储能行业分析报告政策需求双轮驱动，大储装机有望迎来量利齐升

　　（报告出品方作者：华宝证券，胡鸿宇）1。新型电力系统加速建设，储能市场空间广阔
　　1。1。新型电力系统建设加速推进，高比例新能源接入为其带来新挑战
　　双碳背景下，我国能源结构正在向以新能源为主体的新型电力系统转型，风光装机量、发电量占比日趋提高，在能源结构中的占比不断提升。碳中和背景下，我国到2030年非化石能源在一次能源消费结构中占比要达到25以上，到2060年要实现碳中和目标，未来能源结构将会形成以新能源为主体的新型电力系统。新能源包含风能、太阳能、地热能、生物质等资源发电，现阶段，风能、太阳能发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2021年我国风光累计装机占比达到26。7，风光发电量占比11。7，发展动能强劲。
　　光伏和风电属于不稳定出力电源，对电力系统带来挑战。电力系统需要时刻保持平衡稳定，大量新能源并网发电造成新能源装机容量比例在电网中不断增大，但光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性和随机性等特性，风电出力日波动幅度最高可达80，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，逆负荷特征更明显，光伏日内波动幅度最高可达到100，峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0，风电光伏均不能稳定出力，将会影响影响电网运行的稳定性；此外新能源发电并网时，产生冲击电流，会造成电网电压下降的现象，影响电网电能质量；因此为了应对新能源出力不稳定的现象，电网系统需要预留一定的容量当作备用，虽然可以增加新能源的接纳能力，但会影响电网的经济调度，增加经济负担。
　　长期来看，消纳问题会成为制约新能源发展的关键。当下，国内弃电率总体不高，弃风率维持在4以内，弃光率维持在2左右，整体新能源消纳问题目前来看不算严重。但长期来看，我国新能源发展目标宏大，在十四五新能源发展目标的指引下，预计我国到2025年风光发电总装机容量达到12亿千瓦以上，新能源装机比例的快速提升将会对电网的消纳能力构成挑战。
　　1。2。储能是构建新型电力系统的关键所在
　　新能源的良好发展需要灵活性资源的支撑和保障，电力系统各环节均可提供灵活性。新能源具有靠天吃饭的特性，大部分时间出力都远低于其装机容量。但要保障电力系统的稳定运行，不平衡时将导致高峰期拉闸限电。电力系统灵活性是指为了保持电力供需动态平衡，电力系统经济地调用各类灵活性资源以应对电源、电网及负荷不稳定的能力。当电力系统中灵活性电源较多时，系统就可以容纳较多的新能源发电空间；如果系统电源不够灵活，就难以为新能源让出足够多的消纳空间。电力系统各环节均可提供灵活性，形式多样互为补充。
　　从我国能源结构特点来看，火电是灵活性改造资源的中坚力量，是当前政策的重要关注方向。随着新能源渗透率的提升，火电机组将从电源主体逐渐转变为灵活性主体。火电灵活性改造试点项目加速推进，十三五期间我国目标灵活性改造约2。2亿千瓦，但受行业缺乏合理和持久的回报机制等因素影响，实际完成进度大幅低于预期，2019年底累计完成改造约14；十四五期间目标完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力30004000万千瓦；随着双碳目标推进带来可再生能源装机规模迅速增加和激励机制的完善，预计十四五火电灵活性改造执行进度有望大幅超过十三五期间。
　　灵活性资源中，储能是构建新型电力系统的关键环节和重要推手。构建新型电力系统需从源网荷转向源网荷储，储能是不可或缺的关键环节。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在构建新型电力系统的过程中，储能可以解决能量的供需不匹配问题，达到能源在生产与消费上的耦合，具有平衡实时功率、提高电力系统容量系数、转移能量等功能。
　　储能应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。储能是优质的灵活性资源，在电源侧、电网侧和用户侧均可发挥作用。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等，可以改善新能源出力与负荷在时间和空间上的不平衡性，减少弃风弃光，提高新能源消纳能力；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用，能够减少对电网扩容的需求，降低电网建设成本，提高电网安全性与稳定性；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。
