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2023年，储能將(jiang)整(zheng)體(ti)再(zai)壹(yi)個(ge)臺(tai)階(jie)。

文(wen)/每(mei)日(ri)財(cai)報(bao) 蘇(su)鋒(feng)

2022年以(yi)來(lai)储能行(xing)業(ye)越(yue)来越受(shou)到(dao)投(tou)資(zi)者(zhe)的(de)關(guan)註(zhu)，從(cong)過(guo)去(qu)附(fu)屬(shu)於(yu)光(guang)伏(fu)发電(dian)、風(feng)力(li)发电的一个分(fen)支(zhi)，逐(zhu)漸(jian)獨(du)立(li)出(chu)来，成(cheng)為(wei)独立的投资主(zhu)題(ti)。

储能行业也(ye)从商(shang)业化(hua)起(qi)步(bu)逐渐走(zou)向(xiang)了(le)規(gui)模(mo)化发展(zhan)。隨(sui)著(zhu)(zhe)國(guo)家(jia)、地(di)方(fang)層(ceng)面(mian)储能政(zheng)策(ce)的密(mi)集(ji)出台，各(ge)環(huan)節(jie)储能发展模式(shi)正(zheng)在走向成熟(shu)。

12月(yue)2日，国家能源(yuan)局(ju)西(xi)北(bei)監(jian)管(guan)局发布(bu)兩(liang)个實(shi)施(shi)細(xi)則(ze)征(zheng)求(qiu)意(yi)見(jian)稿(gao)，明確(que)将新(xin)型(xing)储能納(na)入(ru)並(bing)網(wang)主体可(ke)以提(ti)供(gong)电力輔(fu)助(zhu)服(fu)務(wu)，并給(gei)出補(bu)償(chang)指(zhi)標(biao)。一次(ci)調(tiao)頻(pin)补偿标準(zhun)是(shi)15元(yuan)/KWh，容(rong)量(liang)补偿标准是20元/MW，月度(du)利(li)用(yong)率(lv)達(da)到98%+後(hou)，每多(duo)1%补偿100元/MW，另(ling)外(wai)，對(dui)轉(zhuan)動(dong)慣(guan)量补偿、调峰(feng)、调壓(ya)、無(wu)功(gong)补偿、黑(hei)啟(qi)动等(deng)也明确了补偿指标。這(zhe)再次證(zheng)明中(zhong)国的储能收(shou)入来源開(kai)始(shi)多樣(yang)化、盈(ying)利模式逐步清(qing)晰(xi)、从強(qiang)配(pei)转向市(shi)場(chang)化配置(zhi)，未(wei)来储能產(chan)业鏈(lian)上(shang)的價(jia)格(ge)压力将得(de)到一定(ding)釋(shi)放(fang)，有(you)利于促(cu)進(jin)储能产业的发展。

今(jin)年以来受疫(yi)情(qing)、原(yuan)料(liao)上漲(zhang)等因(yin)素(su)影(ying)響(xiang)，国內(nei)储能系(xi)統(tong)裝(zhuang)機(ji)未帶(dai)来預(yu)期(qi)的快(kuai)速(su)增(zeng)長(chang)，但(dan)是预計(ji)2023 年，上遊(you)原材(cai)料价格拐(guai)點(dian)渐近(jin)，前(qian)期積(ji)压項(xiang)目(mu)或(huo)将加(jia)速启动，行业整体增速有望(wang)再上台阶。

時(shi)机已(yi)經(jing)成熟

随着技(ji)術(shu)的进步與(yu)产能的擴(kuo)張(zhang)，近年来风电、光伏的发电成本(ben)与鋰(li)離(li)子(zi)电池(chi)的制(zhi)造(zao)成本降(jiang)幅(fu)顯(xian)著，在新能源上网側(ce)平(ping)价的基(ji)礎(chu)上，當(dang)前全(quan)球(qiu)正朝(chao)着“新能源+储能”平价的方向快速前进。另一方面，储能在电力系统中的定位(wei)与商业模式正日渐清晰，目前美(mei)国、歐(ou)洲(zhou)等发达地區(qu)储能市场化发展的机制已基本建(jian)立，新興(xing)市场的电力系统改(gai)革(ge)亦(yi)持(chi)續(xu)加速，储能行业规模化发展的條(tiao)件(jian)已经成熟。

根(gen)據(ju) BNEF 统计，2021 年全球新增储能装机规模为 10GW/22GWh，較(jiao) 2020 年实現(xian)翻(fan)倍(bei)以上增长，截(jie)至(zhi) 2021 年底(di)全球累(lei)计储能装机容量約(yue)为 27GW/56GWh。考(kao)慮(lv)到 2021 年底全球累计风电/光伏装机规模已达到 837/942GW，以此(ci)推(tui)算(suan)储能在全球风电光伏装机中的占(zhan)比(bi)僅(jin)为 1.5%。

在 2021 年高(gao)速增长的基础上，2022年全球储能行业仍(reng)然(ran)延(yan)续了较高的景(jing)氣(qi)度，但增量更(geng)多来自(zi)于戶(hu)用储能（尤(you)其(qi)是欧洲地区），持续飆(biao)升(sheng)的居(ju)民(min)用电价格是最(zui)为核(he)心(xin)的驅(qu)动因素。而(er)在上游原材料价格高企(qi)的背(bei)景下(xia)，对成本更为敏(min)感(gan)的大(da)型储能市场 2022 年的需(xu)求则受到了一定程(cheng)度的压制。

