中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
1. 全球儲(chǔ)能行業(yè)更大的爆發(fā)或在 2023 年
儲(chǔ)能行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的條件已經(jīng)成熟。一方面，隨著技術(shù)的進(jìn)步與產(chǎn)能的擴(kuò)張，近年來風(fēng)電、 光伏的發(fā)電成本與鋰離子電池的制造成本降幅顯著，在新能源上網(wǎng)側(cè)平價(jià)的基礎(chǔ)上，當(dāng)前全 球正朝著“新能源+儲(chǔ)能”平價(jià)的方向快速前進(jìn)。另一方面，儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的定位與商 業(yè)模式正日漸清晰，目前美國、歐洲等發(fā)達(dá)地區(qū)儲(chǔ)能市場化發(fā)展的機(jī)制已基本建立，新興市 場的電力系統(tǒng)改革亦持續(xù)加速，儲(chǔ)能行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的條件已經(jīng)成熟。
2021 年起全球儲(chǔ)能行業(yè)進(jìn)入高速發(fā)展階段。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計(jì)，2021 年全球新增儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī) 模為 10GW/22GWh，較 2020 年實(shí)現(xiàn)翻倍以上增長，截至 2021 年底全球累計(jì)儲(chǔ)能裝機(jī)容量 約為 27GW/56GWh?？紤]到 2021 年底全球累計(jì)風(fēng)電/光伏裝機(jī)規(guī)模已達(dá)到 837/942GW，以 此推算儲(chǔ)能在全球風(fēng)電光伏裝機(jī)中的占比僅為 1.5%，我們認(rèn)為儲(chǔ)能市場的高速增長才剛剛 開始，行業(yè)發(fā)展前景廣闊。
從規(guī)模體量來看，大型儲(chǔ)能是當(dāng)前全球儲(chǔ)能裝機(jī)的主力。從產(chǎn)品形態(tài)與銷售模式上來看，大 致可以將儲(chǔ)能分為大型儲(chǔ)能與戶用儲(chǔ)能兩大類別，其中大型儲(chǔ)能以 MWh 級(jí)別以上的集裝箱 式系統(tǒng)為主，終端客戶為大型電力公司或工商企業(yè)，主要通過集采、招標(biāo)等形式直接進(jìn)行銷 售，B 端屬性較強(qiáng)；而戶用儲(chǔ)能以 5-20kWh 的小型電池系統(tǒng)為主，終端客戶為分散的居民家 庭，主要通過當(dāng)?shù)鼗慕?jīng)銷商、安裝商網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行銷售，具備一定的 C 端屬性。從結(jié)構(gòu)來看， 過去幾年大型儲(chǔ)能的裝機(jī)占比約為 80%左右，是全球儲(chǔ)能裝機(jī)的主要構(gòu)成部分。
全球儲(chǔ)能行業(yè)更大的爆發(fā)或在 2023 年。在 2021 年高速增長的基礎(chǔ)上，2022 年全球儲(chǔ)能行 業(yè)仍然延續(xù)了較高的景氣度，但增量更多來自于戶用儲(chǔ)能（尤其是歐洲地區(qū)），持續(xù)飆升的 居民用電價(jià)格是最為核心的驅(qū)動(dòng)因素。而在上游原材料價(jià)格高企的背景下，對(duì)成本更為敏感 的大型儲(chǔ)能市場 2022 年的需求則受到了一定程度的壓制。站在當(dāng)前的時(shí)間節(jié)點(diǎn)，我們認(rèn)為 2023 年全球儲(chǔ)能行業(yè)或迎來更大的爆發(fā)，從政策端來看，國內(nèi)新能源項(xiàng)目存在剛性的配套 儲(chǔ)能需求，美國等海外市場的儲(chǔ)能補(bǔ)貼則有望逐步落地；從收益端來看，國內(nèi)獨(dú)立/共享儲(chǔ)能 的商業(yè)模式有望在探索中走向成熟，海外電價(jià)中樞的上移以及電價(jià)波動(dòng)的加劇同樣有利于儲(chǔ) 能收益空間的提升；從成本端來看，2023 年隨著上游產(chǎn)能的逐步釋放，硅料、碳酸鋰等原 材料價(jià)格拐點(diǎn)漸近，儲(chǔ)能裝機(jī)成本有望重回下行通道。
2. 國內(nèi)：發(fā)展模式漸明，2023 年項(xiàng)目加速落地
2.1. 2022H1 國內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)節(jié)奏有所滯后，下半年有望加速
政策勾勒發(fā)展前景，國內(nèi)各環(huán)節(jié)儲(chǔ)能發(fā)展模式逐漸清晰。2022 年 2 月底，國家發(fā)改委、能 源局正式印發(fā)《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》，進(jìn)一步明確了“到 2025 年新型儲(chǔ)能由 商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段、具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件”，“2030 年新型儲(chǔ)能全面市 場化發(fā)展”的目標(biāo)。此外，本次文件對(duì)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能均進(jìn)行了明確的部署， 各環(huán)節(jié)儲(chǔ)能發(fā)展模式逐漸清晰。
