SOURCE FROM: PINGAN SECURITIES
【摘要】
✓ 储能按照发电、输送、使用节点，分为：电源侧，电网侧，用户侧；(电源侧,电网侧为大储)
-电源侧：如光储、风储、风光储、储能 常规机组
-电网侧：独立储能、变电站、汇集站、其他应急电源/多战融合/移动电源车等
-用户侧：工商业、产业园、港口岸电、EV充电站、其他海岛/校园/社区等
✓预计2023年国内大储新增装机有望达 33.2GWh（同比 124.8%）；2025 年新增装机量有望增至 90.2GWh，2022-2025 年 CAGR 达 83%
✓2022年我国新型储能装机再创新高，共计6.21GW/14.32GWh，按功率计算的增速达 153.5%
✓2022年全年我国企业储能锂电池出货量达到 130GWh，主要企业：宁德时代、鹏辉能源、比亚迪、亿纬锂能、南都电源、国轩高科、海辰储能、瑞浦兰钧…
✓2022年起，国内独立储能模式异军突起，新增装机 7.2GWh、完成招标 20.9GWh，分别占全国装机/招标总量的近五成；2022 年已公布但未进入实质阶段的独立储能项目达 67.7GWh，约为 2022 年国内新型储能装机量的 4 倍。
2022 年大储装机再创新高，独立储能和新能源配储平分秋色。据中国化学与物理电源行业协会初步统计，2022 年我国新增投运新型储能装机6.21GW/14.32GWh，则按照功率计算的增速为 153.5%，装机增势强劲。储能与电力市场统计，在年内投运的新型储能项目容量中，新能源配储和独立储能是装机的两大主要类型，容量占比分别为 45%和 44%；用户侧储能占据 10%（含 3 个 10 小时铅炭项目）。
2022 年国内投运储能项目容量
2022 年国内投运储能项目容量及占比
2022 年全年招标项目 44GWh，独立储能独占鳌头，容量占比近五成。根据储能与电力市场统计，2022 年国内完成招标的储能项目容量达 44GWh，总规模超过 2022 年新型储能装机量的三倍。若进展顺利，2022 年完成招标的项目将在 2023 年开启实质性建设并逐步投运，2023 年仍将是国内储能建设大年。从招投标项目类型来看，独立储能项目招投标最为火热，2022 年完成招投标的独立储能项目共计 20.93GWh，占比 48%，或将成为未来一年国内储能装机的主流类型，为国内储能市场注入新的成长动能。
2022 年国内已完成招标的储能项目容量
2022 年国内已完成招标的储能项目容量占比
地域差异：因地制宜，各省储能发展模式和进程不一
我国地大物博，各省（直辖市、自治区）能源特征、电力市场发展情况等各不相同，因此储能在各地区的发展模式和进程也存在区别。
储能发展前期，国内储能装机由电力市场化程度高的省份主导，用户侧亦占据一定比例。
我国各年度新型储能新增装机前五大省份
大储强劲增长，各省装机主力形式不同。2022 年，国内大储新增并网项目主要包括新能源配储和独立储能两类。各省装机形式存在一定区别，内蒙古、新疆、甘肃、西藏新增项目以新能源配储为主，上述省份新能源装机比例高，可再生能源大规模装机造成消纳与输配电压力，形成新能源配储需求；宁夏、山东、湖北、湖南是独立储能装机大省，独立储能相关项目稳步落地。
2022 年各地区新增并网大储项目类型分布
二、 市场展望：独立储能引领成长，2025 年将达到 90GWh
2.1 发展趋势：新能源配储和独立储能殊途同归，独立储能有望成为大储主流形式 “新能源配储”和“独立储能”是现阶段大储项目的两种主要形式，长期或将殊途同归。据前述统计，在 2022 年投运的新型储能项目容量中，新能源配储和独立储能是装机的两大主要类型，容量占比分别为 45%和 44%。新能源配储和独立储能是目前大储采用的主要分类口径，两者运营主体和调用方式不同，但其装机需求均源于可再生能源并网对灵活性资源的需求，作用没有实质区别。短期来看，新能源配储由各地强配政策驱动，装机需求存在一定刚性；同时，独立储能作为市场化主体，商业模式完善后将取代一部分新能源配储装机。长期而言，两者或将殊途同归，不再有明显界限。
