2022年全球新型儲能需求空間驅動力及產業鏈競爭格局分析報告（44頁）.pdf

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1、2022 年深度行業分析研究報告 正文目錄正文目錄 1 儲能系新型電力系統必選項，多種儲能技術路線各具千秋儲能系新型電力系統必選項，多種儲能技術路線各具千秋.5 2 全球：政策與市場雙重驅動，全球儲能需求加速提升全球：政策與市場雙重驅動，全球儲能需求加速提升.9 2.1 全球電力儲能需求空間廣闊，戶用儲能需求提速.9 2.2 美國：全球最大儲能市場，政策端持續發力支撐.13 2.3 歐洲：用戶側發展較成熟，高電價凸顯儲能經濟性.15 2.4 澳洲：儲能配置比例較高，市場潛在空間廣闊.17 3 國內：政策驅動發電側先行，需求拐點即將來臨國內：政策驅動發電側先行，需求拐點即將來臨.19 3.1 雙

2、碳目標加速能源結構專家，新型儲能需求爆發在即.19 3.2 政策疊加技術降本，商業模式逐步清晰.27 3.3 需求拐點即將來臨，未來廣闊市場空間.31 4 儲能市場方興未艾，產業鏈競爭格局初顯儲能市場方興未艾，產業鏈競爭格局初顯.33 4.1 儲能電池：產業鏈核心技術體現，磷酸鐵鋰滲透率有望提升.36 4.2 PCS：逆變器龍頭具技術優勢，產品逐步實現細分化.37 4.3 系統集成：競爭廠商眾多，第三方體系逐步建立.40 5 重點標的梳理重點標的梳理.42 VZ8VqU9U9WmZpPqQnP8OdNaQnPrRmOoMlOnMnNlOrQuM7NmMwPMYqNrMxNmMuN 圖表目錄圖表

3、目錄 圖 1：儲能形式向電力儲能轉變.5 圖 2：調峰儲能系統原理圖.6 圖 3：調頻儲能系統原理圖.6 圖 4：儲能各應用場景示意圖.7 圖 5：不同電源出力特性對比圖.7 圖 6：儲能技術類型.8 圖 7：不同儲能技術適用的應用領域.8 圖 8：2021 年全球電力儲能市場累計裝機結構（單位：%）.9 圖 9：2017-2021 年全球電力儲能累計裝機規模（單位：GW、%）.9 圖 10：2017-2021 年全球電力儲能新增裝機規模（單位：GW、%）.9 圖 11：2018-2021 年全球電力儲能市場不同技術路線累計裝機占比（單位：%）.10 圖 12：2016-2021 年全球新型電

4、力儲能新增及累計裝機規模（單位：GW、%）.10 圖 13：2017-2021 年全球電化學儲能新增裝機規模（單位：GW、%）.10 圖 14：2021 年全球新增投運新型儲能項目應用分布（單位：%）.11 圖 15：2020-2021 年全球新增新型儲能裝機規模分區域占比（單位：%）.11 圖 16：截至 2021 年新型儲能裝機規模排名前列的國家（單位：GW）.11 圖 17：2018-2025E 美國非抽水儲能年新增裝機（單位：MW）.14 圖 18：2020 年底美國累計儲能裝機結構（單位：%）.14 圖 19：美國各州電池儲能政策.14 圖 20：美國針對儲能的 ITC 稅收抵免政策

5、.15 圖 21：2015-2020 歐洲儲能年新增裝機（單位：MWh）.16 圖 22：2019 年歐洲分國家電池儲能裝機占比（單位：%）.16 圖 23：2015-2020 年歐美戶用電價及光伏+儲能度電成本（單位：歐元/kWh）.16 圖 24：美國、歐洲、澳洲儲能滲透率情況（單位：GW，GWh，%）.17 圖 25：澳洲目前運行或在建電池儲能項目規模（單位：MW）.18 圖 26：各地區光伏及風電能源潛力相對于需求的倍數.19 圖 27：2019-2060E 我國一次能源消費量及增速（單位：億噸標準煤、%）.19 圖 28：2019-2060E 年我國非化石能源消費量及占一次能源消費比

6、重預測（單位：%）.19 圖 29：2019-2060E 我國電源累計裝機結構（單位：%）.20 圖 30：2019-2060E 我國發電量結構（單位：%）.20 圖 31：2015-2021 年中國儲能累計、新增裝機規模及全球占比（單位：GW、%）.21 圖 32：2018-2021 年國內儲能裝機應用場景分布（單位：%）.21 圖 33：2011-2021 年中國電化學儲能累計裝機規模（單位：MW、%）.21 圖 34：截至 2021 年底中國電化學儲能不同技術路線應用占比（單位：%）.21 圖 35：各地燃煤基準電價（單位：元/kWh）.28 圖 36：儲能產業鏈.34 圖 37：中國儲

7、能電站成本結構圖.34 圖 38：儲能行業產業鏈全景圖.35 圖 39：2018-2030 年儲能系統成本下降趨勢（單位：美元/kWh）.35 圖 40：寧德時代第一代鈉離子電池.37 圖 41：寧德時代第一代鈉離子電池性能指標對比.37 圖 42：2018 年中國新增投運電化學儲能電池提供商排名（單位：MWh）.37 圖 43：2020 年中國新增投運電化學儲能電池提供商排名（單位：MWh）.37 圖 44：儲能變流器不同應用場景對應的功率等級.38 圖 45：2018 年中國新增投運電化學儲能變流器提供商市占率（單位：%）.38 圖 46：2020 年中國新增投運電化學儲能變流器提供商市占

8、率（單位：%）.38 圖 47：一體化儲能集成系統.40 圖 48：2018 年中國新增投運電化學儲能系統集成商排名（單位：MW）.41 圖 49：2020 年中國新增投運電化學儲能系統集成商排名（單位：MW）.41 圖 50：系統集成商布局情況.41 表 1：儲能應用場景分類.7 表 2：2020-2025E 全球儲能配置規模預測（單位：GW，GWh，h，%）.12 表 3：美國各州電池儲能部署目標.15 表 4：歐盟對電池儲能的統籌規劃政策.17 表 5：澳州儲能相關激勵政策.18 表 6：我國國家層面主要儲能政策統計.22 表 7：各省份新能源發電配儲能相關政策.24 表 8：關于加強儲

9、能標準化工作的實施方案重點任務.26 表 9：我國儲能國家及行業標準匯總.26 表 10：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的集中式光儲電站 LCOE 測算（單位：元/kWh、元/Wh、元/W）.28 表 11：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的工商業分布式光儲電站 LCOE 測算（單位：元/kWh、元/Wh、元/W）29 表 12：全國 2021 年各地工商業單一制銷售電價（單位：元/kWh）.29 表 13：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的工商業分布式光儲電站 IRR 測算（單位：元/kWh、元/Wh、%）.30 表 14：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的戶用分布式光儲電站“自發自用、余

10、電上網”IRR 測算（單位：元/kWh、元/Wh、%）.31 表 15：2020-2025E 中國儲能配置規模預測（單位：GW，GWh，h，%）.32 表 16：磷酸鐵鋰及三元電池性能對比（單位：Wh/kg，V）.36 表 17：2021 年全球各地光伏逆變器出貨量 top10 排行.39 表 18：各公司儲能變流器型號功率（單位：kW）.39 表 19：重點公司儲能業務布局.42 表 20：重點公司盈利預測與估值.44 1 儲能系新型電力系統必選項，多種儲能技術路線各具千秋儲能系新型電力系統必選項，多種儲能技術路線各具千秋 儲能即能量儲存，實現能量跨時、空轉化。儲能即能量儲存，實現能量跨時、

11、空轉化。儲能從廣義上而言，即通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式再釋放出來的循環過程，實現能量跨時間、空間的傳遞或轉移。傳統電力儲能設施主要配置在一次能源環節，包括煤場存煤、儲氣罐儲氣、水庫存水等，隨著能源結構向清潔化轉型，一次能源儲存難度提升，電力儲能的重要性逐步凸顯，預計成為未來能源體系中主要的儲能形式。圖1：儲能形式向電力儲能轉變 資料來源：大規模儲能技術發展路線圖，浙商證券研究所 儲能系能量系統調節器，主要起調峰調頻功能。儲能系能量系統調節器，主要起調峰調頻功能。儲能核心作用即在能源系統中起到調節作用，確保能源生產

12、和消費平衡，同時提升能源系統整體經濟性，降低用能成本。儲能系統的日常功能可大致歸為調峰、調頻兩類。1）儲能可通過削峰填谷匹配發電端及負荷端，實現調峰功能。）儲能可通過削峰填谷匹配發電端及負荷端，實現調峰功能。調峰指在較長的時間跨度下維持用電負荷與發電量的平衡，在用電高峰期投入更多的發電機組以滿足需求，在用電低谷期則關閉相應機組。儲能系統具有能量可雙向流動特性，在用電低谷時蓄能，在用電高峰期釋放電能，實現削峰填谷，可有效降低電力系統的負荷峰谷差，在時間跨度上匹配發電端及負荷端，維持系統穩定性。2）儲能可優化調頻精度，延長電力系統使用壽命。）儲能可優化調頻精度，延長電力系統使用壽命。電力系統頻率系

13、最為敏感且能直接反映系統穩定性的運行參數，日常運作中須將其維持在固定的可控范圍內。當電力系統發電 量與用電負荷不平衡時，頻率將隨之變化，發電量供不應求時系統頻率降低，反之升高。調頻即在瞬時根據用電負荷水平調配相應的發電機組以提供合適的發電量，對機組的快速響應速度提出高要求。儲能可優化電力系統調頻功能，一方面儲能的實時響應速度可加強電力機組的調節速度及精度，另一方面儲能的瞬時充放電功能可承擔部分微小波動的調頻功能，避免機組頻繁動作從而延長整體電力系統使用壽命。圖2：調峰儲能系統原理圖 圖3：調頻儲能系統原理圖 資料來源：科德建筑公司官網，浙商證券研究所 資料來源：科德建筑公司官網，浙商證券研究所

14、 儲能系統貫穿電力生產及消納各環節，系儲能系統貫穿電力生產及消納各環節，系新型電力系統必要配置新型電力系統必要配置。儲能下游應用場景主要可分為發電側、輸配側、用戶側等，在發電側主要起到匹配電力生產和消納、減輕電網壓力等作用，在輸配側主要作為擴容裝置及后備裝置來緩解線路阻塞、增加變電站穩定性，在用戶側則幫助用戶實現削峰填谷或光伏自發自用等模式，降低電費支出。在能源清潔化轉型過程中，儲能系統可提升風、光發電可消納性及經濟性。1）發電側配套儲能直擊新能源發電痛點，成能源結構清潔化必經之路。）發電側配套儲能直擊新能源發電痛點，成能源結構清潔化必經之路。新能源發電不同于傳統火電可通過人工調節發電效率，天

15、然高度依賴自然環境從而導致了明顯的不可控性和不穩定性，在并網時會對電網造成巨大電流沖擊損傷電網，因而解決不穩定性成為清潔能源發展的核心瓶頸。在發電側，儲能系統大多配備于大型集中式電站，用以緩解這一技術瓶頸。一方面，儲能系統可以通過將不能消納的多余電量存儲起來，按需求調度放電時點來實現“削峰填谷”，解決棄風問題。另一方面，儲能系統可以頻繁充放電或快速響應調頻信號，來實時調整新能源發電的短時輸出及功率，緩解電網短時間內的調頻、調峰壓力。2）輸配側儲能作為擴容裝置或后備裝置，提升線路可調節性及安全性。）輸配側儲能作為擴容裝置或后備裝置，提升線路可調節性及安全性。輸配側配置儲能能夠擴充線路容量，在日常

16、應用中緩解線路阻塞，并且儲能的暫時性擴容作用能夠延緩或免去對老舊線路的替換需求，減少支出。同時，儲能設備也可作為后備裝置應用于變電站中，在外部交流電中斷時提供后備直流電，提高可靠性及安全性。3）用戶側儲能可有效利用電價差異，降低用電成本。）用戶側儲能可有效利用電價差異，降低用電成本。在用戶側，儲能多應用于分布式光伏或風電裝置?；诜謺r電價體系或容量費用體系，用戶在電價較低的時段發電儲存，以滿足電價較高時段的用電需求，以此來實現總體用電成本的降低。此外，用戶側另一重要應用即“微電網”，將分布式電源、儲能、能量轉換裝置等匯集成小型發配電系統，與總電網相分離，起到就近消納、減少對總電網沖擊等作用。表

17、1：儲能應用場景分類 類型類型 名稱名稱 作用作用 發電側 可再生能源大面積接入 電量轉移和固化輸出，“削峰填谷”解決可再生能源發電的間歇性問題，促進清潔能源的并網；降低火電調峰的成本 爬坡率控制 解決可再生能源發電的波動性問題，促進清潔能源的利用；提高供電質量和可靠性 常規電力發電端 輔助動態運行 提高火電機組效率，“節能減排”；使備用容量更可控 取代或者延緩新建機組 降低或延緩新建機組投資，“節能減排”輸配側 無功支持 提高供電質量，提高供電可靠性 緩解線路阻塞 提高供電質量，延緩電網建設性投資 延緩輸配電擴容升級 延緩電網建設性投資 變電站直流電源 提高供電質量和可靠性 用戶側 商業儲能

18、，家用儲能 降低用戶側用電成本，提高供電質量，可靠的備用電源 用戶分時電價、容量費用、電能質量管理 通過“削峰填谷”降低用戶側用電成本，提高供電可靠性、供電質量 輔助服務 調頻 穩定輸出，提高電力容量；降低火電機組調頻壓力并提高經濟性 電壓支持 提高電力質量，降低火電機組提供無功補償壓力并提高經濟性 調峰 穩定輸出，使備用容量更可控 備用容量 保證供電可靠性，提高供電質量 資料來源：儲能與電力市場公眾號，浙商證券研究所 圖4：儲能各應用場景示意圖 圖5：不同電源出力特性對比圖 資料來源：派能科技公告，浙商證券研究所 資料來源：大規模儲能技術發展路線圖，浙商證券研究所 儲能多種技術路線并存，技術

19、特點、應用場景多元化。儲能多種技術路線并存，技術特點、應用場景多元化。按技術角度分，儲能可分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、化學儲能及儲熱等多種路線。抽水儲能及壓縮空氣儲能容量大且放電時間長，適用于大規?？稍偕茉床⒕W、電網調峰等能量型應用場景；超級電容和飛輪儲能擁有較高的轉換效率且能提供短時的功率輸出，適用于需要快速響應的領域，如調頻等功率型應用場景；電化學儲能相較之下放電時間及儲能容量的跨度都較大，且可以通過模塊化實現規?；瘧?，適用領域更廣泛多樣。圖6：儲能技術類型 資料來源：CNESA，浙商證券研究所 圖7：不同儲能技術適用的應用領域 資料來源：儲能產業發展藍皮書，浙商證券研究所 抽