2022 年國內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目實(shí)際建設(shè)節(jié)奏有所滯后，但招標(biāo)快速放量。受制于疫情、原材料漲價(jià) 等多方面因素的影響，2022 年上半年國內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)節(jié)奏整體偏慢，根據(jù)中國化學(xué)與物 理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)（CESA）的統(tǒng)計(jì)，2022H1 國內(nèi)并網(wǎng)、投運(yùn)的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng) 目裝機(jī)總規(guī)模約為 0.39GW/0.92GWh。但從招標(biāo)的角度來看，Q2 起國內(nèi)儲(chǔ)能招標(biāo)明顯提速， 據(jù)我們不完全統(tǒng)計(jì) 1-9 月總招標(biāo)容量超過 60GWh（主要統(tǒng)計(jì) EPC、儲(chǔ)能集成系統(tǒng)以及相關(guān) 設(shè)備），其中 Q1/Q2/Q3 分別為 4.5/18.2/39.6GWh，招標(biāo)規(guī)模逐季提升。因此，我們認(rèn)為后 續(xù)國內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)仍有較強(qiáng)支撐，預(yù)計(jì) 2022 年下半年起項(xiàng)目建設(shè)速度將明顯加快。
2.2. 新能源配套儲(chǔ)能有望率先放量
新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能有望成為國內(nèi)率先放量的應(yīng)用場景，主要的驅(qū)動(dòng)因素為政策強(qiáng)制要求。在 國家政策層面，根據(jù)能源局 2021 年 7 月印發(fā)的《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買 調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的新能源裝機(jī)規(guī)模按照 15%的掛鉤比例配建調(diào)峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)，儲(chǔ)能時(shí)長為 4 小時(shí) 以上。而在 2021 年國內(nèi)各省發(fā)布的風(fēng)電、光伏項(xiàng)目競爭性配臵規(guī)則中，儲(chǔ)能已基本成為新 能源項(xiàng)目“標(biāo)配”，目前已有近 20 個(gè)省份出臺(tái)了新能源配套儲(chǔ)能的具體量化要求，大部分省 份的儲(chǔ)能配比在 10%-20%的區(qū)間內(nèi)，儲(chǔ)能時(shí)長則基本為 1-2 小時(shí)。我們根據(jù)各省已經(jīng)發(fā)布 的風(fēng)光項(xiàng)目競配結(jié)果以及儲(chǔ)能配臵要求對(duì)國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的規(guī)模進(jìn)行了大致測算，目 前配套儲(chǔ)能項(xiàng)目的規(guī)模已接近 50GWh，預(yù)計(jì)這部分儲(chǔ)能項(xiàng)目將從 2022 年起逐步落地。
未來國內(nèi)新能源項(xiàng)目儲(chǔ)能配套比例及儲(chǔ)能時(shí)長要求將繼續(xù)提升。當(dāng)新能源發(fā)電占比較低時(shí)， 儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中主要起輔助作用，用于解決短時(shí)間、小范圍的供需不平衡，而隨著新能源 逐步成為電力系統(tǒng)的主體，儲(chǔ)能系統(tǒng)需要發(fā)揮的作用將愈發(fā)重要，相應(yīng)的配臵比例及儲(chǔ)能時(shí) 長亦將明顯提升。尤其是對(duì)于新能源發(fā)展較快的三北大型清潔能源基地，現(xiàn)在主流的 10%/2h 的儲(chǔ)能配臵要求已較難滿足實(shí)際的需求，2022 年以來新疆、內(nèi)蒙古、甘肅等地大型風(fēng)光基 地的儲(chǔ)能配臵時(shí)長要求已達(dá)到 4 小時(shí)。
短期內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能收益機(jī)制尚待建立，市場化是長期方向。目前國內(nèi)新能源配套儲(chǔ)能 尚無明確收益模式，投資業(yè)主更多把配套儲(chǔ)能作為額外的成本項(xiàng)進(jìn)行考慮，我們認(rèn)為打通新 能源配套儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵在于建立市場化的收益補(bǔ)償機(jī)制。2022 年 1 月國家發(fā)改委、 能源局發(fā)布的《加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》已明確提出 2025 年初步建成 全國統(tǒng)一電力市場，初步形成有利于新能源、儲(chǔ)能等發(fā)展的市場交易和價(jià)格機(jī)制。具體到新 能源配套儲(chǔ)能項(xiàng)目而言，推動(dòng)新能源參與電力市場交易、推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)、持續(xù)完善 電力輔助服務(wù)市場等改革方向都將擴(kuò)大儲(chǔ)能項(xiàng)目在電力市場中的收益來源與套利空間，助力 儲(chǔ)能項(xiàng)目自身經(jīng)濟(jì)性的提升。
