電力設備與新能源行業：儲能系列報告海內外需求共振造就優質賽道-220928（63頁）.pdf

《電力設備與新能源行業：儲能系列報告海內外需求共振造就優質賽道-220928（63頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《電力設備與新能源行業：儲能系列報告海內外需求共振造就優質賽道-220928（63頁）.pdf（63頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 1 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 電力設備與新能源電力設備與新能源 儲能系列報告一：海內外需求共振造就優質賽道儲能系列報告一：海內外需求共振造就優質賽道 儲能是新能源發展引起電網波動性增大的必然應對選項，并且由于基數極低，將長期保持高增速。本篇報告是儲能系列報告第一篇，著重從需求側分析儲能行業機遇，我們認為國內我們認為國內儲能儲能政策推進帶來的大型儲能，以及歐政策推進帶來的大型儲能，以及歐洲能源危機提振洲能源危機提振的的分布式戶儲，是儲能需求分布式戶儲，是儲能需求中中最為突出的兩個最為突出的兩個A Alphalpha。配儲政策強力驅動，預計國內儲能裝機持續提速配儲政策強力驅動，預

2、計國內儲能裝機持續提速 截至 22 年 8 月，已有 23 個省區發布新能源配儲政策，配置比例大多位于1025%。1-7 月國內投運、在建、擬建儲能項目合計 25.94GW/58.99GWh,大幅超過 21 年裝機量 2.4GW/4.9GWh；隨著風光并網需求高增，大型項目年底或出現搶裝，下半年景氣度不斷提升。我們預計 22 年國內儲能新增裝機將達到 7.9GW/18.4GWh，功率和容量分別同比增加 227%和 276%。市場化政策逐漸落地，儲能商業化市場化政策逐漸落地，儲能商業化路徑路徑愈發清晰愈發清晰 經濟性是儲能實現規?；鎸Φ淖钪饕獑栴}，政策端正在不斷完善，隨著各地輔助服務、分時電價

3、、儲能租賃具體費用的出臺，我們認為共享儲能將替代單一的風光發電配儲。已有18個省份峰谷差價超過0.7元/kWh，滿足儲能盈利要求。我們測算發電側配儲會使電站IRR降低1.2 pct，但采用共享儲能租賃模式，IRR損失將減少0.5 pct,共享儲能對經濟性改善顯著。歐洲能源供需結構失衡，高歐洲能源供需結構失衡，高電價提升新能源需求電價提升新能源需求 據BP，2021年歐洲發電量20%來自天然氣，且32%天然氣供給來自俄羅斯。2022年8月歐洲TTF天然氣期貨均價同比上漲421%，德國電力現貨價達465.18歐元/MWh，IEA預計2025年歐洲天然氣價格仍將維持高位，高電價或將持續。從能源安全及

4、經濟性兩個維度，新能源在歐洲都是剛需。高電價高電價提振歐洲戶儲需求提振歐洲戶儲需求，高利潤市場兌現業績高利潤市場兌現業績 歐洲戶儲以用戶用電價格作為儲能收入項，雖然近期有政策干預電價，但平均用電價格預計仍將保持高位，營收模型并未被破壞。我們測算，當前德國家用光儲 IRR 可達 17%，即使電價降低至 2021 年前歐洲平均 0.2 歐元/kWh，IRR 仍可達 8%，歐洲有望繼續成為儲能出口競爭的優質市場。投資建議投資建議 我們重點推薦儲能電池企業鵬輝能源鵬輝能源、寧德時代寧德時代、南都電源、南都電源，受益于海外戶用儲能發展的德業股份德業股份、派能科技派能科技、昱能科技、昱能科技；同時建議關注

5、科士達科士達、科陸電子科陸電子、永福股份永福股份、盛弘股份盛弘股份等優質儲能企業。風險提示：風險提示：市場競爭加劇的風險；原材料價格大幅上漲的風險；海外居民電價顯著下降影響裝機意愿的風險；配儲政策變動的風險。重點推薦標的重點推薦標的 簡稱簡稱 EPSEPS PEPE CAGRCAGR-3 3 評級評級 20202 22 2E E 20202 23 3E E 20202 24 4E E 20202 22 2E E 20202 23 3E E 20202 24 4E E 寧德時代 11.11 17.10 23.50 38 24 18 53.26%買入 派能科技 5.35 11.74 17.01 7

6、9 36 25 102.71%買入 南都電源 0.72 1.08 2.05 31 21 11 -買入 鵬輝能源 1.38 2.31 3.44 58 35 23 105.61%買入 德業股份 4.88 8.50 13.05 90 52 34 75.33%買入 數據來源：公司公告，iFinD，國聯證券研究所預測，股價取 2022 年 9 月 28 日收盤價 證券研究報告 2022 年 09 月 28 日 投資建議：投資建議：強于大市(維持評級)上次建議：上次建議：強于大市 相對大盤走勢相對大盤走勢 Table_First|Table_Author 分析師：賀朝暉 執業證書編號：S059052110

7、0002 郵箱： Table_First|Table_Contacter 聯系人 梁豐鑠 郵箱： 相關報告相關報告 1、新能源裝機維持高增，高能電池加速產業化2022.09.25 2、全球海風投資加速，零部件龍頭有望率先受益2022.09.22 3、儲能大會顯示行業活力，關注商用價值與新型技術2022.09.18 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 -40%-20%0%20%40%21-09-2822-03-2822-09-28電力設備及新能源指數滬深300 2 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 投資聚焦投資聚焦 配置儲能是提升電力靈活性、促進新能源消納、減少棄

8、風棄光損失的剛需選擇。國內新能源配儲政策驅動 2022 年裝機超預期，而各地商業化政策的落地更將助推行業長期高速發展。歐洲能源成本短期難以顯著下降，歐洲戶儲高盈利和高增速仍具有可持續性；中長期來看，美國、亞太、拉美等市場潛力仍未充分釋放。創新之處創新之處 1）我們建立了國內儲能系統調峰調頻成本模型，詳細測算了目前儲能系統用于調峰、調頻和峰谷套利的經濟性。同時測算了共享儲能模式下，對于新能源電站和儲能投資雙方的經濟性增益。2）我們根據新能源并網需求、調峰調頻需求、歐洲戶用光儲系統滲透率等角度定量測算了全球范圍內儲能裝機需求。3）我們從歐洲能源結構供需失衡的角度論述了未來的電價變化趨勢。4）我們測

9、算了德國居民安裝戶用光儲系統的 IRR 以及投資回收期，并進一步測算了居民對于儲能系統價格的接受程度。核心結論核心結論 1）隨著各地輔助服務、分時電價、儲能租賃具體政策的落地，根據我們的測算，儲能參與峰谷套利 IRR 可達到 9.27%；儲能參與調峰的 IRR 可達到 9.1%；參與調頻服務的 IRR 可達到 9.4%，均具備經濟性。2）我們預計年底國內大型儲能將出現搶裝，22 年儲能裝機有望達到7.9GW/18.4GWh，裝機功率和容量分別同比增加 227%和 276%。預計 2025 年全球儲能需求為 107.82GW/285.35GWh，對應功率和容量需求 21-25 年 CAGR分別為

10、 80.31%和 77.44%。3）預計隨著歐洲能源成本的大幅上漲和光儲成本的降低，將加快歐洲各國能源結構的轉型進程，推動戶用光儲的高速發展。預計 2025 年歐洲天然氣價格仍將維持在 2020 年以來的較高水平，高位電價或將持續。4）根據我們的測算，德國居民僅安裝光伏系統，其 20 年內 IRR 為 12%，投資回收期為 7.3 年；安裝光儲系統后 IRR 上升至 17%，投資回收期縮短為 5.5 年。即使光儲系統成本提高 66.7%，或者電價下降 50%，IRR 仍可達到 8%。投資建議投資建議 我們建議重點關注儲能電池企業鵬輝能源鵬輝能源、寧德時代寧德時代、南都電源、南都電源；受益于海外

11、戶用儲能發展的德業股份德業股份、派能科技派能科技、昱能科技、昱能科技；同時建議關注科士達科士達、科陸電子科陸電子、永永福股份福股份、盛弘股份盛弘股份等優質儲能企業。PX9UpX9UaViVoOrRoM9PcM7NnPpPpNmOiNnNwPlOoMuN9PqRnMvPpPqNuOqQqO 3 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 正文目錄正文目錄 1.1.儲能剛需屬性深層原因分析儲能剛需屬性深層原因分析 .7 7 1.1 原因一：新能源發展持續提升消納壓力.7 1.2 原因二：居民用電比例提升增加負荷波動.9 1.3 原因三：儲能是提升電力系統靈活性必然選項.

12、12 2.2.國內：風光配儲主線地位不斷夯實國內：風光配儲主線地位不斷夯實 .1313 2.1 配儲政策已全面貫徹執行.14 2.2 發電側：參與輔助服務突破經濟性瓶頸.15 2.3 電網側：儲能調頻盈利能力突出.23 2.4 用戶側：電價市場化是最強催化劑.29 2.5 共享儲能解決經濟性痛點.32 2.6 中標價格回升改善廠商盈利.35 3.3.海外：能源危機帶來歐洲戶儲機遇海外：能源危機帶來歐洲戶儲機遇 .3636 3.1 供需失衡帶來高電價將持續.36 3.2 高電價奠定歐洲戶儲剛需屬性.40 4.4.國內大儲國內大儲+海外戶儲主導需求增量海外戶儲主導需求增量 .4242 4.1 儲能

13、需求框架分析.42 4.2 國內儲能需求快速提升.43 4.3 尋求能源獨立推升歐洲儲能需求.45 4.4 全球儲能高增共振.49 5.5.投資建議投資建議 .5050 5.1 寧德時代：全球鋰電龍頭，整合產業資源打造儲能生態.51 5.2 派能科技：海外市場耕耘多年，渠道優勢明顯.53 5.3 南都電源：一體化布局，聚焦儲能再出發.56 5.4 鵬輝能源：綁定優質客戶，儲能電池快速放量.58 5.5 德業股份：逆變器業務高速成長，大力開拓歐洲市場.60 6.6.風險提示風險提示 .6262 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：全球風光裝機占總發電裝機的比例.7 圖表 2：全球可再生能源發電量占比逐漸

14、提升（TWh）.7 圖表 3：我國新能源累計裝機占比不斷增長.7 圖表 4：我國風電光伏發電量及占比.7 圖表 5：2019-2022H1 我國歷月棄光率.8 圖表 6：2019-2022H1 我國歷月棄風率.8 圖表 7：全國及部分地區棄風率.9 圖表 8：全國及部分地區棄光率.9 圖表 9：我國用電量結構正在發生變化.9 圖表 10：2020 年各國用電結構對比.10 4 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表 11：各國人均居民用電量對比.10 圖表 12：典型工業、工商業、居民用電負荷曲線.11 圖表 13：2022 年夏季部分省市峰值負荷創歷史紀

15、錄（單位：萬千瓦）.11 圖表 14：多省市用電負荷增速高于用電量增速.11 圖表 15：我國靈活調節電源裝機占比較低.12 圖表 16：儲能在發電側參與平抑波動的應用模式.12 圖表 17：儲能參與發電側平抑波動應用效果.12 圖表 18：儲能配合光伏實現將白天的發電量向夜晚用電高峰轉移.13 圖表 19：儲能可以節省電網應對尖峰負荷的投資.13 圖表 20：各地方政府新能源配置儲能政策匯總.14 圖表 21：22H1 我國新增儲能功率同比高增（MW）.15 圖表 22：22H1 我國新增儲能額定能量同比高增（MWh）.15 圖表 23：全國多個省市發布“十四五”期間新增儲能裝機規劃.15

16、圖表 24：部分地區調峰補償費用計算規則.16 圖表 25：典型調峰用儲能技術的度電成本對比.17 圖表 26：10MW/40MWh 儲能系統調峰度電成本測算.17 圖表 27：基于不同補償費用以及儲能成本的系統 IRR 計算.18 圖表 28：光儲一體電站收益模型構成.19 圖表 29：光儲一體模型參數假設.19 圖表 30：光儲一體模型收益構成改變時 IRR 的變化（棄光率 2%）.20 圖表 31：電池儲能參與風電調峰示意圖.20 圖表 32：電池儲能參與光伏調峰示意圖.20 圖表 33：基于不同利用小時數和棄光率的調峰電池儲能配置比例計算.21 圖表 34：以 2021 年棄光計算光伏

17、電站調峰儲能需求.21 圖表 35：基于不同利用小時數和棄風率的調峰電池儲能配置比例計算.22 圖表 36：以 2021 年棄風計算風電調峰儲能需求.23 圖表 37：電網負荷各分量示意圖以及響應應對措施.24 圖表 38：電力系統頻率響應過程.25 圖表 39：一次調頻和二次調頻的區別.25 圖表 40：各地 AGC 調頻服務補償標準.25 圖表 41：典型調頻用儲能技術的里程成本對比（元/MW）.26 圖表 42：9MW/6MWh 儲能系統調頻里程成本測算.27 圖表 43：電池儲能上下調頻區示意圖.28 圖表 44：各類電源累計裝機量（GW）.29 圖表 45：用戶側削峰填谷示意圖.30

18、 圖表 46：2021 年初各地區工商業及其他用電峰谷電價表（元/kWh）.30 圖表 47：2022 年 8 月工商業 1-10kW 各地區峰谷電價表（元/kWh）.31 圖表 48：山東省分時電價走勢.32 圖表 49：基于不同峰谷價差以及成本的系統 IRR 計算.32 圖表 50：第三方投資共享儲能模式示意圖.33 圖表 51：光伏電站租賃儲能可較自建獲得更高的 IRR.33 圖表 52：儲能租賃相較自建 IRR 提升幅度敏感性分析.34 圖表 53：青海省個別光伏電站年度棄光情況.34 圖表 54：共享儲能電站收益模式多元化可獲得更高 IRR.34 圖表 55：磷酸鐵鋰正極價格大幅上漲

19、（元/噸）.35 圖表 56：磷酸鐵鋰電解液價格走勢（元/噸）.35 圖表 57：磷酸鐵鋰電芯原材料成本漲幅明顯（單位：元/kWh）.35 5 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表 58：22 年 8 月儲能電站成本構成.36 圖表 59：儲能系統采購中標價格上升.36 圖表 60：歐洲天然氣價格大幅上漲.36 圖表 61：部分歐洲國家居民電價（歐分/kWh）.37 圖表 62：天然氣占歐洲發電結構的 20%左右.37 圖表 63：歐洲化石燃料高度依賴俄羅斯進口.37 圖表 64：歐盟天然氣對俄依賴程度在 2012-2019 年期間明顯提升.38 圖表

20、65：英國發電裝機結構變化（單位：MW）.38 圖表 66：德國發電裝機結構變化（單位：MW）.38 圖表 67：英國煤炭及核能發電量明顯下降（TWh）.39 圖表 68：德國煤炭及核能發電量明顯下降（TWh）.39 圖表 69：歐洲天然氣產量及消耗量（十億立方米）.39 圖表 70：歐洲天然氣需求及價格預測.39 圖表 71：歐盟尋求建立更多元的能源供給體系.40 圖表 72：德國光儲系統參數以及假設條件.40 圖表 73：歐洲戶用光伏儲能系統收益測算.41 圖表 74：歐洲戶用光伏儲能系統累計費用支出(歐元).41 圖表 75：基于不同電價以及光儲系統成本的 IRR 敏感性分析.42 圖表

21、 76：全球儲能裝機需求框架分析.42 圖表 77：預計下半年國內光伏裝機大幅提升（單位：GW）.43 圖表 78：鋼材價格回落風電成本下降.43 圖表 79：上半年海風招標量大幅增長.43 圖表 80：22 年 1-7 月儲能投運、在建及規劃規模大幅提升（MW）.44 圖表 81：我國儲能裝機需求預測.44 圖表 82：歐洲儲能裝機快速提升.46 圖表 83：2021 年歐洲戶用儲能市場格局.46 圖表 84：德國儲能新增裝機量（MWh）.46 圖表 85：REPowerEU 計劃在 2030 年前新增 600GW 光伏裝機.47 圖表 86：德國家庭購電成本與光儲 LCOE 價差將持續拉大

22、（單位：歐分/kWh）.47 圖表 87：歐洲光伏裝機預期上升（單位：GW）.48 圖表 88：2020 年德國戶用光儲市場情況.48 圖表 89：歐洲戶用儲能需求測算.48 圖表 90：全球儲能需求測算.49 圖表 91：重點公司估值表.50 圖表 92：寧德時代總營收及增速.51 圖表 93：寧德時代儲能業務營收及增速.51 圖表 94：寧德時代近年歸母凈利潤及增速.51 圖表 95：寧德時代近年收益率情況.51 圖表 96：寧德時代儲能業務布局歷程.52 圖表 97：寧德時代各業務收入預測.53 圖表 98：寧德時代盈利預測.53 圖表 99：派能科技近年營業收入及增速.54 圖表 10

23、0：派能科技近年歸母凈利潤及增速.54 圖表 101：派能科技近年收益率情況.54 圖表 102：派能科技儲能業務營收情況.54 圖表 103：派能科技 2022 年募集資金投資項目基本信息.55 圖表 104：派能科技各業務收入預測.55 6 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表 105：派能科技盈利預測.55 圖表 106：南都電源近年營業收入（百萬元）及增速.56 圖表 107：南都電源歸母凈利潤（百萬元）及增速.56 圖表 108：南都電源近年收益率情況.56 圖表 109：南都能源近年各項費用率情況.56 圖表 110：南都電源各業務收入預測.

