電力設備行業：海內外需求共振2023年大儲裝機彈性可期-221020（26頁）.pdf

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1、 1 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。海內外需求共振，海內外需求共振，2023 年大儲裝機彈性可期年大儲裝機彈性可期 儲能行業儲能行業更大的爆發或在更大的爆發或在 2023 年。年。2021 年全球儲能市場正式步入快速成長階段，海內外長期裝機預期空間打開，2022 年歐洲電價大幅上行刺激戶用儲能需求爆發，但原材料價格高位壓制部分大型儲能項目裝機需求，2023 年上游原材料價格拐點漸近，前期積壓項目或將加速啟動，行業整體增速有望再上臺階。國內：國內：各環節發展模式漸明，儲能各環節發展模式漸明，儲能項目加速落地

2、項目加速落地。2021 年為國內儲能行業由商業化起步邁向規?；l展的過渡之年，隨著國家、地方層面儲能政策的密集出臺，各環節儲能發展模式在探索中逐步走向成熟。中短期內新能源配儲要求為國內儲能市場核心驅動因素，部分省份獨立/共享儲能盈利模型初步建立，后續有望貢獻較大增量。2022 年受制于成本因素國內儲能項目整體落地節奏偏慢，2023 年光伏組件、儲能電池價格有望回落，預計項目建設節奏將明顯加快，2022 年前三季度國內儲能項目招標規模超過 60GWh，2023年裝機可期。海外：海外：收益上行疊加成本下降預期收益上行疊加成本下降預期，2023 年年大儲彈性可期。大儲彈性可期。2022 年海外大型儲

3、能項目收益端上行幅度小于成本端，壓制裝機需求，2023 年情況或迎反轉。一方面，電價上漲后海外儲能項目收益空間明顯抬升，另一方面上游原材料價格有望迎來回落，2023 年美國、英國等部分海外地區大儲經濟性有望提升，從而有效刺激裝機需求，2023 年海外大儲裝機增速彈性或超戶用儲能。短期內大儲市場競爭格局趨于激烈，格局清晰的細分環節及海外市場盈利短期內大儲市場競爭格局趨于激烈，格局清晰的細分環節及海外市場盈利能力更佳能力更佳。儲能產業鏈涉及電池、電力電子設備、配套設備、系統集成等多個環節，整體來看隨著市場規模的快速擴大，短期內市場參與者快速增加，行業格局趨于分散。相對而言，現階段電池及溫控環節的格

4、局較為集中，PCS、系統集成環節的競爭則已經較為激烈。此外，考慮到海外市場中儲能成本傳導相對順暢，同時在可融資性、售后服務方面的壁壘更高，因此競爭相對緩和，盈利兌現度較高。投資建議：投資建議：建議重點關注 2023 年裝機彈性更大的大儲產業鏈，包括（1）格局清晰的溫控環節，相關標的英維克、同飛股份英維克、同飛股份；（2）海外占比高、盈利兌現度好的頭部 PCS 及系統集成廠商，相關標的陽光電源、盛弘股份陽光電源、盛弘股份；（3）大儲積累深厚，戶儲取得突破的 PCS/集成廠商，相關標的科華數據、科士達科華數據、科士達；（4）華為、寧德等全球儲能龍頭的配套供應商，相關標的德賽電池、星云股德賽電池、星

5、云股份份。風險提示：儲能市場發展不及預期、風險提示：儲能市場發展不及預期、原材料價格原材料價格持續持續上漲上漲、市場競爭加劇、市場競爭加劇、模型假設與測算結果存在偏差模型假設與測算結果存在偏差等等。Tabl e_Ti t l e 2022 年年 10 月月 20 日日 電力設備電力設備 Tabl e_BaseI nf o 行業深度分析行業深度分析 證券研究報告 投資投資評級評級 領先大市領先大市-A 維持維持評級評級 Tabl e_Fi rst St oc k 首選股票首選股票 目標價目標價 評級評級 002837 英維克 36.58 買入-A 300274 陽光電源 150.92 買入-A

6、300693 盛弘股份 47.18 買入-A 002335 科華數據 43.40 買入-A 002518 科士達 35.43 買入-A Tabl e_C hart 行業表現行業表現 資料來源：Wind資訊%1M 3M 12M 相對收益相對收益 5.61-0.39 6.77 絕對收益絕對收益 1.64-12.24-16.31 王哲宇王哲宇 分析師 SAC 執業證書編號：S1450521120005 相關報告相關報告 全釩液流電池儲能專題：海闊天空，不同“釩”響 2022-09-08 儲能系列報告之一：儲能溫控市場乘風而起，行業龍頭把握先機 2022-05-09 -38%-31%-24%-17%-

7、10%-3%4%2021-102022-022022-06電力設備及新能源(中信)滬深300 行業深度分析/電力設備 2 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。內容目錄內容目錄 1.全球儲能行業更大的爆發或在全球儲能行業更大的爆發或在 2023 年年.4 2.國內：發展模式漸明，國內：發展模式漸明，2023 年項目加速落地年項目加速落地.6 2.1.2022H1 國內儲能裝機節奏有所滯后，下半年有望加速.6 2.2.新能源配套儲能有望率先放量.6 2.3.電網側儲能潛力巨大，期待成本疏導機制建立.10 2.4.工

8、商業儲能需求空間有望逐步打開.11 2.5.2022 年起國內儲能裝機規模有望成倍提升.13 3.海外：收益上行疊加成本下降預期，海外：收益上行疊加成本下降預期，2023 年大儲彈性可期年大儲彈性可期.15 3.1.2022 年海外戶儲市場高景氣，2023 年大儲有望接力.15 3.2.2022 年起海外大儲收益端已有明顯抬升.16 3.2.1.容量電價：確定性較高的固定收益，近年來成交價格持續上行.16 3.2.2.峰谷套利：電價波動加劇，儲能項目套利空間提升.17 3.2.3.輔助服務：市場容量相對有限，市場飽和后收益可能下降.18 3.3.部分海外地區大儲經濟性或已較為理想，2023 年

9、裝機有望大規模啟動.19 4.投資建議：重點關注大儲產業鏈投資機會投資建議：重點關注大儲產業鏈投資機會.21 4.1.大儲產業鏈各環節競爭趨于激烈，電池及熱管理環節格局相對較好.21 4.2.建議重點關注 2023 年裝機彈性更大的大儲產業鏈.23 5.風險提示風險提示.24 圖表目錄圖表目錄 圖 1：全球風電、光伏平均 LCOE 變化情況（$/kWh）.4 圖 2：全球鋰離子電池平均成本變化情況（$/kWh）.4 圖 3：全球新增儲能裝機規模（GWh）.4 圖 4：全球累計風電光伏裝機規模（GW）及儲能滲透率.4 圖 5：全球儲能裝機結構（GWh）.5 圖 6：儲能需求爆發刺激因素.5 圖

10、7：全球儲能行業更大的爆發或在 2023 年.5 圖 8：國內電化學儲能新增裝機規模情況（GW）.6 圖 9：2022 國內儲能項目月度招標規模（GWh）.6 圖 10：現階段國內新能源發電側儲能商業模式尚未完全建立.8 圖 11：2021 年起國內風機招標規模持續放量（GW）.8 圖 12：2022 年 9 月起國內硅料時間產出明顯放量（萬噸）.8 圖 13：國網/南網 2030 年抽水蓄能、新型儲能裝機規劃（GW）.11 圖 14：現階段國內抽水蓄能價格形成機制.11 圖 15：不同省市 2022 年 10 月電網代理購電最大峰谷價差（元/kWh）.12 圖 16：美國、歐盟火電裝機變化情

11、況（GW）.15 圖 17：2021 年全球新增投運新型儲能項目地區分布.15 圖 18：海外新增儲能裝機結構（GWh）.15 圖 19：2022 年歐盟消費者電價指數快速攀升（2015=100）.15 圖 20：2022 年大型儲能項目收益上行滯后成本上行，2023 年或反轉.16 圖 21：德國新增儲能裝機結構（MWh）.16 圖 22：加州 Pomona 儲能項目季度收益情況（萬美元）.16 圖 23：英國 T-4 容量市場拍賣出清價格情況（/kW/年）.17 OXiWfWjZNAcZsZrW6MbP8OtRqQpNtRkPmNqQiNnPqRbRpPxOvPmQnNMYpMqP行業深度

12、分析/電力設備 3 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。圖 24：加州備用容量（RA）平均成交價格（$/kW/月）.17 圖 25：英國 T-4 容量市場拍賣出清價格情況（/kW/年）.17 圖 26：加州備用容量（RA）平均成交價格（$/kW/月）.17 圖 27：2021 年起德國平均電價中樞抬升，同時波動顯著加大（單位：/MWh）.18 圖 28：加州 Pomona 儲能項目 2021 年日收益情況（萬美元）.18 圖 29：英國動態遏制（DC）平均月度出清情況.19 圖 30：加州電力市場各類輔助服務平

13、均出清價格（$/MWh）.19 圖 31：加州儲能項目收益率敏感性測算.19 圖 32：2021 年英國新提交儲能項目規模超過 11GW.20 圖 33：2022H1 美國延期的大型風光儲項目超過 32GW.20 圖 34：全球儲能裝機規模預測（GWh）.20 圖 35：大儲產業鏈構成.21 圖 36：2021 年全球儲能鋰離子電池主要企業市場份額.22 圖 37：寧德時代儲能/動力電池毛利率對比.22 圖 38：2021 年國內儲能 PCS 提供商全球出貨量排名（MW）.23 圖 39：盛弘股份/上能電氣儲能 PCS 毛利率對比.23 圖 40：2021 年國內儲能系統集成商國內新增投運裝機

