2023年儲能行業中期投資策略：全球需求持續向好

: 電力網; 2023-05-30; 來源：新商業內參; 瀏覽：

　　2022年儲能板塊行情回顧

　　2023年儲能板塊有望由估值驅動轉為盈利驅動，核心關注板塊相關標的盈利兌現度與估值匹配情況。2022年在俄烏沖突、國內大儲強配政策、美國IRA政策等多種因素驅動下，全球戶儲與大儲均實現了“0-1”的飛躍，板塊估值自4月市場見底到9月之間實現了大幅上漲。9月受戶儲行業需求放緩和競爭格局惡化的擔憂，板塊估值有所調整。進入2023年前期，在碳酸鋰價格下降的大背景下，行業出現了一定的通縮，單邊下行的原料價格也使終端客戶處于觀望狀態，估值殺跌。2023年儲能板塊核心在于把握相關標的盈利兌現情況與估值的匹配度。

　　1.2成本下行大背景下有望持續刺激儲能裝機放量

　　碳酸鋰降價大背景下，儲能電站經濟性改善有望推動電站裝機持續放量。受電動汽車需求萎縮影響，碳酸鋰價格由2022年末高點的57萬元/噸持續下跌，到2023年4月碳酸鋰價格最低已跌至17.65萬元/噸，相比最高點價格下滑68.9%。碳酸鋰價格下同樣帶動儲能電芯售價持續下降。截至2023年4月28日，儲能電芯均價已跌至0.66元/Wh，相比此前的價格高點已經降低了33.7%。儲能電芯作為鋰電儲能系統當中的主要零部件成分，其價格走低有望進一步降低鋰電儲能系統成本提升儲能電站運營的經濟性，刺激終端業主的裝機需求。成本下行大背景下，全球儲能裝機有望持續走高。

　　1.3市場空間：我們預計2025年全球儲能裝機將達432GWh

　　2.1中國：強配政策下表前儲能裝機持續增長

　　國內儲能裝機有望持續增長，表前儲能為裝機主力。根據CNESA數據統計，2012-2022年間國內新型儲能新增裝機復合增速高達95%。2022年國內新型儲能新增裝機高達7.3GW，同比增長近200%。就國內儲能裝機類型分布而言，根據儲能與電力市場公眾號統計，可再生能源配儲與獨立儲能裝機占比分別為45%與44%，用于調頻的裝機占比僅為1%，工商業用戶側儲能裝機占比10%。我國當前的儲能類型主要還是以用于配套新能源裝機的表前儲能裝機為主。

　　2.2中國：強配政策下表前儲能裝機持續增長

　　強制配儲政策是國內表前儲能裝機上量的關鍵原因。當下興起的國內儲能裝機需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府強制新能源配儲，另一方面是國資委對“五大四小”等發電央企到2025年新能源裝機占比提出了50%的剛性要求。政策層面的強制性是國內表前儲能放量的關鍵因素。

　　2.2中國：部分地區獨立儲能電站已經具備了初步經濟性

　　以湖南省為例，作為國內較早提出獨立儲能概念的省份，其在儲能商業模式的探索方面位列全國前列，通過儲能鼓勵政策和儲能商業模式建立政策的發布，湖南省內獨立儲能的商業模式已經具備了初步的經濟性，儲能電站業主在裝機方面具有了一定的驅動力。

　　湖南省內儲能電站盈利主要來源于容量租賃、輔助服務和充放電價差三個方面：

　　(1)容量租賃：收入來源于沒有配置儲能容量的新能源電站與儲能電站業主簽訂的租賃合同，儲能電站業主收取一定的租金。目前湖南省內并網的新能源項目都必須向電網提供簽訂的容量租賃合同或者自建的儲能電站。根據華自科技公告，其簽訂的容量租賃十年長約價格在400元/kW/年，時間相對較短的容量租賃單價在460 元/kW/年

　　(2)輔助服務：該收益來源儲能電站按照電網調度指令提供輔助服務，根據《湖南省電力輔助服務市場交易規則(2022版) (征求意見稿)》其報價區間為0-0.5元/kWh之間，緊急短時調峰服務費最高可達0.6元/kWh

　　(3)充放電價差：在電力現貨市場運行前，新型儲能項目參與電力中長期市場，充電時作為大工業用戶簽訂市場合約，充電價格無需承擔輸配電價和政府性基金及附加，放電時作為發電主體簽訂市場合約，通過充放電價差進行套利。