24、57 圖表 111：南都電源盈利預測.57 圖表 112：鵬輝能源近年營業收入及增速.58 圖表 113：鵬輝能源近年歸母凈利潤及增速.58 圖表 114：鵬輝能源近年收益率情況.59 圖表 115：鵬輝能源近年各項費用率情況.59 圖表 116：鵬輝能源 2022 年募集資金投資項目基本信息.59 圖表 117：鵬輝能源各業務收入預測.59 圖表 118：鵬輝能源盈利預測.60 圖表 119：德業股份近年營業收入及增速.60 圖表 120：德業股份近年歸母凈利潤及增速.60 圖表 121：德業股份近年收益率情況.61 圖表 122：德業股份近年各項費用率情況.61 圖表 123：德業股份各業

25、務收入預測.61 圖表 124：德業股份盈利預測.62 7 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 1.1.儲能剛需屬性深層原因分析儲能剛需屬性深層原因分析 1.11.1 原因一：新能源發展持續提升消納壓力原因一：新能源發展持續提升消納壓力 新能源發電在全球電力系統中的地位不斷提升。新能源發電在全球電力系統中的地位不斷提升。全球電力系統正在經歷從傳統能源向新能源轉型的過程，光伏和風電裝機量在總裝機中的比例，已由2012年的6.7%，提升至 2021 年的 20.9%。據國家能源局，2021 年我國風光裝機量占比達到 26.7%，高于全球平均水平。新能源發電量仍有

26、較大提升空間。新能源發電量仍有較大提升空間。由于風電及光伏發電依賴資源，有效利用小時數較低，發電量占比低于裝機占比。2021 年，全球范圍內可再生能源發電量（除水電外）占總發電量的比例為 12.8%，較裝機比例低 8.1pct 以上；我國風電及光伏發電量占總發電量的比例為 12.1%，較裝機比例低 14.6pct?，F階段較高比例的棄風棄光，以及未來電網對更高比例的可再生能源并網消納現階段較高比例的棄風棄光，以及未來電網對更高比例的可再生能源并網消納的調節問題是我國電力行業面臨的重大挑戰。的調節問題是我國電力行業面臨的重大挑戰。2022 年上半年，全國棄光率為 2.3%，同比升高 0.2 pct

27、；單看 6 月份，全國棄光率同比上升了 0.2 pct，光伏消納仍具有一定壓力。圖表圖表 1 1：全球風光裝機占總發電裝機的比例：全球風光裝機占總發電裝機的比例 圖表圖表 2 2：全球可再生能源發電量占比逐漸提升：全球可再生能源發電量占比逐漸提升（TWTWh h）來源：IRENA，國聯證券研究所 來源：BP，國聯證券研究所 圖表圖表 3 3：我國新能源累計裝機占比不斷增長：我國新能源累計裝機占比不斷增長 圖表圖表 4 4：我國風電光伏發電量及占比：我國風電光伏發電量及占比 來源：國家能源局，國聯證券研究所 來源：國家能源局，國聯證券研究所 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12

28、.0%0100200300400500600700800900201620172018201920202021風電裝機量（GW）光伏裝機量（GW）風電裝機占比光伏裝機占比0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%050001000015000200002500030000201620172018201920202021石油天然氣煤炭核能水電可再生能源其他非水可再生能源發電量占比0%20%40%60%80%100%2015201620172018201920202021火電裝機（%）水電裝機（%）核電裝機（%）風電裝機（%）光伏裝機（%）0.0%1.0%2.0%3.0

29、%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%9.0%-1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,0002015201620172018201920202021風電發電量（億千瓦時）光伏發電量（億千瓦時）風電發電量占比光伏發電量占比 8 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 5 5：2 2019019-20222022H H1 1 我國歷月棄光率我國歷月棄光率 來源：全國新能源消納監測預警中心，國聯證券研究所 2022 年上半年，全國棄風率為 4.2%，同比升高 0.6 pct；6 月單月，全國棄風率同比上升了 0.8

30、pct，風電消納形勢依舊較為嚴峻。圖表圖表 6 6：2 2019019-20222022H H1 1 我國歷月棄風率我國歷月棄風率 來源：全國新能源消納監測預警中心，國聯證券研究所 分地區來看，部分西北部省份的棄風、棄光問題依舊比較嚴重，其中青海省 22年上半年的棄風、棄光率分別達到了 6.5%和 10.9%，甘肅棄風率達 9.1%，新疆棄風率達 6.2%，蒙西地區棄光率達 3.6%。0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019年2020年2021年2022年0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0

31、%8.0%9.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019年2020年2021年2022年 9 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 1.21.2 原因二：居民用電比例提升增加負荷波動原因二：居民用電比例提升增加負荷波動 在發電側新能源比例的提升而帶來的波動以外，由于我國電力消費結構的變化，在發電側新能源比例的提升而帶來的波動以外，由于我國電力消費結構的變化，負荷端的用電波動也在增大。負荷端的用電波動也在增大?？v向對比來看，近年來我國第一產業和第二產業用電量占比持續下降，而第三產業和居民用電占比不斷提高，截至 2022 年上半年，已分別達

32、到 17%和 15%。圖表圖表 9 9：我國用電量結構正在發生變化：我國用電量結構正在發生變化 來源：Wind，國聯證券研究所 橫向對比發達國家，我國居民用電具有較大的提升空間。橫向對比發達國家，我國居民用電具有較大的提升空間。我國產業結構仍然以工業為主，服務業及居民消費處于快速發展過程中；電力消費結構呈現出同樣的特點，未來城市化進程的繼續和產業的轉型升級均會提升我國第三產業和居民用電的比例。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20122013201420152016201720182019202020212022H1第一產業(%)第二產業(%)第三產業(%)城鄉

33、居民生活用電量(%)圖表圖表 7 7：全國及部分地區棄風率：全國及部分地區棄風率 圖表圖表 8 8：全國及部分地區棄光率：全國及部分地區棄光率 來源：全國新能源消納監測預警中心，國聯證券研究所 來源：全國新能源消納監測預警中心，國聯證券研究所 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%2019202020212022H1全國新疆青海蒙西甘肅0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%2019202020212022H1全國甘肅青海寧夏蒙西 10 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表

34、圖表 1010：2 2020020 年各國用電結構對比年各國用電結構對比 來源：中國電力科學研究院，國聯證券研究所 而在人均用電量的角度，我國人均居民用電量大幅低于發達國家，2019 年的數據僅為美國的 16%，日本的 33%。在經濟快速發展帶動消費的背景下，預計我國居民用電量絕對值將保持上升勢頭。圖表圖表 1111：各國人均居民用電量對比：各國人均居民用電量對比 來源：IEA，國聯證券研究所 居民用電負荷難以預測，電網需逐步適應。居民用電負荷難以預測，電網需逐步適應。未來我國第三產業、居民用電占比預計將繼續提升，電網也需要從適應工業負荷向適應民用負荷過渡。工業、工商業和居民用電因為使用習慣的

35、差異，具備不同的負荷特征；工業和工商業用電的單體規模較大，運行相對規律，而居民用電因為單體規模小且分布零散，運行極不規律，增大了對于負荷的預測難度。24.9%34.3%44.2%30.8%51.7%68.2%34.3%33.4%26.1%30.8%32.2%16.1%37.1%30.0%25.0%34.4%13.4%14.6%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%美國日本德國法國韓國中國工業用電(%)商業用電(%)居民用電(%)4,749 2,280 1,675 2,408 1,461 761 16%33%45%32%52%100%0%20%40%60%80%100

36、%120%0500100015002000250030003500400045005000美國日本德國法國韓國中國2019人均居民用電量(kWh/年)中國相對各國比例（%）11 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 1212：典型工業、工商業、居民用電負荷曲線：典型工業、工商業、居民用電負荷曲線 來源：考慮負荷發展和用戶行為的分時電價優化研究，國聯證券研究所 極端天氣的影響加劇了負荷的波動性。極端天氣的影響加劇了負荷的波動性。在全球氣候變化、燃煤供暖逐步取消的背景下，冬季電采暖設備的集中使用進一步提升了峰值負荷，對電網造成了極大的瞬時沖擊。而 202

37、2 年夏季的炎熱天氣使得多個省級電網峰值負荷創歷史新高，較 2021 年峰值提升明顯。圖表圖表 1313：2 2022022 年夏季部分省市峰值負荷創歷史紀錄（單位：萬千瓦）年夏季部分省市峰值負荷創歷史紀錄（單位：萬千瓦）區域區域 日期日期 峰值負荷（萬千瓦）峰值負荷（萬千瓦）備注備注 湖北 2022/8/8 4846 2021 峰值負荷 4175.5 山東 2022/8/3 10077.8 深圳 2022/7/25 2142.62 江蘇 2022/7/12 12600 2021 峰值負荷 12040 河北 2022/6/20 4276.8 2021 峰值負荷 4198.2 河南 2022/6

38、/20 7108 上海 2022/7/14 3352.7 浙江 2022/7/11 10190 2021 峰值負荷 10022 廣東 2022/7/25 14200 2021 峰值負荷 13500 來源：能源雜志，國聯證券研究所 多地用電負荷增速高于用電量增速，電網面臨更加嚴峻挑戰。多地用電負荷增速高于用電量增速，電網面臨更加嚴峻挑戰。隨著小型化、多元化的用戶終端在電力系統中的占比不斷提升，用電負荷波動性將進一步增大。在2010-2021 十一年間，我國多個省市呈現出用電負荷增速高于用電量增速的趨勢，我們認為這樣的趨勢在未來仍將延續，從而對電網造成更大的沖擊。圖表圖表 1414：多省市用電負荷

39、增速高于用電量增速：多省市用電負荷增速高于用電量增速 區域區域 用電負荷（萬千瓦）用電負荷（萬千瓦）用電量（億千瓦時）用電量（億千瓦時）負荷增速與用負荷增速與用電量增速差值電量增速差值 20102010 20212021 CAGRCAGR 20102010 20212021 CAGRCAGR 廣東 6543 13500 6.81%4060 7866.6 6.20%0.61%0.61%江蘇 6034 12040 6.48%3864 7101 5.69%0.79%0.79%浙江 4183 10022 8.27%2821 5514 6.28%1.99%1.99%四川 2091 5167 8.57%1

40、549 3275 7.04%1.53%1.53%安徽 1871 4740 8.82%1078 2715 8.76%0.06%0.06%重慶 1025 2435 8.18%626 1341 7.17%1.01%1.01%廣西 1244 3041.7 8.47%993 2236 7.66%0.81%0.81%12 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 河南 3750 6515 5.15%2354 3647 4.06%1.09%1.09%河北 2300 4179 5.58%2692 4294 4.34%1.24%1.24%湖北 2165.3 4176 6.15%13

41、30 2472 5.80%0.36%0.36%遼寧 2078 3654 5.26%1715 2576 3.77%1.50%1.50%山西 1868.6 3821 6.72%1460 2608 5.42%1.30%1.30%來源：能源雜志，國家能源局，國家統計局，中國統計年鑒，國聯證券研究所 1.31.3 原因三：儲能是提升電力系統靈活性必然選項原因三：儲能是提升電力系統靈活性必然選項 我國靈活調節電源比重低，應對源荷高波動性的能力需加強。我國靈活調節電源比重低，應對源荷高波動性的能力需加強。提升電網靈活性主要指提高調峰和調頻能力，依賴于電池儲能、抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源的配合。根據中電

42、聯 2020 年 5 月發布的煤電機組靈活性運行政策研究，我國靈活調節電源裝機占比不足 6%，“三北”地區新能源裝機富集，但靈活調節電源不足 3%，調節能力先天不足。比較而言，天然氣發電比例較高的歐美國家靈活電源比重較高，美國、西班牙、德國占比分別為 49%、34%、18%。圖表圖表 1515：我國靈活調節電源裝機占比較低：我國靈活調節電源裝機占比較低 來源：中電聯，國聯證券研究所 配置儲能可以促進新能源消納，減少棄風、棄光損失。配置儲能可以促進新能源消納，減少棄風、棄光損失。儲能系統參與發電側的平抑波動，可從源頭降低風力和光伏發電并網的波動性，大幅提升可再生能源并網消納能力，為大規模的可再生

43、能源發電外送和應用提供技術支撐。配置儲能可提供系統慣量支撐，補充電網調頻能力。配置儲能可提供系統慣量支撐，補充電網調頻能力?；痣?、水電、核電和天然氣49%34%18%6%0%10%20%30%40%50%60%美國西班牙德國中國圖表圖表 1616：儲能在發電側參與平抑波動的應用模式：儲能在發電側參與平抑波動的應用模式 圖表圖表 1717：儲能參與發電側平抑波動應用效果：儲能參與發電側平抑波動應用效果 來源：儲能在高占比可再生能源系統中的應用及關鍵技術，國聯證券研究所 來源：儲能在高占比可再生能源系統中的應用及關鍵技術，國聯證券研究所 13 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業

44、報告行業深度研究 等發電方式都通過發電機輸出電能，汽輪機組的轉動慣量可以在電網出現頻率波動時，延緩波動趨勢。但風電機組的轉動慣量較?。ㄓ捎谵D速較慢）；而光伏發電不具備轉動慣量（沒有轉動設備）。風光電源比例的提升，使得電網應對頻率突變時的響應能力大幅下降。以電化學儲能為代表的儲能方式具有快速的響應速率，可以在電網頻率波動時提供電網慣量支撐，并且自動響應進行調頻。圖表圖表 1818：儲能配合光伏實現將白天的發電量向夜晚用電高峰轉移：儲能配合光伏實現將白天的發電量向夜晚用電高峰轉移 來源：SolarPower Europe，國聯證券研究所 配置儲能可保障短時尖峰供電，大幅節省電網投資。配置儲能可保障

45、短時尖峰供電，大幅節省電網投資。傳統電網投資建設的容量需要能夠滿足尖峰負荷，但尖峰的持續時間很短，由此會形成高容量的利用率低下的問題。例如 2019 年江蘇最大負荷為 1.05 億千瓦，超過 95%最高負荷持續時間只有 55小時，在全年運行時長的占比僅為 0.6%，但滿足此尖峰負荷供電所需投資高達 420 億左右；而如果采用 500 萬千瓦/2 小時的電池儲能以保障尖峰負荷供電，所需投資縮減為 200 億左右，大幅節省電網投資。圖表圖表 1919：儲能可以節省電網應對尖峰負荷的投資：儲能可以節省電網應對尖峰負荷的投資 來源：SolarPower Europe，國聯證券研究所 配置儲能是新能源發

46、電的重要趨勢。配置儲能是新能源發電的重要趨勢。隨著光伏及風能發電比例的提升，其波動性、間歇性和非靈活調節等先天缺陷越發明顯。在未來的新能源發電項目中，通過配置儲能以改善用電質量，維持電網穩定，已經基本成為行業內的共識。2.2.國內：風光配儲主線地位不斷夯實國內：風光配儲主線地位不斷夯實 14 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 2.12.1 配儲政策已全面貫徹執行配儲政策已全面貫徹執行 多省區發布新能源配儲政策，助推電源側儲能裝機提升。多省區發布新能源配儲政策，助推電源側儲能裝機提升。我國新能源配置儲能的政策正在經歷從鼓勵建立可再生能源配套儲能試點工程，到新

47、建光伏、風電項目要求批量化配置儲能的轉變。根據北極星儲能網，截至 2022 年 7 月，已有 23 個省區發布新能源配儲政策，其中 2022 年共有 15 個地區發布新能源配儲政策，新建光伏風電項目通過自建或租用共享儲能等方式的配儲比例大多位于 1025%，配置儲能時長一般要求 2 小時以上。圖表圖表 2020：各地方政府新能源：各地方政府新能源配置配置儲能政策匯總儲能政策匯總 來源：北極星儲能網，國聯證券研究所 上半年儲能投運規模顯著上升。上半年儲能投運規模顯著上升。根據 CESA 統計，2022 年上半年，我國并網、投運的電化學儲能項目總數為 51 個，較去年同期增加 4 個；項目體量顯著

48、擴大，總裝機規模為 392MW/919MWh，裝機功率及額定能量分別同比增加 70.2%和 161.2%。其中用戶側儲能（35MW）裝機較去年基本持平，電網側儲能（80MW）裝機同比增長 30.52%，電源側輔助服務儲能（116MW）、集中式新能源儲能（152MW）以及分布式及微網儲能（9.0MW）規模提升較大，分別同比增長 81.64%、128.33%和 150.35%。15 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 2121：2 22 2H H1 1 我國新增儲能功率同比高增（我國新增儲能功率同比高增（MWMW）圖表圖表 2222：2 22 2H H

49、1 1 我國新增儲能額定能量同比高增（我國新增儲能額定能量同比高增（MWhMWh）來源：CESA，國聯證券研究所 來源：CESA，國聯證券研究所“十四五”期間儲能行業有望實現高速發展?！笆奈濉逼陂g儲能行業有望實現高速發展。據 CNESA，2021 年我國新型儲能新增投運規模為 2.4GW，而 2021 年國內新增規劃及在建的新型儲能規模達到 23.8GW，并且其中百兆瓦級的大型項目數量較以往明顯增加。據工信部數據，2021 年我國儲能型鋰電池產量為 32GWh；而 2022 年上半年儲能電池產量為 32GWh，已經達到 2021全年的水平。另外根據我們統計到的 15 個省區的“十四五”規劃，

50、預計“十四五”期間新增儲能裝機將超過 50.3GW，行業有望實現高速發展。圖表圖表 2323：全國多個省市發布“十四五”期間新增儲能裝機規劃：全國多個省市發布“十四五”期間新增儲能裝機規劃 時間時間 省份省份 政策名政策名 20252025 年儲能規劃（年儲能規劃（GWGW）2022 年 8 月 江蘇 江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案 2.6 2022 年 7 月 江西 江西省碳達峰實施方案 1 2022 年 6 月 山東 山東省能源保障網建設行動計劃 5 2022 年 6 月 廣西 廣西可再生能源發展“十四五”規劃 2 2022 年 6 月 浙江 浙江省“十四五”新型儲能發展規劃 3 2

51、022 年 6 月 山西 山西省可再生能源發展“十四五”規劃環境影響報告書（征求意見稿）6 2022 年 5 月 湖北 湖北省能源發展“十四五”規劃 2 2022 年 4 月 廣東 廣東省能源發展“十四五”規劃 2 2022 年 4 月 河北 河北省“十四五”新型儲能發展規劃 4 2022 年 3 月 安徽 安徽省新型儲能發展規劃（2022-2025）3 2022 年 3 月 內蒙古 內蒙古自治區“十四五”電力發展規劃 5 2022 年 2 月 青海 青海省能源發展“十四五”規劃 6 2022 年 2 月 河南 河南省“十四五”現代能源體系和碳達峰碳中和規劃 2.2 2022 年 1 月 天津

52、 天津市可再生能源“十四五”發展規劃 0.5 2022 年 1 月 甘肅 甘肅省能源發展“十四五”規劃 6 總計 50.3 來源：北極星儲能網，國聯證券研究所 2.22.2 發電側：參與輔助服務突破經濟性瓶頸發電側：參與輔助服務突破經濟性瓶頸 356646264351529801160204060801001201401602021年上半年2022年上半年819661333780231151744200501001502002503003504004502021年上半年2022年上半年 16 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 發電側配套儲能最初是為解決風電

53、、光伏消納問題，但增加投資帶來的電站收益發電側配套儲能最初是為解決風電、光伏消納問題，但增加投資帶來的電站收益率下降成為當前亟待解決的難題。率下降成為當前亟待解決的難題。國家發改委、能源局于 2021 年 8 月發布的關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知，標志著儲能在發電側的商業模式逐漸明晰，未來可以更靈活的方式來解決棄風棄光，兼顧消納和經濟性。文件對于儲能商業模式的優化主要體現在以下方面：1）明確可再生能源并網消納的責任主體，保障性并網由電網公司承擔，市場化并網由發電企業承擔；隨著成本下降，電網承擔的消納規模和比例將有序調減；鼓勵可再生能源企業在保障性并網以外自建或

54、購買儲能和調峰能力。2）明確約束監管機制，電網調度機構將不定期對儲能項目開展調度測試，確保運營方從長期運營的角度選擇儲能方案，從而提高儲能項目的整體質量。3）鼓勵以 10 年以上長期協議購買儲能調峰服務，有望保障儲能項目收益的長期穩定性，獲得可預期的現金流。發電側配套經濟性是當前主要制約發電側配套經濟性是當前主要制約 儲能參與輔助服務市場的經濟性已初步顯現。儲能參與輔助服務市場的經濟性已初步顯現。全國各地已陸續發布輔助服務市場規則，明確了調峰、調頻服務的補償標準，當性能指標和規模的障礙逐步掃除，未來儲能參與輔助服務市場的力度將主要由項目經濟性決定。調峰是一種容量調節，參與機組需要具有較大容量。

55、綜合各地調峰補償費用規則，調峰補償費用普遍在 0.20.6 元/kWh 的水平，福建補償費用最高，達到 1 元/kWh。同時參與調峰的儲能都有規模要求，普遍在 10MW/20MWh 以上，儲能機組需具備 2 小時時長，其中安徽、福建、湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即儲能機組需具備 4 小時時長。圖表圖表 2424：部分地區調峰補償費用計算規則：部分地區調峰補償費用計算規則 地區地區 儲能規模儲能規模準入門檻準入門檻 調調峰補償費峰補償費（元（元/kWhkWh）貴州 0.2 廣西 0.396 山東 5MW/10MWh 及以上 0.4 甘肅 0.5 新疆 5MW/10MWh及以上 0.5

