储能电芯毛利润20%

国内大储情况如何？

国内工商业发展如何？

产业链的盈利情况？

新技术路线展望？

来看总结！

1、国内大储：今年行业对国内储能装机量经历了多次上调，目前22、23年装机量已至12GWh+、20GWh+，同时10月国内储能中标数据又超预期（不排除冲刺1230，但更多发货大头在明年上半年）。我们认为，看未来2年国内大储需求超预期的概率提高。而上周中电联报告指出调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%等，我们是担心利用率的问题影响后期储能发展，但根据这次交流，我们了解到主要还是前期项目小而杂影响运营（不愿意调度等），现在项目都向100MW转向，发展趋势非常好。

2、国内工商业：起量明显，得益于各地峰谷价差提升、分布式能源装机量达到规模后的VPP发展机会、用电量较大的工业园区&电动车充电站对电网造成的压力；但当前发展最大问题是消防和住建，关注相关的规范政策出台。

3、国内储能产业链的盈利：关注底部可能逐步向上的电芯环节。

电芯盈利底部向上：大储电芯环节毛利率20%（如鹏辉，考虑较低的费用率，净利率可达10%；而今年年初毛利率指标约15-17%）、备电电芯在我们印象中是盈利能力最差的下游应用场景，但根据浙江能源局专家反馈中标价格提高和普利特反馈不仅近期中标价格提高，还进一步建立与碳酸锂的在目前也同样实现了毛利率可达20%（如普利特）；

系统/PCS毛利率略低于电芯供应商：当前大储系统毛利率在15%左右（中天储能反馈，净利率可达7-8%，净利率超我们预期）、PCS毛利率大储/工商业分别在20%/30%左右（盛弘股份），毛利率略低主要系当前电芯供需关系较紧张带来的议价能力，电芯价格的上涨主要由集成商、PCS企业承担。

4、新技术方面：电芯向大容量发展的趋势明显，280Ah+电芯在大储/工商业中的应用逐渐成为主流： 大容量电芯可以有效减少储能系统的并联数量，从而降低电芯之间内阻不一致性带来的衰减不同步问题（对应系统循环寿命和安全性）、降低生产成本。

大容量趋势下，叠片工艺脱颖而出，对循环寿命、安全性帮助明显，而目前生产节拍可达480ppm，当生产节拍稳定超480ppm，经济性可与卷绕媲美。

散热是大问题，今年最大的产业趋势是液冷温控渗透率提升明确，但接踵而来的是竞争加剧和下游的压价，因此盈利层面更看好强调非标路线的宁德供应链。从调研情况看，出于降本需求，大部分集成商对温控供应商的需求为降价+标准化生产，因此温控公司的议价权被削弱。但我们同样看到宁德在开发液冷温控供应商时，要求的定制化产线（细化到螺丝钉设计），如我们此前观点，更高定制化意味着更高的客户绑定能力和议价权，看好液冷趋势下，绑定对非标要求更高集成商的温控企业。

随着项目量提高，往明年看安全性问题有望得到重视，PACK级别消防值得关注。

一、行业层面

1、国内大储：当前时间点看未来2年需求，超预期概率明显提高。

从年初以来，产业内对22年全年国内储能装机量预期经历了多次上调：由最初的6-8GWh上调至目前的12GWh+，主要原因包括：

1）数据层面：今年上半年国内总装机量不到1GWh，而至8月底，仅统计19家全国电力安全生产委员会企业（主要是央企，开工率有保障）的在建项目已达到8.77GWh，根据我们的测算，年底必须强配才能并网的风光电站对应需求约15GWh，随着年底截止并网日期到来，国内储能项目建设明显加速。

2）分地区、应用场景看：

西北地区：配储比例/时长进一步增加。弃风弃光率明显提升、消纳压力大（21年蒙西弃风弃光率3.5%、8.9%；青海13.8%、10.7%），目前新疆发电侧储能配比25%、内蒙古配储时长3小时以上才能拿到新能源指标。

分布式光伏：山东枣庄为典型，分布式能源装机量过大带来了消纳问题，必须强配提高光伏利用率；浙江绍兴等地政策上鼓励配储，但实际上配储才能优先拿指标+拿补贴。

海风：浙江东部为典型，主要为解决风电对电网的功率冲击问题（对应调频），政策上鼓励配储，但实际上基本要配6%-10%/1h的储能。

独立储能：去年12月国家明确独立储能的市场主体地位，今年6月明确独立储能免收输配电费，市场地位+收益模式捋顺+五大四小的政治考核要求，当前趋势明确（目前招标项目中独立储能占70%）。