14、排名.23 圖 41：2021 年全球儲能集成商市場份額情況.23 表 1：大型儲能/戶用儲能市場對比.5 表 2：“十四五”新型儲能發展實施方案中各環節儲能發展模式的表述.6 表 3：2021 部分省份新能源項目競配儲能配套要求.7 表 4：部分省份大型風光基地儲能配臵時長已達到4 小時.7 表 5：湖南、山東、河南獨立儲能項目盈利來源.9 表 6：2022 年部分省份儲能示范項目規模.9 表 7：山東獨立儲能項目收益率測算假設.9 表 8：山東獨立儲能電站收益測算模型.10 表 9：山東獨立儲能項目 IRR 敏感性測算.10 表 10：2021 年以來針對工業用戶用電的相關政策.12 表

15、11：國內工商業儲能經濟性測算模型.13 表 12：國內工商業儲能項目 IRR 敏感性測算.13 表 13：國內新型儲能裝機空間測算.14 表 14：大儲產業鏈各環節競爭格局及國內代表企業.21 表 15：儲能溫控市場規模測算.22 行業深度分析/電力設備 4 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。1.全球儲能行業更大的爆發或在全球儲能行業更大的爆發或在 2023 年年 儲能行業規?；l展的條件已經成熟儲能行業規?；l展的條件已經成熟。一方面，隨著技術的進步與產能的擴張，近年來風電、光伏的發電成本與鋰離子電池的制

16、造成本降幅顯著，在新能源上網側平價的基礎上，當前全球正朝著“新能源+儲能”平價的方向快速前進。另一方面，儲能在電力系統中的定位與商業模式正日漸清晰，目前美國、歐洲等發達地區儲能市場化發展的機制已基本建立，新興市場的電力系統改革亦持續加速，儲能行業規?；l展的條件已經成熟。圖圖 1：全球風電、光伏平均全球風電、光伏平均 LCOE變化情況（變化情況（$/kWh）圖圖 2：全球鋰離子電池平均成本變化情況（全球鋰離子電池平均成本變化情況（$/kWh）資料來源：IRENA，安信證券研究中心 資料來源：BNEF，安信證券研究中心 2021 年起全球儲能行業進入高速發展階段。年起全球儲能行業進入高速發展階段

17、。根據 BNEF 統計，2021 年全球新增儲能裝機規模為 10GW/22GWh，較 2020 年實現翻倍以上增長，截至 2021 年底全球累計儲能裝機容量約為 27GW/56GWh?？紤]到 2021 年底全球累計風電/光伏裝機規模已達到 837/942GW，以此推算儲能在全球風電光伏裝機中的占比僅為 1.5%，我們認為儲能市場的高速增長才剛剛開始，行業發展前景廣闊。圖圖 3：全球新增儲能裝機規模（全球新增儲能裝機規模（GWh）圖圖 4：全球累計風電光伏裝機規模（全球累計風電光伏裝機規模（GW）及儲能滲透率）及儲能滲透率 資料來源：BNEF，安信證券研究中心 資料來源：IEA，GWEC，BNE

18、F，安信證券研究中心 從規模體量來看，大型儲能是當前全球儲能裝機的主力從規模體量來看，大型儲能是當前全球儲能裝機的主力。從產品形態與銷售模式上來看，大致可以將儲能分為大型儲能與戶用儲能兩大類別，其中大型儲能以 MWh 級別以上的集裝箱式系統為主，終端客戶為大型電力公司或工商企業，主要通過集采、招標等形式直接進行銷售，B 端屬性較強；而戶用儲能以 5-20kWh 的小型電池系統為主，終端客戶為分散的居民家庭，主要通過當地化的經銷商、安裝商網絡進行銷售，具備一定的 C 端屬性。從結構來看，過去幾年大型儲能的裝機占比約為 80%左右，是全球儲能裝機的主要構成部分。00.10.20.30.40.520

19、1020122014201620182020化石燃料成本區間光伏陸上風電海上風電01002003004005006007008002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021Pack電芯-50%0%50%100%150%200%250%05101520252013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021新增儲能裝機規模增速0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%05001000150020002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021風電裝機光伏裝機

20、儲能滲透率行業深度分析/電力設備 5 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。表表 1：大型儲能：大型儲能/戶用儲能市場對比戶用儲能市場對比 大型儲能大型儲能 戶用儲能戶用儲能 產品形態產品形態 MWh 級別集裝箱 5-20kWh 小型系統 終端客戶終端客戶 電力公司、工商企業 居民家庭 銷售模式銷售模式 集采、招標等直銷模式 通過經銷商、安裝商渠道間接銷售 終端價格敏感度終端價格敏感度 高 低 市場屬性市場屬性 B 端屬性強，性價比/度電成本為核心競爭因素 C端屬性強，終端需求多元化，產品定位分層，存在品牌溢價

21、資料來源：安信證券研究中心 圖圖 5：全球儲能裝機結構（全球儲能裝機結構（GWh）資料來源：BNEF，安信證券研究中心 全球儲能行業更大的爆發或在全球儲能行業更大的爆發或在 2023 年年。在 2021 年高速增長的基礎上，2022 年全球儲能行業仍然延續了較高的景氣度，但增量更多來自于戶用儲能（尤其是歐洲地區），持續飆升的居民用電價格是最為核心的驅動因素。而在上游原材料價格高企的背景下，對成本更為敏感的大型儲能市場 2022 年的需求則受到了一定程度的壓制。站在當前的時間節點，我們認為2023 年全球儲能行業或迎來更大的爆發，從政策端來看，國內新能源項目存在剛性的配套儲能需求，美國等海外市場

22、的儲能補貼則有望逐步落地；從收益端來看，國內獨立/共享儲能的商業模式有望在探索中走向成熟，海外電價中樞的上移以及電價波動的加劇同樣有利于儲能收益空間的提升；從成本端來看，2023 年隨著上游產能的逐步釋放，硅料、碳酸鋰等原材料價格拐點漸近，儲能裝機成本有望重回下行通道。圖圖 6：儲能需求爆發刺激因素儲能需求爆發刺激因素 圖圖 7：全球儲能行業更大的爆發或在全球儲能行業更大的爆發或在 2023 年年 資料來源：安信證券研究中心 資料來源：安信證券研究中心 0510152025201620172018201920202021大型儲能裝機規模戶用儲能裝機規模儲儲能能爆爆發發刺刺激激因因素素輔助服務補

23、償輔助服務補償收入端收入端風機價格下降風機價格下降成本端成本端示范項目推進示范項目推進政策端政策端容量電價提升容量電價提升電池成本下降電池成本下降配儲要求提升配儲要求提升盈利模式創新盈利模式創新項目并網節點項目并網節點峰谷價差拉大峰谷價差拉大地方補貼支持地方補貼支持組件價格下降組件價格下降系統設計優化系統設計優化預期預期兌現兌現爆發爆發政策預期，潛在空間打開兌現訂單增加，但原材料價格壓制需求上游讓利業主，行業迎來真正爆發2021年年2022年年2023年年行業深度分析/電力設備 6 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報

24、告尾頁。2.國內：發展模式漸明，國內：發展模式漸明，2023 年項目加速落地年項目加速落地 2.1.2022H1 國內儲能裝機節奏有所滯后，下半年有望加速國內儲能裝機節奏有所滯后，下半年有望加速 政策勾勒發展前景，政策勾勒發展前景，國內國內各環節儲能發展模式逐漸清晰。各環節儲能發展模式逐漸清晰。2022 年 2 月底，國家發改委、能源局正式印發“十四五”新型儲能發展實施方案，進一步明確了“到 2025 年新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段、具備大規模商業化應用條件”，“2030 年新型儲能全面市場化發展”的目標。此外，本次文件對發電側、電網側、用戶側儲能均進行了明確的部署，各環節儲能發展模

25、式逐漸清晰。表表 2：“十四五”新型儲能發展實施方案中各環節儲能發展模式的表述：“十四五”新型儲能發展實施方案中各環節儲能發展模式的表述 環節環節 主要內容主要內容 發電側 積極引導新能源電站以市場化方式配署新型儲能。對于配套建設新型儲能或以共享模式落實新型儲能的新能源發電項目，結合儲能技術水平和系統效益，可在競爭性配臵、項目核準、并網時序、保障利用小時數、電力服務補償考核等方面優先考慮。電網側 建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場?？茖W評估新型儲能輸變電設施投資替代效益，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。用戶側 加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機

26、制，拉大峰谷價差，引導電力市場價格向用戶側傳導，建立與電力現貨市場相銜接的需求側響應補償機制。增加用戶側儲能的收益渠道。鼓勵用戶采用儲能技術減少接入電力系統的增容投資，發揮儲能在減少配電網基礎設施投資上的積極作用。探索新型儲能商業模式 探索推廣共享儲能模式：鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配臵儲能，發揮儲能“一站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展共享儲能、云儲能等創新商業模式的應用示范。試點建設共享儲能交易平臺和運營監控系統。研究開展儲能聚合應用：鼓勵不間斷電源、電動汽車、充換電設施等用戶側分散式儲能設施的聚合利用，通過大規模分散小微主體聚合，發揮負荷削峰填谷作用，參與需求側響應，創

27、新源荷雙向互動模式。資料來源：國家發改委，國家能源局，安信證券研究中心 2022 年年國內儲能項目實際建設節奏國內儲能項目實際建設節奏有所滯后有所滯后，但招標快速放量。但招標快速放量。受制于疫情、原材料漲價等多方面因素的影響，2022 年上半年國內儲能項目建設節奏整體偏慢，根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會（CESA）的統計，2022H1 國內并網、投運的電化學儲能項目裝機總規模約為 0.39GW/0.92GWh。但從招標的角度來看，Q2 起國內儲能招標明顯提速，據我們不完全統計 1-9 月總招標容量超過 60GWh（主要統計 EPC、儲能集成系統以及相關設備），其中 Q1/Q2/Q3

