中金公司研報(bào)認(rèn)為，國(guó)內(nèi)風(fēng)光裝機(jī)量快速攀升，調(diào)峰調(diào)頻需求與日俱增。地方政府及電網(wǎng)對(duì)新能源項(xiàng)目配儲(chǔ)要求提升，疊加光伏組件、風(fēng)機(jī)成本下降讓出配儲(chǔ)空間，使得國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)有望超預(yù)期。中金公司測(cè)算在保守/中性/樂(lè)觀情景下，國(guó)內(nèi)2023年大型儲(chǔ)能裝機(jī)量相較2022年同比增速分別可達(dá)97%/132%/167%，故看好國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)2023年較大可能有超預(yù)期表現(xiàn)。看好2023年國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)超預(yù)期及盈利模式持續(xù)改善帶來(lái)產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)的投資機(jī)會(huì)。

(資料圖)

全文如下

中金 聯(lián)合研究 | 中國(guó)大儲(chǔ)：風(fēng)光裝機(jī)高增驅(qū)動(dòng)，看好2023增長(zhǎng)超預(yù)期

國(guó)內(nèi)風(fēng)光裝機(jī)量快速攀升，調(diào)峰調(diào)頻需求與日俱增。地方政府及電網(wǎng)對(duì)新能源項(xiàng)目配儲(chǔ)要求提升，疊加光伏組件、風(fēng)機(jī)成本下降讓出配儲(chǔ)空間，使得國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)有望超預(yù)期。我們測(cè)算在保守/中性/樂(lè)觀情景下，國(guó)內(nèi)2023年大型儲(chǔ)能裝機(jī)量相較2022年同比增速分別可達(dá)97%/132%/167%，故我們看好國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)2023年較大可能有超預(yù)期表現(xiàn)。我們看好2023年國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)超預(yù)期及盈利模式持續(xù)改善帶來(lái)產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)的投資機(jī)會(huì)。

摘要

風(fēng)光裝機(jī)占比高增帶動(dòng)靈活性資源需求提升，大儲(chǔ)裝機(jī)有望高增長(zhǎng)。雙碳目標(biāo)和能源轉(zhuǎn)型背景下，我國(guó)風(fēng)電、光伏裝機(jī)規(guī)?？焖贁U(kuò)大，風(fēng)光電源在電力系統(tǒng)中的地位日益突出的同時(shí)，因其出力的波動(dòng)性和隨機(jī)性等特征，對(duì)電網(wǎng)穩(wěn)定和綠電消納帶來(lái)了挑戰(zhàn)，電力系統(tǒng)對(duì)靈活性資源的需求日益提升。大儲(chǔ)作為重要的靈活性資源之一，在調(diào)峰、調(diào)頻方面具備調(diào)節(jié)范圍大、響應(yīng)迅速、控制精確的優(yōu)勢(shì)，隨著新能源滲透率進(jìn)一步加深，我們認(rèn)為未來(lái)大儲(chǔ)裝機(jī)量有望迎來(lái)高速增長(zhǎng)。

政策托底，各地配儲(chǔ)要求密集出臺(tái)，新增裝機(jī)下限支撐力度較大。年初國(guó)家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書(shū)(征求意見(jiàn)稿)》[1]中，明確將儲(chǔ)能與“源網(wǎng)荷”并列為電力系統(tǒng)第四要素，多省2022年起也陸續(xù)出臺(tái)10%-20%，時(shí)長(zhǎng)2h的配儲(chǔ)要求，配儲(chǔ)比例較高。具體招標(biāo)項(xiàng)目來(lái)看，縱向配儲(chǔ)比例提升趨勢(shì)明顯；橫向西北地區(qū)配儲(chǔ)需求大，比例高；此外我們發(fā)現(xiàn)實(shí)際招標(biāo)項(xiàng)目配儲(chǔ)比例顯著高于政策要求。因此我們認(rèn)為“新能源+儲(chǔ)能”是保證電力結(jié)構(gòu)穩(wěn)定運(yùn)行的重要手段，政策高要求支撐儲(chǔ)能裝機(jī)空間擴(kuò)容。

光伏組件及風(fēng)機(jī)價(jià)格下降有望進(jìn)一步讓出大儲(chǔ)裝機(jī)空間。近期光伏組件價(jià)格持續(xù)下降，風(fēng)機(jī)招標(biāo)價(jià)格已經(jīng)歷前期快速下行階段，我們認(rèn)為風(fēng)光造價(jià)的下降有望緩解項(xiàng)目配儲(chǔ)成本壓力，進(jìn)一步為大儲(chǔ)讓渡裝機(jī)需求空間。假設(shè)集中式光伏及風(fēng)電項(xiàng)目現(xiàn)有IRR不變，我們測(cè)算2023年相比2022年產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格下降有望帶來(lái)近40GWh左右體量大儲(chǔ)裝機(jī)空間，因而即使在樂(lè)觀情景下，我們認(rèn)為配儲(chǔ)后開(kāi)發(fā)商綜合成本壓力邊際不會(huì)明顯提升，配儲(chǔ)的成本空間較為充足。