2022 下半年起國內(nèi)大型風(fēng)光項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)度有望明顯加快，配套儲(chǔ)能項(xiàng)目加速落地。2022 年 上半年受疫情、硅料緊缺、裝機(jī)成本高企等多方面影響，大型風(fēng)光項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)度相對(duì)較慢， 上半年國內(nèi)新增風(fēng)電、地面光伏裝機(jī)僅為 12.9GW/11.2GW，與此前預(yù)期存在一定差距?？?慮到 2021 年以來國內(nèi)風(fēng)機(jī)招標(biāo)持續(xù)放量，而光伏硅料的產(chǎn)出亦從四季度起實(shí)質(zhì)性放量（七 八月份受檢修、限電、疫情等因素并未充分釋放），我們對(duì) 2022 年下半年以及 2023 年國內(nèi) 大型風(fēng)光項(xiàng)目裝機(jī)持積極態(tài)度，相應(yīng)的配套儲(chǔ)能亦有望加速落地。
共享/獨(dú)立儲(chǔ)能興起，未來有望貢獻(xiàn)較大增量。從電力調(diào)度的角度出發(fā)，每個(gè)新能源場站單獨(dú) 配建一個(gè)儲(chǔ)能電站往往不是系統(tǒng)的整體最優(yōu)方案，前期發(fā)改委、能源局文件中已多次提出探 索推廣共享儲(chǔ)能模式，發(fā)揮儲(chǔ)能“一站多用”的共享作用。相較于新能源場站單獨(dú)配建的儲(chǔ) 能電站，獨(dú)立/貢獻(xiàn)儲(chǔ)能的潛在收益來源更加豐富，包括容量租賃費(fèi)用、峰谷套利、調(diào)峰調(diào)頻、 容量電價(jià)補(bǔ)償?shù)?。目前國?nèi)部分省份獨(dú)立/共享儲(chǔ)能的盈利模型已初步建立，隨著收益模式在 探索中走向成熟，國內(nèi)獨(dú)立/共享儲(chǔ)能有望迎來快速發(fā)展。2022 年山東、浙江、河北、廣西 等省份相繼下發(fā)新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目名單，合計(jì)總規(guī)模超過 10GW，因此在新能源場站自行配 套的儲(chǔ)能項(xiàng)目以外，我們預(yù)計(jì)未來獨(dú)立/共享儲(chǔ)能也有望貢獻(xiàn)較大的裝機(jī)增量。
國內(nèi)部分省份獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目或已具備一定經(jīng)濟(jì)性。我們以山東為例對(duì)國內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性 進(jìn)行了簡單測算，在我們的假設(shè)模型下，山東獨(dú)立儲(chǔ)能電站的全投資收益率約為 8.2%，靜 態(tài)回收期 9-10 年，已具備一定的經(jīng)濟(jì)性。隨著前期示范項(xiàng)目的逐步落地，國內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能的 收益模式有望得到更好的驗(yàn)證，后續(xù)各類投資主體的積極性有望明顯提升，從今年的項(xiàng)目招 標(biāo)情況來看，獨(dú)立/共享儲(chǔ)能項(xiàng)目已經(jīng)占據(jù)了相當(dāng)?shù)谋壤?
2023 年國內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能收益率仍有提升空間。一方面，隨著新能源發(fā)電占比的提升，部分省 份電力現(xiàn)貨市場的峰谷價(jià)差有望繼續(xù)拉大，從而提升儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間。此外，若后續(xù)上游 鋰資源價(jià)格下行，則儲(chǔ)能電池及項(xiàng)目整體初始投資成本存在下降空間，同樣有利于項(xiàng)目經(jīng)濟(jì) 性的提升。
2.3. 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能潛力巨大，期待成本疏導(dǎo)機(jī)制建立
作為直接負(fù)責(zé)電力系統(tǒng)調(diào)度、維護(hù)電力供需平衡的主體，國內(nèi)電網(wǎng)公司同樣具備較強(qiáng)的儲(chǔ)能 配臵需求。當(dāng)前國內(nèi)電網(wǎng)公司均已設(shè)定了規(guī)模宏大的中長期儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃，例如國網(wǎng)董事長 2022 年 2 月于《人民日?qǐng)?bào)》刊登署名文章，明確提出“力爭到 2030 年公司經(jīng)營區(qū)抽蓄電站 裝機(jī)由目前 2630 萬千瓦提高到 1 億千瓦、電化學(xué)儲(chǔ)能由 300 萬千瓦提高到 1 億千瓦”的目 標(biāo)。2021 年 5 月發(fā)布的《南方電網(wǎng)公司建設(shè)新型電力系統(tǒng)行動(dòng)方案（2021-2030 年）白皮 書》中亦提出“十四五”和“十五五”期間，南方電網(wǎng)將分別投產(chǎn) 500 萬千瓦和 1500 萬千 瓦抽水蓄能，分別投產(chǎn) 2000 萬千瓦新型儲(chǔ)能。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能核心的驅(qū)動(dòng)因素在于建立成本疏導(dǎo)機(jī)制。目前全國范圍內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的成本較難 通過輸配電價(jià)等形式傳導(dǎo)至終端電力用戶，因此電網(wǎng)投資新型儲(chǔ)能的積極性相對(duì)較低?！丁笆?四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》中已明確提出建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制以及探 索將電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收。我們認(rèn)為 2021 年 5 月發(fā)改委印發(fā)的 《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》可以作為一個(gè)可比的參考，若后續(xù)新型儲(chǔ) 能能夠享受類似于抽水蓄能的兩部制電價(jià)，引入可向終端電力用戶傳導(dǎo)的容量電價(jià)作為項(xiàng)目 投資方的固定補(bǔ)償，則電網(wǎng)及其他主體投資電網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能的積極性有望被充分調(diào)動(dòng)。