　　在电源侧储能是新能源并网与电力调峰的重要保障。在电源侧，储能主要安装在新能源电站附近，当下电源侧储能电站的收益点主要来自于削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失。此外，配储的光伏、风电项目更容易获得新能源建设并网指标，未来准许可再生能源储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可以获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。
　　在电网侧储能是构建新型电力系统的重要支撑。在电网侧，储能主要安装在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。当下电网侧储能电站的收益点主要来自于电力辅助服务补偿收益和价差套利。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主。
　　在用户侧储能可以发挥提升电力自发自用水平、峰谷价差套利等作用。在用户侧，储能主要安装在新工商业园区和户用住宅，当下电源侧储能电站的收益点主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。
　　1。3。大储是我国主要储能类型，市场需求空间广阔
　　大储是功率能量较大的储能，应用场景主要是电源侧和电网侧。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站定义为功率30MW且能量30MWh及以上的储能电站。2022年以来，随着各地集中式共享储能和风光储等一体化项目的迅猛发展，市场对大型储能电站的规模也有一个更高的预期，以近日湖北省能源局发布的2021年平价新能源项目为例，文件规定集中共享储能电站的规模不低于50MW100MWh。结合近期各地储能的建设规模，本文中的大型储能电站指能量100MWh及以上的储能电站。区别于户用的小功率储能，应用在新能源电站、电网等场景的储能功率更大，本文简称为大储。
　　2021年国内新增储能中大储占比超过95，占据主导地位。根据BNEF，2021年全球电化学储能新增装机为10GW22GWh，分别同比85。19103。70；同年中国新增装机为2。5GW4。6GWh，分别同比82。0888。49，从功率看，中国占全球新增的25。根据CESA，2021年我国集中式新能源储能、电源侧、电网侧储能占当期电化学储能装机的96，大储在我国电化学储能市场中发挥着举足轻重的作用。2。国内储能政策面与基本面共振，2023年有望迎来量利齐升
　　2。1。政策面：具有实际利益推动作用的储能相关政策频频出台
　　储能的发展主要是由政策和经济性双重驱动，行业发展早期受到政策影响较大。2021年以来，我国密集出台了多项储能相关政策，包括从国家层面的及各省份地区层面，主要针对储能发展规模、储能经济性、新型储能技术发展等各个方面，为我国储能行业发展保驾护航。国家层面，政策多管齐下推动储能发展。2022年3月，国家发改委、能源局联合印发了《十四五新型储能发展实施方案》，明确提出到2025年，新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段，其中电化学储能系统成本降低30以上；到2030年实现新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求。
　　方案中提出要推动新型储能作为独立主体参与电力市场交易，推广共享储能等新型商业模式，加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰电价机制等，切实推动新型储能向市场化迈进。我国储能行业正处于转向市场驱动的关键过渡时期，此方案是在21年推出的《加快推动新型储能发展的指导意见》基础上进一步明确发展目标以及细化重点任务，在国家顶层设计之下，地方层面积极推行，有望加快我国新型储能实现大规模应用以及完善我国新型电力系统建设，该方案的出台将极大利好未来五年我国储能行业的加速发展。
　　各省份规定了保障性规模内的强制配储要求，强制配储带来国内储能市场快速增长。在发改委2021年7月《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中，明确提出了超过电网企业保障性并网以外的可再生能源装机规模，按照功率15的挂钩比例配建调峰能力。在新能源消纳压力逐步增加的背景下，21年下半年以来各地也逐步明确了新能源强制配储的要求。截止2022年12月，全国已有近30个省份出台了十四五新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。整体来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在1020之间，储能时长要求多在2小时以上（部分省份配置要求高达4小时）。
