投資要點：
1、儲能將是2022年A股增長預期最為確定的一個賽道，但目前估值普遍較高；
2、鋰電儲能是2022年儲能最具爆發式增長的領域；
3、抽水蓄能未來10年有3倍的增長空間；
4、液流電池應用推廣仍需依賴技術進步和成本進一步下降的空間；
財聯社（廈門，記者 李子健）訊，去年以來，受政策及市場需求驅動，國內可再生能源裝機量突飛猛進，隨之而來的電能消納、波動、電網輸配等讓儲能建設成為一個基礎而重要的工程。某私募基金經理對財聯社記者表示，儲能將是2022年A股增長預期最為確定的一個賽道，目前估值普遍較高，追高當然不合適，但只要行業向上邏輯不變，每次調整後龍頭品種仍會是標配方向。
從儲能各細分領域來看，隨着鐵鋰等電池成本繼續下降，鋰電儲能一時風光無兩，也被認為是2022年儲能最具爆發式增長的領域；抽水蓄能則在政策等推動下，有望迎來近2萬億元的市場空間；而由於長時儲能需求和自身壽命長、容量大、安全可靠等優勢，液流電池長期市場前景被看好，但其應用推廣仍需依賴技術進步和成本進一步下降的空間。
“風”“光”齊舞 儲能受益
本月初召開的中央經濟工作會議進一步明確了“增加新能源消納能力”、“狠抓綠色低碳技術攻關”、“新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制”等政策精神，為風電、光伏等可再生能源的進一步發展奠定了政策基礎。而從各細分行業情況看，2022年各細分行業裝機容量繼續跨越式增長已成定局。
中國光伏行業協會名譽理事長王勃華此前在2021年中國光伏行業年度大會表示，業界普遍對明年持樂觀預期，2022年我國光伏裝機在光伏發電項目巨大儲備量的推動下，可能增至75GW以上。這意味着，相對於今年全年預計45-55GW，增長或近50%。
光伏“熱度”不減，風電也“吹了”起來。西部證券日前研報表示，2021年1-10月國內風機招標量達52GW，同比增長99%，預計2022年國內風電裝機量有望達57GW，同比增長30%。
新能源電力的爆發式增長，必然要求儲能形成有效配套，實現對新能源電力的有效消納。國聯證券電力設備與新能源行業分析師向記者表示，“目前，政策已明確新型儲能2025年的總裝機會達到30GW，但2020年底，整個新型儲能裝機只有約3.3GW，5年內約有近10倍的增長空間。抽水蓄能方面，目前只有31GW，而政策指引為2030年將達到120GW，長期來看也有近3倍的增長空間。所以可預期，未來整體‘十四五’甚至‘十五五’期間，儲能的建設會不斷加碼。”
另有行業人士進一步指出，在中央經濟工作會議釋放“適度超前開展基礎設施投資”信號下，此輪“新基建”的主要方向將落在新能源電力建設上，即蓄能儲能、特高壓、智能電網等領域有望迎來快速發展機遇。
招商證券研究電新產業研究團隊則認為，過去幾年儲能是低基數發展，但2021年以來儲能產業的商業化出現了顯著加速，其主要促動因素一是海外家用需求崛起，二是國內對光伏風電提出儲能配套要求。另一方面，我國儲能配套建設正在快速落地。近日國家能源局再次下發了《關於組織擬納入國家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風光伏基金項目的通知》，要求各省在12月15日前上報第二批新能源大基地的名單，大基地項目明確增加了儲能的需求。這充分説明了政策導向和儲能確定性的市場空間。
業內人士指出，此前國內儲能時長一般要求2小時，但要真正實現雙碳目標的話，就必須實現長時儲能。國家發改委、能源局8月10日發佈了關於鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峯能力增加併網規模的通知，其中已經要求企業配置15%的儲能，時長4小時，如果能夠配置20%的話就優先上網併網。“未來供電系統按照新能源+新型儲能的模式運行，儲能將成為市場剛需。”