28、 分別為 4.5/18.2/39.6GWh，招標規模逐季提升。因此，我們認為后續國內儲能裝機仍有較強支撐，預計 2022 年下半年起項目建設速度將明顯加快。圖圖 8：國內電化學儲能新增裝機規模情況（：國內電化學儲能新增裝機規模情況（GW）圖圖 9：2022 國內儲能項目月度招標規模（國內儲能項目月度招標規模（GWh）資料來源：CNESA，CESA，安信證券研究中心 資料來源：各公司招標網站，安信證券研究中心 2.2.新能源配套儲能有望率先放量新能源配套儲能有望率先放量 新能源發電側儲能有望成為國內率先放量的應用場景，主要的驅動因素為政策強制要求。新能源發電側儲能有望成為國內率先放量的應用場景，

29、主要的驅動因素為政策強制要求。在國家政策層面，根據能源局 2021 年 7 月印發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，超過電網企業保障性并網以外的新能源裝機規模按照 15%0.00.51.01.52.02.52015201620172018201920202021 22H102468101214161月2月3月4月5月6月7月8月9月行業深度分析/電力設備 7 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。的掛鉤比例配建調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網，儲能時長為 4 小

30、時以上。而在 2021 年國內各省發布的風電、光伏項目競爭性配臵規則中，儲能已基本成為新能源項目“標配”，目前已有近 20 個省份出臺了新能源配套儲能的具體量化要求，大部分省份的儲能配比在 10%-20%的區間內，儲能時長則基本為 1-2 小時。我們根據各省已經發布的風光項目競配結果以及儲能配臵要求對國內新能源發電側儲能的規模進行了大致測算，目前配套儲能項目的規模已接近 50GWh，預計這部分儲能項目將從 2022 年起逐步落地。表表 3：2021 部分省份新能源項目競配儲能配套要求部分省份新能源項目競配儲能配套要求 省份省份 風光項目競配規模（風光項目競配規模（GW）儲能功率（儲能功率（GW

31、）儲能容量（儲能容量（GWh）具體儲能配套要求具體儲能配套要求 湖北 12.28 2.54 5.37 10%，2 小時 湖南-1.50 3.00 風電 15%，光伏 5%，2 小時 河南 4.69 0.78 1.55 10%-20%，2 小時 河北 21.82 2.64 10.55 10%-20%，4 小時 山西 11.90 0.33-部分地區 10%或 15%。內蒙古 10.65 2.90 5.80 15%，2 小時 山東 15.95 1.60 3.19 10%，2 小時 廣西 10.27 1.15 2.29 陸上風電 20%，光伏 15%，2 小時 安徽 6.00 1.56 1.56 光伏

32、 14%35%，風電 40%98%，1 小時 青海 42.13 5.20 11.03 10%，2 小時 甘肅 12.00 0.92 1.85 5%-10%，2 小時 天津 2.99 0.25-光伏 10%，風電 15%江蘇-8%-10%，2 小時 寧夏 4.00 0.40 0.80 10%，2 小時 遼寧-10%海南-光伏 10%江西 14.05 1.69 1.69 10%-15%，1 小時 新疆 5.41-將儲能配臵納入競爭配臵參考評分內容 福建 0.32 0.03 0.06 10%，2 小時 浙江-部分地區 10%吉林 8.17-將儲能配臵納入競配參考評分標準 貴州 27.32-送出消納受

33、限區域 10%總計總計 209.95 23.49 48.75 資料來源：各省能源局/發改委，安信證券研究中心 未來國內新能源項目儲能配套比例及儲能時長要求未來國內新能源項目儲能配套比例及儲能時長要求將將繼續提升。繼續提升。當新能源發電占比較低時，儲能在電力系統中主要起輔助作用，用于解決短時間、小范圍的供需不平衡，而隨著新能源逐步成為電力系統的主體，儲能系統需要發揮的作用將愈發重要，相應的配臵比例及儲能時長亦將明顯提升。尤其是對于新能源發展較快的三北大型清潔能源基地，現在主流的 10%/2h的儲能配臵要求已較難滿足實際的需求，2022 年以來新疆、內蒙古、甘肅等地大型風光基地的儲能配臵時長要求已

34、達到 4 小時。表表 4：部分省份大型風光基地儲能配臵時長已達到部分省份大型風光基地儲能配臵時長已達到 4 小時小時 省份省份 文件文件 儲能時長要求儲能時長要求 新疆 服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引（1.0 版）對建設4 小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模 4倍的風電光伏發電項目。鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以 91 規模配建。內蒙古 內蒙古自治區電力源網荷儲一體化實施細則（2022 年版）源網荷儲一體化綜合調節能力原則上不低于新能源規模的 15%，應確保在新能源全壽命周期內有效。儲能時長原則上不低于 4 小時。甘肅 甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則的通知 參與電網側調峰

35、的電儲能設施要求充電功率在 1萬千瓦及以上，持續充電時間 4 小時以上。資料來源：各省能源局，安信證券研究中心 行業深度分析/電力設備 8 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。短期內新能源發電側儲能收益機制尚待建立，市場化是長期方向。短期內新能源發電側儲能收益機制尚待建立，市場化是長期方向。目前國內新能源配套儲能尚無明確收益模式，投資業主更多把配套儲能作為額外的成本項進行考慮，我們認為打通新能源配套儲能項目經濟性的關鍵在于建立市場化的收益補償機制。2022 年 1 月國家發改委、能源局發布的加快建設全國統一電力

36、市場體系的指導意見已明確提出 2025 年初步建成全國統一電力市場，初步形成有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制。具體到新能源配套儲能項目而言，推動新能源參與電力市場交易、推進電力現貨市場建設、持續完善電力輔助服務市場等改革方向都將擴大儲能項目在電力市場中的收益來源與套利空間，助力儲能項目自身經濟性的提升。圖圖 10：現階段國內新能源發電側儲能商業模式尚未完全建立現階段國內新能源發電側儲能商業模式尚未完全建立 資料來源：安信證券研究中心 2022 下半年起國內大型風光項目建設進度有望明顯加快，配套儲能項目加速落地。下半年起國內大型風光項目建設進度有望明顯加快，配套儲能項目加速落地。20

37、22 年上半年受疫情、硅料緊缺、裝機成本高企等多方面影響，大型風光項目建設進度相對較慢，上半年國內新增風電、地面光伏裝機僅為 12.9GW/11.2GW，與此前預期存在一定差距?？紤]到 2021 年以來國內風機招標持續放量，而光伏硅料的產出亦從四季度起實質性放量（七八月份受檢修、限電、疫情等因素并未充分釋放），我們對 2022 年下半年以及 2023 年國內大型風光項目裝機持積極態度，相應的配套儲能亦有望加速落地。圖圖 11：2021 年起國內風機招標規模持續放量年起國內風機招標規模持續放量（GW）圖圖 12：2022 年年 9 月起國內硅料時間產出明顯放量（萬噸）月起國內硅料時間產出明顯放量

38、（萬噸）資料來源：金風科技，安信證券研究中心 資料來源：硅業分會，安信證券研究中心 共享共享/獨立儲能興起，獨立儲能興起，未來未來有望貢獻較大增量有望貢獻較大增量。從電力調度的角度出發，每個新能源場站單獨配建一個儲能電站往往不是系統的整體最優方案，前期發改委、能源局文件中已多次提出探索推廣共享儲能模式，發揮儲能“一站多用”的共享作用。相較于新能源場站單獨配建的儲能電站，獨立/貢獻儲能的潛在收益來源更加豐富，包括容量租賃費用、峰谷套利、調峰調頻、容量電價補償等。目前國內部分省份獨立/共享儲能的盈利模型已初步建立，隨著收益模式在探索中走向成熟，國內獨立/共享儲能有望迎來快速發展。2022 年山東、

39、浙江、河北、廣西等省份相繼下發新型儲能示范項目名單，合計總規模超過 10GW，因此在新能源場站自行配套的儲能項目以外，我們預計未來獨立/共享儲能也有望貢獻較大的裝機增量。新能源發電主要由電網保障收購新能源發電主要由電網保障收購輔助服務費用由發電側分攤輔助服務費用由發電側分攤新能源逐步參與市場交易新能源逐步參與市場交易輔助服務費用傳導至終端電力用戶輔助服務費用傳導至終端電力用戶新能源發電按照固定電價上網新能源發電按照固定電價上網現狀現狀發展方向發展方向電價由電力現貨市場決定電價由電力現貨市場決定儲能收益來源與套利空間拓寬儲能收益來源與套利空間拓寬0102030405060702013 2014

40、2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Q1Q2Q3Q401234567891月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月202020212022行業深度分析/電力設備 9 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。表表 5：湖南、山東、河南獨立儲能項目盈利來源湖南、山東、河南獨立儲能項目盈利來源 省份省份 盈利來源盈利來源 說明說明 湖南 調峰補償 根據深度調峰的相關規定，調峰補償單價由市場競價決定，報價上限為 500 元/MWh。儲能租賃費用 儲能租賃可視同可再生能源

41、儲能配額，儲能項目通過容量租賃，可獲得相應的租賃費用。電費收益 電費收益分為容量電費及電量電費兩部分，其中容量電費收益按年獲得，電量電費收益按照儲能電站的放電量計算。山東 峰谷套利 2022 年初山東省首批 5個獨立儲能示范項目已完成注冊，正式進入現貨市場進行交易。容量補償 獨立儲能設施可按照有效充放電容量按月獲取容量補償，且容量補償費用從用戶側收?。?.0991 元/kWh）。儲能租賃費用 儲能租賃可視同可再生能源儲能配額，預計租金水平為 200-500 元/kW 左右。河南 調峰補償 獨立儲能依照火電機組第一檔調峰輔助服務交易價格優先出清，調峰補償價格報價上限暫為 0.3 元/千瓦時，每年

