储能跟踪与思考：年度主线+政策点评+项目梳理
国内大储：市场化项目，硅料降价和替代老旧火电站等因素，国内储能有望量利齐升。
硅料价格进入下降通道，集中式大基地需求受益最明显。上周光伏级多晶硅现货均价17.51美元/kg，相较四周前32.99美元/kg的价格下降46.92%，实际光伏硅料成交价格或更低。当前市场预期23年光伏装机增长50%+，从结构上看，对组件价格更为敏感的集中式电站是增量主体。
配储需求:市场化并网项目配储要求更高，储能需求对风光装机更为敏感。保障性并网项目由电网公司实行保障性并网，但整体规模有限(如21年全国保障性并网规模约90GW)，各风光项目需要通过消纳/技术/电价等指标，竞争上网额度。配储要求由各地发改委/能源局决定，配储比例约10%-15%，时长为2h。而市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网，市场化并网项目初步要求按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上，下同)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的项目优先并网，各省份可按照实际情况确认市场化并网项目配储规模。参考上周山东披露的市场化并网项目名单，配储比例远高于保障性项目，配储要求为10%*8h~42%*2h，显著支撑储能需求。政策给予倾斜，配储要求加严，支撑整体需求。2021年7月国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，“大力推进”发电侧储能，““积极推进”电网侧储能，“积极支持”用户侧储能，发电储能核心地位不变。意见中针对新能源配储项目，在项目核准备案、并网以及运营中调度、保障利用小时数和辅助服务补偿上均给与政策倾斜，激发发电侧自发性配置需求。
市场格局:B端市场加速出清，成本优势公司有规模效应主要市场。中国储能市场规模正快速增长，项目以表前市场为主，市场加速出清。国内储能行业放量后，企业的营业成本有望通过规模效应下降，期间费用率业有望逐步和海外持平。
政策解读:规模化储能是电力系统不可或缺的一部分，再提电网替代储能
1、能源局《新型电力系统发展蓝皮书》,加强储能规模化布局应用体系建设。1月6日，国家能源局综合司发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》。意见稿提出，加强储能规模化布局应用体系建设。2030年至2045年，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。2045年至2060年，储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，电力系统实现动态平衡，能源系统运行灵活性大幅提升。
点评:储能作为电力系统的一部分，首次在新型电力系统文件中被重点强调，有望夯实后续配储/盈利/主体/交易等政策推出的基础，前期部分政策阻碍(电力交易，电网不能投储能)也有望逐步破除。
2、拓展三侧储能场景，统筹布局电网储能。发挥新型储能支撑电力保供、提升系统调节能力等重要作用，积极拓展新型储能应用场景，推动新型储能规模化发展布局。重点依托系统左好刑“新能源+储能”电站、基地化新能源开发外送等模式合理布局电源侧新型储能，加速推进新能源可靠替代。充分结合系统需求及技术经济性，统筹布局电网侧独立储能及电网功能替代性储能，保障电力可靠供应。积极推动电力源网荷储一体化构建模式，灵活发展用户侧新型储能，提升用户供电可靠性及用能质量。
点评:电网功能替代性储能是亮点，自18年发改委禁止电网投资储能后，相关政策一直用“探索电网替代性储能纳入输配电价回收”等语句来表述这类项目，未明确说明建设意见以及成本回收机制。此次直接提到统筹布局，或代表项目建设以及成本回收等政策推进节奏较快，有望给国内储能市场带来额外增量。
3、加强源网荷储协调调度，探索源网荷储安全共治机制，保障电力系统安全稳定运行。