成本凸顯優勢 鋰電池儲能應用空間快速打開
據CNESA數據統計，截至2020年，中國已投運儲能項目累計裝機規模為35.6GW。其中，抽水蓄能規模最大，累計裝機佔比89.3%；其次是電化學儲能，裝機規模佔比為9.2%。剩下不到2%被熔融鹽儲能、壓縮空氣儲能及飛輪儲能等瓜分。而在電化學儲能中，鋰離子電池又佔到了88.8％的比重。所以整體來看，我國儲能主要來自於抽水蓄能和新型儲能領域的鋰電池儲能。 鋰電池儲能近年來隨產能規模的持續擴張，成本實現了快速下降。據彭博新能源財經的統計，2020年全球鋰電池平均價格已降至137美元/千瓦時，較2013年下降近80％。而國內鋰電行業人士告訴財聯社記者，由磷酸鐵鋰構成的儲能系統度電成本大致在0.6-0.9元/kWh，在電網側和用户側，在度電收益超過度電成本的區域，配置儲能理論上有利可圖。隨着鐵鋰等電池成本繼續下降，疊加峯谷電價機制調整以及電力輔助服務市場的完善，儲能經濟性或將進一步顯現，鋰電池儲能的應用空間已經被打開。
在此情況下，鋰電廠擴產願望強烈，“為滿足客户需求，11月公司擬在廣西柳州建設鵬輝智慧儲能及動力電池製造基地，主要佈局鋰電池電芯、PACK生產線，項目總投資預計約60億元。”鵬輝能源（300438.SZ）相關負責人表示。對於當下整個鋰電行業的擴產潮，業界仍普遍預期樂觀。孚能科技（688567.SH）董事長王瑀此前在第六屆動力電池應用國際峯會上表示，在國家碳達峯和碳排放政策的引導下，整個發電行業在未來5年當中大概對電池的需求會達到140GWh（包括電網側、發電側、用户側），這將構成對鋰電儲能的現實需求。
在實際業務中，上述利好預期也正在兑現。“隨着光伏、儲能技術的進一步發展，我國電力市場改革的有序推進，電力輔助服務市場逐步完善，碳交易等市場開放，目前已具備‘光伏+儲能’規模化應用的技術條件和市場環境。”電力能源系統集成解決方案商永福股份（300712，SZ）相關負責人對財聯社表示，截止2021年12月，公司中標寧德霞浦獨立儲能項目數字儲能服務、山西大同獨立儲能項目全過程諮詢服務，目前處於項目執行階段。
從鋰電儲能的產品環節上看，儲能電池和儲能變流器佔總成本比重約60%和15%。逆變器（變流器）環節由於儲能單位價值量、單位利潤均遠高於光伏逆變器，因此將成為彈性大，較為核心的投資方向。儲能領域投資價值：PCS>電芯>BMS。
根據CAESN披露，2020年國內儲能電池出貨量前5名的公司分別為：寧德時代（300750，SZ）、力神、海基新能源、億緯鋰能（300014，SZ）以及上海電氣（601727，SH），佔比分別為17%/11%/9%/9%/8%；2020年國內逆變器出貨量前5名的公司分別為陽光電源（300274，SZ）、科華數據（002335，SZ）、索英電氣、上能電器、南瑞繼保，佔比分別為25%/19%/15%/11%/8%。
抽水蓄能空間巨大 儲能主力地位仍將穩固
另一方面，身為儲能項目主力軍的抽水蓄能作用將愈發重要。海通證券行業分析師表示，新能源大規模高比例發展，對調節電源的需求更加迫切，而抽水蓄能在經濟性、穩定性上更具明顯優勢，抽水蓄能成為整個儲能行業發展的關鍵。
國家能源局發佈《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右；到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業。除此之外，本次中長期規劃提出抽水蓄能儲備項目佈局550餘個，總裝機規模約6.8億千瓦。
廣發證券相關研報測算則表明，按照抽水蓄能中長期規劃發展規模，初步測算新增投資規模約為18000億元，其“十四五”、“十五五”、“十六五”期間分別約為9000億元、6000億元、3000億元，一個接近2萬億元的抽水蓄能市場空間正在打開。
