09计算机行业碳中和研究系列——电网储能IT核心三问.pdf-solarbe文库

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- 1 - 刘玉萍 liuyupingcmschina.com.cn S1090518120002 电网储能IT核心三问计算机行业碳中和研究系列（三）招商证券计算机 2022年7月21日证券研究报告| 行业深度报告信息技术 | 计算机报告日期2022年7月21日周翔宇 zhouxiangyucmschina.com.cn S1090518050001 - 2 - 核心观点本篇报告围绕电网侧储能为何进入快速发展期、储能产业链如何拆解、储能EPC的核心竞争要素及壁垒三个问题展开探讨政策支撑储能快速发展，EPC模式将成为储能行业未来发展趋势。今年，一系列政策加速推进储能行业市场化改革，新型储能商业模式逐渐清晰，独立储能参与电力市场机制得到完善，未来有望成为储能行业最具竞争优势的参与方式，至此储能投资有望从电源侧逐渐向电网侧及用户侧倾斜，我们判断储能建设将在“十四五”期间持续高景气。在当下储能电站建设规模越来越大、投资金额越来越高的环境下，对创新项目建设管理模式提出了新的要求从传统的管理模式，向先进、科学的管理模式转变，进而提高电网侧储能项目的建设效率，因此EPC的商业模式在储能建设中快速渗透。由于我国传统储能系统集成市场较为分散，我们认为能率先提供优质EPC服务的企业有望收获储能行业高增长红利，实现规模快速扩张。储能EPC的核心竞争力在于前期规划设计、后期并网测试以及EMS。参与前期工作有助于EPC企业在招投标环节顺利拿下项目。在项目初期，由于业主方/投资方对电源侧和电网侧了解不深入，通常会邀请第三方单位（EPC企业）给业主方提供前期研究和方案设计，因此，对储能电站选址规划、方案设计以及前期建模能力是EPC企业的竞争壁垒。后期储能并网测试是稀缺资源，只有具备电源侧及电网侧调试资质的公司能承接相关业务，大容量储能移动并网测试装置是储能并网测试的关键之一。此外，我们认为EMS是储能系统集成的关键技术，EMS需要了解电网的运行特点和核心诉求，并应用在多个不同领域。在众多具备储能EPC能力的企业中，我们认为南网科技竞争格局突出。南网科技服务电力市场多年，对电力系统的需求、电网调度等充分了解，先后承接了多个电化学储能标杆项目；公司是国内少数同时拥有“电源特级调试资质”和“电网特级调试资质”的企业，具备提供电力能源系统从电源、电网到用户侧的全链条的技术服务能力，也是国内少数能提供储能现场的并网试验的单位。此外，公司在储能领域积累多年，核心技术包括储能热管理及消防技术、电力电子系统高精度建模及测试技术、能量管理及优化控制技术等，公司建成的储能电站在年投运天数、运行性能、能量效率、可靠性、安全性等方面，都是处于国内领先的水平。南网科技背靠南方电网，业务需求强保障。通过公开招投标信息，广东省内储能电站规划项目已经超过50亿，南网科技作为南方电网体系内唯一的储能EPC企业，在项目争揽上有竞争优势。此外，南网科技作为南方电网集团下属四家单位联合采购牵头方，发布22至24年储能电池框架采购招标公告，预计规模达到5.56GWh，侧面印证南网系储能需求强劲，南网科技储能业务增长前景可期。风险提示储能行业发展不及预期；储能行业上游涨价；行业竞争加剧风险。资料来源招商证券 - 3 - 一、为什么当前我国新型储能进入快速发展期 1.1 新型储能是实现双碳和能源革命的关键支撑技术 1.2 政策推动我国新型储能快速发展 1.3 新型储能电站商业模式逐渐清晰 1.4 独立储能电站机制完善 1.5 多地启动独立储能电站建设 1.6 电化学储能是新型储能的中坚力量二、储能产业链环节如何拆解三、储能EPC的核心竞争要素及壁垒目录 - 4 - 1.1 新型储能是实现双碳和能源革命的关键支撑技术新型储能是实现双碳目标和能源革命的关键支撑技术，是我国新型电力系统重要组成部分储能系统在新型电力系统建设中至关重要。根据通用电气发布的GE中国能源转型白皮书，构建有更强新能源消纳能力的新型电力系统，是“十四五”以及未来中国能源转型、实现“双碳”目标的工作主线之一。在已有基础上，未来可再生能源发电比例还将继续提高，这对我国电力系统带来新的挑战，需要兼顾当下及未来的电力消费需求和趋势。