会议要点
1、储能项目经济性提升潜力
· 储能电站利用率的提升是推动经济性能提升的主要驱动力，目前部分成熟地区的独立储能IRR已达到6%以上，全生命周期IRR可达7到8个点。
· 新能源项目配置储能的比例和积极性持续提升，储能EPC体量同比翻倍增长，建议关注价格体系和受益于国内外需求的PCS及温控环节。
2、储能电站利用率和经济性
· 2023年上半年，中国储能电站日均等效充电次数仅为0.58次，远低于理想经济模型的300次/年。
· 到2024年，独立储能日等效充放电次数提升至0.75次，新能源配储项目提升至0.474次，接近理想经济模型。
3、政策推动储能项目经济性
· 国家层面的政策推动储能参与电力市场交易，地方层面政策开始具体落实，保障储能项目年使用次数或利用小时数。
· 新能源全额保障性收购政策取消，市场化方式实现资源优化配置和消纳，配置储能成为新能源项目市场化交易的重要工具。
4、海外储能项目盈利模式
· 海外储能项目运行模式与国内类似，但市场化收入模式更丰富，电价高或储能套利价差更大，特殊环境下可获取超额收益。
5、国内储能项目收入模式
· 国内项目收益模式相对单调，主要参与辅助服务和电力市场，容量租赁成为重要收入来源。
6、储能项目经济性改善途径
· 电量价值改善长期重要，容量价值改善短期易实现。国内外电力现货市场价格差异大，国内价差提升空间大。
· 利用率提升已使储能参与电量交易收入明显提升，价差扩大将进一步改善项目经济性。
7、储能容量价值政策支持
· 国内部分省份已明确给予储能容量补偿政策，容量补偿有望提升至更高水平，对项目盈利至关重要。
8、储能成本下降与经济性提升
· 储能系统成本大幅下降，当前EPC价格稳定，储能项目收益率明显提升。
9、储能板块市场表现与前景
· 储能板块市场表现与量价预期密切相关，当前招标中标数据显示需求增长，项目经济性好转。
· 系统端价格已砸出底部，关键设备价格体系稳定，行业需求和盈利能力逐渐上升，看好储能板块反弹行情。
10、看好的储能细分板块
· PCS环节产品快速迭代降本，盈利能力和市场格局优秀，具备出海逻辑，看好相关公司。
· 温控环节与储能集成产品集成度高，客户粘性强，行业进入壁垒提升，看好英维克、通威股份等公司。
· 具备海外订单渠道品牌优势的系统集成商，如阳光电源、科隆电子等，海外市场放量可期。
1、电改推动储能经济性提升
· 在这段时间里，我们一直在进行电改系列报告和电话会议的汇报。今晚的报告主题是“电改背景下储能经济性提升的潜力有多大”。这份报告实际上在2023年底就已经发布。核心内容是对随着电改推进，储能项目的套利空间、利用率、租赁和容量补偿费用以及成本等各类参数的变化，进行敏感性分析。报告中涉及了对各类参数的中短期假设。站在当前时间节点回顾2023年底的测算，我们发现储能电站的利用率，即平均每年调用次数的改善，明显超过了预期，成为推动储能项目经济性能提升的主要驱动力。目前，部分成熟地区的独立储能内部收益率（IRR）已达到6%以上。如果考虑到电池中途更换一次，并从20到25年的全生命周期来看，项目的IRR甚至可以达到7到8个百分点。
· 随着项目利润率的明显提升和建设成本的大幅降低，从五大六小开发商的反馈来看，新能源项目的配置比例、必要性和积极性都在持续提升。这也推动了今年前四个月储能EPC体量的同比翻倍增长，超出了年初预期。在量价都有好转的预期下，我们建议关注当前格局和价格体系，这些已经基本稳定，并且受益于国内外需求体量的PCS和温控环节，以及优质的大型系统集成商。
