01、現(xiàn)狀：商業(yè)模式優(yōu)化，新一輪增長(zhǎng)的拐點(diǎn)
商業(yè)模式不清晰是主因，本質(zhì)上是成本分?jǐn)倖栴}
國內(nèi)表前市場(chǎng)儲(chǔ)能發(fā)展滯后的本質(zhì)原因是商業(yè)模式不清晰。美國儲(chǔ)能通過獲得RA合同（容量電價(jià)）、PPA電價(jià)（較可再生能源溢價(jià)）， 并參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，獲得穩(wěn)定且可觀的盈利，最終是終端用戶通過電價(jià)為儲(chǔ)能付費(fèi)。但國內(nèi)電價(jià)機(jī)制仍未市場(chǎng)化，儲(chǔ)能的大部分成本 由可再生能源企業(yè)內(nèi)部消化，無疑對(duì)商業(yè)模式的確定性、產(chǎn)業(yè)鏈盈利空間造成影響。
政策幾經(jīng)波折，商業(yè)模式完善帶動(dòng)裝機(jī)高增長(zhǎng)
國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)2018年在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動(dòng)下，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)；但2019年5月，《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》出臺(tái)，不允許儲(chǔ)能設(shè) 施成本納入輸配電價(jià)，進(jìn)而導(dǎo)致電網(wǎng)側(cè)投資熱情下降。2020年，多地出臺(tái)可再生能源項(xiàng)目在電源側(cè)配套儲(chǔ)能的政策文件，在2020- 2021年帶動(dòng)國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)修復(fù)；2022年獨(dú)立儲(chǔ)能成為國內(nèi)新的商業(yè)模式，拉動(dòng)儲(chǔ)能裝機(jī)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(chǔ)能中標(biāo)超10GWh，反映需求有積極變化
2021年國內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)量在4GWh左右，2022年從中標(biāo)量口徑來看，預(yù)計(jì)會(huì)有顯著增長(zhǎng)。根據(jù)索比儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022年1-9月國內(nèi)儲(chǔ)能 系統(tǒng)中標(biāo)10.8GWh，EPC中標(biāo)12.6GWh，項(xiàng)目中標(biāo)已經(jīng)臨近并網(wǎng)落地，預(yù)計(jì)2022年裝機(jī)量有望突破10GWh。
需求啟動(dòng)的原因，是獨(dú)立儲(chǔ)能形成完整的盈利框架
2022年以前，國內(nèi)儲(chǔ)能多數(shù)是電源側(cè)項(xiàng)目，存在明顯弊端，一是儲(chǔ)能作為可再生能源的成本項(xiàng)，定價(jià)不清晰；二是儲(chǔ)能僅滿足并網(wǎng)要 求，諸多項(xiàng)目沒有實(shí)際充放電；導(dǎo)致存在劣幣驅(qū)逐良幣。2022年獨(dú)立儲(chǔ)能成為主流，盈利模式更加清晰，包括容量租賃比例、容量補(bǔ) 償、現(xiàn)貨價(jià)差和輔助服務(wù)收益，能夠使得新能源建設(shè)規(guī)模增長(zhǎng)，傳導(dǎo)至儲(chǔ)能的盈利和規(guī)模增長(zhǎng)。
然而目前經(jīng)濟(jì)性仍不足，因租賃率偏低和政策不確定
今年實(shí)際運(yùn)行的山東示范項(xiàng)目，經(jīng)濟(jì)性仍有所不足，100MW/200MWh的 項(xiàng)目造價(jià)在3.6-4億元，每年能夠獲得容量租賃費(fèi)600萬、容量補(bǔ)償600萬、 現(xiàn)貨價(jià)差收益2000萬左右，合計(jì)約3200萬，IRR不足4%。容量租賃比例偏低、容量補(bǔ)償政策波動(dòng)大，是導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)性不足的主要原因。
容量租賃：強(qiáng)配理論空間大，執(zhí)行取決于迫切性
據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前已有16個(gè)省份發(fā)布了可再生能源強(qiáng)制配儲(chǔ)的計(jì)劃，目前平均在10%的功率、2h的備電時(shí)長(zhǎng)；結(jié)合各省“十四五” 新能源裝機(jī)規(guī)劃，在考慮地面電站、分布式強(qiáng)制配儲(chǔ)的情況下，可測(cè)算儲(chǔ)能至少需要100GWh。值得一提的是，目前已披露的18個(gè)省份 儲(chǔ)能“十四五”規(guī)劃目標(biāo)為52GW（約100GWh），國家層面的目標(biāo)是2025年累計(jì)裝機(jī)30GW。地方執(zhí)行強(qiáng)配儲(chǔ)能的力度，也需要視電源平衡的實(shí)際情況而定，從消納率來看，內(nèi)蒙、甘肅、陜西、山東、山西、湖南等可能相對(duì)迫切。
容量租賃：降本趨勢(shì)下，配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性問題將得以解決
要求可再生能源強(qiáng)制配儲(chǔ)的前提是項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性，2022年由于光伏組件價(jià)格處于高位，配儲(chǔ)后的經(jīng)濟(jì)性較差，也影響了集中式電站建設(shè) 和獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格下，光伏組件價(jià)格下降至1.8元/W左右即能夠?qū)崿F(xiàn) 5.4%的IRR，若組件價(jià)格下降至1.65元/W，則項(xiàng)目IRR抬升至6%；這也就意味著技術(shù)進(jìn)步和降本趨勢(shì)下，風(fēng)、光是具備配儲(chǔ)條件的。