其中，以抽水蓄能、新型储能为代表的调节性电源不可或缺，将迎来新的发展机遇。根据南方电网广西电力科学研究院，储能可进行大规模容量充放电，能有效地满足新能源大规模接入和用户用能方式升级带来的系统平衡新需求，支撑新型电力系统长时间尺度电力电量供需平衡，提高电力系统的安全性。目前，储能已在电力系统的发、输、配、用等各个环节均发挥重要作用，具有广泛的应用前景。加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等，根据国家能源局公开信息，新型储能具备建设周期短、选址简单灵活、调节能力强等特点，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显。资料来源GE中国能源转型白皮书、南方电网广西电力科学研究院、国家能源局、招商证券抽水蓄能电站新型储能电站建设周期水蓄能电站建设周期通常为6至8年新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年选址和应用场景抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充调节响应能力抽水蓄能响应时间一般在7分钟以上新型电化学储能的反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应表抽水蓄能与新型储能电站对比 - 5 - 2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发“十四五”新型储能发展实施方案。方案指出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段。新型储能技术创新能力显著提高。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。 1.2 政策推动我国新型储能快速发展应用场景细节电源侧在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站。依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用。结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究。电网侧在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能。在供电能力不足的偏远地区，如新疆、内蒙古、西藏等地区的电网末端，合理布局电网侧新型储能或风光储电站。用户侧围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，以及具备条件的农村用户，依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中应用，提高用能质量，降低用能成本。新型储能多元化应用通过优化整合本地电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，探索不同技术路径和发展模式，鼓励源网荷储一体化项目开展内部联合调度。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展，支撑综合智慧能源系统建设。表“十四五”推动新型储能规模化发展资料来源“十四五”新型储能发展实施方案、招商证券 - 6 - 1.3 新型储能电站商业模式逐渐清晰应用场景商业模式电源侧储能企业与发电企业双方以合同能源管理（EMC）模式根据自动增益控制（AGC）净增量收益或项目利润为基础进行利益分成。电网侧 ①经营性租赁模式。电网公司租赁第三方供应商的储能设施，租赁费用由储能设施供应商和电网公司协商确定；②合同能源管理（EMC）模式。电网公司对用户、第三方供应商等主体所有的储能设施进行运维管理，取得的收益按双方合同约定的比例进行分享。用户侧 ①峰谷套利。用储能在低谷用电、平峰或高峰放电的方式，利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出。 ②需量电费管理。储能通过充放电调节用户用电曲线，在用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低整体负荷，降低变压器容量费用。 ③动态增容。在用户可以通过安装储能系统来实现动态容量扩增，同时兼顾峰谷套利，一方面节约变压器扩容费用，另一方面给用户带来长期峰谷套利的稳定收益。资料来源中节能咨询、古瑞瓦特、2022储能产业应用研究报告、GGII、招商证券新型储能电站商业模式逐渐清晰，多地商业定价确立根据GGII的统计，多地出台调频辅助服务交易规则征求意见，调频容量、调频里程明确补偿费用，政策涵盖了包括独立储能、用户侧资源在内的多种市场主体，为储能全面参与调频辅助服务从政策层面打开通道。国家能源局华中监管局发布湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿），调频里程申报价格上下限分别为 15元/MW、5元/MW。调频容量补偿价格市场初期暂定为日前3元/MW，日内15元/MW。宁夏发改委印发宁夏回族自治区电力需求响应管理办法，设立电力需求响应专项资金；削峰响应按照2元/kWh的标准发放补贴，填谷需求按照0.35元/kWh的标准发放补贴。华中能源监管局关于发布江西电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）公开征求意见的通知。调频里程申报价格上、下限分别暂定为15元/MW、5元/MW。调频容量补偿价格市场初期暂定为日前3元/MW，日内15元/MW。华中能源监管局发布重庆电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）。调频里程申报价格上、下限分别暂定为 15元/MW、5 元/MW。调频容量补偿市场初期暂定为日前3元/MW，日内15元/MW。表新型储能商业模式梳理 - 7 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX 资料来源CESA、国家发展改革委、国家能源局、 2022储能产业应用研究报告、招商证券表推动新型储能参与电力市场和调度运用的具体要求政策推动新型储能建设需求由电源侧配套向电网侧运营转移，独立储能电站机制完善 6月7日，国家发改委、国家能源局发布关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知，要求建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。通知提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场，不再承担输配电价。在电网侧，鼓励研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。独立储能机制完善，未来有望成为储能行业最具竞争优势的参与方式。独立储能电站具备调峰、调频、备用、跟踪计划发电等功能，其计量相对简单、投资主体清晰等特点亦使得独立储能模式易被推广。要求具体措施新型储能可作为独立储能参与电力市场具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。按照国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。 1.4 独立储能电站机制完善 - 8 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX 资料来源CNESA、山东电力工程咨询院、招商证券在电力现货市场交易中，独立储能电站可通过电价波动，赚取电力现货市场交易发电侧的峰谷价差、收取新能源租赁费和现货市场发电侧容量电费根据SOLARBE储能，独立储能电站在电力系统盈利模式的演变包括输配电价盈利模式、辅助服务和共享储能、电力现货市场。山东省是我国独立储能商业化的先进省,22年2月，国家电投海阳、华电滕州新源、三峡新能源庆云3座独立储能电站在山东电力交易平台完成市场注册，成为全国首批进入电力现货市场运行的独立储能电站。输配电价盈利模式。江苏省政策，由电网主导，建设的储能主要目的是保障电网安全，以纳入输配电价为主要盈利方式，但受到国家输配电价的监审办法影响，当时储能无法纳入输配电价，导致输配电价盈利模式无法发展。21年12月，广东省发改委批复同意执行广东省电网企业代理购电实施方案，才确定将储能电价纳入输配电价。