储能细分应用齐发展储能产品迭代应新潮.pdf

请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 1 储能细分应用齐发展，储能产品迭代应新潮储能细分应用齐发展，储能产品迭代应新潮 纵轴：相对值（%）股票股票 股票股票 目标目标 P/E(x)名称名称 评级评级 价格价格 2023E 2024E 宁德时代-A 跑赢行业 550.00 10.3 8.3 阳光电源-A 跑赢行业 145.00 25.0 19.4 科士达-A 跑赢行业 65.00 19.8 14.6 派能科技-A 跑赢行业 380.00 12.5 10.0 科华数据-A 跑赢行业 42.80 23.1 18.1 安科瑞-A 跑赢行业 47.00 30.5 20.6 国网信通-A 跑赢行业 24.00 26.0 22.2 国能日新-A 跑赢行业 100.00 50.2 44.0 英维克-A 跑赢行业 36.71 45.0 34.8 中金一级行业：工业资料来源：Wind，彭博资讯，中金公司研究部 电力电气设备|储能深度系列五：风光带动电网升级，美国储能市场全面加速(2023.02.18)电力电气设备|储能深度系列四：全球储能市场2023年展望，扬帆出海正当时(2022.12 24)观点聚焦观点聚焦 投资建议投资建议 全球储能市场仍处于高速增长期，大储、工商业储能、户储多应用场景，中、美、欧、一带一路多地区储能需求全面高增，具备较高成长性与确定性，催生板块众多投资机会，优选工商业储能与热管理等细分环节。理由理由 全球工商业储能和大储需求仍处于高增阶段。全球工商业储能和大储需求仍处于高增阶段。中国工商业侧峰谷价差逐渐拉大，叠加虚拟电厂等额外收益，部分省份项目回收期仅约 4-5 年，经济性刺激下市场需求被快速激活。欧洲能源加速转型，储能收益大幅提升，我们预计丰富的大储项目储备量有望保障 2023 年后大储装机。美国大储及工商业市场较为成熟，电价传导顺畅，叠加辅助服务等收入，储能资产盈利能力较为优异，IRR可达 20%+。一带一路国家风光装机高增，电网薄弱带来离网式储能需求，我们预计有望成为中美欧后新的高增长区域。我们预期2023 年全球储能出货量有望超 200GWh，同比增长 70%，其中大储/工商业/户储分别约 157/17.4/31.9GWh，分别同比增长 79%/146%/39%。液冷、大电芯、簇集管理器等储能新品层出不穷。液冷、大电芯、簇集管理器等储能新品层出不穷。2023 年，众多集成商推出液冷方案降低全生命周期储能成本，我们预计 2023 年储能液冷替代风冷趋势有望迎来加速，我们测算 2023 年全球储能液冷市场规模超 25 亿元，同比增长 136%；280ah大电芯已成为大储及工商储标配产品并逐步向300ah+容量发展；簇集管理器解决木桶效应等问题，各厂商逐步推出各自技术与产品。储能技术发展趋势加速，集成产品快速迭代。从板块排序上看，我们推荐工商业储能从板块排序上看，我们推荐工商业储能大储大储户储。户储。从未来增速看，我们预计 22-25 年大储、工商业储能、户储复合增幅分别约 44%、59%、33%，工商业储能基数较小、2023 年有望成为工商业储能发展元年，向后看享受最高增速，大储在中美欧驱动下，仍保持较高增速，因此站在当前时点，我们推荐工商业储能大储户储。从储能环节来看，我们推荐热管理从储能环节来看，我们推荐热管理集成集成PCS/电芯。电芯。储能系统液冷方案延长系统寿命降低储能LCOS，从近期厂商新品及实际终端应用情况来看，我们预计液冷渗透提升趋势有望加速；另一方面，AI快速起量对数据中心算力需求增长，机房热管理需求同样高增。2023 年以来，储能电芯等零部件成本持续下降，对集成商而言，我们预计从项目中标到项目交付的时间差有望带来盈利能力的改善；同时终端业主对储能系统性能要求提升利好具备技术实力的龙头厂商。PCS/电芯环节或逐步面临产能过剩压力，我们认为具备技术实力、成本优势的厂商仍有望维持行业份额与业绩高增。估值与建议估值与建议 我们维持产业链企业盈利预测、评级和目标价不变，具体标的请见正文。风险风险 全球储能需求不及预期，产业链竞争加剧利润率下滑。