56、5 江西 0.6 湖北 10MW/40MWh 及以上 0.6 江蘇 啟停調峰 20MW/40MWh 及以上 0.6 云南 0.6624 青海 10MW/20MWh 及以上 0.7 廣東 0.793 福建 10MW/40MWh 及以上 1 河南 0.3-0.7 安徽 10MW/40MWh 及以上 0.3-0.8 山西 20MW/40MWh 及以上 0.75-0.95 17 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 浙江 低谷填谷：0.4，高峰填谷 0.5，削峰填谷：0.5 湖南 緊急短時調峰：10MW 及以上 深度調峰：0.2，緊急短時調峰：0.6 遼寧 深度調峰：

57、0.4-1，用戶側儲能雙邊交易：0.1-0.2 吉林 深度調峰：0.4-1，用戶側儲能雙邊交易：0.1-0.2 黑龍江 深度調峰：0.4-1，用戶側儲能雙邊交易：0.1-0.2 來源：北極星電力網，國家能源局南方監管局，國聯證券研究所 對比用于調峰的靈活性電源的度電成本，抽水蓄能度電成本最低，三元電池最高，磷酸鐵鋰位于中間。但抽水蓄能由于地理位置限制，不能靈活布置于所有需要調峰場地，三元電池倍率性強，但受制于循環壽命，而磷酸鐵鋰電池兼顧了放電速率和循環磷酸鐵鋰電池兼顧了放電速率和循環壽命，是最理想的調峰電源。壽命，是最理想的調峰電源。圖表圖表 2525：典型調峰用儲能技術的度電成本對比：典型調

58、峰用儲能技術的度電成本對比 來源：儲能的度電成本和里程成本分析，國聯證券研究所 根據我們的測算，假設采用 10MW/40MWh 儲能系統用于調峰，考慮 8%貼現率以及補償費用為 0.6 元/kWh 下，系統以每天“一充一放”的模式運行，LCOE 為 0.7 元/kWh左右，按照 15 年使用壽命計算，其 IRR 為 9.1%；而采用“兩充兩放”可降低至 0.5元/kWh，IRR 高達 21.5%。圖表圖表 2626：10MW/40MWh10MW/40MWh 儲能系統調峰度電成本測算儲能系統調峰度電成本測算 參數參數類型類型 參數參數名稱名稱 設置值設置值 單位單位 備注備注 儲能電站參數儲能電

59、站參數 儲能電站功率 10,000 kW 放電時間 4 h 電池配置容量 40,000 kWh 年運營天數 350 天 假設每年 15 天用于檢修 鋰電池放電深度(DOD)95%放電時長越長，深度值越高 鋰電池衰減率 3%每年 殘值率 5%僅有電池可回收金屬 循環次數 5000 次 使用年限 14.29 年 貼現率 8%成本測算成本測算 電站電站單位單位投資成本投資成本 1.891.89 元元/Wh/Wh 成本成本占比占比 電池組 PACK 1.2 元/Wh 63.5%儲能變流器(PCS)0.25 元/Wh 13.2%0.210.610.710.670.620.860.250.820.950.

60、880.821.2600.20.40.60.811.21.400.20.40.60.811.21.4抽水蓄能鉛碳電池全釩液流電池鈉硫電池磷酸鐵鋰電池三元鋰電池 18 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 升壓變 0.05 元/Wh 2.6%能量管理系統 0.04 元/Wh 2.1%EPC-線路、施工、土建 0.30 元/Wh 15.9%前期開發、設計 0.05 元/Wh 2.6%電站投資電站投資總額總額 7,560.07,560.0 萬萬元元 運運維維成本成本 1 1 萬萬元元/年年 計算結果計算結果 每天：一每天：一充充一放一放 系統工作年限 14.29 年

61、 LCOE 0.7 元/kWh 每天：每天：兩充兩兩充兩放放 系統工作年限 7.14 年 LCOE 0.5 元/kWh 來源：國聯證券研究所測算 基于目前大部分省市的調峰補償費用，配置相同比例的儲能電池，均采用每天一充一放的模式運行，在儲能單位成本降低的情況下，15 年電池使用壽命期間，其 IRR 顯著提高。當儲能單位成本降低至 1.6 元/Wh 且補償費用為 0.6 元/kWh 時，IRR 可達 10.1%；若儲能單位投資成本增加至 2.4 元/Wh，補償費用達到 1 元/kWh時其 IRR 仍可達到 9.6%，儲能系統已初步具備經濟性。圖表圖表 2727：基于不同補償費用以及儲能成本的系統

62、：基于不同補償費用以及儲能成本的系統 I IRRRR 計算計算 補償費補償費用（元用（元/kWhkWh）0.20.2 0.40.4 0.60.6 0.80.8 1 1 儲能儲能單位單位投資（元投資（元/Wh/Wh）1 7.7%14.3%22.9%34.2%48.5%1.2 5.1%10.5%17.2%25.5%35.8%1.4 3.2%7.7%13.2%19.8%27.7%1.6 1.5%5.4%10.1%15.6%22.0%1.8 0.1%3.6%7.7%12.4%17.8%2-1.1%2.1%5.7%9.8%14.5%2.2-2.1%0.7%4.0%7.7%11.8%2.4-3.1%-0.

63、4%2.5%5.9%9.6%來源：國聯證券研究所測算 隨著儲能在發電側的應用不斷推廣，我們認為未來的光伏電站收益模型將發生較大變化，應該考慮到儲能降低棄光產生的收益、參與調峰調頻產生的收益、以及碳排放交易產生的收益等因素的影響。19 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 2828：光儲一體電站收益模型構成：光儲一體電站收益模型構成 來源：國聯證券研究所 我們以 2021 年全國平均情況作為模型輸入條件：全年利用小時數 1163 小時，棄光率 2%，平均燃煤標桿上網電價 0.36 元/kWh，考慮近期組件價格上漲，假設光伏電站造價 4.2 元/W。圖表

64、圖表 2929：光儲一體模型參數假設：光儲一體模型參數假設 類別類別 參數參數 設置值設置值 單位單位 備注備注 光伏電站 裝機容量 100 MW 利用小時數 1,163 h 2021 全國平均光伏利用小時數 棄光率 2%百分比 上網電價 0.36 元/kWh 全國平均燃煤標桿上網電價 光伏電站單位投資 4.2 元/W 項目運營期限 25 年 固定資產殘值率 5%百分比 儲能系統 儲能配置比例 10%百分比 儲能功率 10 MW 日儲能能力-放電時間 2 小時 儲能容量 20 MWh 循環次數 5000 次 按磷酸鐵鋰平均次數計算 年運營天數 350 天 假設每年 15 天用于檢修 儲能單位投

65、資 1.89 元/Wh 電池殘值 5%百分比 調峰補償標準 0.6 元/kWh 調頻補償標準 6 元/MW 參與調頻時間占比 50%百分比 碳排放收益 CCER 項目開發費用 20 萬元 項目開發到減排簽發 8-12 個月，費用 10-20 萬元 碳排放基準 0.877 tCO2/MWh 采用 2020-2021 年碳排放基準值，300MW以上常規燃煤機組數據 CCER 價格 48.34 元/tCO2 根據 2021 年 1 月至今碳市場平均價格 20 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：國聯證券研究所測算 通過我們的模型分析，在棄光率為 2%的條件下

66、，如果儲能僅參與消納，電站收益率會出現下滑；但儲能參與調峰、調頻提供輔助服務后，系統收益率將大幅提升并超過無棄光時的電站收益率。圖表圖表 3030：光儲一體模型收益構成改變時：光儲一體模型收益構成改變時 IRRIRR 的變化（棄光率的變化（棄光率 2 2%）.收益模型構成收益模型構成 .變動幅度變動幅度 來源來源 .全投資全投資 IRRIRR 光伏電站+=6.93%+有棄光+-0.22 pct 棄光=6.71%+儲能消納棄光+-0.83 pct 加儲能僅消納棄光=5.88%+儲能消納棄光+調峰+0.45 pct 儲能調峰=6.33%+儲能消納棄光+調峰+調頻+0.70 pct 儲能調頻=7.0

67、3%+儲能消納棄光+調峰+調頻+碳排放收益+1.41 pct 碳排放收益=8.44%來源：國聯證券研究所 我們認為未來提升光儲一體電站的收益率主要途徑有兩條：1 1）分母端：持續降低系統造價。分母端：持續降低系統造價。在規?；图夹g進度共同作用下，光伏系統、電池組保持了每年 10%以上的成本下降，按照此速度，未來需要 23 年，配置 10%儲能的光伏發電項目即可實現平價，降本實現收益模型分母端降低。2 2）分子端：拓展電站收益來源。分子端：拓展電站收益來源。配置儲能僅僅用來改善棄光、棄風，對于儲能容量未能實現完全利用，隨著電力輔助服務市場的進一步完善，讓儲能更多參與電網調峰、調頻服務，獲得服務

68、補償費，并且在碳排放交易市場搭建完善后，出售碳排放指標獲得收益，打通多種收益來源，提升收益模型分子端。新能源消納壓力提振發電側配儲需求新能源消納壓力提振發電側配儲需求 日前電池儲能在風電、光伏電站最重要的作用是降低棄風、棄光率，在新能源裝機快速增長的背景下，儲能是解決消納的剛需手段。2021 年我國平均棄光率均為 2%，除最高的西藏 25.4%、青海 13.8%之外，大部分有棄光地區的棄光率在 1%5%之間，全年利用小時數在 10001600h 左右。以光伏、圖表圖表 3131：電池儲能參與風電調峰示意圖：電池儲能參與風電調峰示意圖 圖表圖表 3232：電池儲能參與光伏調峰示意圖：電池儲能參與

69、光伏調峰示意圖 來源：西北電網儲能獨立參與調峰模擬分析，國聯證券研究所 來源：西北電網儲能獨立參與調峰模擬分析，國聯證券研究所 21 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 儲能電站全年工作 350 天，配置 2 小時電池儲能，可以調節每日 4060%的發電量，計算得到配置 10%比例的電池儲能，能夠應對 5%以內的棄光率。圖表圖表 3333：基于不同利用小時數和棄光率的調峰電池儲能配置比例計算：基于不同利用小時數和棄光率的調峰電池儲能配置比例計算 利用小時數利用小時數 800800 900900 10001000 11001100 12001200 13001

70、300 14001400 15001500 16001600 17001700 棄光率棄光率 1%1%1.10%1.30%1.40%1.60%1.70%1.90%2.00%2.10%2.30%2.40%2%2%2.30%2.60%2.90%3.10%3.40%3.70%4.00%4.30%4.60%4.90%3%3%3.40%3.90%4.30%4.70%5.10%5.60%6.00%6.40%6.90%7.30%4%4%4.60%5.10%5.70%6.30%6.90%7.40%8.00%8.60%9.10%9.70%5%5%5.70%6.40%7.10%7.90%8.60%9.30%10.

71、00%10.70%11.40%12.10%6%6%6.90%7.70%8.60%9.40%10.30%11.10%12.00%12.90%13.70%14.60%7%7%8.00%9.00%10.00%11.00%12.00%13.00%14.00%15.00%16.00%17.00%8%8%9.10%10.30%11.40%12.60%13.70%14.90%16.00%17.10%18.30%19.40%9%9%10.30%11.60%12.90%14.10%15.40%16.70%18.00%19.30%20.60%21.90%10%10%11.40%12.90%14.30%15.70%

72、17.10%18.60%20.00%21.40%22.90%24.30%來源：國聯證券研究所測算 根據 2021 年各地區的實際利用小時數、棄光率、累計裝機量，計算需配置儲能容量至少要大于每日棄光電量，考慮配置 2 小時電池儲能。最終計算應對 2021 年棄光狀況，需要對全國光伏總裝機配置 3.1%的儲能機組，所需電池儲能至少9.6GW/19.2GWh。圖表圖表 3434：以：以 2 2021021 年棄光計算光伏電站調峰儲能需求年棄光計算光伏電站調峰儲能需求 省份省份 20212021 累累計計裝裝機機(GW)(GW)20212021 年年利利用用小小時數時數 20212021 棄棄光率光率

73、 需配置儲能需配置儲能功率功率(GW)(GW)需配置儲能需配置儲能容量（容量（GWh)GWh)需配置儲能需配置儲能比例比例 貴州 11.37 939 0.40%0.06 0.12 0.5%山東 33.43 1,233 0.90%0.53 1.06 1.6%河北 29.21 1,123 1.80%0.84 1.69 2.9%山西 14.58 1,363 0.90%0.26 0.51 1.8%陜西 13.14 1,382 2.00%0.52 1.04 3.9%浙江 18.42 1,084-內蒙古 14.12 1,558 3.50%1.10 2.20 7.8%江蘇 19.16 1,250-青海 16

74、.32 1,304 13.80%4.19 8.39 25.7%安徽 17.07 1,145-湖北 9.53 1,155-寧夏 13.84 1,500 2.50%0.74 1.48 5.4%江西 9.11 1,025-新疆 13.54 1,533 1.70%0.50 1.01 3.7%廣東 10.2 1,161-甘肅 11.46 1,557 1.50%0.38 0.76 3.3%河南 15.56 1,053 0.10%0.02 0.05 0.2%22 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 黑龍江 4.2 1,622 0.40%0.04 0.08 0.9%湖南 4

75、.51 1,061-遼寧 4.78 1,408 0.40%0.04 0.08 0.8%云南 3.97 1,360 0.20%0.02 0.03 0.4%重慶 0.63 736-福建 2.77 1,109-上海 1.68 1,183-天津 1.78 1,260 0.10%0.00 0.01 0.2%廣西 3.12 1,179-西藏 1.39 667 19.80%0.26 0.52 18.9%北京 0.8 1,302-吉林 3.46 1,536 1.10%0.08 0.17 2.4%四川 1.96 1,529-全全國國 305.11305.11 1,1631,163 2.00%2.00%9.609

76、.60 19.1919.19 3.1%3.1%來源：國家能源局，國聯證券研究所 2021 年我國平均棄風率為 3.1%，除新疆最高 10.3%之外，大部分有棄風地區的棄風率在 3%6%之間，全年利用小時數在 14002400 左右。以風電、儲能電站全年工作 350 天，配置 4 小時電池儲能，可以調節每日 5060%的發電量，計算得到配置 10%比例的電池儲能，能夠應對 6%以內的棄風率。圖表圖表 3535：基于不同利用小時數和棄風率的調峰電池儲能配置比例計算：基于不同利用小時數和棄風率的調峰電池儲能配置比例計算 利用小時數利用小時數 14001400 16001600 18001800 20

77、002000 22002200 24002400 26002600 28002800 30003000 棄風率棄風率 1%1%1.00%1.10%1.30%1.40%1.60%1.70%1.90%2.00%2.10%2%2%2.00%2.30%2.60%2.90%3.10%3.40%3.70%4.00%4.30%3%3%3.00%3.40%3.90%4.30%4.70%5.10%5.60%6.00%6.40%4%4%4.00%4.60%5.10%5.70%6.30%6.90%7.40%8.00%8.60%5%5%5.00%5.70%6.40%7.10%7.90%8.60%9.30%10.00%

78、10.70%6%6%6.00%6.90%7.70%8.60%9.40%10.30%11.10%12.00%12.90%7%7%7.00%8.00%9.00%10.00%11.00%12.00%13.00%14.00%15.00%8%8%8.00%9.10%10.30%11.40%12.60%13.70%14.90%16.00%17.10%9%9%9.00%10.30%11.60%12.90%14.10%15.40%16.70%18.00%19.30%10%10%10.00%11.40%12.90%14.30%15.70%17.10%18.60%20.00%21.40%來源：國聯證券研究所 根據

79、 2021 年各地區的實際利用小時數、棄風率、累計裝機量，計算需配置儲能容量至少要大于每日棄風電量，考慮配置 4 小時電池儲能。最終計算應對 2021 年棄風狀況，需要對全國風電總裝機配置 4.9%的儲能機組，所需電池儲能至少16.19GW/64.76GWh。23 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 3636：以：以 2 2021021 年棄風計算風電調峰儲能需求年棄風計算風電調峰儲能需求 省份省份 20212021 累累計計裝裝機機(GW)(GW)20212021 年年利利用用小小時數時數 20212021 棄棄風率風率 需配置儲能需配置儲能功率

80、功率(GW)(GW)需配置儲能需配置儲能容量（容量（GWh)GWh)需配置儲需配置儲能能比例比例 河南 18.5 2,120 1.70%0.48 1.90 2.6%河北 25.46 2,145 4.60%1.79 7.18 7.0%山西 21.23 2,077 2.50%0.79 3.15 3.7%山東 19.42 1,798 1.50%0.37 1.50 1.9%青海 8.4 1,474 10.70%0.95 3.79 11.3%江蘇 22.34 1,883 -內蒙古 39.96 2,450 8.90%6.22 24.90 15.6%陜西 10.21 1,700 2.30%0.29 1.14

81、 2.8%寧夏 14.55 1,653 2.40%0.41 1.65 2.8%廣東 11.95 1,826 -湖南 8.03 2,028 1.00%0.12 0.47 1.4%廣西 7.41 2,745 -福建 7.35 2,836 -湖北 7.2 1,881 -四川 5.27 2,377 -遼寧 10.87 2,244 2.00%0.35 1.39 3.2%貴州 5.8 1,851 0.50%0.04 0.15 0.7%江西 5.47 2,104 -吉林 6.65 2,309 2.90%0.32 1.27 4.8%新疆 24.08 2,209 7.30%2.77 11.09 11.5%安徽

82、5.11 2,259 -甘肅 17.25 2,022 4.10%1.02 4.09 5.9%重慶 1.65 2,108 -黑龍江 8.35 2,266 1.90%0.26 1.03 3.1%浙江 3.64 2,131 -上海 1.07 2,289 -天津 1.3 1,769 -云南 8.81 2,618 0.10%0.02 0.07 0.2%北京 0.24 2,005 -海南 0.29 1,984 -全全國國 327.86327.86 2,2462,246 3.10%3.10%16.1916.19 64.7664.76 4.9%4.9%來源：國家能源局，國聯證券研究所 根據我們的測算，使用電池

83、儲能應對 2021 年實際棄光、棄風狀況，需配置9.6GW/19.19GWh的電池儲能應對棄光，以及16.19GW/64.76GWh的電池儲能應對棄風，共計 83.95GWh。未來隨著新能源占比進一步提升，應對棄光、棄風的電池儲能需求將進一步增加。2.32.3 電網側：儲能調頻盈利能力突出電網側：儲能調頻盈利能力突出 24 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 電網側儲能建設在輸配電網，以提供輔助服務為主要目的。輔助服務包括調峰、旋轉備用、AGC 調頻、AVC 自動電壓控制、黑啟動等，其中實現調峰功能主要靠抽水蓄能、電化學儲能等形式，目前電網側儲能規模已超 1

84、70GW，其中絕大多數是抽水蓄能，未來鋰電池、液流電池比例將會逐步提升。AGC 調頻是電網側儲能要實現的重要功能，我國電網運行要求穩定在 50Hz 的頻率，也就意味著系統實時發電與負載必須穩定在毫秒級別的時間間隔上，但由于實際電網運行過程中負載端和發電端一直在波動，因此實際電力系統頻率是一直變化的。國內對 3GW 以上的大容量電力系統允許頻率偏差為0.2Hz，對中小容量電力系統允許偏差為0.5Hz。電力系統負荷由不同頻率成分組合而成，因此調頻也需要針對不同負荷分量來分階段執行。電力系統負荷主要包含電力系統負荷主要包含 3 3 種不同規律的變動負荷：種不同規律的變動負荷：隨機負荷分量：隨機負荷分

