大儲行業深度報告：征程萬里風正勁奮楫揚帆破浪行-20221129（58頁）.pdf

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1、有 征程萬里風正勁，奮楫揚帆破浪行 Table_CoverStock 大儲行業深度報告 Table_ReportDate2022 年 11 月 29 日 武浩 電新行業首席分析師 曾一赟 電新行業研究助理 S1500520090001 010-83326711 15919166181 Table_CoverReportList 相關研究 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 2 證券研究報告 行業研究 Table_ReportType 行業深度報告 Table_StockAndRank 電力設備電力設備 投資評級投資評級 看好看好 上次評級上次評級 看好看好 武浩 電新行業首席分析師

2、 執業編號：S1500520090001 聯系電話：010-83326711 郵 箱： 曾一赟 電新行業研究助理 聯系電話：15919166181 郵 箱： 信達證券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城區鬧市口大街9號院1號樓 郵編：100031 Table_Title 征程萬里風正勁，奮楫揚帆破浪行征程萬里風正勁，奮楫揚帆破浪行 Table_ReportDate 2022 年 11 月 29 日 本期內容提要本期內容提要:Table_Summary 新型電力系統建設推進，大儲黃金賽道正起步。新型電力系統建設推進，大儲黃金賽道正起步。全球各國落地“雙碳”戰

3、略規劃，能源轉型迎來關鍵節點，隨著新能源發電/裝機占比提升，新型電力系統建設加速推進。儲能可以解決新能源發展帶來的系統問題：發/用電的時間錯配、優化電能質量，保障電網安全。因此儲能在電力系統中具有剛性需求。從儲能類型來看，抽水蓄能目前為儲能主體，但電化學儲能具有性能優勢，更適合新型電力系統，而且受益新能源車產業鏈快速發展，因此電化學儲能為當下最優解。我國新型儲能 2021 年累計裝機5.73GW，同比增長 75%，但儲能占風光總裝機的比例僅為 0.9%，滲透率較低，大儲是我國主要儲能類型，主要應用在電源側、電網側，大儲的黃金賽道正起步，未來市場空間廣闊。國內大儲整體經濟性承壓，獨立儲能有望走出

4、商業模式國內大儲整體經濟性承壓，獨立儲能有望走出商業模式。大儲經濟性是發展的核心，我們測算了各個應用場景的儲能收益率：1）風光配儲是政策強配壓力下的新能源成本項風光配儲是政策強配壓力下的新能源成本項。目前全國新能源消納壓力呈現區域分化的態勢，配儲比例一般為 10-20%，風光配儲收益模式單一，來自于提升消納率，增加發電并網收入。我們測算得到風光配儲整體拉低風光項目IRR接近1.1pct。共享儲能成為新能源配儲的折中方案，我們測算得到租賃共享儲能的情況下，風電項目 IRR 下降0.1pct，光伏項目下降 0.9pct 2）工商業儲能的峰谷價差敏感性高，關注相關政策落地工商業儲能的峰谷價差敏感性高

5、，關注相關政策落地。工商業儲能的收益模式為峰谷價差套利和增加光伏自用比例，我們測算工商業儲能的內部收益率為 5.3%。工商業儲能對峰谷價差的敏感性極高，擴大峰谷價差可以有效刺激工商業儲能積極性：峰谷價差提升5pct，IRR提升約 4.1pct。3）調頻儲能的經濟性不穩定，先發者受益調頻儲能的經濟性不穩定，先發者受益。調頻儲能的收益主要來自容量補償和里程補償，其中政策決定容量補償，市場格局決定里程補償：里程補償的核心在于里程出清價格和K值，里程出清價格由調頻市場需求以及參與企業決定，K 值的數值由機組在整個調頻市場的相對位置決定。我們測算得到調頻儲能的收益率有望達到 8.2%。調頻儲能內部收益率

6、對K值、里程價格敏感性極高，市場先發者受益。目前新市場逐步開啟，未來關注完善市場的相關政策落地。4）獨立儲能的收益模式多元化，投資積極性增加獨立儲能的收益模式多元化，投資積極性增加。目前獨立儲能已實行的多種收益模式，我們測算得到獨立儲能的收益率為 6.7%，單位裝機投資下降 0.1 元/Wh，內部收益率增加約 4pct；調峰服務價格上升 0.05元/kWh，IRR提升約4pct；容量租賃價格提升 30元/KW*年，IRR提升約 3pct。商業模式推動下獨立儲能投資積極性顯著提升，獨立儲能整體大型化發展。國內大儲未來增長可期，明年或為國內大儲未來增長可期，明年或為高增高增啟動元年啟動元年。1）政