7382911001091182022-062022-092022-122023-032023-06沪深300中金电力电气设备主题研究主题研究 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 2 目录目录 工商业储能及大储需求维持高增工商业储能及大储需求维持高增.4 国内工商业储能在经济性催化下快速起量.4 表前大储快速放量，下半年有望持续高增.7 一带一路国家需求快速增长一带一路国家需求快速增长.10 风光资源丰富奠定装机增长基础，国家电网薄弱亟待可行解决方案.10 政策驱动+光储系统经济性提高，大储、离网式储能需求活跃.11 储能技术发展趋势储能技术发展趋势.14 液冷替代风冷.14 簇级管理优化储能效率.16 大电芯层出不穷.17 推荐方向及标的推荐方向及标的.19 从板块方向上看，工商业大储户储，关注一带一路储能机会.19 从储能各环节看，重点推荐热管理、储能集成环节.20 风险提示风险提示.22 图表图表 图表 1：工商业储能盈利模式.4 图表 2：近期部分省市完善分时电价的政策.5 图表 3：2023 年 6 月各地区峰谷价差情况.5 图表 4：工商业储能假设及收益率测算（一冲一放）.6 图表 5：工商业储能收益率敏感性测算.6 图表 6：广东省 2h 储能系统充放电策略（2022）.6 图表 7：工商业储能收益率敏感性测算（两充两放）.6 图表 8：两部制电价概念及范围.7 图表 9：2023 年中国储能项目招标旺盛.8 图表 10：1Q23 碳酸锂价格快速回落.8 图表 11：2023 年 1-4 月中国新增投运新型储能项目规模.8 图表 12：2022 年已并网储能项目应用分布.9 图表 13：2023 年 1-4 月新增新型储能项目应用分布.9 图表 14：新能源配储项目储能利用率低.9 图表 15：部分地区 2018-2022 年光伏装机容量.10 图表 16：部分地区 2018-2022 年光伏装机容量.10 图表 17：各地区一带一路国家电网覆盖率均值.11 图表 18：一带一路国家电网覆盖率分布.11 图表 19：部分一带一路及周边国家储能政策.11 图表 20：2022 年 9 月部分一带一路及沿线国家电价.12 图表 21：全球光伏成本变化.12 图表 22：4H 系统电化学储能成本及 LCOS 趋势.12 图表 23：亚非南美洲家庭光伏规模.13 图表 24：一带一路国家新增项目容量.13 图表 25：我们测算中国远期储能需求量有望超 10TWh.13 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 3 图表 26：风冷与液冷结构示意图.14 图表 27：风冷与液冷散热方案对比.15 图表 28：阳光电源 PowerTitan 液冷储能系统.15 图表 29：宁德时代 EnerC 集装箱式液冷储能系统.15 图表 30：2022 年以来储能集成商发布众多液冷新品.16 图表 31：主要储能系统技术路线.17 图表 32：比亚迪魔方储能系统.18 图表 33：全球储能装机量及增速.19 图表 34：储能细分市场潜力矩阵.20 图表 35：储能热管理市场空间测算.21 图表 36：可比公司估值表.23 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 4 工商业储能及大储需求维持高增 国内工商业储能在经济性催化下快速起量国内工商业储能在经济性催化下快速起量 工商储应用场景广泛，盈利模式以峰谷价差套利为主。工商储应用场景广泛，盈利模式以峰谷价差套利为主。工商业储能主要分为三种应用场景：1）单独配置，主要用于工厂和商场，通过削峰填谷为企业节省电费，或作为备用；2）光储充电站：将光伏和储能结合一体，提高光伏利用率并缓解高负荷时对电网的冲击；3）微电网：如工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网等，储能提高分布式能源稳定性，改善用户用电的电能质量，调节负荷需求。工商储盈利模式多元，主要可包括：峰谷价差套利、节省基本电费、参与电力现货市场、参与辅助服务市场、实现动态扩容（节省变压器成本）。工商储盈利模式多元，主要可包括：峰谷价差套利、节省基本电费、参与电力现货市场、参与辅助服务市场、实现动态扩容（节省变压器成本）。图表图表 1：工商业储能盈利模式：工商业储能盈利模式 资料来源：储能日参公众号，中金公司研究部 峰谷价差扩大，工商储经济性提升 分时电价政策推进，各省市扩大峰谷价差。分时电价政策推进，各省市扩大峰谷价差。2021 年 7 月，国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，提出：“上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。”随后，广东、江西、河南、山东、北京等各地方政府均推出政策拉大工商业峰谷价差。2023 年 6 月，有 18 个省份或地区峰谷价差超过 0.7 元/kWh，其中广东最高达到 1.43 元/kWh。