大储分类口径从“电网侧储能”变化到“独立储能”，体现了发展阶段和驱动因素的变化。从统计口径来看，国外大储项目通常称为Utility-Scale（公用事业级规模）/Grid-Scale（电网级规模）项目，通常翻译为表前储能或大储，分类内通常不再进行细分。国内前期将大储项目分类为“电源侧”和“电网侧”两类，2022 年开始，独立储能模式逐渐成型，部分统计中开始将“新能源配储”和“独立储能”作为两个主要统计口径。电网侧储能、独立储能等概念在实际应用中界限较为模糊，尚无明确定义，更大程度上是一种约定俗成的划分，其分类大致反映了储能项目不同发展阶段，及装机的驱动因素。
早期主要根据接入位置划分为“电源侧”和“电网侧”，两者界限逐渐模糊。
储能产业发展前期项目统计口径往往采用设备或项目接入位置来划分，分为电源侧、电网侧和用户侧。电源侧项目指与发电机组配套安装的储能项目，包括新能源（风、光）配储和火储联合调频项目；电网侧项目指接入点位于发电厂关口表外、用户侧电表外的可由电网直接调度的储能电站，地理位置限制相对较小，以输配电基础设施为主。用户侧（“表后”）项目是安装于电力用户电表后的项目，包括户用和工商业储能，单体规模相对较小，不属于“大储”类型。
储能项目逐渐跨越接入位置约束，电源侧和电网侧界限逐渐模糊。随着国内可再生能源装机占比逐步增长、辅助服务市场日益成型，越来越多的储能项目开始跨越接入位置的约束，提供多重服务。根据 CNESA《储能产业研究白皮书2022》，2021 年国内电源侧、电网侧新型储能项目最主要的服务类型均为“支持可再生能源并网”和“辅助服务”。除小部分作为输配电基础设施的储能系统外，电源侧和电网侧储能系统在实际应用中差别正逐渐缩小。
储能各接入位置示意图
2021 年国内储能装机场景分布
2021 年国内新型储能项目主要服务类型分布
“独立储能”模式逐渐崭露头角，“新能源配储”和“独立储能”成为另一种常见的划分口径。
独立储能模式推出初期，通常纳入电网侧口径进行统计。2021 年 12 月，国家能源局“两个细则”认可了新型储能的独立市场地位，储能可作为独立市场主体参与辅助服务交易，独立储能模式正式登上舞台。独立储能推出初期通常被分类为“电网侧”项目，这一划分具有一定的合理性，一方面由于其接入位置并非电源侧和用户侧，另一方面其服务价值主要通过向电网提供辅助服务体现。
随着独立储能“容量租赁”商业模式发展完善，“电网侧”分类逐渐不够合理。目前独立储能的常见获利模式包括“容量租赁”和“辅助服务”两种，通常同时使用。容量租赁指储能电站将部分容量租赁给新能源企业使用，帮助其满足并网配储比例要求，并收取租赁费用。这一商业模式下，独立储能出租部分的容量理论上应归属于新能源企业，将其定位为“电源侧”和“电网侧”似乎均不合适。
新能源强配 独立储能模式崭露头角，产生新的划分口径。2022 年，独立储能项目成为投资热点，年内项目招标容量占全国的 48%，独立储能地位日益重要。同时，容量租赁模式尚未完全成熟，较大部分新能源配储要求仍需新能源企业自建满足，“新能源配储”在大储项目中仍占据客观体量。原使用的分类口径中，“新能源配储”和“独立储能”分别成为了“电源侧”和“电网侧”分类中占比最高、增速最快的板块。为了更恰当地反映项目类型，部分机构开始将“独立储能”和“新能源配储”作为大储的两大主要统计口径。
目前新能源配储和独立储能模式存在较为明显的区别。
一方面，并网主体不同。新能源配储项目依托于新能源场站存在，并网主体仍为新能源发电项目；独立储能则作为独立主体并网、接受电网调用，部分地区规定其应当具有独立法人主体身份。
另一方面，收益模式不同。新能源配储不能独立参与电力市场，收益来源有限，主要用于为风光电站获得并网资格，以及减少弃风弃光、减少发电偏差考核等，储能利用率不足成为一大难题；独立储能则除了出租容量外，还可以参与电力市场，通过辅助服务和峰谷套利方式获利。