点评:有两点效果，协调调度后，配储电站权益倾斜有操作的可能，带动相关政策落地。其次安全共治的前提是建设环节把关，或带动电网侧共享储能建设标准进一步明确。现在对储能要求更加严格，技术要求的准入门槛提升，验收达到标准方可并网，可减少劣币驱逐良币现象。
三 国内储能项目梳理
根据储能与电力市场对公开招投标信息的追踪和统计，2022年中国储能市场招投标共涉及278个项目，总容量超过44GWh。其中独立式储能项目占比48%，集采项目占比34%。2022年独立式储能模式已经被市场所快速认可并采纳。
抽蓄除外，2022年储能备案项目共计195个(27.1GW/58.0GWh)。在建、拟建储能项目共计142个(34.6GW/25.9GWh，部分项目容量数据缺失)，储能投运项目共计75个(2.2GW/4.4GWh)，储能项目招投标共计498个(23.3GW/74.1GWh)。
2022年已完成招标的项目共计分布在24个省市自治区，其中新疆、内蒙古、宁夏、山西、山东五地的规模尤为突出，都超过了2GWh。其中，新疆和内蒙古的需要主要来自于当地大型新能源基地项目及其要求的4小时储能系统配置，宁夏、山西、山东则因为大量独立式储能电站的开发建设而带来了大量设备和EPC采购需求。(MWh)
2022年以来，各省陆续发布“十四五”可再生能源规划、能源规划、新型储能规划等相关文件，其风电、光伏、储能“十四五”发展目标及重点项目也随之公布。其中，内蒙古、山东、甘肃、山西、青海、贵州 “十四五” 期间风光累计装机目标分别达到 13400、8200、8022、8000、6230、4180万千瓦，位居前列。
各省份纷纷提出配储要求，配储比例约10%-20%，时长多为2h以上。风光装机目标的西北地区配储要求更高，大基地增加后储能需求提升有望更加明显。此外，市场化并网项目初步要求按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的项目优先并网，各省份可按照实际情况确认市场化并网项目配储规模，市场化项目有望带来额外增量。
储能系统集成:比亚迪稳居榜首
根据储能与电力市场，共追踪到70家企业有储能项目中标记录，比亚迪以超1.6GWh的总量遥遥领先。累计中标规模超过500MWh的其他系统集成商还包括中天、南都电源、海博思创和许继电气。
EPC总承包采购:能建、电建领衔，系统集成商卷入
储能与电力市场共追踪到2022年的116个储能EPC总承包采购项目，总规模19.8GWh，共有88个投标方。目前，能建、电建的设计院已成为EPC订单的主要参与方。此外，如中车株洲所、许继电气、平高、科华、山东电工时代等系统集成商也纷纷参与到EPC环节的订单抢夺。
整体观点:大储先提估值再涨盈利，户储有估值性价比
国内大储:23年大储有望量利齐升，催化充裕:量的增加来自市场化并网项目，其配储比例(20%，4h)远高于保障性并网项目(约10%，2h):利润上涨弹性来自毛利率上涨(出清的红海市场放量后毛利率扩张)+期间费用的规模效应:潜在催化包括三政策(电网替代性储能/各地共享储能政策/发电侧配储权益倾斜)+两催化(硅料下降+电池价格潜在下降)。
欧洲户储:此前市场担心24年需求增速下滑，户储电池环节盈利下滑，因而杀估值，目前假设按照保守的盈利预测，鹏辉和派能两家户储电池公司23年PE为20X出头。按照目前两家户储电油签订的季度或者半年度的订单来看，如果23H1上游材料大幅降价，大概率单Wh盈利会进一步扩张。
1季度估值修复催化有望显现:天然气/电力价格下降主要系欧洲10月已完成补库，考虑到12月库存已经下降到75-80%水平，1季度末或重新回到补库周期，天然气和市场化交易价格有支撑。欧洲Q3贸易商补库，Q4去库，23年1季度末或将开始补库，目前国内运输到欧洲大概用时2个月，所以我们认为1/2月开始可以陆续看到欧洲在国内的提货量增加，带动景气度边际回升。
美国市场:表前独立储能市场盈利模式较多，新能源+旧电站退役贡献需求，IRA法案提供政策助力，看好美国市场高增长，国内电池、PCS等零部件供应商受益。