盈利模式盈利模式介绍介绍峰谷价差套利通过削峰填谷获取价差收益，为用户节省用电成本能量时移通过对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本需量管理两部制电价包括基本电费和电度电费，基本电费可按电压器容量或最大需量缴纳，储能电站可以在用电高峰时放电给负载大大，降低基本电费电力市场交易可通过虚拟电厂（VPP）以聚合方式参与电力现货市场交易，实现套利收益辅助服务参与辅助服务获得收益，并可作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能动态增容实现动态增容，节省更换大变压器成本 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 5 图表图表 2：近期部分省市完善分时电价的政策：近期部分省市完善分时电价的政策 资料来源：各省市发改委官网，中金公司研究部 图表图表 3：2023 年年 6 月各地区峰谷价差情况月各地区峰谷价差情况 资料来源：各省市电力公司官网，北极星储能网，中金公司研究部 工商业峰谷价差达工商业峰谷价差达 0.7 元元/kWh 时，一冲一放情况下时，一冲一放情况下 IRR 可达可达 6%。我们以 0.5MW/1MWh 的工商业储能项目为例，假设总投资成本为 135 万元，系统循环效率 90%，充放电深度 90%、全年运行 330 天。则我们测算当峰谷价差在 0.7 元/kWh 时，工商业储能（一冲一放）项目IRR 可达约 6.0%，基本可满足终端业主收益率要求。若峰谷价差提升至 1 元/kWh、投资成本下降至 1.2 元/Wh，则项目 IRR 可超 14%。时间时间地区文件具体内容地区文件具体内容2023年5月安徽关于完善迎峰度夏（冬）期间用电峰谷时段划分等有关事项的通知（征求意见稿）每年7、8月期间，每日用电高峰时段调整为16:00-24:00；低谷时段调整为0:00-9:00；9:00-16:00为平段。其他月份峰谷时段保持不变，每日9:00-12:00、17:00-22:00为高峰时段，23:00-次日8:00为低谷时段，其余时间为平段。2023年5月北京关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知(征求意见稿)全年峰谷时段按24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时，并在夏季（7、8月）、冬季（1、12月）各执行3小时的尖峰电价；一般工商业用电峰平谷电价比例统一调整为1.8:1:0.3，大工业用电峰平谷电价比例统一调整为1.6:1:0.4。尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。2023年4月四川关于调整我省分时电价机制的通知在1月、7月、8月和12月夏冬两季负荷高峰时期，为进一步促进大型商业用户挖掘空调柔性控制潜力、加大综合能源利用力度，对专用变压器容量在2000千伏安及以上的大型商业用户，不再参照全省商业用户原分时电价与目录电价平均差额执行平均电价，须执行峰谷分时电价。2022年12月上海关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。2022年11月山东关于工商业分时电价政策有关事项的通知高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。2022年11月河南关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知每年1月、7月至8月、12月，对分时电价电力用户执行季节性电价，在平段电价不变的基础上，峰平谷电价比调整为1.71:1 0.47；尖峰时段用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%2022年11月江西关于完善分时电价机制有关事项的通知高峰时段电价上浮50%，低谷电价时段下浮50%，比现行上下浮动幅度扩大了20%。尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。