· 接下来，我将进一步汇报这篇报告的主要内容。从之前的视角来看，利用率低一直是中国储能电站项目竞争力较弱的主要原因。根据中电联披露的数据，2023年上半年，中国储能电站的日均等效充电次数仅为0.58次，独立储能电站大约只有0.36次，相当于每年只能完成约131次满功率充电。这与之前项目开发和研究测算时通常使用的年出方次数300次左右相差甚远。因此，项目的经济性非常差。
· 然而，根据中电联的数据，到2024年，独立储能的日等效充放电次数已大幅提升至约0.75次，新能源配储项目每天等效的充分放电次数也约为0.474次。这分别对应全年273次和172次的储能空间循环，已经非常接近每年充放电300次的理想经济模型。这种配置项目也从每年只能充放电120-130次，向每年接近200次的更好水平迈进，推动了整个项目经济性的好转。
· 我们认为，储备项目收益在半年或三个季度左右时间有明显改善的主要原因，包括电力现货市场和各种辅助服务相关政策的不断推进。2023年，国家层面的顶层规划开始实施，如9月份发改委和国家能源局印发了中国首个电力现货市场交易规则，提出储能、虚拟电厂等新型经营主体参与电力交易。10月份，发改委和能源局发布了加快电力现货市场建设的通知，首次给出各地区电力现货试运行结算时间，提出加强电力现货市场与辅助服务市场的衔接，并探索建立容量补偿机制。
· 2023年下半年，尤其是2024年以来，各地方层面更具体的政策开始落实实施。地方政策中非常重要的一点是开始有意识地设计保障储能项目每年的使用次数或利用小时数。多数地区都有政策要求以电网企业为主的调度企业保证储能项目每年有300次左右的利用效率。
· 此外，从自发层面来看，非常重要的是，从今年4月1日起，全额保障性收购可再生能源电量监管办法正式实行，突出了以市场化方式实现资源优化配置和消纳的趋势。之前的新能源全额保障性收购不复存在，后续新能源的销售主要通过市场化方式实现。配置储能成为风电和光伏项目在市场化交易中必不可少的重要工具。从这些政策实施后，我们看到各地新能源主动配储的必要性提升，整个储能收益模型发生了明显改变。
· 例如，以前一个光伏电站本身的内部收益率（IRR）是7%，按照政策要求配置10%到20%的储能后，IRR反而降到了5%或6%，成为一个没有经济性的项目。
2、电改下储能经济性提升潜力
· 当前，由于电力市场改革，光伏电站的全额保障销售已经不复存在。因此，收益模型发生了变化。随着储能和光伏成本的大幅下降，一个光伏电站的内部收益率（IRR）可能达到10%。但由于限电情况的出现，IRR可能降至6%至7%。然而，通过按一定比例配置储能，可以补偿限电带来的损失，并将项目的IRR提升1到2个百分点。经济模型已从单纯的成本项转变为具有一定经济性的配置，这是一个重要的转变。
· 今年，我们观察到一些重要的变化。我们研究了许多海外储能项目，如美国的加州、德州，英国和澳大利亚的项目，分析了它们的盈利模式。从运行模式来看，全球范围内的充电站运行模式大致相同。即使在海外，大型储能基本上也只能实现每天一充一放，年利用效率大致如此。
· 如果某些日子可以实现两充两放，而在其他日子没有套利机会，那么全年平均每度电的利用率就是一充一放。从运营角度来看，中国目前主要是独立充电站，与储能发展成熟的地区开始接轨。海外市场的储能收益率之所以高于中国，主要是因为它们的市场化收入模式更丰富。由于电价较高，储能可以进行更大的套利，价差也更大。此外，在极端天气或电网故障等特殊情况下，它们可以获得超额收益，有时在一个月内就能赚回全年的收益，这种高度市场化的收益模式使得海外项目的盈利能力更强。