85、量：變動幅度較小，變化周期較短，一般 10s 以內，浮動在區域負荷 1%以內，每小時波動達上百次，是一次調頻主要處理的對象；脈動負荷分量：脈動負荷分量：變動幅度較大，變化周期較長，一般為 10s 至 15min，浮動在區域負荷的 2.5%以內，每小時波動 20 到 30 次，這類負荷包括電爐、軋鋼機械等；持續負荷分量：持續負荷分量：變化緩慢，浮動在區域負荷的 40%左右，每天波動 10 次以內，引起負荷變化的主要包括工廠作息制度、居民生活規律等。圖表圖表 3737：電網負荷各分量示意圖以及響應應對措施：電網負荷各分量示意圖以及響應應對措施 來源：北極星電力網，國聯證券研究所 電網在頻率偏離正常

86、范圍后，會順序進行慣性響應、一次調頻和二次調頻來糾正，如果頻率還未恢復正常值，將進行三次調頻。以上調頻動作的機理以及實現方式存在很大差別。25 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 3838：電力系統頻率響應過程：電力系統頻率響應過程 來源：電池儲能與清潔能源消納，國聯證券研究所 慣性響應：慣性響應：主要依賴同步發電機組儲存于旋轉質體中轉子動能對系統跌落的阻尼作用，只能在頻率變化后依靠系統慣性維持幾秒；一次調頻：一次調頻：主要利用同步發電機組調速器等系統設備穩定頻率，更多利用系統自身特性自動調節，但只能緩和，主要平衡隨機負荷分量；二次調頻：二次調頻：

87、引入發電機組外部設備完成全部調頻動作，主要依賴 AGC（自動發電控制，Automatic Generation Control），能夠平衡更長周期負荷波動，兩次調頻協調進行對系統快速恢復正常頻率非常重要。圖表圖表 3939：一次調頻和二次調頻的區別：一次調頻和二次調頻的區別 類別類別 機理機理 響應速度響應速度 作用作用 效果效果 容量需求容量需求 一次調頻 利用系統固有負荷頻率特性，及發電機調速器 1030s 平衡隨機負荷分量 屬于有差調節，能夠緩沖，但不能保證解決 系統最高負荷 13%二次調頻 人為或通過自動控制系統(AGC)增減機組負荷，以恢復電網頻率 1-2min 平衡分鐘級和更長周期

88、負荷波動 屬于無差調節，能夠解決 我國要求參與 AGC 額定容量占總裝機 50%以上，參與 AGC 可調容量占系統最高負荷 15%以上 來源：電池儲能系統調頻技術，國聯證券研究所 儲能調頻經濟性突出儲能調頻經濟性突出 調頻是一種功率調節，輸出的是調節里程。調頻是一種功率調節，輸出的是調節里程。各地調頻服務補償費計算需要綜合調頻性能參數 K，而電池儲能憑借優異的響應速度 K1、響應時間 K2、調節精度 K3，綜合調頻性能參數 K 均能滿足準入門檻要求，電池儲能計算 K 值為火電的 23 倍，且均大于 1。按照各地 AGC 調頻服務補償標準，最高調節里程收入可達 615 元/MW。圖表圖表 404

89、0：各地：各地 A AGCGC 調頻服務補償標準調頻服務補償標準 地區地區 補償方式補償方式 可用時間可用時間 調節里程調節里程 調節容量調節容量 準入門檻準入門檻 福建 容量補償+里程補償/調節里程*12 元/MW 調節容量*調用率*240 元/MW(華東)綜合調頻性能指標不小于 0.53 廣東 調頻里程+調頻容量/調節里程*調節性能*(5.5-15)元/MW 中標容量*3.56 元/MW/26 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 蒙西 調頻里程+調頻容量/調節里程*調節性能*(2-12)元/MW 中標容量*50 元/MW 所有新建 AGC 單元 山西 投

90、運時間+調節里程 10 元/小時 調節深度*調節性能*(5-10)元/MW/京津唐 調節里程/調節里程*調節性能*(0-12)元/MW/山東 調節里程/調節里程*調節性能*(0-6)元/MW/甘肅 調節里程/調節里程*調節性能*(0-15)元/MW/四川/合格貢獻量*50 元/MWh/綜合調頻性能不小于 0.7 可申報，1必須參與 充放功率10MW/40MWh 以上 江蘇 基本補償+調節里程/調節深度*調節性能*2 元/MW 中標容量*(0.1-1.2)元/MW 可申報 云南 調頻里程+調頻容量/調節里程*調節性能*(3-8)元/MW 容量*服務時長*(未中標 4 元/MWh、中標 5 元/M

91、Wh)綜合調頻性能指標不小于 0.3 來源：北極星電力網，國聯證券研究所 調頻屬于功率型調節，對響應速度、瞬時功率要求較高，電池、超級電容器、飛輪都可以滿足需求。對比用于調頻的靈活性電源的里程成本，鈦酸鋰電池最低，超級電容器最高，磷酸鐵鋰電池位于中間。但鈦酸鋰的能量密度較低，而且成本較高，超級電容器和飛輪的放電時間低于鋰電池，磷酸鐵鋰電池能夠平衡成本、放電時長、相磷酸鐵鋰電池能夠平衡成本、放電時長、相應速度，是比較理想的調頻電源。應速度，是比較理想的調頻電源。圖表圖表 4141：典型調頻用儲能技術的里程成本對比：典型調頻用儲能技術的里程成本對比（元（元/MW/MW）來源：儲能的度電成本和里程成

92、本分析，國聯證券研究所 假設采用 9MW/6MWh 儲能系統用于調頻，同樣考慮 8%貼現率以及里程補償費用為4.5 元/MW 下，如果響應 3min 的 AGC 調頻指令，里程成本為 6.59 元/MW；如果響應2min 的 AGC 指令，里程成本可降低至 4.39 元/MW，IRR 為 9.4%?？紤]到大部分地區調頻補償費用最高為 6-15 元/MW，已具備經濟性。6.346.086.1812.749.239.089.788.4617.3912.750510152002468101214161820磷酸鐵鋰電池三元鋰電池鈦酸鋰電池超級電容器飛輪 27 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行

93、業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 4242：9MW/6MWh9MW/6MWh 儲能系統調頻里程成本測算儲能系統調頻里程成本測算 類別類別 參數參數 設置值設置值 單位單位 備注備注 儲能電站參數 儲能電站功率 9 MW 放電時間 0.67 h 考慮 40min 時長，可以滿足最長15min 二次調頻需求 電池配置容量 6 MWh 年運營天數 300 天 假設每年使用天數 300 天 鋰電池放電深度(DOD)80%放電時間短，對應深度低 鋰電池衰減率 3%每年 殘值率 5%循環次數 5000 次 使用年限 5 年 貼現率 8%成本測算 電站電站單位單位投資成本投資成本 3.093.09

94、元元/Wh/Wh 成本成本占比占比 電池組 PACK 1.50 元/Wh 48.6%儲能變流器(PCS)0.90 元/Wh 29.0%升壓變 0.30 元/Wh 9.7%能量管理系統 0.04 元/Wh 1.4%EPC-線路、施工、土建 0.30 元/Wh 9.7%前期開發、設計 0.05 元/Wh 1.6%電站投資電站投資總額總額 1,863.01,863.0 萬萬元元 運運維維成本成本 1.01.0 萬萬元元/年年 計算結果 每天：應對每天：應對 3m3minin 級級別別 A AGCGC 調頻調頻指令指令 每天可輸出調節里程 2,160 MW 里程成本 6.59 元/MW 每天：應對每天

95、：應對 2m2minin 級級別別 A AGCGC 調頻調頻指令指令 每天可輸出調節里程 3,240 MW 里程成本 4.39 元/MW 來源：國聯證券研究所測算 儲能調頻需求與電源總裝機正相關儲能調頻需求與電源總裝機正相關 電池儲能需要進行容量控制，通過一次、二次調頻實現上調、下調頻率，對應放電、充電動作，保證有足夠的容量能夠穩定輸出功率，因此電池容量要在調頻結束時保持在 50%SOC 位置。進行充放電操作時，為保證電池壽命和效率，要避免充放電深度過大，一般充放電都預留 10%SOC 的余量。儲能電池充放電輸出功率 P 是相同的，放電時間 t 為一次調頻和二次調頻需要時間總和，因此電池儲能總

96、容量應滿足如下要求：Q=上調頻率放電容量+10%SOC+下調頻率充電容量+10%SOC=2Pt+10%Q+10%Q 28 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 4343：電池儲能上下調頻區示意圖：電池儲能上下調頻區示意圖 來源：電池儲能系統調頻技術，國聯證券研究所 我們使用電池儲能為一臺 600MW（后用 Pe 代替）火電機組進行一次、二次調頻，設定機組參數如下：額定轉速 3000r/min，機組轉速不等率（額定負荷從 100%到 0%轉速升高）一般為 36%，設置二次調頻處理負荷范圍3%Pe。分別計算一次、二次調頻所需要的電池儲能功率及容量：一次調

97、頻：響應時間 5s，穩定時間 40s?；痣姍C組標準頻差死區為fSQ=0.033Hz 或 2r/min，當越過頻差死區后，進行一次調頻，所需調頻電源功率為 P1=火電機組負荷變化限幅=3%Pe=3%*600MW=18MW 所需容量 Q1，為避免儲能電池深充深放，并保證有足夠的調頻深度，根據一次調頻穩定 40s，電池設定安全 SOC 上下限分別為 10%，設置容量為 Q1=2P1t+SOC 下限幅+SOC 上限幅=2*18MW*40s+10%Q+10%Q 計算得到 0.8 Q1=0.4MWh，即 Q1=0.5MWh 二次調頻：AGC 功能在 30s 啟動，至少持續到 15min，功率調節范圍50%

98、100%Pe，功率爬坡能力1%Pe/min，實際火電機組功率爬坡能力最高 3%Pe/min，而電池儲能可以在 2s 內達到指定功率，因此儲能輸出功率完全可以滿足二次調頻功率要求，即 P2=P1=18MW。所需容量 Q2 需至少持續 15min，則設置容量為 Q2=2P2t+SOC 下限幅+SOC 上限幅=2*18MW*（15min-30s）+10%Q+10%Q 計算得到 0.8 Q2=8.7MWh，即 Q2=10.875MWh 能夠完成一次、二次調頻功能的電池儲能總需求：在一次、二次調頻電池功率、容量基礎上，功率取最大值，容量取累計值，計算總功率及容量需求 P=max(P1,P2)=max(1

99、8MW,18MW)=18MW Q=Q1+Q2=0.5MWh+10.875MWh=11.375MWh 29 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 根據計算，能夠完成 600MW 火電機組一次、二次調頻動作的電池儲能功率和容量為 18MW/12MWh，儲能對應機組功率 3%，儲能時長 0.67h。在之前實際項目中，配套火電用于調頻儲能機組，通常按照機組額定出力 3%、電池容量按 0.5h 配置，但實際過程中遇到 0.5h 電池容量的日循環次數太多縮短電池壽命的問題，因此我們認為未來配置額定出力 3%、放電時長 40min 的儲能系統會是主要方向。截止 2021 年

100、底，我國各類電源總裝機已達 2377GW，其中火電裝機 1297GW，占比最高達到 55%，但新能源裝機占比已增長至 27%。未來隨著新能源占比提升，電網調頻需求將進一步增加，按照我們以 600MW 火電機組一次、二次調頻需求計算結果，為所有電源配置額定出力 3%、放電時長 40min 的電池儲能系統，2377GW 電源總裝機需要 71GW/47GWh 的儲能調頻電源，并且會隨著電源總裝機量增長持續提升。根據中科院預測，國內儲能調頻裝機量將保持 8%的年復合增速，未來年調頻裝機需求 1.52GW。圖表圖表 4444：各類電源累計裝機量（：各類電源累計裝機量（G GW W）來源：Wind，國聯證

101、券研究所 2.42.4 用戶側：電價市場化是最強催化劑用戶側：電價市場化是最強催化劑 用戶側儲能在所有方式中市場化程度最高，經濟性驅動規模增長，峰谷套利是最用戶側儲能在所有方式中市場化程度最高，經濟性驅動規模增長，峰谷套利是最主要的盈利模式。主要的盈利模式。2021 年 7 月，國家發改委發布了國家發改委關于進一步完善分時電價機制的通知，要求完善分時電價機制，擴大了儲能在用戶側的峰谷價差套利空間。政策對于用戶側儲能項目經濟性的優化主要體現在以下 2 個方面：1）完善峰谷電價機制，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。2

102、）建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%。-500 1,000 1,500 2,000 2,5002012201320142015201620172018201920202021水電裝機(GW)火電裝機(GW)核電裝機(GW)風電裝機(GW)光伏裝機(GW)30 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 4545：用戶側削峰填谷示意圖：用戶側削峰填谷示意圖 來源：北極星電力網，國聯證券研究所繪制 用戶側儲能削峰填谷的經濟性主要取決于峰谷價差。用戶側儲能削峰填谷的經濟性主要取決于峰谷價差。我們測算對于典型儲能電池，峰谷價差在

103、 0.7 元/kWh 以上將具備套利經濟性，根據各地在 2021 年初公布的銷售電價，我國僅少數地區部分地區具備峰谷套利空間。圖表圖表 4646：20212021 年初各地區工商業及其他用電峰谷電價表（元年初各地區工商業及其他用電峰谷電價表（元/kWhkWh）來源：北極星電力網，國聯證券研究所 而 2022 年 8 月，全國電網代理購電峰谷價差超過 0.7 元/kWh 的省區有 18 個，8 月國內峰谷價差最高的地區為海南?。?.30 元/kWh），全國范圍內峰谷價差套利空間較 2021 年初呈現明顯擴大趨勢。不過大部分地區的峰谷價格比例沒有達到 通知中要求的 4:1 或 3:1 的水平，且僅

104、有 12 個省市設立了尖峰電價機制，整體來看，全國范圍內峰谷價差套利仍有較大提升空間。31 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 4747：20222022 年年 8 8 月工商業月工商業 1 1-10kW10kW 各地區峰谷電價表（元各地區峰谷電價表（元/kWhkWh）省市省市 尖峰電價尖峰電價 1 1 高峰電價高峰電價 2 2 平段電價平段電價 3 3 低谷電價低谷電價 4 4 最大峰最大峰谷價差谷價差 （1 1-4 4）峰平價差峰平價差 （2 2-3 3）峰谷電價峰谷電價 倍數倍數 尖峰電價尖峰電價 上浮比例上浮比例 海南省 1.6482 1.

105、3735 0.8190 0.3437 1.30 0.55 4.00 20.00%廣東?。ㄖ槿俏迨校?.5122 1.2153 0.7263 0.2932 1.22 0.49 4.14 24.43%湖南省 1.4345 1.2031 0.7693 0.3355 1.10 0.43 3.59 19.23%重慶市 1.3206 1.1084 0.7107 0.2996 1.02 0.40 3.70 19.14%黑龍江省 1.3427 1.1230 0.7570 0.3909 0.95 0.37 2.87 19.56%浙江省 1.3229 0.9827 0.7559 0.4006 0.92 0.23

106、 2.45 34.62%吉林省 1.3121 1.1009 0.7490 0.3970 0.92 0.35 2.77 19.18%安徽省 1.2212 1.1539 0.6905 0.3066 0.91 0.46 3.76 5.83%湖北省 1.2906 1.0761 0.7371 0.3773 0.91 0.34 2.85 19.93%遼寧省 1.2511 1.0077 0.6831 0.3584 0.89 0.32 2.81 24.15%江蘇省 1.1738 1.1738 0.7021 0.3172 0.86 0.47 3.70 暫無尖峰電價 內蒙古自治區（蒙東）1.1026 0.9226

107、 0.6225 0.3225 0.78 0.30 2.86 19.51%陜西省 1.1017 0.9258 0.6326 0.3395 0.76 0.29 2.73 19.00%廣西壯族自治區 1.0792 0.9080 0.6226 0.3372 0.74 0.29 2.69 18.85%山東省 1.1397 0.9712 0.6903 0.4095 0.73 0.28 2.37 17.35%天津市 1.1185 1.1185 0.7696 0.3928 0.73 0.35 2.85 暫無尖峰電價 河南省 1.0696 1.0696 0.6917 0.3603 0.71 0.38 2.97

108、暫無尖峰電價 新疆 0.8504 0.7087 0.4309 0.1531 0.70 0.28 4.63 19.99%四川省 0.9396 0.9396 0.6127 0.2858 0.65 0.33 3.29 暫無尖峰電價 北京市（城區）1.2188 1.1464 0.8435 0.5742 0.64 0.30 2.00 6.32%河北?。奖保?.9368 0.8051 0.5856 0.3661 0.57 0.22 2.20 16.36%河北?。暇W）0.9951 0.8640 0.6454 0.4268 0.57 0.22 2.02 15.17%福建?。ǜＶ荩?.8767 0.8767

109、 0.5937 0.3107 0.57 0.28 2.82 暫無尖峰電價 山西省 0.8579 0.8579 0.5663 0.2989 0.56 0.29 2.87 暫無尖峰電價 貴州?。▋刹恐齐姸入妰r）0.8320 0.8320 0.5631 0.2942 0.54 0.27 2.83 暫無尖峰電價 寧夏回族自治區 0.7545 0.7545 0.5101 0.2657 0.49 0.24 2.84 暫無尖峰電價 上海市 0.9383 0.9383 0.8211 0.4522 0.49 0.12 2.07 暫無尖峰電價 內蒙古自治區（蒙西）0.7462 0.6485 0.4900 0.31

110、51 0.43 0.16 2.06 15.07%青海省 0.6816 0.5680 0.4188 0.2696 0.41 0.15 2.11 20.00%江西省 0.8883 0.8883 0.6895 0.4907 0.40 0.20 1.81 暫無尖峰電價 云南省 0.5868 0.5868 0.4040 0.2339 0.35 0.18 2.51 暫無尖峰電價 甘肅省 0.7471 0.7471 0.6112 0.4942 0.25 0.14 1.51 暫無尖峰電價 來源：北極星儲能網，國聯證券研究所 以山東省為例，8 月最大峰谷價差為 0.73 元/kWh，峰平價差為 0.28 元/k

111、Wh；按一座儲能電站規模為 100MW/200MWh，每年 300 天，每天 1 次完整充放電，每年峰谷 32 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 套利收益約為 3430 萬元；假設儲能 EPC 建設成本為 1750 元/kWh，則投資回收期為9.8 年，按照 20 年使用壽命計算 IRR 為 9.27%。圖表圖表 4848：山東省分時電價走勢：山東省分時電價走勢 來源：國網山東省電力公司，國聯證券研究所 考慮到今年儲能 EPC 建設成本基本位于 1500-2000 元/kWh 中間，在峰谷價差大于 0.7 元/kWh 時，按照 20 年使用壽命期間，儲能電

112、站的 IRR 基本均可大于 8%。若建設成本降至 1500 元/kWh，則峰谷價差為 0.6 元/kWh 時亦具有經濟性。由于電價市場由于電價市場化后峰谷差增大，儲能電站對于成本的價格接受度逐漸較高，進一步提升了用戶側儲化后峰谷差增大，儲能電站對于成本的價格接受度逐漸較高，進一步提升了用戶側儲能的滲透率。能的滲透率。圖表圖表 4949：基于不同峰谷價差以及成本的系統：基于不同峰谷價差以及成本的系統 I IRRRR 計算計算 峰谷價差（元峰谷價差（元/kWhkWh）0.20.2 0.40.4 0.60.6 0.70.7 0.80.8 1 1 1.21.2 建設成本（元建設成本（元/KWhKWh）