　　中國：部分地區獨立儲能電站已經具備了初步經濟性

　　中性條件下測算儲能電站資本金收益率可達7.3%，且容量租賃獎勵和高營運水平能夠直接放大儲能電站收益率。按照總投資3.6億元的100MW/200MWh儲能電站，不考慮容量租賃倍數獎勵，在容量租賃單價為460元/kW/年，年充放電次數為330次。充放電價格參考湖南省2023年2月代理購電價格。年參與深度調峰頻次為250次，調峰輔助服務收益為0.3元/kWh的情況下，其資本金收益率能夠達到7.3%。

　　并且在容量租賃獎勵為1.3倍和1.5倍時，其資本金收益率能夠放大至11.1%與13.5%。考慮到當前湖南省仍存在較大的電網側儲能裝機缺口，調峰服務輔助頻次和價格均有望實現較大的提升，在不考慮容量租賃獎勵的情況下，其資本金收益在年調用次數為330次，調峰輔助服務收益為0.4元/kWh的情況下，其資本金收益率能夠達到9.8%。隨著電力輔助服務種類增多和電力現貨市場的開展，其收益方式有望進一步增加。同時儲能電站的收益在一定程度上依賴電站運營商自身的運營水平，隨著儲能電站運營商的經驗積累，收益能力有望進一步提升。

　　中國：政策試點范圍擴大，國內大儲商業模式有望有所突破

　　儲能電站成本回收機制有望實現突破性進展。獨立儲能電站雖然在部分地區具備了一定的經濟性，不過其成本本質上仍是由新能源電站運營商所承擔，并未秉承“誰收益，誰承擔”原則，儲能電站建設成本付出著與終端受益用戶并非同一主體。不過隨著2023年寧夏和廣東等地開始對電網側獨立儲能電站建設成本納入輸配電價回收進行探索，國內儲能商業模式有望加速成型。國內表前儲能有望從配套風光裝機的成本項轉變具備相當經濟性的運營資產。同時具備相當經濟性的儲能商業模式有望對國內儲能電站業主的裝機意愿形成有效的正向刺激，刺激儲能裝機的進一步上量，緩解此前大家所擔心的新能源消納問題，從而進一步打開國內新能源裝機的天花板。

　　中國：業主觀望情緒放緩，招標量3月出現反轉

　　國內儲能招標量迅速增長。根據儲能頭條的不完全統計，截至2022年全年國內儲能項目累計招標量超16.1GW/34.4GWh。進入2023年，國內儲能招標量持續提升，截至2023年4月國內儲能EPC與系統合計招標7.22GW/17.27GWh，維持了2022年來的高增長態勢。特別是經歷2月因為碳酸鋰價格單邊下行導致的招標市場階段性遇冷問題已經在3月得到反轉，國內3-4月份的儲能招標量實現了較大幅度的抬升。

　　中國：工商業儲能有望實現從“0-1”飛躍

　　2023年國內電力供需關系預計仍將緊張。在全國經濟平穩復蘇的大背景下，全社會用電量有望持續增長，國內電力供需關系預計將呈現相對緊張的狀態。在迎冬度夏的用電高峰期，國內部分地區缺電問題預計會地方企業的生產生活造成不利影響。根據電規總院預測， 2023年全國將有6個省份電力供需形勢緊張，17個省份電力供需偏緊。

　　2023年有望成為工商業儲能元年。政策端，基于保障轄區內企業穩定連續生產與將電力保供職責交由相關企業自己負責的目的。包括安徽、廣東、湖南、江蘇、浙江等多個省份在內的地區政府均針對工商業儲能推出了相關的補貼政策，相關補貼有望在短期對工商業儲能裝機放量形成刺激。

　　工商業儲能商業模式清晰，收益機制豐富。工商業儲能權責機制清晰，儲能成本付出方與受益方均為工商業用戶自身，因此其裝機意愿基本取決于項目經濟性。同時，工商業儲能電站收益方式相對多樣，具有保障分布式能源消納、峰谷套利、需量管理、配電增容、需求側響應、參與電力現貨市場交易、參與電力輔助服務等多種現存與潛在受益方式。

　　以廣東為代表的工商業較為發達的地區工商業儲能電站已經具備了一定經濟性。在廣東地區，在僅考慮峰谷價差套利單一受益方式的情況下，工商業儲能電站通過每天兩充兩放(一次谷充尖放、一次平充峰放)，初始投資成本為1.6元/Wh，最大峰谷價差在1.1元/度的情況下，其資本金收益率可達9.4%，投資回收期在8年之內。在鋰電成本持續下降的情況下，改投資回收期有望進一步縮短。