· 以山东为例，我们将国内外成熟的项目拉平到同一评价维度，统一收入单位为万元人民币每兆瓦时每年，评估国内电站的收益情况。国内项目的收益模式相对单一，大多数省份的辅助服务和电力市场只能选择其一。然而，山东和广东正在积极推动独立储能多元化收益模式的建立，参与电力现货和电能量市场。政策背景已经消除了一些障碍。后续可能是电站交易能力的提升。国内很大一部分收入来源是非市场化项目，如容量租赁，这在一定程度上替代了海外的辅助服务和备用服务等收入来源。
· 容量租赁部分替代了海外的辅助服务，其收入来源首先由风电、光伏等新能源场站承担，然后寻求向用户社区收费的机制建立。当前，容量租赁在国内储能项目中占到一半以上的收入来源，具有一定的合理性。
· 从中长期视角来看，国内主要项目的哪些收入渠道或参数能够得到改善，以进一步提升项目经济性？我们认为电量价值的改善长期更重要，而容量价值的改善可能是短期更容易实现的。储能参与电能量套利或调频功能是其最基础和最重要的作用，也是最主要的收入来源。以山东过去一年的项目为例，电力现货市场的交易价格曲线显示，整个价差处于较低水平。例如，山东过去一年的最大可套利价差约为0.3元人民币每度电。而英国项目的月均价差空间可达0.7元人民币每度电，个别高峰时可达2元人民币每度电。
· 国内外项目的利用率基本相同，但价差至少有两倍的差距，导致国内项目的当前收益率相对较弱。核心原因在于电价能否上涨。以现货套利为例，美国现货市场的报价上限可达7.3元人民币每度电，而国内目前的报价上限一般在1.5元人民币左右。如果单纯与海外相比，国内确实有很大的进一步拉大价差的空间。
3、电改提升储能经济性潜力
· 在讨论电量价值改善的长期趋势时，我们认识到短期内实现电价上涨可能较为困难。尽管如此，我们确实看到了电价上涨是一个逐步发展的过程，不太可能在一两年内实现。然而，电量价值的改善已经通过提高利用率而迅速显现。由于利用率的提升，储能参与电量交易和现货交易的收入相比之前有了显著提升。例如，在2023年底撰写报告时，我们估算储能项目的内部收益率（IRR）大约为4.2%，这是基于0.3元人民币每度电的价差和每年满充满放200次的假设。
· 根据2024年一季度的实际运行情况，我们发现利用率的提升使得某些项目的年调用次数从200次增加到约270次，从而使整个项目的IRR提高到超过6%。我们认为，随着价差的进一步扩大，储能项目的IRR有望达到7%以上的理想水平。尽管电量价值的改善任重道远，但它对储能项目内在价值的体现至关重要。
· 与电量价值改善相比，储能容量价值的体现可能在短期内更容易通过政策落实和行政手段实现。目前，已有四个省区明确给予储能容量补偿或定价政策，如内蒙古、山东、甘肃和新疆。广东也在研究建立相应的容量补偿机制。以山东为例，储能容量补偿约为68元人民币每千瓦每年。如果参照煤电机组政策，新型储能的容量电价有望提升至84至140元人民币每千瓦每年，这将比山东目前的实际运行水平有较大提升空间。
· 容量电价的给予对充电站而言，是实现保本收入来源的关键。例如，如果参考山东项目，60元人民币每千瓦每年的容量补偿可以使IRR达到4.2%。如果这部分补偿减少至零，项目的IRR将降至1.5%。因此，容量价值和容量电费虽然每年金额不大，但对项目盈利至关重要。
· 目前，国内大多数地区尚未建立新型储能的容量电费机制，仅有四个省市已有，广东等几个省正在筹划。如果年内出台全国性的储能容量补偿机制，将对全国范围内的储能项目的收益率产生明显改善，至少提高到4至5个百分点。
