01、現(xiàn)狀:商業(yè)模式優(yōu)化,新一輪增長的拐點
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)表前市場儲能發(fā)展滯后的本質(zhì)原因是商業(yè)模式不清晰。美國儲能通過獲得RA合同(容量電價)、PPA電價(較可再生能源溢價), 并參與輔助服務(wù)市場,獲得穩(wěn)定且可觀的盈利,最終是終端用戶通過電價為儲能付費。但國內(nèi)電價機制仍未市場化,儲能的大部分成本 由可再生能源企業(yè)內(nèi)部消化,無疑對商業(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)模式完善帶動裝機高增長
國內(nèi)儲能市場2018年在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動下,呈現(xiàn)爆發(fā)式增長;但2019年5月,《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺,不允許儲能設(shè) 施成本納入輸配電價,進而導(dǎo)致電網(wǎng)側(cè)投資熱情下降。2020年,多地出臺可再生能源項目在電源側(cè)配套儲能的政策文件,在2020- 2021年帶動國內(nèi)儲能市場修復(fù);2022年獨立儲能成為國內(nèi)新的商業(yè)模式,拉動儲能裝機增速再度抬升。
02、展望:從量到利,多因子共振的景氣加速
1-9月儲能中標(biāo)超10GWh,反映需求有積極變化
2021年國內(nèi)儲能裝機量在4GWh左右,2022年從中標(biāo)量口徑來看,預(yù)計會有顯著增長。根據(jù)索比儲能網(wǎng)統(tǒng)計,2022年1-9月國內(nèi)儲能 系統(tǒng)中標(biāo)10.8GWh,EPC中標(biāo)12.6GWh,項目中標(biāo)已經(jīng)臨近并網(wǎng)落地,預(yù)計2022年裝機量有望突破10GWh。
需求啟動的原因,是獨立儲能形成完整的盈利框架
2022年以前,國內(nèi)儲能多數(shù)是電源側(cè)項目,存在明顯弊端,一是儲能作為可再生能源的成本項,定價不清晰;二是儲能僅滿足并網(wǎng)要 求,諸多項目沒有實際充放電;導(dǎo)致存在劣幣驅(qū)逐良幣。2022年獨立儲能成為主流,盈利模式更加清晰,包括容量租賃比例、容量補 償、現(xiàn)貨價差和輔助服務(wù)收益,能夠使得新能源建設(shè)規(guī)模增長,傳導(dǎo)至儲能的盈利和規(guī)模增長。
然而目前經(jīng)濟性仍不足,因租賃率偏低和政策不確定
今年實際運行的山東示范項目,經(jīng)濟性仍有所不足,100MW/200MWh的 項目造價在3.6-4億元,每年能夠獲得容量租賃費600萬、容量補償600萬、 現(xiàn)貨價差收益2000萬左右,合計約3200萬,IRR不足4%。容量租賃比例偏低、容量補償政策波動大,是導(dǎo)致經(jīng)濟性不足的主要原因。
容量租賃:強配理論空間大,執(zhí)行取決于迫切性
據(jù)不完全統(tǒng)計,目前已有16個省份發(fā)布了可再生能源強制配儲的計劃,目前平均在10%的功率、2h的備電時長;結(jié)合各省“十四五” 新能源裝機規(guī)劃,在考慮地面電站、分布式強制配儲的情況下,可測算儲能至少需要100GWh。值得一提的是,目前已披露的18個省份 儲能“十四五”規(guī)劃目標(biāo)為52GW(約100GWh),國家層面的目標(biāo)是2025年累計裝機30GW。地方執(zhí)行強配儲能的力度,也需要視電源平衡的實際情況而定,從消納率來看,內(nèi)蒙、甘肅、陜西、山東、山西、湖南等可能相對迫切。
容量租賃:降本趨勢下,配儲經(jīng)濟性問題將得以解決
要求可再生能源強制配儲的前提是項目經(jīng)濟性,2022年由于光伏組件價格處于高位,配儲后的經(jīng)濟性較差,也影響了集中式電站建設(shè) 和獨立儲能容量租賃的比例。不過從敏感性分析來看,在1.8元/Wh的儲能系統(tǒng)價格下,光伏組件價格下降至1.8元/W左右即能夠?qū)崿F(xiàn) 5.4%的IRR,若組件價格下降至1.65元/W,則項目IRR抬升至6%;這也就意味著技術(shù)進步和降本趨勢下,風(fēng)、光是具備配儲條件的。
