每日焦点！中金：风光装机高增驱动 看好2023年增长超预期

中金公司研报认为，国内风光装机量快速攀升，调峰调频需求与日俱增。地方政府及电网对新能源项目配储要求提升，叠加光伏组件、风机成本下降让出配储空间，使得国内大储装机有望超预期。中金公司测算在保守/中性/乐观情景下，国内2023年大型储能装机量相较2022年同比增速分别可达97%/132%/167%，故看好国内大储2023年较大可能有超预期表现。看好2023年国内大储装机超预期及盈利模式持续改善带来产业链标的投资机会。

(资料图)

全文如下

中金  联合研究 | 中国大储：风光装机高增驱动，看好2023增长超预期

国内风光装机量快速攀升，调峰调频需求与日俱增。地方政府及电网对新能源项目配储要求提升，叠加光伏组件、风机成本下降让出配储空间，使得国内大储装机有望超预期。我们测算在保守/中性/乐观情景下，国内2023年大型储能装机量相较2022年同比增速分别可达97%/132%/167%，故我们看好国内大储2023年较大可能有超预期表现。我们看好2023年国内大储装机超预期及盈利模式持续改善带来产业链标的投资机会。

摘要

风光装机占比高增带动灵活性资源需求提升，大储装机有望高增长。双碳目标和能源转型背景下，我国风电、光伏装机规模快速扩大，风光电源在电力系统中的地位日益突出的同时，因其出力的波动性和随机性等特征，对电网稳定和绿电消纳带来了挑战，电力系统对灵活性资源的需求日益提升。大储作为重要的灵活性资源之一，在调峰、调频方面具备调节范围大、响应迅速、控制精确的优势，随着新能源渗透率进一步加深，我们认为未来大储装机量有望迎来高速增长。

政策托底，各地配储要求密集出台，新增装机下限支撑力度较大。年初国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》[1]中，明确将储能与“源网荷”并列为电力系统第四要素，多省2022年起也陆续出台10%-20%，时长2h的配储要求，配储比例较高。具体招标项目来看，纵向配储比例提升趋势明显；横向西北地区配储需求大，比例高；此外我们发现实际招标项目配储比例显著高于政策要求。因此我们认为“新能源+储能”是保证电力结构稳定运行的重要手段，政策高要求支撑储能装机空间扩容。

光伏组件及风机价格下降有望进一步让出大储装机空间。近期光伏组件价格持续下降，风机招标价格已经历前期快速下行阶段，我们认为风光造价的下降有望缓解项目配储成本压力，进一步为大储让渡装机需求空间。假设集中式光伏及风电项目现有IRR不变，我们测算2023年相比2022年产业链价格下降有望带来近40GWh左右体量大储装机空间，因而即使在乐观情景下，我们认为配储后开发商综合成本压力边际不会明显提升，配储的成本空间较为充足。

风险

政策力度不及预期，产业链价格下降不及预期，风光装机增长不及预期。

正文

我们测算国内大储2023年较大可能有超预期表现

我们测算在保守/中性/乐观情景下，国内2023年大型储能装机量分别可达30.1/35.4/40.8 GWh，同比增速分别为97%/132%/167%，故我们看好国内大储2023年较大可能有超预期表现，我们的主要测算方法如下：

我们按省份将国内分成三类地区：1)第一类地区为风光大型项目装机量高，配储比例要求高的：西北五省(新疆、青海、陕西、甘肃、宁夏)以及内蒙古；2)第二类地区为风光配储比例有望快速提升的：东北三省(黑龙江、吉林、辽宁)以及山东；3)其他地区；

我们预期在消纳压力及政策要求下，第一类地区储能渗透率(大型项目中配备储能的项目占比)最高，第二类地区次之，其他地区配储项目占比略低；

我们对三类地区的风电、光伏配储容量比例按保守/中性/乐观三种情景分别进行假设，得到对应的储能装机容量分别为30.1/35.4/40.8 GWh，同比2022年增长率分别达97%/132%/167%。