· 从过去半年的边际变化来看，成本降低是关键因素。与去年相比，系统端的成本已大幅降低。目前，EPC价格已稳定在每千瓦3至1.4元人民币左右。比较2023年初和年底以及2024年预期的储能成本变化，我们发现即使有回报补偿，2023年初的项目收益率仅为2.6%。到2023年底，随着EPC造价降至1.4元人民币，收益率提高至4.2%。但根据2024年一季度的高利用率和当前稳定的低造价，我们预计储能电站的预期收益率至少能达到5.7%，与2023年初相比有明显改善。
· 最后，我们对储能板块进行了复盘，包括大型储能、工商储能和温控等细分板块。股价的波动与市场对储能量和价的预期密切相关。例如，2023年初，市场对中期需求持乐观态度，随着锂价下跌，预期有超额收益，储能板块实现了反弹。但随着年底招标和中标体量收缩，价格战持续，板块出现了大幅下跌。然而，随着2024年前四个月招标和中标数据的大幅增长，新能源项目配置比例提升，储能板块的前景再次变得乐观。
4、电改背景下储能经济性提升
· 目前，我们观察到许多市场化的风光项目能够按照40%以上的比例配备储能，这带来了储能装机量的显著提升。今年海外市场需求也明显增加。过去，中国和美国是主要的市场，但今年中东市场可能接近10吉瓦时的容量，欧洲市场今年也开始增加需求。这些信息是基于对阳光电源、尚能科技、科陆电子等上市公司的调研得到的。海外需求的释放不仅限于美国，欧洲、中东、东南亚和澳洲等地区也将有较好的市场表现。核心原因在于这些地区的新能源发展已达到较高水平，开始对储能和电网稳定性产生需求。
· 从需求量的增加来看，项目经济性经过之前的分析显示有所改善。上游系统端的价格在今年3月份达到最低点，4月和5月没有进一步大幅下跌的趋势。关键设备如PCS的价格从去年年底到现在已开始稳定。因此，我们认为行业所处的阶段，即需求和项目经济性的对应关系，以及设备厂商的盈利能力，都在逐渐上升。
· 在当前阶段，我们认为整个板块能够实现一定的反弹行情。即使在2023年中期，即当年6月份，当时有展会的催化作用以及光伏在630之前并网超预期的催化，尽管行业大逻辑下对量价关系的看法较差，但价格仍在持续免疫的背景下，整个板块也实现了反弹。目前，我们认为又回到了今年的6月份。从年初以来的招标和中标情况来看，储能在6月份仍将有非常好的装机超预期的情况。我们认为行业大逻辑上，量价关系也在逐渐上升。因此，我们在这个6月份对这些三个主线持坚定看好态度。
· 首先，随着PCS产品快速迭代和成本降低，目前盈利能力和市场格局仍然相对优越，各公司通过行业动态技术壁垒，确实建立起了护城河。目前也开始有出海的逻辑。之前，主要出海的PCS厂商是阳光电源和南瑞等大型企业。对于省能电器、盛弘股份、科华数据等，他们的PCS出海比例仍然很小。但今年，大家也将海外市场作为进一步增长的主要驱动力。
· 因此，PCS环节是我们目前看好的方向之一。其次，温控环节，如英维克、通威股份，随着温控系统与终端储能集成产品的集成度越来越高，与客户的粘性也越来越强。头部的电信厂商和集成厂商开始对温控供应商提出定制化产线的需求，进一步提高了行业的技术壁垒。同时，不仅是储能，数据中心、特高压、充电桩等多类下游需求的提升，也会对温控环节产生促进作用。
· 因此，我们非常看好英维克、同仁股份等公司。另外，具备优质海外订单、海外渠道和品牌优势明显的系统集成商，如阳光电源、科陆电子、能动电源，包括金牌储能业务，我们认为他们未来在海外市场也有机会实现放量。因此，PCS、温控以及能够出海的经销商，是我们当前看好的三个方向。以上就是我们今天的汇报内容，后续我们将继续加强对储能行业的跟踪。