00.20.40.60.811.21.41.6广东浙江海南河北上海吉林天津四川江苏辽宁北京安徽山东湖南内蒙古东郡重庆河南黑龙江陕西广西福建山西新疆青海宁夏甘肃2023年6月各地最大峰谷电价差(元/kWh)请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 6 图表图表 4：工商业储能假设及收益率测算（一冲一放）：工商业储能假设及收益率测算（一冲一放）图表图表 5：工商业储能收益率敏感性测算：工商业储能收益率敏感性测算 注：不考虑贷款 资料来源：广东电网官网，派能科技公司公告，中金公司研究部 资料来源：广东电网官网，派能科技公司公告，中金公司研究部 部分省份可实现两充两放，经济性进一步凸显。部分省份可实现两充两放，经济性进一步凸显。广东、浙江、海南、上海等地在分时电价机制上设置了两个高峰时段，以广东为例：广东将 10-12 点、14-19 点设置为高峰时段，可实现谷段充电-高峰放电-平段充电-高峰放电的两充两放策略。以 2023 年 6 月的工商业电价测算（峰/平/谷分别为 1.12/0.67/0.27 元/kWh），我们测算项目 IRR 可达 15%，静态回收期约 5.4 年，经济性进一步凸显。我们看好峰谷价差维持高位。我们看好峰谷价差维持高位。目前各地区逐步完善分时电价机制，灵活多层次设置峰谷时段，扩大峰谷价差，并推出尖峰电价，为工商业储能项目投资运营带来更丰厚的套利空间。图表图表 6：广东省广东省 2h 储能系统充放电策略（储能系统充放电策略（2022）图表图表 7：工商业储能收益率敏感性测算（两充两放）：工商业储能收益率敏感性测算（两充两放）注：不考虑贷款 资料来源：广东电网官网，中金公司研究部 资料来源：广东电网官网，中金公司研究部 需量管理 两部制电价下，工商业储能可节省容量电费。两部制电价下，工商业储能可节省容量电费。两部制电价包含电量电费和基本电价，其中电量电价根据实际用电量计算，基本电价按照变压器最大需量或固定容量计算，储能系统可帮助工商业用户降低变压器容量需求，减少容量电费。同时针对电力容量不充足的情况，也可通过储能实现快速便捷低成本扩容。工商业独立储能工商业独立储能IRR测算单位数据测算单位数据储能系统参数储能系统参数功率MW0.5容量MWh1.0电压V1229建议充放电电流A74最大充放电电流A148初始投资万元135充放电策略一冲一放电价差电价差峰谷价差元/kWh0.70IRR6.0%-5%0%5%10%15%20%0.50.60.70.80.911.1IRR峰谷价差（元/kWh）1.1元/Wh1.2元/Wh1.3元/Wh1.4元/Wh1.5元/Wh00.20.40.60.811.21.41.61.8123456789101112131415161718192021222324全天时段（h）(元/kWh)高峰尖峰放电放电充电放电放电充电低谷充电充电平段0.600.700.800.901.000.409.3%11.3%13.2%15.0%16.9%0.4510.1%12.1%14.0%15.8%17.6%0.5010.9%12.8%14.7%16.5%18.3%0.5511.7%13.6%15.4%17.2%19.0%0.6012.5%14.4%16.2%18.0%19.7%峰平价差（元/kWh）峰谷价差（元/kWh）IRR 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 7 输配电新政扩大两部制电价适用范围，同时鼓励用户提高负荷利用率，带来工商业储能更大的市场空间。输配电新政扩大两部制电价适用范围，同时鼓励用户提高负荷利用率，带来工商业储能更大的市场空间。2023 年 5 月 15 日，国家发展改革委发布关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知，针对用电容量在 100kVA-315kVA 的工商业用户可选择执行单一制或两部制电价（原仅有 315kVA 以上的用户执行两部制电价），适用范围进一步扩大。同时政策提出“当用户每月每千伏安用电量达到 260 千瓦时及以上时，需量电价执行价为核定标准的90%”，按照每月 30 天计算，相当于用户负荷利用率在 36%以上时可获得一定需量电价折扣。我们认为政策进一步鼓励用户提高负荷利用率，负荷利用率越高的用户基本电费越低。工商业储能能够对客户用电曲线进行削峰填谷优化，有望进一步打开需求空间。图表图表 8：两部制电价概念及范围：两部制电价概念及范围 资料来源：各省市电力公司官网，北极星储能网，中金公司研究部 此外，我们认为随着电力市场改革推进及此外，我们认为随着电力市场改革推进及 虚拟电厂（虚拟电厂（VPP）的商业模式成熟，工商业储能可通过）的商业模式成熟，工商业储能可通过 VPP 进行聚合，参与电力现货市场或辅助服务市场，进一步丰富盈利模式。进行聚合，参与电力现货市场或辅助服务市场，进一步丰富盈利模式。