储能系列报告三：交易需求抬高储能壁垒，行业集中度有望提升

│ 电力设备：储能系列报告三 交易需求抬高储能壁垒，行业集中度有望提升 我们认为当前市场对储能行业的悲观预期主要来自：1）较高的基数和库存带来的低增速预期；2）国内价格战持续带来的盈利能力下降；3）产品同质化带来的竞争压力加大。 我们认为：1）国内招标和美国在建规模等先行指标同比高增，锂价有望触底，美国利率有望见顶，或将支撑24年装机持续高增；2）系统中标价与电芯价差已稳定，头部企业23Q3毛利率稳中有增，盈利分化已现；3）国内利用率低下令业主较难感知产品差别，随着电力现货推进，电价预测等能力带来的交易结果差距有望提升头部集中度。 全球大储需求有望进一步起量 国内最大负荷增长快于火电等电源装机，或催生较大系统冗余度缺口，有望驱动储能装机持续高增，预计23-24年国内储能分别新增41/65GWh，分别同比+156%/60%。美国23年10月底大储在建规模同比增长64%，预计23-24年储能有望分别新增8.2/12.6GW，分别同比+70.8%/53.7%。欧洲可再生能源目标持续上调，预计2023年大储有望新增3.5GW，同比 +75%。海内外需求共振，预计22-27年全球装机CAGR为37%。 电力现货发展提速构成国内储能盈利根基 参考海外储能盈利机制，电能量交易是储能项目收入的重要来源；23年9月以来，国内重磅政策频出，推动电力现货市场发展提速，2024年全国多数省区有望开启长周期结算试运行，进展较快的4-5个省区有望转入正式运行；叠加山东及广东引领的对独立储能同时参与现货电能量和辅助服务市场的推动，预计24年国内储能项目盈利的政策基础或将趋于完善。 交易壁垒有望推动储能行业集中度提升 储能电站参与市场化电量交易的比例提升，有望破除当前行业供给端的同质化局面。海外头部集成商将基于电价预测算法的报价策略软件作为主要卖点和竞争优势；市场化交易过程中，各厂商产品的性能差异和策略优劣有望直观体现。率先出海的厂商或更为受益，一方面于国内价格战期间通过出口订单获得较高盈利能力，另一方面随着行业出清，有望凭借国内市场化交易的完善和电价预测能力的提升共振，获取更高市场份额。 投资建议 我们看好头部集成商的份额提升，以及格局相对较优的PCS和温控环节；建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；优质电网供应商，政府资源优势助力快速出海的金冠股份。 风险提示：政策落地不及预期；厂商出海进程不及预期；行业竞争加剧。 重点推荐标的 简称 归母净利润（亿元） 2023E2024E2025E 2023E PE2024E 2025E CAGR-3 评级 阳光电源 89.19 121.43 151.04 14 11 9 61.4% 买入 同飞股份 2.13 3.52 5.21 36 22 15 60.1% 买入 金盘科技 5.23 8.19 12.68 26 17 11 64.8% 买入 南都电源 6.50 10.68 14.14 19 11 9 62.3% 买入 数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年11月23日收盘价 证券研究报告 2023年11月25日 投资建议：强于大市（维持） 上次建议：强于大市 电力设备 沪深300 20% 3% -13% -30% 2022/112023/32023/72023/11 相对大盘走势 作者 分析师：贺朝晖 执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn 分析师：梁丰铄 执业证书编号：S0590523040002邮箱：liangfs@glsc.com.cn 相关报告 1、《电力设备：煤电容量电价机制建立，储能招标规模大幅提升》2023.11.12 2、《电力设备：充电桩、绿电业绩突出，行业景气度有望提升》2023.11.05 行业报告 行业深度研究 投资聚焦核心逻辑 本篇报告主要聚焦价格战背景下，储能厂商盈利能力和行业格局的分析，深入研究海外储能运行模式及收益状况，讨论国内政策演化空间。 24年大储装机有望高增：国内需求关注招标规模，年底有望抢装，预计23全年装机40GWh左右，Q4中标量有望指引24年装机持续高增；美国需求关注在建项目体量，10月美国大储在建规模同比+64%，23-24年有望持续兑现装机大年。 海外储能交易现状：美英澳储能收入均以电能量交易+调频为主，未来能量交易占比或提升；成熟市场参与者之间的博弈进一步提高交易难度，并最终影响采购决策。 国内储能商业化加速：9月以来国家大力推动电力现货建设，山东、广东推进储能同时参与电能量和辅助服务市场；收益模式愈加丰富，根据我们的测算，当前国内商业模式成熟地区的独立储能IRR为6.5%，中短期或可提高至9.1%。 行业集中度有望提升：国内储能23年1-10月中标格局CR3为37%，CR10为72%；通过复盘光伏组件2011年价格战，我们认为各厂商成本、渠道、技术（沉淀为标准制定）等方面的差异有望推动行业集中度提升。 创新之处 1）详细梳理了国内大基地外送通道建设进展，以及美国新能源并网延迟的情况，认为通过在建项目规模的增长预测美国储能装机更准确。 2）详细梳理了海外储能运营模式和盈利能力，研究了电力交易复杂化后对于储能报价策略的难度提升。 3）通过复盘2011年光伏组件价格战前后行业格局及厂商盈利能力的变化，为当前储能价格战的分析提供历史经验。 投资建议 建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；优质电网供应商，政府资源优势助力快速出海的金冠股份。 正文目录 1.