电改背景下储能经济性提升潜力有多大？

国内储能项目经济性差，以及由此引发的供给端价格战、格局分散、需求端依赖政策强制的持续性等问题或是市场最主要的担忧。我们认为，建设成本的大幅下降、容量补偿在更多地区的推广、现货交易能力提升带来的调用次数提高等多重边际改善形成的合力，或已将独立储能项目全投资IRR的预期，由23年初的0.59%-2.62%提升至24年的5.69%。 电改加速推进，储能多元收益雏形已形成 23年9月以来，国家发改委、能源局持续推动电力现货市场加速建设；23年11月国家出台煤电容量电价政策，我们认为后续容量政策有望覆盖更多发电侧主体和包括新型储能在内的灵活性资源提供者；23年8-9月，山东省和广东省接连发布政策推动独立储能同时参与电力现货和辅助服务市场；量变积聚质变，国内容量租赁+现货市场+辅助服务+容量补偿的独立储能多元收益模式逐渐建立。 电量价值的改善长期更重要 电量价值主要通过电力现货市场实现，参考海外经验，对储能长期经济性改善是最重要的因素。现货价差的扩大受风光发电占比提升、充电桩渗透率提升、报价上下限的要求放宽等影响，存在改善预期，但仍是需要随电改推进逐渐积聚的长期变化。而年度调用次数有望随电价预测能力提升和交易经验的积累在较短期内有明显提升，由200次/年提升至240次/年，在0.3元/kWh套利价差不变的情况下可推动项目IRR由4.2%提升至5.3%。 容量价值的改善短期更容易 容量价值通过容量租赁和容量补偿两方面共同实现，我们预计对新能源电站收取的租金价格随着未来储能项目进一步降本而下降，不过随着锂价的逐渐触底，降幅空间或有限；容量补偿目前仅少数地区储能项目可享有，无补偿地区的从0到1推广对当地储能具备初步的经济性有较大的提升，而成熟地区的补偿价格提升亦有望在短期增厚储能项目收益。 对优质并网点的争夺及更长期的降本预期支撑储能超前建设 储能项目的位置对项目利用率有较大影响，我们认为对于有限优质并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建设的情况。由于储能电池的寿命预期约为光伏设备的一半，考虑到在10年左右的第一批电池生命周期结束后，在原站址换装价格显著下降后的新电池继续参与彼时更成熟的电力市场交易，则在20年生命周期的尺度考虑储能项目的经济性或将大幅提升。 投资建议 我们看好交易难度提升对于行业集中度的优化，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、高澜股份；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；持续获得海外优质订单，资金压力边际大幅改善的科陆电子。 风险提示：1）测算过程包含较多假设条件，存在假设不当影响测算结果的风险；2）电改政策落地不及预期；3）储能降本不及预期。 1.电改加速推进，储能盈利预期向好 低储能利用率是我国储能项目经济性弱的主要原因。根据中电联披露的《电化学储能电站行业统计数据》，2023年上半年我国电化学储能电站平均日等效充放电次数仅为0.58次，相当于每年仅能完成约212次满功率充放电循环；独立储能和新能源配储电站日等效充放电次数仅为0.3-0.4次左右，并且除江苏和广东储能项目利用率较高以外，绝大多数省份的储能项目日充放次数均在全国平均水平以下。我国储能项目“建而不用”的现象依然普遍且较严重，项目价值较难体现。 图表1：我国储能日等效充放电次数仍较低 图表2：储能利用率较低的情况是全国普遍的 电力现货和容量电价相关政策的出台加速电改进程，储能项目的盈利预期有望向好。23年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发我国首个国家级电力现货市场交易规则，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。23年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，针对不同的电力交易市场给出了各自的试运行结算时间；提出加强现货交易与辅助服务衔接，现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导；探索建立容量补偿机制。 图表3：国内各地区电力现货市场试运行时间表 电力市场化加速推进后，容量政策有望覆盖更多发电侧主体和灵活性资源提供者。23年11月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，本次通知明确煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，也提到“电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制”。 依据国家能源局数据，2023H1全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量为26501亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.5%，目前煤电机组电价实现100%市场化，提供容量补偿先决条件。随着各类机组进入市场化比例提升，我们认为发电侧主体（风电、光伏）+灵活性资源提供者（电化学储能、压缩空气储能、其他新型储能等）均有望获取容量收益。 图表4：容量补偿机制有望向发电侧主体和新型储能扩散 2.类比海外的多元市场化收益雏形建立 全球各地区大型储能系统典型运行模式趋同。英国、美国加州及澳洲的大型储能系统，基本呈现出类似的充放电策略，即以相对较少的一部分容量响应实时发生、短期波动性大、但在较长时间周期上呈现出较稳定需求的调频等辅助服务调度；满足电能量调峰需求占用储能系统的多数容量，各地均以每天“一充一放”到“两充两放”的运行模式为主。 图表5：英国大储22年8月-23年7月运行模式 图表6：加州大储2021-2022年运行模式 丰富的市场化收益模式、更大的价差、特殊环境下的超额收益，构成海外储能项目较好的经济效益来源。