商業模式不清晰是主因，本質上是成本分攤問題

 

國內表前市場儲能發展滯后的本質原因是商業模式不清晰。美國儲能通過獲得RA合同（容量電價）、PPA電價（較可再生能源溢價）， 并參與輔助服務市場，獲得穩定且可觀的盈利，最終是終端用戶通過電價為儲能付費。但國內電價機制仍未市場化，儲能的大部分成本 由可再生能源企業內部消化，無疑對商業模式的確定性、產業鏈盈利空間造成影響。

 

政策幾經波折，商業模式完善帶動裝機高增長

 

國內儲能市場2018年在電網側大規模投資帶動下，呈現爆發式增長；但2019年5月，《輸配電定價成本監審辦法》出臺，不允許儲能設 施成本納入輸配電價，進而導致電網側投資熱情下降。2020年，多地出臺可再生能源項目在電源側配套儲能的政策文件，在2020- 2021年帶動國內儲能市場修復；2022年獨立儲能成為國內新的商業模式，拉動儲能裝機增速再度抬升。

 

02、展望：從量到利，多因子共振的景氣加速

 

1-9月儲能中標超10GWh，反映需求有積極變化

 

2021年國內儲能裝機量在4GWh左右，2022年從中標量口徑來看，預計會有顯著增長。根據索比儲能網統計，2022年1-9月國內儲能 系統中標10.8GWh，EPC中標12.6GWh，項目中標已經臨近并網落地，預計2022年裝機量有望突破10GWh。

 

需求啟動的原因，是獨立儲能形成完整的盈利框架

 

2022年以前，國內儲能多數是電源側項目，存在明顯弊端，一是儲能作為可再生能源的成本項，定價不清晰；二是儲能僅滿足并網要 求，諸多項目沒有實際充放電；導致存在劣幣驅逐良幣。2022年獨立儲能成為主流，盈利模式更加清晰，包括容量租賃比例、容量補 償、現貨價差和輔助服務收益，能夠使得新能源建設規模增長，傳導至儲能的盈利和規模增長。

 

然而目前經濟性仍不足，因租賃率偏低和政策不確定

 

今年實際運行的山東示范項目，經濟性仍有所不足，100MW/200MWh的 項目造價在3.6-4億元，每年能夠獲得容量租賃費600萬、容量補償600萬、 現貨價差收益2000萬左右，合計約3200萬，IRR不足4%。容量租賃比例偏低、容量補償政策波動大，是導致經濟性不足的主要原因。

 

容量租賃：強配理論空間大，執行取決于迫切性

 

據不完全統計，目前已有16個省份發布了可再生能源強制配儲的計劃，目前平均在10%的功率、2h的備電時長；結合各省“十四五” 新能源裝機規劃，在考慮地面電站、分布式強制配儲的情況下，可測算儲能至少需要100GWh。值得一提的是，目前已披露的18個省份 儲能“十四五”規劃目標為52GW（約100GWh），國家層面的目標是2025年累計裝機30GW。地方執行強配儲能的力度，也需要視電源平衡的實際情況而定，從消納率來看，內蒙、甘肅、陜西、山東、山西、湖南等可能相對迫切。

 

容量租賃：降本趨勢下，配儲經濟性問題將得以解決

 

要求可再生能源強制配儲的前提是項目經濟性，2022年由于光伏組件價格處于高位，配儲后的經濟性較差，也影響了集中式電站建設 和獨立儲能容量租賃的比例。不過從敏感性分析來看，在1.8元/Wh的儲能系統價格下，光伏組件價格下降至1.8元/W左右即能夠實現 5.4%的IRR，若組件價格下降至1.65元/W，則項目IRR抬升至6%；這也就意味著技術進步和降本趨勢下，風、光是具備配儲條件的。

 

容量租賃：從經濟性角度考量，租賃要好于自建

 