　　持续推进上网电价市场化改革，通过市场价格反映需求。一方面，中长期电力市场化交易从固定的标杆电价转向浮动的市场化电价，这有助于解决政府制定电价不能及时反应电力成本和市场供需的问题。市场化电力交易将有效发挥市场在资源配置中的作用，市场化价格将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化，可以有效传导上游成本压力，让市场通过价格信号展示需求；另一方面，电力现货交易市场推动价格发现，峰谷价差打开灵活性资源盈利空间，电力现货交易更能实时反映市场供需情况，及时反映成本，优化资源合理配置，解决现阶段由于价格不合理出现的各种问题。
　　电力现货交易可以引导用电侧据风据光生产，解决新能源发电和用电曲线不匹配问题。现货市场峰谷价差拉大，为储能的发展创造更大的受益空间，储能不仅可以通过调幅调频赚取辅助服务费用，还可以进入电力市场，在低电价的时间段购电进行储能，在高电价时间段放电以获得价差。
　　分时电价机制落地，峰谷价差拉大是必然趋势。分时电价机制通过完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制和进一步健全季节性电价机制，有益于引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行。目前国内工商业储能收入主要来源两部分，一部分是峰谷价差套利，另一部分是利用剩余容量参与电力辅助服务市场竞标，提供需求侧响应服务，峰谷价差套利的收入是工商业储能收入的大头。峰谷价差拉大将显著提升用户侧削峰填谷的经济性，进而带来国内储能需求空间的扩容。
　　政策不断完善储能商业模式，边际改善新能源配储成本。当下来看，新能源2021年以来，针对储能行业商业模式的制度不断优化，改善新型储能发展的商业环境。包括通过鼓励建立共享储能商业模式、将容量电价并入储能收益范围等举措，将投资主体与受益主体进行统一；不断推进完善电力辅助服务市场机制，拓展储能受益途径。2022年11月25日，国家能源局结合各省经验发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步明确了建设的目标和路径，有望推动电力现货市场加速发展，以市场化方式促进电力资源优化配置，为建设全国统一的电力现货市场奠定主要的基础。在这种情况下，储能的收益来源更加丰富，包括提供辅助服务收益容量租赁参与电力现货市场套利容量补偿，经济性有望修复。
　　2。2。基本面：原材料价格下跌，有望带动带动需求增长
　　硅料产能释放打开光伏装机弹性，2023年风光装机有望维持高增长。2022年上半年受疫情反复、上游原材料价格高企提升装机成本等影响，国内集中式光伏风电仅分别实现装机量约11。2GW12。9GW。而四季度光伏硅料产能批量投放价格回落有望驱动终端装机；风电项目2022年招标量创新高，我们预计装机量也有望于2023年逐步兑现。
　　硅料产能释放价格回落，经济性驱动终端装机。2023年将迎硅料产能释放大年，结合Solarzoom相关统计，全球硅料名义产能将从2022年底的128万吨增长至23年底的240万吨，预计2023年多晶硅全球供应量约为147万吨，可支撑超400GW的交流侧装机。自2022年四季度以来，随着上游产能的不断释放，新能源产业链价格开始逐渐步入下行通道，硅料自30万元吨的高点回落，目前已降价至1820万元吨。2023年起硅料新增产能开始批量释放，对应硅料价格开启下行通道，也为对组价价格敏感度较高的集中式电站项目的建设带来了弹性。
　　2022年风电招标创历史新高，2023年有望兑现较高装机规模。根据金风科技统计，截至2022Q3行业公开招标容量达到76GW，已经超过2019年历史最高的招标量规模，根据中金风光公用环保组预期，2022年全年行业招标量有望达到90100GW，其中海上项目招标在1520GW之间，在行业饱满招标量支撑下，2023年有望兑现更高装机规模，预计2023年行业装机量将达到7080GW（其中海风装机12GW以上），较2022年同比增长约3040。
　　制约光伏产业链的硅料瓶颈打开后，有望刺激光伏装机量恢复高增长。回顾2022年，硅料是制约光伏下游需求的关键因素，硅料价格的上涨导致集中式地面电站装机延迟，装机量阶段性压缩。但需求仍然确定性存在，国内未来几年装机量都有保障，第一批大基地97。05GW均需要在2023年前完成并网，其中70为光伏项目；能源局沙戈荒大基地量约455GW目标在十四五、十五五前三年完成，2023年开始是安装主力，未来6年有望带来每年近80GW（光伏近50GW）的安装量。
