國內(nèi)市場規(guī)模高增,大儲占比提升是趨勢
儲能的應(yīng)用場景可分為發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用戶側(cè)。其中,發(fā)電側(cè)儲能主要用于平抑新能 源波動,跟蹤發(fā)電計劃,緩解棄風(fēng)棄光;接入位置為集中式新能源電站旁;下游客戶為 EPC 承包商與大型發(fā)電集團(tuán)。輸配電側(cè)儲能主要用于保證電網(wǎng)安全可靠運行,調(diào)峰、調(diào)頻、黑 啟動、等電網(wǎng)輔助服務(wù);接入位置為獨立建設(shè)或位于傳統(tǒng)電站旁;下游客戶為 EPC 承包商、 電網(wǎng)公司。用戶側(cè)儲能主要用于峰谷套利,需量管理,動態(tài)擴容,需求側(cè)響應(yīng);接入位置 為家庭或工廠;下游客戶為經(jīng)銷商、工商業(yè)用戶、居民用戶。
國內(nèi)新型儲能項目裝機規(guī)模高速增長,表前市場占據(jù)主體。根據(jù) CNESA,2022 年國內(nèi)新 增投運新型儲能項目裝機規(guī)模達(dá) 6.9GW/15.3GWh,與 2021年同期相比,增長率均超過 180%。新增投運項目時長仍以 1-2 小時為主,4 小時以上的項目開始增多。根據(jù)儲能與電 力市場,在 2022 全年并網(wǎng)的儲能項目中,鋰離子電池仍然是絕對的主力,占比高達(dá) 93%。 從 2022 年已并網(wǎng)項目的應(yīng)用領(lǐng)域來看,可再生能源儲能項目和獨立式儲能項目貢獻(xiàn)了絕大 多數(shù)增量,分別占比達(dá) 45%和 44%。
大儲主要應(yīng)用場景在發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè),大儲占比提升是趨勢。大儲是指功率/規(guī)模較大的 儲能(我們定義為 50MW/100MWh 以上),主要應(yīng)用場景在發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè),少部分應(yīng) 用在工商業(yè)儲能。我國表前市場占據(jù)主體,大儲規(guī)模效應(yīng)、效率與管理優(yōu)勢明顯。同時, 2021 年 7 月,國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意 見》提到,對于配套建設(shè)或共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目,可在競爭性配置、 項目核準(zhǔn)(備案)、并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務(wù)補償考 核等方面給予適當(dāng)傾斜。激勵機制下發(fā)電側(cè)收入有望受益提升,“新能源+儲能”項目需求 受到拉動。隨著風(fēng)光儲一體化項目及集中式共享儲能迅猛發(fā)展,大儲需求有望被顯著拉動。
需求維度:新能源配儲提供基本盤,多因素驅(qū)動助高增
新能源配儲:各地提出配儲要求,提供儲能需求基本盤
保障性并網(wǎng)項目貢獻(xiàn)國內(nèi)儲能需求的基本盤。保障性并網(wǎng)項目是各省(區(qū)、市)完成年度 非水電最低消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增并網(wǎng)項目,具體規(guī)模由各省根據(jù)各省情況測算,是 各省份完成非水電最低消納責(zé)任權(quán)重所必需的底線目標(biāo)。保障性并網(wǎng)項目由電網(wǎng)公司實行 保障性并網(wǎng),但是要求需要通過消納/技術(shù)/電價等指標(biāo),競爭上網(wǎng)額度。我們認(rèn)為保障性并 網(wǎng)項目會貢獻(xiàn)國內(nèi)儲能需求的基本盤。多地陸續(xù)發(fā)布新能源配儲政策。據(jù)我們統(tǒng)計,截至目前已有 28 個省份(自治區(qū))發(fā)布了配 儲政策,保障性并網(wǎng)項目配儲要求由各地發(fā)改委/能源局決定,配儲比例普遍在 10%~20%, 配儲時長普遍在 2~4 小時,兩者均存在一定的提升趨勢。三北地區(qū)中的甘肅、新疆、內(nèi)蒙 古、河北、吉林整體配儲要求更高,大基地增加后儲能需求提升有望更加明顯。