2.4. 工商業(yè)儲(chǔ)能需求空間有望逐步打開
國內(nèi)工業(yè)用戶存在配臵儲(chǔ)能的潛在需求，保障供電穩(wěn)定性及降低綜合用電成本是主要驅(qū)動(dòng)因 素。受能耗雙控、極端天氣等多種因素影響，2021 年以來國內(nèi)多地限電現(xiàn)象頻發(fā)，嚴(yán)重影 響高耗能企業(yè)的正常生產(chǎn)，與此同時(shí)工業(yè)用戶的用電成本亦明顯上升。2021 年以來國家層 面密集發(fā)布各類政策，整體的思路是推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場、高耗能企業(yè)市場交 易電價(jià)不受上浮比例限制、拉大峰谷價(jià)差、新增可再生能源不計(jì)入能耗指標(biāo)等，因此我們認(rèn) 為當(dāng)前國內(nèi)工商業(yè)用戶配臵儲(chǔ)能的需求已較為迫切。
2022 年國內(nèi)工商業(yè)用電峰谷價(jià)差明顯拉大，儲(chǔ)能收益空間提升。對(duì)于工業(yè)用戶而言，配儲(chǔ) 儲(chǔ)能的形式主要包括兩種，一是與分布式光伏結(jié)合，二是單獨(dú)配臵儲(chǔ)能電站。對(duì)于前者而言， 儲(chǔ)能的作用主要體現(xiàn)在提升自發(fā)自用比例，與此同時(shí)在電網(wǎng)供電受限的情況下保障部分電力 供應(yīng)；后者的作用則主要為削峰填谷，主要收益來源為峰谷套利。自 2021 年底《關(guān)于組織 開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》下發(fā)以來，全國各省市的工商業(yè)最大峰谷價(jià)差 顯著拉大，2022 年 10 月國內(nèi)已有十余個(gè)省市電網(wǎng)代理購電最大峰谷價(jià)差超過 0.7 元/kWh， 工商業(yè)儲(chǔ)能的收益空間正逐步打開。
短期內(nèi)初始投資成本上行壓制國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性，后續(xù)電池價(jià)格回落后需求有望快速啟 動(dòng)。在儲(chǔ)能初始投資 2 元/Wh，年運(yùn)行天數(shù) 300 天，每天兩充兩放，峰谷價(jià)差 0.7 元/kWh 的假設(shè)下，我們測算國內(nèi) 5MWh 工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的 IRR 約為 7.9%，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性尚未充分體 現(xiàn)。隨著未來國內(nèi)工商業(yè)峰谷價(jià)差的進(jìn)一步擴(kuò)大以及電池價(jià)格的回落，我們看好國內(nèi)工商業(yè) 儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性將逐步凸顯，后續(xù)裝機(jī)需求有望大規(guī)模啟動(dòng)。
2.5. 2022 年起國內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望成倍提升
綜上所述，我們認(rèn)為國內(nèi)儲(chǔ)能行業(yè)已正式進(jìn)入發(fā)展快車道，我們測算 2025 年國內(nèi)新增儲(chǔ)能 裝機(jī)規(guī)模有望超過 100GWh，對(duì)應(yīng) 2022-2025 年復(fù)合增速超過 100%。從結(jié)構(gòu)上來看，我們 預(yù)計(jì)十四五期間新能源配套儲(chǔ)能將率先放量，電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能則將隨后大規(guī)模啟動(dòng)。
新能源發(fā)電側(cè)：2021 年國內(nèi)風(fēng)電+地面光伏電站新增裝機(jī)規(guī)模約為 73GW，以此測算儲(chǔ) 能配套比例約為 1.1%。我們預(yù)計(jì) 2022 年起國內(nèi)新增風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模將保持較快增長，同 時(shí)在政策驅(qū)動(dòng)下儲(chǔ)能配套比例將顯著提升。假設(shè) 2025 年國內(nèi)新增風(fēng)電以及集中式光伏 電站的儲(chǔ)能配套比例為 20%，儲(chǔ)能時(shí)長由 2h 逐步提升至 2.5h，則相應(yīng)的新能源配套儲(chǔ) 能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 73GWh。