20、水蓄能占據主要電力儲能裝機份額，電化學儲能為最具潛力應用領域。抽水蓄能占據主要電力儲能裝機份額，電化學儲能為最具潛力應用領域。電化學儲能本身性能優勢明顯，一方面對比傳統壓縮空氣儲能技術，電化學儲能具備更優的響應速度和功率密度；另一方面電化學儲能對地理條件限制較低、初期投資成本較低，可緩解抽水儲能等傳統儲能方式開發接近飽和的問題，具備商業化推廣條件，應用空間有望快速提升。截至2021 年底，全球電力儲能累計裝機中抽水蓄能占比達 86.2%。而以電化學儲能為主的新型儲能則為增速最快的技術類型，2021 年全球新增投運規模為 10.2GW，同比增長 117%，在全球儲能累計裝機占比達到 12.2%。

21、圖8：2021 年全球電力儲能市場累計裝機結構（單位：%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 2 全球：政策與市場雙重驅全球：政策與市場雙重驅動，全球儲能需求加速提升動，全球儲能需求加速提升 2.1 全球電力儲能需求空間廣闊，戶用儲能需求提速全球電力儲能需求空間廣闊，戶用儲能需求提速 全球電力儲能裝機保持高增速，抽水蓄能為主要存量應用方式，新型儲能占比快速提全球電力儲能裝機保持高增速，抽水蓄能為主要存量應用方式，新型儲能占比快速提升。升。全球電力儲能累計裝機規模從 2017 年的 175.4GW 增長到 2021 年的 209.4GW，CAGR為 4.5%。2021 年起，全球電力儲能裝機明

22、顯提速。2021 年，全球新增投運電力儲能項目裝機規模達到 18.3GW，同比增長 185%，其中，新型儲能的新增投運規模最大，并且首次突破 10GW，達到 10.3GW，同比增長 119%。從技術路線來看，2021 年抽水蓄能在全球電力儲能累計裝機中所占比例為 86.2%，仍為主要裝機技術路線。新型儲能累計裝機在全球電力儲能占比從 2.2%提升至 12.1%，為最具潛力的技術路線。圖9：2017-2021 年全球電力儲能累計裝機規模（單位：GW、%）圖10：2017-2021 年全球電力儲能新增裝機規模（單位：GW、%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證券研究

23、所 抽水儲能,86.20%熔融鹽儲熱,1.60%鋰離子電池,11.09%壓縮空氣儲能,0.28%鉛蓄電池,0.27%鈉硫電池,0.24%飛輪儲能,0.22%液流電池,0.07%其他,0.02%新型儲能,12.20%0%2%4%6%8%10%15016017018019020021022020172018201920202021電力儲能累計裝機(GW)YOY-50%0%50%100%150%200%0510152020172018201920202021電力儲能新增裝機(GW)YOY 圖11：2018-2021 年全球電力儲能市場不同技術路線累計裝機占比（單位：%）資料來源：CNESA，浙商證券

24、研究所 新型儲能裝機規新型儲能裝機規模保持高速增長，電化學為主要裝機形式。模保持高速增長，電化學為主要裝機形式。全球新型儲能累計裝機規模從 2017 年的 3.8GW 增長到 2021 年的 25.4GW，CAGR 為 60.8%。截至 2021 年底，全球新型儲能的累計裝機規模為 25.4GW，同比增長 67.7%，其中，鋰離子電池占據絕對主導地位，市場份額超過 90%。全球新型儲能新增裝機規模從 2017 年的 1.8GW 增長至 2021 年的10.3GW，CAGR 為 54.7%，保持高速增長態勢。其中，全球電化學儲能新增裝機規模從 2017年的 1.16GW，增長至 2021 年的

25、8.66GW，CAGR 為 65.3%。圖12：2016-2021 年全球新型電力儲能新增及累計裝機規模（單位：GW、%）圖13：2017-2021 年全球電化學儲能新增裝機規模（單位：GW、%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證券研究所 新型儲能在電源側、用戶側、電網側分布相對均衡，美國、中國、歐洲為前三大新型新型儲能在電源側、用戶側、電網側分布相對均衡，美國、中國、歐洲為前三大新型儲能裝機市場。儲能裝機市場。從應用分布看，2021 年電源側、電網側和用戶側中的新增裝機占比基分別為 37%、32%、31%，相對比較均衡。從新增新型儲能市場區域分布來看，美國、中

26、國、歐洲為前三大新型儲能新增裝機市場，2021 年新增新型儲能裝機占比分別為 34%、24%、22%。截至 2021 年，全球電力系統中已投運新型儲能項目累計裝機規模排名前七位的國家分別是美國、中國、韓國、英國、德國、澳大利亞和日本，上述國家 2021 年新增裝機規模合計 8.6GW，約占全球新增裝機總量的 84%。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021抽水蓄能電化學儲能熔融鹽儲熱壓縮空氣儲能飛輪儲能-50%0%50%100%150%200%051015202530201620172018201920202021累計裝機（GW）新增裝

27、機（GW）新增裝機YOY-50%0%50%100%150%200%250%024681020172018201920202021電化學儲能新增裝機(GW)YOY 圖14：2021 年全球新增投運新型儲能項目應用分布（單位：%）圖15：2020-2021 年全球新增新型儲能裝機規模分區域占比（單位：%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證券研究所 圖16：截至 2021 年新型儲能裝機規模排名前列的國家（單位：GW）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 全球碳中和主題支撐長期儲能需求，全球碳中和主題支撐長期儲能需求，2022-2025 年全球儲能新增需求量約年全球儲

28、能新增需求量約 630GWh。據測算，全球 2022-2025 年發電側、電網側、用戶側、5G 基站、其他輔助服務新增儲能需求量分別為 190GWh、34.4GWh、364.9GWh、30.3GWh、10.4GWh，總共約 630GWh。發電側：利好政策加速需求增量釋放，發電側：利好政策加速需求增量釋放，2025 年新增需求量達年新增需求量達 50.6GWh。發電側以新能源發電配套為主，我們假設2022-2025年：1）全球光伏新增裝機容量分別約250GW、330GW、400GW、480GW，其中集中式占比約 60%，對應 150GW、198GW、240GW、288GW；全球風電新增裝機容量分

29、別約 98.8GW、107GW、115.9GW、133.3GW。2）風電光伏電站配置儲能的滲透率分別為 20%、30%、40%、60%。3）發電側功率配置比例分別為 13%、15%、17%、20%。3）儲能配置時長均為 2 小時級別。測算得出測算得出 2022 年發電側儲能新增容量規模年發電側儲能新增容量規模及能量規模分別為及能量規模分別為 6.5GW/12.9GWh，2025 年分別達年分別達 50.6GW/101.1GWh，容量規模容量規模三三年年CAGR 為為 98.4%。電網側：電網側存量與新增雙輪并行，電網側：電網側存量與新增雙輪并行，2025 年新增需求量約為年新增需求量約為 16

30、.3GWh。電網側以輔助服務（即調頻調峰）為主，分存量及增量市場。截止 2021 年底全球可再生能源裝機存量市場約 2807GW，我們假設 2022-2025 年：1）全球可再生能源裝機每年增量約為 440GW、電源側,37%電網側,32%用戶側,31%0%20%40%60%80%100%20202021美國中國歐洲日韓澳大利亞其它01234567美國中國韓國英國德國澳大利亞日本累計裝機規模（GW）新增裝機規模（GW）573GW、690GW、823GW。2）2022-2025 年存量裝機儲能配備滲透率分別為 1.3%、1.5%、2.0%、3.0%；增量裝機儲能配備滲透率分別為 7%、9%、12

31、%、15%。3）電網側功率配置比例為 3%。4）儲能配置時長均為 1 小時。則預計則預計 2022 年電網側儲能新增容量規模及能量年電網側儲能新增容量規模及能量規模分別為規模分別為 3.5GW/3.5GWh，2025 年分別達年分別達 16.3GW/16.3GWh，容量容量規模規模三三年年 CAGR 為為67.5%。用戶側：高電價持續驅動用戶側高增，用戶側：高電價持續驅動用戶側高增，2025 年新增需求量約為年新增需求量約為 147.7GWh。我們假設2022-2025 年：1）全球分布式光伏新增裝機量分別約為 100GW、132GW、160GW、192GW。2）分布式光伏儲能配備滲透率分別為

32、 13%、20%、23%、27%。3）用戶側功率配置比例為95%。3）海外戶用儲能配置時長一般為 2-4 小時，取 3 小時平均值進行估算。則則預計預計 2022年用戶側儲能新增容量規模及能量規模分別為年用戶側儲能新增容量規模及能量規模分別為 12.4GW/37.1GWh，2025 年分別達年分別達49.2GW/147.7GWh，容量規模容量規模三三年年 CAGR 為為 58.6%。5G 基站：輔助服務空間需求可觀，基站：輔助服務空間需求可觀，2025 年新增需求量約為年新增需求量約為 15.1GWh。5G 基站配置的儲能除作為應急電源外，其本身也是一個以輔助服務角色，參與電網調頻調峰的儲能站

33、。我們假設 2022-2025 年：1）全球 5G 基站新建數量分別為 110、140、170、210 萬個；2）5G基站配置儲能的滲透率分別為 18%、27%、45%、60%；3）儲能功率配置比例為 100%；4）儲能配置時長由 3.5 小時增加到 4 小時。則測算可得 2022 年 5G 基站配置儲能新增容量規模及能量規模分別為 0.6GW/2.1GWh，2025 年分別達 3.8GW/15.1GWh，容量規模三年 CAGR為 85.3%。表2：2020-2025E 全球儲能配置規模預測（單位：全球儲能配置規模預測（單位：GW，GWh，h，%）指標指標 2020A 2021A 2022E

34、2023E 2024E 2025E 發電側發電側 光伏新增裝機容量（GW）127.4 150.0 250.0 330.0 400.0 480.0 集中式光伏新增裝機容量（GW）76.4 90.0 150.0 198.0 240.0 288.0 風電新增裝機容量（GW）95.3 93.6 98.8 107.0 115.9 133.3 儲能配置滲透率（%）11%15%20%30%40%60%配置比例（%）11%12%13%15%17%20%配置時長（h）2 2 2 2 2 2 光伏儲能新增容量規模（GW）0.9 1.6 3.9 8.9 16.3 34.6 光伏儲能新增能量規模（GWh）1.8 3.

35、3 7.8 17.8 32.6 69.1 風電儲能新增容量規模（GW）1.2 1.7 2.6 4.8 7.9 16.0 風電儲能新增能量規模（GWh）2.3 3.4 5.1 9.6 15.8 32.0 發電側儲能新增容量規模（發電側儲能新增容量規模（GW）2.1 3.3 6.5 13.7 24.2 50.6 發電側儲能新增能量規模（發電側儲能新增能量規模（GWh）4.2 6.7 12.9 27.5 48.4 101.1 電網側電網側 可再生能源裝機存量（GW）2807 2807 2807 2807 2807 2807 可再生能源裝機增量（GW）257 275 440 573 690 823 存

36、量裝機儲能配置滲透率（%）0.3%0.5%1.3%1.5%2.0%3.0%增量裝機儲能配置滲透率（%）3%4%7%9%12%15%功率配置比例（%）3%3%3%3%3%3%配置時長（h）1 1 1 1 1 1 存量新增配儲需求（GW）0.3 0.6 2.6 3.8 6.7 12.6 增量新增配儲需求（GW）0.2 0.4 0.9 1.5 2.5 3.7 電網側儲能新增容量規模（電網側儲能新增容量規模（GW）0.5 1.0 3.5 5.3 9.2 16.3 電網側儲能新增能量規模（電網側儲能新增能量規模（GWh）0.5 1.0 3.5 5.3 9.2 16.3 用戶側用戶側 分布式光伏新增裝機容

37、量（GW）51.0 60.0 100.0 132.0 160.0 192.0 儲能配置滲透率（%）3%7%13%20%23%27%配置比例（%）95%95%95%95%95%95%配置時長（h）3 3 3 3 3 3 用戶側儲能新增容量規模（用戶側儲能新增容量規模（GW）1.5 4.2 12.4 25.1 35.0 49.2 用戶側儲能用戶側儲能新增能量規模（新增能量規模（GWh）4.6 12.7 37.1 75.2 104.9 147.7 5G 基站基站 新建 5G 基站數量（萬個）89 100 110 140 170 210 累計 5G 基站數量（萬個）120 220 330 470 64

38、0 850 單站功率（W）3000 3000 3000 3000 3000 3000 新建基站規模（GW）2.7 3.0 3.3 4.2 5.1 6.3 儲能配置滲透率（%）10%12%18%27%45%60%配置比例（%）100%100%100%100%100%100%配置時長（h）3 3.2 3.5 3.5 4 4 5G 基站儲能新增容量規模（基站儲能新增容量規模（GW）0.3 0.4 0.6 1.1 2.3 3.8 5G 基站儲能新增能量規模（基站儲能新增能量規模（GWh）0.8 1.2 2.1 4.0 9.2 15.1 其他輔助服務其他輔助服務 其他輔助服務新增容量規模（其他輔助服務新

39、增容量規模（GW）0.3 0.5 0.7 1.0 1.5 2.0 其他輔助服務新增能量規模（其他輔助服務新增能量規模（GWh）0.6 0.9 1.4 2.0 3.0 3.9 總計總計 全球儲能新增容量規模（全球儲能新增容量規模（GW）4.7 9.4 23.6 46.3 72.2 121.9 全球儲能新增能量規模（全球儲能新增能量規模（GWh）10.7 22.4 56.9 114.0 174.7 284.3 資料來源：GWEC，CNESA，CIAPS，IRENA，浙商證券研究所 2.2 美國：全球最大儲能市場，政策端持續發力支撐美國：全球最大儲能市場，政策端持續發力支撐 美國儲能市場迎來增長爆發

40、期，美國儲能市場迎來增長爆發期，2025 年新增儲能裝機量預計達年新增儲能裝機量預計達 7.3GW。2020 年起，美國儲能市場迎來增長爆發期，2021 年新增儲能裝機量約 3.53GW（按照配置 2 小時估算，約合 7.06GWh），同比增長 138%。據 Wood Mackenzie 預測，2025 年美國年度新增儲能裝機量預計達 7.3GW（按照配置 2 小時估算，約合 14.6GWh）。2020-2025 年，五年 CAGR 達 40%。細分儲能技術路線來看，現存儲能裝機依舊以抽水儲能為主，占比 88.2%，但低于全球平均水平，電化學儲能技術發展領先。公用事業公司是美國儲能布局主力軍，

41、供電側儲能占據主導地位。公用事業公司是美國儲能布局主力軍，供電側儲能占據主導地位。供電側包括發電側及輸配側，是美國儲能新增裝機的主要組成部分。美國儲能新增裝機量主要由大型電力公司負責執行，2019 年 NV Energy 公司、洛杉磯水電局、PG&E 等電力公司先后部署 1200MW太陽能發電項目的配套電池儲能、300MW 電池儲能系統及 567MW 的三個電池儲能項目。2020-2025 年預計美國供電側新增儲能裝機量占總體新增儲能規模的 75.6%、84.7%、79.2%、77.9%、76.8%、75.6%，長期穩定在 3/4 的高位水平。圖17：2018-2025E 美國非抽水儲能年新增