113、1200-2.0%5.9%12.5%15.6%18.8%25.3%32.3%1500-4.1%3.0%8.6%11.2%13.7%18.8%24.0%1600-4.7%2.2%7.6%10.1%12.5%17.2%22.0%1800-5.7%0.9%5.9%8.2%10.3%14.6%18.8%2000-6.5%-0.2%4.5%6.6%8.6%12.5%16.2%2200-7.3%-1.2%3.3%5.3%7.1%10.7%14.2%2500-8.2%-2.4%1.8%3.6%5.3%8.6%11.7%來源：國聯證券研究所測算 2.52.5 共享儲能解決經濟性痛點共享儲能解決經濟性痛點 由第

114、三方運營的，具備獨立主體的共享儲能電站有望發揮儲能價值。由第三方運營的，具備獨立主體的共享儲能電站有望發揮儲能價值。共享儲能電站以電網為紐帶，整合分散的電源側、電網側、用戶側儲能資源，統一協調服務于網內所有主體。針對用戶自建的分布式儲能，在保證用戶使用的前提下，使其為電網提供輔助服務獲得收益；針對大容量集中式儲能，通過優化調控使其可同時為多個用戶提供服務，獲取儲能服務使用費。0.000.200.400.600.801.001.20電價（元/kwh）33 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 5050：第三方投資共享儲能模式示意圖：第三方投資共享儲能模

115、式示意圖 來源：第三方投資共享儲能電站商業模式及其經濟性評價（俞容江等），國聯證券研究所 共享儲能的收入來源很大一部分來自于容量租賃，共享儲能的收入來源很大一部分來自于容量租賃，已有多個省份發文明確容量已有多個省份發文明確容量租賃價格。租賃價格。8 月 22 日河南省發改委發布了河南省“十四五”新型儲能實施方案，突出建立共享儲能租賃制度，2022 參照租賃價格為 200 元/kWh/年。9 月 1 日山東省能源局發布關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施，容量補償費用暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的 2 倍執行。對于新能源電站投資方而言，共享儲能有利于維持項目對于新能源

116、電站投資方而言，共享儲能有利于維持項目 IRRIRR。根據我們的測算，假設光伏利用小時數為 1500h，棄光率為 2.5%，新建 100MW 光伏電站需按 10%-2h 配建或租賃儲能設施。光伏電站不配套儲能的 IRR 為 6.89%，若只考慮儲能提供消納的功能，自建儲能將使項目 IRR 降低至 5.63%，而以 150 元/kWh/年的價格租賃相應容量的共享儲能可使 IRR 維持在 6.11%。圖表圖表 5151：光伏電站租賃儲能可較自建獲得更高的：光伏電站租賃儲能可較自建獲得更高的 IRRIRR 假設條件假設條件 單位單位 數值數值 棄光率 2.5%利用小時數 h 1500 光伏建設成本

117、元/W 4.2 儲能建設成本 元/Wh 1.9 儲能租賃成本 元/kWh/年 150 光伏上網電價 元/kWh 0.36 光伏裝機容量 MW 100 配儲比例 10%配儲時長 h 2 情景情景 項目項目 IRRIRR 變動幅度變動幅度 光伏電站不配置儲能 6.89%光伏電站自建儲能 5.63%-1.26pct 光伏電站租賃儲能 6.11%+0.48pct 來源：國聯證券研究所測算 我們將儲能租金和儲能建設成本對項目 IRR 的影響進行敏感性測算，發現租金在 34 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 150 元/kWh/年的條件下，即使儲能建設投資降低至 1.

118、4 元/Wh，選擇租賃而非自建儲能對于光伏電站投資方而言仍然是更具經濟性的選擇。圖表圖表 5252：儲能租賃相較自建：儲能租賃相較自建 IRRIRR 提升幅度敏感性分析提升幅度敏感性分析 儲能租金（元儲能租金（元/kWhkWh/年）年）120120 130130 140140 150150 160160 170170 180180 190190 200200 儲能建設投資（元儲能建設投資（元/Wh/Wh）1.31.3 0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%-0.43%-0.52%1.41.4 0.30%0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16

119、%-0.25%-0.34%-0.43%1.51.5 0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%1.61.6 0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.07%-0.16%-0.25%1.71.7 0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.07%-0.16%1.81.8 0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.02%-0.07%1.91.9 0.75%0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.11%0.02%2 2 0.84%0.

120、75%0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.20%0.11%2.12.1 0.93%0.84%0.75%0.66%0.57%0.48%0.38%0.29%0.20%2.22.2 1.02%0.93%0.84%0.75%0.66%0.57%0.47%0.38%0.29%來源：國聯證券研究所測算 新能源配儲參與消納的項目利用率較低新能源配儲參與消納的項目利用率較低。根據我們此前的測算，當前國內新能源發電項目普遍采用的 10%/2h 的儲能配置比例可滿足棄光率在 5%以內的消納需求。然而 2021 年全國平均棄光率為 2%，根據我們的測算，通過配置 3.1%/2h 的儲能即可滿足消納

121、需求，因此以因此以較較高比例配高比例配建建的儲能存在容量過剩的風險，的儲能存在容量過剩的風險，從而造成利用率較低，從而造成利用率較低，影響項目經濟性。影響項目經濟性。另外，發電側分散的配建儲能單體容量相對較小，難以響應電網的統一調度，在提供輔助服務的方面同樣受到限制。圖表圖表 5353：青海省個別光伏電站年度棄光情況：青海省個別光伏電站年度棄光情況 光伏電站光伏電站 A A 光伏電站光伏電站 B B 光伏電站光伏電站 C C 棄光電量超 15%天數 145 141 194 棄光電量超 10%天數 170 151 203 棄光電量超 7.5%天數 185 159 206 棄光電量超 2.5%天數

122、 224 175 225 來源：國家電投，國聯證券研究所 對于共享儲能電站而言，收益模式的多元化顯著提升對于共享儲能電站而言，收益模式的多元化顯著提升 I IRRRR。以 100MW/200MWh 共享儲能電站為例，假設主要收入來源為容量租賃費用和調峰輔助服務收益。假設其建設成本為 1.8 元/Wh，容量租賃費用為 150 元/KWh/年，調峰補償費用為 0.4 元/KWh，每年調峰次數為 100 次，調頻補償費用 4 元/MW，調頻運營 150 天。根據我們測算，隨著收益模式的多元化，獨立的共享儲能電站項目收益率可逐漸提升。圖表圖表 5454：共享儲能電站：共享儲能電站收益模式多元化可獲得更

123、高收益模式多元化可獲得更高 IRRIRR 參數參數 設置值設置值 單位單位 功率 100 MW 容量 200 MWh 單位投資 1.8 元/Wh 循環壽命 5000 次 35 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 儲能壽命 20 年 容量租賃費用 150 元/kWh/年 調峰補償費用 0.4 元/kWh 調峰次數 100 次 調頻補償費用 4 元/MW 年運營天數 150 天 情景情景 項目項目 IRRIRR 變動幅度變動幅度 租賃收入 6.16%租賃收入+調峰 9.78%+3.62pct 租賃收入+調峰+調頻 14.75%+4.96pct 來源：國聯證券研究

124、所測算 2.62.6 中標價格回升改善廠商盈利中標價格回升改善廠商盈利 原材料價格趨穩，電芯成本小幅下降。原材料價格趨穩，電芯成本小幅下降。21 年以來，磷酸鐵鋰正極材料價格大幅上漲，電解液、負極材料、銅箔等原材料價格同樣漲幅明顯。22 年二季度以來，各類原材料價格整體趨穩。圖表圖表 5555：磷酸鐵鋰正極價格大幅上漲（元：磷酸鐵鋰正極價格大幅上漲（元/噸）噸）圖表圖表 5656：磷酸鐵鋰電解液價格走勢（元：磷酸鐵鋰電解液價格走勢（元/噸）噸）來源：百川盈孚，國聯證券研究所 來源：百川盈孚，國聯證券研究所 我們以各類原材料現貨市場均價測算磷酸鐵鋰電芯成本，可以觀察到 22Q2 以來電芯成本漲幅

125、明顯放緩；8 月電芯成本為 762.4 元/kWh，環比下降 0.24%，同比去年8 月上漲 39.4%。圖表圖表 5757：磷酸鐵鋰電芯原材料成本漲幅明顯（單位：元：磷酸鐵鋰電芯原材料成本漲幅明顯（單位：元/kWhkWh）21Q121Q1 21Q221Q2 21Q321Q3 21Q421Q4 22Q122Q1 22Q222Q2 22M822M8 磷酸鐵鋰正極 102.3 117.6 134.8 209.4 339.3 375.5 366.6 電解液 47.9 72.5 94.3 113.5 117.9 81.7 68.0 銅箔 72.4 82.4 85.5 88.0 86.9 87.4 72

126、.8 負極材料 53.8 56.3 58.4 66.4 68.8 70.9 72.5 隔膜 36.0 36.0 36.0 36.3 37.5 37.5 37.5 其他 145.0 145.0 145.0 145.0 145.0 145.0 145.0 合計合計 457.4457.4 509.7509.7 553.9553.9 658.6658.6 795.4795.4 798.0798.0 762.4762.4 環比增長環比增長 11.4%11.4%8.7%8.7%18.9%18.9%20.8%20.8%0.3%0.3%-0.24%0.24%來源：百川盈孚，國聯證券研究所測算 05000010

127、0000150000200000全國磷酸鐵鋰均價020000400006000080000100000120000140000 36 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 目前電池成本約占儲能電站建設成本的 74%，我們構建了儲能系統成本模型，假設21年1月至今變流升壓等其他設備成本，以及EPC等其他費用成本基本保持不變，儲能系統成本由 21 年 1 月的 0.93 元/Wh 上升到 22 年 8 月的 1.32 元/Wh。圖表圖表 5858：2 22 2 年年 8 8 月儲能電站成本構成月儲能電站成本構成 圖表圖表 5959：儲能系統采購中標價格上升：儲能系

128、統采購中標價格上升 來源：共享儲能電站項目可研報告，國聯證券研究所測算 來源：北極星儲能網，國聯證券研究所測算 2 22 2 年上半年儲能系統中標價格偏低，當前廠商盈利空間好轉。年上半年儲能系統中標價格偏低，當前廠商盈利空間好轉。根據我們統計的國內儲能項目中標單價，21 年 3-10 月以及 22 年 2-4 月行業中標均價顯著下滑，與原材料成本的上漲趨勢背離。近期隨著原材料成本的下行，以及中標價格的回升，我們判斷廠商的盈利空間將得到提升。3.3.海外：能源危機帶來歐洲戶儲機遇海外：能源危機帶來歐洲戶儲機遇 3.13.1 供需失衡帶來高電價將持續供需失衡帶來高電價將持續 歐洲能源成本大幅上漲，

129、驅動戶用光儲需求。歐洲能源成本大幅上漲，驅動戶用光儲需求。歐洲各國高通脹在 2021 年下半年就已將能源價格推至高位，而今年年初的俄烏沖突造成全球范圍內的化石能源供應緊缺，國際煤、石油和天然氣價格自年初以來迅速攀升。圖表圖表 6060：歐洲天然氣價格大幅上漲歐洲天然氣價格大幅上漲 來源：Wind，國聯證券研究所 受能源價格上漲影響，歐洲電力價格持續走高。德國居民電價在 2022 年達到電池74%變流升壓系統11%其他設備8%EPC等其他費用7%00.511.52儲能系統采購中標價格（元/Wh）儲能系統成本（測算值，元/Wh）0510152025303540451970-011971-01197

130、2-011973-011974-011975-011976-011977-011978-011979-011980-011981-011982-011983-011984-011985-011986-011987-011988-011989-011990-011991-011992-011993-011994-011995-011996-011997-011998-011999-012000-012001-012002-012003-012004-012005-012006-012007-012008-012009-012010-012011-012012-012013-012014-0120

131、15-012016-012017-012018-012019-012020-012021-012022-01歐洲天然氣價格 37 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 39.92 歐分/千瓦時，同比 2020 年上漲 23.8%。歐洲主要國家居民電價在 2021，2022年仍處于快速上漲階段，預計未來將持續維持高位。高電價極大促進各國居民和工商業用戶對于分布式光伏的旺盛需求，加快各國能源結構轉型的進程。圖表圖表 6161：部分歐洲國家居民電價（歐分部分歐洲國家居民電價（歐分/kWhkWh）來源：HEPI，國聯證券研究所 天然氣在歐洲能源結構中地位重要，且高度依

132、賴俄羅斯進口。天然氣在歐洲能源結構中地位重要，且高度依賴俄羅斯進口。2021 年，歐洲總發電量為 4032.5TWh，其中天然氣發電量為 799.3TWh，占比 19.8%；同時，天然氣占歐洲一次能源消費結構中的 25%，在歐洲能源結構中地位十分重要。歐洲化石燃料高度依賴俄羅斯進口，以德國為例，2020 年從俄羅斯進口的煤炭、石油、天然氣分別占總供給量的 20.9%、37.2%、45.7%。圖表圖表 6262：天然氣占歐洲發電結構的：天然氣占歐洲發電結構的 2020%左右左右 圖表圖表 6363：歐洲化石燃料高度依賴俄羅斯進口：歐洲化石燃料高度依賴俄羅斯進口 來源：BP，國聯證券研究所 來源：

133、IEA，國聯證券研究所 歐盟對于俄羅斯天然氣的需求較為剛性。歐盟對于俄羅斯天然氣的需求較為剛性。2012-2019 年期間，由于在能源轉型過程中大幅削減對煤炭的使用、風電及光伏發電的波動性需要靈活機組調節、氣候變化以及缺乏更合適的供應途徑等多重因素，歐盟對于俄羅斯天然氣的依賴程度明顯提升，即使 2014 年克里米亞事件后依然不改上升趨勢。01020304050607020092010201120122013201420152016201720182019202020212022德國意大利英國瑞士法國歐洲平均價格-500.01000.01500.02000.02500.03000.03500.0

134、4000.04500.02012201320142015201620172018201920202021天然氣石油煤炭核電水電可再生能源其他20.9%37.2%45.7%52.7%18.7%40.9%20.9%16.9%3.0%24.5%16.7%20.0%0%10%20%30%40%50%60%煤炭石油天然氣煤炭石油天然氣煤炭石油天然氣煤炭石油天然氣德國意大利英國法國 38 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 6464：歐盟天然氣對俄依賴程度在：歐盟天然氣對俄依賴程度在 2 2012012-20192019 年期間明顯提升年期間明顯提升 來源：I

135、EA，國聯證券研究所 燃煤及核電機組無法及時填補天然氣的缺口。燃煤及核電機組無法及時填補天然氣的缺口。2012-2020 年，英國火電機組裝機量由 67.5GW 下降至 53.3GW，火電及核電裝機占比由 80.7%下降至 55.5%；德國核電機組裝機量由 12.1GW 下降至 8.1GW，火電及核電裝機占比由 52.4%下降至 44.6%。圖表圖表 6565：英國發電裝機結構變化（單位：英國發電裝機結構變化（單位：MWMW）圖表圖表 6666：德國發電裝機結構變化（單位：德國發電裝機結構變化（單位：MWMW）來源：IRENA，國聯證券研究所 來源：IRENA，國聯證券研究所 2021 年，英

136、國燃煤發電量為 6.5TWh，僅為 2011 年 108.4TWh 的 6%左右；英國核電發電量于2011-2021年之間下降了33.5%，德國燃煤及核電發電量分別下降了38.1%和 36.1%。在高波動的光伏及風電配套的儲能規模不足，天然氣供應受限的情況下，在高波動的光伏及風電配套的儲能規模不足，天然氣供應受限的情況下，我們認為歐洲當前的發電結構難以短期內通過自身的調節緩解用電緊張的局面。我們認為歐洲當前的發電結構難以短期內通過自身的調節緩解用電緊張的局面。0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%0200004000060000800

137、00100000120000140000水電核電火電風電光伏其他風光裝機占比火電+核電占比0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%050000100000150000200000250000300000水電核電火電風電光伏其他風光裝機占比火電+核電占比 39 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 6767：英國煤炭及核能發電量明顯下降（：英國煤炭及核能發電量明顯下降（TWTWh h）圖表圖表 6868：德國煤炭及核能發電量明顯下降（：德國煤炭及核能發電量明顯下降（TWTWh h）來源：BP，國聯證券研究所 來源：BP，國聯

138、證券研究所 本土供給不足的情況難以改善，預計本土供給不足的情況難以改善，預計 2 25 5 年天然氣價格仍處較高水平。年天然氣價格仍處較高水平。2021 年，歐洲天然氣產量為消耗量的 36.8%，且由于產量逐年下降，本土的供需缺口持續拉大。據 IEA 預測，未來歐洲天然氣需求量將緩慢下降，預計 2025 年需求量較 2021 年降低6.1%，不過天然氣價格仍將維持在與 2021 年接近的較高水平。圖表圖表 6969：歐洲天然氣產量及消耗量（十億立方米）：歐洲天然氣產量及消耗量（十億立方米）圖表圖表 7070：歐洲天然氣需求及價格預測：歐洲天然氣需求及價格預測 來源：BP，國聯證券研究所 來源：

139、IEA，國聯證券研究所 新供應體系的建立預計無法短期落地，且經濟性欠佳。新供應體系的建立預計無法短期落地，且經濟性欠佳。歐盟計劃在北美、非洲、亞太地區尋求更多潛在的天然氣供應方案，但是我們認為更加復雜的能源供給體系難以在短期內搭建完畢，而且成本或將大幅高于從俄羅斯進口的管道天然氣。-20.040.060.080.0100.0120.0140.0160.02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021煤炭天然氣核電-50.0100.0150.0200.0250.0300.0350.02011 2012 2013 2014 2015 2

140、016 2017 2018 2019 2020 2021煤炭天然氣核電01002003004005006007002008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年產量消耗量0510152025303501002003004005006002019202020212022E2023E2024E2025E歐洲天然氣需求量（十億立方米）荷蘭TTF（美元/百萬英熱）美國Henry Hub（美元/百萬英熱）亞洲LNG現貨（美元/百萬英熱）40 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究

141、 圖表圖表 7171：歐盟尋求建立更多元的能源供給體系：歐盟尋求建立更多元的能源供給體系 來源：European Commission，國聯證券研究所 3.23.2 高電價奠定歐洲戶儲剛需屬性高電價奠定歐洲戶儲剛需屬性 相比只安裝光伏系統，配套儲能會顯著提升相比只安裝光伏系統，配套儲能會顯著提升 IRRIRR 并縮短投資回收期。并縮短投資回收期。假設德國一戶家庭安裝 5kW/10kWh 的光儲系統，系統成本為 12000 歐元，其日均用電量為 20kWh，安裝光儲系統發電量的有效利用率為 85%，使用年限為 20 年。相比無光儲系統，其收益主要來源于光伏發電的自給自足以及上網電量的收益。圖表圖

142、表 7272：德國光儲系統參數以及假設條件：德國光儲系統參數以及假設條件 參數參數 數值數值 參數參數 數值數值 參數參數 數值數值 光伏功率（kW）5 儲能功率（kW）5 電池充放電方式 一充一放 光伏年均衰減率 0.84%放電時長（h）2 光儲系統成本（歐元）12000 光伏年利用小時（h）1200 電池配置容量（kWh）10 政府儲能系統補貼（歐元）500 光伏使用年限（年）25 電池放電深度 90%光儲系統年運營天數（天）365 光伏系統成本（歐元）7000 電池衰減率 2%有光伏無儲能利用效率 25%零售電價（歐元/kWh）0.4 電池循環次數（次）7000 有光儲利用效率 85%上

