国内大储行业深度报告：盈利能力边际改善，迎接新增装机大年

维持“增持”评级。我们认为储能，尤其是新型储能，是解决可再生能源快速发展背景下电网消纳难题的重要途径，装机需求大且发展空间广阔。伴随储能配套政策的陆续出台，储能盈利模式有望进一步完善；上游的供需结构的改善，或推动系统成本的下降。重视23年储能需求可能超预期带来的行业投资机会，重点推荐电力设备转型的储能系统集成商：电力设备主业稳健且与新能源强相关，具备系统集成及并网的技术优势，储能客户与电力设备主业客户渠道部分重合。 推荐科华数据、金盘科技、上能电气、新风光。 电网消纳压力凸显，政策仍是主要动力。新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，迫切需要额外工具维持电网稳定，储能应运而生。相较而言，在综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求下，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动，而不是市场盈利驱动。 行业持续高景气，新型技术层出不穷。国内大储发展迅猛，装机容量快速增加，展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段，系统集成成为企业新的业绩增长点。在商业模式方面，以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。在储能技术方面，我们认为锂离子电池储能将是国内大储的主要载体；对于系统集成方式，目前集中式储能应用最广，交流侧多分支并联技术未来潜力巨大。 盈利模式日渐完善，供需结构有望边际改善。目前国内储能的盈利来源主要包括容量租赁、电力现货市场套利、电力辅助服务、容量补偿电价等。全国和各地的配套政策日渐完善，确保储能系统盈利空间。 锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生巨大影响，随着储能电池产能的快速增加，电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的降低。 风险因素：新能源装机进度不及预期，政策配套不及预期，储能招标数量不及预期，储能装机进度不及预期，原材料价格回落不及预期等。 1.投资建议 维持储能行业“增持”评级。我们认为清洁化与电气化是电力系统发展的长期趋势，发电侧可再生能源和用电侧电气设备的增加都会进一步加大电网的消纳压力，需要重视在政策持续驱动和商业模式不断改善下的储能的投资机会。 重点推荐电力设备企业转型的优质储能系统集成商，包括科华数据、金盘科技、上能电气、新风光。该类企业往往具备以下特点： 1）电力设备为其主业，下游与新能源绑定，充分受益新能源发展、增速稳健； 2）对电网侧认知充分，具备全面且深度的储能技术积累，且不断延伸各自企业的储能产业链； 3）其储能客户与电力设备主业的客户有一定重合度，具备一定的获取订单的相对优势。其他受益标的包括宁德时代、亿纬锂能等优质储能电池龙头。 表1：重点公司盈利预测与估值 2.国内大储：源自风光，动于政策 2.1.新能源的快速增长是发展国内大储的最根本原因 国内新能源装机占比快速提升。预计2030年前后，新能源发电装机将接近20亿千瓦；2050年前，新能源装机规模将超过40亿千瓦，发电量占比接近50%。 图1：新能源装机容量快速提高（单位：亿千瓦） 图2：新能源发电量快速增长（单位：亿千瓦时） 新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，迫切需要额外工具维持电网稳定，储能应运而生。工业、工商业和居民用电负荷特征差异大，用电负荷曲线与发电曲线并不完全适配，对削峰填谷、平抑电网波动、实现电力电量平衡的需求迫在眉睫。据中电联《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国灵活调节电源装机占比不足6%，大幅落后于欧美国家。通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经成为业内共识。 图3:工业、工商业和居民用电负荷特征差异大 图4:我国灵活调节电源装机占比大幅落后欧美国家 加快火电灵活性改造更显电力系统消纳的迫切需求。灵活性火电调峰机组、抽水蓄能、新型储能是解决电网消纳难题的三类主要工具。火电灵活性要求实现机组最低负荷运行、输出功率灵活可变等，涉及电厂内部多个子系统的变化，如对机组设备的本体进行改造，或新建其他辅助设备：对于纯凝机组，改造主要针对燃料供应和锅炉部分，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术等；对于供热机组，改造则针对热电解耦的问题，包括汽轮机本体改造和通过电锅炉、储热罐等设备增加热电机组的调峰能力。 火电灵活性改造无法双向调节，调节时会产生碳排放；火电建设体量大、工期长，约需3-6年；投资额较大，且对地理资源有一定要求，需接近煤炭资源、冷却水资源、道路运输等。 图5:火电灵活性改造涉及电厂内部多个子系统的变化 抽水蓄能可实现长时储能，但投资额大、受地理限制多。抽水蓄能调节性能较好，约20-30%/min，可实现正负调节，且长时储能是抽水蓄能的突出优势，可达6-10小时。然而抽水蓄能运行方式固定，不宜频繁改变； 建设体量大、工期长，电站功率通常大于2GW，建设工期约6-8年，投资额较大，可达5000-6000元/kW；且抽水蓄能电站地理资源依赖性强，建设需进行前期规划。 图6:抽水蓄能电站工作原理 相较而言，在综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求下，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。 2.2.当下发展国内大储的主要动力是政策驱动 目前国内大储商业模式基本成型，但当下盈利能力尚不突出。具体而言，国内大储以独立（共享）储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。 表2：国内大储目前共有四种盈利渠道 由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动，而不是市场盈利驱动。国家积极出台政策发力储能建设，从建设方向、配置比例、商业模式等多方面对我国储能发展提供支撑，开启了储能应用的良好开端，并有望催生出多种相关应用的盈利模式。 表3：国家出台相关政策文件支持储能发展 2.3.