辅助服务和共享储能。始于青海、湖南，改进于山东，电力投资企业都可参与，储能纳入辅助服务，通过一定规则保障储能参与辅助服务的利用小时数和价格；新能源配套储能可通过租赁共享储能容量方式解决，在电价方面明确了充放电电价相抵原则，明确充放电损耗部分电价。宁夏、新疆、陕西跟进相关政策。电力现货市场。山东省政策，保留新能源租赁，取消辅助服务和优先发电量计划，储能可以赚取发电侧峰谷价差获利，考虑给予储能发电侧容量电费。理论研究始于2020年，于2022年3月正式实践，浙江跟进相关政策。 1.4 独立储能电站机制完善电力辅助服务市场电力现货市场风电、光伏项目按比例要求配建或租赁储能示范项目的，优先并网、优先消纳利用峰谷电价差，电价处于波谷时充电，电价处于波峰是放电，赚取收益。根据山东电力工程咨询院测算，现货市场发电侧平均峰谷电价差可达0.42元/kWh。参与电力辅助服务报量不报价，在火电机组调峰运行至50以下时优先调用，按照200元/MWh给予补偿充放电量损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行，结合存量煤电建设的示范项目，损耗部分参照厂用电管理，但统计上不计入厂用电从容量补偿电价方面看，山东省是全国首个执行容量补偿电价的省份。容量补充电价机制为保证电力系统长期容量的充裕性，在用户侧每月按照实际用电量收取0.0991元/kWh补偿电费，按高峰时段发电情况补偿给发电企业参与电网调峰，累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。联合火电机组参与调频时，Kpd≥3.2的按储能容量每月给予20万kWh/MW调频奖励优先发电量计划，Kpd值每提高 0.1增加5万kWh/MW调频奖励优先发电量计划示范项目的调峰调频优先发电量计划按月度兑现，可参与发电权交易新能源租赁储能形式与辅助服务市场条件相同表独立储能电站电力辅助市场与电力现货市场两种商业模式对比 - 9 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX 资料来源各地相关政策文件、储能与电力市场、招商证券 1.5 多地启动独立储能电站项目建设省份政策文件详细内容山东关于2022年度储能示范项目的公示根据山东能源局，2022年共29个新型储能项目备案，总规模超3.1GW，其中包含25个锂电池类项目和4个新技术类项目，锂电池类项目的装机规模大部分是百兆瓦级储能电站，新技术类项目中有两个压缩空气储能电站分别是山东肥城300MW/1800MWh调峰电站和国华兰陵100MW储能电站。项目业主单位包括华能、大唐、华润、三峡、华电、国家能源集团、国家电投、中核、中广核、山东电工电气、国网山东综合能源、特变电工等多家企业。广东广东省能源发展“十四五”规划 2022年4月，广东省人民政府办公厅印发规划，指出到2025年，建设发电侧、变电侧、用户侧及独立调频储能项目2GW以上，力争到2025年电力需求侧响应能力达到最高负荷的 5左右。河北 2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单 22年5月，河北省发改委确定了2022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单（第一批）。项目来自于国家电投、国家能源集团、三峡、华能、特变电工、阳光电源、远景能源等企业。首批列入省级规划的31个电网侧独立储能示范项目，涵盖了锂离子电池、压缩空气、飞轮、氢能发电四种新型储能技术路线，共计5.06GW。其中涉及河北南网项目 17个、建设规模2.35GW；涉及冀北电网项目14个、建设规模2.71GW。河南全省电网侧独立储能布局指导方案全省“十四五”期间电网侧独立储能总体需求规模约17GW，其中冀北电网需求9GW，河北南网需求8GW。湖南关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 2021年10，湖南省发改委下发意见，明确以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到2023年建成电化学储能电站1.5GW/3GWh以上。