42、調用完全充放電次數原則上不低于 350次。容量租賃 支持共享儲能項目企業通過租賃費用回收建設成本并獲得合理收益，2022 年容量租賃參考價 200 元/千瓦時 年。資料來源：各省能源局，安信證券研究中心 表表 6：2022 年部分省份儲能示范項目規模年部分省份儲能示范項目規模 省份省份 項目數量項目數量 總裝機功率總裝機功率/容量容量 山東 30 3.3GW/4.7GWh 浙江 34 1.5GW/4.3GWh 河北 31 5.1GW/4.6GWh 湖南 21-廣西 12 1.6GW/3.6GWh 青海 11 0.6GW/2.8GWh 資料來源：各省能源局，安信證券研究中心 國內部分省份獨立儲能

43、項目或已具備一定經濟性。國內部分省份獨立儲能項目或已具備一定經濟性。我們以山東為例對國內獨立儲能的經濟性進行了簡單測算，在我們的假設模型下，山東獨立儲能電站的全投資收益率約為 8.2%，靜態回收期 9-10 年，已具備一定的經濟性。隨著前期示范項目的逐步落地，國內獨立儲能的收益模式有望得到更好的驗證，后續各類投資主體的積極性有望明顯提升，從今年的項目招標情況來看，獨立/共享儲能項目已經占據了相當的比例。表表 7：山東獨立儲能項目收益率測算假設：山東獨立儲能項目收益率測算假設 參數假設參數假設 數值數值 儲能系統參數儲能系統參數 儲能系統功率（MW）100 儲能配臵時長（h）2 儲能系統容量（M

44、Wh）200 儲能系統容量年衰減率 1%儲能投資成本（元/Wh）1.8 運維費用（%）1.5%折舊年限 15 收益收益及運營及運營假設假設 容量補償收入（萬元/MWh年）1.7（已按照儲能時長進行折算）容量租賃租金（萬元/MWh年）20 峰谷價差（元/kWh）0.3 充放電深度 90%充放電損耗 15%日充放電次數 1 年運行天數 300 所得稅率 25%資料來源：山東能源局，安信證券研究中心 行業深度分析/電力設備 10 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。表表 8：山東獨立儲能電站收益測算模型：山東獨立儲能

45、電站收益測算模型 單位：萬元單位：萬元 0 1 2 3 4 15 儲能初始投資(36000)可用容量（MWh）200 198 196 194 174 容量補償（萬元/MWh年）2 2 2 2 2 容量補償收益容量補償收益 333 330 327 323 290 新能源電站租金（萬元/MWh年）20 20 20 20 20 容量租賃容量租賃收益收益 4,000 3,960 3,920 3,881 3,475 峰谷價差（元/kWh）0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 年充放電量（MWh）45,900 45,441 44,987 44,537 39,875 峰谷套利收益峰谷套利收益 1,377

46、1,363 1,350 1,336 1,196 稅前收益 5,710 5,653 5,597 5,541 4,961 年運維費用 (540)(540)(540)(540)(540)折舊費用 (2400)(2400)(2400)(2400)(2400)所得稅 (693)(678)(664)(650)(505)總現金流總現金流(36000)4478 4435 4393 4351 3916 儲能項目儲能項目 IRR 8.2%資料來源：安信證券研究中心 2023 年國內獨立儲能收益率仍有提升空間。年國內獨立儲能收益率仍有提升空間。一方面，隨著新能源發電占比的提升，部分省份電力現貨市場的峰谷價差有望繼續

47、拉大，從而提升儲能項目套利空間。此外，若后續上游鋰資源價格下行，則儲能電池及項目整體初始投資成本存在下降空間，同樣有利于項目經濟性的提升。表表 9：山東獨立儲能項目山東獨立儲能項目 IRR 敏感性測算敏感性測算 儲能項目初始投資投資成本（元儲能項目初始投資投資成本（元/Wh）峰谷價差峰谷價差（元（元/kWh）2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 0.3 6.5%8.2%10.1%12.5%15.6%19.7%0.4 7.7%9.4%11.5%14.0%17.3%21.6%0.5 8.9%10.7%12.8%15.5%18.9%23.5%0.6 10.0%11.9%14.1%16.9%

48、20.5%25.4%0.7 11.1%13.1%15.4%18.4%22.1%27.2%0.8 12.2%14.2%16.7%19.7%23.7%29.0%0.9 13.3%15.4%17.9%21.1%25.2%30.8%資料來源：安信證券研究中心 2.3.電網側儲能電網側儲能潛力巨大潛力巨大，期待成本疏導機制建立期待成本疏導機制建立 作為直接負責電力系統調度、維護電力供需平衡的主體，國內電網公司同樣具備較強的儲能作為直接負責電力系統調度、維護電力供需平衡的主體，國內電網公司同樣具備較強的儲能配臵需求。配臵需求。當前國內電網公司均已設定了規模宏大的中長期儲能發展規劃，例如國網董事長2022

49、年 2 月于人民日報刊登署名文章，明確提出“力爭到 2030 年公司經營區抽蓄電站裝機由目前 2630 萬千瓦提高到 1 億千瓦、電化學儲能由 300 萬千瓦提高到 1 億千瓦”的目標。2021 年 5 月發布的南方電網公司建設新型電力系統行動方案（2021-2030 年）白皮書中亦提出“十四五”和“十五五”期間，南方電網將分別投產 500 萬千瓦和 1500 萬千瓦抽水蓄能，分別投產 2000 萬千瓦新型儲能。行業深度分析/電力設備 11 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。圖圖 13：國網國網/南網南網 2

50、030 年抽水蓄能、新型儲能裝機規劃（年抽水蓄能、新型儲能裝機規劃（GW）資料來源：國家電網，南方電網，安信證券研究中心 電網側儲能核心的驅動因素在于建立電網側儲能核心的驅動因素在于建立成本成本疏導機制。疏導機制。目前全國范圍內電網側儲能的成本較難通過輸配電價等形式傳導至終端電力用戶，因此電網投資新型儲能的積極性相對較低?！笆奈濉毙滦蛢δ馨l展實施方案中已明確提出建立電網側獨立儲能電站容量電價機制以及探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。我們認為 2021 年 5 月發改委印發的關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見可以作為一個可比的參考，若后續新型儲能能夠享受類似于抽水蓄能的兩

51、部制電價，引入可向終端電力用戶傳導的容量電價作為項目投資方的固定補償，則電網及其他主體投資電網側新型儲能的積極性有望被充分調動。圖圖 14：現階段國內抽水蓄能價格形成機制現階段國內抽水蓄能價格形成機制 資料來源：國家發改委，安信證券研究中心 2.4.工商業儲能需求空間有望逐步打開工商業儲能需求空間有望逐步打開 國內國內工業用戶工業用戶存在配臵儲能的潛在需求，存在配臵儲能的潛在需求，保障供電穩定性及降低綜合用電成本是主要驅動因保障供電穩定性及降低綜合用電成本是主要驅動因素。素。受能耗雙控、極端天氣等多種因素影響，2021 年以來國內多地限電現象頻發，嚴重影響高耗能企業的正常生產，與此同時工業用戶

52、的用電成本亦明顯上升。2021 年以來國家層面密集發布各類政策，整體的思路是推動工商業用戶全部進入電力市場、高耗能企業市場交易電價不受上浮比例限制、拉大峰谷價差、新增可再生能源不計入能耗指標等，因此我們認為當前國內工商業用戶配臵儲能的需求已較為迫切。020406080100120抽水蓄能新型儲能抽水蓄能新型儲能20212030E國家電網國家電網南方電網南方電網抽水蓄能兩部制電價抽水蓄能兩部制電價電量電價電量電價容量電價容量電價體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算，現貨市場尚未運行情況下則引入競爭機制形成電量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓

53、、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業支付并納入省網輸配電價回收長期通過競爭性方式形成，現階段未建立電力現貨市場的地區上網電價為基準電價，抽水電價為基準電價75%按照合理的資本金收益率核定，633號文中為6.5%，按照經營期定價方法核定,隨省級電網輸配電價監管周期（3年）同步調整行業深度分析/電力設備 12 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。表表 10：2021 年以來針對工業用戶用電的相關政策年以來針對工業用戶用電的相關政策 文件文件/場合場合 發布時間發布時

54、間 主要內容主要內容 關于進一步完善分時電價機制的通知 2021/7 優化分時電價機制，合理確定峰谷價差，鼓勵工商業用戶通過配臵儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時段用電負荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本 關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知 2021/10 有序推動工商業用戶全部進入電力市場，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮 20%限制 關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知 2021/10 鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用

55、電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網企業通過市場化方式代理購電。已直接參與市場交易的高耗能用戶，不得退出市場交易；暫不能直接參與市場交易的由電網企業代理購電，用電價格由電網企業代理購電價格的 1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成 中央經濟工作會議 2021/12 新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創造條件盡早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變，加快形成減污降碳的激勵約束機制，防止簡單層層分解 資料來源：發改委，安信證券研究中心 2022 年國內工商業用電峰谷價差明顯拉大，儲能收益空間提升。年國內工商業用電峰谷價差明顯拉大，儲能收益空間提升。對于工業用戶而言

56、，配儲儲能的形式主要包括兩種，一是與分布式光伏結合，二是單獨配臵儲能電站。對于前者而言，儲能的作用主要體現在提升自發自用比例，與此同時在電網供電受限的情況下保障部分電力供應；后者的作用則主要為削峰填谷，主要收益來源為峰谷套利。自 2021 年底關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知下發以來，全國各省市的工商業最大峰谷價差顯著拉大，2022 年 10 月國內已有十余個省市電網代理購電最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh，工商業儲能的收益空間正逐步打開。圖圖 15：不同省市不同省市 2022 年年 10 月電網代理購電最大峰谷價差月電網代理購電最大峰谷價差（元（元/kWh）資料來源：CNE