表前大储快速放量，下半年有望持续高增表前大储快速放量，下半年有望持续高增 受原材料价格波动影响，受原材料价格波动影响，1Q23 储能项目招标量旺盛，但项目实际开工较少。储能项目招标量旺盛，但项目实际开工较少。从储能项目招标量看，2023 年 1-5 月招标量超 20GWh，月度招标量为历史新高水平。但另一方面，2023 年一季度碳酸锂价格从高位约 50 万元/吨快速下跌至 20 万元/吨，原材料价格快速下跌使得项目实际开工延后，观望情绪较强。碳酸锂价格企稳回升，项目有望加速落地。碳酸锂价格企稳回升，项目有望加速落地。2023 年 5 月起碳酸锂价格逐步企稳回升，叠加国内 630 项目并网抢装，我们预计表前大储项目开工建设有望迎来加速。基本电价基本电价电度电价电度电价两部制输配电价两部制输配电价容量电价容量电价按受电变压器容量计费（元/kVA 月）需量电价需量电价按用户最大需量计费（元/kW 月）大工业用户大工业用户（即受电变压器容量在315kVA及以上及以上的工业生产用电）改革前改革前100kVA及以下：及以下：单一制电价100kVA315kVA：可选择执行单一制或两部制电价315kVA及以上：及以上：两部制电价改改革革后后 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 8 图表图表 9：2023 年中国储能项目招标旺盛年中国储能项目招标旺盛 图表图表 10：1Q23 碳酸锂价格快速回落碳酸锂价格快速回落 资料来源：Energy Storage News，北极星储能网，中金公司研究部 资料来源：Wind，中金公司研究部 图表图表 11：2023 年年 1-4 月中国新增投运新型储能项目规模月中国新增投运新型储能项目规模 资料来源：CNESA，中金公司研究部 国内独立储能项目占比快速提升。国内独立储能项目占比快速提升。2023 年 1-4 月，新增新型储能项目（含规划、建设中和运行）中，74%为电网侧独立储能，相比 2022 年已并网储能项目约 44%的占比出现明显大幅提升。0.01.02.03.04.05.06.02022/42022/52022/62022/72022/82022/92022/102022/112022/122023/12023/22023/32023/42023/5中国储能项目新增招标量(GWh)0102030405060Jan 20May 20Sep 20Jan 21May 21Sep 21Jan 22May 22Sep 22Jan 23May 23碳酸锂价格（电池级）(万元/吨)1.2 0.8 1.0 1.5 2.3 1.5 2.2 3.1 0.00.51.01.52.02.53.03.5Jan 23Feb 23Mar 23Apr 23功率规模（GW）能量规模（GWh）请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 9 图表图表 12：2022 年已并网储能项目应用分布年已并网储能项目应用分布 图表图表 13：2023 年年 1-4 月新增新型储能项目应用分布月新增新型储能项目应用分布 资料来源：CNESA，中金公司研究部 资料来源：CNESA，中金公司研究部 我们看好在经济性与政策驱动下，国内独立储能项目占比进一步提升。目前独立共享储能主要盈利模式包括：我们看好在经济性与政策驱动下，国内独立储能项目占比进一步提升。目前独立共享储能主要盈利模式包括：1）容量租赁：）容量租赁：多数省份对新能源项目配储具有强制要求，独立储能向新能源项目出租容量并收取租赁费。2）现货市场峰谷套利：）现货市场峰谷套利：在开展电力现货市场的省份，独立储能可参与电力现货市场进行峰谷套利。3）辅助服务：）辅助服务：独立储能可参与调频等辅助服务，在未开展电力现货市场的省份也可参与调峰辅助服务获取调峰补偿。4）容量补偿：）容量补偿：目前山东对参与电力现货市场的独立储能给予容量补偿。独立储能具备参与市场的盈利模式，有望提升对储能产品质量要求，产业链有望获得合理的盈利能力。独立储能具备参与市场的盈利模式，有望提升对储能产品质量要求，产业链有望获得合理的盈利能力。当新能源强制配储并未产生较好的盈利模式，储能多仅用于减少弃风弃光限电，甚至部分储能长时间限制，根据中电联调研数据，2022 年新能源配储项目的平均等效利用系数仅约 6%，远低于电网侧及用户侧储能。盈利模式的限制与较低的调用需求导致新能源强制配置的储能均以绝对成本为导向，甚至出现“劣币驱逐良币”情况，相关电芯及逆变器供应商盈利能力较差。