长江证券：商业模式和经济性优化，国内大储爆发拐点愈发临近，"从零到一"的环节投Zi弹性最大
【本文来自持牌证券机构，不代表平台观点，请独立判断和决策】
长江证券指出，今年以来国内储能行业在政策和需求推动下，商业模式逐步优化，经济性逐步转好，爆发拐点愈发临近，其中"从零到一"的投Zi机会值得重视。
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长江证券指出，今年以来国内储能行业在政策和需求推动下，商业模式逐步优化，经济性逐步转好，爆发拐点愈发临近，其中"从零到一"的投Zi机会值得重视。
1）现状：商业模式优化，新一轮增长的拐点
较于可再生能源的引领全球，国内储能的发展是有所滞后的，国内表前柿场储能发展滞后的本质原因是商业模式不清晰国内电价机制仍未柿场化，储能的大部fen成本由可再生能源企业内部消化，无疑对商业模式的确定性、产业链营利空间造成影响。
随着政策推动以及商业模式逐渐完善，推动装机开始高增长。

2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，在2020-2021年带动国内储能柿场修复；2022年独立储能成为国内新的商业模式，拉动储能装机增速再度抬升。


2）展望：从量到利，多因子共振的景气加速
2021年国内储能装机约4GWh，2022年产业积极推动项目落地，1-8月中标星已达9.6GWh，预计全年落地的项目将超过12GWh，需求增长已明显提速。
但更重要的是支撑国内储能增长的商业模式已有根本性变化，此前参与的主体是电源侧配储，储能利用率极低，仅作为可再生能源并网的"路条，因而也导致了劣币驱逐良币;但今年招标的项目有近70%是独立储能，形成了有效的商业模式，其收益来源点包括:

①可再生能源为获取并网条件，支付的容量租赁费;
②地方政策给予的容量补偿收益;
③现货柿场交易的价差收益;
④部fen省份能够获取调峰调频等辅助服务收益。

在成体系的营利框架下，国内储能产业链预见曙光。


峰谷价差拉大将显著提升用户侧削峰填谷的经济性。
据测算，目前国内主要省份的峰值负荷合计在1000-1200GW，假设凭借最大系统峰谷差率达到30%，考虑一定的冗余下，预计对应的错峰功率将达到200GW，假设其中60-80%的错峰需要电化学储能调节，备电时长2-3h，则对应的用户侧储能柿场空间达到240-480GWh，提供了广阔的增长空间。
总体来看，预计国内储能2025年超100GWh，未来几年的行业增长都是100%以上。


3）投Zi：弹性为先，重视从零到一机会
①储能EPC：循环寿命、系统效率是差异化的关键
储能EPC目前来看仍有差异化，原因是储能系统涉及到薮千颗电芯的集成、复杂的充放电策略，且经济性对系统循环寿命、能量转换效率的敏感性高。目前储能电芯能够实现7000-8000次的循环，但系统层面的差距可能是4000次与6000次，对经济性影响较大。
储能EPC有低压塔式、高压级联、智能模块等不同技术路线，目前看传统方案是低压塔式，高压级联通过减少变压器提高转换效率、通过串联高电压方案减少损耗；智能模块则通过EMS、BMS、热管理的精确控制，算法对电芯容量的模拟，实现循环和效率的提升。
②储能温控：技术升级、价值量提升的零部件环节
储能温控同样是国内储能的弹性方向，且相较于行业增长，温控的阿尔法一是来自技术进步，从风冷zou向液冷，价值量有望提升；二是参与的企业为传统行业龙头，企业质地较优，目前的格局相对稳定。

③储能电池逆变器：优质龙头持续受益于国内增长
储能锂电池、逆变器为储能系统中价值量最大的环节，fen别占到60%、10%的成本比重。从竞争格局上看，电池方面宁德时代份额约40%，亿纬、鹏辉、南都、海基、中航、海辰等有可观份额；逆变器方面上能、科华、索英、阳光、盛弘等出货靠前。