图表1:中国大型储能2023年装机量测算

资料来源：Wind，中金公司研究部

底层驱动：风光装机占比提升后的灵活性资源需求

新能源发电量占比持续提升，消纳瓶颈逐步显现

在碳中和目标指引下，我国风电、光伏近年快速发展，高速增长的装机量使得可再生能源发电量占比也持续提升。2022年1-11月，可再生能源发电量占比达到30.6%，较2021年末提升1.7ppt.截至2022年11月，可再生能源累计装机量已达我国总电力装机容量的47.4%。在我国电力系统趋向清洁化的同时，风光发电的间歇性、随机性、波动性也对电力系统的稳定性、灵活性、可靠性带来挑战。此外，我国风电、光伏装机集中于西部、北部地区，而能源需求则主要集中于东中部地区。因此，电力供给与需求在时间和空间上的错配情况较为显著。

图表2:我国可再生能源发电量占比

资料来源：iFinD，中金公司研究部

图表3:我国可再生能源装机量占比

资料来源：iFinD，中金公司研究部

图表4:发电侧高比例新能源带来电力系统运行挑战

资料来源：卓振宇等《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》2021年，中金公司研究部

在此背景下，我国的新能源消纳问题凸显，2019-2022年除用电高峰的夏季，其余大部分月份均存在较明显的弃光、弃风问题，新能源装机规模较大的西北地区和内蒙古消纳问题尤为突出，2021年青海的弃风/弃光率达10.7%/13.8%，蒙西地区/新疆的弃风率也达8.9%/7.3%，西藏地区弃光率则高达19.8%。尽管从纵向来看，我国整体弃风、弃光率从2016年的20.6%/10.6%下降至2021年的3.1%/2.0%，但根据全国新能源消纳监测预警中心，随着我国北方地区大型风光基地项目陆续并网投产，消纳压力或将进一步增大，因而我们认为北方地区消纳当前仍有改善空间，且面临一定的反弹风险。

图表5:我国2020-2022月度弃风弃光率

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中金公司研究部

风光装机持续增加需要灵活性资源的支持

以煤电为主的传统电力系统负荷特性相对稳定，但可再生能源占比提升使源荷两端不确定性增加，根据国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》[1]，新能源占比的不断提高快速消耗电力系统灵活调节资源，未来新能源大规模高比例发展对系统调节能力提出了更高需求。我们认为充足的灵活性资源是可再生能源装机未来得以持续增长的前提条件。

具体来看，各类资源提供灵活性的技术特点及经济成本存在明显差异，整体可分为供给侧和需求侧的灵活性资源，需求侧资源主要靠电力用户的自发响应，可控性较低。供给侧的灵活性资源主要依靠煤机、燃机、核电等稳定电源以及抽水蓄能和电化学储能等，目前火电灵活性改造是较为成熟且成本较低的调峰手段，但是存在响应速度慢等问题，燃机虽然较火电机组的调节速度和幅度更大，但受制于我国天然气供给不足，目前成本较高，且与煤机一样只能在较长时间周期内进行调节。抽水蓄能和电化学储能兼具向上和向下的调节能力，启动时间在10s以内，可以满足秒和小时级别的功率调节。电化学储能相较于抽水蓄能电站配置更为灵活，受地理条件限制较小，且控制精度非常高，因此我们认为，随着未来储能的价格机制和补偿机制的成熟，电化学储能有望成为灵活性资源的主力军。

图表6:灵活性需求分类

资料来源：中国能源产业发展网，中金公司研究部

图表7:几种灵活性资源的对比

资料来源：中国电力《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》2022年，中电联，中关村储能产业联盟，中金公司研究部

