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类型电力设备新能源行业储能·深度1:全球分区域&应用市场空间、经济性及商业模式探讨-20220224(77页).pdf

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    电力设备 新能源 行业 深度 全球 区域 应用 市场 空间 经济 商业模式 探讨 20220224 77
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    1、证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明01证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明2022年2月24日储能深度1:全球分区域&应用市场空间、经济性及商业模式探讨证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明摘要1、中国储能市场或迎来快速增长,2021-2023CAGR预计达到106.1%,主要由发电侧带动。经济性:电网调频&工商业储能商业模式已跑通,发电侧仍主要靠政策驱动a) 发电侧:配储之后,储能通过减少弃光+调峰服务,光+储的整体IRR降至6.33%,低于光伏发电的8.48%,经济性不明显,因此现阶段主要靠政策驱动。b) 电网侧:调频服务经济性凸显,理想情况下其IRR约为18%。电网调频

    2、服务对于性能要求高,且在部分的地区市场化交易程度高(调频指令中标顺序受性能指标影响),未来市场化交易模式有望在全国普及。c) 工商业储能:光伏配储方面,光储一体化系统度电成本约0.32元,略高于仅光伏发电0.27元,但工商业企业在目前双碳以及限电背景下有备用电源保证生产的需求,因此有意愿为光伏配置储能。削峰填谷电站方面,峰谷价差大于0.7元/KWh时,可以在生命周期内收回成本。市场规模:a) 发电侧:21年底,21省明确了22、23年规制性配储比例约为10%;平均配储时长2h;预计配储比例逐年递增,存量配储渗透率由1%升至5%,预计22-25年新增储能装机总量为12.64、27.99、46.3

    3、8、100.79GWh,21-25CAGR110.8%。b) 电网侧:调频成为电网侧储能主要增长点,预计调频渗透率由15%逐年上升至70%,调峰渗透率由0.025%逐年上升至0.04%,预计22-25年储能装机1.67、2.63、3.46、3.82GWh。c) 工商业:光储一体化:随着经济性部分显露以及备用电源需求增长,预计22-25年配储渗透率由1.5%逐年增至4.5%,存量渗透率由0.08%逐年增至1%,预计新增装机量为0.11、0.31、0.59、1.19GWh。工商业削峰填谷:由于其经济性凸显,预计渗透率由0.006%逐年增至0.22%,22-25年新增装机量为0.31、0.87、0.

    4、96、1.49GWh。d) 5G基站应用:预计22-25年的装机量为8.84、8.93、6.27、5.60GWh。 总计国内2022-2025年装机总量(除5G以外)分别为13.05、29.11、47.92、103.46GWh,21-25年CAGR104.5%。2、美国储能市场未来快速增长,表前表后共同发力,2021-2025CAGR89.2% 经济性:市场化电力交易+户用电价较高,美国表前表后经济性均已跑通a) 表前:光伏电站配储经济性凸显,日运营200天的情况下可达到全生命周期内IRR18.76%。美国峰谷价差明显,更大的储能配置可以充分发挥其削峰填谷,峰谷套利的作用,因此美国的配储比例往

    5、往达到100%,其充电时长多为2-4小时。1 8YaXxUlYjZbYNAnMrQmM9PdN7NmOoOnPoMlOqQsQlOpNqNaQnNuNwMmOqNxNmMtM证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明b) 表后:户用储能方面,光伏+储能的配置模式可以为普通家庭在25年周期内节省30%电力费用。工商业储能方面,其光伏+储能模式的度电成本LCOE约为0.31美元,低于其参考上网电价,意味着企业自发自用电力的成本低于从电网购电,即使有多余电力上网,也可溢价售电。 市场规模:a) 表前:由于美国储能时长经济性突出,预计储能渗透率由40%逐年上升至70%;以100%功率配比,存量装机渗透

    6、率由1%逐年上升至15%,预计22-25年表前装机量为18.36、40.26、61.56、115.92GWh,21-25年CAGR88.9%。b) 表后:由于经济性凸显,预计户用储能渗透率由20%逐年增加至70%,21-25年CAGR87.7%。工商业储能渗透率预计由18%逐年上升至30%,21-25年CAGR96.3%。则22-25年表后装机量3.26、6.59、9.84、20.50GWh,21-25年CAGR91.7%。总计2022-2025年装机量为21.62、46.85、71.40、136.42GWh,其2021-2025年CAGR89.3%。3、欧洲澳洲政策+经济性推动,全球储能市场

    7、快速增长欧洲:由于各国储能优惠政策的实施,尤以户用侧补贴为主,预计2022-2025储能装机规模分别达到7.51、14.34、25.05、54.07GWh,21-23年CAGR103.21%。澳洲:表前大型项目不断落地,表后高电价促使装机量高速增加,预计22-25年装机量将达到6.18、12.13、19.56、34.73GWh,21-23年CAGR 116.2%。全球:预计2022-2025年全球储能装机规模将达到52.58、112.67、180.33、361.56GWh, 21-23年CAGR112.8%。4、商业模式:海外盈利性相对更高、表后盈利有望高于表前海外市场对于价格的承受能力普遍高

    8、于国内:海外装机量增长由自身经济性优越推动,而国内主要靠政策强制推行。表后市场安装储能的动机为降本,对经济性的要求低于商业化运营的表前市场,用户在可以节省成本的前提下即有意愿配储;另,用电电价高于上网电价,进一步提升了表后配储经济性,上游企业利润空间高于表前市场。6、投资建议:下游市场维持高增速,推荐含储量高的逆变器公司【阳光电源】、 【德业股份】、【固德威】、【盛弘股份】(首次覆盖);关注储能消防的消防领域龙头【青鸟消防】,以及储能温控有望快速放量的【英维克】。风险提示:政策落地不及预期风险、设备端供给不及预期风险、原材料价格上行风险等;2 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明目录C

    9、O N T E N T S中国储能经济性及市场规模02美国储能经济性及市场规模03储能装机简介01澳洲储能市场规模04欧洲储能市场规模053储能市场商业模式06风险提示07 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告储能:解决电力供需不平衡问题,锂电将是未来主流01.4 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明 储能的本质是为了解决供电生产的连续性和用电需求的间断性之间的矛盾,实现电力在发电侧、电网侧以及用户侧的稳定运行。 表前(发电侧+电网侧),随着传统发电方式逐渐被新能源发电取代,风光装机不断增长,弃风弃光问题随之而来。同时随新能源装机占比持续提升,发电设备总体的间歇性和不稳

    10、定性增强,调峰调频需求愈加强烈。储能为解决弃风弃光&调峰调频需求的有效方案。 表后(工商业+户用),储能通过对于电能在时间维度上的调度进行削峰填谷/峰谷套利,可平滑需求+为终端用户节省用电成本。01资料来源:全国新能源消纳监测预警中心,OE能源,民生证券研究院配置储能本质为解决新能源占比提升带来的电力供需不平衡问题5图1:中国弃电情况图2:调峰原理简介 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源:民生证券研究院储能分类简介 表前包含所有非用户侧主体,如发电侧,电网侧等。由于海外市场表后发电侧和电网侧的界限较为模糊,因此不做区分,统一按照表前装机口径计算预测。发电侧:新能源发电的配置

    11、储能。国内发电侧主要通过解决弃电提高发电收入以及参与调峰辅助服务获取补贴实现经济性,但是目前经济性不明显,因此更多靠政策驱动。海外市场主要靠削峰填谷从而实现峰谷价差套利实现经济性。电网侧:电网调频装机、电网调峰装机。电网调频、调峰储能装机均通过参加对应的电网辅助服务获取辅助服务补贴实现经济性。 表后包含户用用户和工商业用户。国内户用装机较少,海外市场户用和工商业储能装机并重发展。工商业:分布式光伏配置储能、独立削峰填谷储能。工商业光伏配置储能,可节省工商业企业的用电费用+保证特殊情况下的电力供应;独立削峰填谷电站则纯粹通过峰谷价差套利,电价谷时充电+电价峰时放电,节省企业用电成本。 经济性同样

    12、通过节省用电成本体现。户用:家用光伏配置储能。目前中国户用储能装机仍是空白;海外户用储能通过存储光伏发电为家庭用户提供电力,使得在光伏发电无法工作的时段如夜间或阴雨天依然可以保证电力自给自足。经济性通过节省用电费用实现。应用场景发电侧电网侧工商业户用位置新能源电站旁大型火电站旁工商业企业园区家庭住宅核心功能减少弃电、调峰、平滑输出调频、调峰削峰填谷、备用电源存储光伏发电、保证能源自给收益模式增加发电收入+获取调峰补贴获取调频补贴/获取调峰补贴峰谷套利、节省用电成本节省用电成本6表1:储能应用场景分类 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明03资料来源:CNESA、民生证券研究院 目前中国储

    13、能仍然以抽水蓄能为主,电化学储能发展势头良好。截至2020年,电化学储能装机量占比为7.5%,累计装机规模达到14.2GW,同比增长49.6。电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。 电化学储能中,锂离子电池占比最大,其中再以磷酸铁锂电池为最主流的锂离子电池形式。截至2020年底,电化学储能中,锂离子电池的累计装机规模最大,达到了13.1GW,电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。 中国、美国和欧洲占据了全球电化学储能市场的主导地位,2020年三者新增投运装机量占全球电化学新增投运总规模的86。储能发展趋势90.3%7.5%2.2%抽水蓄能电化学储能其他92.0

    14、%锂离子电池铅蓄电池液流电池超级电容钠硫电池其他33.0%30.0%23.0%6.0%3.0%5.0%中国美国欧洲日韩澳大利亚其他7图3:中国各式储能发展现状(2020年) 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告中国:弃风弃光电量提升,发电侧配储为最大增量02.8 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明 截止2021年,全国弃风弃光电量上网价值达100亿元,亟待通过储能解决。2021年全国光伏发电量同比增长25.1%;平均弃光率为2%,与2020年持平。风电发电量同比增长40.5%,弃风率3.1%。弃电总量约为267.48亿KWh,较2020年增长约22.7%。由于新能源发

    15、电量大幅上涨,弃电量将在未来一段时间保持上升趋势。储能系统通过对谷时发电的存储并在峰时放电,可以有效降低弃光率。 剩余容量应用于电网调峰也是配储重要应用之一。新能源配储容量往往大于其解决弃风弃光所需要的容量,因此剩余容量可用以参与市场化调峰辅助服务,提升储能利用率。通过在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电,起到削峰填谷作用,缓解电网压力。 此外,发电侧储能还具有平滑输出曲线的作用,缓解电网负担。光伏发电具有较强的不稳定性,其功率变化速度较快,通过储能系统的不断充放,削弱其发电功率的剧烈波动,从而使得输出曲线更加平滑,有利于电网进行预测调度。01资料来源:X技术专利网,OE能源网,民生证券研究院发

    16、电侧储能旨在解决2%弃光率以及参与调峰服务图5:平滑输出示意图图4:调峰示意图9 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源:中国政府网,民生证券研究院宏观、地方政策辅助新能源发电配储快速铺开省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求河北10%湖南10-20%,2h安徽10%,1h青海10%,2h山西5-20%海南10%福建10%内蒙古15%,2/4h辽宁10-15%贵州10%江西10%,1h广西5-10%,2h吉林已有部分项目按10%云南鼓励山东10%,2h宁夏10%,2h江苏鼓励陕西10-20%,2h河南10%,2h新疆10-15%

    17、,2h浙江鼓励甘肃5-20%,2h湖北10%天津10-15% 目标&框架:2021年7月发改委、能源局发布关于加快推动新型储能发展的指导意见,明确了未来几年的装机量目标。其中指出到2025年,装机规模达到30GW,新型储能从商业化初期向规模化发展转变,新型储能向全面市场化发展。内容方面,意见要求大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。篇幅与表述方式上体现出电源侧储能为当前建设重点。 管理规范:2021年9月国家能源局印发新型储能项目管理规范(暂行)。2021年10月国家能源局、国家市场监督管理总局印发电化学储能电站并网调度协议示范文本(试行)。两

    18、份文件为新型储能项目的开展和实施提供了更加具体的规范要求和法律依据。 地区落实:截止2021年底,全国已有21个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储能比例以及配储时长。3个省份出台鼓励配储政策。综合来看,平均配储比例约为10%,配储时长约为2h。其中,全省或部分地区要求配储的省份2021年风电光伏装机量达到全国风光装机量的81%,为储能装机量增加的主要来源。10表2:中国各地储能配置政策要求 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明03资料来源:CPIA,民生证券研究院2022-2025年储能装机需求高增,新能源发电装机规模CAGR14.5%表3:发电侧储能装机预测假