容量租賃:從經(jīng)濟性角度考量,租賃要好于自建
對于可再生能源企業(yè)而言,自建儲能、租賃獨立儲能主要是出于經(jīng)濟性考慮:1)從自建轉(zhuǎn)為租賃,可以減小可再生能源運營企業(yè)的初 始投資壓力;2)在容量租賃價格200元/KWh/年以下的情況下,租賃能夠比自建實現(xiàn)更高的IRR水平;3)政策方面,出于鼓勵儲能與 電網(wǎng)連接的考慮,政策鼓勵獨立儲能,包括參與現(xiàn)貨交易時免輸配電價和基金附加,給予獨立儲能容量補償?shù)取?/div>
現(xiàn)貨價差:獨立儲能套利機制逐步完善,增厚盈利
在容量租賃之外,電力現(xiàn)貨市場的價差套利是獨立儲能另一個重要的收入來源點。山東是國內(nèi)首個允許獨立儲能參與到電力現(xiàn)貨市場的 省份,山東的現(xiàn)貨價差達到0.4元/KWh,且得益于475號文免除獨立儲能充電的輸配電價和政府性基金及附加,現(xiàn)貨價差能夠獲得可觀 收益。在平均價差0.4元/KWh、循環(huán)壽命6000次、儲能租賃比例35%的情況下,獨立儲能的IRR能夠達到5.7%。 不過現(xiàn)貨市場套利也存在不確定性,主要是對峰谷電價的預(yù)測偏差,導(dǎo)致實際價差可能不及預(yù)期。
容量電價:長期引導(dǎo)方向,中期或以試點形式開展
關(guān)于獨立儲能構(gòu)建容量電價政策,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;后廣東出臺過具體文件,山東正式出臺過容 量補償標(biāo)準(zhǔn),從山東政策變化頻繁可以看出,容量電價仍有經(jīng)濟性問題。 參考抽水蓄能的容量電價,預(yù)計獨立儲能的容量電價或是以地方示范形 式開展;或是不進行全成本補償,結(jié)合現(xiàn)貨/輔助服務(wù)盈利。
用戶側(cè)儲能:分時電價改革,峰谷價差有望拉大
用戶側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟性核心取決于峰谷電價差,從全國各地的數(shù)據(jù)看,北京峰谷價差最大,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)于進一步完善分時電價機制的 通知》,要求各地統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素,峰谷電價價差原則上不低于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到0.7元/KWh以上的峰谷價差。
03、投資:彈性為先,重視“從零到一”機會
儲能EPC:循環(huán)壽命、系統(tǒng)效率是差異化的關(guān)鍵
儲能EPC目前來看仍有差異化,原因是儲能系統(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)濟性對系統(tǒng)循環(huán)壽命、能量轉(zhuǎn)換效 率的敏感性高。目前儲能電芯能夠?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,對經(jīng)濟性影響較大。儲能EPC有低壓塔式、高壓級聯(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,算法對電芯容量的模擬,實現(xiàn)循環(huán)和效率的提升。
儲能溫控:技術(shù)升級、價值量提升的零部件環(huán)節(jié)
儲能溫控同樣是國內(nèi)儲能的彈性方向,且相較于行業(yè)增長,溫控的阿爾法一是來自技術(shù)進步,從風(fēng)冷走向液冷,價值量有望提升;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),目前的格局相對穩(wěn)定。
儲能電池&逆變器:優(yōu)質(zhì)龍頭持續(xù)受益于國內(nèi)增長
儲能鋰電池、逆變器為儲能系統(tǒng)中價值量最大的環(huán)節(jié),分別占到60%、 10%的成本比重。從競爭格局上看,電池方面寧德時代份額約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。