儲能電芯毛利潤20%

國內大儲情況如何？

國內工商業發展如何？

產業鏈的盈利情況？

新技術路線展望？

來看總結！

1、國內大儲：今年行業對國內儲能裝機量經歷了多次上調，目前22、23年裝機量已至12GWh+、20GWh+，同時10月國內儲能中標數據又超預期（不排除衝刺1230，但更多發貨大頭在明年上半年）。我們認爲，看未來2年國內大儲需求超預期的概率提高。而上週中電聯報告指出調研電化學儲能項目平均等效利用係數爲12.2%，新能源配儲係數僅爲6.1%，火電廠配儲能爲15.3%，電網儲能爲14.8%等，我們是擔心利用率的問題影響後期儲能發展，但根據這次交流，我們瞭解到主要還是前期項目小而雜影響運營（不願意調度等），現在項目都向100MW轉向，發展趨勢非常好。

2、國內工商業：起量明顯，得益於各地峰谷價差提升、分佈式能源裝機量達到規模後的VPP發展機會、用電量較大的工業園區&電動車充電站對電網造成的壓力；但當前發展最大問題是消防和住建，關注相關的規範政策出臺。

3、國內儲能產業鏈的盈利：關注底部可能逐步向上的電芯環節。

電芯盈利底部向上：大儲電芯環節毛利率20%（如鵬輝，考慮較低的費用率，淨利率可達10%；而今年年初毛利率指標約15-17%）、備電電芯在我們印象中是盈利能力最差的下游應用場景，但根據浙江能源局專家反饋中標價格提高和普利特反饋不僅近期中標價格提高，還進一步建立與碳酸鋰的在目前也同樣實現了毛利率可達20%（如普利特）；

系統/PCS毛利率略低於電芯供應商：當前大儲系統毛利率在15%左右（中天儲能反饋，淨利率可達7-8%，淨利率超我們預期）、PCS毛利率大儲/工商業分別在20%/30%左右（盛弘股份），毛利率略低主要系當前電芯供需關係較緊張帶來的議價能力，電芯價格的上漲主要由集成商、PCS企業承擔。

4、新技術方面：電芯向大容量發展的趨勢明顯，280Ah+電芯在大儲/工商業中的應用逐漸成爲主流： 大容量電芯可以有效減少儲能系統的並聯數量，從而降低電芯之間內阻不一致性帶來的衰減不同步問題（對應系統循環壽命和安全性）、降低生產成本。

大容量趨勢下，疊片工藝脫穎而出，對循環壽命、安全性幫助明顯，而目前生產節拍可達480ppm，當生產節拍穩定超480ppm，經濟性可與卷繞媲美。

散熱是大問題，今年最大的產業趨勢是液冷溫控滲透率提升明確，但接踵而來的是競爭加劇和下游的壓價，因此盈利層面更看好強調非標路線的寧德供應鏈。從調研情況看，出於降本需求，大部分集成商對溫控供應商的需求爲降價+標準化生產，因此溫控公司的議價權被削弱。但我們同樣看到寧德在開發液冷溫控供應商時，要求的定製化產線（細化到螺絲釘設計），如我們此前觀點，更高定製化意味着更高的客戶綁定能力和議價權，看好液冷趨勢下，綁定對非標要求更高集成商的溫控企業。

隨着項目量提高，往明年看安全性問題有望得到重視，PACK級別消防值得關注。

一、行業層面

1、國內大儲：當前時間點看未來2年需求，超預期概率明顯提高。

從年初以來，產業內對22年全年國內儲能裝機量預期經歷了多次上調：由最初的6-8GWh上調至目前的12GWh+，主要原因包括：

1）數據層面：今年上半年國內總裝機量不到1GWh，而至8月底，僅統計19家全國電力安全生產委員會企業（主要是央企，開工率有保障）的在建項目已達到8.77GWh，根據我們的測算，年底必須強配才能併網的風光電站對應需求約15GWh，隨着年底截止併網日期到來，國內儲能項目建設明顯加速。

2）分地區、應用場景看：

西北地區：配儲比例/時長進一步增加。棄風棄光率明顯提升、消納壓力大（21年蒙西棄風棄光率3.5%、8.9%；青海13.8%、10.7%），目前新疆發電側儲能配比25%、內蒙古配儲時長3小時以上才能拿到新能源指標。