山西 / 据储能与电力市场的统计，自2021年下半年至今，山西启动EPC招标的独立式储能项目已达10个，储能规模共计3.275GW/6.25GWh。其中单体规模达到甚至超过200MW的项目就达到 9个。表多地发布独立储能电站规划各省鼓励建设集中式共享储能、电网侧独立储能示范项目 - 10 - 1.6 电化学储能是新型储能的中坚力量图中国储能技术装机功率比例资料来源CESA、深投研顾问、2022储能产业应用研究报告、招商证券电化学储能有望保持快速增长电化学储能包括锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。与热储能、氢储能技术相比，电化学储能技术更为成熟，能量转化效率更高，成为全球重点发展的储能技术。根据CESA的不完全统计，截至2021年底，中国储能项目累计装机规模43.44GW，其中抽水蓄能的累计装机规模最大，为 37.47GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，为5.12GW。 2021年电化学储能新增投运装机容量1.84GW，同比增长18.27。根据CESA的预测，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW，其中，电化学储能年装机增量预计将达到12GW，累计装机将达到约40GW，90以上都将以锂离子电池为主；2025 年后，考虑到2030年实现碳达峰的宏伟目标，新能源发电年装机量将保持年均100GW的增量，电化学储能的年装机增量将保持在12-15GW，预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约 110GW。图我国电化学储能累计装机预测（2020-2030）（单位GW） 0 20 40 60 80 100 120 20202021202220232024202520262027202820292030 储能类型循环寿命（次）成熟度特点锂电池 4k-5k 相对成熟比能量高、无污染，成本较铅酸电池高且存在一定安全风险铅酸电池 0.5k-1k 成熟性能稳定、价格低廉，寿命短且污染重钠硫电池 4.5k 商业化早期比能量高、充放电效率高，成本高且安全性较差液流电池 10k 商业化早期寿命长、无污染但成本高且储能密度低表电化学储能技术分类 - 11 - 一、为什么当前我国新型储能进入快速发展期二、储能产业链环节如何拆解 2.1 储能产业链梳理 2.2 电化学储能项目总成本拆分 2.3 核心组件竞争格局电池组、变流器、BMS、EMS 2.4 EPC模式将成为新型储能投建的发展趋势三、储能EPC的核心竞争要素及壁垒目录 - 12 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX2.1 储能产业链梳理储能产业链分为上游（原材料）、中游（设备、系统集成）、下游（应用领域）根据中商产业研究院，储能产业链上游原材料包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜、电子元器件、结构件、辅材、屏柜电缆、土建安装、升压装置等。储能产业链中游包括储能电池、电池管理系统、储能变流器、能量控制系统、储能系统等。储能产业链下游主要为风力电站、光伏电站、数据中心储能、储能充电站、家用储能、充电桩等。图我国储能产业链全景图资料来源中商产业研究院、招商证券 - 13 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX2.2 电化学储能项目总成本拆分电池组占电化学储能项目总成本约50 根据BNEF最新完成的全球储能系统成本调研，2019年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为300至 446美元/KWh，对应2至3人民币元/Wh。成本范围也凸显了储能项目在设计和安装过程的复杂性和多样性。预计储能系统成本将逐年下降，关键原因为技术进步、生产规模扩大、制造商之间的竞争加剧、产品的一体化程度提高，以及行业整体专业知识水平提高。