多省分布式光伏也需配備儲能,帶動戶儲需求增長。截至 2023 年 2 月,已有 7 個省份發(fā) 布了分布式配儲政策,其中 5 個省份明確提出了配儲要求。山東省分布式配儲要求最高, 在 15%以上。2022 年 8 月,山東省印發(fā)《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障實施辦法(試 行)(征求意見稿)》要求,整縣分布式光伏項目根據(jù)各縣(市、區(qū))規(guī)劃要求積極配置儲 能設(shè)施,保障并網(wǎng)。浙江、寧夏要求配儲比例 10%,廣東、江蘇要求配儲比例 8%。分布 式光伏配儲帶動戶儲需求增長。
市場化項目:配儲要求更高,相較風(fēng)光裝機更為敏感
電網(wǎng)每年參考自身調(diào)節(jié)能力,設(shè)置保障性并網(wǎng)項目規(guī)模,超出保障性并網(wǎng)規(guī)模的項目進(jìn)入 市場化并網(wǎng)項目,需要自建更多的儲能項目。我們認(rèn)為保障性并網(wǎng)項目將會貢獻(xiàn)國內(nèi)儲能 需求的基本盤;市場化并網(wǎng)項目配儲要求更高,后續(xù)儲能裝機增速預(yù)計將高于新能源增速。 市場化并網(wǎng)項目:超額建設(shè)規(guī)模需要配儲,上網(wǎng)電價按照指導(dǎo)價結(jié)算,配儲比例要求更高。
市場化并網(wǎng)項目針對保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目,通過自建、合建共享或購 買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件后并網(wǎng),與保障性并網(wǎng)只是在并網(wǎng)條件上有差異。據(jù)發(fā) 改委、能源局《關(guān)于鼓勵可再生能源發(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》, 為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設(shè),超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照 功率 15%的掛鉤比例(時長 4 小時以上,下同)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)。
市場化并網(wǎng)項目配儲要求更高,后續(xù)儲能裝機增速預(yù)計將高于新能源增速。經(jīng)過我們預(yù)測, 在所有電站均為平價電站,保障性并網(wǎng)項目配儲 10%,儲能時長 2 小時,市場化并網(wǎng)項目 配儲 15-20%,儲能時長 4 小時,全國保障性并網(wǎng)項目總規(guī)模 100GW 的假設(shè)下,風(fēng)光并網(wǎng) 總規(guī)模超過 100GW 后,儲能規(guī)模隨著風(fēng)光并網(wǎng)規(guī)模增長的速度將加快。具體到市場化并網(wǎng) 項目配儲 17.5%時,當(dāng)風(fēng)光并網(wǎng)規(guī)模低于 100GW,并網(wǎng)規(guī)模每增加 10GW 儲能規(guī)模將增 加 1GW,當(dāng)風(fēng)光規(guī)模高于 100GW,并網(wǎng)規(guī)模每增加 10GW 儲能規(guī)模將增加 1.75GW。
硅料降價:大基地建設(shè)節(jié)奏或超預(yù)期,儲能需求受益明顯
硅料價格進(jìn)入下降通道,集中式大基地需求受益最明顯。截至 3 月 31 日,光伏級多晶硅價 格為 24.76 美元/千克,相比于 22 年 8 月的高點降幅達(dá) 35.4%。我們預(yù)計 23 年光伏裝機量 130GW,風(fēng)電裝機量 70GW,從結(jié)構(gòu)上看,對組件價格更為敏感的集中式電站是增量主體。 若大基地建設(shè)節(jié)奏超預(yù)期,假設(shè)各比預(yù)期高 10GW,則按照大基地平均更高的配儲比例, 或可帶來 2.6GW/6GWh 左右的儲能裝機增量。
火電退役:老舊火電機組提升,后續(xù)儲能需求有支撐
火電占比下降,可再生能源發(fā)電占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提 出,2025 年,可再生能源年發(fā)電量達(dá)到 3.3 萬億千瓦時左右;“十四五”期間,可再生能 源發(fā)電量增量在全社會用電量增量中的占比超過 50%,風(fēng)電和太陽能發(fā)電量實現(xiàn)翻倍。據(jù) IEA 預(yù)測,在實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的預(yù)設(shè)下,到 2060 年,中國的太陽能和風(fēng)能發(fā)電量相對于 2020 年將增加 7 倍,占總發(fā)電量比例從 25%提升至 2030 年的 40%和 2060 年的 80%,其 中,太陽能發(fā)電的占比由 2020 年的 4%提升至 45%??稍偕茉窗l(fā)電比例的提升是政策推 進(jìn)和度電成本(LCOE)下降綜合作用的結(jié)果,目前光伏發(fā)電和陸上風(fēng)電已初步具備在 LCOE 上和燃煤電廠競爭的能力,火電占比將逐步下降,可再生能源發(fā)電占比有望大幅提升。