3）从行业空间看：换电站角度看电网侧储能装机量天花板在700GW。电网侧独立储能通常建在换电站接入口，为解决区域内的调峰调频缺口，调研口径看，我国当前有2800余个县，每个县的换电站数量2-3个，假设单个换电站的网侧储能装机容量为100MW，对应我国网侧储能装机量天花板可达700GW。

4）企业对国内储能系统的23年整体出货预期在60GWh+，测算对应装机量30-42GWh：如中天储能，预期今年、明年国内储能系统整体出货量在40-50GWh，60GWh+。储能系统的装机出货比21年在50%左右，即以企业口径，假设装机出货比50-70%，23年装机量对应在30-42GWh。

当前产业内专家对明年国内储能装机量预期在20GWh+，但我们认为，各地强配政策的收紧+强配比例/小时数增加+独立储能商业模式逐步捋顺，装机量超预期概率明显提高。根据我们的测算，22-24年国内强配带来的储能需求15.3/31.7/57.7GWh。

图：21-25年国内强配带来的储能需求测算

从各省目前规划项目看，亦可证明我们的观点。

示范项目总量达到9.5GW，开工率有保证：河北5GW；浙江1.4GW；山东二期3.1GW；示范项目一般会在2022年开工建设、2023年并网发挥作用。

广西今年规划了5.081GW/10.559GWh储能规模，要求1.62GW/3.64GWh的示范项目在2023年6月前完工。

2、国内工商业：各地峰谷价差提升+分布式能源装机量达到规模后的VPP发展机会+用电量较大的工业园区&电动车充电站对电网造成的压力，工商业起量趋势明确。

工商业储能成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段；部分城市的电价机制带来了经济性；分布式能源达规模后带来的VPP发展机会；三大因素有望驱动国内工商业储能起量。

1）电价机制带来经济性：11月有16个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh（当前储能LCOS约0.63元/Wh），具备经济性的省份不断提升（10月有经济性的省份是14个）。其中，广东省（珠三角五市）、海南省的峰谷价差达到了1.26元/kWh、1.04元/kWh。从投资回报率看，江浙、广东等经济发达地区的投资回报周期集中在5-7年。

2）分布式能源装机量达到规模后的VPP发展机会：分布式光伏、用户侧储能、网侧独立储能等分布式能源装机量不断上升，达到规模后将能推动虚拟电厂发展机会，如采日能源计划明年Q3-Q4在华东电网上线VPP业务。我们认为，电力系统向”源网荷储”一体化发展，构建多层级微电网与周边用户直接交易的虚拟电厂模式将随着分布式能源起量而跑通，驱动工商业储能的装机积极性。

3）已连续两年发生限电问题，带来用电高负荷的工业园区、充电站等的电力保供需求：据不完全统计，去年以来，广东、江苏、浙江等12个省市先后发布限电通知，多个用电负荷较高的工业园区、企业因此承受了经济损失。此外，充电桩层面，超充、快充趋势亦将明显增加用电负荷，进一步加剧对电网稳定性的冲击。

二、产业链层面

1、国内储能产业链的盈利能力有望超预期：

此前市场普遍观点是国内储能增速快，但产业链各企业难赚钱；本次调研后我们发现，实际上国内产业链并非不挣钱，如当前的电芯企业，且我们认为未来下游业主方对储能系统态度有望由价格优先转为品质优先：

1）电芯盈利能力稳定：电芯供需关系较紧张带来了议价权。

大储：当前电芯含税价宁德等1.2-1.3元/Wh、鹏辉瑞浦等0.9元+/Wh，并启用了碳酸锂价格联动机制，有效将成本压力转移至下游。根据我们的调研，当前大储电芯毛利率基本在20%+（如鹏辉，考虑较低的费用率，净利率可达10%）；

通信储能：普利特2022年7月招标价格0.84元/wh(电芯+BMS，不含税），目前价格上涨至1.1元/wh，原因系采购方改变采购规则，提高产品质量要求，并给电芯企业更好的价格。此外，通信储能有调价机制，原材料涨价对电芯企业盈利影响减轻。通信储能毛利率可达20%。

