2023年度储能与电力设备行业投资策略 电力系统变革正在路上

电力系统变革正在路上，用电成本上升大势所趋

电力系统转型持续进行，运行机制悄然改变

能源与电力系统转型持续进行中，清洁化与再电气化是突出特点。在气候变化推进CO2减排的大背景下，全球能源 与电力系统转型势在必行，国内大力进行新型电力系统建设。新型电力系统具备双高特性：1.高比例可再生能源；2. 高比例电力电子设备。 电力系统转型带来系统运行机制的改变。1）由于不确定的可再生能源占比提高，系统运行特性更加复杂多变，系统 关键问题由供电充裕度向灵活性转变；2）可再生能源分布不均，地区负荷不同，电力电力平衡由总量平衡向时空均 衡转变。

用电成本上升大势所趋

新能源平价上网不等于新能源平价利用，用电成本后续或将持续上升。随着技术的更新迭代、产能的不断扩张，新 能源场站成本持续降低，但考虑到接网配网投资、大电网扩展及补强投资、系统调节运行成本、灵活性电源投资/改 造成本，新能源利用成本或将持续上升。

储能与电网建设势在必行

灵活性火电调峰机组、抽水蓄能、新型储能是解决电网消纳难题的三类主要工具。火电灵活性改造无法双向调节， 调节时会产生碳排放；火电建设体量大、工期长，约需3-6年；投资额较大，且对地理资源有一定要求，需接近煤炭 资源、冷却水资源、道路运输等。抽水蓄能运行方式固定，不宜频繁改变；建设体量大、工期长，电站功率通常大 于2GW，建设工期约6-8年，投资额较大，可达5000-6000元/kW；且抽水蓄能电站地理资源依赖性强，建设需进 行前期规划。综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求，新型储能尤其是电化学储能的建设更具 前景。

电网是实现电力资源空间均衡的必需途径。主网架，尤其是特高压通道，可有效实现风光大基地、多能互补能源基 地的电力外送。加强输电通道建设，可有效提高跨省区输电能力和输送清洁能源电量占比。配电网，是联系能源生 产和消费的关键枢纽，分布式电源大规模、高比例接入对配电网的安全可靠运行提出了更高的要求，要求配电网提 升弹性自适应能力和对分布式能源的就地消纳能力。

政策催化+供需结构改善，23年国内大储高增可期

装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

国内大储发展迅猛，装机容量快速增加。根据CNESA，截止2021年底，全国累计储能装机规模达到46.1GW，同比 增长29.49%，其中新型储能装机6.3GW，同比增长56.4%，新型储能中90%为电化学储能，装机功率5.6GW，同比 增长77.9%。2021年中国新增储能装机10.5GW，同比增长228.1%，2017-2021年中国新增储能装机年均复合增长 率高达65.7%。

展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。根据CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测， 预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW，其中电化学储能累计装机将达到40GW。2025年后预计可再 生能源发电年装机增量将保持在100GW，电化学储能的年装机增量将保持在12-15GW，预计到2030年，电化学储 能装机规模将达到约110GW。

储能企业扩产规模快速增加，行业有望持续高景气

储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段。根据各公司公告，电池厂商纷纷扩建电池生产基地， 其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较 大，预计22-24年新开工产线分别为342GWh、218.5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh,合 计开工产线对应产能894.5GWh。

储能业务呈现多元化布局态势，系统集成成为企业新的业绩增长点。储能行业的迅速发展吸引了其他类型企业切入 储能赛道，其中阳光电源、科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业 的规划产能分别约15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3.9GWh。其他企业包括海博思创、天合储 能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。

共享储能是未来国内大储的主要商业模式

以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。独立储能电站：以独立的主体身份直接参与电网 或新能源发电侧的调度；共享储能：由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的 一种商业运营模式；2022年10月新增独立储能项目7.61GW（备案/在建/运行），功率规模占总新增储能项目规模 72%，强配储能仅占25%。

共享储能相较新能源配储EPC成本更高。2022年10月共享储能EPC平均中标价格为2.19元/Wh，高于电源侧储能 （新能源配储）EPC的平均中标价格：1.46元/Wh。 共享储能EPC价格更高的原因:（1）共享储能除逆变器外还需配套建设升压站、配电装置等；（2）共享储能配置电 网调度相关设备及并网实验费用较高；（3）配储电站的成本受到发电侧成本挤压而被严格控制（4）共享储能电芯、 逆变器等关键环节的成本较高；（5）部分共享储能还需考虑土地费用。

锂离子电池将是国内大储的主要载体

锂离子电池储能将是国内大储的主要载体。对于储能行业，发展最成熟的模式发展最快，这是下游盈利的压力及对 储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的。国内的锂离子电池储能已有较大的规模，根据CNESA数据， 2022年10月，国内锂离子电池储能项目新增9.66GW（备案/在建/运行），功率规模占电化学储能的96.6%。锂离 子电池已成为国内最主要的电化学储能技术。

锂电池储能未来将成为国内大储的主要载体。根据彭博新能源财经（BNEF）预测，2030年锂离子电池储能电站成 本有望降低至170 USD/kWh，同时2028-2030年锂离子电池循环次数有望达到15000次。锂电池储能的降本增效将 使得锂离子电池发展进入快车道。