火電機組退役帶來更多的電化學(xué)儲能需求。從火電新增發(fā)電設(shè)備的歷史數(shù)據(jù)上看, 2005-2010 年時我國火電建設(shè)的高峰期,且 2006 年新增火電發(fā)電設(shè)備容量達(dá) 9244 萬 kW 的峰值。按照 20 年設(shè)計壽命計算,對應(yīng) 2025-2030 年起,我國將進(jìn)入火電機組退役的高峰 期。參考美國隨著天然氣發(fā)電廠逐步退役,從而實現(xiàn)可再生能源配合儲能系統(tǒng)替代原有天 然氣發(fā)電的案例,且考慮到后續(xù)國內(nèi)風(fēng)光大基地的建成投運,預(yù)計 2025-2030 年國內(nèi)電化 學(xué)儲能的需求提升。(詳見我們于 2022 年 10 月 20 日發(fā)布的報告《儲能協(xié)助能量時移,護(hù) 航能源變革》)。
規(guī)模預(yù)測:預(yù)計23年裝機規(guī)模有望達(dá)到17.9GW/41.1GWh
我們預(yù)計 23 年新型儲能裝機規(guī)模有望達(dá)到 17.9GW/41.1GWh。據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計,國 內(nèi) 2022 年單年新增規(guī)劃在建的新型儲能項目規(guī)模達(dá) 101.8GW/259.2GWh,并且大部分項 目都將在近 1-2 年內(nèi)完工并網(wǎng),這些規(guī)模數(shù)字已顯著超國家發(fā)改委、國家能源局于 2021 年 7 月發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中設(shè)置的 2025 年實現(xiàn) 30GW 裝機的 目標(biāo)。我們預(yù)計 23 年新型儲能新增規(guī)模有望達(dá)到 17.9GW/41.1GWh,增速達(dá)到 158.8%/168.4% , 我 們預(yù)計23-25年新型儲能新增規(guī)模復(fù)合增速有望達(dá)到 93.0%(GW)/103.5%(GWh)。
結(jié)構(gòu)優(yōu)化:共享儲能助力降本,協(xié)助理順商業(yè)模式
共享儲能協(xié)助降本增效,規(guī)模效應(yīng)明顯。根據(jù)各地風(fēng)電建設(shè)要求,新能源電站可以通過租 用共享儲能方式,滿足配儲要求。共享儲能位于電網(wǎng)側(cè),規(guī)模高于發(fā)電側(cè)小型儲能,PCS、 BMS、箱體及 EPC 建設(shè)均有規(guī)模效應(yīng),有助于實現(xiàn)成本優(yōu)化。此外,大型儲能電站多建在 110KV/220KV 并網(wǎng)點,相較于建在 35KV 并網(wǎng)點的發(fā)電側(cè)儲能更容易被調(diào)度系統(tǒng)調(diào)用,增 加調(diào)峰和調(diào)頻收入。 針對發(fā)電側(cè)改進(jìn)模式,針對電網(wǎng)側(cè)提升收入來源。按照配儲要求,發(fā)電側(cè)通過租用儲能換 來風(fēng)光核準(zhǔn)/運營便利,需要付出對應(yīng)租金成本。共享儲能相較于發(fā)電側(cè)自用模式,可以在 輔助服務(wù)市場獲得輔助服務(wù)收益,實現(xiàn)模式優(yōu)化;相較于傳統(tǒng)的電網(wǎng)側(cè)儲能,能夠獲得租 金收入,拓展收入來源。如我們測算新疆調(diào)峰用儲能項目 IRR 約 6.22%,若按照 20 年折舊 支付租金,則回報率可達(dá) 11.86%,顯著提升儲能項目 IRR。
輔助服務(wù)價格多在 0.28 元/千瓦時以上,收入租金規(guī)模在高于總投資的 1/15 即可滿足 6% 以上的 IRR 要求。我們梳理了部分省份(地區(qū))的調(diào)峰補償價格,價格區(qū)間范圍較大。比 如,在 2022 年 6 月發(fā)布的《南方區(qū)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》中,廣 東、廣西、云南、貴州、海南調(diào)峰補償價格分別為 0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952 元/kWh, 不同省份之間存在顯著差異,較多省份調(diào)峰補償價格具有較強吸引力。我們測算,當(dāng)輔助 服務(wù)價格在 0.28 元/kWh 時,收入租金規(guī)模在高于總投資的 1/15 即可滿足 6%以上的 IRR 要求。發(fā)電側(cè)租金承受力:公司資本成本在 4.5%以上時,能夠承受 13 年折舊租金。對于發(fā)電側(cè), 租用份額可以減輕現(xiàn)金流壓力,我們用租金現(xiàn)值/初始投資成本計算,發(fā)現(xiàn)當(dāng)公司資本成本 高于 4.5%時,能夠承受 13 年折舊租金。