分佈式光伏：山東棗莊爲典型，分佈式能源裝機量過大帶來了消納問題，必須強配提高光伏利用率；浙江紹興等地政策上鼓勵配儲，但實際上配儲才能優先拿指標+拿補貼。

海風：浙江東部爲典型，主要爲解決風電對電網的功率衝擊問題（對應調頻），政策上鼓勵配儲，但實際上基本要配6%-10%/1h的儲能。

獨立儲能：去年12月國家明確獨立儲能的市場主體地位，今年6月明確獨立儲能免收輸配電費，市場地位+收益模式捋順+五大四小的政治考覈要求，當前趨勢明確（目前招標項目中獨立儲能佔70%）。

3）從行業空間看：換電站角度看電網側儲能裝機量天花板在700GW。電網側獨立儲能通常建在換電站接入口，爲解決區域內的調峰調頻缺口，調研口徑看，我國當前有2800餘個縣，每個縣的換電站數量2-3個，假設單個換電站的網側儲能裝機容量爲100MW，對應我國網側儲能裝機量天花板可達700GW。

4）企業對國內儲能系統的23年整體出貨預期在60GWh+，測算對應裝機量30-42GWh：如中天儲能，預期今年、明年國內儲能系統整體出貨量在40-50GWh，60GWh+。儲能系統的裝機出貨比21年在50%左右，即以企業口徑，假設裝機出貨比50-70%，23年裝機量對應在30-42GWh。

當前產業內專家對明年國內儲能裝機量預期在20GWh+，但我們認爲，各地強配政策的收緊+強配比例/小時數增加+獨立儲能商業模式逐步捋順，裝機量超預期概率明顯提高。根據我們的測算，22-24年國內強配帶來的儲能需求15.3/31.7/57.7GWh。

圖：21-25年國內強配帶來的儲能需求測算

從各省目前規劃項目看，亦可證明我們的觀點。

示範項目總量達到9.5GW，開工率有保證：河北5GW；浙江1.4GW；山東二期3.1GW；示範項目一般會在2022年開工建設、2023年併網發揮作用。

廣西今年規劃了5.081GW/10.559GWh儲能規模，要求1.62GW/3.64GWh的示範項目在2023年6月前完工。

2、國內工商業：各地峰谷價差提升+分佈式能源裝機量達到規模後的VPP發展機會+用電量較大的工業園區&電動車充電站對電網造成的壓力，工商業起量趨勢明確。

工商業儲能成爲國內企業實現緊急備電、維持正常經營、降低能源支出的重要手段；部分城市的電價機制帶來了經濟性；分佈式能源達規模後帶來的VPP發展機會；三大因素有望驅動國內工商業儲能起量。

1）電價機制帶來經濟性：11月有16個地區的最大峰谷價差超過0.7元/kWh（當前儲能LCOS約0.63元/Wh），具備經濟性的省份不斷提升（10月有經濟性的省份是14個）。其中，廣東省（珠三角五市）、海南省的峰谷價差達到了1.26元/kWh、1.04元/kWh。從投資回報率看，江浙、廣東等經濟發達地區的投資回報週期集中在5-7年。

2）分佈式能源裝機量達到規模後的VPP發展機會：分佈式光伏、用戶側儲能、網側獨立儲能等分佈式能源裝機量不斷上升，達到規模後將能推動虛擬電廠發展機會，如採日能源計劃明年Q3-Q4在華東電網上線VPP業務。我們認爲，電力系統向”源網荷儲”一體化發展，構建多層級微電網與周邊用戶直接交易的虛擬電廠模式將隨着分佈式能源起量而跑通，驅動工商業儲能的裝機積極性。

3）已連續兩年發生限電問題，帶來用電高負荷的工業園區、充電站等的電力保供需求：據不完全統計，去年以來，廣東、江蘇、浙江等12個省市先後發佈限電通知，多個用電負荷較高的工業園區、企業因此承受了經濟損失。此外，充電樁層面，超充、快充趨勢亦將明顯增加用電負荷，進一步加劇對電網穩定性的衝擊。

二、產業鏈層面

1、國內儲能產業鏈的盈利能力有望超預期：

此前市場普遍觀點是國內儲能增速快，但產業鏈各企業難賺錢；本次調研後我們發現，實際上國內產業鏈並非不掙錢，如當前的電芯企業，且我們認爲未來下游業主方對儲能系統態度有望由價格優先轉爲品質優先：

1）電芯盈利能力穩定：電芯供需關係較緊張帶來了議價權。

大儲：當前電芯含稅價寧德等1.2-1.3元/Wh、鵬輝瑞浦等0.9元+/Wh，並啓用了碳酸鋰價格聯動機制，有效將成本壓力轉移至下游。根據我們的調研，當前大儲電芯毛利率基本在20%+（如鵬輝，考慮較低的費用率，淨利率可達10%）；