    19、设:中国光伏发电2022-2025年新增装机量分别为80、100、120、140GW,风电新增装机分别为52、54、56、58GW。随规制配储的不断推广,更多省份将在全省或部分地区推出配储政策,由此预计在未来2年新增风光装机量中,全省规制配储省份对应风光装机占总量比例分别达到60%,70%,部分地区要求省份所占风光装机量达20%,鼓励配储地区风光装机量占10%。短期随政策推行,预计2022、2023年发电侧配储功率比例为10%,充电时长为2小时,长期随成本下降带来的经济性提升,2024、2025年平均配储功率比例预计达到12%、20%。11发电侧单位20202021 2022E 2023E 2

    20、024E 2025E光伏新增装机GW4865 80 100 120 140 风电新增装机GW325052545658规制配储能地区对应新增装机量GW57.579.2107.8140.8178.2储能渗透率25%50%80%100% 100%储能配比10%10%11%12%20%部分规制配储能地区对应装机量GW35.6527.7232.3435.219.8储能渗透率10%20%50%70%80%储能配比10%10%11%12%20%发电侧单位20202021 2022E 2023E 2024E 2025E鼓励配储能地区对应装机量GW11.513.213.86储能渗透率10%15%30%储能配比1

    21、0%10%10%其他地区对应装机量GW10.355.28储能渗透率5%10%储能配比10%10% 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明04资料来源:CPIA,民生证券研究院预测2021-2025年预计新增新能源发电配储CAGR111%表4:发电侧储能装机预测2022、2023年,规制配储省份的储能渗透率逐渐上升至50%、80%;部分地区规制配储的省份2022、2023年储能渗透率为20%、50%;鼓励配储省份2022、2023年的储能渗透率分别为15%、30%,预计2024年之后所有省份均将出台规制配储政策,即2024年起无鼓励配储地区;2022年其他地区储能渗透率10%,预计2023年

    22、全国所有地区均会出台储能相关政策,即2023年起无无政策普通地区。由上述假设,我们预计2022-2025年新增新能源发电装机对应配储为9.53、23.36、39.71、77.62 GWh,2021-2025CAGR111%12发电侧单位20202021 2022E 2023E 2024E 2025E规制配储能地区对应新增装机量GW57.579.2107.8140.8178.2储能渗透率25%50%80%100%100%储能配比10%10%11%12%20%规制配储能地区对应储能装机GWh2.88 7.92 18.97 33.79 71.28 部分规制配储能地区对应装机量GW35.6527.72

    23、32.3435.219.8储能渗透率10%20%50%70%80%储能配比10%10%11%12%20%部分规制配储能地区对应储能装机GWh0.71 1.11 3.56 5.91 6.34 发电侧单位20202021 2022E 2023E 2024E 2025E鼓励配储能地区对应装机量GW11.513.213.86储能渗透率10%15%30%储能配比10%10%10%鼓励配储能地区对应储能装机GWh0.23 0.40 0.83 普通地区对应装机量GW10.355.28储能渗透率5%10%储能配比10%10%普通地区对应储能装机GWh0.10 0.11 新增发电装机对应储能装机量GWh0.66

    24、3.92 9.53 23.36 39.71 77.62 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明05资料来源:民生证券研究院预测2021-2025发电侧新增储能装机量CAGR110.8%表5:发电侧储能装机预测汇总存量新能源配储装机量测算方面,假设功率配比与配储时长和新增发电装机保持一致。预计中国光伏+风电2022-2025年未配储新能源发电装机量分别为598、714、837、967GW。存量配储渗透率于2022-2025年分别达到1%、1.2%、1.4%、1.6%,随着2024年成本降低,2025年预计渗透率快速增长至5%。综合来看,国内发电侧储能装机高增原因在于:1、风光装机的高增速;2

    25、、储能渗透率及储能配比的持续提升;3、存量风光电站配储。2022-2025年发电侧新增储能装机量总计分别达10.97、25.36、42.92、96.96 GWh。21-25年CAGR达110.8%。存量发电侧装机对应储能需求存量发电侧装机对应储能需求20202020202120212022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E未配储能的风光装机未配储能的风光装机GWGW496.04 598.20 711.24 831.83 961.72 储能渗透率储能渗透率1.00%1.20%1.40%1.60%5.00%储能配比储能配比10%10%10%12%20%充放电时

    26、长充放电时长h h22222存量发电装机对应储能安装量存量发电装机对应储能安装量GWhGWh0.99 0.99 1.44 1.44 1.99 1.99 3.19 3.19 19.23 19.23 新增发电装机对应储能装机量新增发电装机对应储能装机量GWhGWh0.660.666.006.0013.82 13.82 28.82 28.82 39.71 39.71 77.62 77.62 当年新增储能装机当年新增储能装机GWhGWh7.14 7.14 15.25 15.25 30.81 30.81 42.90 42.90 96.85 96.85 13存量发电侧装机对应储能需求20202021202

    27、2E2023E2024E2025E未配储能的风光装机GW496.04 598.92 714.10 837.42 967.29 储能渗透率1.00%1.20%1.40%1.60%5.00%储能配比10%10%10%12%20%充放电时长h22222存量发电装机对应储能安装量GWh0.99 1.44 2.00 3.22 19.35 新增发电装机对应储能装机量GWh0.663.92 9.53 23.36 39.71 77.62 当年新增储能装机GWh4.91 10.97 25.36 42.92 96.96 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明06资料来源:从利润分配和竞争格局看光伏投资机会储能

    28、的度电成本和里程成本分析,民生证券研究院假设新能源配储仅解决弃光后IRR较仅光伏下降约3.2pct,低至5.30%表:不同盈利模式下IRR测算发电侧配储的商业模式主要为:1、解决弃光;2、解决弃光+同时提供辅助服务。为测算经济性,我们将两种商业模式与纯光伏模式进行比较。 仅光伏发电假设:光伏设备每W成本为4.00元(集中电站)。光伏设备使用年限为25年且每年性能线性衰减0.55%,其平均每年等效利用小时数为1200小时,中国上网电价平均0.37元/KWh,增值税税率为13%,所得税税率为25%。银行贷款期限为15年,贷款比例70%,贷款利率3.8%。基于上述假设,测算光伏发电内部收益率IRR为

    29、8.48%。 光伏+储能解决弃光假设:每年弃光率为2%,增加储能设备后,可以带来2%的额外电费收入,但是将增加储能设备的成本。储能设备每Wh单价约为1.8元,以10%功率配比+2h时长配储,每W光伏对应储能设备成本为0.37元,充放电深度为95%,每天循环次数一次,每年性能线性衰减5%。假设储能设备使用年限为10年,其银行贷款期限为10年,贷款比例为70%,贷款利率为3.8%,其余假设相同。上述假设下,测算得光伏+储能解决弃光IRR为5.30%。类型项目价格光伏发电成本组件外其他成本(元/W)2.39组件(元/W)1.60集中式逆变器(元/W)0.10固定支架(元/W)0.29建安费用(元/W

    30、)0.61一次设备(元/W)0.41二次设备(元/W)0.07电缆价格(元/W)0.20类型项目价格光伏发电成本一次性土地费用(元/W)0.15电网接入成本(元/W)0.28管理费用(元/W)0.26合计(元/W)4.00储能系统成本储能系统成本(元)0.30功率转换成本(元)0.05土建成本(元)0.02合计0.3714表6:光伏、储能设备成本假设 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明07资料来源:北极星电力新闻网,民生证券研究院假设新能源配储现阶段主要经济模式IRR仅为6.33%假设:在经济性测算中取调峰补偿为500元/MWh,即0.5元/KWh计算。(全国多地已经出台调峰补偿标准,

    31、在测算时着重参考更具先进性的南方电网以及南方电网管辖省份的补偿值)。所有剩余容量充分用于调峰服务。以首年为例,对于功率为1W的光伏发电设施,储能设备解决弃光27Wh,其每天1次循环在一年中可以提供的总容量约为70Wh,剩余43Wh全部参与调峰服务。充电补贴为0.2元/KWh(仅部分地区)。部分地区对于解决弃光的储能设备根据其消纳电量予以补贴。上述假设下,光伏+储能解决弃光&参与市场化调峰辅助服务IRR为6.33%。在少部分具有充电补贴的地区,IRR上升至6.64%。光伏新能源第三种盈利模式:光伏+储能解决弃光+参与市场化调峰辅助服务表7:光伏、储能系统其他经济性假设其他假设值调峰补贴0.5元/

    32、KWh充电补贴(若有)0.2元/KWh贷款比例70%贷款利率3.8%光伏设备贷款年限15年所得税率25%增值税率13%其他假设值上网电价0.37元/KWh光伏组件首年衰减2%/年光伏组件线性衰减0.55%/年储能设备线性衰减3%/年储能设备性能报废点70%充放电深度95%系统能量效率90%15 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明08资料来源:民生证券研究院测算主要收入模式IRR仅6.33%,经济性存在缺陷图6:不同盈利模式下IRR测算目前光伏配储主流盈利模式收益率仍不及仅光伏发电,光伏发电内部收益率IRR为8.48%,配储解决弃光后下降至5.30%,计算调峰补贴后回升至6.33%。存在

    33、充电补贴的地区内部收益率为6.64%,仍低于仅光伏发电。当IRR大于6%时,项目具备经济性,但是配储后收益率在低于不配储的情况下,企业没有自发配储意愿。因此在现阶段,光伏配储主要由政策推动。0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%9.00%仅光伏仅光伏光伏光伏+储能解决弃光储能解决弃光光伏光伏+储能解决弃光储能解决弃光+调峰调峰光伏光伏+储能解决弃光储能解决弃光+调峰调峰+补贴补贴不同场景IRR测算16 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明09资料来源:民生证券研究院测算储能单位价格下降协同电力市场化,发电侧配储有望迎来经济性储能设备价格

    34、的下降有望带来发电侧储能市场放量。当储能单位价格下降至0.7元/Wh以下时,光+储+调模式收益率开始赶超纯光伏发电(8.31%)。目前国内储能设备系统单位价格约1.5元/Wh,仍有下降空间。在主要关注的光伏发电+储能解决弃光+调峰的盈利模式下,储能加入开始为光伏电站带来正收益,自发性光伏配储比例将大幅提升。随着电力定价市场化, 交易模式有望向美国等地靠拢+新能源上网电价有望通过绿电获取进一步收益,提升配储经济性。1)电力现货市场完善后,新能源+储能的稳定性电力供应可较非稳定的新能源电力获得溢价,有望借鉴美国等成熟市场的交易模式,提升配储经济性。2)随着绿电交易逐步实现市场化定价,市场化的定价方

    35、式有望充分释放出绿电的价格弹性,使交易价格超过原有上网电价对应的附加收益,从而获得进一步的收益。图7:储能投资敏感性0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%9.00%10.00%1.51.31.10.90.70.5储能系统单位成本(元储能系统单位成本(元/Wh)光+储+调IRR仅光伏IRR17 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明10资料来源:中国招标投标网,科陆电子,民生证券研究院电网侧储能目前多用于电网调频储能调频的目的在于稳定电网、提高电能质量,多位于火电厂旁,以满足火电厂的储能调频需求。在中国目前的发电方式中,火电因其输出稳定占主

    36、导地位且,占据了大量的电网资源。因此,其频率波动会给电网带来巨大压力,频率不稳定可能导致损坏用电设备及电网设施。我国交流电频率为50Hz,为保证电网的稳定,要求频率的上下波动在0.2Hz以内。用电负荷低于发电功率之时,频率会上升,此时储能进行充电消纳电力使得频率回落;反之亦然。目前,国内最常见的储能调频设施为9MW,4.5MWh调频电站,布置在火电厂附近可以为2台常见的300MW机组或1台600MW机组提供调频服务。图8:调频示意图年份项目名称项目规模(MW)项目规模(MWh)2017山西平朔煤矸石发电有限公司2300MW发电机组AGC储能辅助调频系统项目94.52018内蒙杭锦9MW储能调频

    37、项目94.5内蒙古新丰AGC储能调频项目94.52019广东茂名臻能热电AGC储能辅助调频项目94.5广东粤江公司330MW机组AGC储能辅助调频项目94.52020华能集团科林热电厂9MW/4.5MWh储能调频项目94.52021华电国际莱城发电厂储能调频项目94.5表8:部分代表性调频储能项目18 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明调频市场为辅助服务市场的一部分,该市场最大的特点为市场化交易程度高,以广东省为例,电网调频指令通过市场化竞标的方式决定调频指令执行的中标方,其中标参考指标为(报价/性能指标K),按照由低到高的顺序依次中标。而后根据电站参与调频的里程与容量按月对其发放补偿

    38、,其补偿计算方式为月度调频容量补偿= =1i调频容量 日前 核定成本月度调频里程补偿= =1 其中,容量补偿计算中的LMP为上一自然月市场平均节点电价,里程补偿计算中的D为调频里程,Q为结算价格(报价),K为性能指标。由此,经济性与收益完全由性能决定,技术领先的企业因此可以获得高收益率。未来该种市场化的电力辅助服务交易模式有望推广至全国。参考宝光韶关电厂项目,当K值达到1.4-1.6时,中标率可以达到100%,其调频报价为12元/MW。11电网侧调频:服务盈利模式明确,市场化程度高,性能直接决定收益19资料来源:广东调频辅助服务市场交易实施细则,民生证券研究院 证券研究报告* 请务必阅读最后一