而在独立储能模式下，储能具备参与市场获利的多种方式，对储能电池循环寿命、产品安全稳定性等方面提出较高要求，我们预计将改变原先以价格为绝对导向的采购方式，转而强化对质量的要求。我们认为在新能源强制配储逐步转向独立储能模式趋势下，终端客户原以绝对价格为导向将逐步转化为价格和质量并重，进而推动上游供应链企业盈利能力恢复。我们认为在新能源强制配储逐步转向独立储能模式趋势下，终端客户原以绝对价格为导向将逐步转化为价格和质量并重，进而推动上游供应链企业盈利能力恢复。图表图表 14：新能源配储项目储能利用率低：新能源配储项目储能利用率低 资料来源：中电联，中金公司研究部 44%46%10%电网侧独立储能电源侧新能源配储用户侧储能74%20%6%电网侧独立储能电源侧新能源配储用户侧储能6%13%32%0%5%10%15%20%25%30%35%新能源配储独立储能用户侧储能2022年电化学储能项目平均运行系数 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 10 一带一路国家需求快速增长 风光资源丰富奠定装机增长基础，国家电网薄弱亟待可行解决方案风光资源丰富奠定装机增长基础，国家电网薄弱亟待可行解决方案 地理环境造就亚非拉丰富风光资源，近年装机持续增长。地理环境造就亚非拉丰富风光资源，近年装机持续增长。南美洲、非洲、东南亚均分布于赤道两侧，西亚、中亚以沙漠气候、大陆性气候为主，日照时间长、光照资源丰富；部分沿海地区风能资源丰富。根据 SolarGIS 数据显示，非洲、南美、西亚地区国家的风光资源均相较中国更加丰富，具有发展风光发电的自然优势。根据 IRENA 数据，2018-2022 年非洲光伏与风电装机年复合增长率分别为 11.60%/56.16%，南美洲分别为 8.86%/15.00%，亚洲除中国与印度以外地区达 17.69%/18.10%，风光装机持续增长。图表图表 15：部分地区：部分地区 2018-2022 年光伏装机容量年光伏装机容量 图表图表 16：部分地区：部分地区 2018-2022 年光伏装机容量年光伏装机容量 资料来源：IEA，中金公司研究部 资料来源：EA，中金公司研究部 受限于经济发展水平、地理气候等因素限制，部分“一带一路”国家电网薄弱、稳定性差。受限于经济发展水平、地理气候等因素限制，部分“一带一路”国家电网薄弱、稳定性差。根据世界银行和非洲开发银行的报告，2020 年全球通电人口比例为 91%，仍有近 7.33 亿人生活在无电环境中，其中有 6.4 亿人分布在非洲。152 个“一带一路国家”中，2020 年有 53 个国家的电网覆盖率低于全球均值 86.46%，57 个国家无电人口超过全国总人口的 10%，撒哈拉以南非洲国家的电网平均覆盖率仅略超 50%，即大约每 2 个人中就有 1 人无电可用。根据 World Bank 数据，在非洲经济较发达的南非，2020 年电网覆盖率也不足 85%，企业典型月份平均停电次数达 7.7 次，2022 年超过 200 天大范围停电，保障性电网建设及电力稳定成为地区发展的重要议题。在东南亚地区，其特殊的地理环境使得许多国家岛屿分散、台风多发，大规模电网建设难度大、运维成本高，居民与企业用电常受影响。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 11 图表图表 17：各地区一带一路国家电网覆盖率均值：各地区一带一路国家电网覆盖率均值 图表图表 18：一带一路国家电网覆盖率分布：一带一路国家电网覆盖率分布 资料来源：World Bank，中金公司研究部 资料来源：World Bank，中金公司研究部 政策驱动政策驱动+光储系统经济性提高，大储、离网式储能需求活跃光储系统经济性提高，大储、离网式储能需求活跃 多个亚非拉国家制定储能目标，大容量储能项目活跃。多个亚非拉国家制定储能目标，大容量储能项目活跃。泰国规划 2022-2030 年通过 PPA 采购5.2GW 新能源装机的电力，其中地面光伏 2.4GW，风电 1.5GW，光伏配储 1.0GW，生物能0.3GW；南非在 2019 年的综合资源规划中提出，将新建包括 14.6GW 风电，6.0GW 光伏以及约5GW 分布式自用发电在内的大型项目，并建立 2GW 电池储能作为补充，驱动大储需求走高。图表图表 19：部分一带一路及周边国家储能政策：部分一带一路及周边国家储能政策 资料来源：菲律宾能源部，泰国能源监管委员会，国际能源署，印度能源部，南非能源部，肯尼亚能源部，中金公司研究部 地区高电价之下光储成本下降凸显高经济性，太阳能微网地区高电价之下光储成本下降凸显高经济性，太阳能微网+户用光伏放量驱动离网式储能需求。