風(fēng)險(xiǎn)

政策力度不及預(yù)期，產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格下降不及預(yù)期，風(fēng)光裝機(jī)增長(zhǎng)不及預(yù)期。

正文

我們測(cè)算國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)2023年較大可能有超預(yù)期表現(xiàn)

我們測(cè)算在保守/中性/樂(lè)觀情景下，國(guó)內(nèi)2023年大型儲(chǔ)能裝機(jī)量分別可達(dá)30.1/35.4/40.8 GWh，同比增速分別為97%/132%/167%，故我們看好國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)2023年較大可能有超預(yù)期表現(xiàn)，我們的主要測(cè)算方法如下：

我們按省份將國(guó)內(nèi)分成三類(lèi)地區(qū)：1)第一類(lèi)地區(qū)為風(fēng)光大型項(xiàng)目裝機(jī)量高，配儲(chǔ)比例要求高的：西北五省(新疆、青海、陜西、甘肅、寧夏)以及內(nèi)蒙古；2)第二類(lèi)地區(qū)為風(fēng)光配儲(chǔ)比例有望快速提升的：東北三省(黑龍江、吉林、遼寧)以及山東；3)其他地區(qū)；

我們預(yù)期在消納壓力及政策要求下，第一類(lèi)地區(qū)儲(chǔ)能滲透率(大型項(xiàng)目中配備儲(chǔ)能的項(xiàng)目占比)最高，第二類(lèi)地區(qū)次之，其他地區(qū)配儲(chǔ)項(xiàng)目占比略低；

我們對(duì)三類(lèi)地區(qū)的風(fēng)電、光伏配儲(chǔ)容量比例按保守/中性/樂(lè)觀三種情景分別進(jìn)行假設(shè)，得到對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)能裝機(jī)容量分別為30.1/35.4/40.8 GWh，同比2022年增長(zhǎng)率分別達(dá)97%/132%/167%。

圖表1:中國(guó)大型儲(chǔ)能2023年裝機(jī)量測(cè)算

資料來(lái)源：Wind，中金公司研究部

底層驅(qū)動(dòng)：風(fēng)光裝機(jī)占比提升后的靈活性資源需求

新能源發(fā)電量占比持續(xù)提升，消納瓶頸逐步顯現(xiàn)

在碳中和目標(biāo)指引下，我國(guó)風(fēng)電、光伏近年快速發(fā)展，高速增長(zhǎng)的裝機(jī)量使得可再生能源發(fā)電量占比也持續(xù)提升。2022年1-11月，可再生能源發(fā)電量占比達(dá)到30.6%，較2021年末提升1.7ppt.截至2022年11月，可再生能源累計(jì)裝機(jī)量已達(dá)我國(guó)總電力裝機(jī)容量的47.4%。在我國(guó)電力系統(tǒng)趨向清潔化的同時(shí)，風(fēng)光發(fā)電的間歇性、隨機(jī)性、波動(dòng)性也對(duì)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性、靈活性、可靠性帶來(lái)挑戰(zhàn)。此外，我國(guó)風(fēng)電、光伏裝機(jī)集中于西部、北部地區(qū)，而能源需求則主要集中于東中部地區(qū)。因此，電力供給與需求在時(shí)間和空間上的錯(cuò)配情況較為顯著。

圖表2:我國(guó)可再生能源發(fā)電量占比

資料來(lái)源：iFinD，中金公司研究部

圖表3:我國(guó)可再生能源裝機(jī)量占比

資料來(lái)源：iFinD，中金公司研究部

圖表4:發(fā)電側(cè)高比例新能源帶來(lái)電力系統(tǒng)運(yùn)行挑戰(zhàn)

資料來(lái)源：卓振宇等《高比例可再生能源電力系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)及發(fā)展挑戰(zhàn)》2021年，中金公司研究部

在此背景下，我國(guó)的新能源消納問(wèn)題凸顯，2019-2022年除用電高峰的夏季，其余大部分月份均存在較明顯的棄光、棄風(fēng)問(wèn)題，新能源裝機(jī)規(guī)模較大的西北地區(qū)和內(nèi)蒙古消納問(wèn)題尤為突出，2021年青海的棄風(fēng)/棄光率達(dá)10.7%/13.8%，蒙西地區(qū)/新疆的棄風(fēng)率也達(dá)8.9%/7.3%，西藏地區(qū)棄光率則高達(dá)19.8%。盡管從縱向來(lái)看，我國(guó)整體棄風(fēng)、棄光率從2016年的20.6%/10.6%下降至2021年的3.1%/2.0%，但根據(jù)全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心，隨著我國(guó)北方地區(qū)大型風(fēng)光基地項(xiàng)目陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，消納壓力或?qū)⑦M(jìn)一步增大，因而我們認(rèn)為北方地區(qū)消納當(dāng)前仍有改善空間，且面臨一定的反彈風(fēng)險(xiǎn)。

