会议要点

1. 储能需求催升行业壁垒

储能行业处于发展关键阶段，需求增加但潜力未完全兑现。行业面临标准不统一、收入来源有限等挑战，未来运营端将成为关键，推动质量和发展模式进步。

国内新型储能需求突增与风光发电量占比提升密切相关，预计发电方式结构调整将带来质变和对储能等灵活性资源投资的大幅提升。

中国储能缺口预测显示，2025年和2030年分别存在150GWh和618GWh的系统缺口，突显储能在电力系统中的价值和投资潜力。

2. 储能交易提升行业集中度

储能市场需求增长：根据国家发展规划，预计2025年和2030年，新型储能需求分别约为88GWh和500GWh。

储能市场投标和装机进度：储能EPC项目招标至中标约需1-2个月，中标后3个月可完成装机；年度四季度中标量同比略有下降，但11月回暖，预示明年一季度同比增长。

储能经济性与市场竞争：新型储能与火电改造相比具更好经济性，支持更多新能源配备；电芯价格下降主导储能系统中标价降，但稳定的价差保障了厂商盈利。

3. 储能行业需求与盈利分析

欧洲储能市场预计从2023年至2025年快速增长，预期全球储能需求将以年复合增长率37%增长。

海外成熟储能市场运行模式多样，收入来源包括现货交易、辅助服务，以及调频需求，在特殊时期能获得超额收益。

中国正在推进电力市场化改革，现货市场试运行显示储能峰谷套利空间存在，山东实例表明国内外经济性差距不大，预期整体经济向好。

4. 交易需求提高储能门槛与集中度

投资商和供应商争夺储能项目往往选址靠近关键输电线路或大型风电基地，目的是获取未来高收益网点。

交易需求变化导致储能市场难度加大，将来交易模式可能从仅报量转向报量与报价，提高了对价格波动预测及市场博弈能力的要求。

储能集成商面临价格战，影响其生存的因素是海外收入占比、成本控制能力及资金实力。目前市场集中度不高，但差异化的成本控制能力对竞争有重要影响。

5. 交易与技术双轴驱动储能集中

厂商参与标准制定是技术领先的证明：公司像宁德时代、南都电源和智光电器等参与制定储能行业国家标准，体现其行业引领地位。

出海能力与资金实力密切相关：厂商如阳光电源和南都电源依托国企“一带一路”等渠道实现出海；头部企业资金实力较强，差距明显。

重点关注PCS与温控环节的企业：像上能电器在变流器领域表现出色，市场份额高且深入出海；温控技术从风冷转向液冷，粘性与集成度提高，头部企业具有较高壁垒。

会议实录

1. 储能需求催升行业壁垒

储能行业在过去几年的发展中完成了从0到1的跃变，已经成为新能源，特别是在功率支持方面，扮演了不可或缺的角色。然而，储能领域在发展过程中也面临诸多挑战：地方标准不统一，对发电站而言储能更多是成本负担。目前，储能尚未完全释放其潜力，因此，我们预计未来储能在运营端将发挥更重要角色，这也将推动行业在质量和发展模式上的提升和进步。

今天我们将结合PPT深入分享我们对储能分析的相关观点。接下来，请听我国电电信的研究员梁梦硕分享我们的深度报告要点。

晚上好，我是梁梦硕。报告中我们认为一方面需要对储能需求作出更加科学的判断。市场对储能的需求不仅是明年的重点，同时存在应用上的疑问。面对价格战，各厂商的盈利能力和市场格局的演化同样充满不确定性，我们的报告旨在解答这些问题。

先来看国内需求的框架。从2021年开始，储能的发展迎来蓬勃增长，这与国家风电和光伏发电量占比的提升有直接关联。国际能源署的数据显示，不同国家根据风光发电量在整体电力系统中的占比，电力系统的发展可以划分为几个阶段。我们国家目前正处于第二至第三阶段的转型过程，在这一过程中，风光发电量占比预计从原有的13%提升至约15%，这种量的增长将引起质的变化。

整个电力系统受到的冲击将显著增加，带来对新型储能包括其他灵活性资源的投资显著提升。基于原理回归，我们预测到2025年和2030年，国内可能在火电、核电、水电等传统电源与装机之间出现系统缺口，且缺口将会相对较大。

具体预计来看，尽管历年最大负荷一直小于火电实际装机总量，但我们认为"十四五"期间将是"先立后破"。从2025年开始，预期每年增长约130吉瓦，但最大负荷增长速度从近年的8%-10%提升至约7%。如果未来最大负荷需求增长仍维持这一比例，每年增长将远大于火电年装机规模。

在考虑到最大负荷出现时间，通常会是夏季晚上。那时，风电输出较低，晚上光伏发电不可靠。假定火电保障系数为80%，核电为90%，水电根据当前利用率设定为40%，我们测算出到2025年和2030年将分别出现150吉瓦和618吉瓦的缺口。

2. 储能交易提升行业集中度

在考虑到国家对于抽水蓄能系统的大力发展，结合国家25年和30年的发展规划，我们估算出2025年和2030年，新型储能的累计需求将分别达到88GWh和500GWh。这为我们后续对市场空间的评估提供了基础框架。

