北交所绿电主题系列一：新型储能百花齐放正当时，北交所电池及系统集成有优势

国内新型储能装机量快速上涨，电化学、氢能、熔融盐多种技术百花齐放 截至2022年底我国新型储能继续高速发展 ， 累计装机规模达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。电力储能累计装机量中，新型储能占21.90%，熔融盐占1%；新型储能中锂电池占94%，铅酸蓄电池占据3.1%，液流电池占1.2%。近期氢储能成为政策支持重点，技术日渐成熟，多个风-氢、光-氢项目落地，如青海德令哈光氢储项目、亿华通河北风氢项目等。熔融盐储热技术常用于光热发电及热电厂储能调峰，5月国家能源集团熔盐储能项目获批，为全国首个熔盐储能替代电化学储能项目。 北交所内储能9家标的涵盖电池、系统集成，6家锂电全产业链覆盖 北交所内电化学储能相关公司共有9家，其中7家分布于储能电池相关领域，2家分布于储能系统集成领域；已受理公司2家分别处于电池材料制造及储能系统集成领域。7家储能电池相关的公司中有6家为锂电池相关、1家铅炭电池相关，总市值达到387.13亿元，2022年总营收则达到374.32亿元，总净利润34.21亿元。6家锂电池相关企业中3家为锂电池材料企业：安达科技主营磷酸铁锂正极材料、贝特瑞主营负极材料制造、远航精密主营精密镍基导体；另外3家则为锂电池生产、组装及相关服务企业：长虹能源从事锂电池电芯生产，天虹锂电主营锂电池PACK生产，武汉蓝电则主营电池测试设备。6家企业覆盖锂电池从正负极原材料到成品检测全产业链。昆工科技通过自身在冶金电极板方面的技术延伸进入铅炭电池领域，近期签订多项合作协议，铅炭电池项目稳步推进。雅达股份、科润智控从事储能柜设计制造、储能系统集成，雅达股份研发完成带监控储能柜产品；科润智控储能方面主要为高低压成套开关设备、智能储能集装箱产品。 两家后备军企业分属电池材料制造及系统集成，迪尔化工切入熔融盐供应 目前北交所受理公司中有两家为锂电、储能相关公司：纳科诺尔、互邦电力。纳科诺尔是目前国内电池极片辊压设备制造行业规模最大、技术水平最高的生产企业，生产的辊压机可轧制各种锂电池极片、超级电容器材料等。互邦电力生产电力变压器、干式变压器、高低压成套柜等，可接入储能系统的节能紧凑型交直流多模块一体化智能充电箱处于小试阶段。迪尔化工主营硝酸及其下游硝酸钾、熔盐等产品，应用于光热发电及储能、化工等领域。此轮上市募投项目即为“年产20万吨熔盐储能项目（一期）”。 目前北交所内储能相关标的估值存在差异，锂电材料公司处于估值低谷 北交所内储能、锂电相关的标的PE TTM中位数为19.1X，平均值为30.5X，其中昆工科技达到63.3X，而安达科技仅为10.7X，贝特瑞仅为11.6X，锂电池材料相关标的均处于较低估值状态，迪尔化工作为熔融盐储能相关标的，PE TTM仅为9.42X。已受理的两家标的：纳科诺尔发行底价为20元/股，对应2022PE为15.96X；互邦电力发行底价为7元/股，对应发行后2022PE为16.85X。 风险提示：宏观经济变动风险，政策变动风险，技术迭代风险。 1、储能市场持续高增长，电化学、氢能、熔融盐百花齐放 1.1、2022新型储能装机能量规模增长141%，锂电储能占据94% 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。抽水蓄能累计装机占比同样首次低于80%，与2021年同期相比下降8.3个百分点；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。在2000-2022年电力储能累计装机量中，抽水储能占到77.10%，新型储能占21.90%，熔融盐占1%；新型储能中，94%装机量由锂电池储能占据，铅酸蓄电池占据3.1%，液流电池占1.2%。 图1：电力储能累计装机量中新型储能占21.90% 图2：新型储能中，94%装机量由锂电池储能占据 2022年国内新型储能新增装机从应用场景看，集中式新能源配储依旧占比最高，电网侧储能和电源侧辅助服务（调峰/调频）占比次之，用户侧储能的用处也决定了其项目多、规模小的特点。