    39、页免责声明12资料来源:民生证券研究院测算经济性驱动电网调频装机,IRR最高达18.65%南方电网调峰服务市场交易模式:所有上网主体均要按照上网电量缴纳调频费,形成资金池;电站投资方通过与火电厂签订合约的方式在火电厂旁建设储能调频电站。根据提供的调频服务,电网从将资金池中资金以调频补贴方式给予电站,随后电厂与电站分成。假设:1)火电机组调频配储比例为1.5%,配储时长为0.5h。目前中国主流的9MW,4.5MWh系统可以为600MW的火电机组提供调频服务。2)调频储能系统使用寿命为5年。功率型储能设备要求设备拥有更短的充电时间,且调频要求满充满放,使用过程中每天的循环次数也会更多,因此寿命相比

    40、容量型设备更短。3)当前性能领先的调频储能系统单位成本为8.89元/Wh。(来源于宝光股份下属韶关电厂项目信息,经济性计算建立在使用性能最优设备的假设之上)。4)电站投资方所得到的收入分成为40%。则当储能电站各项参数均处于行业领先的水平时,预计调频IRR约18.65%。表9:电网储能调频计算过程年份初始投资/等额本息(元/W/年)运维成本(元/0.5Wh/年)销项增值税(元/W/年)所得税(元/W/年)电池功率系数调频收入(元/W/年)电站投资人分成(元/W/年)现金流(元)0 1200.00 100.0%(1200.00)1 602.53 160.00 206.75 269.57 97.5

    41、%4492.80 1797.12 558.27 2 602.53 160.00 190.84 248.83 90.0%4147.20 1658.88 456.67 3 602.53 160.00 174.94 228.10 82.5%3801.60 1520.64 355.07 4 602.53 160.00 159.04 207.36 75.0%3456.00 1382.40 253.47 5 602.53 160.00 143.13 186.62 67.5%3110.40 1244.16 151.87 合计IRR18.65%20 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明电网侧应用电化学储

    42、能调峰经济性劣于抽水蓄能。电化学储能可以应用于电网调峰,与发电侧配储参与调峰服务逻辑相同,其调峰响应速度等部分性能指标虽然优于抽水蓄能,但是其调峰容量远低于抽水蓄能,难以满足电网侧调峰需求,因此建设储能电站专门用于电网侧储能调峰经济性较弱。从度电成本的角度,电化学储能的度电成本远高于抽水蓄能,且电化学储能的规模与抽水蓄能相比过小。抽水蓄能度电成本约0.21-0.25元,磷酸铁锂电池度电成本约0.62-0.82元,即抽水蓄能的3-4倍。低成本使得抽水蓄能成为当前的主要储能方式。电化学储能虽度电成本高、规模小,但短时调峰作用不容忽视。虽然有以上两方面缺陷,且充电时长仅2小时,但可以用于短时应急调峰

    43、、或因地理位置等原因无法布置抽水蓄能电站且电力短缺的地区,未来依旧具备一定发展潜力。13资料来源:储能的度电成本和里程成本分析,民生证券研究院电网侧储能调峰:抽蓄VS电化学,经济性VS短时调峰表10:电化学与抽水蓄能成本对比抽水蓄能磷酸铁锂电池储能寿命(年)50寿命(年)7系统能量成本(万元/MWh)120-170系统能量成本(万元/MWh)150-230电站运维成本(万元/MWh)120功率转换成本(万元/MWh)10其他成本(万元/MWh)20土建成本(万元/MWh)5系统能量效率76%电站运维成本(万元/MWh)15年运行比例90%其他成本(万元/MWh)15LCOS(元/KWh)0.2

    44、1-0.25充放电深度DOD90%-95%系统效率88%LCOS(元/KWh)0.62-0.8221 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明14资料来源:国家能源局,民生证券研究院预测调频成为电网侧储能主要增长点,电网侧2021-2025年CAGR45.8%至2025年,电网侧储能装机增长主要由储能调频装机带来,未来4年储能调频装机量分别达到0.80、1.54、2.15、2.28GWh,随电网对于频率稳定的要求不断提高且电化学储能调频的性能优势不断凸显,更高的性能指标(K值)带来的更高中标率有望大幅推动调频辅助市场下的电化学储能需求,渗透率预2022-2025年分别为15%、30%、50%

    45、、70%,伴随火电装机的缓慢增长,储能调频累计装机量在未来两年分别达到2.91、6.00GW,配储时长为0.5h。至2025年,电网侧调峰装机新增分别为0.87、1.08、1.31、1.55GWh。电网侧备用电源、应急电源等应用对于电网侧调峰装机的需求逐渐增加,预计2022-2025年的储能调峰渗透率分别为0.025%、0.03%、0.035%、0.04%。2022-2025年,电网侧总计新增装机1.67、2.63、3.46、3.82GWh,2021-25年CAGR45.8%表11:中国储能调频调峰装机规模测算单位20202021202220232024E2025E火电装机GW1245.17

    46、1257.62 1295.35 1334.21 1374.24 1415.46 水电装机GW370.16 377.56 396.44 416.26 437.08 458.93 核电装机GW49.89 51.39 52.93 54.52 56.15 57.84 (火电)调频需求占比1.5%1.5%1.5%1.5%1.5%1.5%调频需求装机GW18.68 18.86 19.43 20.01 20.61 21.23 锂电储能调频渗透率5%7%15%30%50%70%锂电储能调频装机量GW2.91 6.00 10.31 14.86 充电时长0.50 0.50 0.50 0.50 锂电储能调频装机量G

    47、Wh0.12 0.17 0.80 1.54 2.15 2.28 锂电储能调峰渗透率0.02%0.03%0.03%0.04%0.04%锂电储能调峰装机量GWh0.01 0.67 0.87 1.08 1.31 1.55 电网侧装机总计GWh0.13 0.85 1.67 2.63 3.46 3.82 22 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明15资料来源:民生证券研究院预测国内表前市场主要靠发电侧带动,2021-2025年CAGR104.5%图9:国内储能装机量汇总(GWh)2022至2025年表前市场储能装机总量达12.64、27.99、46.38、100.79GWh,21-25年CAGR1

    48、04.5%。政策引导新能源发电配储将成为储能增长最大动力。2022-2025年发电侧新增装机占表前新增装机量逐渐由86%提升至96%,其2021-2025年CAGR为110.8%。电网侧装机比例由14%逐渐缩减至为4%,其2021-2025年CAGR为45.8%.2302040608010012020212022E2023E2024E2025E发电侧电网侧 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明16资料来源:绿配宝,民生证券研究院工商业光储一体系统力图打造绿色电力供应系统光储一体化系统旨在为工商业提供更多清洁能源,同时减小其对电网的依赖性。光储一体化系统的本质是微电网布局。目前的光储、光充

    49、储一体化项目以光伏作为电能的主要来源。通过在房顶或者空地布置分布式光伏发电设备,将发出的电力供应给微网内的用电负荷以及充电桩,并且将光伏发出的电力存储进储能系统并且在需要时放电,减少资源的浪费。光储一体化中的储能系统还可以起到峰谷套利的作用。由于工商业用电峰谷价差较大,因此可将储能系统用于存储光伏发电并且在用电高峰时放电,进行峰谷价差套利提升经济性。24图10:光储微网示意图 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明17资料来源:人民咨询,民生证券研究院限电政策引发工商业企业储能需求,新能源电力作为备用电源紧急避损2021年9月全国21个省级行政区由于双控目标完成晴雨表的发布开始实施紧急性的

    50、工商业限电政策,催生了对备用电源的强烈需求。在2021年9月的限电情况下,部分地区工商业企业被迫减产限产,从而承受巨大损失。面临着双碳背景下能源结构转型的需要,停产成本较高的企业就会更有意愿寻求备用电源以避免突发事件带来的损失。储能可使工商业企业在无法从电网获电力时,将储能作为备用电源,使工厂能够最大程度保持生产,避免停产损失。碳达峰、碳中和背景下对绿色能源更大的需求使得中国分布式光伏装机量快速提升,国家能源局提出,2023年底,试点地区党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%,学校、医院、村委会等公共建筑屋顶不低于40%,工商业厂房屋顶不低于30%,农村居民屋顶不低于20%。预计

    51、工商业分布式光伏的发展将有力带动光储一体化微网的发展。省级行政区工商业限电政策省级行政区工商业限电政策省级行政区工商业限电政策江苏分级停限产贵州分级预警河南限电50%广东“开二停五”五级有序用电内蒙古有序用电辽宁有序用电山东有序用电新疆限产黑龙江限电、有序用电陕西限产青海有序用电吉林限电广西避峰用电宁夏高耗能企业停限产湖南用电负荷2600KW以下云南限产四川非必要性活动停产安徽有序用电重庆部分企业限停产福建避峰用电浙江高耗能企业停产25表12:国内限电政策汇总 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明18资料来源:民生证券研究院假设工商业光储一体化系统LCOE低于平时电价但高于仅光伏发电假设

    52、:由于工商业储能规模相对较大,假设设备成本、性能,配储比例及时长与发电侧保持一致,即光伏发电单位成本为4元/W,储能成本为0.37元/Wh,贷款利率5%上述假设下,工商业光储一体化系统的LCOE为0.32元/KWh,低于平时电价但略高于部分地区的谷时电价,具备一定经济性。同时考虑到企业配储的核心动力在于结合备用电源、保证生产的角度考虑,预计配储动力依然较为强烈。类型项目价格光伏发电成本组件外其他成本(元/W)2.39组件(元/W)1.60集中式逆变器(元/W)0.10固定支架(元/W)0.29建安费用(元/W)0.61一次设备(元/W)0.41二次设备(元/W)0.07电缆价格(元/W)0.2

    53、0光伏发电成本一次性土地费用(元/W)0.15电网接入成本(元/W)0.28管理费用(元/W)0.26合计(元/W)4.00储能系统成本储能系统成本(元)0.30功率转换成本(元)0.05土建成本(元)0.02合计0.37其他假设值调峰补贴0.5元/KWh充电补贴(若有)0.2元/KWh贷款比例70%贷款利率4.5%光伏设备贷款年限15年所得税率25%增值税率13%上网电价0.37元/KWh光伏组件首年衰减2%/年光伏组件线性衰减0.55%/年储能设备线性衰减3%/年储能设备性能报废点70%充放电深度95%系统能量效率90%26表13:工商业光储系统成本及其他假设 证券研究报告* 请务必阅读最

    54、后一页免责声明19资料来源:CPIA,民生证券研究院预测工商业2022、2023年光伏配储装机CAGR183.5%目前我国分布式光伏装机量占总量约1/3,其中工商业占分布式光伏装机量约1/2,光伏装机量的增长为工商业光伏配储增长的主要来源。根据其经济性部分显露以及备用电源需求增长,预计2022-2025配储渗透率分别达到1.5%、2.5%、3.2%、4.5%,分别按照35%、45%、55%、65%的功率配比以及2小时的充放时长,新增装机量分别达到0.112、0.307、0.591、1.190 GWh。工商业分布式光伏装机量2022-2025以30%左右CAGR快速增长,经济性+备用电源需求推动

    55、配储渗透率以及配储比例快速增长,三个因素共同作用下推动工商业光伏配储快速增长。工商业光储一体化单位202020212022E2023E2024E2025E光伏装机总量GW486580100120140工商业光伏装机量GW5.400 7.313 9.000 11.250 13.500 15.750 配储渗透率GW0.93%1.00%1.50%2.50%3.20%4.50%配储比例15%25%35%45%55%65%配储功率GW0.008 0.018 0.047 0.127 0.238 0.461 配储时长222222新增装机量GWh0.015 0.037 0.095 0.253 0.475 0.