42、裝機（單位：MW）圖18：2020 年底美國累計儲能裝機結構（單位：%）資料來源：Wood Mackenzie，浙商證券研究所 資料來源：EEI，浙商證券研究所 政策是美國供電側儲能發展一大驅動力，布局力度全球政策是美國供電側儲能發展一大驅動力，布局力度全球領先。領先。美國作為全球最大的儲能市場，長期依靠積極政策驅動儲能市場高速發展。其中，美國儲能政策多從電力公司裝機量入手制定目標，可解釋上述美國供電側儲能裝機占比較高的特點。紐約州、新澤西州、加利福尼亞州、俄勒岡州、馬薩諸塞州等州均已制定了明確的儲能裝機目標數量，并配備相應行政約束或法律約束條款，且這類州級目標政策均面向特定的電力公司，由電力

43、公司統一執行，促進供電側儲能規模實現確定性增長。除此之外，內華達州、猶他州、科羅拉多州等十多個區域雖沒有制定明確具有約束力的儲能裝機目標，也宣告了大規模采購的公告，穩定發電側儲能裝機需求。針針對對獨獨立立儲儲能能項項目目的的ITC 02,0004,0006,0008,00010,0002018201920202021E2022E2023E2024E2025E用戶側-戶用用戶側-工商業供電側88.27%0.45%8.36%2.68%0.24%抽水儲能壓縮空氣儲能電池儲能熱儲能飛輪儲能圖19：美國各州電池儲能政策 資料來源：S&P Global Platts，浙商證券研究所（注：此圖截至 2020

44、 年 1 月）表3：美國各州電池儲能部署目標 地區地區 部署目標部署目標 紐約州 2030 年儲能部署目標從 3GW 翻倍提升至 6GW 新澤西州 到 2030 年儲能容量達到 2GW 加利福尼亞州 到 2026 年部署 1GW 長時儲能系統 內華達州 到 2030 年部署 1GW 儲能系統 馬薩諸塞州 到 2024 年部署 1000MWh 的儲能容量 弗吉尼亞州 到 2035 年部署 3.1GW 儲能系統 康涅狄格州 2030 年底前部署 1GW 儲能系統，中期目標是 2024 年底部署 300MW 儲能系統，2027 年底部署 650MW 儲能系統 緬因州 到 2025 年部署 300MW

45、 儲能系統，到 2030 年部署 400MW 儲能系統 資料來源：全球儲能市場新動向及趨勢分析（2022），浙商證券研究所 政策有望出臺，助力用戶側儲能裝機。政策有望出臺，助力用戶側儲能裝機。ITC 政策原針對光伏等清潔能源裝機，個人或商業機構安裝清潔能源可抵扣所得稅，以此為用戶側裝機提供經濟支持。長期以來儲能作為清潔能源的附屬裝置，必須與符合條件的可再生能源裝置配套部署，且由可再生能源產生的電量占比超過 75%時才可享受 ITC 稅收優惠。2021 年 5 月，拜登提出的預算方案中，首次包括了制定針對獨立部署儲能項目的 ITC 政策，政策力度向儲能傾斜，預計用戶側儲能項目需求將穩步提升。圖2

46、0：美國針對儲能的 ITC 稅收抵免政策 資料來源：NREL，浙商證券研究所 2.3 歐洲：用戶側發展較成熟，高電價凸顯儲能經濟性歐洲：用戶側發展較成熟，高電價凸顯儲能經濟性 歐洲儲能市場成熟，年裝機量保持穩定增長。歐洲儲能市場成熟，年裝機量保持穩定增長。歐洲儲能市場經過近十年的發展，取得了顯著而穩定的增長。據歐洲儲能協會統計，2018-2020 年歐洲年度非抽水儲能新增裝機量分別約為 1067MWh、1099MWh、1693MWh，同比增速 87.0%、3.0%、54.0%。2015 年歐洲非抽水儲能累計裝機量約 0.6GWh，至 2021 年達 8.3GWh，六年 CAGR 約 54.94

47、%。用戶側儲能市場蓬勃發展，個別國家實現高滲透率。用戶側儲能市場蓬勃發展，個別國家實現高滲透率。2020 年歐洲非抽水儲能裝機中，戶用裝機約 712MWh，工商業裝機約 140MWh，供電側裝機約 841MWh，用戶側占比達 50.3%。相較于美國不到 1/4 的占比水平，2017-2020 年歐洲用戶側非抽水儲能占比分別為 49.9%、42.0%、56.9%、50.3%，長期占據儲能市場關鍵地位，且其中以住宅戶用為主。分國家來看，德國、意大利、英國系歐洲住宅戶用儲能前三大國，裝機量占歐洲總量的 66%、12%、5%，其中德國近 70%的戶用光伏系統配備了儲能裝置，實現高滲透率。圖21：201

48、5-2020 歐洲儲能年新增裝機（單位：MWh）圖22：2019 年歐洲分國家電池儲能裝機占比（單位：%）資料來源：DELTA-EE，浙商證券研究所 資料來源：SolarPower Europe，浙商證券研究所 歐洲高電價支持儲能系統經濟性。歐洲高電價支持儲能系統經濟性。據 EuPD Research 測算，2018-2020 年歐洲光伏度電成本約 0.098 歐元/kWh、0.096 歐元/kWh、0.096 歐元/kWh，光伏+儲能系統度電成本約 0.162歐元/kWh、0.159 歐元/kWh、0.147 歐元/kWh。歐洲長期以來戶用電價較高，2018-2020 年歐洲平均戶用電價約為

49、 0.216 歐元/kWh、0.216 歐元/kWh、0.213 歐元/kWh，作為對照美國平均戶用電價約為 0.107 歐元/kWh、0.108 歐元/kWh、0.110 歐元/kWh，因而在歐洲儲能系統具備經濟性，驅動住宅自發采用儲能裝備。其中，德國是全歐洲電價最高的國家，2020年戶用電價達 0.314 歐元/kWh，從而解釋了其儲能高滲透率的原因。圖23：2015-2020 年歐美戶用電價及光伏+儲能度電成本（單位：歐元/kWh）資料來源：SolarPower Europe，EuPD Research，EIA，Eurostat，浙商證券研究所 注：以 1 美元=0.83 歐元換算 0.

50、0500.01,000.01,500.02,000.0201520162017201820192020用戶側-戶用用戶側-工商業供電側66%12%5%5%3%9%德國意大利英國奧地利瑞士其他00.050.10.150.20.250.30.35201520162017201820192020全歐洲戶用電價德國戶用電價美國戶用電價光伏度電成本光伏+儲能度電成本 歐洲儲能主要依靠經濟性驅動，政策端統籌力度不足。歐洲儲能主要依靠經濟性驅動，政策端統籌力度不足。對比美國強有力的確切目標或長期稅收補貼政策，歐盟政策停留在建設示范性項目或支持研發支出等，政策端力度相對薄弱。同時，不同于美國儲能項目大多由電網

51、運營商統一采購，歐洲為了保持儲能市場具有競爭性將儲能設施歸儲能廠商所有，禁止作為電網運營商的資產。供電側儲能系統一定程度上帶有公共物品性質，儲能廠商過度競爭可能會導致效率下降，遏制了供電側儲能市場的發展。表4：歐盟對電池儲能的統籌規劃政策 統籌項目統籌項目 項目具體規劃項目具體規劃 Batteries Europe 一個研發和創新平臺，由歐盟委員會統一制定儲能電池未來發展方針 SET Plan action 7 為儲能電池的技術指標、規模等提出要求，覆蓋 40 個國家或組織 BRIDGE 項目 將 Horizon 2020 資助的智能電網及儲能項目聯合起來，作為示范性項目 BATSTORM 項

52、目 用于資助儲能電池領域的研發支出 資料來源：歐盟委員會，浙商證券研究所 2.4 澳洲：儲能配置比例較高，市場潛在空間廣闊澳洲：儲能配置比例較高，市場潛在空間廣闊 澳洲儲能特點系小總量、高滲透率。澳洲儲能特點系小總量、高滲透率。據 Wood Mackenzie 統計測算，2020 年澳洲新增儲能裝機量約 1.2GWh，同比增長 140.5%，累計儲能裝機達到 2.7GWh。其中，發電側及輸配側新增裝機量 672MWh，用戶側新增裝機量約 581MWh，在規模上小于歐洲及美國。但從滲透率，即儲能累計裝機占光伏及風電累計總裝機量的比值來看，澳洲光伏、風電、儲能累計裝機量分別為 17.6GW、9.5

53、GW、2.7GWh，比值約為 0.10；而美國與歐洲的這一比值分別為 0.06、0.016，可見澳洲給可再生能源配備儲能裝備的滲透率較高。圖24：美國、歐洲、澳洲儲能滲透率情況（單位：GW，GWh，%）資料來源：Wood Mackenzie，IRENA，美國電池儲能技術展覽會，浙商證券研究所 澳洲儲能兼備經濟性及政策驅動，項目趨于大型化。澳洲儲能兼備經濟性及政策驅動，項目趨于大型化。一方面，澳洲 2020 年居民電價約為 0.21 歐元/kWh，與歐洲平均電價相仿，光伏+儲能度電成本約為 0.15 歐元/kWh，在澳洲具備經濟性，推升用戶側儲能需求。另一方面，澳洲相較于歐洲積極布局利好政策，各

54、州在0%2%4%6%8%10%12%050100150200250美國澳洲歐洲光伏（GW）風電（GW）儲能（GWh）滲透率（%）用戶側出臺切實的補貼及獎勵政策，在供電側建立補貼基金建設電網級別儲能項目，為儲能需求提供有力支撐。政府統籌規劃促使澳洲儲能項目趨于大型化，2020 年電網側項目平均容量約 50MW，去除 100MW 以上的三個新項目后平均約為 19.2MW，作為對照美國 PJM 電力市場大型儲能項目平均容量約 12MW，澳洲儲能項目大型化趨勢明顯。表5：澳州儲能相關激勵政策 州州/區域區域 政策政策/激勵措施激勵措施 可再可再生能源目標生能源目標 堪培拉 2500 萬澳元下一代電池儲

55、能計劃，用戶獲得的補貼最高可達 825 美元/kW 到 2020 年 100%新南威爾士州 對購買并按照電池儲能系統的家庭提供最高 9000 美元的貸款，對購買屋頂光儲系統的家庭用戶提供高達 14000 美元的貸款。高額的 FIT 的關閉刺激著戶用電池儲能的投資 到 2030 年增加 12GW 可再生能源 北領地 Home Improvement Scheme 為購買光伏和電池的人提供 4000 澳元的代金券，參與者被要求必須支付系統價格的 50%以上 到 2030 年 50%昆士蘭州 2018 年提供免息貸款和返款以刺激電池的使用；凡是在州數據庫上注冊他們儲能系統的所有者能獲得 50 澳元獎

56、勵；為 1000 個家庭，提供最高 3000 澳元的退稅和1 萬澳元的免息貸款 到 2030 年 50%南澳 家庭電池計劃 HBS:1 億澳元補助計劃促進電池在 4 萬個家庭的使用；1 億澳元CEFC 貸款；1.5 億澳元 Renewable TechnologyFund 支持大量的可調度的可再生能源項目；5 千萬澳元大規模儲能基金 到 2030 年 100%塔斯馬尼亞“國家之電池”抽水蓄能可行性調查，提出 20 萬澳元的微網試驗項目。已經達到 100%可再生能源 維多利亞州 針對典型項目，ARENA 提供 2500 萬澳元的支持，維多利亞政府提供 2500 萬澳元的支持。光伏家庭包：為年收入

57、低于 18 萬澳元的 10 萬個家庭，提供 50%的電池安裝成本補貼，每個家庭不高于 4835 澳元 到 2030 年 50%西澳 撥款 600 萬美元建立一個未來電池工業合作研究中心 支持國家可再生能源目標 資料來源：澳大利亞儲能相關政策與電力市場機制及對我國的啟示，浙商證券研究所 圖25：澳洲目前運行或在建電池儲能項目規模（單位：MW）資料來源：Energetics，浙商證券研究所 050100150200250300350Newman BESSThomastown BESSGeeiong BESSGannawarra BESSBulgana BESSBallarat BESSLincol

58、n Gap BESSLake Bonney BESSHornsdale Power ReserveDalrymple North BESSWandoan South BESSLakeland BESSKennedy Energy ParkCape York BESSAlice Springs BESSNew England BESS 澳洲可再生能源潛力巨大，儲能市場空間廣闊。澳洲可再生能源潛力巨大，儲能市場空間廣闊。澳洲的可再生能源資源具有天生優勢，光照資源排名世界第一，80%以上的地面光照強度超過 2000kWh/平方米，且澳大利亞中部地區地廣人稀，適合大規模太陽能項目的建設。據 Carbo

59、n Tracker Initiative 計算，在可再生能源供需關系上，澳洲潛在可開發的光伏及風電能源遠大于居民需求，居于世界第三。由此推測，目前澳洲儲能總量偏小可能系人口密度較低，用電需求少所致，隨著未來跨國跨地區電力輸送機制的成熟，預計澳洲儲能市場空間將進一步打開。圖26：各地區光伏及風電能源潛力相對于需求的倍數 資料來源：Carbon Tracker Initiative，浙商證券研究所 3 國內：政策驅動發電側先行，需求拐點即將來臨國內：政策驅動發電側先行，需求拐點即將來臨 3.1 雙碳目標加速能源結構專家，新型儲能需求爆發在即雙碳目標加速能源結構專家，新型儲能需求爆發在即 2060

60、碳中和目標下非化石能源成為主要能源供給。碳中和目標下非化石能源成為主要能源供給。中國制定目標在 2030 年前二氧化碳排放量達到峰值，2060 年前實現碳中和。我國實現碳中和核心在于能源結構的清潔化、低碳化，能源結構將加速向非化石能源轉變，根據全球能源互聯網發展合作組織的數據，預計一次能源需求峰值 61 億噸標準煤左右，2035 年后能源消費出現負增長，2050、2060 年能源消費總量預計分別為 60.0、59.0 億噸標準煤，其中非化石能源消費占一次能源消費比重有望達 75%、90%。圖27：2019-2060E 我國一次能源消費量及增速（單位：億噸標準煤、%）圖28：2019-2060E

61、 年我國非化石能源消費量及占一次能源消費比重預測（單位：%）資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 02004006008001,0001,2001,400非洲南美澳洲中東全世界 東南亞北美OECD印度中國歐洲日本-4%-2%0%2%4%6%020406080一次能源消費量（億噸標準煤）增速0%50%100%0204060非化石能源消費量（億噸標準煤）非化石能源占比（%）遠期清潔能源裝機占比超過遠期清潔能源裝機占比超過 90%，風電光伏裝機成為電源裝機增量主體。，風電光伏裝機成為電源裝機增量主體。長期目標實現能源裝機全面脫碳，

62、清潔能源占據絕對體量，根據全球能源互聯網發展合作組織預測，至2050、2060 年，我國電源總裝機分別可達 74.3 億 kW、79.4 億 kW，非化石能源裝機占比有望提升至 92%、97%，風電累計裝機分別達到 22.0 億 kW、25.0 億 kW，光伏累計裝機分別達到 34.5 億 kW、38.0 億 kW。新增裝機結構中，至 2050 年，光伏、風電新增裝機分別有望達到 120GW、70GW，清潔能源成為能源結構的絕對主體。圖29：2019-2060E 我國電源累計裝機結構（單位：%）資料來源：中電聯、全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 2060 年，非化石能源發電量占比有望

