储能系统集成行业：四大门槛高筑，争位赛正当时

储能系统集成行业——四大门槛高筑，争位赛正当时 分析师：尹沿技（SAC职业证书号S0010520020001）2023年07月17日 摘要：储能系统集成构筑“安全+经济+渠道和经验+资金”四大门槛 目前，储能系统集成环节正处于由行业成长期向成熟期过渡的关键节点，入局玩家众多，行业集中度不高。随着专业化集成商的出现和发展，其对安全问题和降本路径的探索并提出创新解决方案，将逐步抬高行业门槛，新入局者望而却步并压缩不具备核心实力的企业的生存空间，待到储能集成系统商业化落地，行业大洗牌将如期而至。实际上，储能系统集成并非简单地组装，而是具备多重门槛，具体如下： Ø门槛之安全性：由于储能电站安全事故频发，人力、物力损伤惨重，引发重视。国内强制配储政策下，由于商业模式尚不完善，储能系统产品出现低价竞争、质量良莠不齐的现象，产品安全认证标准亟待落地。对于安全问题，未来将从认证、温控、监测和服务等四大方面寻求保障方案，具备解决能力的集成商将获得生存空间。 Ø门槛之经济性：未来随着系统大容量化、循环寿命延长、集成度不断提高，储能系统全生命周期度电成本逐步降低。掌握降本的技术路线且能够不断实现技术迭代的储能系统集成商有望获得成本优势。 Ø门槛之渠道和经验：大储作为重资产行业，下游客户主要为五大四小等央国企，采取项目招标模式，与下游客户绑定合作关系的企业有望受益。其中，原PCS和原电网系储能系统集成企业具备电网运行经验，一般渠道资源丰富。 Ø门槛之资金实力：储能系统集采占比最高，具备大规模集采订单招标能力的集成商占据优势。由于下游客户议价能力强，储能电站建设周期长，通常储能系统集成商的资金占款时间长，具备一定资金储备规模的企业持续经营能力更强。 投资建议：未来储能系统集成行业市场份额将向头部集中，具备α优势的企业有望在卡位赛中胜出。建议关注标的宁德时代，比亚迪，阳光电源，上能电气，科华数据，科陆电子，智光电气，金盘科技，南网科技，南都电源，东方日升。风险提示：储能装机量不及预期、原材料价格波动、行业市场竞争加剧、海外市场需求波动、技术路线更迭的风险等。 建议关注公司盈利预测及估值： Ø建议关注标的：宁德时代、比亚迪、阳光电源、科华数据、上能电气、科陆电子、智光电气、金盘科技、南网科技、南都电源、东方日升 目录 基 本 面 ： 问 题 初 显 引 关 注 1 产 业 链 ： 周 期 过 渡 争 位 赛 2 行 业 ： 四 大 门 槛 着 力 点 3 企 业 ： 个 性 布 局 显 优 势 问题一之安全性：储能电站全生命周期大型安全事故频发 图：2021—2022全球储能事故统计（截至2022年8月）Ø根据CNESA不完全统计，近十年全球储能安全事故发生60余起。2021年全球储能市场爆发，大规模储能项目越来越多，单个储能项目规模越来越大，储能安全隐患也随之增大。截至2022年8月，2021 -2022年全球共发生18起储能项目事故。其中，有两个关注点：1）安全事故多发于锂离子电池，一旦发生，通常事故等级高，损失惨重。例如2018年7月2日，韩国一风力发电园区内ESS储能设备发生重大火灾事故，造成706m2规模电池建筑和3500块以上锂电池全部烧毁。2）多事故发生在电站投运多年后，储能全生命周期的安全问题引发重视。 问题一之安全性：储能电站建设全流程涉及的标准均尚未落地 Ø储能正处于由研发示范向商业化过渡的关键时期，迫切需要建立健全储能技术标准为产业发展保驾护航。实际上，储能标准涉及设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节。但在电化学储能技术统一规范、并网调度规则、产品检测认证等方面仍无明确标准；储能系统运输、安装、调试、运维方面的安全性标准尚不成熟；对储能消防要求、环保、社会经济效益等方面的评价标准仍是空白。在光伏强制配储的背景下，缺乏电网公司对储能系统调度频次、充放电次数等的明确规定，储能产品的质量和安全无法保证。 问题一之安全性：安全总责环节向专业化过渡道阻且长 Ø中游的储能系统集成环节是安全问题“第一责任人”：中游储能系统集成具备标准化机架式设备，组装难度低。