【天风电新|上海电气系列深度3】电气国轩加快布局储能产业链，产品-项目-基地建设三头并进

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【天风电新|上海电气系列深度3】电气国轩加快布局储能产业链，产品-项目-基地建设三头并进

2020-08-03 新能源观察员新能源观察员

摘要

合资设立电气国轩，加快布局储能全业务链

在储能领域，上海电气通过与行业龙头企业合资合作、探索科技人员入股、加快推动下属中央研究院自主研发技术的商业化，实现了储能业务的链条化、产业化发展。上海电气还为客户提供了一系列高安全性、长寿命、智能化的一站式智慧储能系统方案，主要包括电网侧解决方案、电力系统调频解决方案、弃风弃光解决方案等。

近年来，上海电气加速布局储能，已经在电网侧、新能源侧、用户侧等领域参与多个项目，在南通投资建设了电气国轩南通储能系统生产基地，分两期建设，设计年产10GWh，预计建成后，上海电气将成为国内单体最大的储能系统生产企业，实现大规模的资源利用与市场布局。

储能市场稳步发展，新能源+储能优先配置

根据CNESA的数据，截至2020年一季度，全球已投运电力储能项目的累计装机规模达184.7GW，同比增长1.9%，其中，电化学储能项目累计装机规模9660.8MW，占比5.2%。据Wood Mackenzie预测，到2025年，全球储能市场将增长13倍，达到230 GWh。根据CNESA的预测，积极估计下2020 年累计装机规模或达 3092.2MW，未来储能产业发展前景广阔。

2020年以来，已有部分省份发布政策文件，鼓励或优先考虑新能源配置储能的项目，推进“新能源+储能”模式普遍落地。截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目的累计装机规模为800.1MW，同比增长66.8%。2020年以来，在各地鼓励新能源配置储能的政策推动下，众多光储项目实现更新，地区分布仍以三北地区为主。

盈利预期

我们预期公司 2020-2022 年营业收入为1541.28、1682.25、1733.73亿元，同比上涨20.88%、9.15%、3.06%；净利润为36.78、40.82、45.33亿元，对应 EPS 为 0.24、0.27、0.3 元，对应 PE 为20.68、18.64、16.78倍，我们认为，公司过去三年PE中枢在30倍左右，同类型大型综合设备制造商东方电气、哈尔滨电气与上海电气2019年PE平均值为25.47，随着公司业务转型、子板块拆分上市将有助于拉升公司估值，对此我们预计2020年估值水平约为25倍，目标价给与“6元”，给予“增持”评级。

风险提示：政策变化风险，安全性风险，市场风险，其他不可抗力因素带来的风险。

1. 合资设立电气国轩，加快布局储能全业务链

1.1. 合资行业龙头，完备储能产品与服务供应链

1.1.1. 借力储能代表企业，2019全国储能系统集成商前十

2017年12月，上海电气集团股份有限公司与国轩高科股份有限公司合资成立上海电气国轩新能源科技有限公司，公司经营范围包括储能电池及其材料、电池管理系统、系统集成、电源综合管理系统的研发、制造与销售等业务。从电池原材料到储能系统的全产业链覆盖，上海电气为客户提供了完备的储能产品体系。

参与合资合作的国轩高科是我国储能行业的代表企业之一，秉持“做精铁锂、做强三元、做大储能”的产品战略，与华为、中国铁塔、国家电网、中电投等企业达成合作。5月，在中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的《储能产业研究白皮书2020》中，国轩高科凭借装机规模排名中国储能技术提供商榜单第3位。

2019年，在中国新增投运的电化学储能项目中，上海电气国轩新能源科技有限公司凭借功率规模，进入全国储能系统集成商前十，排名第7位。2019年，电气国轩获“中国储能产业最佳储能电池供应商奖”、“储能产业最佳工商业储能项目奖”等企业荣誉，不断增强上海电气在储能领域的行业信誉与品牌影响力。

1.1.2. 打造全储能体系产品，提供多样化系统解决方案

在储能领域，上海电气通过与行业龙头企业合资合作、探索科技人员入股、加快推动下属中央研究院自主研发技术的商业化，实现了储能业务的链条化、产业化发展，主要储能产品包括电池电芯、电池插箱、储能电池簇、退役电池、集装箱储能系统等。

上海电气还为客户提供了一系列高安全性、长寿命、智能化的一站式智慧储能系统方案，主要包括电网侧解决方案、电力系统调频解决方案、弃风弃光解决方案、商业综合体储能解决方案、工业园区储能解决方案、充电站+储能解决方案等。