    56、921 存量未配储光伏装机GW47.950 55.189 64.054 75.023 88.091 103.132 存量渗透率0.015%0.020%0.040%0.080%0.120%0.200%存量光伏装机GWh0.002 0.006 0.018 0.054 0.116 0.268 总计GWh0.017 0.042 0.112 0.307 0.591 1.190 27表14:国内工商业光伏配储规模测算 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明20资料来源:北极星储能网,民生证券研究院独立储能收益模式明确省市分类工商业最大峰谷电价差(元/KWh)省市分类工商业最大峰谷电价差(元/KWh)省

    57、市分类工商业最大峰谷电价差(元/KWh)省市分类工商业最大峰谷电价差(元/KWh)广东省珠三角1.2548四川省单一制1.5倍0.8331内蒙古蒙西0.2179北京市城区0.6316广东省惠州1.2252四川省工商业单一制0.6465安徽省单一制0.7145陕西省榆林电网0.627广东省深圳深汕1.1113上海市大工业0.8259河南省0.7079陕西省陕西电网0.5955广东省深圳深汕0.8175上海市工商业两部制0.7145山东省 单一制1.5倍0.7046福建省0.6116湖南省0.9942上海市工商业单一制0.467山东省单一制0.7046贵州省两部制1.5倍0.5641辽宁省0.93

    58、92河北省单一制1.5倍0.8087黑龙江省0.6917贵州省两部制工商业0.376浙江省工商业0.917河北省单一制1.5倍0.5391北京市郊区开发区0.6783云南省工商业0.4922浙江省大工业0.8915天津市0.7894山西省 工商业1.5倍0.6607宁夏单一制0.4682江苏省工商业0.8745吉林省0.7396山西省工商业0.479江西省0.4067江苏省大工业0.8551内蒙古蒙东0.7171甘肃省0.6397青海省单一制0.2513独立削峰填谷电站收益模式十分明确,通过在电价谷时充电,电价峰时放电,直接套取中间差价。电力的峰谷差价即工业企业节省的用电成本。2021年部分省

    59、市工商业峰谷价差如下,均值落在0.7046元/KWh,最高价差达1.2548元/KWh。28表15:国内各地峰谷电价差汇总 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明21资料来源:民生证券研究院测算独立工业削峰填谷储能电站在峰谷价差0.75元时经济性显现储能核心假设参数:储能设备成本为1.5元/Wh,贷款利率为5%,贷款年限为10年。在核心假设与光储一体化保持相同下,当峰谷价差为0.75元/KWh时,独立削峰填谷电站可以在其使用年限内带来成本节省,经济性显现。目前,国内已经有部分地区达到了0.75元以上的峰谷价差,如广东、上海、河北等。未来随储能投资成本下行,工商业经济性有望进一步凸显。预计投

    60、资成本下行至1.4、1.3、1.2元/Wh时,对应10年期度电成本分别为0.68、0.64、0.59元/KWh,1.2元/Wh下,峰谷价差在0.6元/KWh时即可具备经济性。峰谷价差(元)10年节省用电成本(元/W)投资回收期(年)0.7-0.012无法收回0.750.01780.80.04560.850.9735储能系统投资额(元/Wh) LCOS(元/KWh)1.50.7211.40.6791.30.6381.20.59629表16:投资回收期分析表17:储能度电成本投资敏感性 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明22资料来源:CESA、民生证券研究院预测工商业2022、2023年独

    61、立储能装机0.318、0.868GWh2022、23年独立削峰填谷装机量分别达到0.318、0.868GWh。独立削峰填谷电站由于其简单的收益模式以及经济性在部分地区凸显,在部分地区有望迎来快速增长。独立削峰填谷电站按2小时配储。预计存储渗透率在2022-2025年达到0.006%、0.01%、0.014%、0.02%,按工厂每年运行300天计算,累计装机量将达到0.578、1.012、1.488、2.232 GWh,扣除之前的累计装机量,并按照2小时的配储时长进行测算,新增装机量分别达到0.318、0.868、0.952、1.488 GWh。未来峰谷价差扩大是政策趋势,工商业光储一体经济性将

    62、进一步凸显,有望推动装机量快速增长。2021年发改委引发关于进一步完善分时电价机制的通知,其中规定上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1;其他地方原则上不低于3:1。广东省则是最早响应该政策的地区,将峰谷价差拉至4.47:1,其他省份预计将在未来跟进。工商业削峰填谷单位202020212022E2023E2024E2025E全国工业用电量TWh5029.705509.005784.456073.676377.366696.22渗透率%0.0043% 0.0046% 0.0060% 0.0100% 0.0140% 0.0200%存储电量GWh214.80

    63、251.80 347.07 607.37 892.83 1339.24 运营天数天300300300300300300储能时长h/天222222累计装机量GW0.358 0.420 0.578 1.012 1.488 2.232 新增装机量GW0.027 0.062 0.159 0.434 0.476 0.744 新增装机电量GWh0.054 0.123 0.318 0.868 0.952 1.488 30表18:国内独立削峰填谷纯能给装机量测算 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明23资料来源:工信部、民生证券研究院5G基站大量建设成为储能新增长点表19:基站功耗对比能耗方面,5G基站

    64、的峰值功率在4G基站的3-4倍之间,对于电力的需求大幅提升。另一方面,在2G、3G、4G时代,站点电源以被动响应为主,缺乏主动规划,容易导致资源浪费。在更高的电力需求之下,如何提升5G基站的系统运行效率、减少资源浪费成为5G建设的重点,因此电化学储能系统柔性、智能、高效的技术特点使得其成为5G基站备用电源的合适选择。314G/5G能效对比4G5G2T2R4T4R32T32R64T64R能耗(W)400685500810容量(Mbps)150300500010000能效(GB/KWh)16519243955425 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明24资料来源:民生证券研究院预测2022

    65、-2025年5G配储装机量达26.64GWh表20:5G基站配储装机规模预测2019A2020A2021E2022E2023E2024E2025E5G基站数量(万个)13.85843.265725656基站峰值功率(KW)443.73.43.12.82.5充电时长(h)4444444单个基站容量(KWh)161614.813.612.411.210储能需求(GWh)2.21 9.28 6.39 8.84 8.93 6.27 5.60 假设:充电时长为4小时,储能电站往往需要保证4小时的应急能源供应。5G峰值功耗以每年0.3KW的速度下降。根据项目数据统计,尽管能耗比更高,5G基站峰值功率往往大

    66、于4KW,预期随着未来基站数量提升以及技术迭代,单个基站的能耗有望降低至2KW左右。与之对应单个基站容量也等比下降。2023年每万人享18个5G基站,2025年每万人享26个(工信部预期数据)。以上假设下,预计2022-2025年的装机量分别为8.84,8.93,6.27,5.60GWh。32 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明25资料来源:民生证券研究院预测中国储能市场空间:预计25年达103.46GWh综合来看,我们预计2022-2025年储能新增装机量(除5G应用外)分别为13.05、29.11、47.92、103.46GWh。新增装机量的21-25年CAGR约104.5%。新增

    67、装机量中,以政策推动的发电侧占比最大。2022-2025年分别占总量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。其次为发电侧(22-25年分别占9.6%、7.6%、7.2%、3.7%)以及工商业 (21-25年分别占2.5%、3.4%、3.2%、2.6%)。33表21:2025中国储能市场空间汇总(GWh)图11:2025中国储能市场空间汇总(GWh)02040608010012020212022E2023E2024E2025E发电侧电网侧工商业20212022E2023E2024E2025E发电侧4.9110.9725.3642.9296.96电网侧调频0.170.801.552.15

    68、2.28 调峰0.680.871.081.301.55 合计0.851.672.633.463.82工商业光储一体化0.030.090.250.591.19削峰填谷0.120.320.870.951.49合计0.160.411.121.542.68总计5.9213.0529.1147.92103.465G6.398.84 8.936.275.60 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告美国储能市场高增,表前市场为主要来源03.34 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明01资料来源:Wood Mackenzie,民生证券研究院美国装机量快速提升,2018-2020装机量CA

    69、GR118%美国储能装机量中,表前市场占比最高,2020年装机功率占比约为75%,装机容量占比约为74%美国国会于2018年通过FERC 841号法案,允许电池储能系统加入调频辅助服务市场,在此之后表前储能装机量快速提升。随着盈利模式不断清晰,2018年-2020年表前储能装机分别达到了0.75、1.03、3.57GWh。图12:美国储能装机量统计(MW)02004006008001000120014001600201820192020户用工商业集中式05001000150020002500300035004000201820192020户用工商业集中式图13:美国储能装机量统计(MWh)35

    70、 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源:Quora,民生证券研究院表前装机高增原因1:美国电力高度市场化,电网基础薄弱美国电价完全由市场供需决定,因此各地电价差异较大,不同季节之间、同一季节内峰谷价差同样很大。平均电价在0.18(谷)-0.64(峰)USD/KWh之间。光伏PPA (协议购电)电价平均在0.35-0.44USD/KWh之间。全美电网共由8个区域电网组成,西部,东部则形成了电网联盟,加上德州电网,形成了目前美国3大电网的格局。3大电网互相之间电力调度通过市场化交易,资源调配效率低下,在遇到自然灾害等极端情况下部分地区电价则会因为电力资源稀缺而飙升。在3大电网下,

    71、还存在着CAISO、SPP、ERCOT、MISO、PJM等区域性电力调度中心,分别负责部分地区各自的电力调度,并对电价进行管理。图14:美国电网划分图15:美国区域性电力调度中心管辖范围36 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明03资料来源:Wood Mackenzie,EIA,民生证券研究院表前装机高增原因2:电力供应缺陷以及环保要求推动新能源发电发展2020年美国集中式光伏装机量达到19.72GW,2020年风电装机达到14.68GW(EIA统计数据)。预计2022-2025年光伏装机达28、36.4、47.3、61.5GW;截至2025年,风电仍有62GW的装机量即将部署(2021

    72、年9月数据)图16:美国光伏装机量历史数据2010-20200246810121416功率(功率(GW)风电装机量(GW)0510152025功率(功率(GWdc)户用户用工商业工商业社区社区集中式集中式图17:美国风电装机量历史数据2010-202037 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明04资料来源:Wood Mackenzie,民生证券研究院表前装机高增原因3:ITC投资免税额度助力新能源配储成本降低光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度,即退还投资产生增值税的30%ITC的免税对象为光伏设备以及配储建造过程中产生的VAT(增值税),ITC补贴对象要求建设时间短于3年,

    73、并将视建设情况分3年退还VAT。该项政策已延长10年,因此更加凸显近几年是投资新能源的高峰期。光伏设备配套的储能设施可以作为光伏设备的一部分同样享受ITC,可以有效降低储能电站的成本。表22:ITC及其他退税额20212021202220222023202320242024当前政策当前政策已竣工户用项目已竣工户用项目26%26%22%0%已竣工电网、工商业以及共享户用项目已竣工电网、工商业以及共享户用项目26%26%22%10%规划政策规划政策户用项目户用项目30%30%30%电网及工商业项目电网及工商业项目规模规模1=1MW=1MW且建设条件达标且建设条件达标30%30%30%规模规模=1M

    74、W=1MW且建设条件不达标且建设条件不达标6%6%6%规模规模=1MW=1MW且建设条件部分达标且建设条件部分达标8%8%8%规模规模=1MW=1MW且建设条件达标且满足国内要求且建设条件达标且满足国内要求40%40%40%其他补贴其他补贴低收入社区补贴低收入社区补贴10%10%10%低收入经济建设补贴低收入经济建设补贴20%20%20%规划退还方式(直接付款比例)规划退还方式(直接付款比例)规模规模1MW11MWMW100%100%90%38 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明0500.050.10.150.20.250.30.350.40.45LCOS(EUR/KWh)表前装机高增

    75、原因4:电化学储能是目前美国市场最好的选择当前在主流欧美市场,磷酸铁锂电池目前度电成本与天然气基本持平,磷酸铁锂电池LCOS有望在未来全面领先天然气、储氢等储能方式。对比其他形式的储能,电化学储能的优势如下:1. 抽水蓄能的优势在于度电成本最低,但是其局限在于初始投资极高,且需要依托自然资源、大量占地,并且需要通过繁琐的政府审批,且有可能对自然环境产生影响,因此2010年之后美国抽水蓄能基本没有新增。2. 对比天然气,锂电池储能现阶段度电成本基本与之持平;至2030年,电化学形式储能度电成本将全面低于天然气。图18:欧美市场不同形式储能度电成本比较资料来源:EIA,民生证券研究院012345C

    76、aliforniaVirginiaSouthMichiganGeorgiaMassachusettsTennesseePennsylvaniaNew YorkMissourirest of U.S.GW图19:美国仍在投运抽水蓄能电站地域分布39 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明06资料来源:IRENA,Wood Mackenzie,民生证券研究院假设表23:光伏、储能设备成本及性能假设表前装机高增原因5:年运营200天下光伏配储25年IRR超过15%,经济性显著假设:峰谷电价为0.18、0.64USD/KWh、每年14天紧急情况下以3USD/KWh售电。光伏设备贷款年限15年,贷款

    77、比例为50%,贷款利率为5%,储能设备贷款年限12年,贷款比例为50%,贷款利率为5%,光伏设备单价0.95USD/W,储能设备单价0.39USD/Wh,以100%功率配比+4小时时长配储当电站满负荷年运营天数达到200天时,其25年IRR突破15%,经济性凸显。现实应用中,由于其高收益率可以使得其所有者更灵活调整使用时间从而达到更长的使用寿命。本质上在新建的很多光储系统中,光伏扮演的角色更多是为储能系统补充电能,通过储能在用电峰时放电带来最大的发电收益。同时,储能也可以通过从市电获取电能来为自身充能。储能系统的EMS标定全部由了解美国电网的本土企业进行设定,最大限度发挥其“削峰填谷”的调峰功