57、SA，安信證券研究中心 短期內初始投資成本上行壓制國內工商業儲能短期內初始投資成本上行壓制國內工商業儲能經濟性經濟性，后續電池價格回落后需求有望快速啟后續電池價格回落后需求有望快速啟動。動。在儲能初始投資 2 元/Wh，年運行天數 300 天，每天兩充兩放，峰谷價差 0.7 元/kWh的假設下，我們測算國內 5MWh 工商業儲能項目的 IRR 約為 7.9%，項目經濟性尚未充分體現。隨著未來國內工商業峰谷價差的進一步擴大以及電池價格的回落，我們看好國內工商業儲能的經濟性將逐步凸顯，后續裝機需求有望大規模啟動。0.00.20.40.60.81.01.21.4廣東海南湖北浙江吉林重慶遼寧湖南江蘇安

58、徽廣西山東黑龍江天津河南陜西四川內蒙古福建冀北河北南網新疆山西北京上海寧夏青海江西甘肅行業深度分析/電力設備 13 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。表表 11：國內工商業儲能經濟性測算模型：國內工商業儲能經濟性測算模型 單位：萬元單位：萬元 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 儲能初始投資(1000)儲能系統最大容量（kWh）5,000 4,900 4,800 4,700 4,600 4,500 4,400 4,300 4,200 4,100 年運行天數 300 300 300 300 300 3

59、00 300 300 300 300 日充放次數 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 年平移電量（萬千瓦時）229.5 224.9 220.3 215.7 211.1 206.6 202.0 197.4 192.8 188.2 峰谷價差（元/kWh）0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 0.70 節省電費 160.7 157.4 154.2 151.0 147.8 144.6 141.4 138.2 134.9 131.7 IRR 7.9%資料來源：安信證券研究中心 表表 12：國內工商業儲能項目：國內工商業儲能項目 IRR 敏感性測算敏

60、感性測算 儲能系統初始投資成本（元儲能系統初始投資成本（元/Wh）峰谷價差（元峰谷價差（元/kWh）2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 0.6 4.5%6.8%9.5%12.8%17.0%0.7 7.9%10.4%13.3%17.0%21.6%0.8 11.1%13.8%17.0%21.0%26.1%0.9 14.1%17.0%20.5%24.8%30.4%1.0 17.0%20.1%23.9%28.5%34.6%1.1 19.8%23.1%27.2%32.2%38.7%1.2 22.5%26.1%30.4%35.8%42.8%資料來源：安信證券研究中心 2.5.2022 年起國內年起國內

61、儲能裝機規模有望成倍提升儲能裝機規模有望成倍提升 綜上所述，我們認為國內儲能行業已正式進入發展快車道，我們測算綜上所述，我們認為國內儲能行業已正式進入發展快車道，我們測算 2025 年國內新增儲能年國內新增儲能裝機規模有望超過裝機規模有望超過 100GWh，對應，對應 2022-2025 年復合增速超過年復合增速超過 100%。從結構上來看，我們預計十四五期間新能源配套儲能將率先放量，電網側、用戶側儲能則將隨后大規模啟動。新能源發電側：新能源發電側：2021 年國內風電+地面光伏電站新增裝機規模約為 73GW，以此測算儲能配套比例約為 1.1%。我們預計 2022 年起國內新增風光裝機規模將保

62、持較快增長，同時在政策驅動下儲能配套比例將顯著提升。假設 2025 年國內新增風電以及集中式光伏電站的儲能配套比例為 20%，儲能時長由 2h 逐步提升至 2.5h，則相應的新能源配套儲能裝機規模將達到 73GWh。電源側輔助服務：電源側輔助服務：2021 年國內總發電裝機容量達到 2377GW，配套輔助服務儲能的裝機比例不到 0.1%，而發達電力市場中輔助服務費用占總電費的比例一般超過 1.5%。在國內總電力裝機平穩增長的背景下，我們假設 2025 年配套輔助服務儲能的比例為 0.4%，則對應的電源側輔助服務儲能裝機規模將達到 4GWh。電網側：電網側：隨著我國電氣化率的持續提升，近年來全國

63、電網最高發電負荷呈較快增長，而根據國務院關于印發 2030 年前碳達峰行動方案的通知中的要求，到 2030 年省級電網將基本具備 5%以上的尖峰負荷響應能力。我們預計負荷響應能力將主要由電網側的抽水蓄能與新型儲能提供，根據抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）十四五/十五五末國內抽水蓄能累計裝機將達到 62/120GW，以此倒推 2025/2030 年電網側新型儲能裝機規模有望達到 18GWh。用戶側：用戶側：目前國內工商業光伏滲透率不到 2%，而工商業儲能則處于發展初期，隨著未來峰谷價差的拉大，預計國內工商業儲能的經濟性將逐漸顯現。2020 年國內工業用戶總裝接容量約為 3273G

64、W，若假設未來保持 5%的年均增長，同時工商業儲能滲透率提升至行業深度分析/電力設備 14 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。0.3%，則 20205/2030 年國內工商業儲能的裝機空間將達到 16GWh。表表 13：國內：國內新型新型儲能裝機空間測算儲能裝機空間測算 單位單位 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 新能源配套儲能新能源配套儲能 新增地面光伏+風電裝機 GW 105 73 102 116 132 146 新增項目配套儲能比例%0.7%1.1%5.0%10.0%1

65、5.0%20.0%新能源發電側儲能新增裝機功率 GW 0.7 0.8 5.1 11.6 19.9 29.2 儲能時長 h 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 新能源發電側儲能新增裝機容量新能源發電側儲能新增裝機容量 GWh 1.4 1.8 11.2 26.7 47.7 73.0 電源側輔助服務電源側輔助服務儲能儲能 國內總發電裝機容量 GW 2,202 2,377 2,548 2,741 2,958 3,182 配套輔助服務儲能比例%0.05%0.07%0.10%0.20%0.30%0.40%電源側輔助服務儲能新增裝機功率 GW 0.5 0.5 1.0 2.9 3.4 3.9 儲能

66、時長 h 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 電源側輔助服務儲能新增裝機容量電源側輔助服務儲能新增裝機容量 GWh 0.5 0.5 1.0 2.9 3.4 3.9 電網側儲能電網側儲能 全國電網最高發電負荷 GW 1,076 1,191 1,310 1,441 1,585 1,744 尖峰負荷響應能力%3.0%3.1%3.4%3.7%4.1%4.5%電網靈活調節能力 GW 32 38 45 53 65 78 抽水蓄能裝機規模 GW 31 36 43 49 56 62 電網側儲能新增裝機功率 GW 0.3 0.4 0.6 2.4 5.3 7.1 儲能時長 h 2.0 2.1 2.2

67、2.3 2.4 2.5 電網側儲能新增裝機容量電網側儲能新增裝機容量 GWh 0.6 0.8 1.4 5.5 12.6 17.7 用戶側儲能用戶側儲能 全國工業用戶裝接容量 GW 3,273 3,436 3,608 3,788 3,978 4,177 工商業儲能滲透率%0.02%0.03%0.05%0.10%0.18%0.30%工商業儲能新增裝機功率 GW 0.0 0.6 0.7 2.0 3.4 5.4 儲能時長 h 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 工商業儲能新增裝機容量工商業儲能新增裝機容量 GWh 0.1 1.7 2.0 6.0 10.1 16.1 合計合計 新增儲能裝機新

68、增儲能裝機容量容量 GWh 2.6 4.9 15.7 41.1 73.9 110.8 資料來源：國家能源局，中電聯，CESA，安信證券研究中心 行業深度分析/電力設備 15 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。3.海外：海外：收益上行疊加成本下降預期，收益上行疊加成本下降預期，2023 年大儲彈性可期年大儲彈性可期 3.1.2022 年海外戶儲市場高景氣，年海外戶儲市場高景氣，2023年大儲有望接力年大儲有望接力 海外發達地區儲能海外發達地區儲能市場市場已進入經濟性驅動的自發增長階段已進入經濟性驅動的自發增長階

69、段。一方面，目前海外發達地區已進入新能源裝機替代存量火電裝機的階段，美國、歐盟（27 國）的火電總裝機分別于 2011、2012 年達到峰值，電力體系對儲能的需求更為迫切。另一方面，在海外發達地區市場化的電力體制下，發電側的成本能夠通過電力市場較為順暢地傳導至終端電力用戶，儲能項目具備豐富的收益來源。因此，目前除中國以外，全球儲能市場主要分布在美國、歐洲、日韓、澳洲等發達地區。圖圖 16：美國、歐盟火電裝機變化情況（美國、歐盟火電裝機變化情況（GW）圖圖 17：2021 年全球新增投運新型儲能項目地區分布年全球新增投運新型儲能項目地區分布 資料來源：EIA，EU Commission，安信證券

70、研究中心 資料來源：CNESA，安信證券研究中心 歐洲電價大幅上行刺激戶用儲能需求爆發，貢獻歐洲電價大幅上行刺激戶用儲能需求爆發，貢獻 2022 年年海外儲能裝機的主要增量。海外儲能裝機的主要增量。與國內情況不同，絕大多數海外地區的居民電價水平明顯高于工商業電價，因此海外用戶側儲能主要集中在居民家庭端，近年來戶用儲能在海外整體儲能裝機中的占比達到 30%左右。2022年俄烏沖突等因素導致歐洲天然氣及電力價格大幅飆升，戶用儲能的經濟性與居民接受度隨之明顯提升，2022 年戶用儲能市場成為拉動海外儲能裝機增長的主要因素。圖圖 18：海外新增儲能裝機結構（海外新增儲能裝機結構（GWh）圖圖 19：2