7、策持續發力，具有實際效益的利好政策頻出，刺激大儲增長。2）成本處于下行通道，儲能經濟性有望提升。明年碳酸鋰擴產增速高于電動車行業增速，碳酸鋰價格有望回落，有望帶動電芯價格下降。若電芯價格下降至 0.83 元/Wh，我們測算得到獨立儲能 IRR 有望提升至 10.2%。政策面與基本面共振，國內大儲 前 景 廣 闊，我 們 測 算 得 到 我 國2023 年 儲 能 新 增 裝 機 為13.97GW/26.85GWh，同 比 增 長123.3%，2025 年 新 增 裝 機 為 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 3 53.73GW/109.64GWh，21-25 年 CAGR 為 1

8、19%。海外大儲政策海外大儲政策+市場化推進，全球儲能市場揚帆起航市場化推進，全球儲能市場揚帆起航。海外新能源發展步伐領先，海外大儲市場主要為歐美，儲能類型仍是電化學儲能。美國方面，國家、各州補貼政策持續發力，驅動大儲市場發展，美國儲能結構主要以電網側公用儲能為主，多數用于調頻服務。歐洲方面，歐洲大儲發展的動力主要來自商業模式成熟，收入來源廣泛，以歐洲大儲的主要市場英國為例，英國政策主要注重技術迭代、商業模式、市場構建與創新，儲能市場分為頻率響應、備用、套利三大類，收益來源超 10 種。中美歐三國政策不斷加碼，儲能經濟性有望不斷提升，儲能發展空間廣闊，我們測算得到全球 2023 年新增裝機為

9、122.46GWh，2025 年新增裝機 327.22GWh，21-25 年復合增速為 89.5%?？春脙δ墚a業鏈的集成商以及電池環節?？春脙δ墚a業鏈的集成商以及電池環節。1）電池環節價值量最高，競爭格局集中，寧德時代龍頭優勢明顯；2）PCS 環節市場集中度高，企業專注差異化市場；3）其他環節逐步滲透集成商環節。獨立儲能壁壘更高，高壓級聯具有性能優勢，有望成為行業趨勢，看好獨立儲能集成商企業。海外大儲電池環節政策面承壓，集成商企業安全邊際更高。投資建議：投資建議：1）國內市場方面，國內市場方面，推薦儲能產業鏈價值量最高的電池環節頭部企業：寧德時代、億緯鋰能寧德時代、億緯鋰能、比亞迪比亞迪，建議

10、關注鵬輝能源、天能股份、鵬輝能源、天能股份、國軒高科國軒高科；建議關注儲能主要設備并有望整合產業鏈的 PCS 環節：上能電上能電氣、盛弘股份、科華數據、科陸電子（家電組標的）氣、盛弘股份、科華數據、科陸電子（家電組標的）；建議關注大儲集成商企業：金盤科技、南網科技、四方股份、南都電源、思源電氣金盤科技、南網科技、四方股份、南都電源、思源電氣。2）海海外市場方面，外市場方面，建議關注海外占比較高的集成商及 PCS 企業：陽光電源、科陽光電源、科士達士達。3）另外建議關注儲能行業高增的小而美的賽道：溫控系統如高瀾股高瀾股份、同飛股份、三花智控（家電組標的）、英維克份、同飛股份、三花智控（家電組標的

11、）、英維克；消防系統如青鳥消青鳥消防、國安達防、國安達。風險因素：風險因素：政策落地不及預期、疫情反復影響新能源建設進度、原材料價格上漲帶來成本上升、行業競爭加劇等 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 4 目 錄 投資邏輯投資邏輯.6 一、新型電力系統建設推進，大儲黃金賽道正起步一、新型電力系統建設推進，大儲黃金賽道正起步.7 1.1 能源轉型迎來關鍵節點，新型電力系統建設加速推進能源轉型迎來關鍵節點，新型電力系統建設加速推進.7 1.2 儲能具有剛性需求，新型儲能黃金賽道正起步儲能具有剛性需求，新型儲能黃金賽道正起步.8 1.3 大儲是我國主要儲能類型，主要應用在電源側、電網側大