    78、能。项目值项目值光伏发电整体成本0.95USD/W贷款利率5%储能项目单价0.39USD/Wh贷款比例50%等效利用小时(h/年)1225光伏设备贷款期限15年光伏设备首年衰减2%储能设备贷款期限10年光伏设备线性衰减0.55%峰时电价0.64USD/KWh储能设备线性衰减3%谷时电价0.18USD/KWh光伏运维成本17.60 充放电深度95.00%储能运维成本0.08 系统能量效率95.00%增值税率10%所得税率21%40 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明07资料来源:BNEF,Wood Mackenzie,民生证券研究院表前装机高增原因6:美国表前市场充放电时长存在延长趋势在

    79、储能容量可以完整利用的情况下,2-4小时的配储时长更具经济性。一方面由于配储时长更长的电站往往可以以更高的电价(PPA)售出电力,另一方面由于更大的储能可以带来更大的峰谷套利潜力,从而提升电站的盈利能力。根据Wood Mackenzie统计数据推算,表前储能装机配储时长从2018年平均2.70个小时上升至2021年3.03个小时。国内发电侧储能往往以10-20%,1-2小时充电时长来配置,而美国表前调峰储能配比则最小在25%,配储时长往往长达2-4小时,甚至在夏威夷等部分地区长达6-8小时。下表涵盖了部分典型的美国光伏+储能项目。表24:部分代表性项目信息投资方光伏发电功率(MW)配储比例配储

    80、时长(h)储能装机规模(MW)储能装机规模(MWh)8 Minute Solar600100%3600180040075%43001200Next Era10030%43012010050%45020020025%45020041 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明08资料来源:Wood Mackenzie,民生证券研究院预测美国2022-2023表前装机量CAGR110%表25:美国表前装机量预测2022-2025年光伏装机量分别达到28.0、36.4、47.3、61.5GWh,风电装机量预计分别为18.3、19.1、19.9、20.7GW。由于美国储能时长经济性突出,因此预计储能渗

    81、透率未来四年分别达到40%、60%、65%、68%。以100%功率配比以及3.1、3.2、3.2、3.2h对应充放时长,测算得2022-2025年装机量分别达14.36、26.63、43.01、78.93 GWh。未配储存量装机需求方面2022-2025年分别有65.42、105.80、149.80、199.06 GW发电装机存在配储需求,其渗透率预计分别达到2%、3%、3%、5%。由于2024年后储能成本有望大幅下降,因此2025年渗透率大幅上升。以同样得功率配比以及时长进行配置,测算得2022-2025年存量调峰装机量达4.06、10.25、14.47、31.99GWh。调频装机方面,20

    82、22、2023年装机量达2.82、3.37GWh。新能源的不断增多为美国带来了更高的调频需求,因此其保持每年40%的增速。2022-2025表前装机量达18.36、40.25、61.56、115.92GWh,其中,22-23年CAGR110%。单位20202021E2022E2023E2024E2025E调峰美国新增光伏装机GW14.1 20.2 28.0 36.4 47.3 61.5 美国新增风电装机GW16.917.6 18.3 19.1 19.9 20.7 储能渗透率%4%6%10%15%20%30%储能配比%100%100%100%100%100%100%美国新增储能装机GW1.12

    83、2.27 4.63 8.32 13.44 24.67 充放电时长h2.70 3.00 3.10 3.20 3.20 3.20 美国新增调峰装机GWh2.63 6.81 14.36 26.63 43.01 78.93 存量未配储风光装机GW65.42 106.73 150.69 199.93 存量渗透率%2.00%3.00%3.00%5.00%美国存量调峰装机GWh4.06 10.25 14.47 31.99 调频美国调频装机GWh1.88 2.30 2.82 3.37 4.09 5.00 总计GWh4.51 9.11 18.36 40.25 61.56 115.92 42 证券研究报告* 请务

    84、必阅读最后一页免责声明09资料来源:Solar Reviews,民生证券研究院表后户用光储系统可在25年内为单个家庭节省约8000美元表26:户用光伏设备成本假设:根据Solar Reviews数据,8KW的光伏+10KWh储能系统可以完全满足家用电力需求。在光伏设备25年的生命周期内,光伏+储能设备的总成本约为27000美元。其中,储能设备的使用寿命约为光伏寿命的一半,因此按照两套价格计算。目前ITC补贴使补贴后价格下降为原价的74%,极大降低了前期投入。另外,光伏设备可享3-30年贷款优惠,其对应贷款利率为8.5%-3%(贷款期限越长利率越低) 。此外,还有租赁以及PPA模式可以选择,其总

    85、体经济性类似。当前美国平均户用月电费约为117.64美元(EIA统计数据),25年总用电成本约35000美元。相比光伏配储发电自用,其成本高出约30%。未来随着光伏设备以及储能设备价格的进一步下降,成本优势将进一步扩大。系统规模(KW) 太阳能板数量 每瓦单价(USD) 补贴后总价(USD)4113.2596206172.95130988232.851687210292.752035012342.752442014402.62693616432.628860品牌LG CHEMTESLA产品名RESU10H-R RESU10H-C RESU10H-P RESU16H-P PowerWall可用容

    86、量(KWh)9.39.39.61613.5持续功率(KW)55577.6最大功率(KW)7771122电效率94.50%94.50%90%90%90%10年后容量保证60%60%70%70%70%补贴后总价(USD)5200600067007400-9600960043表27:户用储能设备成本 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明10资料来源:IRENA,民生证券研究院表后工商业光伏配储LCOE约0.3美元表28:美国工商业光伏、储能核心假设成本核心假设与表前发电侧相同,光伏发电整体单价、储能项目单价分别为0.95USD/W、0.39USD/W。与表前的区别在于自发自用时无需考虑部分税收

    87、成本,如所得税等。测算得光储一体系统在其25年生命周期内,度电成本为0.31USD/KWh,低于美国的参考PPA上网电价(0.35-0.44USD/KWh),说明光储系统自发自用具有用电成本优势,如果考虑余电上网,企业也可以从中获得正收益而非折价售电,因此其经济性显现。项目值项目值光伏发电整体单价0.95USD/W贷款利率5%储能设备单价0.39USD/Wh贷款比例50%等效利用小时(h/年)1225光伏设备贷款期限15年光伏设备首年衰减2%储能设备贷款期限10年光伏设备线性衰减0.55%峰时电价0.64USD/KWh储能设备线性衰减3%谷时电价0.18USD/KWh光伏运维成本17.60 充

    88、放电深度95.00%储能运维成本0.08 系统能量效率95.00%44 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明11资料来源:Wood Mackenzie,民生证券研究院预测2022-2025年美国表后储能装机量CAGR91.6%表29:工商业储能装机量测算2022-2025年户用光伏装机量达1.82、3.62、4.64、10.47 GW,其储能渗透率预计分别达到12.00%、18.00%、15.00%、30.00%,按照100%功率配比+2h充放电时长配储,存量渗透率分别为2%、3%、4%、5%,测算得储能装机量分别达到1.82、3.62、4.64、10.47 GWh,2021-2025C

    89、AGR87.7%。2022-2025年工商业光伏装机量达1.50、2.97、5.19、10.02GW,其储能渗透率预计分别达到18.00%、23.00%、28.00%、40.00%,按照100%功率配比及2.5、2.6、2.7、2.8h充放电时长配储,存量渗透率为3%、5%、7%、10%测算得储能装机量分别达到1.50、2.97、5.19、10.03 GWh,2021-2025CAGR96.3%。2022-2025年表后装机量整体分别达到3.32、6.59、9.83、20.50GWh,2021-2025CAGR达91.6%,户用与工商业总量大体相当。工商业202020212022E2023E2

    90、024E2025E工商业光伏GW1.51 1.71 2.39 3.35 4.36 5.67 渗透率11%14%18%23%28%40%配储比例100%100%100%100%100%100%装机功率(GW)0.17 0.24 0.43 0.77 1.22 2.27 充电时长(h)2.25 2.40 2.50 2.60 2.70 2.80 存量光伏(GW)4.215.647.4310.0113.15存量渗透率1%3%5%7%10%存量新增装机0.100.420.971.893.68装机量(GWh)0.38 0.68 1.50 2.97 5.19 10.03 户用202020212022E2023

    91、E2024E2025E户用光伏(GW)3.22 4.02 5.63 7.32 9.52 12.38 渗透率6%8%12%18%15%30%配储比例100%100%100%100%100%100%装机功率(GW)0.20 0.32 0.68 1.32 1.43 3.71 充电时长(h)2.89 2.10 2.00 2.00 2.00 2.00 存量光伏(GW)7.9911.6116.3422.3430.43存量渗透率1%2%3%4%5%存量新增装机0.170.460.981.793.04装机量(GWh)0.56 0.84 1.82 3.62 4.64 10.47 表30:户用储能装机量测算45

    92、证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明12资料来源:民生证券研究院预测美国装机量汇总:2021-2025年CAGR89.3%2022-2025年装机总量为21.62、46.85、71.40、136.42GWh,其2021-2025年CAGR89.3%新增装机量中,表前占绝对主导地位。2022-2025年占装机总量85%左右。表前装机量高增为推动美国储能装机量快速上升的最大动力。单位:GWh202020212022E2023E2024E2025E表前调峰2.63 6.81 11.49 26.63 43.01 78.93 调频1.88 2.30 2.82 3.37 4.09 5.00 存量4.

    93、06 10.25 14.47 31.99 合计4.51 9.11 18.36 40.25 61.56 115.92 表后工商业0.38 0.68 1.44 2.97 5.19 10.03 户用0.56 0.84 1.82 3.62 4.64 10.47 合计0.94 1.52 3.26 6.59 9.84 20.50 总计5.45 10.63 21.62 46.85 71.40 136.42 020406080100120140160202020212022E2023E2024E2025E表前表后46表31:2025美国储能市场空间汇总(GWh)图20:2025美国储能市场空间汇总(GWh)

    94、证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告表前表后双侧同步发力澳洲储能装机蓬勃发展03.47 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明01资料来源:AEMO,AEMC,CEIC,民生证券研究院能源转型推动储能项目官宣,表前装机规模井喷式增长澳大利亚政府为填补未来火电厂关闭导致的10GW以上的空缺,推出一系列利好政策促进电网侧储能,缓解供电压力。为实现碳减排,正在从火力发电向以可再生能源为主转型,如ARENA(澳大利亚可再生能源局)预留了1亿澳元用来资助电网侧的储能电池;AEMC(澳大利亚能源市场委员会)也降低了电池储能系统进入市场的成本,来促进储能的发展。澳大利亚州政府和开发商积

    95、极合作,大力推进表前侧大规模储能电站项目的建设,使得表前装机规模呈现井喷式的增长。年份政策发布方资金2021开发300MW/450MWh的维多利亚大电池(VBB)提供电网服务AEMO1.6澳元2021参与澳大利亚国家电力市场(NEM)的大型电池储能系统和混合部署能源设施将会减少程序、成本和物流障碍AEMC/2021资助配置高级逆变器技术的商业规模电池项目ARENA1亿澳元表32:储能利好政策与表前储能项目澳洲项目投资方项目规模(MW)容量(MWh)地点2021CEP Energy电池储能项目1200/NSW2021壳牌能源& Edify Energy大型电池存储设施100/NSW2021Pho

    96、ton Energy&RayGen Resources 太阳能+储能项目3003600/2021Neoen公司电池储能项目150194ACT2022ACT政府Big Canberra Bettery电池储能项目250/ACT2022Neoen公司/特斯拉Bulgana绿色电力枢纽项目2034VIC48 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源:Solar Power Europe,GWEC,IRENA,BNEF,民生证券研究院高电价、补贴齐推动,总体储能装机CAGR116%高电价使得住宅储能装机量持续增加。2021年澳大利亚的各州平均户用购电价格为52.2USD/MWh,到202

    97、2年初,上涨至56.8USD/MWh,高电价使得住宅储能装机量持续增加。各州的补贴和优惠使得2022年以后表后装机持续增加。新南威尔士州政府的免息贷款、澳大利亚首都行政区政府825AUD/KWh的补贴、南澳政府的补贴(最高4000澳元)和低息贷款使得表后储能在储能市场占比进一步增加,在2021年达到了50%左右,各州的补贴和优惠使得2022年以后表后装机持续增加。极端气象频繁及电网不完善促进储能装机量持续增加。澳大利亚人口分散,电网基础设施不完善,风暴火灾等极端气象日益频繁,因此,表后光伏+储能的模式能够有效缓解夏季高峰时段的用电压力。疫情影响减小促进储能装机量增加。2022年以后疫情的影响减