圖表5:我國(guó)2020-2022月度棄風(fēng)棄光率

資料來(lái)源：全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心，中金公司研究部

風(fēng)光裝機(jī)持續(xù)增加需要靈活性資源的支持

以煤電為主的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)負(fù)荷特性相對(duì)穩(wěn)定，但可再生能源占比提升使源荷兩端不確定性增加，根據(jù)國(guó)家能源局《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書(shū)(征求意見(jiàn)稿)》[1]，新能源占比的不斷提高快速消耗電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源，未來(lái)新能源大規(guī)模高比例發(fā)展對(duì)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提出了更高需求。我們認(rèn)為充足的靈活性資源是可再生能源裝機(jī)未來(lái)得以持續(xù)增長(zhǎng)的前提條件。

具體來(lái)看，各類(lèi)資源提供靈活性的技術(shù)特點(diǎn)及經(jīng)濟(jì)成本存在明顯差異，整體可分為供給側(cè)和需求側(cè)的靈活性資源，需求側(cè)資源主要靠電力用戶(hù)的自發(fā)響應(yīng)，可控性較低。供給側(cè)的靈活性資源主要依靠煤機(jī)、燃機(jī)、核電等穩(wěn)定電源以及抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能等，目前火電靈活性改造是較為成熟且成本較低的調(diào)峰手段，但是存在響應(yīng)速度慢等問(wèn)題，燃機(jī)雖然較火電機(jī)組的調(diào)節(jié)速度和幅度更大，但受制于我國(guó)天然氣供給不足，目前成本較高，且與煤機(jī)一樣只能在較長(zhǎng)時(shí)間周期內(nèi)進(jìn)行調(diào)節(jié)。抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能兼具向上和向下的調(diào)節(jié)能力，啟動(dòng)時(shí)間在10s以?xún)?nèi)，可以滿(mǎn)足秒和小時(shí)級(jí)別的功率調(diào)節(jié)。電化學(xué)儲(chǔ)能相較于抽水蓄能電站配置更為靈活，受地理?xiàng)l件限制較小，且控制精度非常高，因此我們認(rèn)為，隨著未來(lái)儲(chǔ)能的價(jià)格機(jī)制和補(bǔ)償機(jī)制的成熟，電化學(xué)儲(chǔ)能有望成為靈活性資源的主力軍。

圖表6:靈活性需求分類(lèi)

資料來(lái)源：中國(guó)能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展網(wǎng)，中金公司研究部

圖表7:幾種靈活性資源的對(duì)比

資料來(lái)源：中國(guó)電力《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟(jì)性與政策建議》2022年，中電聯(lián)，中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟，中金公司研究部

注1:指通過(guò)氣電(最小出力為額定出力的20%)替換煤電(最小出力為額定出力的50%)的方式提升向下的靈活性

電化學(xué)儲(chǔ)能作為核心選項(xiàng)有望迎裝機(jī)高增

電化學(xué)儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的調(diào)峰調(diào)頻作用不可或缺。新能源出力的波動(dòng)性、光伏出力與高峰負(fù)荷不匹配、風(fēng)電的反調(diào)峰特性等對(duì)電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行和電力消納帶來(lái)了挑戰(zhàn)。隨著穩(wěn)定電源的發(fā)電占比逐漸降低，電力系統(tǒng)自調(diào)節(jié)能力也隨之下降，無(wú)法提供足夠的靈活性來(lái)維持電網(wǎng)頻率、電壓穩(wěn)定，因此需要引入額外的靈活性資源來(lái)提供電力輔助服務(wù)。根據(jù)國(guó)家能源局《電力輔助服務(wù)管理辦法》[2]劃分的輔助服務(wù)類(lèi)型，輔助服務(wù)可分為有功平衡服務(wù)、無(wú)功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急與恢復(fù)服務(wù)。目前輔助服務(wù)市場(chǎng)最常見(jiàn)的模式為調(diào)峰(負(fù)荷量的維度，較長(zhǎng)時(shí)間周期)和調(diào)頻(頻率的維度，短時(shí)間周期)，服務(wù)方式是通過(guò)調(diào)節(jié)自身的充放電量和充放電功率，平衡系統(tǒng)的出力和負(fù)荷。

我們認(rèn)為電化學(xué)儲(chǔ)能是提供輔助服務(wù)、增強(qiáng)電網(wǎng)靈活性的核心選項(xiàng)之一：1)從功能上看，電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)峰調(diào)頻在快速響應(yīng)和精確控制方面的優(yōu)勢(shì)明顯，隨著新能源滲透率加深帶來(lái)更大的局部電網(wǎng)擾動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)，電力系統(tǒng)對(duì)配置靈活、調(diào)節(jié)功能強(qiáng)大的電化學(xué)儲(chǔ)能的依賴(lài)度將進(jìn)一步提升；2)從成本上看，電化學(xué)儲(chǔ)能雖然較火電靈活性改造的成本更高，目前盈利模式不夠完善，但相較于建設(shè)抽水蓄能電站或投建天然氣機(jī)組成本更低，且隨著電芯成本延續(xù)下降趨勢(shì)、相關(guān)價(jià)格機(jī)制的成熟，電化學(xué)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性有望在未來(lái)顯現(xiàn)。