71、022 年年歐盟消費者電價指數歐盟消費者電價指數快速攀升快速攀升（2015=100）資料來源：BNEF，安信證券研究中心 資料來源：Eurostat，安信證券研究中心 2023 年海外大儲市場有望接力戶儲市場，實現裝機的高速增長年海外大儲市場有望接力戶儲市場，實現裝機的高速增長?？紤]到海外戶用儲能仍處于滲透早期，且短期內歐洲居民電價大概率仍將維持高位，我們預計 2023 年海外戶儲市場的高景氣度仍將延續，但裝機增速或隨著基數的提升而有所下滑。相對而言，我們認為 2023年海外大儲市場的裝機彈性更值得期待，由于海外大型儲能項目的開發建設周期相對較長，2022 年儲能項目收益端的調整速度滯后于成本

72、端的上漲速度，2023 年情況或迎來反轉。一30032034036038040042044050055060065070075080085019992002200520082011201420172020美國（左軸）歐盟（右軸）美國中國歐洲日韓澳大利亞其他05101520201620172018201920202021大儲裝機規模戶儲裝機規模901001101201301401501601702018/1 2018/11 2019/92020/72021/52022/3行業深度分析/電力設備 16 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。

73、各項聲明請參見報告尾頁。方面電價中樞上漲后海外儲能項目的收益有望于 2023 年明顯抬升，另一方面電池價格有望于 2023 年步入下行通道，儲能項目經濟性的提升將有效刺激裝機需求。圖圖 20：2022 年年大型大型儲能項目收益上行滯后成本上行，儲能項目收益上行滯后成本上行，2023 年或反轉年或反轉 資料來源：安信證券研究中心 3.2.2022 年起海外大儲收益端已有明顯抬升年起海外大儲收益端已有明顯抬升 海外大儲海外大儲收益模式較為多元化，電力市場機制設計是關鍵收益模式較為多元化，電力市場機制設計是關鍵。相較于戶用儲能，海外大型儲能的商業模式更為復雜，收益很大程度上取決于不同地區電力市場機制

74、的設計。例如德國的大型儲能項目基本只能通過頻率抑制備用（FCR）獲取收益，近年來發展相對緩慢，而供電側儲能收益模式較為成熟的美國（加州、德州等）、英國、澳大利亞等地區大儲的發展則相對較快。此外，由于海外大型儲能項目的收益很大程度上取決于電力市場的交易結果，因此即便是同一地區，大儲的收入結構也并非一成不變，以 2016 年底投運的加州 Pomona 儲能項目為例，2021 年前其主要收入來源為輔助服務市場，2021 年后峰谷套利逐漸成為主要的收益來源。圖圖 21：德國新增儲能裝機結構（德國新增儲能裝機結構（MWh）圖圖 22：加州加州 Pomona 儲能項目季度收益情況（萬美元）儲能項目季度收益

75、情況（萬美元）資料來源：ISEA，安信證券研究中心 資料來源：Eurostat，安信證券研究中心 2022年起海外大儲收益率整體抬升。年起海外大儲收益率整體抬升。目前海外大型儲能項目的主要收益來源包括容量電價、峰谷套利、輔助服務等，從英國和美國加州的實際電力市場交易結果來看，2022 年起海外大型儲能項目的收益呈明顯上升趨勢。3.2.1.容量電價：確定性較高的固定收益，近年來成交價格持續上行容量電價：確定性較高的固定收益，近年來成交價格持續上行 容量電價容量電價是海外大型儲能項目最具確定性的收益來源，近年來出清價格持續上行是海外大型儲能項目最具確定性的收益來源，近年來出清價格持續上行。在英國、

76、美國加州等地區，儲能項目可與大型電網企業簽訂長期容量電價合約，按照自身能夠提供的儲能項目收益儲能項目收益儲能項目成本儲能項目成本容量電價、峰谷套利、輔助服務電池、PCS、線纜、結構件2022年年收益端尚未充分調整收益端尚未充分調整成本端上漲明顯成本端上漲明顯儲能項目經濟性下降，壓制裝機需求2023年年電價上漲帶動收益上行電價上漲帶動收益上行成本端有望步入下行通道成本端有望步入下行通道儲能項目經濟性提升，刺激裝機需求020040060080010001200140016002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021戶用儲能工商業儲能大型儲能05010

77、015020017Q117Q418Q319Q220Q120Q421Q322Q2峰谷套利輔劣服務其他行業深度分析/電力設備 17 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。容量（通常需根據儲能時長折算）獲取月度或年度固定補償，在海外儲能項目的收益來源中，容量電價具有較高的確定性。隨著傳統火電機組的逐步退役以及電價中樞的上漲，近年來海外地區容量電價整體呈上行趨勢，例如英國 2022 年 2 月舉辦的 T-4 容量市場拍賣出清價格創下 30.59 英鎊/kW/年的歷史新高，有近 3.3GW 的電池儲能項目中標（降額折算后約

78、為1.09GW）；2022 年加州 Resource Adequacy 平均成交價格亦超過 6 美元 kW/月，較2017-2018 年的低點提升超過一倍。圖圖 23：英國英國 T-4 容量市場拍賣出清價格情況（容量市場拍賣出清價格情況（/kW/年）年）圖圖 24：加州加州備用容量（備用容量（RA）平均成交價格（平均成交價格（$/kW/月月）資料來源：ISEA，安信證券研究中心 資料來源：CAISO，安信證券研究中心 3.2.2.峰谷套利：電價波動加劇，儲能項目套利空間提升峰谷套利：電價波動加劇，儲能項目套利空間提升 新能源滲透導致新能源滲透導致海外地區電力批發市場海外地區電力批發市場峰谷價差

79、擴大，儲能收益空間打開峰谷價差擴大，儲能收益空間打開。從中長期的趨勢來看，隨著新能源發電占比的提升，海外發達地區電力批發市場中的峰谷價差將持續擴大。以美國加州為例，隨著光伏裝機的快速增長，近年來電力系統凈負載（用電負荷-新能源出力）曲線的形態發生了明顯改變，早晚高峰（光伏出力?。┡c午間低谷之間（光伏出力大）的差距顯著擴大，導致電力批發市場的最大峰谷價差（日前市場）由 2016 年的約 20 美元/MWh提升至 2021 年的約 60 美元/MWh。峰谷價差的擴大意味著儲能項目套利空間的提升，2021年以來峰谷套利已逐漸成為加州儲能項目主要的收益來源。圖圖 25：英國英國 T-4 容量市場拍賣出

80、清價格情況（容量市場拍賣出清價格情況（/kW/年）年）圖圖 26：加州加州備用容量（備用容量（RA）平均成交價格（平均成交價格（$/kW/月月）資料來源：ISEA，安信證券研究中心 資料來源：CAISO，安信證券研究中心 電價上漲電價上漲疊加疊加電力市場波動加劇，電力市場波動加劇，海外海外儲能儲能項目項目套利空間套利空間進一步進一步提升提升。在日內峰谷價差拉大的同時，2021 年以來海外電力市場的波動亦明顯加劇，而電價波動的加劇意味著更大的潛在套利空間，同樣有利于儲能項目收益的提升。根據加州儲能項目的實際交易數據，儲能在電能量市場的套利收益中有相當大的比例來自于少數幾個極端電價出現的日期，例如

81、2021Q1 加州 Pomona 儲能項目總收益為 121 萬美元，其中 2/14-2/18 美國南部暴風雪期間051015202530352015/162016/172017/182018/192019/202020/212021/22T-4容量電價出清價格0123456720152016201720182019202020212022加權平均價格峰谷價差20$/MWh峰谷價差60$/MWh行業深度分析/電力設備 18 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。5 天的收益就達到 34 萬美元。圖圖 27：2021

82、 年起德國平均電價中樞抬升，同時波動年起德國平均電價中樞抬升，同時波動顯著顯著加大（單位：加大（單位：/MWh）資料來源：Ember，安信證券研究中心 圖圖 28：加州加州 Pomona 儲能項目儲能項目 2021 年日收益情況（萬美元）年日收益情況（萬美元）資料來源：FERC，安信證券研究中心 3.2.3.輔助服務輔助服務：市場容量相對有限，市場飽和后收益可能下降市場容量相對有限，市場飽和后收益可能下降 近年來近年來海外發達地區電力輔助服務市場整體呈擴大趨勢，海外發達地區電力輔助服務市場整體呈擴大趨勢，但市場容量或相對有限。但市場容量或相對有限。在英國等地區近年來調頻輔助服務是儲能項目主要的

83、收益來源，且收益相當可觀，例如當前英國 DC輔助服務的出清價格在 10 英鎊/MW/h 以上，對應每 kW 的年化收入超過 80 英鎊。但整體上看，調頻輔助服務的市場容量相對有限（例如英國 DC、FFR 輔助服務市場總規模僅為數百MW），隨著越來越多的電化學儲能項目進入市場，輔助服務市場的價格或將面臨一定壓力，近年來德國、美國 PJM、美國 CAISO 等電力市場均經歷了“輔助服務價格高企-大量儲能項目進入市場-輔助服務價格下降-儲能項目收益下降”的發展過程。0501001502002503003504004505002015/1 2015/9 2016/5 2017/1 2017/9 201

84、8/5 2019/1 2019/9 2020/5 2021/1 2021/9 2022/5德國小時電價標準差德國小時電價均值024681012142021/1 2021/2 2021/3 2021/4 2021/5 2021/6 2021/7 2021/8 2021/9 2021/102021/112021/122021年2月暴風雪期間儲能項目收益大幅提升行業深度分析/電力設備 19 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。圖圖 29：英國動態遏制（英國動態遏制（DC）平均月度出清情況）平均月度出清情況 圖圖 30

85、：加州電力市場各類輔助服務平均出清價格（加州電力市場各類輔助服務平均出清價格（$/MWh）資料來源：National Grid，安信證券研究中心 資料來源：CAISO，安信證券研究中心 3.3.部分海外地區大儲經濟性或已較為理想部分海外地區大儲經濟性或已較為理想，2023 年裝機有望大規模啟動年裝機有望大規模啟動 在當前的收益水平下，美國加州等部分海外地區大型儲能項目的經濟性或已較為理想。在當前的收益水平下，美國加州等部分海外地區大型儲能項目的經濟性或已較為理想。如前所述，海外大型儲能項目的收益很大程度上取決于電力市場的交易出清情況，因此難以通過一個穩態的模型進行收益率的測算。因此，我們根據美