根据中国化學(xue)与物(wu)理(li)电源行业協(xie)會(hui)储能應(ying)用分会（CESA）的统计，2022H1国内并网、投運(yun)的电化学储能项目装机總(zong)规模约为 0.39GW/0.92GWh。但从招(zhao)标的角(jiao)度来看(kan)，Q2 起国内储能招标明显提速，据不(bu)完(wan)全统计 1-9 月总招标容量超(chao)过 60GWh（主要(yao)统计EPC、储能集成系统以及(ji)相(xiang)关設(she)備(bei)），其中 Q1/Q2/Q3 分別(bie)为 4.5/18.2/39.6GWh，招标规模逐季(ji)提升。

站(zhan)在当前的时間(jian)节点来看，2023 年全球储能行业或迎(ying)来更大的爆发，从政策端(duan)出发，国内新能源项目存(cun)在剛(gang)性(xing)的配套(tao)储能需求，美国等海(hai)外市场的储能补貼(tie)则有望逐步落(luo)地。根据各省(sheng)已经发布 的风光项目競(jing)配結(jie)果(guo)以及储能配臵(臵)要求对国内新能源发电侧储能的规模进行了大致(zhi)測(ce)算，目前配套储能项目的规模已接(jie)近 50GWh，预计这部(bu)分储能项目将从 2022 年起逐步落地。

从收益(yi)端出发，国内独立/共(gong)享(xiang)储能的商业模式有望在探(tan)索(suo)中走向成熟，海外电价中樞(shu)的上移(yi)以及电价波(bo)动的加劇(ju)同(tong)样有利于储能收益空(kong)间的提升。从成本端出发，2023 年随着上游产能的逐步释放，矽(gui)料、碳(tan)酸(suan)锂等原材料价格拐点渐近，储能装机成本有望重(zhong)回(hui)下行通(tong)道(dao)。

重点环节重点公(gong)司(si)

当前储能集装箱(xiang)为大型储能项目主要的装机形(xing)式 ，主要由(you)电池 、电力电子设 备 （PCS/BMS/EMS）、溫(wen)控(kong)系统、消(xiao)防(fang)系统、系统集成、EPC 等环节構(gou)成。从价值(zhi)量占比来看，电池占据 60%-70%的系统成本，电力电子设备成本占比约为 15%-20%，温控、消防等其他(ta)环节的成本占比相对较小(xiao)。

电池是储能系统中成本占比最高的核心部分，其性能将直(zhi)接影响储能项目的穩(wen)定运行与收益率，因此終(zhong)端业主对于电池的品(pin)質(zhi)具(ju)有较高的要求（部分业主跳(tiao)过集成商直接指定电池品牌(pai)），目前来看寧(ning)德(de)时代(dai)等頭(tou)部电池廠(chang)商在客(ke)户認(ren)可度上具有明显優(you)勢(shi)，且(qie)产品可享受一定溢(yi)价。

与此同时，电芯(xin)制造环节固(gu)定资产投资相对较高，且需要一定的扩产周(zhou)期，因此在下游需求快速爆发的背景下，目前电芯为储能产业 链中供应最为緊(jin)张的环节。雖(sui)然 2021下半(ban)年起碳酸锂价格的飙升对电池企业盈利造成一定压力，但供不应求的情況(kuang)下成本傳(chuan)導(dao)相对順(shun)暢(chang)，预计 2022 下半年起电芯环节的毛(mao)利率将得到一定修(xiu)復(fu)。

温控在储能系统中的成本占比较低(di)，但对系统整体的安(an)全性与可靠(kao)性则起着至关重要的作(zuo)用。因此，我(wo)們(men)认为储能集成商或项目业主更傾(qing)向于選(xuan)擇(ze)高质量、性能稳定的温控方案(an)，而非(fei)單(dan)純(chun)地压縮(suo)成本。从技术角度来看，储能温控在控制精(jing)度和(he)运行可靠性方面均(jun)有嚴(yan)苛(ke)要求，且通常(chang)需要針(zhen)对不同项目的具体要求或不同厂商的技术方案进行定制化设计，下游客户黏(nian)性较强。因此，目前储能温控市场相对集中，龍(long)头領(ling)先(xian)优势明显，盈利兌(dui)现度高，相关标的有英(ying)維(wei)克(ke)、同飛(fei)股(gu)份(fen)。

系统集成环节进入壁(bi)壘(lei)低（外采(cai)设备后組(zu)装即(ji)可），且行业新进者急(ji)需积累项目建设或运營(ying)经驗(yan)，因此搶(qiang)资源是当务之(zhi)急，訂(ding)单优 先級(ji)大于项目盈利，具备项目资源獲(huo)取(qu)能力（例(li)如(ru)背靠大型发电、电网企业）的厂商有望占据先机。

海外市场系统集成环节则主要由外资厂商占据，目前只(zhi)有陽(yang)光、比亞(ya)迪(di)等少(shao)數(shu)国内企业具备海外项目交(jiao)付(fu)能力。在激(ji)烈(lie)的竞爭(zheng)格局下国内集成环节盈利能力承(cheng)压，未来幾(ji)年行业大概(gai)率迎来洗(xi)牌，具备技术、经验、规模优势的厂商将留(liu)到最后，行业终局或将由特(te)斯(si)拉(la)、 Fluence、華(hua)为、阳光、比亚迪等海内外储能龙头主导。

2022年2月底，国家发改委(wei)、能源局正式印(yin)发《“十(shi)四(si)五(wu)”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“到 2025 年新型储能由商业化初(chu)期步入规模化发展阶段(duan)、具备大规模商业化应用条件”，“2030 年新型储能全面市场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署(shu)， 各环节储能发展模式逐渐清晰。未来一段时间，储能或将进入一个更高速的增长期，产业链优质企业值得跟(gen)蹤(zong)关注。返(fan)回搜(sou)狐(hu)，查(zha)看更多

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