平安证券皮秀：国内大储市场增长空间及产业链投资机会

为什么说储能是未来推动可再生能源大规模应用的一个关键技术？如何看待国内大储市场未来的发展空间？会带来产业链各环节怎样的投资机会？平安证券新能源资深分析师皮秀来“国内大储行业专题：因地制宜，蓬勃向上”主题分享，以下是嘉宾部分观点，扫码即可回看全部会议内容！

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 政策驱动市场发展 大储是增长主力

储能是将不易储存的电能转化为化学能等形式储存起来，供需要时使用的技术。它被视为未来推动可再生能源大规模应用的一个关键技术，可以解决风电、光伏大规模应用的痛点。从市场概况来看，我国是全球新型储能发展的主力市场之一。2021年我国累计和新增装机都占到全球1/4左右的水平。装机结构上来看，国内储能装机以大储为主，2021年存量装机里大储占到3/4以上。过去1年大储的装机和招标量都在创新高，而且独立储能模式成为一个非常瞩目的储能形式。2022年我国新型储能新增装机达到6.21GWh/14.32GWh，按照功率计算的增速达到了1.5倍以上。年内投运的新型储能项目中，新能源配储和独立储能的容量占比分别达到45%和44%。从招标项目来看，全年招标项目达到了44GWh，总规模超过了2022年装机量的3倍。从项目类型来看，独立储能项目占48%接近一半，或将成为未来一年国内储能装机的主流类型。

政策明确了储能产业的战略定位，提出了十三五“商业化初期”和十四五“规模化发展”的两个阶段性目标。十四五开年以来，我们比较熟悉的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出了30GW以上的装机目标，相较于当时的储能市场是一个非常大的增量规模，所以2021年也被视为是储能发展的元年。2022年从发展目标上提出了一些阶段性目标，奠定了技术方案、应用领域和参与主体多元化的发展基调，并且进行了市场建设的规划，强调市场发展是重点。在政策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即，同时市场机制也将逐步探索完善，整个产业未来会向市场化的方向过渡。

回顾过去国内大储的驱动因素，新能源的“配额制”是一个比较重要的因素。2021年发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，这是新能源“强配”政策首次上升到全国范围。在上述政策出台前后，各地也纷纷推出了新能源的强制配储政策，大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长在2小时以上；储能容量可以通过自行配建或者购买、租赁满足。新能源的配额制体现了新能源消纳责任一定程度上让发电企业来分摊，具有一定的合理性，也有望推动储能和可再生能源在规模上协调发展。同时，在新能源强配提供储能规模上的空间的同时，市场也会逐步完善，推动储能商业模式逐渐跑通。从2021年底开始，国内出台了一系列独立储能的相关政策，独立储能逐渐崭露头角。未来它的商业模式也有望逐渐理顺，实现经济性，推动储能项目投资建设加速。

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2023年大储新增装机有望达30GWh

大储会有一些不同的统计口径，“电网侧储能”和“独立储能”这两个概念实际应用中界限比较模糊暂且也没有明确定义。在国外，大储项目通常不会进行内部细分。国内的统计口径前期是分类为“电源侧”和“电网侧”两类。今年开始有一些口径会开始将“新能源配储”和“独立储能”作为两个主要统计口径。

在独立储能模式推出的初期，通常会纳入电网侧口径进行统计。因为它的接入位置并非电源侧和用户侧，但是事实上独立储能因为很大一部分作用是用来进行容量租赁，将其容量租给新能源电站使用，帮助其满足并网配储比例的要求。这种情形下，把它划分为电源侧和电网侧似乎都不合理。2022年，独立储能装机量占到国内总量近一半，同时新能源配能也在大储项目中占据非常可观的体量。所以在原来分类口径中，新能源配储和独立储能分别成了电源侧和电网侧占比最高和增速最快的板块，所以部分机构也开始将独立储能和新能源配储作为大储的两个主要统计口径。