　　碳酸锂价格回落，电池成本有望下行。碳酸锂价格在2022年上半年大幅上涨至5060万元吨，目前价格涨势趋缓但依旧维持50万元以上高位，2023年锂资源新增供给将逐步释放，根据天齐锂业H股招股说明书，2023年精炼锂供给将超过需求，并且未来5年供给过剩情况将持续扩大，碳酸锂现货价格有望进入下行通道，预计2023年有望回落至40万元吨左右。近年来锂电池价格整体呈下降态势，年降幅近15，2021年储能电芯价格降至接近0。7元wh，系统造价成本降至1。5元wh，成本端的下降推升了更多投资方参与的热情。2022年在上游原材料价格大幅上涨的背景下，电池价格跟随上涨；23年随着主要原材料碳酸锂价格的下行，电池价格也将重回下降通道，将有力推动大储项目建设进程。
　　2。3。预计2023年国内大储有望迎来量利齐升
　　结合政策面和产业基本面，预计2023年国内大储有望迎来量利齐升。政策方面，我国出台了一系列切实的政策推动和支持储能的发展，从政策着眼点来看，包括从量上扩大储能需求、从利上提高经济性和从技上推动新型储能发展；产业基本面方面，硅料产能释放后，产业链价格回落有望打开光伏装机弹性，光伏和风电的高招标是储能景气确定性的来源，此外碳酸锂价格回落，电池成本有望下行；在这种背景下，加上国内独立共享储能商业模式逐渐理顺，储能收益来源更加丰富，大储经济性有望得到修复。
　　预计2023年国内储能需求达到15GW31。9GWh，大储需求翻倍增长至13。3GW28。5GWh。预计2023年随着光伏上游硅料的降价，组件价格恢复正常水平，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业发展的重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储的需求，预计2023年我国储能需求为15GW31。9GWh，同比增长146。3166。6，其中大储需求为13。3GW28。5GWh，同比增长144。6165。7。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储市场都将提升，预计到2025年我国储能总需求将达到44。7GW105。7GWh，2225年CAGR为64。672。4。3。各类储能技术加速发展，商业化进程持续推进
　　3。1。储能技术形式多样，各具特点互为补充
　　提升储能的安全性和经济性，核心在于技术进步。储能技术主要分为电储能和热储能，电储能包括物理形式的抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器等，以及化学形式的氢储能、电化学形式的锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。2021年全球储能市场装机功率为205。3GW，其中以抽水蓄能占据主要地位，而后来获得快速发展的电化学储能占比约为10。3，装机规模约为21。1GW。
　　储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，各种储能技术互为补充而非替代。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。特别地，根据不同储能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型（4小时）、能量型（约12小时）、功率型（30分钟）和备用型（15分钟）四类。根据储能时长要求的不同进行储能类型划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景中发挥独特的性能优势。
　　3。2。锂离子电池：当前电化学储能主流技术路线
　　电化学储能相比传统发电机组，具有建设灵活、降本空间大、调节性能优等特点。电化学储能具有调节性能优的特点，响应时间可达到毫秒级，调节范围广；相比于传统机组的集中大规模布局，电化学储能可以实现灵活的容量配置，容量配置区间大，建设周期短，对地理资源的需求较低，对自然资源的依赖性较低，项目的占地面积较小，具有较大的发展前景。完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。从成本来看，电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的60，PCS占20，EMS占10，BMS占5，其他配件占5。
　　锂离子电池技术和产业链均相对成熟，具有高性价比在储能领域加速渗透。锂离子电池的充放电过程主要依靠锂离子的迁移，在充放电过程中，锂离子在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电时，锂离子从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂离子电池已经建立了较为完整的产业链。上游主要为矿产及加工品，包括锂、镍、钴等；中游主要为锂电池制造、电池系统集成组装等；下游主要应用领域为储能电池、动力电池、消费电池等。锂离子电池具有污染小、储能密度高、充放电效率高、响应速度快、产业链完整等优点，是最近几年发展最快的电化学储能技术。随着其成本的逐步下降，锂离子电池的经济性开始凸显，新增电池储能越来越多采用锂离子电池，并逐步替代存量铅蓄电池，在储能市场的运用更加广泛。