圖表8:輔助服務(wù)需求來(lái)源與服務(wù)方式

資料來(lái)源：國(guó)家能源局，北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

當(dāng)前表前大儲(chǔ)的配置形式主要包括新能源配儲(chǔ)(風(fēng)光電站單獨(dú)配置)，共享儲(chǔ)能(租賃給風(fēng)光電站，更多在發(fā)電側(cè))，獨(dú)立儲(chǔ)能(單獨(dú)計(jì)量并接受電網(wǎng)調(diào)度)等，理論上獨(dú)立儲(chǔ)能可更大程度利用儲(chǔ)能資產(chǎn)提供輔助服務(wù)，收益來(lái)源也更為多樣，但實(shí)際發(fā)展仍取決于政策推動(dòng)其商業(yè)模式改善的進(jìn)展如何。我們認(rèn)為幾種模式雖然配置形式有差異，但其配置目的都是解決風(fēng)光裝機(jī)持續(xù)高增帶來(lái)的電力系統(tǒng)穩(wěn)定性問(wèn)題，因此隨著我國(guó)可再生能源發(fā)電占比持續(xù)提升，我們積極看好國(guó)內(nèi)表前大儲(chǔ)迎來(lái)高速發(fā)展期。

圖表9:表前配儲(chǔ)形式對(duì)比

資料來(lái)源：CNESA，北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

政策視角：政策托底，新增裝機(jī)下限支撐力度大

大儲(chǔ)利好政策密集出臺(tái)

大儲(chǔ)利好政策密集出臺(tái)，明確“新能源+儲(chǔ)能”是解決電網(wǎng)穩(wěn)定性的重要手段。伴隨風(fēng)光裝機(jī)持續(xù)提升，其資源內(nèi)生屬性(間歇性、波動(dòng)性)所帶來(lái)的電網(wǎng)穩(wěn)定性問(wèn)題與日俱增，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中靈活可調(diào)資源充裕度不足以支持電網(wǎng)穩(wěn)定、可靠運(yùn)行，而儲(chǔ)能能夠發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻作用，且電化學(xué)儲(chǔ)能具備高能量轉(zhuǎn)換效率、建設(shè)周期短、安裝靈活等優(yōu)勢(shì)，因此“新能源+儲(chǔ)能”成為保證電力結(jié)構(gòu)穩(wěn)定運(yùn)行的重要手段。近年來(lái)政府逐漸意識(shí)到儲(chǔ)能的重要性，儲(chǔ)能利好政策密集出臺(tái)，在今年國(guó)家能源局發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書(shū)(征求意見(jiàn)稿)》中，明確將儲(chǔ)能與“源網(wǎng)荷”并列為電力系統(tǒng)第四要素。

圖表10:大儲(chǔ)政策梳理

資料來(lái)源：國(guó)家能源局、中金公司研究部

多地要求配儲(chǔ)比例10%-20%，時(shí)長(zhǎng)2h及以上

各省陸續(xù)出臺(tái)強(qiáng)制配儲(chǔ)要求，配儲(chǔ)比例較高。在國(guó)家出臺(tái)一系列儲(chǔ)能利好政策的同時(shí)，各省綜合本地新能源裝機(jī)情況、消納情況，陸續(xù)在新能源并網(wǎng)等相關(guān)政策文件中提出了儲(chǔ)能配套的具體要求。目前寧夏、遼寧、江蘇等23省份提出配儲(chǔ)要求，其中16個(gè)省份為強(qiáng)制配置要求，多數(shù)地區(qū)要求配置儲(chǔ)能比例在10%-20%，配置時(shí)長(zhǎng)在2小時(shí)以上，配儲(chǔ)比例較高。

圖表11:政策要求配儲(chǔ)比例梳理(2021.1-2022.11)

資料來(lái)源：各政府官網(wǎng)，中金公司研究部

政策強(qiáng)制配儲(chǔ)保障儲(chǔ)能容量持續(xù)增長(zhǎng)

2022年實(shí)際招標(biāo)項(xiàng)目配儲(chǔ)比例顯著高于政策要求，因此我們認(rèn)為政策配儲(chǔ)比例可支撐配儲(chǔ)比例下限假設(shè)。光伏方面，通過(guò)對(duì)2022年128個(gè)集中式光伏招標(biāo)項(xiàng)目進(jìn)行梳理，我們發(fā)現(xiàn)大多數(shù)省份項(xiàng)目實(shí)際配儲(chǔ)比例高于政策要求4ppt-32ppt，其中西北地區(qū)甘肅、內(nèi)蒙古實(shí)際配儲(chǔ)比例為41%、47%，顯著高于政策配儲(chǔ)需求17ppt/31ppt，山東實(shí)際配儲(chǔ)比例為38%，高于政策配儲(chǔ)需求18ppt.風(fēng)電方面，通過(guò)梳理2022年國(guó)內(nèi)風(fēng)電配儲(chǔ)招標(biāo)項(xiàng)目，我們看到多數(shù)省份實(shí)際配儲(chǔ)比例高于政策要求比例20-30ppt左右，其中安徽、甘肅、內(nèi)蒙古及河南區(qū)域?qū)嶋H項(xiàng)目配儲(chǔ)比例顯著高于當(dāng)?shù)卣咭?。因此我們認(rèn)為政策要求僅為下限假設(shè)，通常省市往往會(huì)結(jié)合本地資源、消納情況提升實(shí)際項(xiàng)目的配儲(chǔ)比例。