新能源配储和独立储能主要区别
未来，独立储能有望成为大储的主流形式。独立储能项目单体规模通常较新能源配储项目更大，易于电网调度，且收益模式多元，或可解决新能源配储项目调用模式和收益模式上的不足。各地积极鼓励独立储能发展，各省发布的22.2GW/53.8GWh新型储能示范项目中，独立储能或集中共享储能项目达 20.0GW/47.4GWh，功率规模占比高达 92%。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，并灵活调用储能资源，有望成为大储的主流形式。
2022 年国内独立储能项目进展
理论上，独立储能收益模式有 4 种：容量租赁、辅助服务、峰谷套利和容量补偿。
-容量租赁，指独立储能电站将部分容量出租给新能源场站，满足其配储需求，收取租赁费用。现阶段，容量租赁是各省份独立储能收益的主要来源。
-辅助服务，指参与调峰、调频等辅助服务市场，获取辅助服务收益。目前各地储能电站可参与的辅助服务品种各不相同，包括调峰、一次调频、AGC 调频等。
-峰谷套利，指利用日内电价差异，通过高峰放电低谷充电来获得价差收益，已开展电力现货市场的省份中，独立储能电站可以此方式获利。
-容量补偿，指部分地区按容量给予独立储能电站的补贴。
2022 年各地独立储能电站新增装机情况/MWh
2.3 市场空间：国内大储市场 2023 年有望超过 30GWh
根据前文分析，无论独立储能还是新能源配储，本质上均源自可再生能源装机对灵活性资源的需求。因此，国内大储装机需求主要由集中式新能源装机量（存量装机暂无强配要求，此处暂仅考虑每年新增）以及配储比例（政策强配和独立储能商业模式跑通，均对储能新增渗透率有影响）两者决定。因此，我们采用集中式新能源新增装机及配储率，对国内大储市场空间进行估算。
风电装机：2022 年，国内新增并网风电装机 37.63GW，同比减少 21%。按照近期召开全国能源工作会议的指引，到2023 年年底全国风电累计装机规模将达到 4.3 亿千瓦左右，意味着 2023 年新增并网规模将达到 65GW 左右。实际上，随着陆上和海上风机技术的进步和价格的持续下降，招标端已经明显放量，2022 年前三季度国内风机招标规模达到 76.3GW，同比增长 82%，估计 2022 全年风机招标规模达到 100GW 左右，这些为 2023 年及以后国内风电需求放量奠定基础。我们看好 2023 年国内风机吊装规模达到 70GW；预计2024/2025 年风机吊装规模分别将达到 84/100GW。
光伏装机：2022 年全国光伏新增装机 87.41GW，同比增长 60.3%。展望 2023 年，国内光伏新增装机有望进一步增长；根据近期全国能源工作会议的指引，到 2023 年年底全国太阳能发电累积装机规模达 4.9 亿千瓦左右，意味着 2023 年新增并网规模将达到 100GW 左右。实际上，自 2022 年 11 月底以来，硅料价格基于供需关系的变化已经大幅回落，有望推动组件价格的快速下降，进而刺激光伏终端需求，近期中国电建启动 2023 年度总规模 26GW 的光伏组件集采也反映了这一趋势。对 2023 年国内光伏需求更为乐观，预计 2023 年国内光伏新增装机有望实现 30%及以上的增长，达到 115GW。我们预计2024/2025 年光伏新增装机增速分别为 26%和 24%，新增装机量分别为 145/180GW。集中式光伏占比方面，2022 年前三季度集中式光伏占总装机的 1/3，我们预计2023-2025 年随着大基地项目落地、地面电站投资回暖，集中式光伏占比有所增加，占比分别为 45%、40%、40%。