从自下而上的角度来看，关注国内每月储能EPC项目的中标量和招标量是至关重要的。一般项目从招标到中标需1到2个月，从中标到装机完成大约需3个月。因此，通过追踪今年10月份的中标量及八九月份的招标量，可以预测明年的装机情况。

我们注意到今年四季度，特别是10月份中标数据同比略有下降，而11月份数据仅统计了上旬，若全月数据呈增长态势，则整体情况将有所好转。对于明年一季度，我们预计招标和中标的数量将保持相对今年的增长趋势，如果一季度的数据符合预期，并且中标价格相对稳定，我们可以期待储能市场的反弹。

我们分析了储能系统和电芯的价格走势，及其之间的价差。今年大部分储能系统的中标价下降主要是由于电芯成本的降低驱动，但自三季度以来系统和电芯之间的价差在价战影响下略有降低。尽管如此，价格差异自7月份以来相对稳定，表明制造商的盈利能力基本上维持不变。

我们进一步分析了火电翻新项目以及其他消纳资源是否会替代新型储能。计算结果显示，若仅基于新能源部署要求并配合新型储能，相对于火电改造项目，新型储能的经营性更强。例如，每建设1MW的储能可支持5至10倍的新能源装机。

内蒙古的火电改造项目显示，若只进行调节改造，新增的调节容量仅占总容量的20%-25%，也只对应同等比例的新能源装备能力。从经济角度来看，新能源搭配储能具有更明显优势。

在美国市场，今年的并网延迟问题尤为突出，导致计划中的许多项目取消了后续建设和并网规划。EIA每月的储能装机预测通常未能达到预期。然而，对于项目详细进度的分析表明，已开工的项目很少会出现中途放弃并网的情况。根据10月底的数据，已开工项目规模同比增长了64%，这对明年美国储能装机速度的增长有积极预示。

从更长远的角度来看，美国并网项目面临的困难部分源于电网老化和繁琐的并网流程。此外，信贷利率相对较高也是一个影响因素。但随着利率可能见顶并进入降息周期，有望促进积压项目的释放，这为储能、风电和光伏项目提供了正面预期。

3. 储能行业需求与盈利分析

在欧洲储能的发展上，我们主要参考了欧洲储能协会的预测数据。数据显示，自二〇二三年起至二〇二五年，欧洲市场有望迎来快速增长。不同于以往以户主为主导的市场，这标志着市场的一大转变。基于分析，我们预测全球储能需求在未来五年将以37%的年复合增长率增长。

然后，我们关注海外成熟储能市场的运行模式。分析表明，在英国、加州和澳大利亚等地，储能项目多采取“一冲一放”或“两冲两放”的运营模式。这些项目的盈利来源主要有两个方面：一是现货交易所得的电能量收益，二是辅助服务需求，特别是调频服务在英国占据很大比重。此外，在极端天气下，例如加州的热浪期或澳大利亚电网故障时，储能提供的应急调频响应有可能带来超额收益。这种市场环境下，储能系統展现出的灵活性优势，能为业主带来可观的回报率。

中国在推进电力市场改革和现货市场发展方面，已发布国家层面的重大政策，并为各省区开展电力现货市场试运行设立了具体时间表。这对电改的持续推进是极为利好的。以山东为例，已有一年以上的电力现货市场运行经验。从山东的数据来看，储能在市场中进行峰谷套利以实现电能量交易收入已具备成熟技术。过去一年的运行显示，两小时储能系统在峰谷差价上可达到每度电0.35元的水平，虽然与国外的相比略显弱势。

国内外的价格差异显著：在国内山东的峰谷套利可达0.35元/度电，而英国至少可达0.7元/度电，美国则可能超过1元/度电。由于中国的电力现货市场仍处于试运行阶段，电价上限通常设定较低，大多在1.5元/度电左右。海外的上限则更高或无上限，而下限由于风电光伏发电量的占比尚不如欧洲，也没有那么高。预计随着风电、光电发电站占比的提高和充电桩的普及，电价价差将逐步放大。

此外，我们通过对比各国储能项目的预期年收入，发现山东项目经济性与海外相差无几，尤其是当考虑到中国储能建设成本较低时。目前，储能项目在中国仅能参与现货市场，而未能得益于辅助服务调频市场。但从八、九月份的政策来看，山东和广东都在探索储能参与现货市场和辅助服务市场。预期加入辅助服务市场收益后，储能项目的经济性将显著改善。

我们还注意到，由于国外储能项目经济性良好，业主在采购中更关注全生命周期的经济性，而不仅仅考虑初始投资成本。例如，美国加州政府在评估储能项目时，会特别考虑投入产出比，规范未来储能采购。随着中国电力市场化体系的完善，相似的采购决策倾向于考虑全生命周期的经济性，预计将有利于整个行业的发展。