圖表12:2022年集中式光伏項(xiàng)目配儲(chǔ)比例和政策要求配儲(chǔ)比例對(duì)比

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)、政府官網(wǎng)，中金公司研究部

圖表13:2022年風(fēng)電項(xiàng)目配儲(chǔ)比例和政策要求配儲(chǔ)比例對(duì)比

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)、政府官網(wǎng)，中金公司研究部

項(xiàng)目視角：配儲(chǔ)比例提升趨勢(shì)明顯，2023增長(zhǎng)預(yù)期強(qiáng)

縱向：配儲(chǔ)比例提升趨勢(shì)明顯

時(shí)間序列維度看，風(fēng)光項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例呈半年度上升趨勢(shì)。

光伏方面，我們分析了2021-2022年146個(gè)招標(biāo)的集中式光伏配儲(chǔ)能項(xiàng)目，可以發(fā)現(xiàn)2022年的配儲(chǔ)項(xiàng)目數(shù)量明顯增多，地區(qū)分布也從2021年較集中的甘肅、廣西廣泛拓展到全國(guó)各地，且項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例(功率口徑)和儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)由1H21的7.5% 1h(容量口徑7.5%)大幅提升至2H22的18.2% 2.6h(容量口徑55.8%)。西北五省及內(nèi)蒙古區(qū)域2H22的配儲(chǔ)比例達(dá)67.1%，較2H21大幅提高32.5ppt，其他區(qū)域2022年的配儲(chǔ)比例也同比提升9.0ppt至18.3%。

圖表14:2021-2022年集中式光伏項(xiàng)目半年度平均配儲(chǔ)比例(功率口徑)和儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

圖表15:2021-2022年分區(qū)域集中式光伏項(xiàng)目半年度平均配儲(chǔ)比例(容量口徑)

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差；東北及山東地區(qū)因樣本量較少未單獨(dú)列出

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

風(fēng)電方面，我們梳理有國(guó)內(nèi)2021-2022年60個(gè)風(fēng)電配儲(chǔ)項(xiàng)目招標(biāo)，其中2022年招標(biāo)項(xiàng)目數(shù)量明顯增多，且項(xiàng)目區(qū)域分布進(jìn)一步自西北地區(qū)向華東、華中地區(qū)開(kāi)拓。我們看到2021年以來(lái)國(guó)內(nèi)風(fēng)電項(xiàng)目配儲(chǔ)比例及配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)均整體呈上升趨勢(shì)，項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例(功率口徑)及配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)由1H21的10.0% 2.0h(容量口徑20%)大幅提升至2H22的26.7%2.2h(容量口徑58.7%)。就國(guó)內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)主要分布的北方區(qū)域來(lái)看，西北區(qū)域風(fēng)電項(xiàng)目配儲(chǔ)比例(容量口徑)2022年同比提升37.7ppt至57.7%，東北區(qū)域風(fēng)電項(xiàng)目配儲(chǔ)比例(容量口徑)2022年同比提升9ppt至19.0%，此外，海上風(fēng)電目前也出現(xiàn)配儲(chǔ)趨向，例如上海市發(fā)改委印發(fā)《杭州灣海上風(fēng)電項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)配置工作方案》[3]，本方案競(jìng)爭(zhēng)配置項(xiàng)目合計(jì)80萬(wàn)千瓦，明確要求配套建設(shè)電化學(xué)等儲(chǔ)能裝置。特別說(shuō)明具有為上海電網(wǎng)提供常態(tài)化調(diào)峰能力200萬(wàn)千瓦及以上企業(yè)，預(yù)留儲(chǔ)能配置比例不低于10%裝機(jī)規(guī)模、時(shí)長(zhǎng)4小時(shí)以上；常態(tài)化調(diào)峰能力100萬(wàn)千瓦及以上企業(yè)，預(yù)留儲(chǔ)能配置比例不低于15%裝機(jī)規(guī)模、時(shí)長(zhǎng)4小時(shí)以上；其他企業(yè)預(yù)留儲(chǔ)能配置比例不低于20%裝機(jī)規(guī)模、時(shí)長(zhǎng)4小時(shí)以上。綜上所述，整體國(guó)內(nèi)風(fēng)電項(xiàng)目配儲(chǔ)比例提升趨勢(shì)明顯。

圖表16:2021-2022年風(fēng)電項(xiàng)目半年度平均配儲(chǔ)比例(功率口徑)和儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

圖表17:2021-2022年分區(qū)域風(fēng)電項(xiàng)目年度平均配儲(chǔ)比例(容量口徑)