63、達到年，非化石能源發電量占比有望達到 88%，風電光伏發電量占比有望達到，風電光伏發電量占比有望達到 63%。2021 年，非化石能源發電量占比為 40%，其中風電、光伏發電量占比分別為 7.79%、3.89%。隨著清潔能源成為主導電源，非化石能源發電量占比持續提升。根據全球能源互聯網發展合作組織數據，預計至 2025 年，非化石能源發電量占比有望達到 42.6%，其中光伏、風電發電量占比分別為 7.9%、11.4%。至 2060 年，非化石能源發電占據主要地位，非化石能源發電量占比有望達到 88.0%，其中光伏、風電發電量占比分別為 30.5%、32.4%。圖30：2019-2060E 我國

64、發電量結構（單位：%）資料來源：中電聯、全球能源互聯網發展合作組織，浙商證券研究所 0%20%40%60%80%100%201920202021 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 2050E 2060E常規水電抽水蓄能核電風電太陽能發電煤電天然氣發電燃氫其他0204060801000%20%40%60%80%100%火電常規水電抽水儲能核電風電太陽能發電非化石能源占比風電光伏占比 我國儲能市場尚處于起步階段，可再生能源并網儲能裝機占比快速提升。我國儲能市場尚處于起步階段，可再生能源并網儲能裝機占比快速提升。根據 CNES

65、A統計，截至 2021 年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模 46.1GW，同比增長 29.5%。2015-2021 年中國累計投運儲能規模占全球市場總規模比值由 11.0%提升至 22.0%，重要性逐年凸顯。從細分結構來看，2021 年我國電源側、電網側、用戶側儲能占比分別為 41%、35%、24%，工商業的盈利性較好驅動用戶側儲能裝機占比快速提升，較 2020 年提升 22 個百分點。圖31：2015-2021 年中國儲能累計、新增裝機規模及全球占比（單位：GW、%）圖32：2018-2021 年國內儲能裝機應用場景分布（單位：%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA

66、，浙商證券研究所 電化學儲能市場發展迅速，累計裝機量已居世界前列。電化學儲能市場發展迅速，累計裝機量已居世界前列。截至 2021 年底我國電化學儲能的累計裝機規模位居世界第二，為5.12GW，同比增長56.5%，在各類儲能技術中占比11.8%，相較 2020 年底的 9.2%提升 2.6 個百分點；在各類電化學儲能技術中，其中鋰離子電池儲能占比 91%，累計裝機規模為 4.67GW。圖33：2011-2021 年中國電化學儲能累計裝機規模（單位：MW、%）圖34：截至 2021 年底中國電化學儲能不同技術路線應用占比（單位：%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證

67、券研究所 國家及各省份層面積極出臺儲能支持政策，發力儲能建設。國家及各省份層面積極出臺儲能支持政策，發力儲能建設。2015 年起，無論是國家層面還是各省份層面，都從支持政策、配置比例、市場要求、市場化交易機制等多方面對我國儲能發展提供支撐。0%5%10%15%20%25%010203040502015201620172018201920202021累計裝機規模（GW)新增裝機規模（GW)累計裝機規模占全球市場總規模的比重（%）0%20%40%60%80%100%120%2018201920202021電源側電網側用戶側0%100%200%300%400%500%02,0004,0006,000

68、2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021累計裝機規模（MW)同比增速（%）91%6%3%0%0%鋰離子電池鉛蓄電池液流電池超級電容其他 （1）國家層面：）國家層面：2021 年 7 月，國家發改委、國家能源局聯合發布關于加快推動新型儲能發展的指導意見，指出到 2025 年實現新型儲能商業化初期向規?；l展，裝機規模需達到 30GW，2030 年實現新型儲能全面市場化，正式提出具體的數值規劃目標。并且，此次政策發布主要從電源側切入，規劃布局一批配置儲能的大規模新能源電站。預計政策端發力推進供電側先行起量，逐步帶動用戶側實現儲能系統的全面布

69、局。2022 年 2 月，國家發改委、國家能源局聯合發布“十四五”新型儲能發展實施方案，要求 2025 年電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低 30%以上。2022 年 6 月，國家發改委、國家能源局聯合發布“十四五”可再生能源發展規劃，明確新型儲能獨立市場主體地位，促進儲能在電源側、電網側、用戶側多場景應用。（2）地方層面：）地方層面：部分地區通過度電補貼的形式對儲能建設提供支持。例如：西安市對2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期間建成運行的光伏儲能系統，自項目投運次月起對儲能系統按實際充電量給予投資人 1 元/千瓦時補貼；新疆對符合要求的電儲能設施充電量

70、進行補償，標準為 0.55 元/kWh。部分地區要求/建議新能源發電項目配置儲能。例如：內蒙2020 年光伏發電項目競爭配置方案優先支持光伏+儲能項目建設，光伏電站儲能容量不低于 5%，儲能市場在 1h 以上；甘肅關于加快推進全省新能源存量項目建設工作的通知（2021）鼓勵在建存量項目按河西 5 市（酒泉、嘉峪關、張掖、金昌、武威）配置 10%-20%儲能，其他地區按 5%-10%配置配套儲能設施。表6：我國國家層面主要儲能政策統計 時間時間 文件文件 發文單位發文單位 政策要點政策要點 2015 年 3 月 中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見 中共中央、國務院 積極發展分布

71、式電源。分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，在確保安全的前提下，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高系統消納能力和能源利用效率。2015 年 11 月 關于推進電力市場建 設的實施意見 國家能源局 建立輔助服務交易機制，按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易。在現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易，中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。2017 年 10 月 關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見 發改委、財政部、科技部、工信部、能源局 明確了儲能行業發展的兩個階段：在“十

72、三五”期間和“十四五”期間分別實現儲能由研發示范向商業化初期過渡和實現商業化初期向儲能規?；l展。支持“在關鍵技術、運營模式、發展業態和體制機制等方面開展深入探索”，推動在重點應用領域進行試點示范工作。強調儲能的市場化發展，探索建立儲能規?；l展的市場機制和價格機制；強調儲能的發展要與我國電力體制改革、能源互聯網產業發展相結合。2017 年 11 月 完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案 國家能源局 建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制，分類型推進跨省跨區電力輔助服務補償。鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組，按需擴大電力輔助服務提供主體。鼓勵儲能設備、需求側資

73、源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。2019 年 12 月 關于進一步嚴格控制電網投資的通知 國家電網 嚴禁以投資、租賃或合同能源管理等方式新建電網側電化學儲能設施，且不再安排抽水蓄能新開工項目。2020 年 1 月 關于加強儲能標準化工作的實施方案 國家能源局 積極推進關鍵儲能標準制定，鼓勵新興儲能技術和應用的標準研究工作。2020 年 2 月 儲能技術專業學科發 展行動計劃（20202024 年）教育部、國家發改委、國家能源局 儲能產業和儲能技術是新能源發展的核心支撐。擬經過 5 年左右努力，增設若干儲能技術本科專業、二級學科和交叉學科，推動建設若干儲能技術學院（研究院

74、），建設一批儲能技術產教融合創新平臺，推動儲能技術關鍵環節研究達到國際領先水平，形成一批重點技術規范和標準。2020 年 5 月 關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）國家能源局 對加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制、全面提升電力系統調節能力、著力推動清潔能源消納模式創新方面，都提出鼓勵推動電儲能的建設和參與。2020 年 6 月 電力中長期交易基本規則 國家發改委、國家能源局 明確市場主體包括各類發電企業、電網企業、配售電企業、儲能企業等。電力用戶擁有儲能，或者電力用戶參加特定時段的需求側響應，由此產生的偏差電量，由電力用戶自行承擔。2020 年 9 月 關于加快推進

75、電化學儲能產業發展的建議 國家能源局 分別就儲能的頂層設計、價格機制、標準管理、建設吉瓦時級大型儲能示范站等方面做出了答復，并明確了下一步工作重點。2020 年 12 月 關于加快能源領域新型標準體系建設的指導意見 國家能源局 在智慧能源、能源互聯網、風電、太陽能、地熱能、生物質能、儲能、氫能等新興領域，率先推進新型標準體系建設，發揮示范帶動作用。2021 年 2 月 關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見 國家發改委、國家能源局 合理配置儲能，統籌各類電源規劃、設計、建設、運營，優先發展新能源，積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，穩妥推進增量“風光水（儲）一體化”，探索增量“風

76、光儲一體化”，嚴控增量“風光火（儲）一體化”。2021 年 5 月 關于“十四五”時期深化價格機制改革行 動方案的通知 國家發改委 深入推進能源價格改革，繼續推進輸配電價改革，持續深化上網電價市場化改革，完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制。2021 年 7 月 關于加快推動新型儲能發展的指導意見 國家發改委、國家能源局 到 2025 年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，裝機規模達3000 萬千瓦以上。明確新型儲能獨立市場主體地位，健全新型儲能價格機制和“新能源+儲能”項目激勵機制。2021 年 8 月 關于進一步完善分時電價機制的通知 國家發改委 完善峰谷

77、電價機制，合理確定峰谷電價價差，建立尖峰電價機制。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。尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%。2022 年 2 月“十四五”新型儲能發展實施方案 國家發改委、國家能源局 到 2025 年，新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟。其中電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低 30%以上。2022 年 3 月“十四五”現代能源體系規劃 國家發改委 要求大力推進電源側儲能發展。2022 年

78、4 月“十四五”能源領域科技創新規劃 國家能源局 引領新能源占比逐漸提高的新型電力系統建設。2022 年 6 月“十四五”可再生能源發展規劃 國家發改委、國家能源局 明確新型儲能獨立市場主體地位，促進儲能在電源側、電網側、用戶側多場景應用。資料來源：國家能源局、國家發改委等，浙商證券研究所 表7：各省份新能源發電配儲能相關政策 省份省份 政策名稱政策名稱 發布時間發布時間 發布部門發布部門 政策要求政策要求 陜西 關于進一步促進光伏產業持續健康發展的意見（征求意見稿）2020.12.25 西安市工信局 支持光伏儲能系統應用。對 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月31 日期間

79、建成運行的光伏儲能系統，自項目投運次月起對儲能系統按實際充電量給予投資人 1 元/千瓦時補貼 江西 江西省新能源產業高質量跨 越 式 發 展 行 動 方 案（2020-2023）2020.1.13 工信廳 推進儲能市場發展。充分發揮江西省全釩液流電池及其儲能系統產業基礎，建設培育穩定的、與分布式新能源應用及區域智能微電網建設融合的新能源領域儲能市場。安徽 關于建立安徽省可再生能源發展三年行動計劃項目庫（2021-2023 年）的通知 2021.3.9 能源局 鼓勵發電企業、電網企業及第三方社會資本采取新能源+儲能、獨立儲能電站、風光儲一體化等多種方式，共同參與儲能項目建設 湖北 關于 2020

80、 年風電和光伏發電項目建設有關事項的通知 2020.4.15 能源局 在落實電力送出和消納等各項建設條件的基礎上，積極推進2020 年無補貼平價上網風電項目建設，申報范圍包含風光互補、風光儲一體化等多能互補平價項目 湖南 關于組織申報 2020 年光伏發電平價上網項目的通知 2020.4.8 發改委 2020 年湖南電網新增建設規模 80 萬千瓦。2020 年擬新建平價項目，單個項目規模不超過 10 萬千瓦，鼓勵同步配套建設儲能設施 新疆 新疆電網發電側儲能管理暫行規定 2020.5.26 發改委 鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等企業投資建設電儲能設施，要求充電功率在 1

81、0,000kW 以上、持續充電時間 2h 以上，電儲能設施根據電力調度結構指令進入充電狀態的，對其充電量進行補償，標準為 0.55 元/kWh 西藏 關于申報我區首批光伏儲能示范項目的通知 2019.8.14 能源局 優先支持拉薩、日喀則、昌都已建成光伏電站側建設儲能系統，規模不超過 200MW/1GWh。鼓勵在阿里地區建設 20MW 光伏+120MWh 儲能項目 內蒙古 2020 年光伏發電項目競爭配置方案 2020.3.26 能源局 優先支持光伏+儲能項目建設，光伏電站儲能容量不低于 5%，儲能市場在 1h 以上 河南 關于組織開展 2020 年風電、光伏發電項目建設的通知 2020.4.

82、7 發改委 將實行新增項目與存量項目掛鉤，對存量項目并網率低的區域，暫停各類新能源增量項目。而在平價風電項目中，優先支持已列入以前年度開發方案的存量風電項目自愿轉為平價項目，優先支持配置儲能的新增平價項目 山西 關于 2020 年擬新建光伏發電項目的消納意見 2020.6.3 國網山西 新增光伏發電項目應統籌考慮具有一定用電負荷的全產業鏈項目，配備 15%-20%儲能，落實消納協議 吉林 吉林省 2020 年風電和光伏發電形目申報指導方案 2020.4.27 能源局 大力支持為落戶吉林儲能、氫能等戰略性新興產業及裝備制造業等有帶動作用的項目 遼寧 遼寧省風電項目建設方案、遼寧省光伏發電項目建設

83、方案 2020.5.14 發改委 優先考慮附帶儲能設施，有利于調峰的項目；光伏風電需承諾在項目整體平價上網基礎上，拿出一部分利用小時數實行低價結算（0.1 元/kWh）；且低價光伏、風電項目的低價電量（0.1元/kWh）不參與東北電力輔助服務市場 青海 關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知 2021.1.18 發改委等 積極推進儲能和可再生能源協同發展，試行“新能源+儲能”一體化開發模式 山東 關于開展儲能示范應用的實施意見（征求意見稿）2021.3.29 發改委等 新增集中式風電、光伏發電項目，原則上按照不低于 10%比例配建或租賃儲能設施，連續充電時間不低于 2 小時。鼓勵風電、

84、光伏發電項目優先租賃共享儲能設施，租賃容量視同其配建儲能容量，鼓勵風電、光伏發電制氫，制氫裝機運行容量視同其 配建儲能容量 江蘇 關于進一步促進新能源并網消納有關意見的通知 2019.12.10 能監辦 鼓勵新能源發電企業配置一定比例的電源側儲能設施，支持儲能項目參與電力輔助服務市場，推動儲能系統與新能源協調運行，進一步提升系統調節能力 河北 關于推進風電、光伏發電科學有序發展的實施方案（征求意見稿）2020.9.25 發改委 積極謀劃分布式供能、一體化儲能、智能微電網、多能互補集成優化等示范項目，支持風電光伏按 10%左右比例配套建設儲能設施。大力推廣應用儲能新技術，積極開展風光儲能試點，探

85、索商業化儲能方式，逐步降低儲能成本。積極推進分布式發電與能源智能微網多能互補，實現多能協同供應和能源綜合梯次利用 貴州 貴州省風電光伏發電項目管理暫行辦法（征求意見稿）2021.3.5 能源局 已投產的風電、光伏發電項目應在投產一年內配套儲能；新增的風電、光伏發電項目應按照“同步規劃、同步設計、同步建設、同步投產”的原則配套儲能 福建“電動福建”建設三年行動計劃（2020-2022 年）2020.7.15 工信廳 鼓勵風力、光伏電站等配備儲能設備，提升電能質量。加快完善電力現貨市場、輔助服務市場政策體系，健全電力市場交易機制。推進一批風光儲一體化、光儲充一體化和儲能電站項目建設，大力推動儲能商