12、儲是我國主要儲能類型，主要應用在電源側、電網側.11 二、國內大儲整體經濟性承壓，獨立儲能有望走出商業模式二、國內大儲整體經濟性承壓，獨立儲能有望走出商業模式.12 2.1 風光配儲：政策強配壓力下的新能源成本項風光配儲：政策強配壓力下的新能源成本項.12 2.2 工商業儲能：峰谷價差敏感性高，關注相關政策落地工商業儲能：峰谷價差敏感性高，關注相關政策落地.18 2.3 調頻儲能：經濟性不穩定，先發者受益調頻儲能：經濟性不穩定，先發者受益.20 2.4 獨立儲能：收益模式多元化，投資積極性增加獨立儲能：收益模式多元化，投資積極性增加.25 三、國內大儲未來增長可期，明年或為高增啟動元年三、國內

13、大儲未來增長可期，明年或為高增啟動元年.30 3.1 利好政策頻出，刺激大儲增長利好政策頻出，刺激大儲增長.30 3.2 成本處于下行通道，儲能經濟性有望提升成本處于下行通道，儲能經濟性有望提升.34 3.3 政策面與基本面共振，國內大儲前景廣闊政策面與基本面共振，國內大儲前景廣闊.35 四、海外大儲政策四、海外大儲政策+市場化推進，全球儲能市場揚帆起航市場化推進，全球儲能市場揚帆起航.38 4.1 海外新能源發展步伐領先，海外大儲市場主要為歐美海外新能源發展步伐領先，海外大儲市場主要為歐美.38 4.2 美國大儲市場政策推動，歐洲大儲商業模式完善美國大儲市場政策推動，歐洲大儲商業模式完善.3

14、9 4.2.1 美國：政策持續發力，大儲市場如火如荼美國：政策持續發力，大儲市場如火如荼.39 4.2.2 歐洲：完善的商業模式，推動大儲市場化發展歐洲：完善的商業模式，推動大儲市場化發展.41 4.3 全球儲能市場空間廣闊全球儲能市場空間廣闊.43 五、看好儲能產業鏈的集成商以及電池環節五、看好儲能產業鏈的集成商以及電池環節.46 5.1 儲能產業鏈集中度較高，儲能產業鏈集中度較高，PCS 環節具有產業鏈整合趨勢環節具有產業鏈整合趨勢.46 5.2 獨立儲能壁壘更高，高壓級聯有望成為行業趨勢獨立儲能壁壘更高，高壓級聯有望成為行業趨勢.49 5.3 海外大儲電池環節政策面承壓，集成商企業安全邊

15、際更高海外大儲電池環節政策面承壓，集成商企業安全邊際更高.51 六、投資建議六、投資建議.53 七、風險因素七、風險因素.55 表 目 錄 表 1：各省上網電價、工商業用電電價、峰谷價差情況.18 表 2：“隔墻售電”相關政策梳理.20 表 3：各省 AGC 補償計算規則梳理.22 表 4：獨立儲能相關政策梳理.26 表 5：關鍵節點具有實際效益的儲能相關政策梳理.30 表 6：近期重點儲能相關政策梳理.32 表 7：碳酸鋰價格變化帶來的儲能成本以及 IRR 變化.35 表 8：國內儲能需求測算.37 表 9：美國儲能相關政策梳理.40 表 10：英國儲能相關政策梳理.42 表 11：英國儲能

16、相關政策梳理.43 表 12：全球各國儲能市場空間測算.44 表 13：國家級接入電網標準以及電化學儲能設計規范.50 表 14：獨立儲能不同技術特點.50 表 15：海內外大儲相關標的情況.54 圖 目 錄 圖 1：世界各國宣布“雙碳”戰略.7 圖 2：我國發電量結構（億千瓦時）.7 圖 3：我國裝機結構（萬千瓦）.7 圖 4：儲能技術推動能源轉型.8 圖 5：我國光伏新增裝機預測（GW）.9 圖 6：我國風電新增裝機預測（GW）.9 圖 7：2021 年全球各類型儲能裝機占比.9 圖 8：2021 年我國各類型儲能裝機占比.9 圖 9：各儲能資源特點以及靈活性提升特點.10 圖 10：全球

17、新型儲能累計裝機（GW）.11 圖 11：中國新型儲能累計裝機（GW）.11 圖 12：儲能應用場景分類.11 圖 13：2021 年我國儲能應用場景占比.11 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 5 圖 14：全國棄光率情況（%）.12 圖 15：全國棄風率情況（%）.12 圖 16：2021 年各地區新能源棄電率.13 圖 17：2021 年三北地區棄風率、棄光率.13 圖 18：部分省份 2021 年風電光伏配儲比例（部分省份為一個范圍，選取平均值）.13 圖 19：風光配儲收益模式.14 圖 20：風電光伏配儲/不配儲 IRR 測算表.15 圖 21：風光配儲自建儲能 IR