资料来源彭博新能源财经、BNEF、招商证券图已完成安装、初始投入运行的20MW/80MWh储能项目总成本拆分（美元/kWh） - 14 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX2.3 核心组件竞争格局电池组锂电储能是新型储能的首选根据中商研究院的统计储能电池主要有8种，分别为铅酸电池、锂离子电池、超级电容、燃料电池、镍氢电池、钠硫电池、液流电池、锂硫电池。目前，锂离子电池是新型储能系统的首选。根据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，同比增长195.68。其中电力储能电池出货量 29GWh，同比2020年的6.6GWh增长4.39倍。（注电力储能为大储能，不含户用家庭储能和基站储能应用） GGII预测，至2025年中国储能锂电池出货量有望达到 180GWh，比2020年规模增长10倍以上，5年复合增长率超 60。 3.5 5.2 9.5 16.2 48 0 50 100 150 200 250 0 10 20 30 40 50 60 2017 2018 2019 2020 2021 中国储能锂电池出货量同比增长图中国储能锂电池出货量（GWh）资料来源GGII、中商产业研究院、招商证券图中国储能电池产业链全景图 - 15 - 标题XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX 我国动力储能电池行业的竞争格局较为集中，头部效应较为明显 GGII根据2021年国内主要储能电芯企业的出货情况对各家进行排名，从具体厂商看，宁德时代问鼎国内第一，其次是比亚迪和中天储能，南都电源居国内第四。除上述企业外，海基新能源、力神、亿纬锂能、派能科技、鹏辉能源、国轩高科、珠海冠宇等动力、消费3C和小动力等领域的锂电池企业自2021年以来纷纷加大储能赛道的投入，新品发布叠加扩产融资事件此起彼伏，最终市场格局仍存在较大变数。根据EVTank联合伊维经济研究院共同发布了中国储能锂离子电池行业发展白皮书（2022年），从全球储能锂离子电池主要企业出货量市场份额看，中国企业宁德时代以接近25的市场份额排名第一，其次分别为比亚迪、韩国三星SDI、韩国LGES。四家企业储能锂离子电池出货量合计份额接近70。 2.3 核心组件竞争格局电池组资料来源GGII、中国储能锂离子电池行业发展白皮书（2022年）、招商证券排名企业储能电池布局 1 宁德时代美国、欧洲市场是宁德时代储能业务目前的重心，公司已与伊顿电源、阿特斯阳光电力、中国建材集团、三峡集团、中国华电、国家能源集团、中铝集团、华为、晶科能源、香港中华煤气、中国能建、国家电投、永福股份、美国Powin等中下游客户建立战略合作关系。 2 比亚迪比亚迪作为国内较早将铁锂电池应用于储能，并在海外进行大规模推广的企业，2020年比亚迪宣布重返国内储能市场，并在2021年正式推出搭载刀片电池的升级版BYDCube储能集成系统系列产品，产品一经上市便热销海内外，助推比亚迪登上国内出货量第二的位置。 3 中天储能 2021年底中天储能具备2GWh储能产能，2022年Q1具备3GWh储能锂电池产能，主要定位大型集中式储能需求。截止2021年底公司参与运行的项目超过1GWh，电力储能装机量达 1.2GWh、光伏装机量 1.5GWh。 4 南都电源南都电源自2011年布局储能领域以来，先后在海内外投运多个集中式电力储能项目。2021年公司储能电池出货在2020年基数上增速超150。2022年Q1，南都电源接连斩获意大利国家电力公司集团和郴州福冲储能EPC等多个电力储能大单，订单合计数量接近800MWh。表国内主要储能电新企业 - 16 - 阳光电源位居中国储能变流器行业市场首位储能变流器是电化学储能系统中，连接于电池系统与电网之间的实现电能双向转换的变流器，可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。根据中关村储能产业技术联盟CNESA发布的储能产业研究白皮书2021，2020年中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能变流器提供商，依次为阳光电源、科华、索英电气、上能电气、南瑞继保、盛弘股份、科陆电子、许继、英博电气和智光储能; 同时，在海外出货量方面，阳光电源、比亚迪和科华的 PCS出货量排名前三。 