143、網電價（歐元/kWh）0.086 電池使用年限（年）20 家庭日均用電量（kWh）20 來源：Solaranlagen，國聯證券研究所 根據我們的測算，20 年內光儲系統的 IRR 為 17%，投資回收期為 5.5 年；而僅安裝光伏，不配套儲能系統的發電量有效利用率僅為 25%，計算得到 IRR 為 12%，投資回收期為 7.3 年。安裝光儲系統的內部收益率提升了 5pct，投資回收期縮短了近 2年，體現了光儲系統的經濟性優勢。41 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 7373：歐洲戶用光伏儲能系統收益測算：歐洲戶用光伏儲能系統收益測算 有光伏無儲

144、能系統有光伏無儲能系統 有光儲系統有光儲系統 初始安裝成本（歐元）7000 12000 政府補貼（歐元）0 500 光伏利用效率 25%85%光伏發電自用量（kWh）27722.46 94256.38 發電量自用收益（歐元）11088.99 37702.55 上網電價收益（歐元）7152.40 1430.48 投資回收期（年）7.3 5.5 IRR 12%17%來源：Solaranlagen，中國儲能網，國聯證券研究所測算 由于光儲系統可基本保障家庭電力自發自用，預計由于光儲系統可基本保障家庭電力自發自用，預計 5 5.5.5 年后安裝光儲系統累計年后安裝光儲系統累計支出小于電網購電成本。支出

145、小于電網購電成本。由于歐洲能源成本的不斷上漲，并且根據 IEA 的預測，2025年歐洲天然氣價格仍將處于較高水平。隨著光儲系統的有效利用率的不斷增加，安裝光儲系統的經濟性愈發明顯，根據我們的測算，安裝光儲系統 5.5 年后的累計支出可低于全部通過電網購電的支出；僅安裝光伏系統 7.3 年后的累計支出低于全部通過電網購電的支出。圖表圖表 7474：歐洲戶用光伏儲能系統累計費用支出：歐洲戶用光伏儲能系統累計費用支出(歐元歐元)來源：Solaranlagen，中國儲能網，國聯證券研究所 高電價以及持續增長的居民人均用電量將使居民對光儲高電價以及持續增長的居民人均用電量將使居民對光儲系統安裝成本接受度

146、較系統安裝成本接受度較高。高。目前德國 5kW/10kWh 戶用光儲系統的總安裝成本在 1-1.3 萬歐元之間。若安裝成本提高至 1.6 萬歐元，IRR 為 12%；若電價下降至 0.2 歐元/kWh，安裝成本為 1.1 萬歐元，IRR 仍可達到 8%。歐洲的高昂用電成本顯著抬升了居民對于儲能系統價格的接受程度，國內出海廠商的利潤空間明顯提升。01000020000300004000050000600007000001234567891011121314151617181920無光儲有光伏無儲能有光儲 42 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 75

147、75：基于不同電價以及光儲系統成本的：基于不同電價以及光儲系統成本的 I IRRRR 敏感性分析敏感性分析 電價（電價（歐歐元元/kWhkWh）0.20.2 0.30.3 0.40.4 0.50.5 0.60.6 0.70.7 光儲成本（光儲成本（歐歐元）元）8000 13%20%27%34%41%48%9000 11%17%24%30%36%42%10000 9%15%21%27%32%37%11000 8%13%19%24%29%34%12000 6%12%17%22%26%31%13000 5%11%15%20%24%28%14000 4%9%14%18%22%26%15000 4%8%

148、13%17%20%24%16000 3%7%12%15%19%22%來源：國聯證券研究所測算 4.4.國內大儲國內大儲+海外戶儲主導需求增量海外戶儲主導需求增量 4.14.1 儲能需求框架分析儲能需求框架分析 能源轉型背景疊加多重因素催化，全球儲能需求高增。能源轉型背景疊加多重因素催化，全球儲能需求高增。國內持續高增的新能源裝機預期疊加愈發普及的新能源配儲政策預計貢獻“十四五”期間全球范圍內最主要的儲能需求增量。歐洲對于擺脫外部能源依賴的堅定追求，以及居住條件、用電成本和消費觀念的全面適配，構建了戶用儲能高速發展的廣闊空間。美國降低通脹法案的通過將提速其儲能市場的發展，新部署的儲能系統可獲得投

149、資稅收抵免（ITC）激勵措施的資格。而在全球能源轉型的大背景下，儲能在亞太、中東、南美等市場的潛力預計也將逐漸釋放。圖表圖表 7676：全球儲能裝機需求框架分析全球儲能裝機需求框架分析 來源：BNEF，ACP，國聯證券研究所測算 43 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 4.24.2 國內儲能需求國內儲能需求快速提升快速提升 光伏在建項目規模光伏在建項目規模較較大。大。據國家能源局，2022 年上半年，我國光伏新增裝機30.88GW，同比增長 137%。而今年 5 月 30 日，國家能源局數據顯示我國光伏發電在建項目規模為121GW，預計全年光伏發電新增并網

150、108GW，同比去年裝機量將提升97%。圖表圖表 7777：預計下半年國內光伏裝機大幅提升（單位：預計下半年國內光伏裝機大幅提升（單位：GWGW）來源：國家能源局，國聯證券研究所 海風招標高增，下半年裝機有望回升。海風招標高增，下半年裝機有望回升。由于 2021 年是我國海風項目享受國家補貼的最后一年，新增海風裝機量創歷史新高，達到 16.9GW，同比+339.5%。今年上半年受沿海省市疫情暴發以及原材料價格高企等因素限制，海上風電項目開工率較低?，F階段，隨著影響海上風電項目建設的不利因素減弱，結合風機大型化技術降本、地方補貼出臺，共同助推海風項目收益率的提升，下半年海風裝機規模有望實現顯著回

151、升。圖表圖表 7878：鋼材價格回落風電成本下降：鋼材價格回落風電成本下降 圖表圖表 7979：上半年海風招標量大幅增長：上半年海風招標量大幅增長 來源：Wind，國聯證券研究所 來源：金風科技官網，風電之音，國聯證券研究所 下半年風光裝機全面向好，預計帶來儲能大規模搶裝。下半年風光裝機全面向好，預計帶來儲能大規模搶裝。據中國儲能網統計，2022年 1-7 月國內投運、擬在建、建設中的新能源儲能項目總裝機為 25.94GW/58.99GWh。我們認為隨著下半年光伏并網規模顯著提升，風電裝機開始回升，在全國多地強制配儲的政策要求下，儲能裝機量也將相較上半年大幅提升，預計在年底出現搶裝局面。54.

152、8830.8810802040608010012020212022H12022E差值約77GW-40%-20%0%20%40%60%80%100%0501001502002017-012018-012019-012020-012021-012022-01鋼材綜合價格指數YoY-100%-50%0%50%100%150%200%250%024681012141618201520162017201820192020202122年H1海風招標量（GW）YoY 44 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 8080：2 22 2 年年 1 1-7 7 月儲能投

153、運、在建及規劃規模大幅提升月儲能投運、在建及規劃規模大幅提升（MWMW）來源：中國儲能網，國聯證券研究所 預計預計 2 22 2 年國內儲能功率需求同比增長年國內儲能功率需求同比增長 227227%，容量需求同比增長，容量需求同比增長 276276%。根據我們的測算，2022 年我國儲能需求將達到 7.9GW/18.4GWh，預計儲能功率需求和容量需求將分別同比增長 227%和 276%；預計 2025 年我國儲能需求為 49.5GW/126.7GWh，對應功率需求和容量需求 21-25 年 CAGR 分別為 113%和 125%。圖表圖表 8181：我國儲能裝機需求預測：我國儲能裝機需求預測

154、 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 發電測新能源配儲 光伏新增裝機（GW）48.2 54.9 80.0 96.0 115.2 138.2 新增裝機配置儲能占比（%）7%15%22%30%40%55%單系統配置功率比例（%）10%10%12%15%20%25%配置時長（h）2 2 3 3 3 3 風電新增裝機（GW）54.4 45.2 56.6 67.4 77.2 91.3 新增裝機配置儲能占比（%）7%15%22%30%40%55%單系統配置功率比例（%）10%10%12%15%20%25%配置時長（h）

155、3 3 3 3 3 3 發電側合計發電側合計-儲能功率需求（儲能功率需求（GWGW）0.70.7 1.51.5 3.63.6 7.47.4 15.415.4 31.631.6 發電側合計發電側合計-儲能容量需求（儲能容量需求（GWhGWh）1.81.8 3.73.7 10.810.8 22.122.1 46.246.2 94.794.7 電網側調頻需求 可再生能源新增裝機（GW）189.5 169.0 193.8 208.5 225.6 251.1 新增裝機配置儲能占比（%）3%3%22%30%40%55%單系統配置功率比例（%）3%3%3%3%3%3%配置時長（h）0.67 0.67 0.6

156、7 0.67 0.67 0.67 可再生能源累計裝機（GW）2200.4 2369.4 2563.3 2771.7 2997.4 3248.5 存量裝機配置儲能占比（%）0.6%0.8%2.0%4.0%6.0%8.0%單系統配置功率比例（%）3.0%3.0%3.0%3.0%3.0%3.0%020004000600080001000012000集中式新能源配儲電網側儲能其他發電側儲能用戶側儲能21年1-7月22年1-7月 45 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 配置時長（h）0.67 0.67 0.67 0.67 0.67 0.67 電網側合計電網側合計-儲

157、能功率需求（儲能功率需求（GWGW）0.60.6 0.70.7 2.82.8 5.25.2 8.18.1 11.911.9 電網側合計電網側合計-儲能容量需求（儲能容量需求（GWhGWh）0.40.4 0.50.5 1.91.9 3.53.5 5.45.4 8.08.0 用戶側儲能需求 分布式光伏新增裝機（GW）15.5 22.0 30.0 38.0 45.0 52.0 新增裝機配置儲能占比（%）5%5%20%30%40%50%單系統配置功率比例（%）20%20%20%20%20%20%配置時長（h）4 4 4 4 4 4 分布式光伏累計裝機（GW）78.5 100.5 130.5 168.5

158、 213.5 265.5 存量裝機配置儲能占比（%）0.5%0.7%0.9%1.1%1.3%1.5%單系統配置功率比例（%）20%20%20%20%20%20%配置時長（h）4 4 4 4 4 4 用戶側合計用戶側合計-儲能功率需求（儲能功率需求（GWGW）0.20.2 0.40.4 1.41.4 2.72.7 4.24.2 6.06.0 用戶側合計用戶側合計-儲能容量需求（儲能容量需求（GWhGWh）0.90.9 1.41.4 5.75.7 10.610.6 16.616.6 24.024.0 需求合計 新增新增-儲能功率需求儲能功率需求(GW(GW）1.61.6 2.42.4 7.97.9

159、 15.215.2 27.727.7 49.549.5 功率需求同比增速功率需求同比增速 55%55%227%227%93%93%82%82%79%79%新增新增-儲能容量需求（儲能容量需求（GWhGWh）3.13.1 4.94.9 18.418.4 36.136.1 68.268.2 126.7126.7 容量需求同比增速容量需求同比增速 58%58%276%276%96%96%89%89%86%86%來源：國聯證券研究所測算 4.34.3 尋求能源獨立推升歐洲儲能需求尋求能源獨立推升歐洲儲能需求 歐洲儲能快速發展，應用場景以戶用為主。歐洲儲能快速發展，應用場景以戶用為主。據 BNEF，20

160、21 年歐洲儲能新增裝機量約為 5.1GWh，同比增長 174.6%；其中戶用儲能新增 2.7GWh，同比增長 129.2%，占總裝機量的 52.9%。46 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 8282：歐洲儲能裝機快速提升：歐洲儲能裝機快速提升 來源：BNEF，國聯證券研究所 德國是歐洲家用儲能市場領導者，德國是歐洲家用儲能市場領導者，20202121 年年德國德國新增裝機量占新增裝機量占歐洲的歐洲的比比例例達到達到 6 60 0%。2021 年德國新增儲能裝機 1.44GWh，同比增長 47.5%，2013-2021 年 CAGR 為 57.0

161、%；其中家用儲能新增裝機量為 1.27GWh，同比增長 48.8%，2013-2021 年家用儲能的 CAGR為 56.6%。圖表圖表 8383：2 2021021 年歐洲戶用儲能市場格局年歐洲戶用儲能市場格局 圖表圖表 8484：德國儲能新增裝機量（：德國儲能新增裝機量（MWhMWh）來源：IHS Markit，國聯證券研究所 來源：RWTH Aachen University，國聯證券研究所 為尋求能源獨立，歐盟發布“為尋求能源獨立，歐盟發布“REPowerEUREPowerEU”計劃?！庇媱?。計劃旨在 2030 年前擺脫對俄羅斯能源的依賴，實現向綠色能源的快速轉型。計劃中提到歐盟將采取多

162、項措施將 2030年的新能源占比從40%提高至45%，2025年歐盟將實現光伏裝機容量翻倍，且在2025、2030 年前新增光伏裝機容量分別達到 320、600GW。REPowerEU 還將屋頂光伏審核周期縮短至 3 個月之內，并采取法律措施逐步要求新建建筑必須安裝屋頂光伏。0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%100.0%120.0%140.0%160.0%180.0%200.0%010002000300040005000600020142015201620172018201920202021歐洲儲能新增裝機（MWh）歐洲戶用儲能新增裝機（MWh）儲能yoy戶用儲能yoy德國60%

163、意大利10%西班牙7%奧地利6%瑞士5%英國5%其他7%0%20%40%60%80%100%120%140%02004006008001000120014001600201320142015201620172018201920202021家用儲能工商業儲能大型儲能YoY 47 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 8585：REPREPowerEUowerEU 計劃在計劃在 2 2030030 年前新增年前新增 6 60000GWGW 光伏裝機光伏裝機 來源：European Commission，國聯證券研究所 光儲成本下降，戶用儲能經濟性凸顯。光

164、儲成本下降，戶用儲能經濟性凸顯。據 SolarPower Europe，預計德國家庭購電成本在 2022-2023 年將持續維持高位，而光伏+儲能的平準化度電成本將持續下降，雙重因素導致投資回收周期縮短，培養了居民采購光儲系統的消費習慣。圖表圖表 8686：德國家庭購電成本與光儲：德國家庭購電成本與光儲 LCOELCOE 價差將持續拉大（單位：歐分價差將持續拉大（單位：歐分/kWhkWh）來源：SolarPower Europe，國聯證券研究所 歐洲光伏裝機預期上升，帶動戶儲高速發展。歐洲光伏裝機預期上升，帶動戶儲高速發展。歐洲太陽能協會 SPE 此前已宣布上調 2022-2025 年光伏裝機

165、預期至 39/59/83/112GW，相比原場景的 30/38/45/50GW 分別上調 30%/55%/84%/124%。0510152025303520152016201720182019202020212022e2023e德國家庭購電成本光伏LCOE光儲LCOE 48 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 8787：歐洲光伏裝機預期上升：歐洲光伏裝機預期上升（單位：（單位：GWGW）來源：SolarPower Europe，國聯證券研究所 高電價帶動滲透率提升，德國戶用光伏裝機持續高增。高電價帶動滲透率提升，德國戶用光伏裝機持續高增。2020

166、年德國共有 4220 萬戶家庭，其中安裝光伏家庭數為 130 萬戶，滲透率為 3%。安裝儲能家庭數為 30.5 萬戶，滲透率僅為 0.7%。2020 年戶用光伏新增裝機容量為 3.75GW，新增儲能容量為66MWh，隨著高電價以及安裝光儲度電成本的下降，未來新增裝機量將持續高增。圖表圖表 8888：2 2020020 年德國戶用光儲市場情況年德國戶用光儲市場情況 參數參數 設置值設置值 單位單位 家庭戶數 4220 萬戶 安裝光伏戶數 130 萬戶 安裝儲能戶數 30.5 萬戶 光伏滲透率 3.00%儲能滲透率 0.70%戶用光伏新增裝機容量 3753 MW 戶用儲能新增裝機容量 66 MWh

167、 戶用光伏累計裝機容量 8375 MW 戶用儲能累計裝機容量 2077 MWh 來源：EUPD Research，ECIC，Solar Power Europe，BNEF，國聯證券研究所 預計預計 2 25 5 年歐洲戶用儲能新增裝機年歐洲戶用儲能新增裝機 18.4218.42GW/GW/36.8436.84GWGWh h。我們根據歐洲儲能主要裝機國家的家庭戶數及潛在的光儲滲透率進行測算，預計 2025 年歐洲戶用儲能需求為18.42GW/36.84GWh，對應儲能裝機需求 21-25 年 CAGR 為 79.41%。圖表圖表 8989：歐洲戶用儲能需求測算：歐洲戶用儲能需求測算 202020

168、20 2021E2021E 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 德國 家庭戶數(百萬戶）42.2 42.3 42.4 42.5 42.6 42.6 戶用光伏滲透率（%）4.0%4.7%8%12%15%20%戶用光伏累計裝機（GW)8.4 10.1 17.0 25.5 31.9 42.6 戶用儲能滲透率(%)12.4%22.9%25%30%35%40%戶用儲能累計裝機（GW)1.0 2.3 4.2 7.6 11.2 17.1 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GW)GW)0.350.35 1.271.27 1.941.94 3.413.41

169、3.533.53 5.885.88 配儲時長(h）2 2 2 2 2 2 02040608010012020182019202020212022E2023E2024E2025E歷史值原始預測高增場景加速高增場景 49 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GWh)GWh)0.700.70 2.532.53 3.873.87 6.826.82 7.057.05 11.7711.77 意大利 家庭戶數(百萬戶）25.4 25.3 25.3 25.3 25.3 25.3 戶用光伏滲透率（%）3.3%3.9%5%7%10%15%戶用

170、光伏累計裝機（GW)4.1 5.0 6.3 8.9 12.7 19.0 戶用儲能滲透率(%)3.3%4.6%10%15%20%25%戶用儲能累計裝機（GW)0.1 0.2 0.6 1.3 2.5 4.7 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GW)GW)0.030.03 0.100.10 0.400.40 0.700.70 1.201.20 2.212.21 配儲時長(h）2 2 2 2 2 2 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GWh)GWh)0.060.06 0.190.19 0.800.80 1.391.39 2.402.40 4.434.43 英國 家庭戶數(百萬戶）27.7 27.6

171、 27.7 27.8 28.0 28.1 戶用光伏滲透率（%）1.7%2.1%5%7%10%15%戶用光伏累計裝機（GW)2.4 2.9 6.9 9.7 14.0 21.0 戶用儲能滲透率(%)2.9%3.9%10%15%20%25%戶用儲能累計裝機（GW)0.1 0.1 0.7 1.5 2.8 5.3 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GW)GW)0.020.02 0.040.04 0.580.58 0.770.77 1.331.33 2.472.47 配儲時長(h）2 2 2 2 2 2 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GWh)GWh)0.040.04 0.080.08 1.161.