86、國聯邦能源管理委員會（FERC）公開的電力交易信息對美國加州儲能項目的實際收益情況進行了大致匡算，以加州 Pomona 20MW/80MWh 儲能項目為例，該項目于 2016 年底投運，初始投資為 4000-4500 萬美元，主要通過以下三種形式獲取收益。容量電價：容量電價：該項目2016年與加州公用事業公司SCE簽訂了10年的Resource Adequacy購買合約，價格約為 11-12 美元/kW/月，折算成項目年收益約為 264-288 萬美元。峰谷套利：峰谷套利：該項目最近 4 個季度（21Q2-22Q2）參與電能量市場交易獲得的凈收益約為273 萬元 輔助服務：輔助服務：該項目最近

87、 4 個季度（21Q2-22Q2）參與輔助服務市場獲得的凈收益約為88 萬元 綜上，參照最近 4 個季度的實際運行情況，我們推算該儲能項目當前的年收益超過 600 萬美元，靜態回收期 8-9 年左右?？紤]到該項目建設時間較早，初始投資成本較高（超過 0.5 美元/Wh），若按照 0.3 美元/Wh 的投資成本重臵，則項目的 IRR 可達 17%，靜態回收期 4-5年，經濟性已經相當突出。圖圖 31：加州儲能項目收益率敏感性測算加州儲能項目收益率敏感性測算 資料來源：FERC，安信證券研究中心 2021-2022 年海外大型儲能項目延期現象普遍，年海外大型儲能項目延期現象普遍，2023 年積壓項

88、目有望集中啟動。年積壓項目有望集中啟動。隨著收益05101520250501001502002503003504004502021/102022/12022/42022/7日均出清規模（MW）DC平均出清價格（/MW/h）024681012142009201120132015201720192021向上調頻向下調頻同步備用容量非同步備用容量0%5%10%15%20%25%30%35%0.500.450.400.350.300.250.20IRRIRR初始投資成本($/Wh)行業深度分析/電力設備 20 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾

89、頁。各項聲明請參見報告尾頁。模型的建立，近年來美國、英國、澳洲等地區大型儲能項目層出不窮，但裝機成本的大幅上漲與海運、疫情等擾動因素導致建設進度有所滯后，項目出現較大程度上的堆積。根據美國清潔能源協會 ACP 統計，2022 上半年美國延期的大型風光儲項目達到 32.4GW，較 2021年底新增超 20GW，截至 2022H1 延期的儲能項目累計體量達到 4.2GW。截至 2021 年底，英國亦有 27GW 的累計儲能項目提交量，其中 2021 年新增規模超過 11GW。隨著 2023 年上游鋰資源產能迎來較大釋放，我們預計電池價格拐點漸近，裝機成本下行的預期下海外大型儲能項目的建設進度有望明

90、顯加快，裝機彈性巨大。圖圖 32：2021 年英國新提交儲能項目規模超過年英國新提交儲能項目規模超過 11GW 圖圖 33：2022H1 美國延期的大型風光儲項目超過美國延期的大型風光儲項目超過 32GW 資料來源：Solar Media，安信證券研究中心 資料來源：ACP，安信證券研究中心 2023 年全球儲能行業景氣延續，大儲裝機彈性有望超越戶儲年全球儲能行業景氣延續，大儲裝機彈性有望超越戶儲。綜上，當前海內外儲能市場均已步入規?；l展階段，在供電側及用戶側兩方面需求的推動下，全球儲能市場有望保持強勁增長。從結構來看，2022 年海外戶用儲能增速最快，2023 年仍將保持高速增長，但由于基

91、數提升，增速大概率下滑。相較而言 2022 年海內外大儲裝機受到一定程度壓制，隨著收益端的提升以及成本端的逐步回落，我們看好 2023 年全球大型儲能項目有望大規模啟動，裝機增速或超戶用儲能。圖圖 34：全球儲能裝機規模預測（全球儲能裝機規模預測（GWh）資料來源：BNEF，安信證券研究中心 024681012142015201620172018201920202021新提交儲能項目規模（GW）051015202530352021Q42022Q12022Q2美國延期風光儲項目規模（GW）-50%0%50%100%150%200%250%300%0501001502002503002016201

92、720182019202020212022E2023E2024E2025E大儲裝機戶儲裝機大儲裝機增速戶儲裝機增速2022年戶儲增速更高2023年大儲增速更高行業深度分析/電力設備 21 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。4.投資建議投資建議：重點關注大儲產業鏈投資機會重點關注大儲產業鏈投資機會 4.1.大儲產業鏈大儲產業鏈各環節競爭趨于激烈，電池及熱管理環節格局相對較好各環節競爭趨于激烈，電池及熱管理環節格局相對較好 當 前 儲能 集裝 箱為 大型 儲能 項目 主要 的裝 機 形式，主 要由 電池、電 力電

93、 子設 備（PCS/BMS/EMS）、溫控系統、消防系統、系統集成、EPC 等環節構成。從價值量占比來看，電池占據 60%-70%的系統成本，電力電子設備成本占比約為 15%-20%，溫控、消防等其他環節的成本占比相對較小。圖圖 35：大儲產業鏈構成大儲產業鏈構成 資料來源：安信證券研究中心 產業鏈各環節競爭趨于激烈，目前電池及熱管理環節格局相對較好。產業鏈各環節競爭趨于激烈，目前電池及熱管理環節格局相對較好。隨著儲能市場的快速擴大，近兩年大量參與者進入市場，整體上各環節的競爭格局均趨于分散。相對而言，電池及熱管理環節的格局較為集中，PCS、系統集成環節的競爭則已經較為激烈。尤其是在儲能商業模

94、式尚未完全建立的國內市場，行業的價格競爭將會更加激烈，增收不增利或成為常態；海外市場中儲能成本傳導相對順暢，同時在可融資性、售后服務方面的壁壘更高，因此競爭相對緩和，盈利兌現度較高。表表 14：大儲產業鏈各環節競爭格局及國內代表企業大儲產業鏈各環節競爭格局及國內代表企業 環節環節 細分細分 核心競爭力核心競爭力 競爭格局競爭格局 行業變化行業變化 國內國內代表企業代表企業 設備 電芯 技術優勢 規模優勢 集中 頭部占優，二線突進 寧德時代、億緯鋰能、欣旺達、國軒高科、廈門海辰，瑞浦新能源，?；履茉吹?PCS 成本控制 項目經驗 分散 競爭加劇，或迎洗牌 陽光電源、上能電氣、科華數據、盛弘股份

95、、南瑞繼保、索英電氣等 熱管理 技術優勢 客戶粘性 集中 頭部占優，二線突進 英維克、同飛股份、奧特佳（空調國際），高瀾股份，松芝股份、申菱環境、黑盾、蓋鼎等 消防 渠道優勢 分散 格局分散，靜待政策 青鳥消防、國安達、中科九安、泛海三江等 集成 系統集成 資源獲取 項目經驗 資金優勢 分散 各顯神通，競爭加劇 電網/發電企業下屬：國網時代、南網科技、融和元儲、國能信控等 第三方：海博思創、陽光電源、比亞迪、新風光、上海采日等 EPC 資料來源：安信證券研究中心 頭部電池廠商認可度高，產品享受一定溢價。頭部電池廠商認可度高，產品享受一定溢價。電池是儲能系統中成本占比最高的核心部分，PCSBMS

96、EMS電力電子電力電子設備設備溫控系統溫控系統消防系統消防系統集裝箱、線纜等集裝箱、線纜等系統集成系統集成EPC液冷儲能系統電芯電芯PACK電池電池風冷儲能系統60%-70%15%-20%1%-3%1%-3%10%-15%項目業主項目業主設備供應項目開發運營項目投資行業深度分析/電力設備 22 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。其性能將直接影響儲能項目的穩定運行與收益率，因此終端業主對于電池的品質具有較高的要求（部分業主跳過集成商直接指定電池品牌），目前來看寧德時代等頭部電池廠商在客戶認可度上具有明顯優勢，且

97、產品可享受一定溢價。與此同時，電芯制造環節固定資產投資相對較高，且需要一定的擴產周期，因此在下游需求快速爆發的背景下，目前電芯為儲能產業鏈中供應最為緊張的環節。雖然 2021 下半年起碳酸鋰價格的飆升對電池企業盈利造成一定壓力，但供不應求的情況下成本傳導相對順暢，預計 2022 下半年起電芯環節的毛利率將得到一定修復。但 2024 年后隨著產能的快速釋放，行業競爭或將加劇，儲能電池行業大概率將迎來一輪洗牌。圖圖 36：2021 年全球儲能鋰離子電池主要企業市場份額年全球儲能鋰離子電池主要企業市場份額 圖圖 37：寧德時代儲能寧德時代儲能/動力電池毛利率對比動力電池毛利率對比 資料來源：EVTa

98、nk，安信證券研究中心 資料來源：公司公告，安信證券研究中心 儲能溫控市場“小而精”，競爭格局相對清晰儲能溫控市場“小而精”，競爭格局相對清晰。在液冷加速替代風冷的趨勢下，我們測算 2025年儲能溫控市場有望超過 100 億元，對應 2022-2025 年復合增速接近 90%。溫控在儲能系統中的成本占比較低，但對系統整體的安全性與可靠性則起著至關重要的作用。因此，我們認為儲能集成商或項目業主更傾向于選擇高質量、性能穩定的溫控方案，而非單純地壓縮成本。從技術角度來看，儲能溫控在控制精度和運行可靠性方面均有嚴苛要求，且通常需要針對不同項目的具體要求或不同廠商的技術方案進行定制化設計，下游客戶黏性較

