）16 表1储能相关政策及指导意见持续推出5 表2部分地区新能源配储政策情况6 表3“十四五”期间部分地区新型储能发展目标7 表4国内辅助服务市场相关政策11 表5各地方峰谷电价政策陆续出台12 1.国内新能源消纳需求与政策鼓励并存 1.1.新型能源格局下，储能在电力系统中发挥重要作用 储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术。电力系统是储能领域的主要的应用场景，储能可提供调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务；此外，储能在通信、数据中心、轨道交通等其他应用领域也具备增长空间。 图1储能在电力系统中的主要功能图2储能在电力系统中的应用 新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入对电力系统带来挑战。储能配置将助力新能源消纳，并利于保障电网的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能将迎来高速发展。 新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大，储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用： 发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。 电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行； 用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。 1.2.政策持续鼓励，新能源配储需求明确 政策密集发布，全国性政策指引储能行业健康发展。随着光伏、风电装机规模的持续扩大，储能需求有望明显提升。在相关政策的支持下，储能有望开启加速发展阶段。 表1储能相关政策及指导意见持续推出 时间 政策名称 具体内容 2022/1 《关于印发能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见 的通知》 电网企业要做好新能源、分布式能源、新型储能、微电网和增量配电网等项目接入电网及电网互联服务，为相关项目开展接入系统设计提供必要的信息，明确配变可开发容量等信息查询流程及办理时限。文件还指出，要推动建立以风光水火储为核心的能源多品种协同开发促进机制，支持分布式发电参与市场交易。 2022/1 《2022年能源监管工作要点》 深化电力市场机制建设。进一步完善辅助服务市场机制，抓紧修订“两个细则”，规范和丰富调频、备用、爬坡、转动惯量等辅助服务交易品种。建立用户参与的辅助服务分担共享机制，全面推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新型储能、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与提供辅助服务。推进区域辅助服务市场建设，启动南方区域备用市场、川渝一体化调峰市场试运行。 2022/2 《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》 在健全适应新型电力系统的市场机制方面，提出建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。 2022/3 《“十四五”新型储能发展实施方案》 深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，实现碳达峰碳中和战略目标，支撑构建新型电力系统，加快推动新型储能高质量规模化发展。 2022/5 《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通 知》 将业主（项目法人）列为电化学储能电站安全运行的责任主体，要将纳入备案管理的接入10千伏及以上电压等级公用电网的电化学储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，并从电化学储能电站规划设计安全管理、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护安全管理、应急消防处置能力提出明确要求。 2022/5 《财政支持做好碳达 峰碳中和工作的意见》 鼓励有条件的地区先行先试，因地制宜发展新型储能、抽水蓄能等，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的电力发展机制。 2022/5 《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》 鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制。新型储能可作为独立储能参与电力市场，推动参与调峰和其他辅助服务。用户侧适度加大峰谷价差，电网侧建立储能价格机制。 2023/4 《2023年能源工作指导意见》 加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。加快培育能源新模式新业态。稳步推进有条件的工业园区、城市小区、大型公共服务区，建设以可再生能源为主的综合能源站和终端储能。 多地要求或鼓励风光配储，分布式配储趋势初现。截至2023年1月，已有20多个省份发布新能源配储政策。从配储要求上看，储能配置比例一般为10%及以上，个别达到20%；配储时长多为2小时，个别达到4小时。在配储政策上，也出现了分布式光伏配储趋势，浙江诸暨、山东枣庄等地已提出分布式光伏配储。 我们认为，随着多地新能源配储政策的推进，未来新能源装机增加的同时将促进储能规模的建设，为储能市场的发展提供可观增量空间，电网侧、电源侧储能等环节将共同推进国内储能市场规模扩大，预计行业将进入高景气发展阶段。 表2部分地区新能源配储政策情况 省市 时间 政策 内容 浙江诸暨 2022/12 《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》 （修订稿） 实施整市推进分布式光伏规模化开发四大工程，分布式光伏开发的同时，按不低于光伏装机容量10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量。 浙江永康 2022/9 《永康市整市屋顶分布式光 伏开发试点实施方案》 积极推进用户侧储能建设。鼓励非户用分布式光伏电站按照发电装机容量10%建设储能设施。 广东肇庆 2022/7 《肇庆市促进光伏项目发展若干措施（征求意见稿）》 鼓励各地引导光伏企业按照不少于装机容量10%的能力配备储能装置。 内蒙古 2022/3 《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》 新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上；新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上。 青海 2021/1 《支持储能产业发展的若干措施(试行)》 （1）新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。（2）对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴。 甘肃 2022/3 《嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配