容量租賃：從經(jīng)濟(jì)性角度考量，租賃要好于自建
對(duì)于可再生能源企業(yè)而言，自建儲(chǔ)能、租賃獨(dú)立儲(chǔ)能主要是出于經(jīng)濟(jì)性考慮：1）從自建轉(zhuǎn)為租賃，可以減小可再生能源運(yùn)營企業(yè)的初 始投資壓力；2）在容量租賃價(jià)格200元/KWh/年以下的情況下，租賃能夠比自建實(shí)現(xiàn)更高的IRR水平；3）政策方面，出于鼓勵(lì)儲(chǔ)能與 電網(wǎng)連接的考慮，政策鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能，包括參與現(xiàn)貨交易時(shí)免輸配電價(jià)和基金附加，給予獨(dú)立儲(chǔ)能容量補(bǔ)償?shù)取?/div>
現(xiàn)貨價(jià)差：獨(dú)立儲(chǔ)能套利機(jī)制逐步完善，增厚盈利
在容量租賃之外，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)差套利是獨(dú)立儲(chǔ)能另一個(gè)重要的收入來源點(diǎn)。山東是國內(nèi)首個(gè)允許獨(dú)立儲(chǔ)能參與到電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的 省份，山東的現(xiàn)貨價(jià)差達(dá)到0.4元/KWh，且得益于475號(hào)文免除獨(dú)立儲(chǔ)能充電的輸配電價(jià)和政府性基金及附加，現(xiàn)貨價(jià)差能夠獲得可觀 收益。在平均價(jià)差0.4元/KWh、循環(huán)壽命6000次、儲(chǔ)能租賃比例35%的情況下，獨(dú)立儲(chǔ)能的IRR能夠達(dá)到5.7%。 不過現(xiàn)貨市場(chǎng)套利也存在不確定性，主要是對(duì)峰谷電價(jià)的預(yù)測(cè)偏差，導(dǎo)致實(shí)際價(jià)差可能不及預(yù)期。
容量電價(jià)：長(zhǎng)期引導(dǎo)方向，中期或以試點(diǎn)形式開展
關(guān)于獨(dú)立儲(chǔ)能構(gòu)建容量電價(jià)政策，并納入輸配電成本核算，是發(fā)改委在 2021年4月就明確的方向；后廣東出臺(tái)過具體文件，山東正式出臺(tái)過容 量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，從山東政策變化頻繁可以看出，容量電價(jià)仍有經(jīng)濟(jì)性問題。 參考抽水蓄能的容量電價(jià)，預(yù)計(jì)獨(dú)立儲(chǔ)能的容量電價(jià)或是以地方示范形 式開展；或是不進(jìn)行全成本補(bǔ)償，結(jié)合現(xiàn)貨/輔助服務(wù)盈利。
用戶側(cè)儲(chǔ)能：分時(shí)電價(jià)改革，峰谷價(jià)差有望拉大
用戶側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟(jì)性核心取決于峰谷電價(jià)差，從全國各地的數(shù)據(jù)看，北京峰谷價(jià)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(shù)地區(qū)在0.6-0.7元/Wh，最低在0.3-0.4元/Wh。2021年7月，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的 通知》，要求各地統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機(jī)占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1；其他地 方原則上不低于3:1。后續(xù)隨地方政策陸續(xù)支撐，國內(nèi)有望有更多的省份達(dá)到0.7元/KWh以上的峰谷價(jià)差。
03、投資：彈性為先，重視“從零到一”機(jī)會(huì)
儲(chǔ)能EPC：循環(huán)壽命、系統(tǒng)效率是差異化的關(guān)鍵
儲(chǔ)能EPC目前來看仍有差異化，原因是儲(chǔ)能系統(tǒng)涉及到數(shù)千顆電芯的集成、復(fù)雜的充放電策略，且經(jīng)濟(jì)性對(duì)系統(tǒng)循環(huán)壽命、能量轉(zhuǎn)換效 率的敏感性高。目前儲(chǔ)能電芯能夠?qū)崿F(xiàn)7000-8000次的循環(huán)，但系統(tǒng)層面的差距可能是4000次與6000次，對(duì)經(jīng)濟(jì)性影響較大。儲(chǔ)能EPC有低壓塔式、高壓級(jí)聯(lián)、智能模塊等不同技術(shù)路線，目前看傳統(tǒng)方案是低壓塔式，高壓級(jí)聯(lián)通過減少變壓器提高轉(zhuǎn)換效率、通 過串聯(lián)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(duì)電芯容量的模擬，實(shí)現(xiàn)循環(huán)和效率的提升。
儲(chǔ)能溫控：技術(shù)升級(jí)、價(jià)值量提升的零部件環(huán)節(jié)
儲(chǔ)能溫控同樣是國內(nèi)儲(chǔ)能的彈性方向，且相較于行業(yè)增長(zhǎng)，溫控的阿爾法一是來自技術(shù)進(jìn)步，從風(fēng)冷走向液冷，價(jià)值量有望提升；二是 參與的企業(yè)為傳統(tǒng)行業(yè)龍頭，企業(yè)質(zhì)地較優(yōu)，目前的格局相對(duì)穩(wěn)定。
儲(chǔ)能電池&逆變器：優(yōu)質(zhì)龍頭持續(xù)受益于國內(nèi)增長(zhǎng)
儲(chǔ)能鋰電池、逆變器為儲(chǔ)能系統(tǒng)中價(jià)值量最大的環(huán)節(jié)，分別占到60%、 10%的成本比重。從競(jìng)爭(zhēng)格局上看，電池方面寧德時(shí)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。