18、R 以及敏感性分析測算結果.16 圖 22：2022 年 10 月兩小時儲能 EPC 報價情況.16 圖 23：獨立共享儲能模式.17 圖 24：風光項目租賃共享儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果.17 圖 25：工商業儲能收益模式.18 圖 26：工商業儲能收益以及敏感性分析.19 圖 27：工商業儲能收益以及敏感性分析.20 圖 28：電網調頻過程.21 圖 29：火電調頻過程.21 圖 30：廣東某實際電站安裝儲能后的調頻性能指標對比.22 圖 31：調頻儲能 IRR 測算結果.23 圖 32：調頻儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果.24 圖 33：2019-2021 年廣東 AGC

19、 調頻里程月均里程補償情況.25 圖 34：2021 年各地新增儲能調頻項目情況.25 圖 35：獨立儲能收益模式情況.27 圖 36：獨立儲能 IRR 測算結果.27 圖 37：獨立儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果.28 圖 38：2021 年中國投運、在建/規劃中的儲能項目總裝機（GW）.29 圖 39：2021 年中國投運、在建/規劃中的儲能項目總數量（個）.29 圖 40：中國新型儲能市場區域分布情況.30 圖 41：2022 年已啟動獨立儲能項目（GWh）.33 圖 42：2022 年完成招投標的央企集采規模（GWh）.33 圖 43：2022 年至今已完成儲能設備/EPC 招標

20、的儲能項目月度情況.33 圖 44：2022 年儲能電站成本構成.34 圖 45：電池級碳酸鋰價格（萬元/噸）.35 圖 46：2022 年電芯成本拆分.35 圖 47：2021 年全球新型儲能新增裝機（MW）.38 圖 48：2021 年各國新能源發電量占比.38 圖 49：歐洲風電光伏裝機有望加速.39 圖 50：最大儲能時長要求與新能源并網要求正相關.39 圖 51：2021 年各國家單位面積用電量情況.39 圖 52：各國家累計儲能裝機情況以及電網側、輔助服務占比.39 圖 53：美國各州儲能遠期規劃.41 圖 54：2021-2022H1 美國儲能裝機季度結構（GWh）.41 圖 5

21、5：2016-2020 年美國公用儲能電站應用場景.41 圖 56：歐洲電網側儲能累計裝機情況.42 圖 57：儲能上下游產業鏈.46 圖 58：儲能系統內部結構以及運作方式.47 圖 59：2021 年全球儲能電池競爭格局.47 圖 60：2021 年中國儲能電池競爭格局.47 圖 61：2021 年全球 PCS 競爭格局.48 圖 62：2021 年中國 PCS 競爭格局.48 圖 63：各企業 2021 年海外 PCS 出貨量（MW）以及海外出貨占比.48 圖 64：2021 年全球集成商海外市場出貨量(MWh）.49 圖 65：2021 年中國儲能集成商國內出貨量(MWh）.49 圖

22、66：2021 年全球集成商海外市場出貨量(MWh）.51 圖 67：2021 年中國儲能集成商國內出貨量(MWh）.51 圖 68：全球儲能新增裝機量(GWh)以及美國新增裝機占比.52 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 6 投資邏輯投資邏輯 能源轉型進入關鍵節點，新型儲能可以有效解決新能源發電帶來的電力系統問題，具有剛性需求。我們梳理我國、海外大儲發展情況：1）目前我國各種應用場景的儲能經濟性承壓，但往明年看，國內儲能具有實際利益推動作用的政策頻頻出臺，商業模式逐漸完善，已啟動項目或備案項目大幅增長，原材料成本壓力有望降低等多方面因素共振，明年或為大儲高增的關鍵節點，未來需求

23、空間廣闊，儲能產業鏈相關環節深度受益。2）海外大儲市場主要為美國、歐洲市場，美國補貼政策力度較強，未來將持續，歐洲商業模式完善，未來儲能有望得到長足穩定發展，全球儲能行業揚帆起航，未來空間廣闊。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 7 一、新型電力系統建設推進，大儲黃金賽道正起步一、新型電力系統建設推進，大儲黃金賽道正起步 1.1 能源轉型迎來關鍵節點，新型電力系統建設加速推進能源轉型迎來關鍵節點，新型電力系統建設加速推進 全球各國落地“雙碳”戰略規劃，能源轉型迎來關鍵節點。全球各國落地“雙碳”戰略規劃，能源轉型迎來關鍵節點。氣候問題成為全球關注焦點，其中巴黎協定確定了應對氣候變化的