注1:指通过气电(最小出力为额定出力的20%)替换煤电(最小出力为额定出力的50%)的方式提升向下的灵活性

电化学储能作为核心选项有望迎装机高增

电化学储能在电力系统中的调峰调频作用不可或缺。新能源出力的波动性、光伏出力与高峰负荷不匹配、风电的反调峰特性等对电网的稳定运行和电力消纳带来了挑战。随着稳定电源的发电占比逐渐降低，电力系统自调节能力也随之下降，无法提供足够的灵活性来维持电网频率、电压稳定，因此需要引入额外的灵活性资源来提供电力辅助服务。根据国家能源局《电力辅助服务管理办法》[2]划分的辅助服务类型，辅助服务可分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急与恢复服务。目前辅助服务市场最常见的模式为调峰(负荷量的维度，较长时间周期)和调频(频率的维度，短时间周期)，服务方式是通过调节自身的充放电量和充放电功率，平衡系统的出力和负荷。

我们认为电化学储能是提供辅助服务、增强电网灵活性的核心选项之一：1)从功能上看，电化学储能调峰调频在快速响应和精确控制方面的优势明显，随着新能源渗透率加深带来更大的局部电网扰动风险，电力系统对配置灵活、调节功能强大的电化学储能的依赖度将进一步提升；2)从成本上看，电化学储能虽然较火电灵活性改造的成本更高，目前盈利模式不够完善，但相较于建设抽水蓄能电站或投建天然气机组成本更低，且随着电芯成本延续下降趋势、相关价格机制的成熟，电化学储能的经济性有望在未来显现。

图表8:辅助服务需求来源与服务方式

资料来源：国家能源局，北极星储能网，中金公司研究部

当前表前大储的配置形式主要包括新能源配储(风光电站单独配置)，共享储能(租赁给风光电站，更多在发电侧)，独立储能(单独计量并接受电网调度)等，理论上独立储能可更大程度利用储能资产提供辅助服务，收益来源也更为多样，但实际发展仍取决于政策推动其商业模式改善的进展如何。我们认为几种模式虽然配置形式有差异，但其配置目的都是解决风光装机持续高增带来的电力系统稳定性问题，因此随着我国可再生能源发电占比持续提升，我们积极看好国内表前大储迎来高速发展期。

图表9:表前配储形式对比

资料来源：CNESA，北极星储能网，中金公司研究部

政策视角：政策托底，新增装机下限支撑力度大

大储利好政策密集出台

大储利好政策密集出台，明确“新能源+储能”是解决电网稳定性的重要手段。伴随风光装机持续提升，其资源内生属性(间歇性、波动性)所带来的电网稳定性问题与日俱增，传统电力系统中灵活可调资源充裕度不足以支持电网稳定、可靠运行，而储能能够发挥调峰调频作用，且电化学储能具备高能量转换效率、建设周期短、安装灵活等优势，因此“新能源+储能”成为保证电力结构稳定运行的重要手段。近年来政府逐渐意识到储能的重要性，储能利好政策密集出台，在今年国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》中，明确将储能与“源网荷”并列为电力系统第四要素。

图表10:大储政策梳理

资料来源：国家能源局、中金公司研究部

多地要求配储比例10%-20%，时长2h及以上

各省陆续出台强制配储要求，配储比例较高。在国家出台一系列储能利好政策的同时，各省综合本地新能源装机情况、消纳情况，陆续在新能源并网等相关政策文件中提出了储能配套的具体要求。目前宁夏、辽宁、江苏等23省份提出配储要求，其中16个省份为强制配置要求，多数地区要求配置储能比例在10%-20%，配置时长在2小时以上，配储比例较高。

图表11:政策要求配储比例梳理(2021.1-2022.11)