在储能的产业化布局上，上海电气分阶段、分领域布局锂电池、液流电池、燃料电池和退役电池系统四个领域，不断完善三电系统。2017 年11月，上海电气成立中央研究院储能液流电池产品部，目前，上海电气已掌握全钒液流电池系统集成设计技术，推出了兆瓦级全钒液流电池，实现了分布式、集中式的调峰调频。在退役电池储能系统领域，公司已完成10余个示范项目，位列行业首位。

液流电池由于具有安全性高、储能规模大、效率高、寿命长等特点，在大规模储能领域具有很好的应用前景，但也存在价格较高的问题，国内液流电池成本一般是锂电池成本的2倍。长期来看，各类锂电池中，磷酸铁锂电池相对于三元电池成本优势和循环性能优势明显，有望成为国内锂电储能市场的主流技术。

1.1.3. 引进工业互联网平台，实现储能的智能化管理

上海电气打造的“星云智汇”工业互联网平台，在各业务领域发挥着重要作用。在储能领域，通过建立储能电池的数字化模型，对储能电站各类组件进行动态监测，并基于大数据和AI分析，实现电站的储放电动态平衡，提高电池寿命；基于动态寿命预测分析技术，对电池寿命进行及时告警，通过云服务对维保人员进行预检通知，及时准备备品备件，进行更换，确保储能电池的全生命周期服务。

1.2. 项目+基地建设共进，商业模式提供内在支撑

1.2.1. 加快储能项目布局，实现储能全场景运用

近年来，上海电气加速布局储能，已经在电网侧、新能源侧、用户侧等领域参与多个项目。2019年底，国内首个市场化运营电网侧共享储能电站在青海格尔木开工，电站容量32MW/64MWh，计划于2020年7月正式投运。2020年以来，上海电气继续拓展储能业务，6月成功中标广东粤电大埔电厂储能调频项目，实现了储能调频项目商业运行的首台套突破，拓宽了储能应用场景，将大幅提升上海电气在储能领域的项目实施水平。

1.2.2. 南通设立储能系统生产基地，年产10GWh

上海电气借助国轩高科在锂电池行业深耕多年的技术优势，在南通投资建设了电气国轩南通储能系统生产基地，分两期建设，设计年产10GWh，一期为5GWh储能电池系统产品生产线，预计6月正式完工，10月正式投产。据了解，一期工程将实现自动化程度超50%的提升。在相同产能下，一线制造人员比上一代生产线缩减63%，生产智能化，工厂数字化总体程度达85%。预计南通储能系统生产建成后，上海电气将成为国内单体最大的储能系统生产企业，实现大规模的资源利用与市场布局。

1.2.3. 共创“共享储能”商业模式，实现新能源消纳最大化

共享储能是一种新的储能商业模式应用，我国西北地区可再生能源资源丰富，共享储能产业潜力较大，近年来，青海实施储能市场化交易和调峰辅助服务两种商业化运营模式，建成共享储能市场化交易平台和区块链平台，青海共享储能模式已经落地。

2019年12月底，上海电气参与合作的青海格尔木共享储能电站示范项目开工，在弃光、弃风高峰时段将电储存，在非弃光、非弃风低谷时段将电发送至电网，和新能源场站业主进行一定分成，从而获得投资收益。该模式可在新疆、甘肃等限电严重地区快速复制，未来可成为电气国轩电池产能的长期可靠消纳渠道。共享储能提升了储能电站的利用率，让其他新能源企业共享了储能资源，实现新能源最大化消纳，通过市场化收益分配实现多方共赢。

2. 储能市场稳步发展，新能源+储能优先配置

2.1. 储能有效解决能源消纳问题，电力系统中应用场景众多

储能技术在电力系统中增加电能存储环节，使得电力实时平衡的“瞬时”电力系统变得更加灵活，将提升电力系统的灵活性、经济性和安全性，成为进一步解决新能源消纳的重要手段。按照技术类别，储能可以分为电化学储能（锂离子、铅蓄电池、钠硫、液硫、储氢等）、机械储能（压缩空气、飞轮等）、电磁场储能（超导、超级电容等）、相变储能（熔融盐储热）、抽水蓄能等。

随着储能技术在电力系统的普及推广，可以进一步按照电源侧，电网侧及用户侧的模式进行储能应用模式区分，其中国内已经有的场景包括：电源侧平滑新能源出力波动、出力跟踪及调度（如张北风光储示范工程及青海格尔木时代光储联合发电项目），联合调频辅助服务，电网侧调峰调频；用户侧削峰填谷及需量电费管理；智能交通领域；供电可靠性。