24、長期目標是將全球平均氣溫較前工業化時期上升幅度控制在 1.5 攝氏度以內，并努力將溫度上升幅度限制在 2攝氏度以內。目前已經有超過70 個國家宣布加入“雙碳”目標實施計劃?！半p碳”戰略目標促進能源加速轉型，全球的能源消費結構將在未來逐步從傳統化石能源為主轉為以新能源為主。圖圖 1：世界各國宣布“雙碳”戰略世界各國宣布“雙碳”戰略 資料來源：Automds綠色合規專家 信達證券研發中心 新能源發電新能源發電/裝機占比提升，新型電力系統建設加速推進。裝機占比提升，新型電力系統建設加速推進。新能源發電、裝機占比都有較大程度的提升，隨著“雙碳”政策的積極推動，新能源占比加速上行。發電量方面，截至202

25、1年，我國總發電量為 8.4萬億千瓦時，其中風電光伏發電占比 11.7%，較 2015年提升了 7.8pct。發電裝機方面，截至 2021 年底，我國累計發電裝機容量 23.8 億千瓦，其中風電光伏裝機占比達到 27%，較 2015 年提升了 15pct。風光裝機到并網發電具有一定的時間差，目前的風光累計占比和發電占比相差較大，我們預計未來 2 年發電占比將大幅提升，因此適配新能源電源的新型電力系統建設將加速推進。圖圖 2：我國發電量結構（億千瓦時）我國發電量結構（億千瓦時）圖圖 3：我國裝機結構（萬千瓦）我國裝機結構（萬千瓦）資料來源：Wind，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，信達證券研

26、發中心 進展情況進展情況 國家國家 已實現 蘇里南、不丹 已立法 德國、瑞典、歐盟、日本、英國、法國、加拿大、韓國、西班牙、丹麥、新西蘭、匈牙利、盧森堡 立法中 愛爾蘭、智利、斐濟 在政策宣示文件中 芬蘭、奧地利、冰島、美國、南非、意大利、巴西、澳大利亞、瑞士、阿根廷、泰國、挪威、阿聯酋、以色列、馬來西亞、哥倫比亞、越南、葡萄牙、斯洛伐克、多米尼加共和國、巴拿馬、哥斯達黎加、烏拉圭、斯洛文尼亞、拉脫維亞、尼泊爾、老撾、牙買加、納米比亞、毛里求斯、摩納哥、馬拉維、馬爾代夫、巴巴多斯、安道爾、佛得角、塞舌爾、所羅門群島、格林納達、梵蒂岡、馬紹爾群島、瑙魯島、土耳其、中國、俄羅斯、印度尼西亞、沙特阿

27、拉伯、尼日利亞、哈薩克斯坦、烏克蘭、斯里蘭卡、巴林、印度 目標討論中 墨西哥、荷蘭、比利時、巴基斯坦、孟加拉共和國、捷克、羅馬尼亞、秘魯、希臘、厄瓜多爾、安哥拉、埃塞俄比亞、緬甸、克羅地亞、保加利亞、坦桑尼亞、黎巴嫩、立陶宛、剛果民主共和國、蘇丹、愛沙尼亞、烏干達、也門、贊比亞、塞浦路斯、柬埔寨、塞內加爾、特立尼達和多巴哥、巴布亞新幾內亞、阿富汗、馬里、莫桑比克、馬耳他、布基納法索、馬達加斯加、尼加拉瓜、亞美尼亞、巴哈馬群島、南蘇丹、乍得、幾內亞、貝寧、海地、盧旺達、尼日爾、多哥、毛利塔尼亞、索馬里、塞拉利昂、圭亞那、利比里亞、布隆迪、吉布提、萊索托、東帝汶、厄立特里亞、中非共和國、伯利茲、圣

28、盧西亞島、安提瓜和巴布達、岡比亞、幾內亞比紹共和國、科摩羅、圣基茨和尼維斯、瓦努阿圖、薩摩亞、圣文森特和格林納丁斯、多米尼加、庫克群島、湯加、密克羅尼西亞、圣多美和普林西比、帕勞、基里巴斯、圖瓦盧、紐埃 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%0.0010,000.0020,000.0030,000.0040,000.0050,000.0060,000.0070,000.0080,000.0090,000.002009201020112012201320142015201620172018201920202021發電量:太陽能發電發電量:風電發電量:核電發電量:火

