电力设备行业深度报告：新型储能方兴未艾，工商+大储如日方升

行业研究 2023年06月27日 行业深度 标配新型储能方兴未艾，工商+大储如日方升 ——电力设备行业深度报告 证券分析师 周啸宇S0630519030001 zhouxiaoy@longone.com.cn 联系人 电力设备 张帆远 zfy@longone.com.cn 20% 11% 2% -8% -17% -26% -35%22-0622-0922-1223-03 申万行业指数:电力设备(0763)沪深300 相关研究 1.大宗商品价格走势分化，关注分散式风电发展——电力设备新能源行业周报（20230612-20230618） 2.组件扩产步伐加快，硅料价格下降下价格博弈有望见底——电力设备新能源行业周报（2023/6/5-2023/6/11） 3.新能源汽车购置税减免政策有望延续，广东省发布2023年海风竞配方案——电力设备新能源行业周报 （2023/05/29-2023/06/04） 投资要点： 储能发展背景：当前，大量新能源发电电源接入电网系统，其间歇性和波动性破坏了电网“源随荷动”的平衡，传统电网系统难以应对新能源发电带来的负荷压力，新能源电力消 纳成为电网稳定运营的首要难题。储能系统具备的充放电双向性，能够有效解决新能源消纳问题。当新能源发电量超过电力系统能够承载的上限时，储能系统能够及时存储过剩电量；而当新能源发电量因为天气等原因低于电力系统能够承载的下限时，储能系统能够及时释放存储的电能，从而提升新能源发电电源接入电力系统的稳定性。具体地而言，储能技术可根据电力系统的需求，在电源侧、电网侧、配电侧和用电侧进行灵活的部署，在各个环节都具有明显的应用效果。当前，中国、美国、欧洲为主要储能装机增量市场。2022年全球新型储能装机规模超20.4GW，累计装机规模约45.7GW。 储能方式多样：目前，市场上根据能量转换方式的不同可以将储能分为了物理储能、电化学储能和其他储能方式：物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能和飞轮储能等， 其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理储能中应用最多的储能方式；电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，主要包括锂电池储能、钠电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能等，其中锂电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中的主要储能方式；其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。 工商储渗透率可期，大储前途明朗。工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。以10MW的工商业储能项目为 例进行计算，单位投资额2元/Wh，峰谷价差0.6元/kWh，项目的IRR约7.6%。随着政策端的引导，未来各地峰谷价差将会进一步扩大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。进一步测算得到：初始投资成本为1.8元/Wh、峰谷价差为1元/kWh时，储能项目的IRR可达26.6%，静态投资回收期仅为3.4年，此时项目盈利能力显著提升、流动性风险大幅降低。大储是用于电源侧、电网侧及配电侧的大型储能设备，作用是：负荷调节和平滑新能源发电，弥补线路损耗，补偿配电侧功率，提升稳定能力。政策强制配储驱动了大基地储能装机量提升，但目前配储对于风光发电站来说仍然是成本项，政策强制配储成为核心驱动力。目前大储依靠强制配储尚未做到有盈利的模式，独立储能因其共享的特性成为政策主推方向。由于盈利存在不确定性，同时很多项目是通过内部协调租赁的方式，独立储能最大业主仍为各大央企。独立式储能电站收益模式主要有两种：1）容量租赁+现货市场套利；2）容量租赁+调峰辅助服务。以100MW的独立式储能电站为例进行计算，储能EPC总承包平均成本1.8元/Wh计算，配储时长2h，当独立储能电站的年收入为6000万元，IRR约4.7%；当独立储能电站的年收入为8000万元，IRR约12.9%，投资回收期约5.5年，项目盈利能力显著提升。随着储能行业趋于成熟，独立式储能的投资前景可期。基于风电和光伏未来三年的装机量，通过假设配储的渗透率、配储比例、配储时长，预计2023/2024/2025年国内配储合计装机量约为41.8/70.9/106.1GWh，2022-2025年复合增长率达57%。建议重点关注盈利能力提升的储能电芯龙头和优质储能集成商等板块。 风险提示：风光装机不及预期风险；储能政策不及预期；行业产能供给过剩。 正文目录 1.储能发展背景：解决新能源消纳难题5 1.1.储能系统：风光发电的“收纳箱”5 1.2.储能装机规模：中美欧储能装机占比约86％6 2.储能方式：主要为物理储能和电化学储能7 2.1.电化学储能：新型储能的主力军9 2.1.1.锂离子电池——主流电化学储能方式10 2.1.2.钠离子电池——电化学储能新星11 2.1.3.液流电池：处于商业化早期13 2.2.物理储能：电能转化为势能15 2.2.1.抽水蓄能——最为成熟的储能方式16 2.2.2.压缩空气储能：十分有潜力的储能方式18 2.2.3.重力储能：建设周期短，使用寿命长19 2.2.4.飞轮储能：响应速度极快、转换效率高20 3.应用端工商业储渗透率可期，大储前途明朗22 3.1.工商业储能：成本优势提升，有望带动下游需求22 3.1.1.用电侧峰谷价差间接带动工商业储能发展22 3.1.2.工商业储能系统：成本优势提升24 3.1.3.工商业储能发展现状26 3.2.大储：政策驱动行业发展，独立式前途明朗27 3.2.1.集中式配储的新模式——独立式储能29 3.2.2.独立式储能电站收益多样化31 3.3.储能市场空间测算：2025年国内配储将超过100GWh32 4.