172、16 1.541.54 2.672.67 4.934.93 奧地利 家庭戶數(百萬戶）4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 戶用光伏滲透率（%）4.7%5.6%7%10%15%20%戶用光伏累計裝機（GW)0.9 1.1 1.4 2.0 3.0 4.0 戶用儲能滲透率(%)8.7%25%30%35%40%42%戶用儲能累計裝機（GW)0.1 0.3 0.4 0.7 1.2 1.7 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GW)GW)0.030.03 0.200.20 0.140.14 0.280.28 0.510.51 0.490.49 配儲時長(h）2 2 2 2 2 2 戶用儲能新增

173、裝機（戶用儲能新增裝機（GWh)GWh)0.060.06 0.400.40 0.280.28 0.560.56 1.011.01 0.980.98 上述國家裝機量占 歐洲比例 戶用儲能功率占比 50.0%90%85%75%60%60%戶用儲能能量占比 50.0%90%85%75%60%60%歐洲合計 戶用儲能新增裝機（戶用儲能新增裝機（GW)GW)0.860.86 1.781.78 3.603.60 6.876.87 10.9510.95 18.4218.42 YoYYoY 106.7%106.7%102.5%102.5%90.9%90.9%59.3%59.3%68.3%68.3%戶用儲能新增

174、裝機（戶用儲能新增裝機（GWh)GWh)1.721.72 3.563.56 7.207.20 13.7513.75 21.8921.89 36.8436.84 YoYYoY 106.7%106.7%102.5%102.5%90.9%90.9%59.3%59.3%68.3%68.3%來源：EUPD Research，ECIC，Solar Power Europe，BNEF，國聯證券研究所 4.44.4 全球儲能高增共振全球儲能高增共振 預計預計 2 25 5 年全球儲能新增裝機年全球儲能新增裝機 107.82107.82GW/GW/285.35285.35GWGWh h。在歐洲及國內儲能市場需求

175、高速增長的基礎上，我們預計美國大量的電力儲能及戶用儲能需求仍將占據全球市場的重要份額，而亞太、拉美、中東等市場潛力預計也將逐漸釋放，根據我們的測算，預計 2025 年全球儲能需求為 107.82GW/285.35GWh，對應儲能功率需求和容量需求21-25 年 CAGR 分別為 80.31%和 77.44%。圖表圖表 9090：全球儲能需求測算：全球儲能需求測算 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 中國中國 儲能新增裝機需求（GW）1.55 2.40 7.86 15.20 27.65 49.50 50 請務

176、必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 儲能新增裝機需求（GWh）3.10 4.90 18.45 36.14 68.23 126.69 美國美國 儲能新增裝機需求（GW）0.89 3.17 4.50 9.47 15.20 19.76 儲能新增裝機需求（GWh）1.80 9.14 13.50 28.40 45.60 59.28 歐洲歐洲 儲能新增裝機需求（GW）1.46 2.91 5.55 9.78 15.31 24.97 儲能新增裝機需求（GWh）2.46 6.20 11.87 21.32 34.11 56.49 日本、韓國、澳洲日本、韓國、澳洲 儲能新增裝機需求（

177、GW）0.87 1.20 2.71 3.72 4.80 7.05 儲能新增裝機需求（GWh）2.23 2.66 4.99 9.87 16.02 25.63 其他國家其他國家 儲能新增裝機需求（GW）-0.07 0.52 0.66 1.62 3.36 6.54 儲能新增裝機需求（GWh）-0.18 5.89 1.56 4.06 8.73 17.26 全球全球 儲能新增裝機需求（儲能新增裝機需求（GWGW）4.704.70 10.2010.20 21.2821.28 39.8039.80 66.3366.33 107.82107.82 YoYYoY 117.0%117.0%108.6%108.6%

178、87.0%87.0%66.6%66.6%62.6%62.6%儲能新增裝機需求（儲能新增裝機需求（GWhGWh）9.409.40 28.7928.79 50.3650.36 99.7999.79 172.70172.70 285.35285.35 YoYYoY 206.2%206.2%75.0%75.0%98.1%98.1%73.1%73.1%65.2%65.2%來源：BNEF，國聯證券研究所測算 5.5.投資建議投資建議 今年以來，儲能行業的國家政策及標準頻繁出臺，旨在提高行業安全標準，規范設備性能，引導儲能技術升級。我們認為，儲能企業的核心競爭優勢將體現在具備更強技術實力以滿足海內外日趨嚴格

179、的安全標準；優秀的成本和費用控制能力以應對原材料價格的大幅波動，以及下游客戶的降本需求；覆蓋廣泛的渠道優勢以觸達高利潤市場，并提供及時的售后服務保障；豐富的項目經驗提供產品品質的背書。市場對于儲能企業綜合實力的要求不斷提升，我們認為未來行業集中度將會提升。我們重點推薦儲能電池企業鵬輝能源鵬輝能源、寧德時代寧德時代、南都電源、南都電源，受益于海外戶用儲能發展的德業股份德業股份、派能科技派能科技、昱能科技、昱能科技；同時關注科士達科士達、科陸電子科陸電子、永福股份永福股份、盛弘股份盛弘股份等優質儲能企業。圖表圖表 9191：重點公司估值表重點公司估值表 代碼代碼 簡稱簡稱 總市值（億元）總市值（億

180、元）歸母凈利潤歸母凈利潤(億元億元)PEPE（倍）（倍）歸母凈利潤三年歸母凈利潤三年CAGRCAGR 2021A2021A 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 300750.SZ 寧德時代 10171.64 159.31 271.23 417.38 573.49 38 24 18 53.3%300438.SZ 鵬輝能源 371.34 1.82 6.37 10.64 15.86 58 35 23 105.6%605117.SH 德業股份 1053.67 5.79 11.66 20.32 31.18 9

181、0 52 34 75.3%688063.SH 派能科技 657.78 3.16 8.29 18.19 26.34 79 36 25 102.7%300068.SZ 南都電源 193.04 -13.70 6.22 9.37 17.77 31 21 11 -002518.SZ 科士達 283.01 3.73 5.08 6.74 8.40 56 42 34 31.1%002121.SZ 科陸電子 108.44 -6.65 0.36 3.48 5.79 301 31 19 -300712.SZ 永福股份 85.12 0.41 1.92 3.07 4.31 44 28 20 119.0%300693.S

182、Z 盛弘股份 76.08 1.13 2.36 2.40 3.26 32 32 23 42.3%51 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：iFind，國聯證券研究所預測 注：寧德時代、鵬輝能源、德業股份、派能科技、南都電源盈利預測來自國聯證券研究所，其余公司盈利預測來自 iFind 一致預期；股價為 2022 年 9 月 28 日收盤價。5.15.1 寧德時代：全球鋰電龍頭，整合產業資源打造儲能生態寧德時代：全球鋰電龍頭，整合產業資源打造儲能生態 先發布局儲能領域，儲能業務迅速發展。先發布局儲能領域，儲能業務迅速發展。作為全球領先的新能源創新科技公司，儲

183、能業務自公司成立之初便是公司重點發展業務之一。2011 年公司成立伊始便中標國家電網張北風光儲輸示范項目，正式步入儲能領域。近年來公司與各儲能企業加大合作力度，深度布局儲能領域，公司儲能業務營收迅速增長。2021 年公司儲能業務實現營業收入 136.24 億元，同比增長 601.01%，儲能業務占總營收的比例達到 10.45%。規模及品牌優勢顯著，儲能鋰電池出貨量全球第一。規模及品牌優勢顯著，儲能鋰電池出貨量全球第一。公司近年來憑借著超強的規模與品牌優勢，在國內外儲能領域建立了覆蓋上中下游的完整的儲能產業鏈。在國內市場上，公司與國家電網、國家電投、國網綜能、永福股份、星云股份、科士達、易事特等

184、眾多國內大型儲能廠商建立了合作關系，在海外市場方面，公司儲能產品遠銷全球 35 個國家和地區。2021 年寧德時代以 24.5%的市場份額成為全球儲能鋰離子電池出貨量排名第一的企業。技術儲備充足，提供一流儲能解決方案。技術儲備充足，提供一流儲能解決方案。公司始終重視技術研發，近年來公司研圖表圖表 9292：寧德時代總營收及增速：寧德時代總營收及增速 圖表圖表 9393：寧德時代儲能業務營收及增速：寧德時代儲能業務營收及增速 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 圖圖表表 9494：寧德時代近年歸母凈利潤及增速：寧德時代近年歸母凈利潤及增速 圖表圖表 9595：寧德

185、時代近年收益率情況：寧德時代近年收益率情況 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%0200400600800100012001400201620172018201920202021營業收入（億元）YOY（%）-200%0%200%400%600%800%1000%1200%020406080100120140160201620172018201920202021營業收入（億元）YOY（%）-50%0%50%100%150%200%250%020406080100120140160180201620

186、172018201920202021歸母凈利潤（億元）YOY（%）43.70%36.29%32.79%29.06%27.76%26.28%19.61%20.97%12.62%10.95%12.13%13.70%34.07%19.30%11.75%12.83%10.91%21.42%0%10%20%30%40%50%201620172018201920202021毛利率（%）凈利率（%）凈資產收益率（%）52 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 發費用投入持續增長。2021 年公司研發費用 76.91 億元，同比增長 115.48%，研發費用占總營收的比例達到

187、 5.9%。大量的研發投入使得公司在儲能領域具有充足的技術儲備，公司自主研發的安全、高效、經濟的電化學儲能系統，能夠廣泛適配發電、電網和用電領域，使得公司能夠為不同需求的用戶提供一流的儲能解決方案。圖表圖表 9696：寧德時代儲能業務布局歷程寧德時代儲能業務布局歷程 時間時間 儲能業務布局建設內容儲能業務布局建設內容 2011 年 參與國家電網張北風光儲輸示范項目 2013 年 總投資 75 億元人民幣青海時代新能源儲能電池一期(總三期)開工投產 2016 年 承擔國家“十三五”重點研發計劃 100MWh 級新型鋰電池規模儲能技術開發及應用 2017 年 與動力源正式簽署戰略合作協議，雙方規劃

188、在儲能方面展開深度合作 2018 年 上市募集 53.52 億元，其中 20 億元用于動力及儲能電池研發 競標獲得魯能海西州 50M/100Mh 多能互補集成優化示范工程儲能項目 與福建省投資集團有限公司、福建省電力勘測設計院合作的儲能項目完成簽約 2019 年 與星云股份簽訂合資經營合同，設立福建時代星云科技有限公司 與科士達共同出資 2 億元成立儲能業務，公司持股 51%中標福建晉江 100MWh 級儲能電站設備采購 2020 年 與國網綜能合資成立新疆國網時代儲能 2021 年 與永福股份成立合資公司，聚焦綜合智慧能源產業 參與建設歐洲最大的電網側單體電池儲能電站-英國門迪儲能電站 來源

189、：公司官網，國聯證券研究所 我們預計公司 2022-2024 年營收分別為 3085.96/4299.72/5699.90 億元，分別同比增長 136.73%/39.33%/32.56%；歸母凈利潤分別為 271.23/417.37/573.49 億元，分 別 同 比 增 長 70.25%/53.88%/37.40%，三 年 CAGR 為 53.26%；EPS 分 別 為11.11/17.10/23.50 元/股，對應 PE 為 38/24/18 倍。參照可比公司估值，及 DCF 絕對估值結果，我們給予公司 23 年 40 倍 PE，目標價 684 元，首次覆蓋，給予“買入”評級。53 請務必

190、閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 9797：寧德時代寧德時代各業務收入預測各業務收入預測 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 動力電池系統動力電池系統 營業收入（億元）394.26 914.91 2,134.34 2,723.94 3,315.93 YoY 132.06%133.28%27.62%21.73%毛利率 26.56%22.00%22.94%23.08%22.50%鋰電池材料鋰電池材料 營業收入（億元）34.29 154.57 442.42 714.50 1,143.20 Yo

191、Y 350.77%186.22%61.50%60.00%毛利率 20.45%25.12%24.17%23.53%22.92%儲能系統儲能系統 營業收入（億元）19.43 136.24 372.22 669.50 972.26 YoY 601.18%173.21%79.87%45.22%毛利率 36.03%28.52%16.67%20.51%22.67%其他其他 營業收入（億元）55.21 97.85 136.99 191.79 268.50 YoY 77.23%40.00%40.00%40.00%毛利率 38.01%65.06%50.00%50.00%50.00%合計合計 營業收入（億元）50

192、3.19 1,303.56 3,085.96 4,299.72 5,699.90 YoY 159.06%136.73%39.33%32.56%毛利率 27.76%26.28%23.56%23.95%23.91%來源：公司公告，國聯證券研究所預測 風險提示：公司產能落地不及預期的風險；市場競爭加劇的風險；原材料價格進一步大幅上漲的風險。圖表圖表 9898：寧德時代盈利預測寧德時代盈利預測 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 營業收入(百萬元)50319 130356 308596 429971 569989 增長率 9.90%15

193、9.06%136.73%39.33%32.56%EBITDA（百萬元）11138 25593 40918 61233 83512 歸母凈利潤（百萬元）5583 15931 27123 41738 57349 增長率（%）22.43%185.34%70.25%53.88%37.40%EPS（元/股）2.29 6.53 11.11 17.10 23.50 市盈率（P/E）182.2 63.8 37.5 24.4 17.7 市凈率（P/B）15.8 12.0 9.3 6.8 5.0 EV/EBITDA 70.9 53.3 24.8 16.4 11.7 來源：iFind，國聯證券研究所；注：股價取 2

194、022 年 9 月 28 日收盤價 5.25.2 派能科技：海外市場耕耘多年，渠道優勢明顯派能科技：海外市場耕耘多年，渠道優勢明顯 海外家用儲能需求旺盛，綁定優質海外客戶。海外家用儲能需求旺盛，綁定優質海外客戶。在歐美、日韓等海外發達地區家用儲能需求不斷攀升。公司與歐洲最大的儲能系統集成商 Sonnen、英國最大的光伏供應商 Segen 等公司深度綁定，海外市場營收迅速增長。公司儲能產品已獲得中國、歐盟、北美、澳洲、日本等國際地區的認證，市場占有率行業領先。2021 年公司實現營 54 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 業收入 20.63 億元，同比增長

195、84.14%；歸母凈利潤 3.16 億元，同比增長 15.19%。儲能業務營收 19.88 億元，同比增長 90.30%。堅持垂直化產業布局，產品及認證資質優勢明顯。堅持垂直化產業布局，產品及認證資質優勢明顯。派能科技作為行業領先的儲能產品提供商，始終堅持垂直化產業布局理念，謀求電芯、模組及儲能電池系統一體化發展。公司可以提供 5V1500V 全系列電壓等級全場景儲能系統及定制化解決方案，產品能夠靈活適應多種應用場景的同時質量也在國際市場上處于領先水平。海外儲能行業產品認證周期較長，公司在海外市場多年的耕耘使得公司具有較全的資質認證，有利于維護公司在行業內的競爭優勢。5 5G G 基站建設提升

196、通信儲能電池需求，公司未來潛在業績增長點?；窘ㄔO提升通信儲能電池需求，公司未來潛在業績增長點。儲能系統可以在電力中斷期間保證通信基站等關鍵設備應急供電并降低設備用電成本，因此隨著5G 基站建設的不斷加速，通信儲能電池需求量激增。公司作為 5G 建設龍頭企業中興通訊的子公司，是中興通訊的主要儲能系統供應商之一。隨著 5G 基站建設帶來的備用電源儲能需求快速提升，通信儲能電池有望成為公司潛在的業績增長點。圖表圖表 9999：派能科技近年營業收入及增速：派能科技近年營業收入及增速 圖表圖表 100100：派能科技近年歸母凈利潤及增速：派能科技近年歸母凈利潤及增速 來源：iFinD，國聯證券研究所

197、來源：iFinD，國聯證券研究所 圖表圖表 101101：派能科技近年收益率情況：派能科技近年收益率情況 圖表圖表 102102：派能科技儲能業務營收情況：派能科技儲能業務營收情況 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 0%50%100%150%200%250%051015202520172018201920202021營業收入（億元）YOY（%）-50%0%50%100%150%200%250%-10123420172018201920202021歸母凈利潤（億元）YOY（%）20.24%30.27%37.03%43.52%30.03%-30.78%10.67%

198、17.58%24.51%15.33%-18.17%18.67%41.11%47.16%11.10%-35%-25%-15%-5%5%15%25%35%45%55%20172018201920202021毛利率（%）凈利率（%）凈資產收益率（%）0%50%100%150%200%250%051015202520172018201920202021營業收入（億元）YOY（%）55 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 103103：派能科技派能科技 2 2022022 年募集資金投資項目基本信息年募集資金投資項目基本信息 項目項目 項目實施進度安排項目實

199、施進度安排 投資金額投資金額 派能科技 10GWh 鋰電池研發制造基地項目 本項目建設期擬定為兩年，其中第一年建設 5GWh 電芯及系統產能，第二年建設剩余 5GWh 電芯及系統產能 投資總額為 50 億元 派能科技總部及產業化基地項目 本項目建設期擬定為三年，包括項目前期準備、設備考察與訂購、設計、土建施工、機電安裝、設備安裝、竣工驗收等階段 7.4 億元 補充流動資金/12.6 億元 來源：派能科技 2022 年度向特定對象發行 A 股股票募集說明書，國聯證券研究所 我們預計公司 2022-2024 年營收分別為 56.04/115.73/170.46 億元，分別同比增長 171.68%/

200、106.52%/47.30%；歸母凈利潤分別為 8.29/18.19/26.34 億元，分別同比增長 162.17%/119.39%/44.83%，三年 CAGR 為 102.71%；EPS 分別為 5.35/11.74/17.01 元/股，對應 PE 為 79/36/25 倍。參照可比公司估值，及 DCF 絕對估值結果，我們給予公司 23 年 45 倍 PE，目標價 528.3 元，首次覆蓋，給予“買入”評級。圖表圖表 104104：派能科技派能科技各業務收入預測各業務收入預測 20192019 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E202

201、4E 儲能電池系統儲能電池系統 營業收入（百萬元）744.52 1,044.63 1,987.93 5,517.75 11,473.94 16,932.97 YoY 92.44%36.62%84.14%177.56%107.95%47.58%毛利率 36.72%43.65%29.73%30.05%30.83%30.31%其他其他 營業收入（百萬元）75.33 75.44 74.59 85.78 98.65 113.44 YoY 0.15%-1.13%15.00%15.00%15.00%毛利率 40.13%41.81%24.80%20.00%20.00%20.00%合計合計 營業收入（百萬元）8

202、19.85 1,120.07 2,062.52 5,603.53 11,572.58 17,046.41 YoY 92.44%36.62%84.14%171.68%106.52%47.30%毛利率 37.03%43.52%30.03%29.90%30.74%30.24%來源：公司公告，國聯證券研究所預測 風險提示：市場競爭加劇的風險；原材料價格進一步大幅上漲的風險；海外居民電價顯著下降影響裝機意愿的風險。圖表圖表 105105：派能科技盈利預測派能科技盈利預測 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 營業收入(百萬元)1120 20

203、63 5604 11573 17046 增長率 36.62%84.14%171.68%106.52%47.30%EBITDA（百萬元）363 389 1035 2182 3105 歸母凈利潤（百萬元）274 316 829 1819 2634 增長率（%）90.46%15.19%162.17%119.39%44.83%EPS（元/股）1.77 2.04 5.35 11.74 17.01 市盈率（P/E）239.6 208.0 79.4 36.2 25.0 56 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 市凈率（P/B）24.1 22.1 18.1 13.0 9.2

204、 EV/EBITDA 104.9 76.2 62.5 29.7 20.5 來源：iFind，國聯證券研究所；注：股價取 2022 年 9 月 28 日收盤價 5.35.3 南都電源：一體化布局，聚焦儲能再出發南都電源：一體化布局，聚焦儲能再出發 依托全產業鏈一體化體系，領跑全球新能源儲能市場。依托全產業鏈一體化體系，領跑全球新能源儲能市場。南都電源自 2011 年進入全球儲能市場，先后承擔國內外 50 余個儲能項目。公司主要采用銷售、代建、共建等業務模式，通過提供鋰電等儲能產品應用于國內外多種儲能應用場景。目前主要市場分布于歐美、北美和韓國等。公司逐漸剝離鉛酸電池業務，聚焦于鋰電儲能，2022