2.3 核心组件竞争格局变流器图中国储能变流器全景图资料来源CNESA、前瞻产业研究院、招商证券排名新增投运TOP10 海外出货量TOP5 1 阳光电源阳光电源 2 科华比亚迪 3 索英电气科华 4 上能电气昆兰新能源 5 南瑞继保盛弘股份 6 盛弘股份 / 7 科陆电子 / 8 许继 / 9 英博电气 / 10 智光储能 / 表2020年国内储能变流器代表性企业排名图国内储能变流器代表性企业 - 17 - 在储能BMS领域，电池厂与专业第三方BMS企业将成为主要参与者电池管理系统（BMS）是储能系统的核心子系统之一，负责监控电池储能单元内各电池运行状态，保障储能单元安全可靠运行。储能电池BMS与动力电池BMS竞争格局略有不同。在动力电池BMS领域，主机厂、电池厂、第三方BMS为三类参与者，其中大型主机厂及电池厂通过自研及合作开发的模式掌握BMS技术，第三方BMS企业市场份额逐渐被蚕食。而在储能电池BMS领域，下游电网并未加入储能BMS的研发，因此留给电池厂以及第三方BMS企业较大发展空间。此外，储能电池BMS所需要管理的电源是MWh甚至GWh级别，系统复杂，运行环境也较恶劣，对专业性要求较动力电池BMS 更高。储能BMS市场主要由储能电池企业和专业的第三方BMS企业构成，电池企业如宁德时代、比亚迪等自供BMS，第三方BMS企业有高特电子、科工电子、协能科技等。据GGII调研数据显示，2022年上半年，头部第三方BMS企业出货量均大幅增长，科工电子等厂商出货量较去年同期翻番。电池厂商自营BMS和将BMS外包相互补充市场，形成动态稳定市场格局。 2.3 核心组件竞争格局BMS 资料来源GGII、储能产业新观察、EESA、招商证券方式优势电池厂自研BMS 头部电池企业自营BMS，可以将关键电池数据掌握在自己手里，保证电池信息安全性，其次电池厂商熟知自身电池性能及各项指标，利于建立更高效的储能系统，并及时发现电池运行隐患，同时自营BMS可以更好控制系统构成成本，提升系统市场竞争力储能BMS外包第三方企业早期经营成本可以控制得更低，专业性也更有保障表电池厂自研与第三方外包优劣势对比 0 200 400 600 800 1000 1200 高特电子科工电子协能科技高泰昊能图2021年中国企业国内储能第三方BMS出货量排名（MWh） - 18 - EMS与BMS、PCS共同组成储能系统决策中枢，在储能产业链中发挥着重要的作用 EMS决定了储能系统协调控制能力。EMS能量管理系统，是现代电网调度自动化系统（包含硬件、软件）的总称。EMS能量管理系统的功能主要包括数据采集与监控（SCADA）、自动发电控制（AGC）、经济调度控制（EDC）、电力系统状态估计（SE）、静态安全分析（SA）等。 EMS能量管理系统应用重要性突出，2025年市场空间达到14亿元。2021-2025年EMS能量管理系统行业深度市场调研及投资策略建议报告显示，EMS能量管理系统具有良好的灵活性、兼容性，可以应用在多种类型的储能系统中，其响应速度快，可以对新能源发电设备进行实时监控、远程调控，能够调度、平衡电力资源，降低新能源发电的波动性，避免电力并网时对电网造成冲击。EMS能量管理系统在调峰调频、削峰填谷、提高电网运行稳定性等方面效果显著，因此在储能系统中应用的必要性日益突出。根据彭博新能源的统计，未来5年电网侧储能规模将大幅跃升，能量管理系统（EMS）的市场规模预计增长660，达到2.07亿美元，约人民币14亿元。目前，国内没有专门进行EMS生产的厂商，行业参与者主要是电力装备提供商。 2.3 核心组件竞争格局EMS 资料来源新思界产业研究、大象研究院、EESA、招商证券图储能系统决策中枢图国内EMS制造商 - 19 - 2.4 EPC模式将成为新型储能投建的发展趋势储能建设模式由系统集成向EPC模式演进，我们判断当前是布局储能EPC的最佳时机政策及技术突破推动储能加速商业化落地，大型储能电站规划不断出台，我们判断储能建设将在“十四五”期间持续高景气。随着储能电站的不断建设，对创新项目建设管理模式提出了新的要求从传统的管理模式，向先进、科学的管理模式转变，进而提高电网侧储能项目的建设效率。EPC商业模式正逐渐应用于储能电站建设。在储能业务发展过程中，业主方/投资方为简化储能项目管理，减少与项目执行方的沟通成本等考虑，逐渐倾向于整体总包的方式开展储能业务。储能系统集成集中度较低，率先提供优质EPC服务的企业有望快速实现扩张。2020年国内储能系统集成CR5仅26。