2）系统/PCS毛利率略低于电芯供应商，但未来有望向上：

当前大储系统毛利率在15%左右（中天储能，电芯自己做，pcs外采，但净利率可达7-8%超预期）、PCS毛利率大储/工商业分别在20%/30%左右（盛弘股份），盈利能力低于电芯，主要系电芯价格的上涨主要由集成商、PCS企业承担。

往未来看，我们认为考虑储能装机量的高增速、以及国内大储商业模式逐步捋顺，下游业主方对储能系统态度有望由价格优先转为品质优先，系统、PCS供应商有望凭借自身质量获得议价权，带动毛利率向上。

2、新技术方面：

1）电芯向大容量发展的趋势明显，280Ah+电芯在大储/工商业中的应用逐渐成为主流：

大容量电芯可以有效减少储能系统的并联数量，从而降低电芯之间内阻不一致性带来的衰减不同步问题（对应系统循环寿命和安全性）、降低生产成本，且目前用于大储的主流0.5C电芯对充放电倍率要求不高（与过去火储联调用2C电芯要求相区别），因而280Ah+电芯已逐渐成为主流。从各企业布局看：明年海辰、瑞浦将推300Ah电芯（工艺、尺寸兼容280Ah），亿纬将推560Ah电芯（推测是280Ah的内部并联+叠片）。

2）大容量趋势下，叠片工艺脱颖而出：

传统储能电芯多用卷绕工艺，主要原因在于叠片电芯的制造成本略高于卷绕工艺，储能电芯追求综合性价比。

但制作高容量大体积的卷绕式电芯时，极片需要进行多次卷绕，由于极片的卷绕圈数过多，极片受到的弯折应力过大，容易导致正、负极片上的活性材料脱落，甚至引起极片的变形或断裂，大大降低了高容量大体积卷绕式电芯的性能。因此大电芯更适合采用叠片工艺。

我们认为，随着大储市场需求的爆发，大容量的储能电芯基于其提升生产效率，降低总成本的优势，有望成为未来储能电芯的趋势，除亿纬锂能外，比亚迪（大刀片储能）等有望逐步推出大容量叠片储能电芯。后期可关注宁德切叠片的进展。

3）液冷趋势明确，盈利层面更看好强调非标路线的宁德供应链：

根据产业内预测，国内大储的液冷渗透率会从今年的10%-20%上升至明年的30-40%，25年或之前有望上升至55%-65%。随着独立储能商业模式捋顺，储能电站利用率提高将是未来国内大储的主要趋势之一，因此产业内对全生命周期的经济性关注度亦不断提升。

但另一个角度我们也发现当前液冷系统的降价速度很快，主要系集成商趋向于将液冷系统的出货价格与风冷基本持平，自己承担液冷系统的溢价（对应牺牲约1%的毛利率），去打开液冷系统的市占率，因此集成商对温控供应商开始压价。如近期开标的明年上半年阳光液冷订单，水冷机组中标价格已降至5000万元/GWh以下，我们推测对应温控供应商的毛利率只有25%（目前温控毛利率在30%+）。

我们认为，温控赛道更看好强调非标性的供应链（如宁德供应链）。从调研情况看，出于降本需求，大部分集成商对温控供应商的需求为降价+标准化生产，因此温控公司的议价权被削弱。但我们同样看到宁德在开发液冷温控供应商时，要求的定制化产线（细化到螺丝钉设计），如我们此前观点，更高定制化意味着更高的客户绑定能力和议价权，看好液冷趋势下，绑定对非标要求更高集成商的温控企业。

4）PACK级别消防同样值得关注：

实际上今年市场已有较多政府将出台PACK级别消防的政策传闻，我们认为政策不及预期主要系今年真正运行的储能项目较少、储能商业模式未捋顺、碳酸锂/硅料等原材料成本压力较大，因此出台消防政策会削弱业主方的储能装机积极性。

而往明年看，产业内认为今年投运的储能项目明年将进入运行，对火灾风险管理的重视程度有望上升；且考虑储能项目商业模式逐步捋顺、明年组件成本下降等，业主方对消防政策的接受程度有望上升，我们认为，明年PACK级消防趋势值得关注。

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来源：数说新能源