    98、小,经济回温,疫情好转促进表后的装机规模增长。众多大型储能项目启动,澳大利亚表前储能装机规模年均增速有望超100%。预计2022-2025年表前储能装机量为3.30、6.30、10.34、18.31 GWh。21-23户用翻倍增长,总体CAGR116%。预计2022-2025年户用储能装机规模为2.08、4.22、6.32、10.67GWh,2021-2023年CAGR约为118%;总体储能装机规模分别为6.18、12.13、19.56、34.73 GWh,总体储能装机在2021-2023年CAGR约为116%。单位202020212022E2023E2024E2025E表前新增装机总计GWh

    99、0.74 1.37 3.30 6.30 10.34 18.31 户用新增储能装机GWh0.23 0.90 2.08 4.22 6.32 10.67 工商业新增储能装机GWh0.08 0.30 0.66 1.26 1.94 3.27 表后存量装机GWh0.01 0.03 0.13 0.36 0.96 2.48 表前+表后总计GWh1.00 2.60 6.18 12.13 19.56 34.73 表33:储能装机规模预测49 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告德英领跑欧洲市场表前表后储能两开花04.50 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明01资料来源:ofgem,民生证

    100、券研究院英国领跑欧洲表前,政策推动储能部署英国引领欧洲表前储能市场的发展。欧洲作为一个重要的储能市场,计划2030年碳减排55%,因此,表前表后市场都不容忽视。据ESEA统计,2020年德国和英国的新增装机规模占欧洲将近80%,为欧洲最主要的两大市场。其中,英国引领表前储能市场的发展,德国引领表后市场。净零目标引发英国储能需求,进而促使装机规模持续高速增长。英国是欧洲最大的表前市场。英国政府制定了2050年净零碳排放目标,到2050年将会有30GW的短期储能需求。政策部署促使英国继续引领欧洲表前市场,持续高速增长。英国部署了一系列政策降低表前大规模储能项目的时间和经济成本,推进大型储能项目和独

    101、立储能电站建设,储能装机规模向着大容量发展。随之而来的是英国未来准备建设的大型储能项目 1.8GW,通过批准的项目 6.9GW, 正在计划中的项目 6.2GW,总容量达14.9GW,表前装机规模高速增长。表34:英国储能部署政策时间英国储能政策部署2017“智能灵活能源系统发展战略”提出:明确储能的各项资质与性质,消除储能等智慧能源的发展障碍,提升电网对储能的兼容性。2020“绿色工业革命十点计划”提出:1、推进海上风电,到2030年海上风电装机翻两番;2、改造能源系统向清洁能源转型过程中,建设电网基础设施,充分利用储能。20201、取消了储能部署的容量限制,允许英格兰和威尔士分别部署在50M

    102、W和350MW以上的项目;2、提供100万英镑支持储能部署。2021“智能系统和灵活计划2021” 提出:1、消除电网灵活性方面的阻碍,开发电力存储和电网互联技术大规模电力存储以及小规模家庭电力存储;2、政府将推出10亿英镑的净零创新投资组合,至少1亿英镑的创新资金将用于支持储能和灵活性创新项目。下一步部署方向1、消除储能监管障碍,如修改发电许可证,取消储能资产终端消费税(FCL);2、与电网运营商合作,减少储能项目的并网等待时间,并通过电网管理服务创造新的收入来源;3、提供创新资金支持储能部署。51 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源:dena,民生证券研究院德国领跑欧洲

    103、表后,屋顶储能装机欣欣向荣高电价促进德国户用装机规模高速增长。德国是欧洲最大的表后市场,高电价促使屋顶太阳能+储能这种自给自足的模式迅速发展。各州的政策补贴和优惠促进表后装机。德国的EEG-2021附加税减免、Bavaria的“Energy Bonus Bavaria”计划与补贴、柏林的“EnergiespeicherPLUS”计划、Lower Saxony的补贴等政策均有效提升表后经济性,促进储能装机规模的迅速增长。表35:德国储能利好政策年份地区德国储能政策部署2021Bavaria户主可通过通过Energy Bonus Bavaria计划购买储能装置,与光伏系统一起获得补贴。其中,3千瓦

    104、时的补贴起价为500欧元,每增加1kWh时的存储容量增加100欧元(最大容量为 30kWh)。2021BerlinEnergiespeicherPLUS计划:为每千瓦时存储容量提供300欧元补贴(最多15000欧元)。2021Lower Saxony 为新建的输出功率大于4kWp或现有的扩大到4kWp以上的光伏系统的电池存储系统成本提供40%的补贴。2021德国EEG-2021:免除最大装机容量30kW或年最大耗能30MWh的屋顶太阳能+储能装置的EEG附加税。52 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明04资料来源:Solarpower Europe、IRENA、BNEF、民生证券研究院

    105、欧洲表后储能装机高速增长,总规模22、23年年均约2倍增速欧洲表前装机规模21-23年将会迎来快速增长 。由于各国储能优惠政策的实施,尤以英国部署了一系列政策,推进了大型储能项目和独立储能电站建设,领跑欧洲表前市场,经测算,预计2022-2025年欧洲表前储能装机规模分别为4.00、7.91、13.93、33.95 GWh。欧洲表后储能装机规模高速增长,总体储能装机规模21-23年CAGR约81%。表后以德国为领跑对户用储能装机推出一系列补贴政策,预计2022-2025年表后装机规模分别为3.50、6.43、11.12、20.12 GWh;欧洲2022-2025年表前表后总计新增分别为7.51

    106、、14.34、25.05、54.07 GWh,其中,2021-2023年CAGR约81%。表36:欧洲储能装机规模预测单位202020212022E2023E2024E2025E表前新增装机GWh0.76 1.47 3.94 7.81 13.77 33.74 表前存量装机GWh0.03 0.05 0.06 0.11 0.16 0.22 户用新增储能装机GWh1.07 1.82 3.24 5.98 10.45 18.96 工商业新增储能装机GWh0.07 0.11 0.19 0.30 0.46 0.79 表后存量装机GWh0.02 0.03 0.08 0.14 0.21 0.36 表后新增装机总

    107、计GWh1.16 1.96 3.50 6.43 11.12 20.12 总计GWh1.86 3.47 7.51 14.34 25.05 54.07 53 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明04资料来源:Solarpower Europe、IRENA、BNEF、民生证券研究院预测全球装机量预计21-23年CAGR116.2%全球装机量方面,预计2022-2025年全球储能装机规模将达到52.58、112.67、180.33、361.56GWh, 21-23年CAGR112.8%。表37:全球储能装机规模预测54单位:GWh202020212022E2023E2024E2025E中国0.2

    108、1 5.92 13.05 29.11 47.92103.46美国4.989.97 20.37 44.07 68.57129.57欧洲1.95 3.47 7.51 14.34 25.05 54.07 澳洲1.05 2.59 6.18 12.13 19.56 34.73 全球其他地区0.87 2.264.7810.2416.3932.87全球总计9.52 24.87 52.58 112.67 180.33 361.56 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告储能市场商业模式:海外经济性跑通、国内政策推动为主、表后具备渠道溢价06.55 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明01

    109、资料来源:金博股份环保影响报告,金博股份公告,民生证券研究院储能设备主要由电池组、储能逆变器(PCS)、能量管理系统(EMS)、电池管理系统(BMS)构成。电池组为最主要的构成部分,其主体由电芯构成。电池组中涵盖其他辅助系统包括温控(散热),消防。储能逆变器为必不可少的重要组成部分,负责直流交流转化,是电站并网运行的必备条件。EMS、BMS主要集中于系统软件层面,由储能投资商负责设计,EMS负责数据采集、能量调度;BMS负责电池监控、管理,保证充放均匀稳定。电化学储能前景广阔,代表上市公司有【德业股份】、【固德威】、【阳光电源】、【盛弘股份】、【青鸟消防】、【英维克】、【宁德时代】、【亿纬锂能

    110、】、【鹏辉能源】等。储能系统由电池组、消防、温控、PCS、EMS、BMS构成储能逆变器(PCS)电池管理系统(BMS)能量管理系统(EMS)电池组消防温控充放电状态信息控制信息控制信息控制信息状态信息状态信息类别代表公司电芯宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源 等PCS德业股份、固德威、阳光电源、盛弘股份消防青鸟消防、国安达温控英维克56图21:储能系统构成简介表38:储能代表公司资料来源:民生证券研究院 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明海外表后户用电价居高不下,拥有更高价格承受能力。海外户用电价居高不下;户用光伏+储能成本总体走低 。在美国市场,纯电网购电,相较光伏配储发电自用,成本高出约

    111、30%。在德国市场,户用电价居高不下,2021年达到了31.9欧分/KWh(约2.3元/KWh),较光伏+储能的度电成本高出2倍以上。配备储能后,光伏系统可向家庭用户提供更稳定的电力供应,减少对于市电的依赖+确保电力节省的可持续性,下游有意愿为家用光伏配储。表后工商业用电经济性原理与户用相同,企业在用电成本降本的情况下即有意愿配置光储设施。海外表后用户对于价格的敏感性较低,上游制造端的利润空间相对较高。02资料来源:Solar Power Europe、民生证券研究院海外表后价格承受能力高,推升上游盈利水平29.530.531.831.93231.710.68.88.810.19.99.214

    112、.313.112.214.713.912.80510152025303520182019202020212022e2023e欧分/KWh电费光伏LCOE光伏+储能LCOE57图22:德国电费与光伏、光储度电成本对比 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明蓝海战略抢占户用市场,品牌先发更易建立口碑。海外的表后市场受经济性驱动,需求年均增速翻倍以上,属于蓝海市场。行业快速增长下,打入市场所需宣传推广的成本相对更小,更容易建立口碑。户用市场成为最优选择,先发优势缔造行业壁垒。2C模式构筑行业壁垒,已有口碑的企业具备顾客粘性,外来新品牌进入该市场至少需要2-3年的时间进行宣传推广以构筑品牌。即使日

    113、后竞争使得产品趋同,在相同的条件下,顾客依然更偏好有口碑的品牌,先发优势明显。先发优势竞争压力小,销售渠道更易建立。储能设备企业进入海外表后市场,一般通过经销商-安装商进行销售,即利用销售渠道进行品牌推广。先发使得市场竞争压力小,能够优先选择渠道商,建立稳定的销售渠道。如德业、固德威较早进入海外户用储能领域,通过贴牌等方式成功建立销售渠道,目前占据表后市场优势地位。03资料来源: Wood Mackenzie,民生证券研究院海外表后市场更具先发优势厂商客户渠道销售单位:MW企业2018201920201华为23,85928,12141,7512阳光电源16,70017,14235,0413SM

    114、A8,44910,56413,1004Power Electronics6,3277,9849,9525古瑞瓦特1,4165,4029,7966锦浪2,8984,1818,8737Fimer6,6516,7137,7008上能电气5,4416,3787,3259固德威4,1582,8746,99710TMEIC2,8285,2356,81358图23:海外储能销售渠道表39:全球储能逆变器厂商出货排名 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明海外表前市场认证及渠道壁垒高,技术&设备性能为核心竞争要素。海外市场对于储能设备的认证过程严格、对于产品质量的要求极高。其中,认证过程往往长达半年以上,

    115、且对于设备的性能要求极高,否则企业可能面对巨额罚款。因此这是进入海外储能市场在设备本身上最大的壁垒。部分国内储能设备生产商在美国遭遇瓶颈即因为未能通过认证或存在产品性能续表现象,不得不面对赔偿甚至退出美国市场的窘境。因此过硬的产品品质是竞争的核心要素之一。储能技术积累凸显竞争优势。随着新能源行业的发展,清洁能源的日益增多,光能、风能等能源的存储对储能技术尤其大规模储能技术提出了更高的要求。表前市场大规模电站的建立、众多项目都对储能技术的积累提出了要求。储能电站的性能通常由以下四个维度决定:电量指标、能效指标、可靠性指标、运维费用指标,其对应的最关键部件是PCS以及电芯,因此PCS、电芯等部件的

    116、性能优势可大幅提升电站关键性能指标从而提升电站在线率,由此获得更多收益。04资料来源:BNEF、民生证券研究院海外表前市场性能与技术成为核心要素59表XX:储能电站关键性能指标机器对应相关部件指标对应部件评定标准电量指标电芯上下网电量、站用电量、电站运行小时数、等效利用系数、充放电量能效指标PCS、电芯、EMS综合效率、储能损耗率、站用电率、配电损耗率可靠性指标电芯、PCS停运系数、可用系数、电池失效率、电池簇故障次数运维费用指标电芯、PCS、EMS单位容量维护费、度电运行维护费 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明国内工商业储能市场,对价格承受力高于表前。工商业企业在光储系统LCOE低