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差；其他地區(qū)因2021年樣本量較少未單獨(dú)列出

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

橫向：西北地區(qū)配儲(chǔ)需求大，比例明顯較高

棄風(fēng)棄光現(xiàn)象嚴(yán)重的區(qū)域存在較高儲(chǔ)能需求。光伏方面，在我們統(tǒng)計(jì)的146個(gè)項(xiàng)目中，各地區(qū)2022年集中式光伏項(xiàng)目的配儲(chǔ)比例均較2021年提升，其中西北地區(qū)儲(chǔ)能需求總量和增幅均為最大，2022年其儲(chǔ)能總裝機(jī)容量占全國(guó)近70%，平均配儲(chǔ)比例達(dá)64.6%，同比提高30.0ppt.除華南地區(qū)外，其余地區(qū)的儲(chǔ)能配比同比增幅均為24ppt左右。同時(shí)，可以發(fā)現(xiàn)在2022年棄光現(xiàn)象較嚴(yán)重的西藏和新疆地區(qū)，2H22光伏項(xiàng)目的配儲(chǔ)比例高于全國(guó)55.8%的平均水平，分別為58.8%和83.7%，其中新疆地區(qū)配儲(chǔ)比例的環(huán)比增幅達(dá)53.7ppt，對(duì)儲(chǔ)能裝機(jī)總量的拉動(dòng)效應(yīng)也非常明顯。

圖表18:2021年、2022年分地區(qū)集中式光伏項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

圖表19:2022年部分省/自治區(qū)集中式光伏項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例及棄光率

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差；棄光率數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)區(qū)間為2022年1月-11月；統(tǒng)計(jì)地區(qū)棄光率高于1.5%(青海、陜西、吉林缺少數(shù)據(jù)未納入)；內(nèi)蒙古棄光率為蒙西數(shù)據(jù)

資料來(lái)源：全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心，北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

風(fēng)電方面，在我們統(tǒng)計(jì)的60個(gè)風(fēng)電配儲(chǔ)招標(biāo)項(xiàng)目中，來(lái)自西北及內(nèi)蒙古地區(qū)的風(fēng)電項(xiàng)目配儲(chǔ)容量占到全部項(xiàng)目配儲(chǔ)容量的75%，2022年配儲(chǔ)比例(容量口徑)達(dá)57.7%。西北區(qū)域較為優(yōu)越的風(fēng)電資源稟賦吸引了國(guó)內(nèi)主要的新增風(fēng)電裝機(jī)需求，“十二五及十三五期間”兩度出現(xiàn)較為嚴(yán)重的棄風(fēng)限電，后續(xù)政策端及項(xiàng)目開(kāi)發(fā)商端均對(duì)西北區(qū)域促進(jìn)風(fēng)電消納的相關(guān)措施給予較高重視度。通過(guò)項(xiàng)目梳理，我們可以看到國(guó)內(nèi)主要風(fēng)電大省的內(nèi)蒙古、甘肅及新疆均保持相對(duì)較高的配儲(chǔ)比例。以截至2022年11月棄風(fēng)率數(shù)據(jù)來(lái)看，內(nèi)蒙風(fēng)電利用率為全國(guó)最低區(qū)域，蒙西/蒙東區(qū)域棄風(fēng)率分別為7.6%/10.2%，對(duì)應(yīng)招標(biāo)項(xiàng)目配儲(chǔ)比例55.3%，高于全國(guó)項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)平均水平6.8ppt。

圖表20:2021-2022年國(guó)內(nèi)風(fēng)電配儲(chǔ)招標(biāo)項(xiàng)目?jī)?chǔ)能容量分區(qū)域分布

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差

資料來(lái)源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

圖表21:2022年部分省/自治區(qū)風(fēng)電項(xiàng)目平均配儲(chǔ)比例及棄風(fēng)率

注：由于統(tǒng)計(jì)樣本容量問(wèn)題，可能與實(shí)際情況存在誤差；內(nèi)蒙古地區(qū)棄風(fēng)率為蒙西數(shù)據(jù)，圖表列示11M2022棄風(fēng)率高于4.5%的省份

資料來(lái)源：全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)預(yù)警中心，北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，中金公司研究部

產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格視角：組件風(fēng)機(jī)降價(jià)讓出大儲(chǔ)裝機(jī)空間

產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格回顧：組件風(fēng)機(jī)價(jià)格下降，有望緩解配儲(chǔ)成本壓力

看好2023年硅料價(jià)格下降帶動(dòng)光伏組件成本下降，緩解配儲(chǔ)成本壓力。根據(jù)Solarzoom數(shù)據(jù)，本周(2.6-2.10)硅料價(jià)格上漲25元/公斤至245元/公斤，單晶182,210單面/雙面組件報(bào)價(jià)分別持平于1.82/1.83元/瓦。雖然近期硅料價(jià)格呈現(xiàn)階段性反彈，但較2022年已大幅下降，長(zhǎng)期來(lái)看我們認(rèn)為伴隨硅料產(chǎn)能釋放，主產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)博弈緩解，硅料價(jià)格仍呈下降趨勢(shì)，光伏主產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)跌量增趨勢(shì)明顯。受益于組件價(jià)格下降，我們預(yù)測(cè)業(yè)主光伏裝機(jī)成本壓力有望緩解，在收益率不變的前提下，我們認(rèn)為業(yè)主配儲(chǔ)成本壓力下降后將更有動(dòng)力推動(dòng)儲(chǔ)能裝機(jī)增加。