通信儲能：普利特2022年7月招標價格0.84元/wh(電芯+BMS，不含稅），目前價格上漲至1.1元/wh，原因系採購方改變採購規則，提高產品質量要求，並給電芯企業更好的價格。此外，通信儲能有調價機制，原材料漲價對電芯企業盈利影響減輕。通信儲能毛利率可達20%。

2）系統/PCS毛利率略低於電芯供應商，但未來有望向上：

當前大儲系統毛利率在15%左右（中天儲能，電芯自己做，pcs外採，但淨利率可達7-8%超預期）、PCS毛利率大儲/工商業分別在20%/30%左右（盛弘股份），盈利能力低於電芯，主要系電芯價格的上漲主要由集成商、PCS企業承擔。

往未來看，我們認爲考慮儲能裝機量的高增速、以及國內大儲商業模式逐步捋順，下游業主方對儲能系統態度有望由價格優先轉爲品質優先，系統、PCS供應商有望憑藉自身質量獲得議價權，帶動毛利率向上。

2、新技術方面：

1）電芯向大容量發展的趨勢明顯，280Ah+電芯在大儲/工商業中的應用逐漸成爲主流：

大容量電芯可以有效減少儲能系統的並聯數量，從而降低電芯之間內阻不一致性帶來的衰減不同步問題（對應系統循環壽命和安全性）、降低生產成本，且目前用於大儲的主流0.5C電芯對充放電倍率要求不高（與過去火儲聯調用2C電芯要求相區別），因而280Ah+電芯已逐漸成爲主流。從各企業佈局看：明年海辰、瑞浦將推300Ah電芯（工藝、尺寸兼容280Ah），億緯將推560Ah電芯（推測是280Ah的內部並聯+疊片）。

2）大容量趨勢下，疊片工藝脫穎而出：

傳統儲能電芯多用卷繞工藝，主要原因在於疊片電芯的製造成本略高於卷繞工藝，儲能電芯追求綜合性價比。

但製作高容量大體積的卷繞式電芯時，極片需要進行多次卷繞，由於極片的卷繞圈數過多，極片受到的彎折應力過大，容易導致正、負極片上的活性材料脫落，甚至引起極片的變形或斷裂，大大降低了高容量大體積卷繞式電芯的性能。因此大電芯更適合採用疊片工藝。

我們認爲，隨着大儲市場需求的爆發，大容量的儲能電芯基於其提升生產效率，降低總成本的優勢，有望成爲未來儲能電芯的趨勢，除億緯鋰能外，比亞迪（大刀片儲能）等有望逐步推出大容量疊片儲能電芯。後期可關注寧德切疊片的進展。

3）液冷趨勢明確，盈利層面更看好強調非標路線的寧德供應鏈：

根據產業內預測，國內大儲的液冷滲透率會從今年的10%-20%上升至明年的30-40%，25年或之前有望上升至55%-65%。隨着獨立儲能商業模式捋順，儲能電站利用率提高將是未來國內大儲的主要趨勢之一，因此產業內對全生命週期的經濟性關注度亦不斷提升。

但另一個角度我們也發現當前液冷系統的降價速度很快，主要系集成商趨向於將液冷系統的出貨價格與風冷基本持平，自己承擔液冷系統的溢價（對應犧牲約1%的毛利率），去打開液冷系統的市佔率，因此集成商對溫控供應商開始壓價。如近期開標的明年上半年陽光液冷訂單，水冷機組中標價格已降至5000萬元/GWh以下，我們推測對應溫控供應商的毛利率只有25%（目前溫控毛利率在30%+）。

我們認爲，溫控賽道更看好強調非標性的供應鏈（如寧德供應鏈）。從調研情況看，出於降本需求，大部分集成商對溫控供應商的需求爲降價+標準化生產，因此溫控公司的議價權被削弱。但我們同樣看到寧德在開發液冷溫控供應商時，要求的定製化產線（細化到螺絲釘設計），如我們此前觀點，更高定製化意味着更高的客戶綁定能力和議價權，看好液冷趨勢下，綁定對非標要求更高集成商的溫控企業。

4）PACK級別消防同樣值得關注：

實際上今年市場已有較多政府將出臺PACK級別消防的政策傳聞，我們認爲政策不及預期主要系今年真正運行的儲能項目較少、儲能商業模式未捋順、碳酸鋰/硅料等原材料成本壓力較大，因此出臺消防政策會削弱業主方的儲能裝機積極性。

而往明年看，產業內認爲今年投運的儲能項目明年將進入運行，對火災風險管理的重視程度有望上升；且考慮儲能項目商業模式逐步捋順、明年組件成本下降等，業主方對消防政策的接受程度有望上升，我們認爲，明年PACK級消防趨勢值得關注。

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來源：數說新能源