電源側(cè)輔助服務(wù)：2021 年國內(nèi)總發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到 2377GW，配套輔助服務(wù)儲(chǔ)能的裝機(jī) 比例不到 0.1%，而發(fā)達(dá)電力市場中輔助服務(wù)費(fèi)用占總電費(fèi)的比例一般超過 1.5%。在國 內(nèi)總電力裝機(jī)平穩(wěn)增長的背景下，我們假設(shè) 2025 年配套輔助服務(wù)儲(chǔ)能的比例為 0.4%， 則對(duì)應(yīng)的電源側(cè)輔助服務(wù)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 4GWh。
電網(wǎng)側(cè)：隨著我國電氣化率的持續(xù)提升，近年來全國電網(wǎng)最高發(fā)電負(fù)荷呈較快增長，而 根據(jù)國務(wù)院《關(guān)于印發(fā) 2030 年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案的通知》中的要求，到 2030 年省級(jí)電 網(wǎng)將基本具備 5%以上的尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力。我們預(yù)計(jì)負(fù)荷響應(yīng)能力將主要由電網(wǎng)側(cè)的抽 水蓄能與新型儲(chǔ)能提供，根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》十四五/十 五五末國內(nèi)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)將達(dá)到 62/120GW，以此倒推 2025/2030 年電網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ) 能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到 18GWh。
用戶側(cè)：目前國內(nèi)工商業(yè)光伏滲透率不到 2%，而工商業(yè)儲(chǔ)能則處于發(fā)展初期，隨著未來 峰谷價(jià)差的拉大，預(yù)計(jì)國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性將逐漸顯現(xiàn)。2020 年國內(nèi)工業(yè)用戶總裝 接容量約為 3273GW，若假設(shè)未來保持 5%的年均增長，同時(shí)工商業(yè)儲(chǔ)能滲透率提升至0.3%，則 20205/2030 年國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的裝機(jī)空間將達(dá)到 16GWh。
3. 海外：收益上行疊加成本下降預(yù)期，2023 年大儲(chǔ)彈性可期
3.1. 2022 年海外戶儲(chǔ)市場高景氣，2023 年大儲(chǔ)有望接力
海外發(fā)達(dá)地區(qū)儲(chǔ)能市場已進(jìn)入經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動(dòng)的自發(fā)增長階段。一方面，目前海外發(fā)達(dá)地區(qū)已進(jìn) 入新能源裝機(jī)替代存量火電裝機(jī)的階段，美國、歐盟（27 國）的火電總裝機(jī)分別于 2011、 2012 年達(dá)到峰值，電力體系對(duì)儲(chǔ)能的需求更為迫切。另一方面，在海外發(fā)達(dá)地區(qū)市場化的 電力體制下，發(fā)電側(cè)的成本能夠通過電力市場較為順暢地傳導(dǎo)至終端電力用戶，儲(chǔ)能項(xiàng)目具 備豐富的收益來源。因此，目前除中國以外，全球儲(chǔ)能市場主要分布在美國、歐洲、日韓、 澳洲等發(fā)達(dá)地區(qū)。
歐洲電價(jià)大幅上行刺激戶用儲(chǔ)能需求爆發(fā)，貢獻(xiàn) 2022 年海外儲(chǔ)能裝機(jī)的主要增量。與國內(nèi) 情況不同，絕大多數(shù)海外地區(qū)的居民電價(jià)水平明顯高于工商業(yè)電價(jià)，因此海外用戶側(cè)儲(chǔ)能主 要集中在居民家庭端，近年來戶用儲(chǔ)能在海外整體儲(chǔ)能裝機(jī)中的占比達(dá)到 30%左右。2022 年俄烏沖突等因素導(dǎo)致歐洲天然氣及電力價(jià)格大幅飆升，戶用儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性與居民接受度隨 之明顯提升，2022 年戶用儲(chǔ)能市場成為拉動(dòng)海外儲(chǔ)能裝機(jī)增長的主要因素。
2023 年海外大儲(chǔ)市場有望接力戶儲(chǔ)市場，實(shí)現(xiàn)裝機(jī)的高速增長?？紤]到海外戶用儲(chǔ)能仍處 于滲透早期，且短期內(nèi)歐洲居民電價(jià)大概率仍將維持高位，我們預(yù)計(jì) 2023 年海外戶儲(chǔ)市場 的高景氣度仍將延續(xù)，但裝機(jī)增速或隨著基數(shù)的提升而有所下滑。相對(duì)而言，我們認(rèn)為 2023 年海外大儲(chǔ)市場的裝機(jī)彈性更值得期待，由于海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的開發(fā)建設(shè)周期相對(duì)較長， 2022 年儲(chǔ)能項(xiàng)目收益端的調(diào)整速度滯后于成本端的上漲速度，2023 年情況或迎來反轉(zhuǎn)。一方面電價(jià)中樞上漲后海外儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益有望于 2023 年明顯抬升，另一方面電池價(jià)格有望 于 2023 年步入下行通道，儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的提升將有效刺激裝機(jī)需求。
3.2. 2022 年起海外大儲(chǔ)收益端已有明顯抬升