资料来源：各政府官网，中金公司研究部

政策强制配储保障储能容量持续增长

2022年实际招标项目配储比例显著高于政策要求，因此我们认为政策配储比例可支撑配储比例下限假设。光伏方面，通过对2022年128个集中式光伏招标项目进行梳理，我们发现大多数省份项目实际配储比例高于政策要求4ppt-32ppt，其中西北地区甘肃、内蒙古实际配储比例为41%、47%，显著高于政策配储需求17ppt/31ppt，山东实际配储比例为38%，高于政策配储需求18ppt.风电方面，通过梳理2022年国内风电配储招标项目，我们看到多数省份实际配储比例高于政策要求比例20-30ppt左右，其中安徽、甘肃、内蒙古及河南区域实际项目配储比例显著高于当地政策要求。因此我们认为政策要求仅为下限假设，通常省市往往会结合本地资源、消纳情况提升实际项目的配储比例。

图表12:2022年集中式光伏项目配储比例和政策要求配储比例对比

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差

资料来源：北极星储能网、政府官网，中金公司研究部

图表13:2022年风电项目配储比例和政策要求配储比例对比

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差

资料来源：北极星储能网、政府官网，中金公司研究部

项目视角：配储比例提升趋势明显，2023增长预期强

纵向：配储比例提升趋势明显

时间序列维度看，风光项目平均配储比例呈半年度上升趋势。

光伏方面，我们分析了2021-2022年146个招标的集中式光伏配储能项目，可以发现2022年的配储项目数量明显增多，地区分布也从2021年较集中的甘肃、广西广泛拓展到全国各地，且项目平均配储比例(功率口径)和储能时长由1H21的7.5% 1h(容量口径7.5%)大幅提升至2H22的18.2% 2.6h(容量口径55.8%)。西北五省及内蒙古区域2H22的配储比例达67.1%，较2H21大幅提高32.5ppt，其他区域2022年的配储比例也同比提升9.0ppt至18.3%。

图表14:2021-2022年集中式光伏项目半年度平均配储比例(功率口径)和储能时长

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

图表15:2021-2022年分区域集中式光伏项目半年度平均配储比例(容量口径)

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差；东北及山东地区因样本量较少未单独列出

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

风电方面，我们梳理有国内2021-2022年60个风电配储项目招标，其中2022年招标项目数量明显增多，且项目区域分布进一步自西北地区向华东、华中地区开拓。我们看到2021年以来国内风电项目配储比例及配储时长均整体呈上升趋势，项目平均配储比例(功率口径)及配储时长由1H21的10.0% 2.0h(容量口径20%)大幅提升至2H22的26.7%2.2h(容量口径58.7%)。就国内风电装机主要分布的北方区域来看，西北区域风电项目配储比例(容量口径)2022年同比提升37.7ppt至57.7%，东北区域风电项目配储比例(容量口径)2022年同比提升9ppt至19.0%，此外，海上风电目前也出现配储趋向，例如上海市发改委印发《杭州湾海上风电项目竞争配置工作方案》[3]，本方案竞争配置项目合计80万千瓦，明确要求配套建设电化学等储能装置。特别说明具有为上海电网提供常态化调峰能力200万千瓦及以上企业，预留储能配置比例不低于10%装机规模、时长4小时以上；常态化调峰能力100万千瓦及以上企业，预留储能配置比例不低于15%装机规模、时长4小时以上；其他企业预留储能配置比例不低于20%装机规模、时长4小时以上。综上所述，整体国内风电项目配储比例提升趋势明显。

图表16:2021-2022年风电项目半年度平均配储比例(功率口径)和储能时长

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

图表17:2021-2022年分区域风电项目年度平均配储比例(容量口径)

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差；其他地区因2021年样本量较少未单独列出

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

横向：西北地区配储需求大，比例明显较高

弃风弃光现象严重的区域存在较高储能需求。光伏方面，在我们统计的146个项目中，各地区2022年集中式光伏项目的配储比例均较2021年提升，其中西北地区储能需求总量和增幅均为最大，2022年其储能总装机容量占全国近70%，平均配储比例达64.6%，同比提高30.0ppt.除华南地区外，其余地区的储能配比同比增幅均为24ppt左右。同时，可以发现在2022年弃光现象较严重的西藏和新疆地区，2H22光伏项目的配储比例高于全国55.8%的平均水平，分别为58.8%和83.7%，其中新疆地区配储比例的环比增幅达53.7ppt，对储能装机总量的拉动效应也非常明显。