圖表22:多晶硅價(jià)格走勢(shì)

資料來(lái)源：Solarzoom，中金公司研究部

圖表23:組件價(jià)格走勢(shì)

資料來(lái)源：Solarzoom，中金公司研究部

機(jī)組大型化推動(dòng)前期風(fēng)機(jī)價(jià)格快速下降。自十三五末起，伴隨三北風(fēng)電大基地項(xiàng)目陸續(xù)重啟以及2020年底國(guó)補(bǔ)取消壓力推進(jìn)，國(guó)內(nèi)大功率風(fēng)機(jī)產(chǎn)業(yè)化加速推進(jìn)，整機(jī)成本迎來(lái)快速下降。根據(jù)CWEA數(shù)據(jù)，國(guó)內(nèi)陸上風(fēng)電新增裝機(jī)平均單機(jī)功率歷史多年停留在1.5MW-2.5MW機(jī)型，2020年起機(jī)組大型化快速推進(jìn)，2020/2021年國(guó)內(nèi)陸風(fēng)新增裝機(jī)平均單機(jī)功率分別為2.6MW/3.1MW，目前國(guó)內(nèi)陸上風(fēng)電裝機(jī)端基本已進(jìn)入4.XMW時(shí)代，招標(biāo)端2022年主流機(jī)型已基本切換至5-6MW機(jī)型。從價(jià)格端來(lái)看，風(fēng)機(jī)招標(biāo)價(jià)格自2020年中開(kāi)始進(jìn)入快速下行通道。目前陸上風(fēng)機(jī)招標(biāo)價(jià)格(不含塔筒)基本穩(wěn)定在1800元/kW左右，較2020年底接近3000元/kW左右的報(bào)價(jià)水平下降40%-50%。整體來(lái)看，由機(jī)組大型化帶來(lái)的技術(shù)紅利基本自整機(jī)環(huán)節(jié)逐步傳導(dǎo)讓渡至下游運(yùn)營(yíng)商環(huán)節(jié)，電站開(kāi)發(fā)收益率進(jìn)一步增厚，目前國(guó)內(nèi)風(fēng)電資源稟賦及電價(jià)條件相對(duì)較優(yōu)的區(qū)域陸上風(fēng)電場(chǎng)IRR已可以達(dá)到10%以上。

圖表24:2010年至今風(fēng)機(jī)月度中標(biāo)價(jià)格統(tǒng)計(jì)

資料來(lái)源：金風(fēng)科技公告，中金公司研究部

圖表25:2010-2021年國(guó)內(nèi)新增陸上風(fēng)電裝機(jī)平均單機(jī)功率

資料來(lái)源：CWEA，中金公司研究部

產(chǎn)業(yè)鏈跌價(jià)或讓出近40GWh大儲(chǔ)容量，配儲(chǔ)綜合成本壓力不會(huì)邊際提升

我們認(rèn)為風(fēng)光裝機(jī)成本下降能夠讓利給儲(chǔ)能市場(chǎng)，提升儲(chǔ)能裝機(jī)量。而風(fēng)光裝機(jī)成本下降主要依靠組件/風(fēng)機(jī)價(jià)格變動(dòng)，具體假設(shè)如下：

集中式光伏項(xiàng)目央企收益率為6%-6.5%保持不變，對(duì)應(yīng)2022年集中式組件招標(biāo)價(jià)格為1.865元/W；陸上風(fēng)機(jī)價(jià)格2022年預(yù)計(jì)行業(yè)交付端均價(jià)在2300元/kW左右。

假設(shè)2023年集中式組件價(jià)格在樂(lè)觀/中性/悲觀情況下分別為1.3/1.4/1.5元/W，對(duì)應(yīng)2022年降幅分別為0.57/0.47/0.37元/W，2023年集中式光伏裝機(jī)65GW；考慮2022年風(fēng)機(jī)招標(biāo)價(jià)格情況，我們預(yù)計(jì)2023年陸上風(fēng)機(jī)行業(yè)交付均價(jià)大致落在1800-2000元/kW范圍內(nèi)，2023年國(guó)內(nèi)陸上風(fēng)電裝機(jī)并網(wǎng)端我們預(yù)計(jì)在55GW左右。