通過我們上面的測算,當(dāng)租金折舊年限為 13-15 年時,共享儲能針對儲能運營方及發(fā)電側(cè) 均為效率更優(yōu)的方案。
項目測算:山東理想情況下回報率可達(dá) 11.93%。2022 年 9 月,山東省能源局發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》 的通知,措施提出,依托現(xiàn)貨市場,推動新型儲能市場化發(fā)展。包括 4 項措施:一是支持 示范項目作為獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場,獲得電能量收益;二是允許示范項目容量在全 省范圍內(nèi)租賃使用,獲得容量租賃收益;三是對參與電力現(xiàn)貨市場的示范項目按 2 倍標(biāo)準(zhǔn) 給予容量補償,獲得容量補償收益;四是支持參與調(diào)頻、爬坡、黑啟動等輔助服務(wù),獲得 輔助服務(wù)收益。
發(fā)電方租賃需求:電力交易中心承擔(dān)租賃撮合市場,多配備儲能電站有望優(yōu)先并網(wǎng) 具體來講,租賃規(guī)范方面,儲能項目在山東電力交易中心統(tǒng)一登記,組織發(fā)電企業(yè)與儲能 運營方合同期限不低于 2 年。權(quán)益傾斜方面,配儲電站并網(wǎng)時序傾斜已落地,電網(wǎng)企業(yè)將 按照儲能容量比例由高到低安排并網(wǎng)順序,配儲比例多的電站可以優(yōu)先并網(wǎng)。租賃費方面, 預(yù)計仍以倒算方式確定,當(dāng)前山東項目針對容量租賃費大概 1000-1500 萬元/MWh。
共享儲能方:交易+容量租賃模式盈利 。政策給予儲能主體地位,電力現(xiàn)貨市場賺取價格差,規(guī)定充電電量不承擔(dān)輸配電價以及政 府性基金附加,電力市場價格波動以及交易影響共享儲能利潤,根據(jù)山東電網(wǎng)披露,當(dāng)前 日內(nèi)價格波動差為 0.448 元/wh,仍可提供可觀的回報。規(guī)定對參與電力現(xiàn)貨市場的示范項 目按 2 倍標(biāo)準(zhǔn)給予容量補償,獲得容量補償收益。當(dāng)前參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量 補償費用為 0.0991 元/kwh,雙倍補償約 0.2 元/kwh。我們測算當(dāng)極端情況下(儲能公司拿 到全部電價差),回報率可達(dá) 11.93%。
敏感性分析:維持發(fā)電側(cè)租金按照 15 年折舊計算/電網(wǎng)側(cè)容量核定比例為 50%的情況下, 改變儲能建設(shè)成本和日內(nèi)電價差假設(shè),我們看到當(dāng)日內(nèi)電價差在 0.15 元以上時,儲能初始 投資成本在 2.2 元/kwh 以下時,可以保障 IRR 達(dá)到 6%以上。當(dāng)儲能 EPC 成本下降到 1.8 元/Wh,0.10 元的日內(nèi)電價差也可以滿足投資方的運營要求。
供給維度:環(huán)節(jié)價值量變化,行業(yè)格局尚未定局
產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)企業(yè)縱橫延伸,溫控/消防環(huán)節(jié)價值量有望提升
儲能產(chǎn)業(yè)鏈包括上游原材料、中游儲能系統(tǒng)、下游終端用戶三個環(huán)節(jié)。儲能系統(tǒng)包括電芯、 PCS、溫控、消防、EMS(能量管理系統(tǒng))、BMS(電池管理系統(tǒng))等多個環(huán)節(jié),再由系統(tǒng) 集成商進(jìn)行集成,出售給下游終端客戶。產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)企業(yè)具有縱橫延伸趨勢,比如動力/消費 電池企業(yè)大力發(fā)展儲能電池業(yè)務(wù),光伏逆變器企業(yè)開拓儲能 PCS 業(yè)務(wù),溫控、消防企業(yè)追 隨儲能行業(yè)熱潮開拓產(chǎn)品應(yīng)用領(lǐng)域;產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)部分電芯、PCS 公司縱向拓展業(yè)務(wù)至系統(tǒng)集 成與 EPC 環(huán)節(jié)。電池環(huán)節(jié)成本占比高,擁有較高話語權(quán)。根據(jù)儲能領(lǐng)跑者聯(lián)盟,2022 年儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成 中,電芯成本占比 59%,PCS 占比 16%,BMS 占比 9%,EMS、溫控、消防及其他占比 16%。儲能電池價值量占比高,其成本對儲能電站的成本起到?jīng)Q定性作用,我們預(yù)計儲能 電池廠商未來在產(chǎn)業(yè)鏈中仍將保持較高的話語權(quán)。