海外大儲(chǔ)收益模式較為多元化，電力市場機(jī)制設(shè)計(jì)是關(guān)鍵。相較于戶用儲(chǔ)能，海外大型儲(chǔ)能 的商業(yè)模式更為復(fù)雜，收益很大程度上取決于不同地區(qū)電力市場機(jī)制的設(shè)計(jì)。例如德國的大 型儲(chǔ)能項(xiàng)目基本只能通過頻率抑制備用（FCR）獲取收益，近年來發(fā)展相對(duì)緩慢，而供電側(cè) 儲(chǔ)能收益模式較為成熟的美國（加州、德州等）、英國、澳大利亞等地區(qū)大儲(chǔ)的發(fā)展則相對(duì) 較快。此外，由于海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益很大程度上取決于電力市場的交易結(jié)果，因此即 便是同一地區(qū)，大儲(chǔ)的收入結(jié)構(gòu)也并非一成不變，以 2016 年底投運(yùn)的加州 Pomona 儲(chǔ)能項(xiàng) 目為例，2021 年前其主要收入來源為輔助服務(wù)市場，2021 年后峰谷套利逐漸成為主要的收 益來源。
2022年起海外大儲(chǔ)收益率整體抬升。目前海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的主要收益來源包括容量電價(jià)、 峰谷套利、輔助服務(wù)等，從英國和美國加州的實(shí)際電力市場交易結(jié)果來看，2022 年起海外 大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益呈明顯上升趨勢。
3.2.1. 容量電價(jià)：確定性較高的固定收益，近年來成交價(jià)格持續(xù)上行
容量電價(jià)是海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目最具確定性的收益來源，近年來出清價(jià)格持續(xù)上行。在英國、 美國加州等地區(qū)，儲(chǔ)能項(xiàng)目可與大型電網(wǎng)企業(yè)簽訂長期容量電價(jià)合約，按照自身能夠提供的容量（通常需根據(jù)儲(chǔ)能時(shí)長折算）獲取月度或年度固定補(bǔ)償，在海外儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益來源中， 容量電價(jià)具有較高的確定性。隨著傳統(tǒng)火電機(jī)組的逐步退役以及電價(jià)中樞的上漲，近年來海 外地區(qū)容量電價(jià)整體呈上行趨勢，例如英國 2022 年 2 月舉辦的 T-4 容量市場拍賣出清價(jià)格 創(chuàng)下 30.59 英鎊/kW/年的歷史新高，有近 3.3GW 的電池儲(chǔ)能項(xiàng)目中標(biāo)（降額折算后約為 1.09GW）；2022 年加州 Resource Adequacy 平均成交價(jià)格亦超過 6 美元 kW/月，較 2017-2018 年的低點(diǎn)提升超過一倍。
3.2.2. 峰谷套利：電價(jià)波動(dòng)加劇，儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間提升
新能源滲透導(dǎo)致海外地區(qū)電力批發(fā)市場峰谷價(jià)差擴(kuò)大，儲(chǔ)能收益空間打開。從中長期的趨勢 來看，隨著新能源發(fā)電占比的提升，海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力批發(fā)市場中的峰谷價(jià)差將持續(xù)擴(kuò)大。以美國加州為例，隨著光伏裝機(jī)的快速增長，近年來電力系統(tǒng)凈負(fù)載（用電負(fù)荷-新能源出力） 曲線的形態(tài)發(fā)生了明顯改變，早晚高峰（光伏出力?。┡c午間低谷之間（光伏出力大）的差 距顯著擴(kuò)大，導(dǎo)致電力批發(fā)市場的最大峰谷價(jià)差（日前市場）由 2016 年的約 20 美元/MWh 提升至 2021 年的約 60 美元/MWh。峰谷價(jià)差的擴(kuò)大意味著儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間的提升，2021 年以來峰谷套利已逐漸成為加州儲(chǔ)能項(xiàng)目主要的收益來源。
電價(jià)上漲疊加電力市場波動(dòng)加劇，海外儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間進(jìn)一步提升。在日內(nèi)峰谷價(jià)差拉大 的同時(shí)，2021 年以來海外電力市場的波動(dòng)亦明顯加劇，而電價(jià)波動(dòng)的加劇意味著更大的潛 在套利空間，同樣有利于儲(chǔ)能項(xiàng)目收益的提升。根據(jù)加州儲(chǔ)能項(xiàng)目的實(shí)際交易數(shù)據(jù)，儲(chǔ)能在 電能量市場的套利收益中有相當(dāng)大的比例來自于少數(shù)幾個(gè)極端電價(jià)出現(xiàn)的日期，例如 2021Q1 加州 Pomona 儲(chǔ)能項(xiàng)目總收益為 121 萬美元，其中 2/14-2/18 美國南部暴風(fēng)雪期間5 天的收益就達(dá)到 34 萬美元。
3.2.3. 輔助服務(wù)：市場容量相對(duì)有限，市場飽和后收益可能下降
近年來海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力輔助服務(wù)市場整體呈擴(kuò)大趨勢，但市場容量或相對(duì)有限。在英國等 地區(qū)近年來調(diào)頻輔助服務(wù)是儲(chǔ)能項(xiàng)目主要的收益來源，且收益相當(dāng)可觀，例如當(dāng)前英國 DC 輔助服務(wù)的出清價(jià)格在 10 英鎊/MW/h 以上，對(duì)應(yīng)每 kW 的年化收入超過 80 英鎊。但整體上 看，調(diào)頻輔助服務(wù)的市場容量相對(duì)有限（例如英國 DC、FFR 輔助服務(wù)市場總規(guī)模僅為數(shù)百 MW），隨著越來越多的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目進(jìn)入市場，輔助服務(wù)市場的價(jià)格或?qū)⒚媾R一定壓力， 近年來德國、美國 PJM、美國 CAISO 等電力市場均經(jīng)歷了“輔助服務(wù)價(jià)格高企-大量儲(chǔ)能項(xiàng) 目進(jìn)入市場-輔助服務(wù)價(jià)格下降-儲(chǔ)能項(xiàng)目收益下降”的發(fā)展過程。