储能项目地理位置的不同显著影响了电网的调度率和项目收益，这部分解释了为何国内储能项目如此密集和激进，即使不盈利，也有动力去开展项目。

4. 交易需求提高储能门槛与集中度

因此，我们认为不论是业主方还是设备供应商，他们正在大规模地争夺靠近关键输电线路或大型风电基地的优质储能站点，以期获得更高的收益。我们预见国内的现货市场未来交易难度将会增加。目前山东的电力现货市场采用报量而非报价模式，即按每15分钟报送充放电量，将一天分成96个时间节点，却没有考虑价格因素。然而，不论是广东、山西的电力项目试点，还是国外实际采用的模式，都开始采取报量并报价的交易模式。报量报价模式将大幅增加交易难度。

最简单而直接的例子是，在电价较高时，大多数项目都希望卖电，但此时需要报出相对较低的价格才能确保交易成功撮合。这就要求储能参与者对未来的电价进行更长期的预测，并考虑市场参与者之间的策略博弈，因此交易整体难度显著提升。

我们回顾了2011年左右光伏组件行业的情况，当时与现在储能集成商经历的价格战相似。在价格战中，各厂商的海外收入比例、对高毛利市场的开拓能力，以及自身成本控制能力，对厂商的生存状况有重要影响；而厂商的资金实力和负债水平则决定了能否在价格战中生存下来。从2011年价格战爆发至2012和2013年，光伏组件全球格局开始向头部企业集中。因此，有观点认为到2024年储能行业也会经历一波市场出清，预计到2025年行业格局将得到优化。我们对国内储能集成商的市场格局进行了分析，目前市场相当分散，前三大国内集成商的市场占有率约为30%至36%，前十大厂商占有率不足70%。

成本控制能力是不同厂商之间的一个显著差异。对于那些除了电池以外其他设备均自产的厂商，可以获得超过10%的毛利率。那些以电池生产为主并进行系统集成的厂商，毛利率可能接近15%。即使在价格战的背景下，他们仍具有较好的成本优势以应对市场竞争。然而，今年涌入市场的一些新厂商，如果没有实际的生产制造能力，纯粹作为集成商参与，其毛利率若不到10%，未来将承受极大的亏损压力。

海外储能集成商趋势显著，他们的主要宣传是提供参与电量交易投标的软件及电价预测算法。这表明储能系统的竞争已转向软件和算法层面，行业集中度可能将明显提升。软件和算法的优势并非所有厂商能够具备，且在国内的一些厂商中，只有那些出海并做得不错的厂商，可能在软件研发上有更高的重视程度。

此外，我们预计未来对于新技术的售后和质保风险将成为促进行业发展的关键因素。参照过去铅酸电池时代的情况，可能在一至两年后出现的产品质量问题及其对厂商带来的售后和质保风险，曾是行业发展的主要驱动力之一。我们通过某些统计数据发现，67个储能项目平均1.5年后出现事故，因此预计在2024至2025年，许多厂商，尤其是安全配套设施不完善的厂商，将面临较大的质保赔偿压力。

我们还统计了各厂商的研发费用和费用率，以及人均研发投入，我们认为后者可能是一个重要指标。可以看到头部厂商与中游厂商之间的研发投入绝对值有显著差异。例如金盘科技和南都电源等厂商，在人均研发投入上处于行业领先地位。技术差别通常在公开招标过程中没有明确的评判标准，厂商的选择更多基于价格和往绩表现。

5. 交易与技术双轴驱动储能集中

目前储能项目的运行规模方面，我们认为其中一个重要评价维度是各个厂商参与国家标准制定的情况。我们详细考察了众多厂商，并发现包括宁德时代、南都电源、阳光电源、智光电气等在内的厂家处于行业技术标准制定的前列，可以称之为标准引领者。这一方面体现了它们在储能技术领域的领先地位。

我们还分析了各厂商今年以来的出海情况，以及它们的资金实力。出海对厂商来说是一个高门槛，这不仅要依赖现有的销售渠道，如光伏和电力系统建设渠道，而且还需要强大的资金实力。那些已经实现出海的厂商，如阳光电源、南都电源、科陆电子和金风科技，他们未来储能市场的发展潜力值得特别关注。资金实力方面，通过分析三季度报告中的在手货币资金、交易性金融资产以及有息负债，我们发现头部企业和其他企业之间有明显的差距。

就投资建议而言，我们更倾向于关注PCS（能量转换系统）和温控领域的企业。上能电气在变流器行业持续保持较快的产品迭代速度和成本降低效果，比起纯粹的经销商有明显优势。我们预计，尽管比亚迪和华为科技等厂商也生产储能变流器，但它们在实际采购时，仍倾向于选择性价比高的外部产品。因此，在整个储能行业竞争激烈的背景下，尚能电气已经在国内市场占据超过20%的份额，并有望继续增长。

另外，温控领域也极具发展前景，这主要是由于储能系统向液冷转换，增强了设备供应商与客户之间的粘性。温控技术在早期设计中的集成程度提高，要求供应商与客户共同开发新产品，这无疑提升了市场进入的门槛。领先的供应商已经在头部集成商的供应链中占有一席之地，这为他们未来的增长奠定了基础。

总的来说，以上就是我们关于储能行业的深入分析简报。我们欢迎投资者与国联经济团队保持联系，进行进一步的交流和沟通。