溫控與消防環(huán)節(jié)的價值量有望提升。隨著儲能行業(yè)從導(dǎo)入期到快速發(fā)展期邁進(jìn),我們認(rèn)為 后續(xù)儲能安全的重要性有望逐步凸顯。2022 年 1~8 月,全國電化學(xué)儲能項目非計劃停機 329 次,電化學(xué)儲能的安全標(biāo)準(zhǔn)、管理規(guī)范亟待提升。從 2021 年底開始,從國家到地方出 臺了多項政策,著力儲能電站安全管理。涵蓋了安全風(fēng)險隱患整治、儲能電站安全管理、 儲能電站并網(wǎng)運行管理等多個方面?!峨娀瘜W(xué)儲能電站安全規(guī)程》將于今年 7 月 1 日實施, 系儲能安全領(lǐng)域的首個指引性文件,文件規(guī)定了電化學(xué)儲能電站設(shè)備設(shè)施安全技術(shù)要求、 運行、維護(hù)、檢修、試驗等方面的安全要求,涉及儲能電池、BMS、PCS、監(jiān)控、消防等 各類設(shè)備的檢修規(guī)定。文件提出了“每個電池模塊可單獨配置探測器”、“鋰離子電池室/艙 自動滅火系統(tǒng)的最小保護(hù)單元宜為電池模塊,每個電池模塊可單獨配置滅火介質(zhì)噴頭或探 火管”,滅火由艙級、簇級精準(zhǔn)到 PACK 級。我們認(rèn)為目前國內(nèi)儲能電站溫控和消防投入有 望進(jìn)一步提高,相關(guān)公司有望量利齊升。
電池:儲能電池增量足,大電芯&疊片或是趨勢
儲能電池增量足,新老廠商積極擴產(chǎn)。據(jù) 21 世紀(jì)經(jīng)濟報道不完全統(tǒng)計,2022 年以來國內(nèi) 動力與儲能電池擴產(chǎn)金額高達(dá) 3013.7 億元,擴產(chǎn)規(guī)模 840GWh。儲能電池擴產(chǎn)幅度大,眾 多動力/消費電池企業(yè)大力發(fā)展儲能電池業(yè)務(wù),同時也不乏跨界企業(yè),包括紡織業(yè)巨頭盛虹 集團(tuán)、主營大氣污染控制領(lǐng)域環(huán)保產(chǎn)品的 ST 龍凈、食品企業(yè)黑芝麻等均跨界布局儲能電池 生產(chǎn)。
電池產(chǎn)能快速落地,大電芯&疊片或是新趨勢。大電芯逐漸成為國內(nèi)集中式和工商業(yè)儲能系 統(tǒng)的主流選擇,2022 年以來,華能等招標(biāo)明確要求電芯單體容量不低于 280Ah。據(jù) GGII, 截至 2022H1,280Ah 在國內(nèi)工商業(yè)側(cè)滲透率已達(dá) 60%以上,截止 2022 年 9 月底,純 280Ah 獨立線(特指專線專供 280Ah 儲能電芯,除動儲共線企業(yè)外)產(chǎn)能合計約 34GWh,除上 述產(chǎn)能以外,到 2023H1 將新建 280Ah 專線的投產(chǎn)產(chǎn)能約 80GWh。此外,疊片工藝也成 為了大型儲能電站電芯的新趨勢,疊片工藝能讓大電芯更好發(fā)揮安全性、能量密度、工藝 控制上的優(yōu)勢。據(jù) GGII,2022H1 方形疊片電池在儲能市場已出貨 3GWh 以上,整體滲透 率約為 7%,廣泛應(yīng)用到戶用儲能、國內(nèi)工商業(yè)儲能和源網(wǎng)側(cè)儲能項目中。
PCS:國產(chǎn)IGBT產(chǎn)能釋放,市場向頭部聚集
海外 IGBT 大廠預(yù)計短期供應(yīng)仍處于緊缺狀態(tài)。IGBT 作為 PCS 的核心部件,22 年曾一度 成為制約 PCS 出貨供應(yīng)的關(guān)鍵要素。據(jù)英飛凌 2022 年 11 月年報交流會,公司部分產(chǎn)品已 正常供應(yīng),但用于可再生能源的 IGBT 仍處于緊缺狀態(tài),考慮到 IGBT 未來的下游需求,英 飛凌將繼續(xù)投資擴大 IGBT 生產(chǎn)。我們預(yù)計 2023 年儲能將面臨與新能源汽車爭奪 IGBT 產(chǎn) 能的局面,海外 IGBT 的供應(yīng)情況短期內(nèi)或難以好轉(zhuǎn)。