一般地，下游客户对上游元器件的要求较高，而对集成商的品牌关注度较低，因此“低毛利、高营收”的特性吸引了众多企业入局，内卷激烈。而下游的所有权、使用权和收益权分化，权责不明晰，均无法对全链条安全问题负责。由于储能集成系统是对上游元器件的耦合，成为唯一能对整个储能系统产品的安全负责的环节。 Ø集成商向上游拓展难：未来集成商将向专业化过渡，例如必须熟悉上游三大核心技术，因此向上游环节拓展是一大路径。而上游各环节要么技术壁垒高，要么规模效应明显，进入壁垒高。另外，上游竞争格局稳定，未来将朝着市场细化演进，而各细分市场的龙头企业已具备边际优势，保护壁垒难以打破，集成商专业化道阻且长。 资料来源：北极星储能网，华安证券研究所整理 问题二之经济性：国内电力市场的交易模式和地区政策不完善 Ø国内电力市场盈利模式尚不完善。从现货市场来看，与国外相比，我国的现货市场以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，商业模式未形成闭环。从中长期交易市场来看，美国电力整体市场通过竞争性拍卖进行发电资源交易；零售市场允许消费者自主选择供电商；中国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低。虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，难以覆盖储能投资成本。另外，各地市相关辅助服务政策不一，部分地区没有长效政策机制，缺乏稳定性，投资风险较大，一定程度上制约了投资者的参与积极性。 资料来源：ISO/RTO Council，华安证券研究所整理（注：彩色部分代表已经进行了市场化改革的区域电网） 资料来源：《独立新型储能电站价格形成机制及成本疏导优化方法》，华安证券研究所整理 问题二之经济性：储能投资成本高导致供应商低价竞争 Ø储能电站建设成本高：储能电站成本分为技术成本和非技术成本，其中技术成本高主要是因为储能尚未规模化应用，电池、PCS、EMS等设备成本高；非技术成本高，主要是储能电站开发、土地、接入、并网验收、融资成本高。 Ø低价竞争，忽视质量与安全：根据毕马威《新型储能助力能源转型》报告，当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，压力较大。例如，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，内部收益率降低0.5%—2%不等。因此，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方就会引发低价竞争问题，甚至导致劣币驱逐良币。 资料来源：《电力储能经济性分析与综合评价方法研究》，华安证券研究所整理 问题二之经济性：储能电站市场参与度、收益性和贡献率较低 Ø市场参与积极性不高：目前储能度电成本约为0.8元/kWh，而大多调峰价格均低于0.8元/kWh，不具备经济性，市场参与不积极。根据中电联数据，中国当前电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%。个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。Ø运维成本高于预期：以AGC储能调频为例，按照设计寿命，电池组深浅组合充放需保障3年以上。但部分电站实际运行中，由于电池充、放电过于频繁，容量衰减过快，投运半年就需要大规模更换电池，质量隐患高，原有的全周期投资收益逻辑不成立，运维成本高。Ø早期储能构网能力不足：很多储能项目在前期论证阶段，都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测，放大了电网的调用需求。另外，早期的储能只有充放电功能，不具备稳定支撑等构网型能力，同时单体规模较小，对调峰弃电、断面受限等问题的解决贡献度偏低，限制了应用范围。 