    117、于用电电价的基础上即有意愿配置光储系统。目前国内光伏配储LCOE约为0.315元/KWh,低于几乎全部地区的平时以及峰时电价。终端应用具备经济性,上游组件企业可保有一定盈利空间。电网侧储能市场更看重储能硬件及软件性能。电网侧储能目前多用于电网调频,调频服务盈利模式明确、经济性凸显,性能优良的调频项目IRR可高达18%,由于投资方更加看重储能产品的性能,其对于产品的价格敏感性低于发电侧,且极高的内部收益率使得其可以接受更高的价格。电网侧23年后竞争格局可能恶化。随后续市场化水平提升,高投资回报率吸引新玩家进入,由于调频电站建设+调试需耗时1.5年以上,预计23年后行业格局可能趋于恶化。05资料来

    118、源:北极星储能网,民生证券研究院国内表后市场、表前电网侧具备发展潜力0.3050.310.3150.320.3250.330.3351.51.61.71.81.92LCOE(元/KWh)储能单位成本(元/Wh)地区福建广东蒙西山西京津唐山东甘肃江苏调节里程调节里程*12元/MW细节里程*调节性能*市场价格调节深度*调节性能*(0-15元/MW)调节深度*调节性能*(0-15元/MW)调节深度*调节性能*(0-15元/MW)调节深度*调节性能*(0-15元/MW)调节深度*调节性能*(0-15元/MW)调节深度*调节性能*(0-15元/MW)调节容量调节容量*调用率*240元/MW(华东)960

    119、元/MW(省市)调节容量*(平均节点电价-核定成本)/准入门槛综合调频性能指标不小于0.53综合调频性能指标不小于0.5/60图26:度电成本投资敏感性表40:各地电网调频补偿规则 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明光伏配储内部收益率受设备成本影响极大。储能设备单位成本每Wh增加0.1元,光伏配储IRR下降约0.21%。发电侧储能需求量大,现阶段主要以低价竞争。政策驱动使得强制配储逐渐普及,由于其经济性不显著,投资方往往会采用最低价的产品,上游厂商利润受到较大挤压。随国家规范储能管理品质标准,对产品的需求为“性能达标前提下需性价比最高”。预计该商业模式下,行业龙头通过规模效应实现成本下

    120、降,有望具备优势。06资料来源:民生证券研究院国内发电侧:政策驱动为主,价格敏感性高5.00%5.20%5.40%5.60%5.80%6.00%6.20%6.40%1.51.61.71.81.9储能系统价格(元/Wh)IRR61图27:发电侧投资敏感性 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明我国国内储能电池的竞争格局集中。从市场份额来看,宁德时代和比亚迪的市场占有率占据了将近80%的市场,宁德时代市场份额第一,为59.7%;比亚迪的市场份额第二,为16%。国内储能电池的为垄断竞争格局,预计未来集中度进一步提高。我国国内PCS竞争格局较为集中,CR3达48.6%,以阳光电源、科华数据、索英电

    121、气为代表的公司占据了市场接近一半份额,其先发优势较为明显。国内集成商集中度较低,CR8仅48.9%,其中阳光电源、海博思创作为作为行业龙头,其先发优势不明显。集成商优势在于其负责采购电池PCS等零部件,如阳光电源等行业内纵向布局的企业则具备一定优势。总体来看,竞争格局集中度呈现电池PCS集成商,因此电池和PCS具有较大的进入壁垒,行业先行者具有先发优势。07资料来源:前瞻产业研究院、民生证券研究院国内市占率:电池和PCS集中度较高24.70%5.40%5.00%11.90%13.00%15.10%13.40%2020年中国储能电池企业竞争格局宁德时代比亚迪中航锂电上海电气国轩新能源亿维动力天津

    122、力神海基新能源20.40%15.70%12.50%9.00%6.80%5.60%4.20%3.30%2.40%2.40%18%2020年中国储能系统PCS竞争格局阳光电源科华数据索英电气上能电气南瑞继保盛弘股份科陆电子许继英博电气智光储能其他13%10.50%5.50%4.90%3.70%3.30%3.10%2.70%2.20%2.00%49.10%2020年中国储能系统集成商竞争格局阳光电源海博思创平高上海电气国轩新能源猛狮科技科华数据南都电源科陆电子南瑞继保库博能源其他62图28:国内储能各环节竞争格局 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明08逆变器为光伏、储能核心部件资料来源:固德

    123、威招股说明书,民生证券研究院逆变器的核心功能为将直流电转化为交流电。光伏逆变器,将太阳能电池组件产生的直流电转化为交流电、并入电网或供负载使用,太阳能电池组件所发的电全部都要通过逆变器处理才能对外输出。储能逆变器,是将市电交流电变换成直流电向蓄电池(电瓶)充电储存,当市电停电时再将蓄电池储存的直流电变换成市电220V交流电供用电设备使用。别于光伏逆变器单向通过,储能逆变器则需要考虑双向电流,技术难度更大、安全性要求更高。逆变器的形式种类多样,可分为光伏集中式逆变器、光伏组串式逆变器、储能逆变器和微型逆变器。其中,组串式与集中式占比最大。集中式光伏逆变方式:并行的光伏组串连到同一台集中逆变器的直

    124、流输入端,做最大功率峰值跟踪,经过逆变后并入电网,单体容量:500kw以上。组串式光伏逆变方式:对几组(一般1-4组)光伏组件进行单独的最大功率峰值跟踪,再经过逆变以后并入电网,单体容量:100kw以下。一台组串式逆变器可以有多个最大功率峰值跟踪模块。微逆光伏逆变方式:对每块光伏组件进行单独的最大功率峰值跟踪,再经过逆变以后并入交流电网,单体容量:1kw以下。IGBT连接器变压器逆变器光伏储能上游行业下游行业逆变器类型优势劣势适用领域发展趋势组串式逆变器体积小,重量轻,便于运输与安装;夜间自损耗小;单机容量小,故障时发电量损失少;光伏组件发电多转换效率低;功率密度大,元器件工作温度高,故障率相

    125、对较高,成本相对较高户 用 和 工 商 业屋顶、农业大棚光伏、水面光伏等分布式电站,以及丘陵、大型地面等集中式电站单机功率往大型化发展,有效拉低单瓦成本,地面电站应用逐渐增加;转换效率不断提升,并朝着智能化、安全性等技术领域发展集中式逆变器转换效率高;元器件数量少,成本低、可靠性高单机体积大,重量重,运输与安装难度大;需单独建设安装基建;单机容量大,故障时发电量损失大大型地面、矿坑等集中式电站不断提升单机容量,降低电站投资和度电成本63图29:逆变器上下游产业链表41:逆变器种类及应用场景 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明09阳光电源:研发&品牌优势,看好公司储能业务高速放量光伏逆变

    126、器全球市占率领先,产品矩阵丰富。根据2020年woodmac数据显示,阳光电源光伏逆变器全球市占率约19%,位居第二,主要产品工作转换效率皆超过98%。公司光伏逆变器产品矩阵丰富,秉承“因地制宜,科学设计”理念,提供88800kW逆变设备,全场景覆盖户用、分布式、大型地/水面等。下游销售结构持续优化。逆变器下游出货结构毛利差别大,一般而言,海外(欧、美、澳)毛利高于国内、表后高于表前。从整体营收结构角度来看,公司海外营收占比从2018年约13.34%提升至2021年50%以上,拉升整体盈利水平。储能系统集成业务加速研发进程。储能系统类似定制产品(不同国家电网环境及对PCS要求不同),结合下游标

    127、准与需求深度定制。公司注重研发投入,21Q1-3研发费用率5.53%,研发费用高达8.5亿。下游市场高增+品牌渠道优势,看好公司储能业务高速放量。2021年阳光电源预计储能营收约31亿,较20年增长165%。22、23年下游市场增速翻倍以上,兼公司本身具备品牌渠道优势,看好储能业务市占率进一步提升。资料来源:公司官网,公司公告,民生证券研究院预测(亿元)(亿元)2021E2021E2022E2022E营业收入营业收入光伏并网逆变器光伏并网逆变器90.24 130.46 储能系统储能系统31.00 102.00 电站及其他业务电站及其他业务100.49 123.77 营业成本营业成本光伏并网逆变

    128、器光伏并网逆变器60.46 90.03 储能系统储能系统24.18 79.56 电站及其他业务电站及其他业务91.45 112.01 毛利率毛利率光伏并网逆变器光伏并网逆变器29.78%40.43%储能系统储能系统6.82%22.44%电站及其他业务电站及其他业务9.04%11.76%归母净利润归母净利润26.03 39.96YoYYoY33.19%53.54%64表42:公司营业数据及预测图30:2018-2021Q1年营业收入分地区结构0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021Q1国内亚太欧洲美洲中东南部非洲 证券研究报告* 请务必阅

    129、读最后一页免责声明10固德威:联手GE进军美国户用,占据逆变器最优市场联手GE业务合作+自有品牌,双管齐下进军美国市场。固德威通过与GE合作和自有品牌的方式布局美国市场,定位中高端户用市场。参考过去固德威产品毛利情况,预计GE业务合作部分(渠道)和自有品牌(直销)毛利率分别约50%与40%,品牌定价优势明显。美国市场的快速放量也将会进一步优化固德威的产品下游出货结构,提升总体盈利水平。深耕储能,固德威具备极强海外先发优势。固德威于2010年成立,始于光伏逆变器业务,是逆变器老牌龙头。此后,依托光伏逆变器基础,公司进军PCS领域,不断丰富储能逆变器产品矩阵,2019年户用储能业务市占率15%,世

    130、界第一。公司也可以通过此前积累的并网逆变器渠道销售储能,具备极强先发优势。一般而言,海外渠道从铺设到放量需要较长时间。公司作为行业海外户用龙头,有望在未来1-2年内继续享有高增长。公司同时也拥有健全的售后体系,在海外各主要市场成立了子公司构建“3小时服务圈”,进一步提高客户粘性。高含储量优化毛利结构。公司主营业务为光伏逆变器与储能逆变器,其中储能逆变器具备更高的毛利水平。以21年半年报测算,公司净利润含储量约为16.02%,位居行业前列。资料来源:固德威公司官网,公司公告,民生证券研究院预测(亿元)(亿元)2021E2021E2022E2022E营业收入营业收入PCSPCS4.27 7.38

    131、光伏逆变器光伏逆变器19.40 31.35 营业成本营业成本PCSPCS2.31 3.74 光伏逆变器光伏逆变器13.58 20.55 毛利率毛利率PCSPCS45.87%49.32%光伏逆变器光伏逆变器30.00%34.45%归母净利润归母净利润3.27 6.90YoYYoY25.75%110.75%65表43:公司营业数据及预测图31:2017-2021年营业收入海外占比0%10%20%30%40%50%60%70%80%02468101220172018201920202021H1境外销售金额(亿元)境外销售占比(右轴)(亿元) 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明11德业股份:供

    132、应链与渠道优势彰显“家电血统”推动导入国产IGBT,22年有望保证原材料供应。21年德业股份逆变器业务增长明显。往22年看。公司推动导入国产IGBT进程,有望保证出货及户用市场市占率。美国户用渠道保障量&盈利。德业股份在美国主打低端户用,以贴牌模式合作美国Solar-Ark进入美国市场。我们通过德业储能逆变器营收与出货进行测算,德业销售与Solar-Ark的产品平均价格约为1000-1500美元,且毛利逐季提升。参考Solar-Ark官网的产品定价,Solar-Ark的“渠道加价倍数”约为3-4倍。低出厂价、低市场价与高渠道加价倍数的结合,不仅让渠道拥有足够强的动机去拓宽市场、也让德业在面对上

    133、游供应链压力的时候有充足的提价能力保障自身毛利率水平,熨平原材料价格周期波动带来的毛利率影响,盈利能力稳定。适配低压场景,且可16台同时并联放大功率、大幅增强系统可靠性。低压逆变器安装更安全,可用户自行完成,且适用于美国(NEC2017,要求光伏系统电压在关断10秒内降低至小于30V)等规定了屋顶光伏电压上限条文的市场。此外,德业采用频率下垂控制技术实现逆变器并联,可以并联16台逆变器、实现功率扩充16倍,覆盖小型工商业储能场景需求。16台并联系统也可以提高系统安全性,即便并联组中有部分产品出现故障,16台并联下仍可提供极高的系统安全性与可靠性。资料来源:德业股份公司官网,公司公告,民生证券研

    134、究院预测(亿元)(亿元)2021E2021E2022E2022E营业收入营业收入除湿机除湿机5.04 6.55 热交换器热交换器25.23 23.97 逆变器逆变器12.53 26.79 营业成本营业成本除湿机除湿机3.58 4.59 热交换器热交换器21.45 19.84 逆变器逆变器7.94 16.97 毛利率毛利率除湿机除湿机29.00%30.00%热交换器热交换器15.00%17.23%逆变器逆变器36.64%36.67%归母净利润归母净利润4.13 10.20 YoYYoY7.97%147.02%66表44:公司营业数据及预测图32:2021年逆变器业务分地区收入结构巴西35%美国1