集中式新能源配储项目投运个数高达93个，装机功率为2.2GW；电网侧储能项目，共投运23个，装机总功率为1.4GW；共享储能项目共投运12个，投运规模达到1.1GMW；电源侧调峰/调频项目共投运15个，装机功率为0.6GW；用户侧储能项目（不含微网）和分布式微电网储能项目（属于用户侧储能）分别各投运了72个和20个项目，但其投运规模仅有347MW。 图3：2022年国内新型储能新增装机场景中集中式新能源配储占比37.9% CNESA预计，2027年国内新型储能累计投运装机规模达到97.0-138.4GW，年均新增装机量在16.8-25.1GW。 图4：CNESA预计2027年国内新型储能累计投运装机规模达到97.0-138.4GW 电化学储能方面，储能EPC为目前较为主流的储能系统建设方式。储能EPC产业链的上游主要为储能系统各组成部分，包含电池系统、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）。中游则主要为储能系统集成以及储能EPC承包。下游的具体应用则可分为电源侧、电网侧以及用户侧储能应用场景。 图5：储能系统主要由电池系统、储能变流器、能量管理系统、电池管理系统组成 从成本角度来看，电化学储能系统中成本占比最高的即为储能电池，占比达到90%；PCS占比8%，EMS、BMS占比各1%。 图6：电化学储能系统中成本占比最高的为储能电池，占比达到90% 根据国际能源网统计，2023年5月1日-31日行业内共发布储能EPC/系统采购中标项目累计17个，规模合计1006.1MW/1990.8MWh。从中标结果来看，5月份储能系统采购的均价为1.23元/Wh，相比4月价格略微下滑；储能EPC均价1.62元/Wh左右，比4月上涨2%。5月内0.5C的EPC报价平均为1.7元/Wh，1C的EPC报价平均为1.855元/Wh，0.5C储能系统平均报价为1.23元/Wh。 图7：5月储能系统均价1.23元/Wh，EPC 1.62元/Wh 图8：5月内0.5C的EPC报价平均为1.7（元/Wh） 1.2、锂离子、铅酸/铅炭、液流电池为现阶段电化学储能主流技术 从目前国内储能装机功率分布情况来看，现阶段电化学主要包含锂电池储能、铅酸/铅炭电池储能以及液流电池储能。电池储能系统结构具有相通性，均包含电池模块、高压控制箱、电池管理系统（BMS），能量管理系统（EMS）、变流器系统（PCS）、冷却系统、消防系统以及照明和监控系统等。 BMS：以较为典型的电池储能柜构架为例，电池储能柜主要部件可分为电池柜机箱、高压控制箱、电池模块、BMS系统和连接线束等。其中电池管理系统的系统部件安装在高压控制箱和电池模块内。BMS系统是电池储能柜重要组成部分，可以监测电池的电压和温度，同时根据电池的状态对电池进行控制和管理，并且可与储能变流器(PCS)进行协议兼容，实现电池簇的充放电管理。 图9：电池储能柜中BMS被安装于电池模组及高压控制箱中 PCS：电池与电网之间的能量交换通过逆变器实现，逆变器作为电网和电池间的转换设备，对电池的能量进行储存或释放控制。储能逆变器可以实现交流电网和直流电池之间能量双向流动，根据实际工况和控制要求，既可以工作在整流状态（AC-DC）也可以工作在逆变（DC-AC）状态，其实质是电压型逆变器。当系统工作在放电状态下时，电池储存的直流电经过逆变器逆变为交流电向电网回馈；当工作在充电状态下时，电网的交流电经过整流变为直流电储存在电池中。 电池模块：目前主流的电池模块包含锂电池、铅酸/铅炭电池、液流电池等类型。 锂电池的充放电通过锂离子在正负极之间的移动实现，充电过程中锂离子从正极（钴酸锂、磷酸铁锂等）材料中脱离并转移至负极石墨材料内，充电时锂离子脱离石墨负极并转移回正极材料，实现电池的充放电过程。 铅酸电池基于Pb-PbO2原电池放电原理，因其安全性、廉价性在现阶段主要应用于备用电源、启停电源等方面。