3.3. 部分海外地區(qū)大儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性或已較為理想，2023 年裝機(jī)有望大規(guī)模啟動(dòng)
在當(dāng)前的收益水平下，美國加州等部分海外地區(qū)大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性或已較為理想。如前 所述，海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益很大程度上取決于電力市場的交易出清情況，因此難以通過 一個(gè)穩(wěn)態(tài)的模型進(jìn)行收益率的測算。因此，我們根據(jù)美國聯(lián)邦能源管理委員會(huì)（FERC）公 開的電力交易信息對(duì)美國加州儲(chǔ)能項(xiàng)目的實(shí)際收益情況進(jìn)行了大致匡算，以加州 Pomona 20MW/80MWh 儲(chǔ)能項(xiàng)目為例，該項(xiàng)目于 2016 年底投運(yùn)，初始投資為 4000-4500 萬美元， 主要通過以下三種形式獲取收益。容量電價(jià)：該項(xiàng)目2016年與加州公用事業(yè)公司SCE簽訂了10年的Resource Adequacy 購買合約，價(jià)格約為 11-12 美元/kW/月，折算成項(xiàng)目年收益約為 264-288 萬美元。峰谷套利：該項(xiàng)目最近 4 個(gè)季度（21Q2-22Q2）參與電能量市場交易獲得的凈收益約為 273 萬元 。輔助服務(wù)：該項(xiàng)目最近 4 個(gè)季度（21Q2-22Q2）參與輔助服務(wù)市場獲得的凈收益約為 88 萬元 。綜上，參照最近 4 個(gè)季度的實(shí)際運(yùn)行情況，我們推算該儲(chǔ)能項(xiàng)目當(dāng)前的年收益超過 600 萬美 元，靜態(tài)回收期 8-9 年左右。考慮到該項(xiàng)目建設(shè)時(shí)間較早，初始投資成本較高（超過 0.5 美 元/Wh），若按照 0.3 美元/Wh 的投資成本重臵，則項(xiàng)目的 IRR 可達(dá) 17%，靜態(tài)回收期 4-5 年，經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)相當(dāng)突出。
2021-2022 年海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目延期現(xiàn)象普遍，2023 年積壓項(xiàng)目有望集中啟動(dòng)。隨著收益模型的建立，近年來美國、英國、澳洲等地區(qū)大型儲(chǔ)能項(xiàng)目層出不窮，但裝機(jī)成本的大幅上 漲與海運(yùn)、疫情等擾動(dòng)因素導(dǎo)致建設(shè)進(jìn)度有所滯后，項(xiàng)目出現(xiàn)較大程度上的堆積。根據(jù)美國 清潔能源協(xié)會(huì) ACP 統(tǒng)計(jì)，2022 上半年美國延期的大型風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目達(dá)到 32.4GW，較 2021 年底新增超 20GW，截至 2022H1 延期的儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)體量達(dá)到 4.2GW。截至 2021 年底， 英國亦有 27GW 的累計(jì)儲(chǔ)能項(xiàng)目提交量，其中 2021 年新增規(guī)模超過 11GW。隨著 2023 年 上游鋰資源產(chǎn)能迎來較大釋放，我們預(yù)計(jì)電池價(jià)格拐點(diǎn)漸近，裝機(jī)成本下行的預(yù)期下海外大 型儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)進(jìn)度有望明顯加快，裝機(jī)彈性巨大。
2023 年全球儲(chǔ)能行業(yè)景氣延續(xù)，大儲(chǔ)裝機(jī)彈性有望超越戶儲(chǔ)。綜上，當(dāng)前海內(nèi)外儲(chǔ)能市場 均已步入規(guī)?；l(fā)展階段，在供電側(cè)及用戶側(cè)兩方面需求的推動(dòng)下，全球儲(chǔ)能市場有望保持 強(qiáng)勁增長。從結(jié)構(gòu)來看，2022 年海外戶用儲(chǔ)能增速最快，2023 年仍將保持高速增長，但由 于基數(shù)提升，增速大概率下滑。相較而言 2022 年海內(nèi)外大儲(chǔ)裝機(jī)受到一定程度壓制，隨著 收益端的提升以及成本端的逐步回落，我們看好 2023 年全球大型儲(chǔ)能項(xiàng)目有望大規(guī)模啟動(dòng)， 裝機(jī)增速或超戶用儲(chǔ)能。
4. 投資分析
4.1. 大儲(chǔ)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)競爭趨于激烈，電池及熱管理環(huán)節(jié)格局相對(duì)較好