86、業化應用 廣東 廣東省培育新能源戰略性新 興 產 業 集 群 行 動 計 劃（20212025 年）2020.9.29 發改委等 提出先進儲能應用工程等八大重點工程，推動電網側儲能布局，推進電源側火電聯合儲能和“可再生能源+儲能”發電系統建設 甘肅 關于加快推進全省新能源存量項目建設工作的通知 2021.3.25 發改委 鼓勵在建存量項目按河西 5 市（酒泉、嘉峪關、張掖、金昌、武威）配置 10%-20%儲能，其他地區按 5%-10%配置配套儲能設施 廣西 關于征求 2021 年度平價風電、光伏項目競爭性配置辦法有關意見的函 2021.3.18 能源局 在本次項目配置儲能 5%-10%、10%

87、以上得分；已投運項目上配置 5%-10%、10%以上得分。儲能設施連續儲能時長不小于 2 小，滿足 10 年（5000 次）以上使用壽命，系統容量 10 年衰減率不超過 20%，需與發電項目同時投運 寧夏 關于加快促進儲能健康有序發展的通知 2021.7.14 發改委 新能源項目儲能配置比例不低于 10%、連續儲能時長 2 小時以上，從 2021 年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在 2022 年 12 月底前完成儲能設施投運，對于達到以上要求的儲能項目，支持參與電力輔助服務市場。湖北 2021 年平價新能源項目開發建設有關事項的通知 2021.7.26 能源局

88、 優先支持源網荷儲和多能互補百萬千瓦基地等新能源項目建設，對于可配置規模小于基地規模（1GW）的按照容量的 10%、2 小時以上、充放電 6000 次以上的標準配置儲能 山西 關于組織首批“新能源+儲能”試點示范項目申報的通知 2021.8.9 發改委 首批試點示范項目儲能總規模 50 萬100 萬 kW。其中獨立儲能單體項目額定功率不低于 1kW，額定功率下連續充放電時間原則上調峰項目不低于 2 小時，調頻項目不低于 15 分鐘。西北地區 西北區域省間調峰輔助服務市場運營規則 2022.3.2 能源局 儲能調峰的報價區間為 0-0.6 元/kWh，參與儲能調峰的儲能設施要求規模 10MW/2

89、0MWh 以上，并具備自動發電控制功能(AGC)。湖北 湖北省關于征集新型儲能示范試點項目的通知 2022.4.28 能源局 項目包括技術攻關類、創新平臺類、技術應用類、場景應用類、重點區域類、產業發展類以及其他。在技術攻關類型的項目中，分別側重多元化技術、安全 智慧調控三個方面。河北 全省電網側獨立儲能布局指導方案和全省電源側共2022.5.20 發改委 在“十四五”期間，河北省電網側獨立儲能電站站和共享儲能電站將達到 22GW。享儲能布局指導方案(暫行)湖南 關于開展 2022 年新能源發電項目配置新型儲能試點工作的通知 2022.9.2 發改委 湖南省內風電、集中式光伏發電項目應分別按照

90、不低于裝裝機容量的 15%、5%比例(儲能時長 2 小時)配建儲能電站。資料來源：各省份能源局、發改委，浙商證券研究所 國內儲能行業標準體系仍需完善，標準化進程有望提速。國內儲能行業標準體系仍需完善，標準化進程有望提速。2020 年 1 月，國家能源局綜合司印發關于加強儲能標準化工作的實施方案，方案指出儲能標準化建設工作重點任務包括建立儲能標準化協調工作機制、建設儲能標準體系、推動儲能標準化示范、推進儲能標準國際化。到 2021 年，形成政府引導、多方參與的儲能標準化工作機制，推進建立較為系統的儲能標準體系，加強儲能關鍵技術標準制修訂和儲能標準國際化。表8：關于加強儲能標準化工作的實施方案重點

91、任務 序號序號 重點任務重點任務 具體要求具體要求 1 建立儲能標準化協調工作機制 國家能源局會同應急管理部、市場監管總局（標準委）等建立儲能標準化協調工作機制，指導儲能標準化建設，協調解決儲能標準化工作中的重大問題。加強儲能標準化技術組織體系建設，促進協調相關行業標準化管理機構，以及儲能領域相關標準化技術組織間的溝通及協作。2 建設儲能標準體系 跟蹤儲能技術與產業發展，針對儲能設施在能源系統的應用，建立涵蓋儲能系統與設備及其應用，相互支撐、協同發展的標準體系。積極推進關鍵儲能標準制定，鼓勵新興儲能技術和應用的標準研究工作。3 推動儲能標準化示范 推進儲能技術創新與標準研制有效結合，鼓勵在儲能

92、工程示范項目中開展標準應用、驗證、研制，將成功的工程應用經驗轉化為標準。開展儲能標準化試點示范，促進企業運用標準化方式組織儲能工程應用，發揮標準化對儲能產業的支撐和引領作用。4 推進儲能標準國際化 積極承擔儲能技術國際標準制修訂任務，實質性參與儲能技術領域的國際標準化工作。在國際標準研究和驗證的基礎上，進一步提升儲能國際標準的轉化率。通過雙邊、多邊能源國際合作，促進儲能標準國際化。資料來源：關于加強儲能標準化工作的實施方案，浙商證券研究所 表9：我國儲能國家及行業標準匯總 序號序號 標準編號標準編號 標準名稱標準名稱 適用范圍適用范圍 1 GB/T 36276-2018 電力儲能用鋰離子電池

93、本標準規定了電力儲能用鋰離子電池的規格、技術要求、試驗方法和檢驗規則等內容。2 GB/T 36545-2018 移動式電化學儲能系統技術要求 本標準規定了移動式電化學儲能系統的結構、基本要求、系統性能、試驗、標志、儲存以及運行維護要求。本標準適用于 380V 及以上接口電壓等級的移動式電化學儲能系統。3 GB/T 36547-2018 電化學儲能系統接入電網技術規定 本標準規定了電化學儲能系統接入電網的電能質量、功率控制、電網適應性、保護與安全自動裝置、通信與自動化、電能計量、接地與安全標識、接入電網測試等技術要求；本標準適用于額定功率 100kW 及以上且儲能時間不低于 15min 的電化學

94、儲能系統。4 GB/T 36548-2018 電化學儲能系統接入電網測試規范 本標準規定了電化學儲能系統接入電網的測試條件、測試設備、測試項目及方法等；本標準適用于額定功率 100kW 及以上且儲能時間不低于 15min 的電化學儲能系統。5 GB/T 36549-2018 電化學儲能電站運行指標及評價 本標準規定了電化學儲能電站運行指標的內容和統計方法，以及運行效果評價的原則和要求；適用于額定功率不小于 500kW 且額定能量不小于 500kWh 的電化學儲能電站，其它規模的儲能電站可參照執行。6 DL/T 5810-2020 電化學儲能電站接入電網設計規范 本標準適用于通過 35kV 及以

95、上電壓等級接入公共電網的新建、改建和擴建電化學儲能電站接入電網設計。7 DL/T 5816-2020 分布式儲能系統接入配電網設計規范 本規范適用于通過 10kV 及以下電壓等級接入公共配電網的新建、改建和擴建分布式儲能項目。8 DL/T 2080-2020 電力儲能用超級電容器 本標準規定了電力儲能用超級電容器的規格、技術要求和檢驗規則等內容。本標準適用于電力儲能用超級電容器單體和模組。9 DL/T 2081-2020 電力儲能用超級電容器試驗規程 本標準規定了電力儲能用超級電容器的基本規定、試驗準備和試驗方法等內容。本標準適用于電力儲能用超級電容器單體及模組的型式試驗和出廠檢驗。對于其它類

96、型的試驗如定期抽檢等可參照執行。10 DL/T 2246-2021 電化學儲能電站并網運行與控制技術規范 本系列標準適用于 10(6)kV 及以上電壓等級且由電網調度機構調度管理的電化學儲能電站，其他電化學儲能電站可參照執行。11 DL/T 2247-2021 電化學儲能電站調度運行管理 本標準適用于 10（6）kV 及以上電壓等級并入電網，由電網調度機構調度管理的儲能電站。12 DL/T 2248-2021 移動車載式儲能電站并網與運行 本標準將適用范圍限定在接入 380V 至 35kV 電壓等級電網的移動車載式電化學儲能電站，其他電壓等級接入的儲能電站可以參考本標準執行。資料來源：儲能標準

97、化信息平臺，浙商證券研究所 3.2 政策疊加技術降本，商業模式逐步清晰政策疊加技術降本，商業模式逐步清晰 現階段對政策依賴性較高，經濟性有待發掘?，F階段對政策依賴性較高，經濟性有待發掘。從經濟性測算角度出發，發電側主要考慮電站配置儲能是否達到收支平衡，用戶側儲能分工商業光儲自發自用、住宅光儲自發自用+余電上網等應用場景測算電費的節省程度。由于度電成本還有較大下降空間，且中國戶均用電量較少而銷售電價又遠低于歐美國家，因此在無政府補貼的情況下，安裝戶用儲能的經濟性尚弱。對標美國、歐洲、澳洲三大儲能市場，中國儲能市場的電價水平、用電需求更類似于美國，需要依賴強有力的政策驅動。1）發電側：電站配置儲能

98、提升消納能力及穩定性。）發電側：電站配置儲能提升消納能力及穩定性。在當前組件、電芯價格下，集中式光伏電站系統建設成本約 4.1 元/W、儲能系統建設成本約 2.1 元/Wh、光伏平均有效年發電小時數約 1200 小時，假設按照 10%比例配置儲能、配置儲能時長約 2 小時，100MW 集中式光儲電站度電成本約 0.46 元/kWh。據國家發改委政策，2021 年后取消對光伏發電上網補貼，新建項目按照當地燃煤電價平價上網，我國各地燃煤電價區間約在 0.2-0.45 元/kWh 之間，發電側安裝儲能尚未達到經濟性拐點。當光伏電站系統成本降至發電側安裝儲能尚未達到經濟性拐點。當光伏電站系統成本降至

99、3.5 元元/W、儲能系統、儲能系統成本降至成本降至 1.7 元元/Wh 以下時，度電成本可降至以下時，度電成本可降至 0.4 元元/kWh 以下，部分地區具備經濟性。以下，部分地區具備經濟性。表10：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的集中式光儲電站 LCOE 測算（單位：元/kWh、元/Wh、元/W）儲能系統成本儲能系統成本 光伏光伏系統成本系統成本 2.40 2.30 2.20 2.10 2.00 1.90 1.80 1.70 1.60 1.50 1.40 1.30 4.30 0.482 0.481 0.479 0.478 0.476 0.474 0.473 0.471 0.470 0.4

100、68 0.466 0.465 4.20 0.473 0.472 0.470 0.469 0.467 0.465 0.464 0.462 0.461 0.459 0.458 0.456 4.10 0.464 0.463 0.461 0.460 0.458 0.457 0.455 0.453 0.452 0.450 0.449 0.447 4.00 0.456 0.454 0.452 0.451 0.449 0.448 0.446 0.444 0.443 0.441 0.440 0.438 3.90 0.447 0.445 0.443 0.442 0.440 0.439 0.437 0.436 0

101、.434 0.432 0.431 0.429 3.80 0.438 0.436 0.435 0.433 0.431 0.430 0.428 0.427 0.425 0.423 0.422 0.420 3.70 0.429 0.427 0.426 0.424 0.422 0.421 0.419 0.418 0.416 0.415 0.413 0.411 3.60 0.420 0.418 0.417 0.415 0.414 0.412 0.410 0.409 0.407 0.406 0.404 0.402 3.50 0.411 0.409 0.408 0.406 0.405 0.403 0.401

102、 0.400 0.398 0.397 0.395 0.394 3.40 0.402 0.400 0.399 0.397 0.396 0.394 0.393 0.391 0.389 0.388 0.386 0.385 3.30 0.393 0.392 0.390 0.388 0.387 0.385 0.384 0.382 0.380 0.379 0.377 0.376 3.20 0.384 0.383 0.381 0.379 0.378 0.376 0.375 0.373 0.372 0.370 0.368 0.367 3.10 0.375 0.374 0.372 0.371 0.369 0.3

103、67 0.366 0.364 0.363 0.361 0.359 0.358 3.00 0.366 0.365 0.363 0.362 0.360 0.358 0.357 0.355 0.354 0.352 0.351 0.349 2.90 0.357 0.356 0.354 0.353 0.351 0.350 0.348 0.346 0.345 0.343 0.342 0.340 2.80 0.349 0.347 0.345 0.344 0.342 0.341 0.339 0.337 0.336 0.334 0.333 0.331 2.70 0.340 0.338 0.336 0.335 0

104、.333 0.332 0.330 0.329 0.327 0.325 0.324 0.322 資料來源：Solarzoom，浙商證券研究所 2）用戶側商業模式一：用戶側工商業光儲自發自用。）用戶側商業模式一：用戶側工商業光儲自發自用。在當前組件、電芯價格下，分布式工商業光伏電站系統建設成本約 4.2 元/W、儲能系統建設成本約 2.4 元/Wh、光伏平均有圖35：各地燃煤基準電價（單位：元/kWh）資料來源：光伏們，國家發改委，浙商證券研究所 0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.50青海寧夏新疆蒙西蒙東甘肅山西云南貴州陜西北京河北天津冀北吉林黑龍

105、江遼寧河南安徽江蘇福建山東重慶四川江西浙江上海湖北廣西海南湖南廣東 效年發電小時數約 1200 小時，假設按照 40%比例配置儲能、配置時長為 2 小時、尖峰電價上浮 20%進行計算，10MW 工商業分布式光儲電站度電成本約 0.52 元/kWh。2021 年我國各地工商業銷售電價在 0.39-0.75 元/kWh 之間，在國內大部分地區工商業自發自用這一模式下具備經濟性。表11：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的工商業分布式光儲電站 LCOE 測算（單位：元/kWh、元/Wh、元/W）儲能系統成本儲能系統成本 光伏系統成本光伏系統成本 2.60 2.50 2.40 2.30 2.20 2.1

106、0 2.00 1.90 1.80 1.70 1.60 4.50 0.556 0.550 0.543 0.537 0.531 0.524 0.518 0.512 0.505 0.499 0.493 4.40 0.547 0.541 0.535 0.528 0.522 0.515 0.509 0.503 0.496 0.490 0.484 4.30 0.538 0.532 0.526 0.519 0.513 0.507 0.500 0.494 0.488 0.481 0.475 4.20 0.529 0.523 0.517 0.510 0.504 0.498 0.491 0.485 0.479 0

107、.472 0.466 4.10 0.520 0.514 0.508 0.501 0.495 0.489 0.482 0.476 0.470 0.463 0.457 4.00 0.512 0.505 0.499 0.492 0.486 0.480 0.473 0.467 0.461 0.454 0.448 3.90 0.503 0.496 0.490 0.484 0.477 0.471 0.465 0.458 0.452 0.446 0.439 3.80 0.494 0.487 0.481 0.475 0.468 0.462 0.456 0.449 0.443 0.437 0.430 3.70

108、0.485 0.478 0.472 0.466 0.459 0.453 0.447 0.440 0.434 0.428 0.421 3.60 0.476 0.469 0.463 0.457 0.450 0.444 0.438 0.431 0.425 0.419 0.412 3.50 0.467 0.461 0.454 0.448 0.442 0.435 0.429 0.423 0.416 0.410 0.404 3.40 0.458 0.452 0.445 0.439 0.433 0.426 0.420 0.414 0.407 0.401 0.395 3.30 0.449 0.443 0.43

109、6 0.430 0.424 0.417 0.411 0.405 0.398 0.392 0.386 3.20 0.440 0.434 0.427 0.421 0.415 0.408 0.402 0.396 0.389 0.383 0.377 3.10 0.431 0.425 0.419 0.412 0.406 0.400 0.393 0.387 0.381 0.374 0.368 3.00 0.422 0.416 0.410 0.403 0.397 0.391 0.384 0.378 0.372 0.365 0.359 2.90 0.413 0.407 0.401 0.394 0.388 0.