對于可再生能源企業而言，自建儲能、租賃獨立儲能主要是出于經濟性考慮：1）從自建轉為租賃，可以減小可再生能源運營企業的初 始投資壓力；2）在容量租賃價格200元/KWh/年以下的情況下，租賃能夠比自建實現更高的IRR水平；3）政策方面，出于鼓勵儲能與 電網連接的考慮，政策鼓勵獨立儲能，包括參與現貨交易時免輸配電價和基金附加，給予獨立儲能容量補償等。

 

現貨價差：獨立儲能套利機制逐步完善，增厚盈利

 

在容量租賃之外，電力現貨市場的價差套利是獨立儲能另一個重要的收入來源點。山東是國內首個允許獨立儲能參與到電力現貨市場的 省份，山東的現貨價差達到0.4元/KWh，且得益于475號文免除獨立儲能充電的輸配電價和政府性基金及附加，現貨價差能夠獲得可觀 收益。在平均價差0.4元/KWh、循環壽命6000次、儲能租賃比例35%的情況下，獨立儲能的IRR能夠達到5.7%。 不過現貨市場套利也存在不確定性，主要是對峰谷電價的預測偏差，導致實際價差可能不及預期。

 

容量電價：長期引導方向，中期或以試點形式開展

 

關于獨立儲能構建容量電價政策，并納入輸配電成本核算，是發改委在 2021年4月就明確的方向；后廣東出臺過具體文件，山東正式出臺過容 量補償標準，從山東政策變化頻繁可以看出，容量電價仍有經濟性問題。 參考抽水蓄能的容量電價，預計獨立儲能的容量電價或是以地方示范形 式開展；或是不進行全成本補償，結合現貨/輔助服務盈利。

 

用戶側儲能：分時電價改革，峰谷價差有望拉大

 

用戶側削峰填谷的經濟性核心取決于峰谷電價差，從全國各地的數據看，北京峰谷價差最大，最高超過1元/Wh；江蘇、廣東、浙江等 地接近0.8元/Wh，大多數地區在0.6-0.7元/Wh，最低在0.3-0.4元/Wh。2021年7月，發改委發布了《關于進一步完善分時電價機制的 通知》，要求各地統籌考慮當地電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地 方原則上不低于3:1。后續隨地方政策陸續支撐，國內有望有更多的省份達到0.7元/KWh以上的峰谷價差。

 

03、投資：彈性為先，重視“從零到一”機會

 

儲能EPC：循環壽命、系統效率是差異化的關鍵

 

儲能EPC目前來看仍有差異化，原因是儲能系統涉及到數千顆電芯的集成、復雜的充放電策略，且經濟性對系統循環壽命、能量轉換效 率的敏感性高。目前儲能電芯能夠實現7000-8000次的循環，但系統層面的差距可能是4000次與6000次，對經濟性影響較大。儲能EPC有低壓塔式、高壓級聯、智能模塊等不同技術路線，目前看傳統方案是低壓塔式，高壓級聯通過減少變壓器提高轉換效率、通 過串聯高電壓方案減少損耗；智能模塊則通過EMS、BMS、熱管理的精確控制，算法對電芯容量的模擬，實現循環和效率的提升。

 

儲能溫控：技術升級、價值量提升的零部件環節

 

儲能溫控同樣是國內儲能的彈性方向，且相較于行業增長，溫控的阿爾法一是來自技術進步，從風冷走向液冷，價值量有望提升；二是 參與的企業為傳統行業龍頭，企業質地較優，目前的格局相對穩定。

 

儲能電池&逆變器：優質龍頭持續受益于國內增長

 

儲能鋰電池、逆變器為儲能系統中價值量最大的環節，分別占到60%、 10%的成本比重。從競爭格局上看，電池方面寧德時代份額約40%，億 緯、鵬輝、南都、海基、中航、海辰等有可觀份額；逆變器方面上能、 科華、索英、陽光、盛弘等出貨靠前。