205、年上半年實現扭虧為盈，歸母凈利潤為 5.30 億元。專注鋰電核心技術，擴展儲能應用場景。專注鋰電核心技術，擴展儲能應用場景。公司擁有電池材料、電池系統領域核心技術，已形成“原材料-產品應用-運營服務-資源再生-原材料”的產業鏈閉環體系。目前三代儲能鋰電產品已通過 120 余項全球儲能領先標準安全認證認可，彰顯了公司鋰電核心技術實力。原材料價格上漲帶動鋰電回收業務，實現公司經營發展戰略需求。原材料價格上漲帶動鋰電回收業務，實現公司經營發展戰略需求。隨著全球鋰離圖表圖表 106106：南都電源近年營業收入：南都電源近年營業收入（百萬元）（百萬元）及增速及增速 圖表圖表 107107：南都電源歸母凈

206、利潤：南都電源歸母凈利潤（百萬元）（百萬元）及增速及增速 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 圖表圖表 108108：南都電源近年收益率情況：南都電源近年收益率情況 圖表圖表 109109：南都能源近年各項費用率情況：南都能源近年各項費用率情況 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%020004000600080001000012000140002017201820192020202122H1營業收入YoY-600%-400%-200%0%200%400%600%800%1

207、000%1200%1400%1600%-1500-1000-500050010002017201820192020202122H1歸母凈利潤YoY-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%2017201820192020202122H1毛利率凈利率凈資產收益率0%1%2%3%4%5%6%7%8%2017201820192020202122H1銷售費用率管理費用率 57 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 子電池市場應用的擴大，鋰電上游原材料的供給尤為重要。目前鋰電原材料整體價格大幅上漲，南都電源通過擴大鋰電回收業務從而提

208、高公司成本控制能力，實現全產業鏈閉環。按動力電池 4-6 年使用壽命測算，未來幾年鋰電回收市場或將大幅增長，公司鋰電原材料的供應將得到保障，有望進一步控制采購成本，提升盈利能力。圖表圖表 110110：南都電源南都電源各業務收入預測各業務收入預測 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 鋰電儲能業務鋰電儲能業務 營業收入（百萬元）1933.16 5221.36 10892.96 19425.15 YoY 170.09%108.62%78.33%毛利率 3.93%21.02%21.66%21.57%鋰回收業務鋰回收業務 營業收入（百萬元）54.19 5

209、00 600 720 YoY 822.68%20.00%20.00%毛利率 29.52%65.00%55.00%50.00%再生鉛業務再生鉛業務 營業收入（百萬元）3721.42 5663.90 5833.81 6008.83 YoY 52.20%3.00%3.00%毛利率 2.72%5.00%5.00%5.00%鉛蓄電池鉛蓄電池 營業收入（百萬元）6138.48 2000 1800 1620 YoY -67.42%-10.00%-10.00%毛利率 5.03%16.00%16.00%16.00%合計合計 營業收入（百萬元）11847.6 13385.26 19126.77 27773.98

210、YoY 12.98%42.89%45.21%毛利率 4.24%15.13%17.09%18.40%來源：公司公告，國聯證券研究所預測 我們預計公司 2022-2024 年營收分別為 133.85/191.26/277.73 億元，分別同比增長 12.98%/42.89%/45.21%；歸母凈利潤分別為 6.22/9.37/17.77 億元，分別同比增 長 145.40%/50.69%/89.56%，2022-2024 年 CAGR 為 75.33%；EPS 分 別 為0.72/1.08/2.05 元/股，對應 PE 為 31/21/11 倍。參照可比公司估值，及 DCF 絕對估值結果，我們給予

211、公司 23 年 30 倍 PE，目標價 32.4 元，首次覆蓋，給予“買入”評級。風險提示：公司產能落地不及預期的風險；市場競爭加劇的風險；原材料價格進一步大幅上漲的風險。圖表圖表 111111：南都電源南都電源盈利預測盈利預測 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 營業收入(百萬元)10260 11848 13385 19127 27774 增長率 13.89%15.48%12.98%42.89%45.21%EBITDA（百萬元）284 -923 1371 1860 2993 歸母凈利潤（百萬元）-281 -1370 622 9

212、37 1777 58 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 增長率（%）-176.23%-387.46%145.40%50.69%89.56%EPS（元/股）-0.33 -1.58 0.72 1.08 2.05 市盈率（P/E）-68.7 -14.1 31.0 20.6 10.9 市凈率（P/B）3.2 4.2 3.7 3.1 2.4 EV/EBITDA 60.5 -17.4 16.9 12.7 7.8 來源：iFind，國聯證券研究所；注：股價取 2022 年 9 月 28 日收盤價 5.45.4 鵬輝能源：綁定優質客戶，儲能電池快速放量鵬輝能源：綁定優質客

213、戶，儲能電池快速放量 明確轉型儲能戰略，資源配置聚焦儲能。明確轉型儲能戰略，資源配置聚焦儲能。鵬輝能源是國內最早從事儲能電池的公司之一，近年來公司明確加速轉型儲能戰略，集中公司資源配置建設儲能業務，力爭通過儲能業務實現公司業績高速增長。2021 年公司發布“351 戰略規劃”，目標三至五年內達到營業收入 100 億元。2021 年公司營業收入達到 56.93 億元，其中儲能業務收入 17 億元，占總營收的 30%左右。隨著公司儲能電池產能的快速放量，預計公司儲能業務占比將擴大至 50%左右，是公司未來最重要的業績增長點。儲能鈉離子電池前景廣闊，加快布局鈉離子電池材料產業鏈。儲能鈉離子電池前景廣

214、闊，加快布局鈉離子電池材料產業鏈。相較于鋰離子電池，鈉離子電池能量密度略低但成本優勢十分明顯。由于儲能領域對電池能量密度要求不高，因此鈉離子電池在儲能領域具有更加廣闊的應用前景。公司近年來不斷加大鈉離子電池的研發投入力度，加快布局鈉離子電池材料產業鏈，有利于未來公司鈉離子電池產品的開發和大規模量產。公司鈉離子電池產業規?；髮w現其性價比優勢，產品有望在儲能領域得到廣泛應用。圖表圖表 112112：鵬輝能源近年營業收入及增速：鵬輝能源近年營業收入及增速 圖表圖表 113113：鵬輝能源近年歸母凈利潤及增速：鵬輝能源近年歸母凈利潤及增速 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯

215、證券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%0102030405060201620172018201920202021營業收入（億元）YOY（%）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%0123201620172018201920202021歸母凈利潤（億元）YOY（%）59 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 先發優勢綁定優質客戶，產能加速建設。先發優勢綁定優質客戶，產能加速建設。公司在儲能領域積累了中國鐵塔、中國移動、南方電網、陽光電源、天合光能等眾多優質客戶。公司近年來不斷加快產能建設節奏，預計隨著儲能市場規模

216、的不斷攀升以及公司儲能電池產能的建成投產，鵬輝能源儲能業務將有望實現迅速增長。圖表圖表 116116：鵬輝能源鵬輝能源 2 2022022 年募集資金投資項目基本信息年募集資金投資項目基本信息 項目項目 項目建設內容項目建設內容 投資金額投資金額 年產 10GWh 儲能電池項目（一、二期）本項目一期 5GWh 儲能鋰離子電池產能，建設期為 16 個月，項目二期 5GWh 儲能鋰離子電池產能，建設期為 18 個月 30 億元 鵬輝智慧儲能及動力電池制造基地項目 本項目主要生產鋰離子電池和鋰電池系統，用于儲能和新能源車市場領域，可形成年產 5.5GWh 鋰離子電池的產能。12 億元 補充流動資金/

217、13 億元 來源：鵬輝能源 2022 年度向特定對象發行 A 股股票預案，國聯證券研究所 我們預計公司 2022-2024 年營收分別為 108.32/155.45/213.11 億元，分別同比增長 90.27%/43.51%/37.10%；歸母凈利潤分別為 6.37/10.64/15.86 億元，分別同比增長 249.43%/66.84%/49.09%，三年 CAGR 為 105.61%；EPS 分別為 1.38/2.31/3.44元/股，對應 PE 為 58/35/23 倍。參照可比公司估值，及 DCF 絕對估值結果，我們給予公司 23 年 45 倍 PE，目標價 103.95 元，首次覆

218、蓋，給予“買入”評級。圖表圖表 117117：鵬輝能源鵬輝能源各業務收入各業務收入預測預測 20192019 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 二次鋰離子電池二次鋰離子電池 營業收入（百萬元）2,989.50 3,214.38 5,153.42 10,184.64 14,767.73 20,378.82 YoY 7.52%60.32%97.63%45.00%38.00%毛利率 23.57%18.01%14.92%18.00%18.00%18.00%其他其他 營業收入（百萬元）318.95 427.85 539.47 647.3

219、6 776.84 932.20 YoY 34.14%26.09%20%20%20%毛利率 25.44%13.58%28.53%20%20%20%圖圖表表 114114：鵬輝能源近年收益率情況：鵬輝能源近年收益率情況 圖表圖表 115115：鵬輝能源近年各項費用率情況：鵬輝能源近年各項費用率情況 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 24.58%25.01%23.24%23.75%17.49%16.21%10.81%11.94%10.62%5.48%1.77%3.21%15.64%14.73%12.56%7.35%2.24%7.02%0%5%10%15%20%25%

220、30%201620172018201920202021毛利率（%）凈利率（%）凈資產收益率（%）-2%0%2%4%6%8%10%201620172018201920202021銷售費用率（%）管理費用率（%）研發費用率（%）財務費用率（%）60 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 合計合計 營業收入（百萬元）3,308.45 3,642.23 5,692.89 10,832.00 15,544.56 21,311.03 YoY 10.09%56.30%90.27%43.51%37.10%毛利率 23.75%17.49%16.21%16.92%17.10%17

221、.21%來源：公司公告，國聯證券研究所預測 風險提示：公司產能落地進展不及預期的風險；市場競爭加劇的風險；原材料價格進一步大幅上漲的風險。圖表圖表 118118：鵬輝能源盈利預測鵬輝能源盈利預測 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 營業收入(百萬元)3642 5693 10832 15545 21311 增長率 10.09%56.30%90.27%43.51%37.10%EBITDA（百萬元）381 551 935 1414 1999 歸母凈利潤（百萬元）53 182 637 1064 1586 增長率（%）-68.38%242

222、.90%249.43%66.84%49.09%EPS（元/股）0.12 0.40 1.38 2.31 3.44 市盈率（P/E）698.0 203.6 58.3 34.9 23.4 市凈率（P/B）15.8 13.8 11.8 9.6 7.4 EV/EBITDA 30.3 39.1 39.8 25.7 17.4 來源：iFind，國聯證券研究所；注：股價取 2022 年 9 月 28 日收盤價 5.55.5 德業股份：逆變器業務高速成長，大力開拓歐洲市場德業股份：逆變器業務高速成長，大力開拓歐洲市場 傳統家電企業優秀供應商，依托制造能力開拓儲能業務。傳統家電企業優秀供應商，依托制造能力開拓儲能

223、業務。德業股份成立以來深耕傳統家電行業數十年，在經營自身電器業務的同時也是美的等家電龍頭企業的供應商。在全球能源結構調整的大背景下，公司把握時機戰略布局新能源領域，依托自身強大的制造能力迅速開拓儲能業務，實現了公司營收的迅速增長。2021 年公司實現營業收入 41.68 億元，同比增長 37.85%；歸母凈利潤 5.76 億元，同比增長 51.28%。海外市場多點開花，業績有望大幅增長。海外市場多點開花，業績有望大幅增長。公司逆變器領域主要產品包括戶用光伏儲能產品、微型逆變器、組串式逆變器，目前主要銷往海外市場。隨著俄烏戰爭導致歐洲能源價格持續上升，海外市場戶用光伏儲能產品的需求也隨之高漲。公

224、司順應市圖表圖表 119119：德業股份近年營業收入及增速：德業股份近年營業收入及增速 圖表圖表 120120：德業股份近年歸母凈利潤及增速：德業股份近年歸母凈利潤及增速 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%051015202530354045201620172018201920202021營業收入（億元）YOY（%）0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%01234567201620172018201920202021歸母凈利潤（億元）YOY（%）61 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業

225、報告行業深度研究行業報告行業深度研究 場需求不斷完善海外市場布局，在美國、歐洲、南非等海外市場的業績均實現大幅增長。2022 年上半年，德業股份儲能逆變器實現銷量 7.85 萬臺，銷售收入同比增長241.63%。推出全新儲能逆變器產品，市場份額有望進一步提升。推出全新儲能逆變器產品，市場份額有望進一步提升。2022 年 5 月，公司于“歐洲最大光伏展”德國慕尼黑國際太陽能技術博覽會推出新產品，新品包括 50kW 高壓儲能逆變器、單相 16kW 儲能逆變器、堆疊式儲能電池系統等。新產品優異的性能將有助于公司進一步開拓歐洲市場，擴展公司的市場份額。圖表圖表 123123：德業股份德業股份各業務收入

226、各業務收入預測預測 20192019 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 逆變器逆變器 營業收入（百萬元）1,197.53 3,193.76 6,520.71 11,232.34 YoY 166.70%104.17%72.26%毛利率 37.19%40.94%38.74%36.38%熱交換器熱交換器 營業收入（百萬元）1,802.72 2,070.50 2,327.64 2,094.88 2,199.62 2,309.60 YoY 14.85%12.42%-10.00%5.00%5.00%毛利率 13.23%13.00%13.0

227、0%13.00%除濕機除濕機 營業收入（百萬元）562.77 545.46 562.25 674.70 742.17 816.39 YoY -3.08%3.08%20%10%10%毛利率 32.27%30%30%30%其他其他 營業收入（百萬元）204.52 407.67 80.51 88.56 97.42 107.16 YoY 10%10%10%毛利率 20%20%20%合計合計 營業收入（百萬元）2,570.01 3,023.63 4,167.93 6,051.90 9,559.91 14,465.49 YoY 17.65%37.85%45.20%57.97%51.31%毛利率 21.16

228、%22.64%22.95%29.74%31.95%32.16%來源：公司公告，國聯證券研究所預測 圖圖表表 121121：德業股份近年收益率情況：德業股份近年收益率情況 圖表圖表 122122：德業股份近年各項費用率情況：德業股份近年各項費用率情況 來源：iFinD，國聯證券研究所 來源：iFinD，國聯證券研究所 24.62%21.51%19.18%21.16%22.64%22.95%11.95%7.03%6.07%10.11%12.65%13.88%36.21%41.93%36.87%59.71%55.26%29.29%0%10%20%30%40%50%60%70%201620172018

229、201920202021毛利率（%）凈利率（%）凈資產收益率（%）0%1%2%3%4%5%6%201620172018201920202021銷售費用率（%）管理費用率（%）研發費用率（%）財務費用率（%）62 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 我們預計公司 2022-2024 年營收分別為 60.52/95.60/144.65 億元，分別同比增長 45.20%/57.97%/51.31%；歸母凈利潤分別為 11.66/20.32/31.18 億元，分別同比增長 101.56%/74.23%/53.48%，三年 CAGR 為 75.33%；EPS 分別為

230、4.88/8.50/13.05 元/股，對應 PE 為 90/52/34 倍。參照可比公司估值，及 DCF 絕對估值結果，我們給予公司 23 年 65 倍 PE，目標價 552.5 元，首次覆蓋，給予“買入”評級。風險提示：公司產能落地不及預期的風險；市場競爭加劇的風險；原材料價格進一步大幅上漲的風險；海外居民電價顯著下降影響裝機意愿的風險。圖表圖表 124124：德業股份盈利預測德業股份盈利預測 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 營業收入(百萬元)3024 4168 6052 9560 14465 增長率 17.65%37.

231、85%45.20%57.97%51.31%EBITDA（百萬元）505 718 1379 2398 3660 歸母凈利潤（百萬元）382 579 1166 2032 3118 增長率（%）47.26%51.28%101.56%74.23%53.48%EPS（元/股）1.60 2.42 4.88 8.50 13.05 市盈率（P/E）275.5 182.1 90.4 51.9 33.8 市凈率（P/B）121.5 39.9 29.8 20.7 14.1 EV/EBITDA 208.2 62.9 75.0 42.7 27.5 來源：iFind，國聯證券研究所；注：股價取 2022 年 9 月 28

232、 日收盤價 6.6.風險提示風險提示 1）市場競爭加劇的風險：市場競爭加劇的風險：當前眾多企業跨界進入儲能行業，存在市場競爭加劇的風險。2）原材料價格原材料價格大幅上漲的風險：大幅上漲的風險：上游原材料碳酸鋰價格對儲能系統成本影響較大，如果價格持續大幅上漲，存在影響裝機進程的風險。3）海外居民電價顯著下降影響裝機意愿的風險：）海外居民電價顯著下降影響裝機意愿的風險：海外居民電價高企是支撐海外戶用儲能裝機高增的主要邏輯，如果電價顯著下降可能影響裝機意愿。4）配儲政策變動的風險：）配儲政策變動的風險：國內強制配儲政策的變化可能影響短期的儲能裝機進程。63 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業

233、深度研究行業報告行業深度研究 分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。評級說明評級說明 投資建議的評級標準 評級 說明 報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）。評級標準為報告發布日后 6到 12 個月內的相對市場表現，也即：以報告發布日后的 6 到 12 個月內的公司股價（或行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準

234、。其中：A 股市場以滬深 300 指數為基準，新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準；美國市場以納斯達克綜合指數或標普500 指數為基準；韓國市場以柯斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級 買入 相對同期相關證券市場代表指數漲幅 20%以上 增持 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于 5%20%之間 持有 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%5%之間 賣出 相對同期相關證券市場代表指數跌幅 10%以上 行業評級 強于大市 相對同期相關證券市場代表指數漲幅 10%以上 中性 相對同期相關證券市場代表指數漲

235、幅介于-10%10%之間 弱于大市 相對同期相關證券市場代表指數跌幅 10%以上 一般聲明一般聲明 除非另有規定，本報告中的所有材料版權均屬國聯證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“國聯證券”）。未經國聯證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為國聯證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，國聯證券不因收件人收到本報告而視其為國聯證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但國聯證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的

236、信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，國聯證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，國聯證券可能會發出與本報告所載意見

237、、評估及預測不一致的研究報告。國聯證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。國聯證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。國聯證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明特別聲明 在法律許可的情況下，國聯證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到國聯證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益

238、沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。版權聲明版權聲明 未經國聯證券事先書面許可，任何機構或個人不得以任何形式翻版、復制、轉載、刊登和引用。否則由此造成的一切不良后果及法律責任有私自翻版、復制、轉載、刊登和引用者承擔。聯系我們聯系我們 無錫：無錫：江蘇省無錫市太湖新城金融一街 8 號國聯金融大廈 9 層 上海：上海：上海市浦東新區世紀大道 1198 號世紀匯廣場 1 座 37 層 電話：0510-82833337 電話：021-38991500 傳真：0510-82833217 傳真：021-38571373 北京：北京：北京市東城區安定門外大街 208 號中糧置地廣場 4 層 深圳：深圳：廣東省深圳市福田區益田路 6009 號新世界中心 29 層 電話：010-64285217 電話：0755-82775695