110、382 0.375 0.369 0.363 0.356 0.350 資料來源：Solarzoom，浙商證券研究所 表12：全國 2021 年各地工商業單一制銷售電價（單位：元/kWh）地區地區 單一制單一制 1-10 千伏銷售電價千伏銷售電價 單一制單一制 35 千伏銷售電價千伏銷售電價 北京 0.7523 0.7373 吉林 0.7072 0.6922 黑龍江 0.7065 0.6922 湖南 0.6803 0.6603 湖北 0.6707 0.6507 浙江 0.6656 0.6413 天津 0.6586 0.6042 廣西 0.6478 0.6328 江蘇 0.6414 0.6164 重

111、慶 0.6378 0.6178 遼寧 0.6262 0.6127 江西 0.6161 0.6011 山東 0.6089 0.5951 安徽 0.6048 0.5898 四川 0.6022 0.5892 甘肅 0.5943 0.5843 福建 0.5759 0.5559 貴州 0.5706 0.5625 陜西榆林 0.5647 0.5447 陜西 0.5607 0.5407 河北 0.5494 0.5394 冀北 0.5192 0.5092 山西 0.5109 0.4959 寧夏 0.4683 0.4483 云南 0.4001 0.3901 資料來源：北極星售電網，浙商證券研究所 工商業分布式光

112、伏電站配儲能必要性較弱。工商業分布式光伏電站配儲能必要性較弱。在上述電站假設下進一步計算工商業分布式光儲電站的資本金內部收益率（IRR）。在當前系統價格下、全國工商業用電平均電價 0.6元/kWh，工商業分布式光儲電站 IRR 約為 11.7%。但考慮到工商業分布式電站的應用場景特點，光伏發電高峰與工商業用電高峰重合度較高、工商業用電需求較大，工商業配置儲能的必要性較弱。表13：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的工商業分布式光儲電站 IRR 測算（單位：元/kWh、元/Wh、%）儲能系統成本儲能系統成本 光伏系統成本光伏系統成本 2.60 2.50 2.40 2.30 2.20 2.10 2.

113、00 1.90 1.80 1.70 1.60 4.5 8.8%9.3%9.7%10.2%10.7%11.2%11.7%12.2%12.7%13.3%13.8%4.4 9.4%9.9%10.4%10.8%11.3%11.9%12.4%12.9%13.5%14.0%14.6%4.3 10.1%10.5%11.0%11.5%12.0%12.6%13.1%13.6%14.2%14.8%15.4%4.2 10.7%11.2%11.7%12.2%12.7%13.3%13.8%14.4%15.0%15.6%16.2%4.1 11.4%11.9%12.4%12.9%13.5%14.0%14.6%15.2%15

114、.8%16.4%17.0%4.0 12.0%12.6%13.1%13.6%14.2%14.8%15.4%16.0%16.6%17.2%17.9%3.9 12.7%13.3%13.8%14.4%15.0%15.6%16.2%16.8%17.4%18.1%18.8%3.8 13.5%14.0%14.6%15.2%15.7%16.4%17.0%17.6%18.3%19.0%19.7%3.7 14.2%14.8%15.3%15.9%16.6%17.2%17.8%18.5%19.2%19.9%20.6%3.6 15.0%15.5%16.1%16.8%17.4%18.0%18.7%19.4%20.1%20

115、.8%21.6%3.5 15.7%16.3%17.0%17.6%18.3%18.9%19.6%20.3%21.1%21.8%22.6%3.4 16.5%17.2%17.8%18.5%19.1%19.8%20.6%21.3%22.1%22.9%23.7%3.3 17.4%18.0%18.7%19.4%20.1%20.8%21.5%22.3%23.1%23.9%24.8%3.2 18.2%18.9%19.6%20.3%21.0%21.8%22.5%23.3%24.2%25.0%25.9%3.1 19.1%19.8%20.5%21.2%22.0%22.8%23.6%24.4%25.3%26.2%27

116、.1%3.0 20.0%20.7%21.5%22.2%23.0%23.8%24.7%25.5%26.4%27.3%28.3%2.9 20.9%21.7%22.5%23.3%24.1%24.9%25.8%26.7%27.6%28.6%29.6%資料來源：Solarzoom，浙商證券研究所 3）用戶側商業模式二：住宅用戶側光儲）用戶側商業模式二：住宅用戶側光儲“自發自用自發自用、余電上網”模式、余電上網”模式。居民用電相對工商業場景用電量較小。我們假設 10%發電量自用、90%并入電網，且自用部分通過儲能儲存下來之后用于峰值電價時段使用。在當前組件、電芯價格水平下，假設按照 90%比例配置 儲能、

117、配置時長為 2 小時、尖峰電價上浮 30%進行計算，光伏系統初始建設成本約 3.8 元/W，儲能系統初始建設成本約 2.3 元/Wh，年度光儲系統運維費用約 1000 元，20kW 戶用分布式光儲電站度電成本約 0.59 元/kWh，內部收益率為 0.99%。在當前價格下，不配置儲能的戶用分布式 IRR 約為 8.2%，戶用分布式光伏配置儲能的經濟性較弱。盈利改善預期：1）當光伏系統成本降至 3 元/W，儲能系統成本降至 2 元/Wh 時，IRR可提升至 3.7%；2）當峰時電價上浮幅度超過 100%時，內部收益率可達到 8%以上，經濟性相對可觀。表14：不同儲能系統成本、光伏系統成本下的戶用

118、分布式光儲電站“自發自用、余電上網”IRR 測算（單位：元/kWh、元/Wh、%）儲能系統成本儲能系統成本 光伏系統成本光伏系統成本 2.50 2.40 2.30 2.20 2.10 2.00 1.90 1.80 1.70 1.60 1.50 4.10 0.0%0.2%0.5%0.7%1.0%1.3%1.6%1.9%2.2%2.5%2.9%4.00 0.1%0.4%0.6%0.9%1.2%1.5%1.8%2.1%2.4%2.8%3.1%3.90 0.3%0.6%0.8%1.1%1.4%1.7%2.0%2.3%2.6%3.0%3.4%3.80 0.5%0.7%1.0%1.3%1.6%1.9%2.

119、2%2.5%2.9%3.3%3.6%3.70 0.6%0.9%1.2%1.5%1.8%2.1%2.4%2.7%3.1%3.5%3.9%3.60 0.8%1.1%1.4%1.7%2.0%2.3%2.6%3.0%3.4%3.8%4.2%3.50 1.0%1.3%1.5%1.9%2.2%2.5%2.9%3.2%3.6%4.0%4.5%3.40 1.2%1.4%1.7%2.1%2.4%2.7%3.1%3.5%3.9%4.3%4.8%3.30 1.3%1.6%1.9%2.3%2.6%3.0%3.3%3.7%4.1%4.6%5.1%3.20 1.5%1.8%2.2%2.5%2.8%3.2%3.6%4.0%

120、4.4%4.9%5.4%3.10 1.7%2.0%2.4%2.7%3.1%3.4%3.8%4.3%4.7%5.2%5.7%3.00 1.9%2.2%2.6%2.9%3.3%3.7%4.1%4.5%5.0%5.5%6.0%2.90 2.1%2.5%2.8%3.2%3.5%3.9%4.4%4.8%5.3%5.8%6.4%2.80 2.3%2.7%3.0%3.4%3.8%4.2%4.6%5.1%5.6%6.1%6.7%2.70 2.6%2.9%3.3%3.6%4.0%4.5%4.9%5.4%5.9%6.5%7.1%2.60 2.8%3.1%3.5%3.9%4.3%4.8%5.2%5.7%6.3%6.

121、9%7.5%2.50 3.0%3.4%3.8%4.2%4.6%5.1%5.5%6.1%6.6%7.2%7.9%資料來源：Solarzoom，浙商證券研究所 3.3 需求拐點即將來臨，未來廣闊市場空間需求拐點即將來臨，未來廣闊市場空間 長期來看可再生長期來看可再生能源發電占比提升，將有效釋放儲能廣闊需求空間，能源發電占比提升，將有效釋放儲能廣闊需求空間，2022-2025 年國內年國內儲能新增需求量儲能新增需求量約約 179GWh。據測算，國內 2022-2025 年發電側、電網側、用戶側、5G 基站、其他輔助服務新增儲能需求量分別為 41.1GWh、26.2GWh、77.9GWh、27.9GW

122、h、5.7GWh，總共約 179GWh。1）發電側：政策驅動清潔能源配備率提升，）發電側：政策驅動清潔能源配備率提升，2025 年新增需年新增需求量達求量達 20.3GWh。發電側以新能源發電配套為主，我們假設 2022-2025 年：1）國內光伏新增裝機容量分別約 80GW、90GW、100GW、110GW，其中集中式占比 50%，對應約 40 GW、45 GW、50 GW、55GW；我國 2022-2025 年風電新增裝機容量分別約 55 GW、60GW、70GW、80GW。2）儲能配置滲透率分別為 17%、21%、24%、30%。3）發電側功率配置比例分別為 12%、15%、18%、25

123、%。4）儲能配置時長均為 2 小時級別。從而測算得出 2022 年發電側儲能新增容量規模及 能量規模分別為 1.9GW/3.9GWh，2025 年分別達 10.1GW/20.3GWh，容量規模三年 CAGR為 73.5%。2）電網側：滿足電力調峰調頻需求，）電網側：滿足電力調峰調頻需求，2025 年年新增需求量約為新增需求量約為 14.6GWh。電網側以輔助服務（即調頻調峰）為主，分存量及增量市場。截止 2021 年底我國可再生能源裝機存量規模 930GW，我們假設 2022-2025 年：1）電力裝機增量分別約為 150 GW、170 GW、195 GW、220 GW；2）2022-2025

124、 年存量裝機儲能配備滲透率分別為 2.2%、3.5%、5.5%、8.0%；增量裝機儲能配備滲透率分別為 7%、8%、12%、18%。3）電網側功率配置比例為 3%。4）儲能配置時長均為 1 小時。則預計 2022 年電網側儲能新增容量規模及能量規模分別為1.7GW/1.7GWh，2025 年分別達 14.6GW/14.6GWh，容量規模三年 CAGR 為 102.8%。3）用戶側：降本逐漸釋放用戶側空間，）用戶側：降本逐漸釋放用戶側空間，2025 年新增需求量約為年新增需求量約為 36.6GWh。用戶側主要考慮光儲系統的普及。我們假設 2022-2025 年：1）我國分布式光伏新增裝機量分別約

125、為40 GW、45 GW、50 GW、55 GW。2）分布式光伏儲能配備滲透率分別為 8%、16%、25%、37%。3）用戶側功率配置比例為 90%。4）儲能配置時長均為 2 小時。則 2022 年用戶側儲能新增容量規模及能量規模分別為 2.9GW/5.8GWh，2025 年分別達 18.3GW/36.6GWh，2022-2025 容量規模三年 CAGR 為 85.3%。4）5G 基站：功耗相對基站：功耗相對 4G 基站大幅增加，儲能備用電源成為必選項，基站大幅增加，儲能備用電源成為必選項，2025 年新增需年新增需求量約為求量約為 13.4GWh。我國是目前 5G 基站配置儲能的最大需求市場

126、，目前我國 5G 基站儲能累計裝機量占到全球比例約60%，2021年國內新增5G基站超過60萬個，我們假設2022-2025年：1）我國 5G 基站新建數量分別為 80、100、120、140 萬個；2）5G 基站配置儲能的滲透率分別為 25%、35%、60%、80%；3）儲能功率配置比例為 100%；4）儲能配置時長由3.5 小時增加到 4 小時。則測算可得 2022 年 5G 基站配置儲能新增容量規模及能量規模分別為 0.6GW/2.1GWh，2025 年分別達 3.4GW/13.4GWh，容量規模三年 CAGR 為 85.7%。表15：2020-2025E 中國儲能配置規模預測（單位：G

127、W，GWh，h，%）指標指標 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 發電側發電側 光伏新增裝機容量（GW）48.2 54.9 80.0 90.0 100.0 110.0 集中式光伏新增裝機容量（GW）32.7 25.6 40.0 45.0 50.0 55.0 風電新增裝機容量（GW）72.0 47.6 55.0 60.0 70.0 80.0 儲能配置滲透率（%）5%9%17%21%24%30%配置比例（%）10%11%12%15%18%25%配置時長（h）2 2 2 2 2 2 光伏儲能新增容量規模（GW）0.2 0.3 0.8 1.4 2.2 4.1 光伏儲能新

128、增能量規模（GWh）0.3 0.5 1.6 2.8 4.3 8.3 風電儲能新增容量規模（GW）0.4 0.5 1.1 1.9 3.0 6.0 風電儲能新增能量規模（GWh）0.8 0.9 2.2 3.8 6.0 12.0 發電側儲能新增容量規模（發電側儲能新增容量規模（GW）0.6 0.7 1.9 3.3 5.2 10.1 發電側儲能新增能量規模（發電側儲能新增能量規模（GWh）1.1 1.4 3.9 6.6 10.4 20.3 電網側電網側 可再生能源裝機存量（GW）930 930 930 930 930 930 可再生能源裝機增量（GW）130 112 150 170 195 220 存

129、量裝機儲能配置滲透率（%）0.8%1.0%2.2%3.5%5.5%8.0%增量裝機儲能配置滲透率（%）4%6%7%8%12%18%功率配置比例（%）3%3%3%3%3%3%配置時長（h）1 1 1 1 1 1 存量新增配儲需求（GW）0.3 0.6 1.4 2.6 6.1 13.4 增量新增配儲需求（GW）0.2 0.2 0.3 0.4 0.7 1.2 電網側儲能新增容量規模（電網側儲能新增容量規模（GW）0.4 0.8 1.7 3.0 6.8 14.6 電網側儲能新增能量規模（電網側儲能新增能量規模（GWh）0.4 0.8 1.7 3.0 6.8 14.6 用戶側用戶側 分布式光伏新增裝機容

130、量（GW）15.5 29.3 40.0 45.0 50.0 55.0 儲能配置滲透率（%）1.0%1.0%8.0%16.0%25.0%37.0%配置比例（%）90%90%90%90%90%90%配置時長（h）2 2 2 2 2 2 用戶側儲能新增容量規模（用戶側儲能新增容量規模（GW）0.1 0.3 2.9 6.5 11.3 18.3 用戶側儲能新增能量規模（用戶側儲能新增能量規模（GWh）0.3 0.5 5.8 13.0 22.5 36.6 5G 基站基站 新建 5G 基站數量（萬個）58 60 80 100 120 140 累計 5G 基站數量（萬個）72 132 212 312 432