资料来源：中电联，华安证券研究所整理 资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，华安证券研究所整理 问题三之标准化：储能集成系统产品设计参差、软硬件不兼容 Ø储能集成系统直接对安全负责，其电池原件能量密集、拓扑结构灵活多变、电芯数量多和特性不一，并非简单堆砌和拼凑，而是涉及系统控制、电气安全、直流侧管理、设备优化匹配、电池健康及安全联动保护管理等多领域知识。众多入局储能系统集成企业能力参差不齐，不少厂家缺乏集成拓扑设计经验和能力。另外，目前储能行业并未出台权威标准，储能项目仍为非标准化招标，提供的是定制化产品和服务，储能集成设计参差不齐、软硬件不兼容，阻碍储能系统行业的健康发展。 目录 基 本 面 ： 问 题 初 显 引 关 注 1 产 业 链 ： 周 期 过 渡 争 位 赛 2 行 业 ： 四 大 门 槛 着 力 点 3 企 业 ： 个 性 布 局 显 优 势 技术类型：电化学储能是当今应用最广、潜力最大的储能技术 Ø2022年全球已投运电力储能规模累计237.2GW，年增长率15%；抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，但受地理选址和建设施工的局限，未来发展空间有限。2022年抽水蓄能累计装机规模占比首次低于80%，同比下降6.8%；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%。电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，2022年累计装机14054GWh，储能项目占比近20%。未来随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，将逐渐成为储能新增装机的主流。 资料来源：智研咨询，华安证券研究所整理 资料来源：中国电力企业联合会，华安证券研究所整理 产业链：储能系统集成环节承上启下，属兵家必争之地 Ø作为储能产业链的核心环节，储能系统集成（ESS）上承设备提供商，下接储能系统业主，成为储能厂商必争之地。主要包括上游原材料及零部件；中游核心环节储能系统集成，含电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）四大关键部分以及其他设备（如：电池控制柜、本地控制器、温控系统与消防系统等），并提供给下游储能EPC厂商完成项目安装与运维，终端应用场景主要在发电侧、电网侧、用户侧和微电网四大领域。 应用场景：不同终端的储能系统集成产品具有差异性 Ø储能行业应用场景主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类：其中安装在电源侧与电网侧的储能称之为“表前储能”，而用户侧的储能则称为“表后储能”。1）表前储能：又称“大储”，主要应用在新能源电站、电网等场景，储能功率大，属于电力工程投资，应用端强调安全稳定；2）表后储能：分为工商业和户用，储能功率较小。2022年，大储在电化学储能装机中占比达92%，处于主导地位。根据下游储能应用场景差异化，储能系统集成产品也具有差异性。 资料来源：中国电力企业联合会，华安证券研究所整理 资料来源：阳光电源年报，聚和源公告，安证券研究所整理 应用场景：大型储能电站对系统集成产品的要求更高 Ø不同应用场景对储能系统元器件的要求不同：工商业储能多一体化建造，采用一体柜，储能相对容量较小，系统功能也相对简单，对系统控制的要求低于储能电站。储能电站由于运行寿命较长，维修难度较大，对于储能系统的性能、安全性、建造和运维成本要求较高。 海外市场：中美是全球大储主战场，美国大储装机占比达84% Ø海外储能市场主要分为两类：第一类是成熟市场，如欧洲、美国、日本、韩国、澳洲等，市场需求趋于稳定；第二类是新兴市场，如巴西、爱尔兰、印度、非洲、埃及等，正处于新需求增量的爆发期。1）从成熟市场来看，欧洲是全球最大的家用储能市场，其中德国、意大利、英国位居前三；日本、澳洲储能装机需求同样集中在表后户储。美国、韩国市场是表前储能主导。2）从新兴市场来看，印度、巴西、非洲等地区，在电网改造、新能源市场快速崛起的背景下，也相继进军储能市场。从2022年全球储能新增装机来看，中国/欧洲/美国市占比分别为36%/26%/24%。其中，中国以表前