户用光伏放量驱动离网式储能需求。一带一路国家以传统能源发电为主，成本较高，加上电网薄弱不稳定导致运维成本高，整体电力价格水平较高，平均电价约是中国的 2 倍。与此同时，全球光伏安装成本和 LCOE 自2010 年以来持续下降，至 2020 年降幅分别达到 81%/85%；经过我们的测算，2022 年储能系统的 LCOS 约为 47.5 美元/MWh，2025 年预计可达 22.7 美元/MWh，降幅近 52%，光储系统的经济性大大提高，成为解决一带一路国家电网薄弱问题的高性价比解决方案。在肯尼亚，由英国和欧盟支持的绿色迷你电网项目计划在当地建成 20,000 个微型电网，为肯尼亚新增 2MW电能；据 Afrik 21 的调研，2026 年的非洲可能建成 5,500 到 17,000 个新的太阳能微型电网。亚非地区的户用光伏规模也不断扩大，尤其非洲 2012 年-2021 年始终保持增长趋势，年复合增长率达 47.59%，带动离网式储能需求放量。534740678878394021434872020406080100120140160201220162020小于70%70%-80%80%-90%90%-100%100%(个)国家国家时间文件名称政策类型政策内容时间文件名称政策类型政策内容印度2022年7月Renewable Purchase Obligation装机和储能规划2023-2024年消耗来自风光的电量的1%需要来自储能，这一比例将在2029-2030年提升至4%。同时，在2030年将扩大光伏装机至280GW，风力装机至140GW，我们测算需累计配置储能超70GWh菲律宾2021年11月Philippe Energy Plan 2020-2040储能规划政府规划将按照10-20%的光伏装机来配置包括储能、水利、LNG等非波动电力来源以保障电网稳定泰国2020年9月Regulations for purchasing Electricity fromRenewable Energy Sources under a Feed-in Tariff(FiT)Scheme between 2022-2030 for PowerPlants with No Fuel CostsFiT及装机储能规划泰国能源监管委员会发布了包括装机容量规划、FiT等多个方面在内的2022-2030年新能源规划，其中地面太阳能的上网电价为2.17泰铢/KWh，地面太阳能+储能的上网电价为2.83泰铢/KWh，风电上网电价为3.10泰铢/KWh；新能源装机总配额为5.2GW，地面光伏配额2,368MW，风电配额1,500MW，光伏配储配额1,000MW，生物能配额355MW智利2022年11月Renewable Energy Storage and ElectromobilityLaw储能规划为达到2030年的可再生能源目标，智利将对储能电站支付容量电费以在2030年关闭所有煤炭发呆呢厂并计划在10年间增加2GW的储能系统巴西2022年1月DG Legal Framework(No.14,300/2022)净计量退坡2023年起将执行新的分布式发电项目的“净计量”政策：1）对于3-5MW的分布式光伏项目，需配备一定储能才可享受净计量政策（满足储能电池发电调节量为当月光伏发电量的20%条件）。2）分布式光伏电量上网需支付配电系统使用费（TUSD）与能源关税，支付比例将从2023年起逐步增加。南非2019年Integrated Resource Plan(RP 2019)装机和储能规划计划停用11.5GW老旧燃煤电厂，新建包括14.6GW风电，6.0GW太阳能光伏以及约5GW分布式自用发电在内的大型项目，由3GW燃气或柴油发电和2GW电池储能做为补充肯尼亚2021年4月LEAST COST POWER DEVELOPMENT PLAN(2021-2030)装机和储能规划预计到2025年全国风电和光伏装机需求将分别达到476MW/210MW；将BESS放在发电容量扩张计划的突出地位，到2026年将250MW的BESS纳入发电组合 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 12 图表图表 20：2022 年年 9 月部分一带一路及沿线国家电价月部分一带一路及沿线国家电价 资料来源：GlobalPetrolPrise，中金公司研究部 图表图表 21：全球光伏成本变化：全球光伏成本变化 图表图表 22：4H 系统电化学储能成本及系统电化学储能成本及 LCOS 趋势趋势 资料来源：UN Data-Energy Statistics