儲(chǔ)能裝機(jī)價(jià)格中樞為1.4元/Wh，上下浮動(dòng)0.1元/Wh。

當(dāng)儲(chǔ)能價(jià)格為1.4元/Wh，1)光伏方面：在中性情況下組件價(jià)格下降0.47元為1.4元/W時(shí)，儲(chǔ)能新增儲(chǔ)能裝機(jī)量約為22GWh，在樂(lè)觀情況下組件價(jià)格下降0.57元為1.3元/W時(shí)，儲(chǔ)能新增裝機(jī)量約為26GWh，在悲觀情況下組件價(jià)格下降0.37元為1.5元/W時(shí)，儲(chǔ)能新增裝機(jī)量約為17GWh；2)風(fēng)電方面：在中性情況下2023年風(fēng)機(jī)價(jià)格下降400元/kW至1900元/kW，貢獻(xiàn)增量?jī)?chǔ)能裝機(jī)約16GWh，在樂(lè)觀情況下2023年風(fēng)機(jī)下降至500元/kW 1800元/kW，貢獻(xiàn)增量?jī)?chǔ)能裝機(jī)約20GWh，在悲觀情況下2023年風(fēng)機(jī)價(jià)格下降300元/kW至2000元/kW，貢獻(xiàn)增量?jī)?chǔ)能裝機(jī)約12GWh.因此，我們認(rèn)為光伏組件及風(fēng)機(jī)價(jià)格下降帶來(lái)的利潤(rùn)空間讓渡有望進(jìn)一步拉動(dòng)儲(chǔ)能裝機(jī)需求。

圖表26:組件價(jià)格變動(dòng)對(duì)國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)影響

資料來(lái)源：光伏盒子，中金公司研究部

圖表27:風(fēng)機(jī)價(jià)格變動(dòng)對(duì)國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)影響

資料來(lái)源：采招網(wǎng)，中金公司研究部

投資建議

國(guó)內(nèi)風(fēng)光裝機(jī)量快速攀升，調(diào)峰調(diào)頻需求與日俱增。地方政府及電網(wǎng)對(duì)新能源項(xiàng)目配儲(chǔ)要求提升，疊加光伏組件、風(fēng)機(jī)成本下降讓出配儲(chǔ)空間，使得國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)裝機(jī)有望超預(yù)期，此外盈利模式持續(xù)改善將帶來(lái)產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)的投資機(jī)會(huì)。

從投資環(huán)節(jié)上看，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈由上游電池材料，中游電池、PCS、BMS、EMS、集成，下游EPC、運(yùn)維組成。其中電池實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電的核心功能，在儲(chǔ)能成本結(jié)構(gòu)中占比最多為67%。PCS作為連接電池和電網(wǎng)的橋梁，價(jià)值量?jī)H次于電池，大儲(chǔ)PCS高壓、大功率的工作環(huán)境以及支撐電網(wǎng)、強(qiáng)過(guò)載力等功能要求，使得大儲(chǔ)PCS在高性能元器件、電路拓?fù)涞确矫娼⑵鸺夹g(shù)壁壘，龍頭地位技術(shù)與客戶(hù)優(yōu)勢(shì)突出。集成商一方面銜接上游廠商，一方面連接終端服務(wù)，在經(jīng)濟(jì)性、安全性、智能化上存在一定技術(shù)壁壘，系統(tǒng)集成在產(chǎn)業(yè)鏈中的價(jià)值也日益凸顯。我們看好掌握技術(shù)、渠道等核心競(jìng)爭(zhēng)力的頭部公司市場(chǎng)份額提升。

風(fēng)險(xiǎn)提示

政策力度不及預(yù)期風(fēng)險(xiǎn)：由于目前大儲(chǔ)的盈利能力仍然較弱，大儲(chǔ)作為地面電站的重要成本項(xiàng)，我們認(rèn)為其裝機(jī)需求仍需要政策托底和促進(jìn)。若大儲(chǔ)政策的配儲(chǔ)比例要求或?qū)嶋H執(zhí)行力度不及預(yù)期，可能導(dǎo)致儲(chǔ)能實(shí)際裝機(jī)容量不及預(yù)期。

產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格下降不及預(yù)期風(fēng)險(xiǎn)：儲(chǔ)能裝機(jī)量的提升一定程度需要風(fēng)光裝機(jī)成本下降讓出的空間，若風(fēng)光產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格中樞下行不及預(yù)期，我們認(rèn)為對(duì)于對(duì)初始投資成本和項(xiàng)目資本金IRR控制較嚴(yán)格的電力運(yùn)營(yíng)商，其配置儲(chǔ)能的動(dòng)力和實(shí)際配儲(chǔ)容量將不及預(yù)期。

風(fēng)光裝機(jī)增長(zhǎng)不及預(yù)期風(fēng)險(xiǎn)：目前大儲(chǔ)的主要作用是作為電力系統(tǒng)的靈活性資源，增強(qiáng)風(fēng)電、光伏的電力消納能力。若風(fēng)光裝機(jī)增速和容量不及預(yù)期，我們認(rèn)為電力系統(tǒng)對(duì)于大儲(chǔ)的需求將不及預(yù)期，從而導(dǎo)致大儲(chǔ)的裝機(jī)量低于預(yù)期。

關(guān)鍵詞： 中金公司 資料來(lái)源 電力系統(tǒng)