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国内储能行业研究:春风送暖,如日方升

发布日期:2022-11-03

核心提示:01、现状:商业模式优化,新一轮增长的拐点商业模式不清晰是主因,本质上是成本分摊问题国内表前市场储能发展滞后的本质原因是商
01、现状:商业模式优化,新一轮增长的拐点
 
商业模式不清晰是主因,本质上是成本分摊问题
 
国内表前市场储能发展滞后的本质原因是商业模式不清晰。美国储能通过获得RA合同(容量电价)、PPA电价(较可再生能源溢价), 并参与辅助服务市场,获得稳定且可观的盈利,最终是终端用户通过电价为储能付费。但国内电价机制仍未市场化,储能的大部分成本 由可再生能源企业内部消化,无疑对商业模式的确定性、产业链盈利空间造成影响。
 
政策几经波折,商业模式完善带动装机高增长
 
国内储能市场2018年在电网侧大规模投资带动下,呈现爆发式增长;但2019年5月,《输配电定价成本监审办法》出台,不允许储能设 施成本纳入输配电价,进而导致电网侧投资热情下降。2020年,多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件,在2020- 2021年带动国内储能市场修复;2022年独立储能成为国内新的商业模式,拉动储能装机增速再度抬升。
 
02、展望:从量到利,多因子共振的景气加速
 
1-9月储能中标超10GWh,反映需求有积极变化
 
2021年国内储能装机量在4GWh左右,2022年从中标量口径来看,预计会有显著增长。根据索比储能网统计,2022年1-9月国内储能 系统中标10.8GWh,EPC中标12.6GWh,项目中标已经临近并网落地,预计2022年装机量有望突破10GWh。
 
需求启动的原因,是独立储能形成完整的盈利框架
 
2022年以前,国内储能多数是电源侧项目,存在明显弊端,一是储能作为可再生能源的成本项,定价不清晰;二是储能仅满足并网要 求,诸多项目没有实际充放电;导致存在劣币驱逐良币。2022年独立储能成为主流,盈利模式更加清晰,包括容量租赁比例、容量补 偿、现货价差和辅助服务收益,能够使得新能源建设规模增长,传导至储能的盈利和规模增长。
 
然而目前经济性仍不足,因租赁率偏低和政策不确定
 
今年实际运行的山东示范项目,经济性仍有所不足,100MW/200MWh的 项目造价在3.6-4亿元,每年能够获得容量租赁费600万、容量补偿600万、 现货价差收益2000万左右,合计约3200万,IRR不足4%。容量租赁比例偏低、容量补偿政策波动大,是导致经济性不足的主要原因。
 
容量租赁:强配理论空间大,执行取决于迫切性
 
据不完全统计,目前已有16个省份发布了可再生能源强制配储的计划,目前平均在10%的功率、2h的备电时长;结合各省“十四五” 新能源装机规划,在考虑地面电站、分布式强制配储的情况下,可测算储能至少需要100GWh。值得一提的是,目前已披露的18个省份 储能“十四五”规划目标为52GW(约100GWh),国家层面的目标是2025年累计装机30GW。地方执行强配储能的力度,也需要视电源平衡的实际情况而定,从消纳率来看,内蒙、甘肃、陕西、山东、山西、湖南等可能相对迫切。
 
容量租赁:降本趋势下,配储经济性问题将得以解决
 
要求可再生能源强制配储的前提是项目经济性,2022年由于光伏组件价格处于高位,配储后的经济性较差,也影响了集中式电站建设 和独立储能容量租赁的比例。不过从敏感性分析来看,在1.8元/Wh的储能系统价格下,光伏组件价格下降至1.8元/W左右即能够实现 5.4%的IRR,若组件价格下降至1.65元/W,则项目IRR抬升至6%;这也就意味着技术进步和降本趋势下,风、光是具备配储条件的。
 
容量租赁:从经济性角度考量,租赁要好于自建
 
对于可再生能源企业而言,自建储能、租赁独立储能主要是出于经济性考虑:1)从自建转为租赁,可以减小可再生能源运营企业的初 始投资压力;2)在容量租赁价格200元/KWh/年以下的情况下,租赁能够比自建实现更高的IRR水平;3)政策方面,出于鼓励储能与 电网连接的考虑,政策鼓励独立储能,包括参与现货交易时免输配电价和基金附加,给予独立储能容量补偿等。
 
现货价差:独立储能套利机制逐步完善,增厚盈利
 
在容量租赁之外,电力现货市场的价差套利是独立储能另一个重要的收入来源点。山东是国内首个允许独立储能参与到电力现货市场的 省份,山东的现货价差达到0.4元/KWh,且得益于475号文免除独立储能充电的输配电价和政府性基金及附加,现货价差能够获得可观 收益。在平均价差0.4元/KWh、循环寿命6000次、储能租赁比例35%的情况下,独立储能的IRR能够达到5.7%。 不过现货市场套利也存在不确定性,主要是对峰谷电价的预测偏差,导致实际价差可能不及预期。
 
容量电价:长期引导方向,中期或以试点形式开展
 
关于独立储能构建容量电价政策,并纳入输配电成本核算,是发改委在 2021年4月就明确的方向;后广东出台过具体文件,山东正式出台过容 量补偿标准,从山东政策变化频繁可以看出,容量电价仍有经济性问题。 参考抽水蓄能的容量电价,预计独立储能的容量电价或是以地方示范形 式开展;或是不进行全成本补偿,结合现货/辅助服务盈利。
 
用户侧储能:分时电价改革,峰谷价差有望拉大
 
用户侧削峰填谷的经济性核心取决于峰谷电价差,从全国各地的数据看,北京峰谷价差最大,最高超过1元/Wh;江苏、广东、浙江等 地接近0.8元/Wh,大多数地区在0.6-0.7元/Wh,最低在0.3-0.4元/Wh。2021年7月,发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的 通知》,要求各地统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素,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。后续随地方政策陆续支撑,国内有望有更多的省份达到0.7元/KWh以上的峰谷价差。
 
03、投资:弹性为先,重视“从零到一”机会
 
储能EPC:循环寿命、系统效率是差异化的关键
 
储能EPC目前来看仍有差异化,原因是储能系统涉及到数千颗电芯的集成、复杂的充放电策略,且经济性对系统循环寿命、能量转换效 率的敏感性高。目前储能电芯能够实现7000-8000次的循环,但系统层面的差距可能是4000次与6000次,对经济性影响较大。储能EPC有低压塔式、高压级联、智能模块等不同技术路线,目前看传统方案是低压塔式,高压级联通过减少变压器提高转换效率、通 过串联高电压方案减少损耗;智能模块则通过EMS、BMS、热管理的精确控制,算法对电芯容量的模拟,实现循环和效率的提升。
 
储能温控:技术升级、价值量提升的零部件环节
 
储能温控同样是国内储能的弹性方向,且相较于行业增长,温控的阿尔法一是来自技术进步,从风冷走向液冷,价值量有望提升;二是 参与的企业为传统行业龙头,企业质地较优,目前的格局相对稳定。
 
储能电池&逆变器:优质龙头持续受益于国内增长
 
储能锂电池、逆变器为储能系统中价值量最大的环节,分别占到60%、 10%的成本比重。从竞争格局上看,电池方面宁德时代份额约40%,亿 纬、鹏辉、南都、海基、中航、海辰等有可观份额;逆变器方面上能、 科华、索英、阳光、盛弘等出货靠前。

 
 
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