131、572 單站功率（W）3000 3000 3000 3000 3000 3000 新建基站規模（GW）1.7 1.8 2.4 3.0 3.6 4.2 儲能配置滲透率（%）16%18%25%35%60%80%配置比例（%）100%100%100%100%100%100%配置時長（h）3 3.2 3.5 3.5 4 4 5G 基站儲能新增容量規模（基站儲能新增容量規模（GW）0.3 0.3 0.6 1.1 2.2 3.4 5G 基站儲能新增能量規模（基站儲能新增能量規模（GWh）0.8 1.0 2.1 3.7 8.6 13.4 其他輔助服務其他輔助服務 國內儲能新增容量規模（國內儲能新增容量規模（

132、GW）0.2 0.2 0.3 0.5 0.8 1.2 國內儲能新增能量規模（國內儲能新增能量規模（GWh）0.3 0.5 0.7 1.0 1.6 2.4 總計總計 國內儲能新增容量規模（國內儲能新增容量規模（GW）1.6 2.3 7.5 14.4 26.2 47.6 國內儲能新增能量規模（國內儲能新增能量規模（GWh）3.0 4.2 14.2 27.3 49.9 87.3 資料來源：國家能源局，CPIA，CWEA，GWEC，浙商證券研究所 4 儲能市場方興未艾，產業鏈競爭格局初顯儲能市場方興未艾，產業鏈競爭格局初顯 儲能產業鏈結構清晰，電池及變流器占據絕大部分價值量。儲能產業鏈結構清晰，電池及

133、變流器占據絕大部分價值量。儲能產業鏈上游系電池組原材料，中游是儲能核心設備，下游指儲能系統的安裝和運營。中游是儲能產業鏈的核心部分，包括電池組、PCS、BMS、系統集成商等。從價值量來看，電池組和 PCS 占據了儲能產業鏈中游的絕大部分，分別占比約 60%、20%，市場空間最為廣闊。圖36：儲能產業鏈 資料來源：前瞻產業研究院，浙商證券研究所 圖37：中國儲能電站成本結構圖 資料來源：陽光電源公告，前瞻產業研究院，浙商證券研究所 近幾年儲能市場格局變化明顯，未來預計有其他領域巨頭公司切入。近幾年儲能市場格局變化明顯，未來預計有其他領域巨頭公司切入。儲能產業鏈整體來看具備以下特點：1）市場尚處于

134、發展初期，競爭格局未定，兩年內各家廠商排名調整較大。2）儲能各環節均有對應的相類似的成熟市場，現有主要廠商大多是從成熟市場橫向擴展業務線切入儲能行業。3）縱向一體化延伸布局是國內儲能市場的大趨勢。60%20%10%5%5%電池PCSEMSBMS其他 圖38：儲能行業產業鏈全景圖 資料來源：各公司官網，浙商證券研究所 儲能系統成本下降空間較大儲能系統成本下降空間較大。儲能時長、項目規模、電池材料體系以及項目部署國家均是影響儲能項目成本的因素。根據 BNEF 數據，2020 年一個完成安裝的、4 小時電站級儲能系統的成本范圍為 235-446美元/千瓦時。截至 2020 年底，全球儲能系統成本約

135、299美元/kWh，其中電池成本占比 55%，BOS 成本占比 12%、PCS 成本占比 3%、EPC 成本占比 10%；預計至 2025 年、2030 年儲能系統成本分別有望下降至 209 美元/kWh、167 美元/kWh，相比2020 年下降幅度達到 30%、44%。圖39：2018-2030 年儲能系統成本下降趨勢（單位：美元/kWh）資料來源：BNEF，浙商證券研究所 300750.SZ寧德時代688063.SH派能科技600152.SH維科技術002837.SZ英維克002594.SZ比亞迪688819.SH天能股份301327.SZ華寶新能300990.SZ同飛股份300014.

136、SZ億緯鋰能688772.SH珠海冠宇600869.SH遠東股份002239.SZ奧特佳300207.SZ欣旺達002444.SZ巨星科技002733.SZ雄韜股份300499.SZ高瀾股份002074.SZ國軒高科002324.SZ普利特002866.SZ傳藝科技002454.SZ松芝股份300438.SZ鵬輝能源000049.SZ德賽電池300565.SZ科信技術301018.SZ申菱環境688226.SH威騰電氣002580.SZ圣陽股份300274.SZ陽光電源300827.SZ上能電氣688390.SH固德威300902.SZ國安達300763.SZ錦浪科技002139.SZ拓邦股份

137、603063.SH禾望電氣002960.SZ青鳥消防605117.SH德業股份002518.SZ科士達002335.SZ科華數據300693.SZ盛弘股份600522.SH中天科技300376.SZ易事特300648.SZ星云股份600995.SH南網儲能605286.SH同力日升688819.SH天能股份300068.SZ南都電源688248.SH南網科技002434.SZ萬里揚002518.SZ科士達300274.SZ陽光電源300712.SZ永福股份600379.SH寶光股份002169.SZ智光電氣688663.SH新風光002121.SZ科陸電子300490.SZ華自科技688517

138、.SH金冠電氣000035.SZ中國天楹集成商設備集成商設備供應商電芯PCS溫控設備消防設備01002003004002018201920202021202220232024202520262027202820292030Developer marginDeveloper overheadsEPC*System intergrator marginTransformerEnergy management systemPCSBalance of SystemBattery rack 4.1 儲能電池：產業鏈核心技術體現，磷酸鐵鋰滲透率有望提升儲能電池：產業鏈核心技術體現，磷酸鐵鋰滲透率有望提升

139、儲能電池是儲能系統核心技術所在，鋰離子電池系長期技術路線。儲能電池是儲能系統核心技術所在，鋰離子電池系長期技術路線。儲能電池在系統成本結構中占比達 60%，占據了價值鏈的主要部分。按技術路線儲能電池可分為鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池、液流電池等，其中鋰離子電池由于能量密度高、適用溫度范圍廣、使用壽命長等優勢成為市場主流，2000-2020 年累計裝機規模占比達到 92%。磷酸鐵鋰電池具高安全性、長壽命及低成本優勢，符合儲能領域要求。磷酸鐵鋰電池具高安全性、長壽命及低成本優勢，符合儲能領域要求。根據電池的正極化學物質不同，現行儲能領域應用較多的鋰離子電池有磷酸鐵鋰電池及三元鋰電池，前者以磷酸鐵

140、鋰為正極，后者以鎳鈷錳酸鋰或鎳鈷鋁酸鋰為正極。對比而言，磷酸鐵鋰電池熱穩定溫度范圍大、電池循環壽命長且原材料簡單易得，因此具有高安全性、長壽命及低成本等顯著優勢；三元電池則具有能量密度高這一核心優勢點。在動力電池領域，汽車空間有限因而三元電池的高能量密度能有效提升續航里程，而儲能領域放寬這一要求，凸顯了磷酸鐵鋰電池的安全性及成本優勢。表16：磷酸鐵鋰及三元電池性能對比（單位：Wh/kg，V）磷酸鐵鋰電池磷酸鐵鋰電池 三元電池三元電池 能量密度 140Wh/kg 240Wh/kg 額定電壓 3.2V 3.65V 安全性 分解溫度 700-800，熱穩定溫度 300以上，難以分解從而避免了連鎖反應

141、 分解溫度 200-300，熱穩定溫度 150-200，釋放氧氣從而進一步加劇反應 電池循環壽命 目前行業平均循環次數達 5500-6000 次，使用壽命可達 10 年左右，未來磷酸鐵鋰的循環次數會大幅提升 循環次數 20003000 次，使用壽命大約 6 年 抗低溫性能 冬季衰減 30%以上 冬季衰減不到 15%原材料成本 正極為磷酸鐵鋰，用鐵作為電池原料，且不含任何重金屬及稀有金屬，國內產業鏈穩定 正極為鎳鈷錳酸鋰或鎳鈷鋁酸鋰，受國際鈷、鋰價格影響較大 資料來源：功夫汽車，全國能源信息平臺，浙商證券研究所 鈉離子電池部分性能已具備一定優勢，但目前仍處于產業化初期。鈉離子電池部分性能已具備一

142、定優勢，但目前仍處于產業化初期。早在 20 世紀 70 年代，鈉離子電池概念便被提出，但目前仍處于產業化初期。2021 年 7 月，寧德時代發布第一代鈉離子電池。與鋰離子電池相比，鈉離子電池擁有四大優勢：一是鈉離子資源豐富且分布均勻，鈉的地殼元素含量排名第六，這就意味著在開發供應和成本方面，鈉有著一定的優勢；二是鈉離子化合物價格穩定且低廉；三是鈉離子電池電化學性能相對穩定，熱穩定性、循環性能、充電及低溫性能綜合實力較為均衡，更具安全性；四是在制造工藝方面，鈉離子電池可以與目前的鋰離子電池制造工藝和設備相兼容。但是目前鈉離子電池在能量密度以及循環次數上仍存在一定瓶頸。圖40：寧德時代第一代鈉離子

143、電池 圖41：寧德時代第一代鈉離子電池性能指標對比 資料來源：寧德時代官網，浙商證券研究所 資料來源：寧德時代官網，浙商證券研究所 動力廠商進軍儲能領域，市場格局調整明顯。動力廠商進軍儲能領域，市場格局調整明顯。一方面儲能電池對于能量密度及技術的要求低于動力電池，另一方面儲能電池生產普遍可直接沿用動力電池產線，因此動力電池廠商進入儲能電池領域具有天生優勢。2020 年各大動力電池廠商通過成立合資公司等方式布局儲能領域，對比 2018 年與 2020 年中國新增投運電化學儲能電池供應商情況，兩年內億緯動力、國軒高科、比亞迪等頭部動力電池廠商實現了市占率的大幅提升，寧德時代也從第二名一躍成為頗具領

144、先優勢的儲能電池出貨量第一。同時，由于儲能電池技術壁壘低于動力電池，預計未來競爭程度會更加激烈，市場格局在短期內仍存在大幅調整可能。圖42：2018 年中國新增投運電化學儲能電池提供商排名（單位：MWh）圖43：2020 年中國新增投運電化學儲能電池提供商排名（單位：MWh）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證券研究所 4.2 PCS：逆變器龍頭具技術優勢，產品逐步實現細分化：逆變器龍頭具技術優勢，產品逐步實現細分化 儲能變流器（儲能變流器（PCS）系儲能系統核心零部件，成本占比約）系儲能系統核心零部件，成本占比約 20%。儲能變流器（PCS）處于蓄電池組和電網之

145、間，實現電能的雙向轉換，放電時可以將蓄電池的直流電轉變為交流電輸送給電網，充電時可以將電網的交流電整流為直流電實現充電?，F行市場上 PCS 產品可分為單相 PCS 和三相 PCS，在裝置組成、系統電壓等方面均有所區別。不同應用場景對應不同功率等級的儲能變流器。不同應用場景對應不同功率等級的儲能變流器。戶用 PCS 多與戶用光伏配合使用，作為電量搬移、電費管理、應急電源等，對安規、ECM 及噪聲等要求較高，功率通常10kW（單相）；工商業 PCS 與分布式光伏發電結合，自發自用余電上網或削峰填谷利用峰谷電價差異獲利，部分用戶也用其擴容，多設計為可并聯擴展的標準功率單元，功率通常為 20/30，5

146、0/100kW（三相）；大功率集中式 PCS 采用大功率 IGBT 模塊設計的變流器，同功率下體積02004006008001,0000100200300400500600 可做到最小、變換效率相對較高、使用功率器件較少，系統可靠性得到保證，功率通常為200/500/1250kW（三相）；儲能電站用 PCS 系統方案一般采用 IGBT 模塊設計，變流器安裝到集裝箱內部，放置于室外，功率通常為 1200MW（三相）。PCS 市場集中度相對較高，競爭格局仍存變數。市場集中度相對較高，競爭格局仍存變數。以 2020 年中國新增投運電化學儲能項目的儲能變流器供應商來看，我國儲能變流器 CR3 約為 4

147、9%，2018 年 CR3 約為 48%，市場集中度相對較高且保持穩定。進一步從內部競爭排名來看，格局仍存在較大變數。2020年前三大供應商分別為陽光電源、科華、索英電氣，市占率分別為 20%、16%、13%，其中陽光電源及索英電氣在 2018 年市占率僅為 12%、3%，排名第五及第八，兩年內實現了市占率的快速提升，市場格局重新調整。圖45：2018 年中國新增投運電化學儲能變流器提供商市占率（單位：%）圖46：2020 年中國新增投運電化學儲能變流器提供商市占率（單位：%）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證券研究所 儲能變流器廠商多為原光伏逆變器制造商，光伏

148、逆變器龍頭有望實現產業鏈延伸。儲能變流器廠商多為原光伏逆變器制造商，光伏逆變器龍頭有望實現產業鏈延伸。儲能目前的發展階段與光伏具有高度關聯性，在技術原理及下游客戶上都有較高的重疊度，陽20%15%13%12%12%4%3%3%1%1%16%科華許繼昆蘭新能源科陸電子陽光電源中天科技盛弘股份索英電氣20%16%13%9%7%6%4%3%2%2%18%陽光電源科華索英電氣上能電氣南瑞繼保盛弘股份科陸電子許繼圖44：儲能變流器不同應用場景對應的功率等級 資料來源：infineon，浙商證券研究所 光電源、科華、上能電氣等現行的頭部儲能變流器廠商均同時布局光伏逆變器產品。但同時，中國光伏逆變器出貨量龍

149、頭與儲能變流器出貨量龍頭之間存在一定差異，如錦浪科技光伏逆變器全球市占率居前十但并未大幅度出貨儲能變流器?？紤]到儲能變流器廠商排行仍存在較大調整，其余光伏逆變器龍頭廠商有望發力布局儲能變流器，實現市占率提升。表17：2021 年全球各地光伏逆變器出貨量 top10 排行 全球全球 中國中國 亞太地區亞太地區 華為 華為 華為 陽光電源 陽光電源 陽光電源 古瑞瓦特 錦浪科技 錦浪科技 錦浪科技 古瑞瓦特 固德威 固德威 固德威 古瑞瓦特 SMA 上能電氣 上能電氣 Power Electronics 愛士惟 愛士惟 上能電氣 科華 科華 SolarEdge 正泰電源 TMEIC TMEIC S

150、ofarSolar SMA 資料來源：Wood Mackenzie，浙商證券研究所 產品大型化、細分化預計成儲能變流器未來發展趨勢。產品大型化、細分化預計成儲能變流器未來發展趨勢。隨著儲能電站容量不斷擴大，儲能變流器的功率也隨之升高。目前市場上 PCS 的主流功率包括 200kW、250kW、500kW、630kW，但自 2020 年起已有廠商推出 2-3MW 功率水平的產品?？脐戨娮?2020 年 5 月推出業界首個單機功率達 3MW 的儲能變流器，陽光電源現有并網交流輸出功率 3450kVA、3465kVA 級別的 PCS 產品，功率不斷提升。另一方面，不同應用場景對儲能變流器提出了不同的