業內人士指出，此前國內儲能發展較慢，與政策層面的約束不無關係。2015年新一輪電力體制改革將抽蓄電站認定為“與配輸電業務無關的費用”而不得計入輸配電定價成本，抽蓄電站的價格形成機制與成本疏導路徑不清晰，導致其建設運營陷入困境。2016年之後，我國抽水蓄能裝機增速顯著下降。而當前政策的進一步推進，或使抽水儲能再振雄風。今年12月，廣東省發改委發佈官網文件，批覆同意執行《廣東省電網企業代理購電實施方案(試行)》。實施方案指出，儲能、抽水蓄能電站的費用和需求側響應等相關費用由直接參與市場交易和電網企業代理購電的全體工商業用户共同分攤。
從抽水儲能的投資成本可看出，工程建設與設計、水輪機組佔大頭，佔比分別為40%、15%，其他設備則佔25%。國家電網、南方電網及地方電力公司為主要投資主體。由於工程難度較高，有一定技術壁壘，一般為中國電建（601669.SH）、中國能建（601868.SH）、粵水電（002060.SZ）下屬設計院及部分省級電力設計院進行勘察設計及建設工作。
中國電建是抽水蓄能電站建設的絕對龍頭，中國電建近期在互動平台中表示，公司在國內抽水蓄能規劃設計方面的所佔份額約90%，承擔建設項目所佔份額約80%。
長時儲能需求推動液流電池前景看好
值得注意的是，行業人士指出，2021年下半年以來，儲能市場增量轉向液流電池比較明顯。能源行業液流電池標準化技術委員會主任委員張華民對財聯社表示，“國內外公認，要實現長時儲能，主要靠液流電池。”鋰離子電池要增加儲能時間，必須增加電極厚度，電阻增大易燃易爆，此外要實現4-8小時長時儲能，成本也將成倍上升。而鉛蓄電池（包括鉛酸、鉛碳電池）實際的循環壽命差，市場接受度低。相比之下，液流電池只增加電解液即可提升儲能規模，電解液也可半永久循環使用，儲能市場和成本優勢明顯。
但統計顯示，液流電池2019年國內裝機規模僅為20MW，2020年裝機規模達100MW，從裝機規模而言佔比極低，目前我國釩液流電池滲透率僅在1%左右。業內人士指出，從增速來看，釩液流電池裝機量迅速。隨着政策推動液流電池等長時儲能技術進入商業化發展初期，釩液流電池或將成為儲能領域的新秀。浙商證券相關研報亦指出，釩液流電池，壽命長、規模大、安全可靠的優勢尤為突出，成為規模儲能的首選技術，在調峯電源系統、大規模風光電系統儲能、應急電源系統等領域具有廣闊的應用前景。
但無法迴避的是，目前釩液流電池成本達3-3.2元/Wh，對比目前儲能鋰離子電池成本約1.2-1.5元/Wh，釩液流電池仍面臨巨大的價格壓力。同時也存在體積龐大、能量密度低等問題。其中，對於4小時儲能系統，除電解液以外的系統成本佔總成本50%, 電解液佔50%。對於10小時儲能系統，電解液成本佔總成本的近70%。
市場則寄託於釩液流電池或如鋰電池般隨着技術進步及產業鏈的成熟得以下降。業內專家認為，全釩液流電池發展過程，類似於鋰電池那樣，隨着技術進步及產業鏈成熟，成本逐漸下降。通過提高電堆的電路密度，電堆至少還有40%的降價空間；石煤提釩、鋼渣提釩的工藝過程，也有技術進步的空間。如果各關鍵材料都達到預測的成本水平，全釩液流電池的成本，大致能夠與鋰電池持平，或者略微高一點。
公開資料顯示，由上海電氣（601727.SH）儲能公司設計研發的國電投集團黃河上游水電公司液流電池儲能項目、常德10kW/60kWh液流儲能系統等釩液流電池儲能項目已處在項目交付驗收階段，即將實現併網。汕頭智慧能源液流電池儲能項目1MW/1MWh全釩液流電池儲能電站已於2021年上半年順利通過驗收。
河鋼股份（000709.SZ）相關人士告訴財聯社記者，公司的釩產品目前絕大部分都是用於鋼鐵、釩鐵、釩氮合金等領域，但擁有量產釩電池電解液的能力，目前年產能1000立方。而攀鋼釩鈦（000629.SZ）稱，託管的攀研技術有一條電解液試驗線，具備繼續擴大釩電解液生產規模的實力。