　　3。3。钠离子电池：产业化元年在即，乘储能东风而起
　　钠电池技术基于锂电池，综合性能优异。钠电池是一种新型二次电池，其组成结构、工作原理以及生产工艺均与锂电池类似，相较于锂电池，钠电池具备较高的安全性、优异的低温性能以及显著的成本优势。在安全性方面，钠电池在过充、过放、短路、针刺、挤压等测试中均不会发生起火与爆炸。在低温性能方面，钠电池在20下容量保持率大于88。在成本方面，钠电池单位能量原料成本为0。29元Wh，其材料成本相较于锂电池下降了3040。
　　国内企业积极入局钠电池领域，推动其产业化进程提速。目前国内初创钠电企业及锂电企业均积极布局钠电池产业链，包括正极材料、负极材料、电解液、钠电池等，推动钠电池产业化提速。以钠电池布局企业为例，目前国内已具备GWh钠电池量产能力的企业包括中科海钠、华阳股份和多氟多，其中中科海钠1GWh钠电池生产线于2022年7月在安徽投产；华阳股份1GWh钠离子电芯生产线于同年9月投产，目前正积极推进1GWh钠离子电池PACK生产线项目，预计于2022年内投产；多氟多控股子公司焦作新能源已具备1GWh钠电池产能。目前拥有在建钠电池生产线的企业包括宁德时代和传艺科技，其中宁德时代已启动钠离子电池产业化布局，预计于2023年将形成基本产业链；传艺科技年产4。5GWh钠电池各生产设备及装置安装调试进展顺利，中试生产即将投产运行。
　　新型储能赛道迎来发展机遇，钠电池未来市场空间广阔。钠电池主要应用于储能、电动两轮车和低速电动车领域。十四五时期，新能源发电并网带动新型储能行业快速发展，2021年我国新型储能累计装机规模为5。7GW，同比增长74。5。此外，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出到2025年我国新型储能的装机规模达30GW以上。钠电池作为一种新型储能技术，未来有望受益于新型储能行业发展。根据鑫椤资讯数据，2021年储能电池需求为37GWh，预计到2025年达到240GWh，对应CAGR约为60。
　　3。4。全钒液流电池：兼具全周期成本与安全，有望在储能领域快速增长
　　全钒液流电池具备安全性高、扩容性强、循环寿命长、全生命周期成本低的特点，在长时储能领域大有可为。目前液流电池路线主要包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、锌铁液流电池等20多种技术路线，目前前三种技术路线讨论较多。钒电池是目前商业化较为成熟的液流电池路线，具备示范项目运行多年、产业链逐步成型、全生命周期成本低等优势，预计在长时储能系统的应用空间广泛。
　　政策支持和技术进步推动全钒液流电池储能发展。现有的全钒液流电池项目多数是地方政府推动的示范项目，虽然其全生命周期成本已经低于锂电池，但初始建设成本过高，导致企业的投资动力不强，后续或仍需要政府层面进行推动，制定可有效执行的价格补偿机制和长时储能产业政策。后续技术进步和国产材料替代有望推动成本的下降，目前钒电池仍处于商业化初期，技术进步带来的降本空间较大，如大连物化所通过减少膜材料使用面积而降低电池成本，参考锂电池的降本途径，可预见钒电池在大规模量产后成本仍有较大的下行空间；此外国内诸多厂商都在自主创新开发更低成本的膜，随着国产离子交换膜的逐步推广，膜等产品仍有较大成本下降空间，预计后续在其他电堆材料也有成本优化空间。4。投资分析
　　4。1。寻找长期发展格局具有确定性的环节，看好储能产业链的集成商及电池环节
　　大储具有电气设备属性，行业存在先发优势。储能上游为电池产业和电气设备产业，下游主要为电力系统参与企业。大储具有电气设备属性，区别于户储直接面向消费者，大储下游是运营商或发电企业或是电网公司，企业更加注重收益、成本、安全性等问题。大储建设一般以招标形式进行，投标企业需要满足招标的性能、资质等要求。因此，从大储的商业模式、下游客户来看，与电力设备企业相似，具有电力设备企业的资质壁垒、技术壁垒、资金壁垒和市场壁垒，大储具有电力设备属性，行业存在先发优势。储能电池环节龙头优势明显，二线厂商有望享市场红利出货增厚弹性。