29、電發電量:水電風光占比0%5%10%15%20%25%30%050000100000150000200000250000水電火電核電風電太陽能發電風光裝機占比 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 8 1.2 儲能具有剛性需求，新型儲能黃金賽道正起步儲能具有剛性需求，新型儲能黃金賽道正起步 儲能是解決新能源發展帶來的系統問題的“良方”。儲能是解決新能源發展帶來的系統問題的“良方”。儲能可以解決新能源將帶來的兩個主要系統問題：1）發）發/用電的時間錯配用電的時間錯配。發/用電的時間錯配是因為電源發電即發即用，而風電一般凌晨大發，光伏中午大發，用戶側用電高峰主要集中在上午和晚上，因此發/

30、用電天然不匹配。而儲能可以在發電高峰充電，用電高峰放電，解決時間錯配的問題。2）優化電能）優化電能質量，保障電網安全質量，保障電網安全。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。新能源發電受天氣影響，短時波動較大，進而影響電網頻率，并且隨著新能源容量的提升，電力系統承受的頻率波動范圍越小，而儲能是解決頻率波動問題的有效方式之一。因此儲能在電力系統中具有剛性需求因此儲能在電力系統中具有剛性需求。圖圖 4：儲能技術推動能源轉型儲能技術推動能源轉型 資料來源：中國電力圓桌項目，信達證券研發中心 新能源建設持續快速推進，儲能建設迫在眉睫。新能源建

31、設持續快速推進，儲能建設迫在眉睫。新能源發電量滯后新能源裝機，目前處于新能源大規模并網，提升新能源發電量占比的關鍵節點。另外新能源建設也在快速推進，我們預計 2023 年光伏裝機有望達到 126GW（YOY+40%），風電裝機有望達到 63GW（YOY+12%），2025年光伏裝機有望達到 210GW，21-25年CAGR為 40%，2025年風電新增裝機有望達到 77GW，21-25 年 CAGR 為 13%。新能源建設持續快速推進背景下，儲能的剛性需求凸顯，儲能建設迫在眉睫。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 9 圖圖 5：我國光伏新增裝機預測（我國光伏新增裝機預測（GW）圖圖

32、 6：我國風電新增裝機預測（我國風電新增裝機預測（GW）資料來源：Wind，中國光伏行業協會，信達證券研發中心預測 資料來源：Wind，GWEC，信達證券研發中心預測 抽水蓄能目前為儲能主體，但受到地理位置、響應時間限制。抽水蓄能目前為儲能主體，但受到地理位置、響應時間限制。從儲能結構上來看，全球儲能和我國儲能結構都是以抽水蓄能為主，2021 年占比分別為 86.2%/86.3%。抽水蓄能發展時間較久，產業鏈也較為成熟，但有一定的劣勢：1）受到地理位置限制）受到地理位置限制，抽水蓄能需要考慮水資源的位置以及建設地點的選??；2）響應時間長）響應時間長，無法滿足新能源短時變化的要求。抽水蓄能將水勢

33、能轉為機械能再轉為電能，機組的啟動一般需要時間，爬坡速率為 10-50%。圖圖 7：2021 年全球各類型儲能裝機占比年全球各類型儲能裝機占比 資料來源:CNESA，信達證券研發中心 圖圖 8：2021 年我國各類型儲能裝機占比年我國各類型儲能裝機占比 資料來源:CNESA，信達證券研發中心 受益新能源車產業鏈快速發展，電化學儲能為當下最優解受益新能源車產業鏈快速發展，電化學儲能為當下最優解。從性能方面看，電化學儲能具有爬坡速率高（100%Pn/min）、啟停時間短、可做供需雙向調節、調節速率快等優勢；從產業鏈成熟度看，火電靈活性改造、抽水蓄能產業鏈最為成熟，電化學產業鏈受益新能源車發展，目前

34、較為成熟，而綠氫、核電整體處于發展初期。產業鏈的發展程度決定行業的成本，綜合性能、產業鏈情況，我們認為電化學儲能為現在新型電力系統的發展的最優解。0%10%20%30%40%50%60%70%0.0050.00100.00150.00200.00250.00202020212022E2023E2024E2025E中國光伏新增裝機(GW)YOY-50%0%50%100%150%200%250%0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0202020212022E2023E2024E2025E風電新增裝機（GW）YOY抽水蓄能熔融鹽儲熱鋰離子電池鈉硫電池鉛蓄電池液

35、流電池壓縮空氣儲能飛輪儲能其他抽水蓄能熔融鹽儲熱鋰離子電池超級電容鉛蓄電池液流電池壓縮空氣儲能飛輪儲能其他 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 10 圖圖 9：各儲能資源特點以及靈活性提升特點各儲能資源特點以及靈活性提升特點 資料來源：中國電力圓桌項目，信達證券研發中心 新型儲能裝機快速增長，黃金賽道正起步新型儲能裝機快速增長，黃金賽道正起步。全球新型儲能市場來看，2021 年累計裝機25.4GW，同比增長 68%。按配儲 2 小時測算，對應 21 年儲能累計裝機量約 50GWh；中國新型儲能市場來看，2021 年累計裝機 5.73GW，同比增長 75%。按配儲 2 小時測算，對應