电化学储能在各地区应用模式也不尽相同。青海、新疆主要应用于电源侧助力可再生能源消纳；西藏及东部岛屿主要应用于电网侧构建微电网解决供电问题；江苏、河南、辽宁主要采取电网侧辅助服务；山西、广东、河北主要是电源侧火电联合调频。

2.2. 全球储能市场稳步增长，电化学储能优势明显

2.2.1. 全球装机同比增长44%，2025年或达230GWh

根据CNESA的数据，截至2020年一季度，全球已投运电力储能项目的累计装机规模达184.7GW，同比增长1.9%，其中，电化学储能项目累计装机规模9660.8MW，占比5.2%，而锂离子电池在电化学储能中占比89.0%。全球电化学储能市场稳步增长，2019年底累计装机规模达9520.5MW，同比增长43.7%，2020年一季度，受疫情等影响，全球新增投运电化学储能项目装机规模140.3MW，同比减少31.1%。

在电池储能方面，据ResearchAndMarkets预测，全球电池储能市场将从2020年的57亿美元增长到2021年的73亿美元，亚太地区将成为全球增长最快的储能市场，公用事业板块的增长率将高于其他板块。据EIA和NREL报告显示，公用事业板块的电池储能系统在一个国家当前及未来的能源运营中起着至关重要的作用，越来越受到各国政府的财政激励与政策支持。据Wood Mackenzie预测，到2025年，全球储能市场将增长13倍，达到230 GWh。此外，储能投资总额预计将从2019年的180亿美元增加到2025年的1000亿美元。未来，随着能源转型带来的机遇，全球储能市场将持续扩张。

2.2.2. 欧洲：2019年装机规模收缩，清洁能源计划有望推动新增长

欧洲储能市场在2019年收缩至1 GWh，英国、德国、法国、意大利、西班牙是欧洲的5个主要细分市场，2019年欧洲所有细分市场的累计安装量为3.4 GWh，在德国等主要细分市场的推动下，住宅领域的储能份额稳定增长，2019年占比76％。随着欧盟“清洁能源计划”的推行，预计2020年欧洲储能行业仍有较大成长空间，市场规模或达4.8GWh。据Wood Mackenzie预测，到2030年，锂电池储能系统将取代天然气峰值发电厂，成为平衡欧洲电网成本最低的选项，欧洲储能项目装机容量将增长到26GW，2040年将达到89GW。

2.2.3. 美国：2020年市场价值或超10亿，供电侧储能成为主流

2020年第一季度，美国部署了97.5MW/208MWh储能系统，环比减少48％，同比降低39％，主要是由于FTM（供电侧）部署的减缓，一季度环比下降79%。除此之外，住宅用部署装机量达44.4MW，较2019年第四季度增长了10％，非住宅部署量为31.6 MW，较2019年第四季度下降25％。

在美国，公用事业公司的大量采购促进了太阳能+储能项目和独立部署储能项目的快速增长，而商业和工业实体的高昂电价也推动了用户侧储能项目和电网侧储能项目部署。据Wood Mackenzie预测，2020年美国储能市场价值仍将突破10亿美元，2024年年部署量达4.7GW，2025年年部署量将近7GW，市场价值将达69亿美元。

2.2.4. 中国：电化学储能发展迅速，未来向电源侧转移

根据CNESA的数据，截至2020年一季度末，中国电力储能项目累计装机规模达到32.5GW，同比增长3.8%。其中，抽水蓄能占比93.2%，电化学储能占比5.5%。一季度新增投运电化学储能项目装机规模为74.5MW，同比增长47.5%，电化学储能项目累计装机规模达1784.1MW。新增规划/在建电化学储能项目装机规模609.5MW。

我国电网侧储能在2019年装机规模增长迅速，当年新增投运的电化学储能装机功率规模达519.6MW。但发改委2019年5月在《输配电定价成本监审办法》，明确规定储能电站不可列入输配电成本，客观上对于电网侧储能形成一定制约。2019年年底国家电网曾下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出将不再安排抽水蓄能新建开工项目，同时提出不得以投资、租赁或者合同能源管理的方式开展电网侧电化学储能项目，使得我国电网侧储能转入低迷状态。

进入2020年，1月17日，教育部、国家发改委、国家能源局等三部委联合印发《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》，文件指出储能技术在促进能源生产消费、开放共享、灵活交易、协同发展，推动能源革命和能源新业态发展方面发挥着至关重要的作用。储能技术的创新突破将成为带动全球能源格局革命性、颠覆性调整的重要引领技术。储能设施的加快建设将成为国家构建更加清洁低碳、安全高效的现代能源产业体系的重要基础设施。