　　2021年全球产能电池出货量59。9GWh，其中宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，出货量16。7GWh，占比达27。9；派能科技作为户储龙头，出货1。5GWh，占比2。6。而国内二梯队的比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、鹏辉能源则位列LGES之后分列36名，随着产能释放以及国内储能市场景气度的提升，预计2023年二线厂商的电池出货增速将进一步提升，看好龙头的稳固市场份额以及二线厂商的弹性提升。招标价格上行叠加成本下降趋势显现，看好储能电池盈利能力触底提升。随着锂电产业链完成本轮的产能扩张周期后，产业链主要环节供需格局均得到极大缓解，主要电池材料价格开始进入下行通道，对于电池厂商来说成本压力得到极大缓解。
　　此外进入到2022H2后，随着成本的顺利传导，储能系统的招标价格出现上涨，根据北极星储能网不完全统计，10月独立储能PCEPC平均中标单价为2。45元Wh，对平均价造成较大影响去除该项目后独立储能平均中标单价为2。06元Wh；新能源配储项目中设备系统采购项目平均中标单价为1。61元Wh，PCEPC项目平均中标单价为1。70元Wh，相比较2022年19月的央企整体平均价格出现明显上涨。我们认为随着储能招标均价回归到合理水平，叠加锂电成本的下降趋势，储能电池厂商的盈利能力将得到触底提升。
　　集成商环节具有产业链整合趋势，电力设备企业具有较大竞争力。我国企业的海外市场出货来看，阳光电源行业领先，海外出货约2。4GWh，比亚迪出货约1。5GWh，沃太能源出货约0。5GWh。国内市场出货来看，海博思创出货最高为0。74GWh左右，阳光电源出货0。6GWh左右。从集成商的参与企业可以看到，PCS、电池环节的企业逐步参与到集成环节中来，其中PCS企业参与集成商较多。由于大储作为电力系统的新增环节，需要有电力相关技术的积淀，而电力设备企业具有电力相关基因，因此转型较为顺畅，未来有望快速切入，并且具有较大竞争力。
　　大储系统集成技术路线逐渐被拓扑方案替代，关注技术相关公司。按照电气结构划分，大储可以划分为集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式，安全、成本和效率是储能技术迭代升级需要重点解决的关键问题。
　　随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到1500V的储能系统逐渐成为趋势；分布式方案相比集中式技术方案，具有更高的控制效率，更为成熟，有利于提升运营安全，预计未来的市场份额会逐渐增加；华为提出的智能组串式方案，致力于解决集中式方案存在的容量衰减、电池一致性偏差和容量失配的问题；高压级联方案作为一种新的技术路线，更具安全性能、高效率性能、电池一致性保障，但仍有待验证；集散式方案又称作直流侧多分支并联，提高了系统安全性和效率。随着国内储能行业装机量快速提升，变流器作为关键设备需求量有望高速增长。
　　高压级联有望2023年在新能源配储和电网侧渗透率持续提升，看好先发优势厂商有望享受高增长红利。高压级联储能系统方案凭借其低成本（虽然PCS和绝缘成本更高但是少变压器和部分二次设备，此外由于电池一致性和SOC衰减高压级联相比较集中式可以少配1MW的电池，减少67成本）、高转换效率（省变压器，比低压方案高5转换效率）、占地面积省30等优势，有望在火储调频，新能源配储、电网侧等领域的渗透率快速提升。目前高压级联方案的客户以两大电网和主流电力央企为主，2022年随着国能聊城光伏储能项目、中广核海南光伏储能项目、粤电力用户侧储能项目的招标成功，高压级联的性能优势和安全性得到验证。
　　进入到2023年，随着独立储能端的渗透率空间进一步打开，市场规模有望继续保持100以上的订单增速。由于高压级联方案中PCS和电池深度集成，只能以整体系统集成形式出售，因此对系统集成厂商来说算法、绝缘技术和项目运维经验等方面具备一定的壁垒。
　　4。2。寻找大储业务占比含量高的标的，看好业绩订单具有确定性的公司
　　寻找含大储量高且业绩订单具有确定性的标的。当下能源转型进入关键节点，新型储能可以有效接近新能源发电带来的电力系统问题，具有刚性需求。随着明年原材料成本压力降低带动地面电站需求提升，已启动项目或备案项目大幅增长，具有实际利益推动作用的储能政策频频出台等多方面因素共振，明年或成为大储高增的关键节点，因此关注业务中大储业务占比高的公司，且业绩订单具有确定性，明年有望迎来量利齐升。
　　4。3。看好钠电池在储能领域的0到1渗透
　　锂离子电池和钠离子电池在储能应用的渗透潜力十足。储能的首要目标是经济性，其对能量密度的要求相对较低，锂电池相比三元电池具有更高的循环次数、更低的购置成本、更高的安全性，更具有经济性的锂电池在储能领域有望加速替代三元电池。此外碳酸锂持续高位，钠离子电池加速产业化，优异的电化学性能和安全性能使钠离子电池在储能领域具有较好的发展前景，但对电池成本和寿命的要求是其规模化应用的主要挑战，后续持续关注钠离子电池的产业化进程。
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