36、 21 年儲能累計裝機量約 10GWh。21 年風光累計裝機 635GW，我國儲能占風光裝機比為 0.9%，滲透率較低，黃金賽道正起步，未來市場空間廣闊。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 11 圖圖 10：全球新型儲能累計裝機（全球新型儲能累計裝機（GW）圖圖 11：中國新型儲能累計裝機（中國新型儲能累計裝機（GW）資料來源：CNESA，信達證券研發中心 資料來源：CNESA，信達證券研發中心 1.3 大儲是我國主要儲能類型，主要應用在電源側、電網側大儲是我國主要儲能類型，主要應用在電源側、電網側 儲能應用場景可以分為電源側、電網側、用戶側儲能應用場景可以分為電源側、電網側、用戶

37、側。其中，電源側儲能（占比電源側儲能（占比 41%）作用為支持可再生能源并網、輔助服務、大容量能源服務，儲能接入位置為儲能+常規機組、風光儲、風儲、光儲；電網側儲能（占比電網側儲能（占比 35%）作用為支持可再生能源并網、輔助服務、輸電基礎設施服務、大容量能源服務、配電基礎設施服務，儲能接入位置為獨立儲能、變電站；用戶側儲能（占比用戶側儲能（占比 24%）作用為用戶側能源管理服務、配電基礎設施服務，儲能接入位置為工商業、產業園、EV 充電站、港口岸電等。大儲是功率大儲是功率/能量較大的儲能，應用場景主要是電源側和電網側能量較大的儲能，應用場景主要是電源側和電網側。根據國標電化學儲能電站設計規范

38、，大型儲能電站定義為功率 30MW 且能量 30MWh 及以上的儲能電站。今年以來，隨著各地集中式共享儲能和風光儲等一體化項目的迅猛發展，市場對大型儲能電站的規模也有一個更高的預期，以近日湖北省能源局發布的 2021 年平價新能源項目為例，文件規定集中共享儲能電站的規模不低于 50MW/100MWh。結合近期各地儲能的建設規模，本文中的大型儲能電站指能量 100MWh 及以上的儲能電站。從應用場景來看，大儲主要應用于電源側和電網側，少部分工商業儲能功率規模也逐步上升，因此我們主要討論電源側、電網側和工商業儲能三種。圖圖 12：儲能應用場景分類儲能應用場景分類 圖圖 13：2021 年我國儲能應

39、用場景占比年我國儲能應用場景占比 資料來源：CNESA，信達證券研發中心 資料來源：CNESA，信達證券研發中心 15.123725.366168%0%20%40%60%80%100%120%140%051015202530全球新型儲能市場累計裝機量(GW)同比增速3.285.7375%0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%200%0.001.002.003.004.005.006.007.00中國新型儲能市場累計裝機量(GW)同比增速35%24%41%電網側用戶側電源側 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 12 二、國內大儲整體經濟性承壓，獨立儲能有

40、望走出商業模式二、國內大儲整體經濟性承壓，獨立儲能有望走出商業模式 儲能行業的發展由市場和政策兩方面推動，主體由儲能投資方和政策制定方決定。政策制儲能行業的發展由市場和政策兩方面推動，主體由儲能投資方和政策制定方決定。政策制定方考慮能源轉型以及新型電力系統的建設，積極推動儲能市場的發展，而儲能投資方最定方考慮能源轉型以及新型電力系統的建設，積極推動儲能市場的發展，而儲能投資方最關心的是儲能的經濟收益，目前我國大型儲能的應用場景主要為風光配儲、調頻等輔助服關心的是儲能的經濟收益，目前我國大型儲能的應用場景主要為風光配儲、調頻等輔助服務、獨立共享儲能、工商業儲能。下面我們將測算以上儲能類型的經濟性

41、。務、獨立共享儲能、工商業儲能。下面我們將測算以上儲能類型的經濟性。2.1 風光配儲：政策強配壓力下的新能源成本項風光配儲：政策強配壓力下的新能源成本項 全國新能源消納壓力整體得到改善全國新能源消納壓力整體得到改善?！笆濉背跗?，全國新能源消納壓力較大，整體棄風棄光率較高，其中棄風率2016年達到 19%，隨后我國重視新型電力系統建設，解決新能源消納能力，棄風棄光率得到明顯改善。圖圖 14：全國棄光率情況（全國棄光率情況（%）圖圖 15：全國棄風率情況（全國棄風率情況（%）資料來源：Wind，信達證券研發中心 資料來源：Wind，信達證券研發中心 新能源消納壓力呈現區域分化的態勢。新能源消納