配储比例假设：根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2022 年前三季度全国风电、光伏利用率分别达到 98%和 99%，消纳情况较好，且现阶段尚未出台存量风光电站强制配储的要求，因此暂不考虑存量风光配储，仅对每年风光装机增量的储能配套比例和时长进行假设。根据计算，2022 年新增风光项目储能配置率平均为 11.2%/2h（不区分新能源/独立储能项目），我们假设2023/2024/2025 年储能配置率分别为 13%/17%/21%，时长分别为 2.1h/2.3h/2.5h。
预测，2023 年国内大储新增装机有望达到 33.2GWh，同比增长 124.8%；到 2025 年，国内大储新增装机量有望进一步增长至 90.2GWh，2022-2025年复合增长率达 83%。
三、 产业链：关注电池、PCS 与集成、储能安全等环节机会
3.1 大储产业链各环节介绍
产业图谱：大储产业链主要包括上游储能设备、中游系统集成、下游电站等环节。其中，储能电池和 PCS 是大储产业链价值量最大的两个环节，分别约占系统成本的 60%和 15%；储能安全环节重要性日益凸显，温控、消防环节分别约占系统成本的 2~5%，液冷方案渗透率的提升和 Pack 级消防的推广或将进一步提升板块价值量。系统集成环节参与者众多，专业集成商、大功率 PCS 厂商、老牌电力设备厂商均有参与。
国内大储产业链各环节主要参与者
电池环节：国内企业全球竞争力强，大储开启第二成长曲线。储能锂电池市场高速增长，根据起点锂电数据，2021 年全球储能锂电池出货量共计 70.6GWh；高工锂电最新统计，2022 年全年我国企业储能锂电池出货量达到 130GWh，同比高增171%。竞争格局方面，国内锂电企业在动力电池技术和产业链方面全球领先，在新兴的储能锂电池市场也迅速占据了出众的市场份额。从竞争格局来看，宁德时代为储能电池绝对龙头，市占率全球领先；比亚迪、鹏辉、亿纬、国轩等占据第二梯队，储能电池贡献业绩占比逐步提升。我们认为，国内企业在储能电池环节竞争力强，有望受益于国内和全球大储市场加速发展，赢得动力电池之外的第二成长曲线；随着国内独立储能模式的逐步推广，具备技术优势、产品性能优良的电池企业有望获得长足竞争力。
全球储能锂电池出货量持续高增长
2022 年前三季度全球储能锂电池出货量份额
PCS：主要参与者为光伏逆变器厂商，多向下布局系统集成环节。国内大储 PCS 头部企业大多为光伏逆变器厂商，在全球市场已有较为领先的地位。大储 PCS 环节主要厂商包括阳光电源、科华数据、上能电气等，上述企业在自身赛道均已有多年积累，凭借对电网的理解向下一体化进入系统集成环节，在大储集成赛道已具备一定地位。
国内储能 PCS 厂商 2021 国内市场出货量排行
国内储能 PCS 厂商 2021 全球市场出货量排行
系统集成：国内市场空间可期、竞争格局尚不明确，相关企业业绩有望受益于装机提速 毛利改善。国内系统集成环节参与者众多，专业集成商、大功率 PCS 厂商、老牌电力设备厂商均有参与。从竞争格局来看，目前国内大储集成市场竞争格局较为松散，2021 年国内市场前 5 大厂商出货量在500-800MWh 之间，差距不大，尚无明显的龙头；海外市场分散而广阔，存在一定进入壁垒，除阳光电源等头部企业外，其它厂商尚处于海外布局阶段，逐渐打开市场，国内集成企业之间的直接竞争尚不明显。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，国内光伏装机预期较为乐观，且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，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。
国内储能集成商 2021 年国内市场出货量排行
国内储能集成商 2021 年海外市场出货量排行
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