99、強。因此，目前儲能溫控市場相對集中，龍頭領先優勢明顯，盈利兌現度高。表表 15：儲能溫控市場規模測算：儲能溫控市場規模測算 單位單位 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 全球大儲新增裝機規模 GWh 8.0 24.8 45.5 98.5 173.1 273.0 鋰電池儲能占比%95%95%95%95%95%95%鋰電池大儲新增裝機規模 GWh 7.6 23.6 43.2 93.6 164.5 259.3 風冷系統占比%95%90%80%70%60%50%風冷系統出貨量 GWh 7.2 21.2 34.6 65.5 98.7 129.7 風冷系統單位價值量 億元/

100、GWh 0.30 0.30 0.29 0.28 0.26 0.25 風冷系統市場規模風冷系統市場規模 億元億元 2.2 6.4 10.1 18.1 25.9 32.3 液冷系統占比%5%10%20%30%40%50%液冷系統出貨量 GWh 0.4 2.4 8.6 28.1 65.8 129.7 液冷系統單位價值量 億元/GWh 0.90 0.80 0.70 0.60 0.57 0.54 液冷系統市場規模液冷系統市場規模 億元億元 0.3 1.9 6.0 16.8 37.5 70.2 儲能溫控總市場規模儲能溫控總市場規模 億元億元 2.5 8.3 16.1 35.0 63.4 102.6 增速%

101、231%95%117%81%62%資料來源：安信證券研究中心 寧德時代比亞迪三星SDILGES國軒高科億緯鋰能鵬輝能源松下派能科技其他0%5%10%15%20%25%30%35%40%201720182019202020212022H1儲能電池毛利率勱力電池毛利率行業深度分析/電力設備 23 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。PCS 環節市場參與者眾多，國內市場競爭已較為激烈。環節市場參與者眾多，國內市場競爭已較為激烈。目前儲能 PCS 市場的參與者包括逆變器企業、電力設備企業等多種類型，固定資產投入低，產品

102、同質性強，價格是重要競爭手段。相對而言海外儲能市場進入壁壘較高（認證、服務、項目經驗等方面），且 EPC/集成商與設備供應商的合作關系更為穩定，盈利能力明顯好于國內。圖圖 38：2021 年國內儲能年國內儲能 PCS 提供商全球出貨量排名（提供商全球出貨量排名（MW）圖圖 39：盛弘股份盛弘股份/上能電氣儲能上能電氣儲能 PCS 毛利率對比毛利率對比 資料來源：公司公告，安信證券研究中心 資料來源：公司公告，安信證券研究中心 集成環節短期格局分散，長期龍頭占優。集成環節短期格局分散，長期龍頭占優。短期內國內系統集成環節進入壁壘低（外采設備后組裝即可），且行業新進者急需積累項目建設或運營經驗，因

103、此搶資源是當務之急，訂單優先級大于項目盈利，具備項目資源獲取能力（例如背靠大型發電、電網企業）的廠商有望占據先機。海外市場系統集成環節則主要由外資廠商占據，目前只有陽光、比亞迪等少數國內企業具備海外項目交付能力。在激烈的競爭格局下國內集成環節盈利能力承壓，未來幾年行業大概率迎來洗牌，具備技術、經驗、規模優勢的廠商將留到最后，行業終局或將由特斯拉、Fluence、華為、陽光、比亞迪等海內外儲能龍頭主導。圖圖 40：2021 年國內儲能系統集成商國內年國內儲能系統集成商國內新增投運裝機排名新增投運裝機排名 圖圖 41：2021 年全球儲能集成商市場份額情況年全球儲能集成商市場份額情況 資料來源：C

104、NESA，安信證券研究中心 資料來源：IHS Markit，安信證券研究中心 4.2.建議重點關注建議重點關注 2023 年裝機彈性更大的大儲產業鏈年裝機彈性更大的大儲產業鏈 綜上所述，我們建議從以下幾條主線把握大儲產業鏈的投資機會：格局清晰的溫控環節，相關標的英維克、同飛股份英維克、同飛股份；海外占比高、盈利兌現度好的頭部 PCS/系統集成廠商，相關標的陽光電源、盛弘股份陽光電源、盛弘股份；大儲積累深厚，戶儲取得突破的 PCS/集成廠商，相關標的科華數據、科士達科華數據、科士達；華為、寧德等全球儲能龍頭的配套供應商，相關標的德賽電池、星云股份德賽電池、星云股份。050010001500200

105、0250030000%10%20%30%40%50%60%202020212022H1盛弘股份（海外為主）上能電氣（國內為主）0100200300400500600裝機量（MW）FluenceTeslaNECNidec陽光電源WartsilaSMAPowin其他行業深度分析/電力設備 24 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。5.風險提示風險提示 1）全球儲能裝機規模不及預期全球儲能裝機規模不及預期 若未來全球能源轉型速度、產業政策、電力市場供需情況等因素發生變化，儲能的實際裝機規?？赡艿陀陬A期。2）原材料價格

106、原材料價格持續持續上漲上漲 若后續碳酸鋰等上游資源產能釋放速度不及預期，儲能電池成本可能長期處于高位，從而壓制儲能項目經濟性，影響最終裝機需求。3）市場競爭加劇市場競爭加劇 近兩年大量參與者進入儲能市場，競爭明顯加劇，后續可能導致行業整體盈利能力持續下滑。4）模型假設及測算結果與實際情況存在誤差模型假設及測算結果與實際情況存在誤差 本文中的測算過程涉及到較多假設條件，若模型假設與實際情況存在較大差異，則測算的結果可能出現偏差。行業深度分析/電力設備 25 本報告版權屬于安信證券股份有限公司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。行業行業評級體系評級

107、體系 收益評級：收益評級：領先大市 未來 6 個月的投資收益率領先滬深 300 指數 10%以上；同步大市 未來 6 個月的投資收益率與滬深 300 指數的變動幅度相差-10%至 10%；落后大市 未來 6 個月的投資收益率落后滬深 300 指數 10%以上；風險評級：風險評級：A 正常風險，未來 6 個月投資收益率的波動小于等于滬深 300 指數波動；B 較高風險，未來 6 個月投資收益率的波動大于滬深 300 指數波動；分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師聲明，本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格，勤勉盡責、誠實守信。本人對本報告的內容和觀點負責，保證信息來源合法合規、研究方

108、法專業審慎、研究觀點獨立公正、分析結論具有合理依據，特此聲明。本公司具備證券投資咨詢業務資格的說明本公司具備證券投資咨詢業務資格的說明 安信證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）經中國證券監督管理委員會核準，取得證券投資咨詢業務許可。本公司及其投資咨詢人員可以為證券投資人或客戶提供證券投資分析、預測或者建議等直接或間接的有償咨詢服務。發布證券研究報告，是證券投資咨詢業務的一種基本形式，本公司可以對證券及證券相關產品的價值、市場走勢或者相關影響因素進行分析，形成證券估值、投資評級等投資分析意見，制作證券研究報告，并向本公司的客戶發布。行業深度分析/電力設備 26 本報告版權屬于安信證券股份有限公

109、司。本報告版權屬于安信證券股份有限公司。各項聲明請參見報告尾頁。各項聲明請參見報告尾頁。免責聲明免責聲明 。本公司不會因為任何機構或個人接收到本報告而視其為本公司的當然客戶。本報告基于已公開的資料或信息撰寫，但本公司不保證該等信息及資料的完整性、準確性。本報告所載的信息、資料、建議及推測僅反映本公司于本報告發布當日的判斷，本報告中的證券或投資標的價格、價值及投資帶來的收入可能會波動。在不同時期，本公司可能撰寫并發布與本報告所載資料、建議及推測不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息及資料保持在最新狀態，本公司將隨時補充、更新和修訂有關信息及資料，但不保證及時公開發布。同時，本公司有權對本報告所

110、含信息在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。任何有關本報告的摘要或節選都不代表本報告正式完整的觀點，一切須以本公司向客戶發布的本報告完整版本為準，如有需要，客戶可以向本公司投資顧問進一步咨詢。在法律許可的情況下，本公司及所屬關聯機構可能會持有報告中提到的公司所發行的證券或期權并進行證券或期權交易，也可能為這些公司提供或者爭取提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務，提請客戶充分注意?？蛻舨粦獙⒈緢蟾鏋樽鞒銎渫顿Y決策的惟一參考因素，亦不應認為本報告可以取代客戶自身的投資判斷與決策。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見均不構成對任何人的投資建議，無論是否已經明

111、示或暗示，本報告不能作為道義的、責任的和法律的依據或者憑證。在任何情況下，本公司亦不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。本報告版權僅為本公司所有，未經事先書面許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發表、轉發或引用本報告的任何部分。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍內使用，并注明出處為“安信證券股份有限公司研究中心”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。本報告的估值結果和分析結論是基于所預定的假設，并采用適當的估值方法和模型得出的，由于假設、估值方法和模型均存在一定的局限性，估值結果和分析結論也存在局限性，請謹慎使用。安信證券股份有限公司對本聲明條款具有惟一修改權和最終解釋權。Tabl e_Address 安信證券研究中心安信證券研究中心 深圳市深圳市 地地 址：址：深圳市福田區福田街道福華一路深圳市福田區福田街道福華一路 119 號安信金融大廈號安信金融大廈 33 樓樓 郵郵 編：編：518026 上海市上海市 地地 址：址：上海市虹口區東大名路上海市虹口區東大名路638號國投大廈號國投大廈3層層 郵郵 編：編：200080 北京市北京市 地地 址：址：北京市西城區阜成門北大街北京市西城區阜成門北大街 2 號樓國投金融大廈號樓國投金融大廈 15 層層 郵郵 編：編：100034