风险提示33 图表目录 图12021-2025E国内风光装机量及预测（单位：GW）5 图2全球电力结构及展望5 图3储能系统解决方案示意图5 图4储能应用场景6 图5储能应用场景规模占比（2023年1月）6 图6全球新型储能累计装机规模（单位：MW）7 图7全球新增储能项目地区分布7 图8中国新型储能累计装机规模（单位：MW）7 图92022年并网储能项目应用领域分布7 图10当前储能的主要形式8 图11各种储能优缺点对比8 图12典型储能形式的技术特征及其应用适用性8 图132022年我国各储能技术装机占比9 图142017-2022年国内储能新增装机构成（单位：GW）9 图15锂离子电池运行原理10 图16圆柱电池内部结构10 图172023年碳酸锂价格快速下跌(万元/吨)11 图182022储能电池产量接近翻倍(GWh)11 图19钠离子和锂离子电池成本对比12 图20预计2023年为钠电池量产应用元年12 图21钠离子电池产业链相关企业业务布局13 图22过去40多年来液流电池发展时间表14 图23全钒液流电池工作原理图14 图241.2GW全钒液流电池项目框架协议签约14 图25长时储能场景中锂离子电池和全钒液流电池成本变化15 图26抽水储能结构图16 图272017-2022从抽水储能装机量稳步增长(GWh)16 图282030年我国抽水蓄能装机容量达120GW17 图29各省“十四五”抽水储能目标（万KW）17 图30压缩空气储能工作原理图19 图31电厂运行原理19 图32江苏金坛压缩空气储能电站项目全景19 图33湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站示范工程19 图34山地重力储能示意图20 图35EnergyVault商业示范项目20 图36Gravitricity公司的250kW重力储能示范项目20 图37重力储能示意图20 图38飞轮结构图21 图39NASA飞轮工程件样图21 图40全球首个二氧化碳+飞轮储能示范项目21 图41工商业储能系统构成22 图422023年6月我国峰谷价差热力图（一般工商业10kV）（单位：元/kWh）23 图432023上半年全国各地最大峰谷价差汇总（单位：元/KWh）23 图442022.9-至今储能电芯(LFP)和电池级碳酸锂价格（万元/吨）24 图45储能电芯（LFP）成本拆分24 图46工商业储能系统（LFP）成本拆分24 图472022年广东省2h储能系统充放电策略（单位：元/KWh）25 图482018-2022中国工商业储能累计和新增装机情况（单位：MW）26 图49绍兴首个“光储充”一体化充电站在新昌投入使用27 图50上海新华科技智慧储电项目27 图51大储系统构成28 图52独立式储能系统构成29 图53英格兰西南部的独立式储能电站29 图54梅州五华电网侧独立储能项目29 图55独立储能电站运营及储能系统各环节采购示意图30 图562022年部分独立式储能电站业主投运规模（MWh）30 表1不同技术路线电池对比9 表2电池正极材料性能表11 表3锂电池和钠电池性能参数对比12 表4钠离子电池正极材料的三条主要路线13 表5物理储能方式对比15 表62022年至今国内抽水蓄能产业政策梳理17 表7上市公司抽水蓄能项目梳理18 表8工商业储能经济性测算核心假设25 表9工商业储能项目IRR敏感性分析26 表10工商业储能项目静态投资回收期敏感性分析（单位：年）26 表11我国工商业储能行业主要公司27 表122022年至今全国各省新能源强制配储政策汇总28 表13中国部分区域独立储能电站收益模式31 表14我国主要省份独立式储能电站年收入估算（单位：万元）31 表15独立式储能项目IRR敏感性分析32 表16独立式储能项目静态投资回收期敏感性分析（单位：年）32 表172023E-2025E我国储能市场空间测算33 1.储能发展背景：解决新能源消纳难题 2022年全国可再生能源新增装机约1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，其中风光作为国内可再生能源的主力军，2022年新增装机量合计约1.25亿千瓦，同比+22.05%。此外，BPenergy预测，2025年全球风电+光伏发电量占比20%，到2050年风电+光伏发电量占比达到67%。届时传统能源发电占比将仅为7%。 当前大量新能源发电接入电网系统，新能源发电的间歇性和波动性破坏了电网“源随荷动”的平衡，传统电网系统难以应对新能源发电带来的负荷压力，新能源电力消纳成为首要难题。 图12021-2025E国内风光装机量及预测（单位：GW）图2全球电力结构及展望 300 250 200 150 100 50 0 202120222023E2024E2025E 国内风电装机量合计国内光伏装机量合计右轴：国内风光装机量合计同比% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 20002005201020152019202520302035204020452050 生物质能煤炭地热氢能天然气核能石油太阳能风能 资料来源：国家能源局，东海证券研究所资料来源：《bpEnergyOutlook》，东海证券研究所 1.1.储能系统：风光发电的“收纳箱” 以电化学储能为例，储能系统包含：PACK电池包、PCS（变流器）、BMS（电池管理系统）、EMS（能源管理系统）等。储能系统具备的充放电双向性，能够有效解决新能源消纳问题。当新能源发电量超过电力系统能够承载的上限时，储能系统能够及时存储过剩电量；而当新能源发电量因天气等原因低于电力系统能够承载的下限时，储能系统能够及时释放存储的电能，从而提升新能源接入电力系统的稳定性。储能成为风光发电的“收纳箱”，可以有效容纳风光“多余的电量”。 图3储能系统解决方案示意图 资料来源：华自科技官网，东海证券研究所 具体地而言，储能技术可根据电力系统的需求，在电源侧、电网侧、配电侧和用电侧进行灵活的部署，在各个环节都具有明显的效果。 1）在发电侧，储能技术可以针对风光或传统