地方政策陆续出台，储能技术百花齐放，储能公司百家争鸣 各地区陆续出台新能源配储政策，尤其是此前新能源装机较多、用电负荷波动较大的地区。地方配储政策将促进新能源装机增加及储能规模扩大，为储能市场的发展提供可观增量空间。各地配储趋势明确，带来国内储能市场快速增长。地方储能配置比例一般为10%及以上，最高达到25%；配储时长多为2小时，部分省配置要求高达4h。 表4：地方陆续出台新能源配储政策 多种新型储能技术应运而生，新技术成为市场关注焦点。现阶段主要储能技术包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、储热技术及氢储能。 相较而言，目前电化学储能在新型储能技术中经济性最优、效率最高。 表5：多种新型储能技术应运而生 众多企业纷纷布局储能行业，尤其是电池与电力设备公司。储能电池脱胎于动力电池，且产线有一定通用性，动力电池企业有发力储能电池的天然优势，其中2021年宁德时代排名全球储能电池市场出货量第一。 电力设备企业大多从储能变流器等电力部件供应做起，具备天然的渠道与技术优势，并陆续转型储能系统集成商，其中代表性企业有电工时代、阳光电源、科华数据等。 图7：中国储能技术提供商2021年度全球市场储能电池出货量排行榜(单位：MWh) 图8：中国储能系统集成商2021年度国内市场储能系统出货量排行榜(单位：MWh) 3.行业规模：装机快速增长，行业持续高景气 3.1.装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升 国内大储发展迅猛，装机容量快速增加。根据CNESA，截止2021年底，全国累计储能装机规模达到46.1GW，同比增长29.49%，其中新型储能装机6.3GW，同比增长56.4%，新型储能中90%为电化学储能，装机功率5.6GW，同比增长77.9%。2021年中国新增储能装机10.5GW，同比增长228.1%，2017-2021年中国新增储能装机年均复合增长率高达65.7%。 据储能与电力市场，22年国内储能新增投运量超12GWh；据CESA，22年国内新型储能新增投运装机6.21GW/14.32GWh。储能行业整体装机规模持续高景气。同时以电化学储能为代表的新型储能技术高速发展，推动新型储能在整体储能装机规模中占比逐渐提升。 图9：2017-2021年全国储能装机规模持续增加 图10： 展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。根据CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW，其中电化学储能累计装机将达到40GW。 2025年后预计可再生能源发电年装机增量将保持在100GW，电化学储能的年装机增量将保持在12-15GW，预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约110GW。国内双碳目标下可再生能源的快速增长，将助推储能行业蓬勃发展。 图11：国内电化学储能装机规模有望快速增加(单位：GW) 3.2.储能企业陆续扩产，行业有望持续高景气 储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段。根据公开披露的信息，电池厂商纷纷扩建电池生产基地，其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较大，预计22-24年新开工产线分别为342GWh、218.5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh,合计开工产线对应产能894.5GWh。电池行业“扩产潮”预计仍将继续，以满足日益增长的储能需求，储能行业有望持续高景气发展。 表6:电池企业储能电芯2022-2024产线规划布局 储能业务呈现多元化布局态势，系统集成成为企业新的业绩增长点。储能行业的迅速发展也吸引了其他类型企业纷纷切入储能赛道，其中包括阳光电源、科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业，这些企业利用现有技术优势生产储能变流器、储能系统集成产线等，以上企业规划产能分别约15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3.9GWh。其他企业，包括海博思创、天合储能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。新能源行业的快速发展带动储能需求的急剧增长，部分非传统储能企业抓住行业机遇，承担储能系统集成商等角色，有望推动储能业务高质量多元化发展。 表7:储能系统集成企业产能规划布局 4.技术：共享为主，锂电为王，多种集成方式并存 4.1.共享储能是未来国内大储的主要商业模式 以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。共享储能与独立储能是从两个不同的角度对不依附于新能源电站而存在的储能电站的表述。独立储能电站是以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度；共享储能是指由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式。根据CNESA数据统计，2022年10月新增独立储能项目7.61GW（备案/在建/运行），功率规模占总新增储能项目规模72%，而强配储能项目仅占25%。 共享储能已成为国内大储的主体。 图12：共享储能商业模式更加多元化 图13：2022年10月新增共享储能项目7.61GW 图14：2022年10月新增共享储能项目占总新增储能项目72% 共享储能相较新能源配储EPC成本更高。根据北极星储能网统计数据，2022年10月发电侧储能（共享储能）EPC平均中标价格为2.19元/Wh，高于电源侧储能（新能源配储）EPC的平均中标价格：1.46元/Wh。共享储能EPC价格更高的原因有：（1）配储电站可依靠新能源场站的设备进行升压、并网；而独立储能电站除逆变器外还需配套建设升压站、配电装置等设备；（2）独立储能需要配置电网调度相关设备，进行更加全面并网实验，相关费用较高；（3）受到新能源场站发电侧成本的挤压，配储电站的成本被严格控制；（4）独立储能电站对安全性、寿命以及效率的较高要求使得其电芯、逆变器等关键环节的成本较高；（5）部分独立储能电站还需要考虑土地费用。 图15：共享储能EPC平均中标价格高于新能源配