國產(chǎn) IGBT 廠商積極擴建,市占率逐步提升。據(jù) Omdia 數(shù)據(jù),國內(nèi)廠商時代電氣 2021 年 首次進(jìn)入 IGBT 模塊排名前十。據(jù)時代電氣 22 年 8 月 26 日交流會,公司 2023 年 IGBT 訂 單已全部鎖定。國內(nèi)半導(dǎo)體廠商在全球市占率正逐步提升,海外 IGBT 緊缺對在國內(nèi)銷售的 儲能產(chǎn)品影響或?qū)p小。市場對 IGBT 需求火熱,據(jù)半導(dǎo)體產(chǎn)業(yè)縱橫,國內(nèi)半導(dǎo)體廠商華虹 半導(dǎo)體、中芯國際、積塔半導(dǎo)體、士蘭微、華潤微、比亞迪半導(dǎo)體、時代電氣等普遍擴建 意愿積極。
大儲是 B 端市場,廠商價格直面競爭,產(chǎn)品優(yōu)勢公司脫穎而出。儲能 PCS 在初期單價和毛 利率較高,隨著頭部廠商不斷擴產(chǎn)和新的廠商不斷進(jìn)入,產(chǎn)業(yè)競爭加劇,價格和毛利率逐 漸走低。上能電氣 2018 年儲能 PCS 營收 0.15 億元,產(chǎn)品單價 0.37 元/W,2022 年儲能 PCS 營收 1.42 億元,較 2018 年增長近 9 倍,產(chǎn)品單價 0.19 元/W,降幅 50%,規(guī)模效應(yīng) 盡顯。陽光電源光伏逆變器價格穩(wěn)中有降,由 2018 年 0.22 元/W 降至 2022 年 0.19 元/W。
溫控:成本下降疊加要求提升,液冷趨勢已現(xiàn)
液冷針對大儲優(yōu)勢凸顯,未來市場規(guī)模將快速提升。液冷在技術(shù)上具備優(yōu)勢,當(dāng)前大容量、 高功率儲能系統(tǒng)的快速應(yīng)用,對于儲能系統(tǒng)散熱效率要求更高。液冷技術(shù)相比于傳統(tǒng)風(fēng)冷 散熱效率更高,同時噪音更小、能耗更低,具有顯著優(yōu)勢,單位價值量相比風(fēng)冷也會有明 顯提升。隨著儲能電站大型化、集約化的不斷發(fā)展,儲能系統(tǒng)大容量、高密度的趨勢不斷 凸顯,未來液冷市場規(guī)模預(yù)計會快速增長。根據(jù) GGII,2021 年中國儲能溫控市場整體規(guī)模 為 24.7 億元,液冷溫控市場規(guī)模 3 億元。GGII 預(yù)計到 2025 年,中國儲能溫控市場總規(guī)模 將達(dá)到 164.6 億元,液冷儲能市場價值將達(dá)到 74.1 億元,占比約 45.1%,年復(fù)合增長率超 過 89%。
行業(yè)內(nèi)積極布局,液冷成本有望降低。行業(yè)內(nèi)目前已有包括英維克、奧特佳、高瀾股份、 同飛股份等多家公司布局儲能溫控市場并進(jìn)行液冷產(chǎn)品相關(guān)業(yè)務(wù)開發(fā),其中英維克和奧特 佳已有完善客戶體系和產(chǎn)品生產(chǎn)線,先發(fā)優(yōu)勢明顯,其余公司也積極布局多項液冷產(chǎn)品規(guī) 劃,搶占市場空間。風(fēng)冷系統(tǒng)結(jié)構(gòu)相對簡單,價值量低于液冷。其中,壓縮機、風(fēng)機價值 量最大,二者主要原材料為銅、鋼等大宗商品。未來,水冷主機將趨于標(biāo)準(zhǔn)化、規(guī)模化生 產(chǎn),大宗商品價格進(jìn)入下行區(qū)間,液冷、風(fēng)冷系統(tǒng)成本有望逐步降低且差距或?qū)⒅鸩娇s小。
消防:行業(yè)集中度低,渠道布局為關(guān)鍵
行業(yè)集中度低,渠道布局為關(guān)鍵。消防行業(yè)集中度低,截至 2019 年青鳥消防、威海廣泰和 天廣中茂三家企業(yè)市占率分別為 2.2%、0.95%和 0.39%,行業(yè) CR3 僅 3.54%,格局分散。 各傳統(tǒng)消防企業(yè)積極拓寬產(chǎn)品類別,開發(fā)儲能產(chǎn)品,行業(yè)內(nèi)比較重視渠道布局與產(chǎn)品解決 方案的提供。
集成&EPC:多方企業(yè)涌入,渠道是拿單關(guān)鍵
多方企業(yè)涌入,行業(yè)競爭加劇。集成商與 EPC 方通過采購設(shè)備、系統(tǒng)集成后打包出售給下 游客戶,是儲能電站各組件與下游客戶的連接人,也是儲能電站安全運行的負(fù)責(zé)人。當(dāng)前 大量企業(yè)涌入儲能賽道,集成商與 EPC 方主要可分為三類:1)產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)電芯、PCS 等企 業(yè)縱向延伸,如寧德時代、比亞迪、陽光電源等,利用其品牌、成本與渠道優(yōu)勢迅速打開 市場,業(yè)務(wù)發(fā)展壯大;2)關(guān)聯(lián)賽道企業(yè)利用技術(shù)與渠道優(yōu)勢橫向切入儲能賽道,如阿特斯、 天合光能等;3)具備電網(wǎng)背景的地方資源型企業(yè),如南網(wǎng)科技、許繼電氣、海博思創(chuàng)等, 這類企業(yè)對于電網(wǎng)具有深刻的理解,技術(shù)經(jīng)驗豐富,手握地方資源,訂單更有保障。