Database，Our World in Data，中金公司研究部 资料来源：RENA，中金公司研究部（右轴）165156193165149134120108299 286 317 282 261 242 226 212 0102030405060700501001502002503003502020202120222023E2024E2025E2026E2027E电池柜平衡组件PCSEMS变压器系统集成EPC开发商成本LCOS（$/MWh,右轴)($/KWh)请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 13 图表图表 23：亚非南美洲家庭光伏规模：亚非南美洲家庭光伏规模 资料来源：IRENA，中金公司研究部 截至截至 2023 年年 5 月一带一路国家及周边的待建储能项目近月一带一路国家及周边的待建储能项目近 60GWh，短期有望迎来快速增长期。，短期有望迎来快速增长期。1Q23 一带一路国家新增项目容量环比增加 11.8%，与去年同期相比同比增长 733.6%。我们看好非洲、南美、东南以及中东等 一带一路和金砖国家的需求快速增长，成为中、美、欧的“大型储能基地”的有效补充市场。远期一带一路及周边国家储能理论市场空间有望超远期一带一路及周边国家储能理论市场空间有望超 20TWh。我们根据中国用电曲线与电力结构测算远期中国累计需超 10TWh 的储能调节资源，考虑到目前一带一路国家用电量需求略超中国且未来电力需求增速更快，我们预期一带一路国家储能理论市场空间有望超 20TWh，潜在市场空间广阔。图表图表 24：一带一路国家新增项目容量：一带一路国家新增项目容量 图表图表 25：我们测算中国远期储能需求量有望超：我们测算中国远期储能需求量有望超 10TWh 资料来源：北极星储能网，energy-storage news，中金公司研究部 资料来源：RENA，中金公司研究部 024681012141Q222Q223Q224Q221Q23(GWh)0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24中国电力供给及需求中国电力供给及需求ESS放电火电风电光伏其他水电核电负荷 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 14 储能技术发展趋势 液冷替代风冷液冷替代风冷 储能温控技术方案主要分为风冷及液冷。储能温控技术方案主要分为风冷及液冷。风冷是以低温空气为介质，利用自然风或风机与电芯产生热对流，进而降低电池温度。风冷结构简单，但是换热效率低下且无法实现精准控温，相比而言液冷方案采用水、乙醇、制冷剂等冷却液，通过液冷板上均匀分布的导流槽和电芯间接接触，靠近热源、换热效率高、能耗低，可以保证电池单体温度的一致性。图表图表 26：风冷与液冷结构示意图：风冷与液冷结构示意图 资料来源：朱信龙集装箱储能系统热管理系统的现状及发展，2021，中金公司研究部 远景能源实测数据表明，与普通风冷产品相比，液冷散热方案在各项性能指标上优势明显：远景能源实测数据表明，与普通风冷产品相比，液冷散热方案在各项性能指标上优势明显：换热系数换热系数/效率高：效率高：液冷的换热系数大概在 100050000 之间，风冷的换热系数只有 25100 之间，液冷系统更适用于储能的 2C、3C 快充应用。电池温差小，寿命长：电池温差小，寿命长：液冷系统可将柜内所有电芯的温差精准控制在 3以内，使得电池 寿命提升 20%，且能够在气温-40+50的地区正常运行。能耗低：能耗低：液冷产品减少了风冷产品中 95%的风扇旋转部件，等同于减少大量故障点，后期运维工作量小。同时，风冷通过冷却空气间接冷却电芯，整个储能系统将产生很大的自耗电，而液冷产品能降低这部分额外成本。占地面积小：占地面积小：通过集约化设计和大容量电芯，液冷储能产品与相同容量的集装箱方案相比，占地面积节约 50%以上，针对未来百 MW 级以上的大型储能电站，对占地成本的节约更明显。环境适应性更强：环境适应性更强：液冷系统是一个全密封的柜体，Pack 可以到 IP65 的级别，对未来海上风电的配储场景更友好。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 15 图表图表 27：风冷与液冷散热方案对比：风冷与液冷散热方案对比 资料来源：远景能源公司官网，英维克公司官网，Rao ZhonghaoA review of power battery thermal energy management2011，中金公司研究部 主流厂商均