    135、6%南非17%大陆9%其他地区(波兰、巴基斯坦等)23% 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明12盛弘股份:产品力高,工商业储能打造业绩增长点多年技术储备加持盛弘储能变流器产品力。盛弘股份于2012年进军储能变流器市场,为满足不同国家地区的安全标准,盛弘30-1000kW全功率范围储能变流器产品均已通过第三方认证机构认证(中、英、德、澳、美)。50250kW系列模块化储能变流器成为全球首款同时满足UL、CPUC和HECO相应规范的大型并网逆变器,并能同时满足并网和离网的应用需求。此外,盛弘股份储能实验室也同时成为Intertek和TUV莱茵所认可的试验室。技术加持盛弘强大产品力,也助力其

    136、在海外工商业市场获得先发优势。客户定位海外To小B,且可利用UPS渠道带来协同效应。通过盛弘官网业务与产品介绍,盛弘主要的下游是工商业储能,商业模式属于To小B。由于工商业客户的储能系统和其生产经营密切相关,因此工商业储能领域需要储能系统提供商对下游工商业客户的电力需求和特点具备一定的理解。盛弘作为传统的电源设备提供商,自身在电力设备领域有一定的积累。此外,储能系统出货可利用传统主业UPS的渠道,为客户带来电源 储能系统一体化解决方案。一体化方案“高附加值”能力预计可以带来更高的毛利、塑造品牌形象,加强客户粘性。首次覆盖盛弘股份,主营业务稳健+储能有望快速放量,看好公司业绩快速增长。预计公司2

    137、1、22、23年净利润分别为1.4、1.97、3.15亿元,2月23日收盘价对应PE为51、36、23倍,给予“推荐”评级。风险提示:原材料涨价风险;储能业务进展不及预期;下游需求不及预期等。资料来源:盛弘股份公司官网,公司公告,民生证券研究院预测(亿元)(亿元)2021E2021E2022E2022E营业收入营业收入电能质量设备电能质量设备3.00 3.75 新能源电能变换设备新能源电能变换设备2.00 5.00 电动汽车充电设备电动汽车充电设备2.01 2.61 电池检测及化成设备电池检测及化成设备1.70 2.55 营业成本营业成本电能质量设备电能质量设备1.35 1.69 新能源电能变

    138、换设备新能源电能变换设备1.20 3.10 电动汽车充电设备电动汽车充电设备1.21 1.62 电池检测及化成设备电池检测及化成设备0.94 1.53 67表45:公司营业数据及预测 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明68盛弘股份财务报表数据预测汇总利润表(百万元)2020A2021E2022E2023E营业总收入7718711,3912,102营业成本4004697941,291营业税金及附加561014销售费用117119181242管理费用395080105研发费用8086137147EBIT125142190303财务费用7222资产减值损失-13 000投资收益-2 -2 1

    139、1营业利润121156221356营业外收支0100利润总额122157221356所得税15172441净利润106140197315归属于母公司净利润106141198316EBITDA135162222346资料来源:公司公告、民生证券研究院预测现金流量表(百万元)2020A2021E2022E2023E净利润106140197315折旧和摊销10203243营运资金变动-30 106-7 21经营活动现金流112270224380资本开支-160 -104 -120 -112 投资78-85 -2 -44 投资活动现金流-75 -192 -122 -155 股权募资0000债务募资-1

    140、0 000筹资活动现金流-30 -2 -2 -2 现金净流量67599223资料来源:公司公告、民生证券研究院预测 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明69盛弘股份财务报表数据预测汇总资产负债表(百万元)2020A2021E2022E2023E货币资金193268368590应收账款及票据4114827561,153预付款项551015存货143163280453其他流动资产212177146127流动资产合计9641,0961,5592,338长期股权投资10101010固定资产22109186243无形资产88117130151非流动资产合计278363451521资产合计1,242

    141、1,4592,0102,859短期借款40404040应付账款及票据310347601966其他流动负债132172272440流动负债合计4825599131,446长期借款0000其他长期负债5555非流动负债合计5555负债合计4875649181,451股本137137137137少数股东权益0-1 -1 -2 股东权益合计7558951,0921,408负债和股东权益合计1,2421,4592,0102,859资料来源:公司公告、民生证券研究院预测主要财务指标2020A2021E2022E2023E成长能力(%)营业收入增长率21.3112.9359.7351.09EBIT增长率89

    142、.9913.2334.1359.32净利润增长率70.9932.5740.6859.74盈利能力(%)毛利率48.1946.1442.9538.57净利润率13.7616.0614.1915.00总资产收益率ROA8.549.649.8411.06净资产收益率ROE14.0615.7118.1022.43偿债能力流动比率2.001.961.711.62速动比率1.651.641.361.27现金比率0.400.480.400.41资产负债率(%)39.2338.6745.6850.76经营效率应收账款周转天数173.07179.46176.27177.86存货周转天数130.35127.111

    143、28.73127.92总资产周转率0.620.600.690.74每股指标(元)每股收益0.780.690.961.54每股净资产3.684.365.336.87每股经营现金流0.551.311.091.85每股股利0.000.000.000.00估值分析PE45513623PB7.57.36.04.7EV/EBITDA-0.71-1.01-1.18-1.40股息收益率(%)0.000.000.000.00资料来源:公司公告、民生证券研究院预测 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明13消防是储能电站安全运行的重要环节资料来源:青鸟消防招股书,民生证券研究院电子元器件机箱结构件储能消防产品

    144、储能电站上游原材料下游应用场景新能源汽车电动自行车家用储能灭火剂锂电池热失控难控制,极早探测和高效灭火是关键。锂电池在电滥用、热滥用和机械滥用作下,内部温度会升高,引发一系列化学反应导致热失控,电池着火,单个锂电池着火后,容易引发多米诺骨牌效应导致整个电池模组和电池簇会被点燃,最终导致储能电站出现火灾甚至爆炸。热失控很难控制,一旦着火火灾也很难扑灭,传统的灭火技术如CO2气体、干粉灭火剂无法阻止火灾复燃。因此对储能电站进行火灾安全防护, 越早探测热失控,越早越容易将火灾风险提前化解,结合高效灭火技术,为储能电站安全运行保驾护航。模组级别探测和灭火是储能消防未来发展趋势。根据电化学储能电站安全规

    145、程要求,每个电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头,实现PACK级别的探测和灭火,目前常用的探测方案有可燃气体探测、多级探测(温度、阻抗、电压探测与可燃气体探测相结合)等,多级探测相较于可燃气体探测准确度更高,误报少,技术壁垒更高。 常用的灭火技术有混合气体灭火(七氟丙烷、全氟已酮)、高压细水雾等,技术壁垒较低。目前消防投入占储能电站总投资的比例小于2%,价值量约为 3000万/GWh,随着储能电站消防政策趋严,消防投入占储能电站总投资比例有望提高到5%。70图33:消防上下游产业链 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明14青鸟消防:国内消防报警龙头,不断拓宽下游产业链民用消防报警龙头,

    146、品牌认可度高。青鸟消防能提供从预警,报警,疏散到灭火的“一站式”产品和服务闭环,2019年在民用消防报警产品领域市占率为6.78%,位列行业第一。品牌认可度高,公司2020-2021年度连续两年获得中国房地产开发企业500强首选供应商服务商品牌测评榜单中“消防设备”榜首,首选率分别为21%和17%。自研“朱鹮”新芯片,产品差异化优势明显。2016-2020年度研发费用CAGR达27.5%,2020年拥有专利数量159件,计算机著作202件,技术储备充足。研发国内首款消防报警专用“朱鹮”芯片,抗电磁干扰能力强,达到30V/m,远超国家标准10V/m,在降低功耗的同时提高了报警速度和准确度,降本增

    147、效。积极布局储能消防,并实现多个工业领域0到1的突破。青鸟消防充分利用“朱鹮”芯片带来的小型化优势,打造出小型化集约探测器,前置或内置于电池模组内,实现热失控早期探测,在灭火端,采用七氟丙烷灭火系统+细水雾灭火系统,同时实现灭火和阻止复燃,同时2021年相继中标天柱钢铁、国网江苏、富临新能源、10尺/20尺/40尺储能集装箱灭火系统、美国Texas某储能变电站等项目,实现冶金、电力、储能等多个工业消防领域0到1的突破。资料来源:青鸟消防官网,民生证券研究院图34:“朱鹮”芯片资料来源:中国房地产业协会,慧聪网,民生证券研究院表46:首选率排行712020首选率2021首选率青鸟消防21%青鸟消

    148、防17%海湾安全18%鼎信通讯13%鼎信通讯13%尼特西普13%尼特西普11%海湾安全10%泛海三江9%泛海三江9%利达华信7%松江飞繁8%泰和安6%利达华信6%松江飞繁5%海康威视5%赛科4%泰和安3%依爱2%霍尼韦尔(中国)2%合计96%86% 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明15温控设备将储能电池设备温度保持在合理区间,是储能系统安全性保障的关键一环。锂电池对工作环境具有较高的要求,具备参数硬约束。锂电池的最佳工作温度约为15-35度,工作温度区间覆盖-20-60度。当温度过高时,锂电池内电解液及活泼物质的活性提升,电池内部会发生副反应、造成电解液分解,从而造成电池容量损失与副

    149、反应气体造成电池鼓胀,造成安全隐患。储能系统中一般具有大量锂电池、且容量和功率都较大,其结构特点容易导致生热不均、电池间温差较大,严重时甚至引发热失控造成火灾与爆炸。近年来储能领域多起事故大多与热失控有关。液冷将成为储能温控主要方案。常见的温控方案主要为气冷(小功率、小项目)与液冷(大功率、大项目)两种,后者由于液体高冷却均匀性、高比热容、和高导热系数,从而更适用于大型集装箱集群储能系统,但系统复杂、技术要求高,具备更高的进入壁垒。电子元件、变频器件电源设备风机、压缩机温控设备储能上游产业下游产业温控为储能设备安全提供保障机房机柜冷链空调资料来源:英维克公司官网,公司公告,民生证券研究院72图

    150、35:温控设备上下游产业链 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明16英维克:国内温控领域劲旅,进军储能领域资料来源:公司官网,公司公告,民生证券研究院预测具备先发优势,铸就品牌壁垒与客户积累。英维克作为国内温控领域劲旅,成立16年来一直为数据中心、通讯网络、轨交列车、新能源客车等行业提供空调等散热产品,多年温控技术储备和积累塑造英维克先发优势与品牌壁垒。英维克也在早期布局储能温控市场,针对储能客户,英维克可以定制开发冷机,从冷机切入储能温控,储能业务收入规模从2020年约1亿迅速增长,在2021年H1已有约1.5亿元收入。基于液冷技术平台,率先发力液冷温控。英维克现已发布全链条液冷解决方

    151、案,该产品已实现单机柜200kW批量应用,冷板方案刷新最高热密度,并在超高算力场景完成商用,技术力领先市场。此外,公司也与下游客户一起不断改善产品线,快速响应客户需求的同时也通过高额研发进行产品迭代,通过领先技术力持续打造优越产品力与卓越品牌力。(亿元)2021E2022E营业收入机房温控节能设备11.01 13.76 户外机柜温控节能设备7.02 11.99 轨道交通列车空调及服务3.44 3.96 新能源车用空调0.99 1.01 营业成本机房温控节能设备8.59 8.59 户外机柜温控节能设备4.91 8.39 轨道交通列车空调及服务2.06 2.37 新能源车用空调0.59 0.61

    152、毛利率机房温控节能设备22.00%25.00%户外机柜温控节能设备30.00%30.00%轨道交通列车空调及服务40.00%40.00%新能源车用空调40.00%40.00%归母净利润1.95 2.97 YoY7.09%52.69%73图36:公司产品表47:公司营业情况及预测 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明74重点公司盈利预测、估值与评级表48:重点公司盈利预测、估值与评级资料来源:公司公告、民生证券研究院预测 (注:股价为2022年2月23日收盘价)注:考虑到IGBT供应紧张,将阳光电源22、23年净利润预提调整为40.91、53.87亿元;固德威22、23年净利润预提调整为6

    153、.89、9.81亿元。股价股价(元)(元)2020A2020A2021E2021E2022E2022E2020A2020A2021E2021E2022E2022E300274.SZ阳光电源111.841.341.792.74836341推荐688390.SH固德威379.993.643.727.8410410248推荐605117.SH德业股份269.962.993.236.58908441推荐300693.SZ盛弘股份34.970.780.690.96455136推荐EPS(元)EPS(元)PE(倍)PE(倍)证券简称证券简称证券代码证券代码评级评级 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告风险提示07.75 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明风险提示 下游需求不及预期。若储能需求量不及预期,将影响行业出货及市场规模。 设备供给不及预期。若上游产能扩张及上游供给不及预期,会影响行业规模。 原材料价格上行风险。若原材料价格上行,会影响整体需求。 其他风险。报告中包含研究员测算,仅供参考76

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