未来我们认为独立储能有望成为大储的主流形式。一方面，独立储能项目在单体规模上比新能源配储项目更大，易于电网调度，收益模式比较多元，有望解决新能源配储项目在调用模式和收益模式上的不足。同时，从各省发布的新型储能示范项目规模中也可以看出，独立储能占比高达92%，所以是积极鼓励独立储能发展。长期而言，独立储能作为主体参与市场，有助于充分发挥市场作用，为储能的容量价值、能量价值和可靠性价值进行定价，并且实现储能资源的灵活调用，有望成为大储的一种主流形式。

图片来源：平安证券研究所

从项目现状来看，独立储能项目的储备量非常庞大。2022年，国内已经启动建设或完成招标的独立储能项目有29GWh，公开宣布但是没有进入实质阶段的项目达67.7GWh，分别约为2022年国内大储装机量的两倍和4倍，项目储备规模非常庞大。但是在商业模式还不明确的情况下，业主方可能存在一定观望情绪。比如2022年山西省和甘肃省在建或者完成招标的项目均超过4GWh，30还没有项目实际投运，广东、内蒙规划的项目分别超过了12GWh和8GWh，但是实质性进展的项目还比较少。我们认为独立储能项目的规划量非常可观，但是业内对于重点地区独立储能的经济性很可能会成为项目落地的"临门一脚"，也是2023年装机能否再度超预期的关键因素。

市场空间我们认为无论独立储能还是新能源配储，本质上都源自可再生能源装机对灵活性资源的需求。所以，我们还是采用的集中式新能源新增装机以及配储率的假设，对国内大储市场空间进行估算。我们预测，2023年国内大储新增装机有望达到33.2GWh，同比增长1.2倍；2025年可以增长到90.2GWh以上，未来3年复合增长率达到83%。

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大储产业链及各环节投资机会

产业链方面，大储产业链主要包括上游储能设备、中游系统集成以及下游电站等环节。其中，储能电池和PCS是产业链价值最高的两个环节，分别占系统成本的60%和15%；储能安全环节、温控和消防环节分别约占系统成本的2%-5%，板块价值量未来有望进一步提升；系统集成环节目前参与者众多，专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商均有参与。

电池环节国内企业全球竞争力强，大储有望开启第二成长曲线。2022年全国的储能锂电池出货量达到130GWh，同比高增171%。我们认为国内企业在储能电池环节竞争力强，有望充分受益于国内和全球大储市场加速发展，获得动力电池外的第二成长曲线。同时，随着独立储能的逐步推广，具备技术优势和产品性能优势的电能企业有望获得长足竞争力。

图片来源：平安证券研究所

PCS环节主要参与者为光伏逆变器厂商，同时大部分向下布局系统集成环节。国内主要厂商在自身赛道已经有多年的积累，凭借对电网的理解向下一体化进入系统集成环节，在大储集成赛道也具备了一定壁垒。

系统集成环节国内市场空间可期、竞争格局暂不明确。目前系统集成环节参与者众多，包括专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商等。目前竞争格局比较松散，2021年国内市场前五大厂商出货量在500-800MWh之间，差距不大，尚无明显的龙头。国内集成企业之间的直接竞争尚不明显。我们认为未来集成环节具备项目案例积累、对电网的深度理解，以及核心部件（主要为PCS）自研的企业具备优良的竞争优势。2023年，受益于硅料价格回落，国内光伏装机预期比较乐观，加上相关厂商对储能系统成本的接受度有望增加，大储装机有望提速。同时，加上上游碳酸锂成本压力有望放松，储能系统集成环节利润受挤压的情况有望得到一定改善，与大储装机直接相关的PCS和系统集成相关企业业绩有望受益。

储能温控环节主要参与者技术较为成熟，赛道的主要参与者包括精密温控、工业温控和汽车温控等企业。随着储能温控需求增长，加上液冷方案渗透率的提升，相关企业有望迎来新的业绩增量。

最后储能消防环节，它涉及安全问题所以国内也非常重视。目前新国标《电化学储能电站安全规程》将于2023年年7月1日开始实施，可能会推动Pack级保护的消防方案占比进一步提升，消防在储能系统中的价值量有望增加。