图表18:2021年、2022年分地区集中式光伏项目平均配储比例

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

图表19:2022年部分省/自治区集中式光伏项目平均配储比例及弃光率

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差；弃光率数据统计区间为2022年1月-11月；统计地区弃光率高于1.5%(青海、陕西、吉林缺少数据未纳入)；内蒙古弃光率为蒙西数据

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，北极星储能网，中金公司研究部

风电方面，在我们统计的60个风电配储招标项目中，来自西北及内蒙古地区的风电项目配储容量占到全部项目配储容量的75%，2022年配储比例(容量口径)达57.7%。西北区域较为优越的风电资源禀赋吸引了国内主要的新增风电装机需求，“十二五及十三五期间”两度出现较为严重的弃风限电，后续政策端及项目开发商端均对西北区域促进风电消纳的相关措施给予较高重视度。通过项目梳理，我们可以看到国内主要风电大省的内蒙古、甘肃及新疆均保持相对较高的配储比例。以截至2022年11月弃风率数据来看，内蒙风电利用率为全国最低区域，蒙西/蒙东区域弃风率分别为7.6%/10.2%，对应招标项目配储比例55.3%，高于全国项目统计平均水平6.8ppt。

图表20:2021-2022年国内风电配储招标项目储能容量分区域分布

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差

资料来源：北极星储能网，中金公司研究部

图表21:2022年部分省/自治区风电项目平均配储比例及弃风率

注：由于统计样本容量问题，可能与实际情况存在误差；内蒙古地区弃风率为蒙西数据，图表列示11M2022弃风率高于4.5%的省份

资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，北极星储能网，中金公司研究部

产业链价格视角：组件风机降价让出大储装机空间

产业链价格回顾：组件风机价格下降，有望缓解配储成本压力

看好2023年硅料价格下降带动光伏组件成本下降，缓解配储成本压力。根据Solarzoom数据，本周(2.6-2.10)硅料价格上涨25元/公斤至245元/公斤，单晶182,210单面/双面组件报价分别持平于1.82/1.83元/瓦。虽然近期硅料价格呈现阶段性反弹，但较2022年已大幅下降，长期来看我们认为伴随硅料产能释放，主产业链各环节博弈缓解，硅料价格仍呈下降趋势，光伏主产业链价跌量增趋势明显。受益于组件价格下降，我们预测业主光伏装机成本压力有望缓解，在收益率不变的前提下，我们认为业主配储成本压力下降后将更有动力推动储能装机增加。

图表22:多晶硅价格走势

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

图表23:组件价格走势

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

机组大型化推动前期风机价格快速下降。自十三五末起，伴随三北风电大基地项目陆续重启以及2020年底国补取消压力推进，国内大功率风机产业化加速推进，整机成本迎来快速下降。根据CWEA数据，国内陆上风电新增装机平均单机功率历史多年停留在在1.5MW-2.5MW机型，2020年起机组大型化快速推进，2020/2021年国内陆风新增装机平均单机功率分别为2.6MW/3.1MW，目前国内陆上风电装机端基本已进入4.XMW时代，招标端2022年主流机型已基本切换至5-6MW机型。从价格端来看，风机招标价格自2020年中开始进入快速下行通道。目前陆上风机招标价格(不含塔筒)基本稳定在1800元/kW左右，较2020年底接近3000元/kW左右的报价水平下降40%-50%。整体来看，由机组大型化带来的技术红利基本自整机环节逐步传导让渡至下游运营商环节，电站开发收益率进一步增厚，目前国内风电资源禀赋及电价条件相对较优的区域陆上风电场IRR已可以达到10%以上。