海外储能项目普遍同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益；而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式；此外，海外项目在极端天气等特殊情况下，由于高度市场化机制，有望获得丰厚超额收益。 图表7：英国大型储能2023年月度收入情况 图表8：美国加州电池储能平均收入情况 目前国内储能项目实际参与的收益模式仍较单调。我国独立储能电站在获取容量租赁以及部分地区可获得的容量补偿收益后，对于电力现货和辅助服务市场往往只能选择其中一种参加；根据此前山东省电力现货市场规则，独立储能项目虽然可参与调频辅助市场，但是提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清。 图表9：我国独立储能电站收益来源 量变积聚质变，独立储能多元收益模式逐渐建立。2023年8月，山东省发布的《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》指出，独立储能可提供爬坡辅助服务，并且爬坡辅助服务市场交易组织时间和出清流程与现货市场实时电能量市场相同，与实时电能量市场联合出清。2023年9月，广东省发布的《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》指出，在起步阶段独立储能分时参与现货电能量市场和辅助服务市场，具备条件后推动独立储能同时参与现货电能量市场和辅助服务市场。 3.多重边际改善下的收益率敏感性分析 3.1电量价值的改善长期更重要 山东电力现货市场“峰谷特性”较明显，但仍明显小于海外。根据山东电力市场2022.9.1-2023.8.31连续一年的日前价格数据的聚类分析结果，价格曲线形状可大体分为“ 单峰单谷类 ”、“ 双峰双谷类 ”、“ 平滑类”3类 ， 占比分别为32.05%/37.26%/30.68%；年均曲线基本呈现“单峰单谷”形状，每两小时有序最大峰谷差为356.81元/MWh。海外可套利价差明显高于国内，英国23年9月平均价差约合0.69元/kWh；美国现货报价上限约合7.28元/kWh，国内普遍为1.5元/kWh以下。 图表10：英国2023年日前电力批发市场价差 图表11：聚类分析结果下山东日前价格（元/MWh） 年度调用次数的影响和价差的扩大同样重要，且可能更容易边际改善。现货价差的扩大受发电侧风光发电量占比提升、用电侧充电桩渗透率提升、报价上下限的政策要求放宽等影响，存在改善预期，但仍是需要随电改推进逐渐积聚的长期变化。而年度调用次数的提升对储能项目IRR经济性的影响同样较大，且有望随电价预测能力提升和交易经验的积累在较短期内有明显提升；参考山东聚类分析结果下的价格曲线分布，刨除占比30.68%的“平滑类”曲线，理论上年内剩余253天均可进行至少一次满充满放操作，而23H1国内独立储能平均等效调用次数仅为约131天/年。 图表12：基于现货价差和年调用次数的独立储能IRR敏感性分析（纵轴单位：元/kWh；横轴单位：次） 在基础假设条件下，我们测算当前国内独立储能全投资IRR为4.2%；若价差扩大至0.35元/kWh，且每年全功率调用260次，IRR可达7%。我们根据11月国内储能项目EPC中标价假设项目初始投资成本为1.4元/Wh，每年充放200次，每次套利价差0.3元/kWh；容量租赁价格参考23年各发电集团招标结果，假设为220元/kW/年，租赁比例为90%，容量补偿参考山东运行情况假设为60元/kW/年。 3.2容量价值的改善短期更容易 储能获得容量补偿存在价格提升和覆盖面提高的可能。目前国内4个省区已明确给予储能容量补偿或容量电价政策，其中根据山东实际运行结果，我们估算可获得补偿收益约合68元/kW/年；按照储能EPC成本1.4元/Wh，2.8元/W估算，参考煤电机组政策，给予10年期回收30%-50%固定成本，对应的容量电价应为84-140元/kW/年，存在提升空间。 图表13：储能相关容量电价及容量补偿政策梳理 容量租赁价格随电芯降本下降。2023年至今，我们统计到国家能源集团、中核集团、大唐集团、浙能集团、中节能集团、金开新能等集团及下属单位共发布储能容量租赁项目10个，总规模230.5MW/461MWh，租赁时长在6个月至3年；中标价区间为0.102-0.160元/Wh/年，平均中标价约0.114元/Wh/年，按照2h储能系统换算单位约为228元/kW/年，较2022年底300元/kW/年左右的租金明显下降。 图表14：基于容量补偿价格和租赁价格的独立储能IRR敏感性分析（单位：元/kW/年） 预计容量租金稳中有降，容量补偿价格有望提升，容量补偿覆盖地区的扩大可释放较大弹性。我们认为对新能源电站收取的租金价格随着未来储能项目进一步降本而下降，不过随着锂价的逐渐触底，降幅空间或有限。容量补偿目前仅少数地区储能项目可享有，无补偿地区的从0到1推广对当地储能具备初步的经济性有较大的提升，而成熟地区的补偿价格提升亦有望在短期增厚储能项目收益。 3.3降本的落地打造储能经济性基础 电芯降本推动储能项目初始投资成本明显下降。据SMM，280Ah储能电芯价格由2023年年初的0.97元/Wh下降至23年12月的0.47元/Wh，推动2h储能EPC中标均价由1.9元/Wh下降至1.4元/Wh，我们认为随着锂价的进一步传导，EPC价格或将在2024年落至1.3元/Wh。 图表15：国内储能电芯价格大幅下降 图表16：国内储能EPC及系统采购中标价明显下降 应重视多重边际变化对储能项目经济性改善形成的合力。初始投资成本的显著回落、充放次数的提升、容量补偿从0到1的激励，我们认为有望推动对2024年商业模式相对成熟地区的独立储能全投资IRR预期提升至5.69%，较2023年年初的水平有望明显改善。 图表17：独立储能IRR测算关键假设条件变化情况 图表18：独立储能IRR测算结果变化 储能项目的位置对项目利用率有较大影响，对优质并网点的争夺导致了“跑马圈地”般的储能超前建设。英国电池储能项目分散在14个电网供应点（Grid Supply Point，GSP）集群中，由于项目位置不同，GSP响应平衡机制（Balancing Mechanism）辅助服务的调度率存在较明显的