2022 年儲能系統(tǒng)(不含 EPC)中標(biāo)結(jié)果中比亞迪遙遙領(lǐng)先,但行業(yè)整體集中度仍較低。儲 能與電力市場 2022 年共計追蹤到 70 家企業(yè)有中標(biāo)記錄,其中比亞迪以超 1.6GWh 的總量 遙遙領(lǐng)先。累計中標(biāo)規(guī)模超過 500MWh 的其他系統(tǒng)集成商還包括江蘇中天、南都電源、海 博思創(chuàng)和許繼電氣,行業(yè)整體集中度較低。
強者恒強,出清紅海。集成商與 EPC 方獲取項目主要取決于:1)與下游客戶的關(guān)系親密 及穩(wěn)定程度,集成商與 EPC 方的下游客戶較為穩(wěn)定,主要是五大四小發(fā)電集團(tuán)以及國南兩 網(wǎng);2)項目經(jīng)驗,招標(biāo)方往往會重點考察投標(biāo)方的相關(guān)項目經(jīng)驗,其亦體現(xiàn)著投標(biāo)方的技 術(shù)水平。長期來看,集成商與 EPC 方能夠突出重圍還需具備兩個關(guān)鍵要素:1)資金保障, 大儲建設(shè)對于資金的墊用要求較高;2)成本優(yōu)勢,大型電站產(chǎn)品趨于同質(zhì)化,產(chǎn)品價格競 爭日趨激烈化。規(guī)模效應(yīng)與成本控制成為企業(yè)盈利的關(guān)鍵。我們認(rèn)為,行業(yè)將會呈現(xiàn)強者 恒強,出清紅海的局面,具備項目經(jīng)驗與規(guī)模效應(yīng)的企業(yè)優(yōu)勢將會進(jìn)一步加強,企業(yè)的渠 道優(yōu)勢將會成為訂單保障的關(guān)鍵。
利潤維度:被上游擠壓利潤逐步修復(fù),規(guī)模效應(yīng)增強
上游原料價格回落,產(chǎn)業(yè)利潤有望修復(fù)
各環(huán)節(jié) 22H1 毛利率相比 21 年全年普遍走低,消防環(huán)節(jié)毛利率水平最高。21 年電芯環(huán)節(jié) 兩家企業(yè)儲能業(yè)務(wù)毛利率處于 28%-30%,22H1 受到上游鋰礦價格高漲且傳導(dǎo)滯后影響, 盈利空間被顯著壓縮,以寧德時代為例,22H1 毛利率下滑至 6.43%。消防環(huán)節(jié)毛利率最高, 且兩家公司 22H1 毛利率相比 21 年均有提升,我們認(rèn)為主要系公司產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化致整體毛 利率水平抬升。儲能 PCS 及系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)內(nèi)各公司由于業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)及出貨市場的不同毛利率 水平差異較大,陽光電源/上能電氣 2021 年儲能業(yè)務(wù)毛利率水平分別為 14.11% /24.52%。 溫控環(huán)節(jié)毛利率普遍在 25%-30%之間。EPC 環(huán)節(jié) 21 年毛利率普遍在 20%-30%之間,22H1 毛利率水平出現(xiàn)明顯下滑。
國內(nèi)儲能加速放量,規(guī)模效應(yīng)有望凸顯
國內(nèi)儲能行業(yè)放量后,企業(yè)的營業(yè)成本有望通過規(guī)模效應(yīng)下降。國內(nèi)和海外儲能所在產(chǎn)業(yè) 階段不同,海外儲能已經(jīng)處于業(yè)績釋放期,銷售放量帶來顯著規(guī)模效應(yīng),期間費用率已經(jīng) 下降到較低位置。國內(nèi)市場仍處于從前期導(dǎo)入到快速發(fā)展期的過渡階段,潛在規(guī)模效應(yīng)仍 有較大空間。以國內(nèi)外市場典型公司為例,21 年期間費用率差距 4.4pct,22 年前三季度有 系統(tǒng)集成業(yè)務(wù)放量,規(guī)模效應(yīng)帶動下整體期間費用率已逐步接近。我們認(rèn)為除了業(yè)務(wù)占比 不同外,原有逆變器/PCS 業(yè)務(wù)仍存在較高的規(guī)模效應(yīng)空間,如上能電氣的研發(fā)費用率顯著 高于錦浪科技,20 年-3Q22 分別高出 3.1/3.3/1.5pct。
政策催化:發(fā)電側(cè)配儲權(quán)益傾斜/電網(wǎng)側(cè)替代儲能設(shè)施