图表24:2010年至今风机月度中标价格统计

资料来源：金风科技公告，中金公司研究部

图表25:2010-2021年国内新增陆上风电装机平均单机功率

资料来源：CWEA，中金公司研究部

产业链跌价或让出近40GWh大储容量，配储综合成本压力不会边际提升

我们认为风光装机成本下降能够让利给储能市场，提升储能装机量。而风光装机成本下降主要依靠组件/风机价格变动，具体假设如下：

集中式光伏项目央企收益率为6%-6.5%保持不变，对应2022年集中式组件招标价格为1.865元/W；陆上风机价格2022年预计行业交付端均价在2300元/kW左右。

假设2023年集中式组件价格在乐观/中性/悲观情况下分别为1.3/1.4/1.5元/W，对应2022年降幅分别为0.57/0.47/0.37元/W，2023年集中式光伏装机65GW；考虑2022年风机招标价格情况，我们预计2023年陆上风机行业交付均价大致落在1800-2000元/kW范围内，2023年国内陆上风电装机并网端我们预计在55GW左右。

储能装机价格中枢为1.4元/Wh，上下浮动0.1元/Wh。

当储能价格为1.4元/Wh，1)光伏方面：在中性情况下组件价格下降0.47元为1.4元/W时，储能新增储能装机量约为22GWh，在乐观情况下组件价格下降0.57元为1.3元/W时，储能新增装机量约为26GWh，在悲观情况下组件价格下降0.37元为1.5元/W时，储能新增装机量约为17GWh；2)风电方面：在中性情况下2023年风机价格下降400元/kW至1900元/kW，贡献增量储能装机约16GWh，在乐观情况下2023年风机下降至500元/kW 1800元/kW，贡献增量储能装机约20GWh，在悲观情况下2023年风机价格下降300元/kW至2000元/kW，贡献增量储能装机约12GWh.因此，我们认为光伏组件及风机价格下降带来的利润空间让渡有望进一步拉动储能装机需求。

图表26:组件价格变动对国内大储装机影响

资料来源：光伏盒子，中金公司研究部

图表27:风机价格变动对国内大储装机影响

资料来源：采招网，中金公司研究部

投资建议

国内风光装机量快速攀升，调峰调频需求与日俱增。地方政府及电网对新能源项目配储要求提升，叠加光伏组件、风机成本下降让出配储空间，使得国内大储装机有望超预期，此外盈利模式持续改善将带来产业链标的投资机会。

从投资环节上看，储能产业链由上游电池材料，中游电池、PCS、BMS、EMS、集成，下游EPC、运维组成。其中电池实现储能系统充放电的核心功能，在储能成本结构中占比最多为67%。PCS作为连接电池和电网的桥梁，价值量仅次于电池，大储PCS高压、大功率的工作环境以及支撑电网、强过载力等功能要求，使得大储PCS在高性能元器件、电路拓扑等方面建立起技术壁垒，龙头地位技术与客户优势突出。集成商一方面衔接上游厂商，一方面连接终端服务，在经济性、安全性、智能化上存在一定技术壁垒，系统集成在产业链中的价值也日益凸显。我们看好掌握技术、渠道等核心竞争力的头部公司市场份额提升。

风险提示

政策力度不及预期风险：由于目前大储的盈利能力仍然较弱，大储作为地面电站的重要成本项，我们认为其装机需求仍需要政策托底和促进。若大储政策的配储比例要求或实际执行力度不及预期，可能导致储能实际装机容量不及预期。

产业链价格下降不及预期风险：储能装机量的提升一定程度需要风光装机成本下降让出的空间，若风光产业链价格中枢下行不及预期，我们认为对于对初始投资成本和项目资本金IRR控制较严格的电力运营商，其配置储能的动力和实际配储容量将不及预期。

风光装机增长不及预期风险：目前大储的主要作用是作为电力系统的灵活性资源，增强风电、光伏的电力消纳能力。若风光装机增速和容量不及预期，我们认为电力系统对于大储的需求将不及预期，从而导致大储的装机量低于预期。