全球大储需求有望进一步起量5 1.1国内负荷缺口驱动储能超前建设需求5 1.2美国在建规模有望支撑24年高增速9 1.3欧洲大储需求方兴未艾11 1.4预计全球储能未来5年需求CAGR为37%13 2.电力现货发展是独立储能盈利的关键14 2.1丰富的收益模式构成海外储能高盈利14 2.2政策推进国内储能盈利模式改善17 2.3对交易能力的需求抬高储能壁垒21 3.价格战后储能行业集中度有望提升25 3.1复盘2011年光伏价格战后格局向好25 3.2当前储能行业格局仍较分散29 3.3成本优势或为竞争的入场券30 3.4技术优势有望沉淀为标准制定32 3.5渠道和资金优势较难复制35 4.投资建议36 5.风险提示38 图表目录 图表1：各国风光发电量占比及所处阶段5 图表2：我国各类电源发电量预测（单位：亿千瓦时）6 图表3：2016-2023H1我国储能累计装机6 图表4：储能需求有望随VRE渗透水平提升呈指数增长特征6 图表5：我国各类电源装机结构预测7 图表6：“十四五”时期第二批风光大基地建设规划7 图表7：国内月度储能中标及新增装机规模9 图表8：国内月度储能EPC项目招标规模9 图表9：美国2014-2022年各类电源并网队列规模9 图表10：美国23年9月部分地区新能源并网队列规模9 图表11：美国并网队列项目最终完成率及等待时间10 图表12：美国大型储能在建项目规模同比高增（单位：MW）10 图表13：美国各州光伏发电渗透率差异较大11 图表14：加州鸭子曲线进一步加深11 图表15：美国加息节奏或将放缓11 图表16：欧洲新能源规划时间轴12 图表17：欧洲年度储能新增装机预测13 图表18：欧洲部分国家表前储能新增装机预测（单位：MW）13 图表19：全球储能需求测算14 图表20：英国大储22年8月-23年7月运行模式15 图表21：加州大储2021-2022年运行模式15 图表22：澳洲Gannawarra电站19-21年运行模式15 图表23：澳洲Ballarat电站典型充放电策略15 图表24：美国加州电池储能平均收入情况16 图表25：加州储能单季度单位kW净收入情况16 图表26：英国大型储能2023年月度收入情况16 图表27：英国2023年日前电力批发市场价差变化16 图表28：澳洲LakeBonney储能电站收入情况17 图表29：澳洲Wallgrove储能电站2022H2收入情况17 图表30：国内各地区电力现货市场试运行时间表18 图表31：山东电力市场年均分时曲线（元/MWh）18 图表32：聚类分析结果下山东日前价格（元/MWh）18 图表33：国内外储能政策对比19 图表34：各地区储能电站单位容量收入预期及构成（单位：万元/MWh/年）19 图表35：商业模式较成熟的山东储能装机领先（MW）20 图表36：2022年各省储能新增装机结构20 图表37：美国加州储能项目投入产出比21 图表38：美国德州储能项目收益差异22 图表39：储能项目的位置对调度率有较大影响23 图表40：加州辅助服务市场规模及供给来源23 图表41：德州向下调频服务主要由储能提供24 图表42：储能占比提升缩小了向下调频价格24 图表43：加州每小时平均的日前电池投标和节点价格24 图表44：加州每小时平均的实时电池投标和节点价格24 图表45：电价曲线可能出现多种形态（单位：元/MWh）25 图表46：2011年光伏组件由于需求下滑出现产能过剩26 图表47：2011年光伏产业链价格大幅下降26 图表48：各光伏企业单季度毛利率26 图表49：各光伏企业2012年单位售价、单位成本及毛利率情况27 图表50：各光伏厂商硅片一体化率27 图表51：各光伏厂商海外营收占比27 图表52：各光伏厂商短期资产负债率28 图表53：各光伏厂商应收账款周转天数28 图表54：价格战后行业集中度提升28 图表55：2011-2015年光伏组件行业格局28 图表56：2020-2022年国内市场储能系统集成商出货量及竞争格局29 图表57：2023年前10月国内储能系统中标格局30 图表58：2020-2023国内市场储能集成行业集中度30 图表59：2023H1全球储能集成商出货格局30 图表60：国内储能电芯价格31 图表61：储能系统采购中标价企稳31 图表62：高设备自制比例的集成商可获得较高的毛利率水平（单位：元/Wh）.31 图表63：宁德时代电池销量及单位成本情况32 图表64：南都电源锂电池销量及单位成本情况32 图表65：海博思创电池系统销量及单位成本情况32 图表66：上能电气光伏逆变器销量及单位成本情况32 图表67：头部系统集成商产品安全配置愈发丰富33 图表68：储能系统集成商较高的售后质保风险33 图表69：Fluence投标软件可提升储能项目收益33 图表70：储能公司2022年研发费用及研发费用率34 图表71：储能公司2022年研发人员人均投入34 图表72：储能厂商参与储能相关国家标准制订情况梳理34 图表73：2023年以来部分国内储能厂商海外合作情况35 图表74：2023年三季报部分储能公司资金情况36 图表75：储能行业代表公司估值表37 1.全球大储需求有望进一步起量 1.1国内负荷缺口驱动储能超前建设需求 我国正处于电力系统灵活性需求阶段性跨越的过程中。国际能源署（IEA）根据VRE发电占比的不同，将电力系统灵活性（包括储能）的需求划分为6个阶段。2022年我国风光发电量占比同比提升4.6pct至13.8%，国家能源局《2023年能源工作指导意见》提出2023年占比目标为15.3%；目前我国正处于IEA划分的阶段2 （VRE占比约3%-13%）向阶段3（VRE占比约13-24%）跨越的转型过程中，电力系统所受冲击或将显著提升，对于灵活性资源的投资有望明显增加。