發(fā)電側(cè)配儲權(quán)益傾斜:2021 年 7 月國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動新 型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》, “大力推進(jìn)”發(fā)電側(cè)儲能,“積極推進(jìn)”電網(wǎng)側(cè)儲能,“積極支 持”用戶側(cè)儲能,發(fā)電儲能核心地位不變。意見中針對新能源配儲項目,在項目核準(zhǔn)備案、 并網(wǎng)以及運營中調(diào)度、保障利用小時數(shù)和輔助服務(wù)補償上均給與政策傾斜,激發(fā)發(fā)電側(cè)自 發(fā)性配置需求。目前發(fā)電側(cè)還是純粹的租金付出方,該項政策落地后能夠為發(fā)電側(cè)帶來收 入,發(fā)電側(cè)和共享儲能方均將受益,國內(nèi)商業(yè)模式有望理順。
電網(wǎng)側(cè)替代性儲能設(shè)施:國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)替代性儲能設(shè)施對于減少電網(wǎng)波動性具有重要作用, 未來建設(shè)費用有望納入輸配電價回收,支撐大型儲能需求。 電網(wǎng)替代性儲能是指建設(shè)在電網(wǎng)側(cè)適當(dāng)位置的儲能電站,作為電網(wǎng)公司的一種輸配電固定 設(shè)施,進(jìn)行削峰填谷轉(zhuǎn)移負(fù)荷,具有替代輸配電設(shè)備投資、提升線路的傳輸容量等多種功 能。替代儲能能夠在低谷時段充電、高峰時段放電,從而產(chǎn)生峰谷套利收益;同時能夠發(fā) 揮調(diào)頻、調(diào)峰、備用、黑啟動、調(diào)壓等輔助功能,對于減少電網(wǎng)波動性、維持電網(wǎng)安全可 靠運行具有重要作用。
板塊觀點:大儲潛在催化充分,業(yè)績估值均有向上支撐
板塊行情:儲能指數(shù)大幅提升,基本面/預(yù)期差共振向上
復(fù)盤:儲能指數(shù)走勢整體與新能車、光伏相似,21 年以來漲幅高于新能源車及光伏指數(shù)。 儲能電池/PCS 多由傳統(tǒng)動力電池/逆變器公司提供,整體走勢與光伏/新能源車類似。儲能 板塊逐步從“偽”需求向內(nèi)生需求轉(zhuǎn)變,21 年以來漲幅高于新能源車及光伏指數(shù)。 儲能指數(shù)大幅提升,背后原因是基本面與預(yù)期差共振向上?;久妫焊鶕?jù) CNESA,2022 年國內(nèi)新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模達(dá) 6.9GW/15.3GWh,與 2021 年同期相比,增長率 均超過 180%。預(yù)期差:儲能板塊逐步從偽需求邁向真實需求,新能源配儲+成本分?jǐn)倷C制 逐步理順,正外部性逐步內(nèi)化,行業(yè)預(yù)期差帶動增長。
產(chǎn)業(yè)階段:平價前后撐起高估值,利潤有較大上漲彈性
國內(nèi)大儲正在向驗證放量期邁進(jìn),能夠撐起更高的估值。產(chǎn)業(yè)階段基本可劃分為萌芽期、 過熱期、驗證放量期、穩(wěn)健增長期、成熟期。目前從產(chǎn)業(yè)階段來看,國內(nèi)儲能市場處在從 前期導(dǎo)入到快速發(fā)展的階段,處于平價前后的時間點,我們認(rèn)為估值水平有望提升。其背 后的邏輯在于,平價之后,行業(yè)的需求量會大幅提升,業(yè)內(nèi)公司的 ROE 也有提升的動力; 同時平價后需求的穩(wěn)定性也會有所提升。
頭部公司估值回調(diào)后逐步進(jìn)入可買區(qū)間,大儲利潤上漲彈性較大。目前國內(nèi)大儲估值已經(jīng) 修復(fù)到合理區(qū)間,盈利預(yù)測的提升仍需等待公司出貨量預(yù)期提升和利潤率提升的信號。量 的增加主要來自于市場化并網(wǎng)項目、硅料降價以及火電機組退役,高招標(biāo)量提供放量基礎(chǔ), 后續(xù)可以重點跟蹤在手訂單情況。利潤率提升主要來自于上游原料價格下降帶來產(chǎn)業(yè)鏈各 環(huán)節(jié)利潤修復(fù)以及放量后帶來的規(guī)模效應(yīng)。同時,潛在催化政策(電網(wǎng)替代性儲能/各地共 享儲能政策/發(fā)電側(cè)配儲權(quán)益傾斜)充裕,我們認(rèn)為國內(nèi)大儲利潤上漲彈性充足,后續(xù)估值 及業(yè)績均有提升空間。
(本文僅供參考,不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息,請參閱報告原文。)
精選報告來源:【未來智庫】
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