151、要求，工商業用戶側要求靈活高效，調頻應用要求穩定可靠大容量，大型儲能電站用PCS 要求體積小利于集成。因此未來儲能變流器產品趨于多樣化，針對細分應用領域實現差異化。表18：各公司儲能變流器型號功率（單位：kW）3000kW 陽光電源 科華 索英電氣 上能電氣 盛弘股份 科陸電子 資料來源：各公司官網，浙商證券研究所 4.3 系統集成：競爭廠商眾多，第三方體系逐步建立系統集成：競爭廠商眾多，第三方體系逐步建立 系統集成提供一站式解決方案，上游廠商多向這一環節實現系統集成提供一站式解決方案，上游廠商多向這一環節實現業務延伸。業務延伸。系統集成是指按照客戶的要求，選擇合適的儲能技術和產品，將各個單元

152、組合起來，打造“一站式”解決方案?，F行儲能市場主要存在三類集成廠商，一類是全鏈發展模式，廠商包攬電池組、EPC等零部件的生產制造，并負責整合成為整體的解決方案。第二類是專業化集成模式，企業從外部采購零部件，專注于系統集成方案的設計和實施。第三類是轉型期廠商，即原本的電池或 EPC 廠商等向下游系統集成環節延伸。系統集成是對企業多維度綜合能力的考量。系統集成是對企業多維度綜合能力的考量。系統集成是一項較為龐雜的業務，不僅涉及到電化學、電力電子、IT、電網調度等諸多領域和技術，還要深度理解下游不同行業的應用場景。系統集成的重要性日益凸顯，需要同時具備四大能力：第一，不同應用場景對電池充放電倍率的要

153、求不同，要有識別電池性能的能力，綜合把握、甄選合作伙伴，做好供應鏈管理；第二，采購電芯后，在集成過程中實現高效率、低成本；第三，安全性，系統設計對于最大程度降低風險十分關鍵；第四，隨著定制化需求成為常態，如何建立高效的研發機制，考驗企業的組織架構和響應能力。圖47：一體化儲能集成系統 資料來源：陽光電源官網，浙商證券研究所 陽光電源與海博思創躍居第一梯隊，市場競爭格局快速調整。陽光電源與海博思創躍居第一梯隊，市場競爭格局快速調整。按照裝機功率規模來看，2020 年系統集成商中陽光電源與海博思創屬于第一梯隊，分別投運了 300.8MW 及 242.8MW。對比 2018 年的市場競爭格局，兩年內

154、系統集成環節的格局調整速度與其他環節相類似，兩年內陽光電源與海博思創從第二梯隊躍居第一梯隊，而原本領先的南都電源與科陸電子在2020 年已落后至第 7、8 名的位置，仍未出現確定性較強的龍頭企業。圖48：2018 年中國新增投運電化學儲能系統集成商排名（單位：MW）圖49：2020 年中國新增投運電化學儲能系統集成商排名（單位：MW）資料來源：CNESA，浙商證券研究所 資料來源：CNESA，浙商證券研究所 縱向一體化延伸成目前國內儲能市場大趨勢，第三方系統集成體系逐漸建立?？v向一體化延伸成目前國內儲能市場大趨勢，第三方系統集成體系逐漸建立。在系統集成領域，國內外市場體現出不同特征，國內上游廠

155、商爭相搶占系統集成環節份額，前十大系統集成商中大多都是由電池環節或 PCS 環節延伸過去。而海外系統集成環節主要由第三方專業系統集成公司負責，兩者的差異化主要原因系國內商業模式經濟性不高，還不能支撐獨立第三方集成商市場。長遠來看，系統集成環節技術壁壘較高，需要高度的理解和整合能力，因此資金或技術不夠成熟的廠商預計會逐漸退回專業設備供應商的位置，逐漸形成實力更強的第三方系統集成商體系。圖50：系統集成商布局情況 資料來源：BNEF，浙商證券研究所 020406080100120050100150200250300350 5 重點標的梳理重點標的梳理 表19：重點公司儲能業務布局 序號序號 代碼代

156、碼 簡稱簡稱 業務布局業務布局 所屬環節所屬環節 1 300274.SZ 陽光電源 儲能業務依托全球領先的新能源電源變換技術和一流的儲能系統集成技術，可提供儲能變流器、鋰電池、能量管理系統等儲能核心設備。PCS 2 300763.SZ 錦浪科技 公司現有 7 項與儲能逆變器相關的產品，已推出多種離網儲能新品機型，提供了離網儲能光伏系統應用解決方案，儲能逆變器的產能已達 1000 臺/天。PCS 3 688390.SH 固德威 公司擁有較齊全的儲能產品系列和能源解決方案，涵蓋單相、三相、高壓、低壓、直流耦合、交流耦合等全系逆變器和儲能電池產品。公司在原有光伏及儲能逆變器基礎之上，正積極加碼布局儲

157、能電池。PCS 4 603063.SH 禾望電氣 公司儲能產品涵蓋 PCS（AC/DC 型，DC/DC 型）、PCS 箱變一體機、EMS、戶外工商業儲能系統一體機、離網控制器等多種設備及相關系統。已經在發電側、電網側、用戶側等全部儲能應用場景批量應用。PCS 5 605117.SH 德業股份 公司主打低壓儲能逆變器，與高壓電池系統相比更加安全可靠，且可支持“智能負載”應用，并離網自動切換時間遠低于同業，交流耦合功能可輕松升級現有光伏系統。目前，開始布局工商業儲能場景。PCS 6 300827.SZ 上能電氣 公司儲能產品分為交流儲能變流器和直流儲能變流器，分別應用于發電側新能源并網和火電儲能聯

158、合調頻領域、電網側調頻調峰領域、用戶側工商業儲能、輔助分布式新能源并網領域及微電網領域和新建光伏電站及現有光伏電站升級改造。PCS 7 002335.SZ 科華數據 公司除銷售儲能變流器產品以外，還為客戶提供包括棄風棄電/計劃發電和電力調頻調壓系統在內的發電側儲能系統解決方案，以及商用和戶用型的用戶側儲能解決方案。在電網側，科華數能建設了國內首例采用儲能系統實現 9E 機組黑啟動的項目和首個百兆瓦級電網側分布式儲能示范工程。在用戶側，科華數能江蘇泰州 10MW/54.2MWh用戶側儲能項目是當時國內最大的用戶側儲能項目。PCS 8 300376.SZ 易事特 公司已研制開發出了全系列儲能變流器

159、產品、雙向直流變換器產品、儲能電站能量管理系統等核心關鍵產品，公司儲能核心產品包括全系列儲能變流器產品（50KW-1MW）、DC/DC 產品、能量管理監控系統軟件 EMS 系統、集裝箱式儲能系統產品、電池 PACK、BMS 產品等 PCS 9 002518.SZ 科士達 公司現有儲能產品包括：模塊化儲能變流器、集中式儲能變流器、第二代儲能系統能量管理及監控平臺、調峰調頻系統、大型集裝箱式儲能集成系統、光儲充系統、戶用儲能一體機方案等 PCS 10 300648.SZ 星云股份 公司開發儲能變流器（PCS）系列產品及智能電站控制系統，并與鋰電池、儲能行業頭部企業進行戰略合作向電力企業、充電運營商

160、等下游客戶推廣儲充檢一體化儲能電站系列產品。PCS 11 300750.SZ 寧德時代 公司儲能電池產品包括電芯、模組/電箱和電池柜等，可用于發電、輸配電和用電領域，涵蓋太陽能或風能發電儲能配套、工業企業儲能、商業樓宇及數據中心儲能、儲能充電站、通信基站后備電池、家用儲能等。儲能電池 12 002594.SZ 比亞迪 公司從 2008 年即開始布局儲能業務，產品可覆蓋從幾千瓦小型家庭儲能到吉瓦級的電網儲能解決方案。儲能電池 13 688063.SH 派能科技 公司的儲能電池系統生產工藝流程可以分為軟包電芯生產、電池管理系統生產以及電池系統組裝三個環節。儲能技術主要應用于電力系統以及在通信基站、

161、數據中心和UPS等領域作為備用電源。儲能系統產品主要為家用儲能電池系統和通信備電系統。儲能電池 14 301327.SZ 華寶新能 公司致力于鋰電池儲能類產品及其配套產品的研發、生產及銷售。主要產品為不同容量規格的便攜儲能產品及充電寶，以及可與便攜儲能產品配套使用的太陽能板及相關儲能電池 配件，可應用于戶外旅行、應急備災等場景。15 300014.SZ 億緯鋰能 公司大力布局儲能與動力電池建設，截至 2022 年，億緯鋰能至少披露了五個規模較大的動力儲能電池投資項目或建設項目，投資金額合計不低于 665.21 億元，涉及產能不低于 262.61GWh，合作方包括荊門市人民政府、成都管委會、云南

162、省玉溪高新技術產業開發區管理委員會、曲靖市人民政府及曲靖經濟技術開發區管理委員會、沈陽市政府及沈陽經開區管委會等。儲能電池 16 002324 普利特 2022 年公司通過現金重組收購海四達電源，布局儲能領域。公司針對海四達電源的規劃中，“年產 12GWh 方形鋰離子電池一期項目”和“年產 2GWh 高比能高安全動力鋰離子電池及電源系統二期項目”分別將于 2023 年 Q4 與 2022 年 Q4 建成投產。2022 年 9月，海四達電源中標約 7.64 億的儲能項目訂單 儲能電池 17 300207.SZ 欣旺達 公司致力于進一步擴大儲能電池規模，截至 2022 年 9 月，欣旺達已在惠州（

163、4GWh）、南京（30GWh）、南昌（50GWh）、棗莊（30GWh）、珠海（30GWh）、什邡（20GWh）、宜昌（20GWh）、義烏（50GWh）八地建設動力電池及儲能電池生產基地，合計產能規劃已達 234GWh。儲能電池 18 300438.SZ 鵬輝能源 目前儲能業務涵蓋儲能電芯、通信基站電池標準模塊、便攜式儲能箱、家用儲能一體機、大型儲能（含電池簇、儲能機柜、集裝箱儲能系統）等諸多產品，應用場景豐富。家庭儲能方面，公司業務面向 to B 端，主要供貨經銷商和集成商，現有客戶 SAJ、古瑞瓦特等，在手訂單充裕。便攜式儲能領域，客戶正浩科技貢獻大批量訂單。在通信儲能領域擁有優質大客戶中國

164、鐵塔、中國移動。大型儲能領域，與南方電網、陽光電源、天合光能等積極推進合作。儲能電池 19 002837.SZ 英維克 儲能溫控市場龍頭公司，進入儲能溫控時間最早。自身業務覆蓋面廣多，除了儲能領域，還涉及數據中心、通信行業。由于海外占比較高，故利潤率高于行業其他公司。溫控設備 20 300990.SZ 同飛股份 工業溫控背景，近年大力拓展儲能溫控領域，下游大客戶包括陽光電源。溫控設備 21 600995.SH 南網儲能 公司深耕抽水蓄能和電網側獨立儲能業務領域，高質量服務構建新型電力系統。目前運營管理 7 座抽水蓄能電站、4 座電化學獨立儲能站、2 座調峰水電站，正建設 4 座抽水蓄能電站和

165、3 座電化學儲能站。集成商 22 688248.SH 南網科技 公司主要開展電網、電源、用戶側大型儲能項目的 EPC 建設及儲開發、系統集成及技術服務工作，是南網體系儲能項目核心承建平臺。目前，正在加速布局儲能，正式開啟了系統集成業務，構建涉及儲能電池 PACK 和系統集成、項目開發和 EPC 建設的全方位發展布局。集成商 23 002169.SZ 智光電氣 公司主攻高壓級聯型儲能系統，光高壓級聯型儲能系統的運行業績達 300MWh。目前，公司 1.5GWh 儲能系統集成產線項目一期已進入施工階段，預計年底實現投產。集成商 24 688819.SH 天能股份 公司明確切入儲能賽道的戰略目標，與

166、法國帥得福成立合資子公司并簽訂雙排他協議，進軍歐洲戶儲工商業儲能市場。國內通過工業園區釋放項目推進工商業地面大儲業務。公司 2025 年儲能產能有望達 30GWh。集成商 25 300068.SZ 南都電源 公司在儲能業務方面布局了新型電力儲能、工業儲能和戶用儲能等領域。目前，公司與大型 EPC 工程方、能源開發商及設備集成商等深入戰略合作，形成了 0.2C-5C 五大系統解決方案，覆蓋容量型、功率型、混合型和能量型應用。集成商 資料來源：公司公告，浙商證券研究所 表20：重點公司盈利預測與估值 代碼代碼 簡稱簡稱 最新收盤價最新收盤價 總市值總市值 EPS（元（元/股）股）PE 2022/1

167、0/12（億元）21A 22E 23E 24E 21A 22E 23E 24E 300274.SZ 陽光電源 126.00 1,871 1.07 1.99 3.39 4.52 118 63 37 28 300763.SZ 錦浪科技 204.61 772 1.91 2.77 5.16 7.44 107 74 40 27 688390.SH 固德威 314.97 388 3.18 4.02 8.46 13.49 99 78 37 23 603063.SH 禾望電氣 27.73 122 0.64 0.88 1.27 1.71 43 32 22 16 605117.SH 德業股份 419.50 1,0

168、02 3.39 4.69 7.86 11.42 124 89 53 37 300827.SZ 上能電氣 50.40 120 0.45 0.67 1.58 2.61 113 75 32 19 002335.SZ 科華數據 46.91 217 0.95 1.09 1.44 1.82 49 43 33 26 300376.SZ 易事特 6.93 161 0.22 31 002518.SZ 科士達 48.93 285 0.64 0.87 1.15 1.43 76 57 43 34 300648.SZ 星云股份 36.84 54 0.51 1.02 1.64 2.50 72 36 22 15 30075

169、0.SZ 寧德時代 437.83 10,685 6.84 11.00 17.42 23.66 64 40 25 19 002594.SZ 比亞迪 262.34 6,696 1.05 3.42 6.23 8.96 251 77 42 29 688063.SH 派能科技 388.00 601 2.04 4.96 10.98 15.39 190 78 35 25 301327.SZ 華寶新能 279.00 268 3.91 3.97 7.17 10.37 71 70 39 27 300014.SZ 億緯鋰能 93.13 1,768 1.53 1.71 3.30 4.94 61 55 28 19 00

170、2324.SZ 普利特 15.67 159 0.02 0.22 0.56 0.86 670 71 28 18 300207.SZ 欣旺達 24.65 424 0.53 0.71 1.43 1.89 46 35 17 13 300438.SZ 鵬輝能源 74.74 345 0.42 1.40 2.39 3.45 178 53 31 22 002837.SZ 英維克 36.39 158 0.61 0.58 0.81 1.08 59 63 45 34 300990.SZ 同飛股份 111.00 104 2.31 1.66 2.83 4.10 48 67 39 27 600995.SH 南網儲能 14

171、.79 379 0.03 0.05 0.05 0.06 450 317 271 229 688248.SH 南網科技 58.50 330 0.25 0.37 0.77 1.14 231 160 76 51 002169.SZ 智光電氣 8.87 70 0.43-0.06 0.27 0.55 21-140 33 16 688819.SH 天能股份 37.10 330 1.41 2.01 2.58 3.43 26 18 14 11 300068.SZ 南都電源 22.11 191-1.58 0.80 1.12 1.65-14 28 20 13 平均值平均值 134 64 44 33 資料來源：Wind，浙商證券研究所