2月3日，国家电网公司印发了2020年改革攻坚重点工作安排，强调要落实储能等新业务实施方案。2月13日，国家电网公司党组书记、董事长毛伟明到国网综合能源服务集团有限公司调研时指出，要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。6月18日，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》,其中在提高电力系统调节能力方面指出：推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

目前来看，用户侧储能收益因电价调整受损，电网侧储能商业模式受限，外加受政策制约，2019年已无法维持高涨态势，未来，储能将继续呈现向发电侧转移的趋势。根据CNESA的预测，我国电化学储能市场将继续扩张。保守估计下，2020 年电化学储能市场将达 2726.7MW，到 2024 年底，电化学储能的市场装机规模将超过 15GW。积极估计下，2020 年累计装机规模或达 3092.2MW，“十四五”期间年复合增长率(2020-2024)有望超过 65%，到 2024 年底，电化学储能市场规模将接近 24GW，市场前景广阔。

2.3. 优先发展“新能源+储能”，加快能源转型步伐

2.3.1. 各省份先后推出优先发展“新能源+储能”政策

近年来，“新能源+储能”模式越来越受到市场青睐，配套大规模高效储能装置，可有效解决间歇性新能源直接并网时对电网的冲击，因此，储能应用的推广是支撑可再生能源普及的关键。5月19日，国家能源局发布了关于公开征求《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》意见的公告，公告指出鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置，鼓励受端地区调峰资源纳入电源配置，实现多能源品种统筹优化、联合运行。2020年以来，已有部分省份发布政策文件，鼓励或优先考虑新能源配置储能的项目，推进“新能源+储能”模式普遍落地。

2.3.2. 光储项目装机增长16%，部署进程持续加快

可再生能源尤其是光伏加储能，将是储能电池建设的主要动力。通过光储一体化，能够平滑光伏电站的输出，白天储能系统将光伏发电的冗余电量储存到系统，到了夜晚，可以通过储能系统放电，从而实现光伏电站的24小时全天候发电。截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目的累计装机规模为800.1MW，同比增长66.8%，占中国已投运储能项目总规模的2.5%。2019年，新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。

光储电站常可分为集中式、分布式光储项目。根据CNESA的不完全统计，2019年国内已投运的、与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。从地区分布上看，项目主要分布在“三北”地区，其中，青海的累计投运规模最大占比47.1%。在分布式光储项目上，2019年已投运的累计装机规模为175.0MW，应用场景以偏远地区光储占比最大，达到39.5%，同比下降 14%，工业光储项目占比27.9%，同比增加了近8%，可见利用光储模式降低电费支出的工业用户越来越多。

2020年以来，在各地鼓励新能源配置储能的政策推动下，众多光储项目实现更新，地区分布仍以三北地区为主，6月，光储项目部署进一步加快，内蒙古阿拉善右旗互联网+光伏治沙智慧电站+储能普通光伏电站项目、山东省泰安市新泰市光伏发电平价上网等项目进行招标。

2.4. 储能电站投资回报周期测算—以甘肃为例

随着新能源车行业的发展，锂电池价格下行趋势明显，储能电站经济效益明显提升。我们对甘肃光伏发电规模为100MW的电站进行了成本与收益测算，假定一天储能电池只循环一次。以弃光率较高的甘肃为例，一年有效日照时间3200小时，日均光照时间8.77h。2019年弃光率4%，若要达成无弃光现象，则需配置有效储能容量100MW*8.77h*4%=35.08 MWh。

以储能系统价格1.3元/Wh计算，储能系统初始投资为1.3元/Wh*35.08 MWh/放电深度80%=5700.5万元，将运营成本定为 0.05元/KWh。甘肃为II类光能区域，2020年光伏指导价为0.4元/KWh，则投资回报周期=储能系统初始投资/（电价-运营成本）/每天储能电量35.08 MWh=12.7年。

我们对甘肃风电发电规模为100MW的电站进行了成本与收益测算，假定一天储能电池循环两次。以弃风率较高的甘肃为例，一年有效风时数6000，日均光照时间16.44h。2019年弃风率7.6%，若要达成弃风率控制在5%，则需配置有效储能容量100MW*16.44h*（7.6%-5%）/2=21.37 MWh。

以储能系统价格1.3元/Wh计算，储能系统初始投资为1.3元/Wh*21.37 MWh/放电深度80%=3472.63 万元，运营成本= 0.05元/KWh。甘肃大部分区域为III类风能资源区，2020年风电指导电价为0.38元/Wh，则投资回报周期=储能系统初始投资/（上网电价-运营成本）/每天储能电量42.74 MWh=6.7 年