铅炭电池则是基于铅酸电池技术基础上在负极铅板内混入炭材料以减缓大颗粒硫酸铅的形成，提升电池整体的使用寿命和循环次数。 图10：铅离子在碳表面还原速率远大于在铅表面，大颗粒硫酸铅晶体被延缓形成 铅炭电池将铅酸电池和超级电容器两者合一：既发挥了超级电容瞬间大容量充电的优点，也发挥了铅酸电池的比能量优势，且拥有较好的充放电性能。而且由于加了石墨烯，阻止了负极硫酸盐化现象，改善了过去电池失效的一个因素，更延长了电池寿命。 表1：铅炭电池相较于传统铅酸电池性能升级 液流电池与传统电池构造有着较大区别，其由电池模块和电解液储罐等部分组成。目前较为常见的是钒离子液流电池。钒离子有4种价态，全钒液流电池正、负极电解液的储能活性物质都是钒离子，是利用正、负极电解液中钒离子价态的变化来实现电能的储存和释放。 图11：钒离子液流电池由电池模块和电解液储罐等部分组成 钒离子液流电池相较传统电池具有本征安全、功率和容量独立、能量转换效率高、模块化设计易集成等特点。（1）全钒液流电池储能系统本征安全，运行可靠，全生命周期环境友好。全钒液流电池的电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，只要控制好充放电截止电压，保持电池系统存放空间通风良好，即可本征安全，不存在着火爆炸的危险（2）全钒液流电池储能系统的输出功率和储能容量相互独立，设计和安装灵活，适用于大规模、大容量、长时储能。全钒液流电池储能系统的输出功率和储能容量可独立设计。要增加输出功率，仅需增加电堆的数量；要增加储能容量，仅需增加电解液的体积3）能量转换效率高，启动速度快，无相变化，充放电状态切换响应迅速。（4）全钒液流电池储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。全钒液流电池电堆是由多个单电池按压滤机方式叠合而成的。储能系统通常是由多个单元储能系统模块组成。（5）具有强的过载能力和深放电能力储能系统运行时，电解液通过循环泵在电堆内循环，电解质溶液活性物质扩散的影响较小。 图12：钒离子液流电池要增加输出功率，仅需增加电堆的数量；要增加储能容量，仅需增加电解液的体积 1.3、氢储能技术日渐成熟，绿电制氢项目持续落地 除传统电化学储能技术以外，随着氢气制备、储运技术的持续发展，氢储能成为政策支持及市场关注的重点储能技术之一。2022年1月，国家能源局发改委正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，文件提出，到2025年，氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，开展“十四五”新型储能技术试点示范、可再生能源制储氢（氨）、氢电耦合等氢储能示范应用。 2022年8月25日，工信部公开征求对《关于推动能源电子产业发展的指导意见（征求意见稿）》的意见，其中指出：加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。 2022年10月28日，国家发改委、商务部联合印发《鼓励外商投资产业目录（2022年版）》，其中包括氢能制备与储运、加氢站建设、燃料电池发动机、膜电极等多个氢能领域，中西部地区中7个省市均鼓励氢储能产业。 2023年1月17日，工信部等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，其中氢能方面指出：把促进新能源发展放在更加突出的位置，积极有序发展光能源、硅能源、氢能源、可再生能源，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。氢储能/燃料电池领域。加快高效制氢技术攻关，推进储氢材料、储氢容器和车载储氢系统等研发。 近期多个绿电制氢项目陆续落地。6月底，我国首个高海拔光氢储项目——青海德令哈100万千瓦光氢储项目全容量并网发电。这是我国在高海拔地区制绿氢的首次尝试，规划装机容量100万千瓦，分别由“国家第一批大基地”50万千瓦光伏工程和“国家揭榜挂帅”50万千瓦光伏