當(dāng) 前 儲(chǔ)能 集裝 箱為 大型 儲(chǔ)能 項(xiàng)目 主要 的裝 機(jī) 形式 ，主 要由 電池 、電 力電 子設(shè) 備 （PCS/BMS/EMS）、溫控系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、系統(tǒng)集成、EPC 等環(huán)節(jié)構(gòu)成。從價(jià)值量占比來 看，電池占據(jù) 60%-70%的系統(tǒng)成本，電力電子設(shè)備成本占比約為 15%-20%，溫控、消防等 其他環(huán)節(jié)的成本占比相對(duì)較小。
產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)競爭趨于激烈，目前電池及熱管理環(huán)節(jié)格局相對(duì)較好。隨著儲(chǔ)能市場的快速擴(kuò) 大，近兩年大量參與者進(jìn)入市場，整體上各環(huán)節(jié)的競爭格局均趨于分散。相對(duì)而言，電池及 熱管理環(huán)節(jié)的格局較為集中，PCS、系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)的競爭則已經(jīng)較為激烈。尤其是在儲(chǔ)能商 業(yè)模式尚未完全建立的國內(nèi)市場，行業(yè)的價(jià)格競爭將會(huì)更加激烈，增收不增利或成為常態(tài)；海外市場中儲(chǔ)能成本傳導(dǎo)相對(duì)順暢，同時(shí)在可融資性、售后服務(wù)方面的壁壘更高，因此競爭 相對(duì)緩和，盈利兌現(xiàn)度較高。
頭部電池廠商認(rèn)可度高，產(chǎn)品享受一定溢價(jià)。電池是儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本占比最高的核心部分，其性能將直接影響儲(chǔ)能項(xiàng)目的穩(wěn)定運(yùn)行與收益率，因此終端業(yè)主對(duì)于電池的品質(zhì)具有較高的 要求（部分業(yè)主跳過集成商直接指定電池品牌），目前來看寧德時(shí)代等頭部電池廠商在客戶 認(rèn)可度上具有明顯優(yōu)勢，且產(chǎn)品可享受一定溢價(jià)。與此同時(shí)，電芯制造環(huán)節(jié)固定資產(chǎn)投資相 對(duì)較高，且需要一定的擴(kuò)產(chǎn)周期，因此在下游需求快速爆發(fā)的背景下，目前電芯為儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè) 鏈中供應(yīng)最為緊張的環(huán)節(jié)。雖然 2021 下半年起碳酸鋰價(jià)格的飆升對(duì)電池企業(yè)盈利造成一定 壓力，但供不應(yīng)求的情況下成本傳導(dǎo)相對(duì)順暢，預(yù)計(jì) 2022 下半年起電芯環(huán)節(jié)的毛利率將得 到一定修復(fù)。但 2024 年后隨著產(chǎn)能的快速釋放，行業(yè)競爭或?qū)⒓觿。瑑?chǔ)能電池行業(yè)大概率 將迎來一輪洗牌。
儲(chǔ)能溫控市場“小而精”，競爭格局相對(duì)清晰。在液冷加速替代風(fēng)冷的趨勢下，我們測算 2025 年儲(chǔ)能溫控市場有望超過 100 億元，對(duì)應(yīng) 2022-2025 年復(fù)合增速接近 90%。溫控在儲(chǔ)能系 統(tǒng)中的成本占比較低，但對(duì)系統(tǒng)整體的安全性與可靠性則起著至關(guān)重要的作用。因此，我們 認(rèn)為儲(chǔ)能集成商或項(xiàng)目業(yè)主更傾向于選擇高質(zhì)量、性能穩(wěn)定的溫控方案，而非單純地壓縮成 本。從技術(shù)角度來看，儲(chǔ)能溫控在控制精度和運(yùn)行可靠性方面均有嚴(yán)苛要求，且通常需要針 對(duì)不同項(xiàng)目的具體要求或不同廠商的技術(shù)方案進(jìn)行定制化設(shè)計(jì)，下游客戶黏性較強(qiáng)。因此， 目前儲(chǔ)能溫控市場相對(duì)集中，龍頭領(lǐng)先優(yōu)勢明顯，盈利兌現(xiàn)度高。
PCS 環(huán)節(jié)市場參與者眾多，國內(nèi)市場競爭已較為激烈。目前儲(chǔ)能 PCS 市場的參與者包括逆 變器企業(yè)、電力設(shè)備企業(yè)等多種類型，固定資產(chǎn)投入低，產(chǎn)品同質(zhì)性強(qiáng)，價(jià)格是重要競爭手 段。相對(duì)而言海外儲(chǔ)能市場進(jìn)入壁壘較高（認(rèn)證、服務(wù)、項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)等方面），且 EPC/集成商 與設(shè)備供應(yīng)商的合作關(guān)系更為穩(wěn)定，盈利能力明顯好于國內(nèi)。
集成環(huán)節(jié)短期格局分散，長期龍頭占優(yōu)。短期內(nèi)國內(nèi)系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)進(jìn)入壁壘低（外采設(shè)備后 組裝即可），且行業(yè)新進(jìn)者急需積累項(xiàng)目建設(shè)或運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)，因此搶資源是當(dāng)務(wù)之急，訂單優(yōu) 先級(jí)大于項(xiàng)目盈利，具備項(xiàng)目資源獲取能力（例如背靠大型發(fā)電、電網(wǎng)企業(yè)）的廠商有望占 據(jù)先機(jī)。海外市場系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)則主要由外資廠商占據(jù)，目前只有陽光、比亞迪等少數(shù)國內(nèi) 企業(yè)具備海外項(xiàng)目交付能力。在激烈的競爭格局下國內(nèi)集成環(huán)節(jié)盈利能力承壓，未來幾年行 業(yè)大概率迎來洗牌，具備技術(shù)、經(jīng)驗(yàn)、規(guī)模優(yōu)勢的廠商將留到最后。
