成本和容量优势推动抽水蓄能破局储能电池、逆变器业绩弹性“可观”

叶文辉

全球来看，以欧洲为代表的海外市场受电价上涨影响，储能经济性大幅提升，今年户用储能市场迎来大爆发。国内方面，由于峰谷价差套利空间有限，目前储能发展更多还是靠政策强制配套拉动，其中具有成本和能量优势的抽水蓄能率先打开局面。

截至2021年底，我国抽水蓄能装机和在建容量分别达36.39GW、61.53GW，均居世界首位。在各类储能形式中，抽水蓄能由于成本和容量优势突出，短期得到率先发展。根据测算，目前抽水蓄能度电成本仅0.33元/千瓦时，显著低于压缩空气和电化学等储能方式，其中像电化学储能的度电成本仍高于0.5元/千瓦时，虽然后者仍在快速迭代逐步降低成本。

当前国内已纳入规划的抽水蓄能装机容量为814GW，预计十四五期间核准并达到开工条件的项目容量270GW，其中单2022年核准的容量预计便有45GW。目前抽水蓄能领域值得关注的主线包括EPC、发电设备以及储能运营商。

EPC方面，中国电建是抽水蓄能建设的领军者，设计份额约占国内抽水蓄能规划90%，建设份额约占80%。公司2020/2021年新签抽水蓄能业务合同45/202亿元，今年上半年新签129亿元，增长显著；加上公司新能源电力建设业务也大幅受益于风光发展，因此公司过去两年新签基建合同增速是五大传统建筑公司中最高的。发电设备方面，东方电气是抽蓄机组主要设备厂商，当前国内市场份额约四成；抽水蓄能外，作为煤电机组市占率30%的厂商，随着今明两年煤电审批加速，预计还将受益于煤电设备量价齐升。

此外，作为全市场惟一储能运营商南网储能，公司近期刚完成资产置换，南方电网将旗下的抽水蓄能、调峰水电以及独立储能资产注入公司，在抽水蓄能方面，目前公司拥有5座装机容量合计788万千瓦的在运营电站。根据规划目标和建设节奏，预计公司到2025/2030年末的抽蓄机组规模将达到1400/3000万千瓦，对应装机CAGR增速将近20%。此外，随着明年开始两部制电价全面覆盖抽蓄电站，叠加电力现货市场逐步放开，预计购售电价差将逐步扩大，未来有望全面改善抽蓄电站盈利情况。

对比看，虽然当前国内电化学储能经济性不高，但海外户用储能在高电价背景下需求已出现爆发，短期户用储能出海标的迎来超强景气，擅长新能源投资的公募基金经理也普遍加大了对该板块配置比例，如泰达宏利王鹏，其管理的转型机遇与户储相关的占比三季度末增至17%。

在電化学储能中，看好业绩弹性大的储能电池和逆变器两大环节。

储能电池方面，脱胎于中兴通讯的派能科技是全球第二大家用储能锂电品牌，公司自产电芯并进行销售，市场份额仅次于特斯拉；前三季度实现营收/净利润同比增长175%/156%。具体来看，前三季度派能产品销量2.2GWh，同比增长128%，折合单GWh价格同比提升20%。单价提升是最大的业绩超预期点：众所周知，新能源持续降本增效是行业发展铁律，过去几年也确实在不断降价，未成想到今年欧洲电力供应的紧张大幅改变当地对储能产品的需求，进而给我们的储能企业提供量价齐升良机。

在逆变器环节，由于储能逆变器与光伏逆变器（并网逆变器）技术同源，因此逆变器厂商往往同时开展两项业务。不过，储能逆变器单瓦价值量/利润比光伏逆变器高2-3倍，中长期储能渗透率提升将为逆变器厂商提供持续的增长动力。目前从事逆变器生产的厂商中，储能业务占比由高到低分别为德业股份44%、阳光电源26%、固德威20%、锦浪科技6%，其中，从事户储逆变器的德业、固德威和锦浪今年是景气大年，预计明年景气也还将延续；而阳光电源所生产的储能逆变器主要应用于分布式与地面电站，与本轮欧洲户用储能的高景气关系不大，不过接下来中美对地面大型储能的配套政策，或许将助推地面大储2023年的景气。

一方面，新能源发电与用电高峰的错位决定了储能的价值。新能源发电与用电的不匹配体现在两个方面：一是季节错配，春秋两季新能源出力高峰对应用电需求低谷，夏冬用电高峰对应新能源出力低谷；二是日内错配，上午和晚上两大用电高峰，但风光发力又分别在凌晨和中午。

因此，新能源装机的持续提升加大了配套储能进行调峰的必要性。现阶段我国电力灵活性调节资源匮乏，早前的数据，截至2020年末灵活电源占比不足6%，远低于美国的40%。

数据来源：Wind

另一方面，储能行业繁荣离不开经济性助推。当前国内灵活电源装机之所以不足，核心在于峰谷电价的价差尚不具备明显套利空间。反观欧洲在俄乌冲突和能源危机催化下，户用储能经济性快速提升，带动了今年欧洲户储的超预期。不过原材料价格的高企抑制了包括国内和美国大型储能项目的装机需求，随着原材料价格拐点临近，地面大储或于2023年接替欧洲户储成为拉动储能需求的驱动力。其中，新能源发电侧储能有望成为国内率先放量的应用场景。

除此以外，共享储能方兴未艾，未来也有望贡献较大增量。无论是从电力调度角度还是从建设经济性角度，每个新能源电厂独立配建储能电站都不是最优整体解决方案，因此共享储能应运而生，收益来源也将更为丰富。目前部分省份的共享储能项目已具备一定经济性，未来峰谷价差的拉大将释放这部分装机潜力。