政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

部分电站容量租赁的比例较低，仅仅维持在10%-20%左右。原因主要来自以下两方面：首先，独立储能电站提供容 量租赁需要收租金，对于新能源场站而言是成本项，会导致租赁意愿较低。其次，储能电站建设进度和新能源场站 建设进度不匹配、参与电网调度的比例偏少。 在政策推进与并网进度的双重作用下，容量租赁的比例正逐渐提高。各省份积极出台相关政策推动独立储能容量租 赁；储能电站的建设进度与新能源场站的并网进度逐渐匹配，储能电站的利用率逐渐提升。

独立储能电站收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的 电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。 国内电力现货试点工作有序推进：2017年，选取广东、浙江等8个省份启动电力现货市场建设试点工作；2021年， 新增了上海、江苏等6个试点省份，将试点省份总量扩大到了14个；2022年，拟将江西设立为第15个电力现货市场 建设省份。

锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降

在储能系统的成本结构中，电池占比高达60%，锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生较大影响。22年由于国 内碳酸锂价格偏高，储能行业快速发展，电池作为重要零部件供不应求，导致国内电池价格偏高，增加了储能系统 的成本。 23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线，未来三年预计实现约1800GWh的产能。电池供不应求的局面或逐渐 扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。

海外储能高景气，表前“光伏+储能”、户用光储一体化或成趋势

美国：政策强调储能地位，IRA法案支持发展

IRA法案获通过，ITC补贴确定延期，支持光储发展。美国时间2022/8/16美国总统拜登签署执行IRA，代替BBB法 案。本次确定通过的IRA法案延长了并提升了安装光伏和储能的投资税务优惠 (ITC)。当前的ITC补贴为2020年底国 会通过的延长方案，已经逐渐进入补贴退坡的阶段，而新的ITC补助方案将大幅提升ITC的补贴额度以及延长补贴时 间，进一步促进美国光储市场发展。

美国：电力可靠性需求提升，储能改造正在路上

储能改造成为已安装新能源户主新需求。储能改造即在原有光伏系统上增加储能系统，在美国户用与非户用的储能 安装占比分别为15%和9%，其中户用光伏储能改造比例显著高于非户用，且比例呈逐年提升。 经济性与电力可靠性成为储能改造核心动力。加州的储能改造比例明显高于其他州，主要系该州对山火频发带来的 电力可靠性担忧，以及峰谷电价差拉大后储能经济性的突显；德州在经历2021年冬季风暴停电危机后，储能新安装 量增长3倍以上。

美国：储能装机突飞猛进

2021年储能装机3.5GW，同比持续大幅增长。根据Wood Mackenzie数据，2021年美国新增储能容量为 3,509MW/10,499MWh，同比增加138%，超过2013至2020年总和。 2022Q3美国储能新增装机1,444MW/5,189MWh，同比增长27%/48%，环比增长7%/71%，创历史第三季度新 高、单季度次高。2022Q3表前市场备电时长达到3.8h，也为历史新高。

美国：受益补贴政策推动，光伏+储能配置比例逐年提升

光伏+储能比例持续提升。2021年，美国户用光伏领域的储能附加率已提升至10%，及10%安装户用光伏的户主选 择配套安装了储能；在工商业和集中式光伏领域配储的用户比例约4.9%。 夏威夷、加州、马塞诸塞等州配储比例较高。受益于当地消费与税收优惠政策，夏威夷光伏项目拥有最高的配储率 （户用93%，非户用59%）；加州排名第二（户用11%，非户用5%），主要受益于当地投资税收抵免。麻省、华盛 顿等地区配储比例也相对较高。

逆周期属性叠加电网消纳压力，电力设备投资建设有望加速

电网投资是电力设备行业核心驱动因素

电网投资决定行业兴衰。总量上，十四五期间全国电网总投资预计近3万亿元，而十三五约2.6万亿，十二五约2万亿。 其中国家电网计划投入3,500亿美元（约2.24万亿元），南方电网计划投入约6,700亿元。具体年份上，2021年略低 于5000亿，2022年国家电网预计投资5,012亿元，年度投资首次突破5,000亿元，创历史新高。南方电网1250亿元， 同创新高，大幅增长。展望23年，电网投资有望保持10%以上的高增速。

投资增长原因是基础设施的超前投资与消纳需求的持续增加

电网建设是新基建的重要组成部分，电网投资逆周期属性突出。复盘历史，08-09年、14-15年、20年，在经济下行 较大的宏观背景下，电网建设常被作为经济增长的发力点，投资有望持续边际向好。随着人均用电、能源需求和电 气化比例的增加，用电需求快速增加，20-21年用电增速已经明显高于电网投资增速。 电网消纳压力持续增加。预计2030年前后，新能源发电装机将接近20亿千瓦；2050年前，新能源装机规模将超过 40亿千瓦，发电量占比接近50%。新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，用 电成本预计持续提升。

特高压建设存在超预期空间

特高压项目储备充裕，建设有望提速。国网十四五期间规划建设特高压工程“24交14直”。国网目前特高压工程储 备（规划/可研）达12条，其中上半年新增5条。考虑到基建投资加速，以及第二批风光大基地对外送电通道仍有至 少50GW缺口，储备项目有望于22、23年尽快核准并开工。 企业层面，特高压格局稳定，份额较为集中。由于产品研发、验证壁垒较高，特高压设备中标企业主要包括央企和 大型民企。其中，特高压直流龙头包括：国电南瑞、许继电气、中国西电、特变电工等，特高压交流龙头包括：平 高电气、中国西电、特变电工等。特高压业务占比较高的企业（许继电气、平高电气等），受益弹性更大；二次设 备企业（国电南瑞等），周期性更弱、防御型更强。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）