其中，阳光电源销量最高，达299.8GW，海博思创排名第二，销量达242GW，平高位居第三，销量达127.5GW。 299.8 242 127.5 111 83.8 75.5 73.2 63.7 51.9 47.2 0 50 100 150 200 250 300 350 资料来源CNESA、招商证券图2020年国内储能系统集成代表性企业排名（MW） - 20 - 一、为什么当前我国新型储能进入快速发展期二、储能产业链环节如何拆解三、储能EPC的核心竞争要素及壁垒 3.1 EPC模式的业务流程 3.2 EPC企业的竞争壁垒 3.3 为什么南网科技竞争力突出目录 - 21 - 3.1 EPC模式的业务流程我们认为储能EPC按业务流程可以分为系统方案设计、建模仿真、设备系统集成、工程实施、参数整定、控制优化、系统调试及并网测试、性能评估等全流程技术服务。资料来源南网科技招股说明书、招商证券图储能EPC业务流程 - 22 - 3.2 EPC企业的竞争壁垒不同于传统的储能系统集成，我们认为储能EPC的壁垒在前期设计及后期并网测试环节参与前期工作有助于EPC企业在招投标环节顺利拿下项目。在项目初期，由于业主方/投资方对电源侧及电网侧了解不深入，通常会邀请第三方单位（EPC企业）给业主方提供前期研究和方案设计。我们认为是否能够深度参与前期工作是EPC企业在招标环节顺利拿下项目的关键。因此，我们认为对储能电站选址规划、方案设计以及前期建模能力等是EPC企业的竞争壁垒。电化学储能电站前期设计方案复杂，行业knowhow是核心竞争力。根据住房和城乡建设部办公厅关于国家标准电化学储能电站设计标准（征求意见稿），电化学储能电站设计标准包括基本规定、站址选择、站区规划和总布置、接入系统、储能系统、电气、建筑与结构、采暖通风与空气调节、给排水、消防设施及消防电气、环境保护和水土保持、劳动安全和职业卫生等14项内容，我们判断电化学储能电站前期设计方案较为复杂，行业knowhow决定了企业是否具备作为EPC角色的能力。储能并网测试是稀缺资源，只有具备电源侧及电网侧调试资质的公司能承接相关业务。传统储能系统集成商并不具备储能并网测试资质，因此无法向业主方提供完整业务流程，而EPC企业则需要为业主方完成参数整定、控制优化、系统调试及并网测试以及性能评估等后期工作。储能并网测试需要参照电化学储能系统接入电网技术规定，包含低电压穿越、高电压穿越、电网适应性测试、功率控制测试、过载能力测试、电能质量测试、保护功能测试、充放电响应时间测试、充放电调节时间测试、充放电转换时间测试、额定能量测试、额定功率能量转换效率测试、通信与自动化测试、一次调频测试、动态无功响应测试。大容量储能移动并网测试装置是储能并网测试的关键之一。随着电化学储能电站的规划越来越大，大容量储能移动并网测试装置能满足百兆级储能电站的并网需求，可以模拟电网在实际运行中出现的各种扰动和故障，具备检测新能源储能系统的电网适应性和故障穿越能力。资料来源电化学储能电站设计标准、电化学储能系统接入电网技术规定、智光电气、招商证券 - 23 - 3.2 EPC企业的竞争壁垒 EMS是储能系统集成的关键技术，在储能系统中有较高壁垒 EMS是在储能系统集成中有较高壁垒。EMS作为储能系统的大脑，现在仍有监测内容不充分、电站响应时间慢、管控手段不科学、分析结果不全面等痛点。资料来源德联软件、招商证券客户痛点详情监测内容不充分监测方法较为单一，没有充分挖掘不同类型电池特性进行针对性的数据采集与状态监测，导致监测内容不充分电站响应时间慢监控架构不合理，无法满足毫秒至分钟级不同时间尺度的控制需求，致使电站响应时间慢，无法达到考核标准管控手段不科学控制方法较为简单，没有形成包含储能设备全寿命周期管理的功率调节与能量管理的优化算法，造成管控手段不科学分析结果不全面监控数据缺乏统筹管理，没有形成运行数据的全过程、系统性规划与管控，使得分析结果不全面，运维检修缺乏大数据支撑表当前储能客户痛点 EMS需要了解电网的运行特点和核心诉求，应用在多个不同领域。对当前弃风弃光、负荷不稳和峰谷价差等问题， EMS系统通过优化储能控制、分布式电源出力和负荷投退等手段，安全、经济、高效地实现了不同应用场景（电源侧、电网侧、用户侧和辅助服务）和不同运行方式下的能量管控。领域策略用户侧峰谷电价套利需求响应控制光储系统实现经济运行电源侧提高可再生能源消纳平抑