42、壓力呈現區域分化的態勢。具體分區域看，華北、西北、東北地區風光資源充足，是大型集中式風光項目的主要建設地區。由全國新能源消納監測中心數據，2021 年棄風棄光現象主要集中在這三個地區，其中華北、西北、東北棄風率分別為 1.9%、5.8%、0.9%，棄光率分別為 6.2%、5.2%、2.9%。0.01.02.03.04.05.06.07.02017201820192020棄光率0.05.010.015.020.0201420152016201720182019風電棄風率:全國:累計值:年度 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 13 圖圖 16：2021 年各地區新能源棄電率年各地區新

43、能源棄電率 圖圖 17：2021 年三北地區棄風率、棄光率年三北地區棄風率、棄光率 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，信達證券研發中心 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，信達證券研發中心 風光配儲比例區域分化，范圍一般為風光配儲比例區域分化，范圍一般為 10-20%。全國來看，風光項目配儲基本成為硬性指標，配儲比例一般為新能源項目裝機規模的 10%-20%；分地區看，東北、華北、華中、西北部分地區配儲比例較高，內蒙地區光伏配儲比例要求 20-30%。新能源消納壓力越大，新能源裝機推進速度越快，配儲比例越高，比如山東棗莊是山東省唯一所屬區市全部納入整縣屋頂分布式光伏開發試點的市，配儲比例

44、高達 15-30%。政策壓力疊加新能源占比增加，配儲比例有望提升政策壓力疊加新能源占比增加，配儲比例有望提升。新能源項目有較強的政策強配壓力，我國重視新能源消納情況，對于新能源發電消納責任權重完成不佳的省份將通報批評。根據國家能源局關于 2021 年可再生能源電力消納責任權重完成情況的通報，部分地區如新疆、甘肅等省份因消納未完成指標而在通報中被批評。新能源裝機不斷提升，新能源功率波動平滑難度增大，因此未來新能源裝機不斷提升，配儲比例也向大容量化發展。政策壓力疊加新能源裝機提升，各個省份的新能源配儲比例有望提升。圖圖 18：部分省份部分省份 2021 年風電光伏配儲比例（部分省份為一個范圍，選取

45、平均值）年風電光伏配儲比例（部分省份為一個范圍，選取平均值）資料來源：各省能源局等，信達證券研發中心整理 0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%華北地區西北地區東北地區中部地區東部地區南方地區2021年新能源棄電率0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0%華北地區西北地區東北地區2021年棄光率2021年棄風率0%5%10%15%20%25%30%遼寧山西河北天津山東安徽福建廣西海南江西湖南湖北河南內蒙古寧夏青海甘肅陜西東北華北華東華南華中西北2021年光伏配儲比例2021年風電配儲比例 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 14 風光配儲收益

46、來自于提升消納率，增加發電并網收入。風光配儲收益來自于提升消納率，增加發電并網收入。于新能源項目投資方而言，風光強配儲能收益主要來自于提高消納率，相當于提高利用小時數，多數地區風光消納率為 90%以上，因此配儲的消納率提升幅度不高。圖圖 19：風光配儲收益模式風光配儲收益模式 資料來源：信達證券研發中心 我們分別對風電/光伏項目分別做不配儲能/配儲能的經濟性測算。風電及配儲核心假設如下：1、裝機規模為 200MW，年利用小時數為 2300 小時；2、風電單位投資為 5.7 元/W，自有資金比例為 30%；3、上網電價為 0.37 元/kWh；4、儲能單位投資為 1.75 元/Wh，電池更換周期

47、為 10 年。光伏及配儲核心假設如下：1、裝機規模為 50MW，年利用小時數為 1300 小時；2、光伏單位投資為 4.4 元/W，自有資金比例為 30%。3、上網電價為 0.37 元/kWh；4、儲能單位投資為 1.75 元/Wh，電池更換周期為 10 年。風光配儲是風光項目的成本項，拉低整體內部收益率約風光配儲是風光項目的成本項，拉低整體內部收益率約 1pct。風光配儲的收益模式單一，且上網電價相對較低，配儲沒有經濟性。不配置儲能的風電項目內部收益率為 9.5%，光伏項目為 6.2%；自建配置 10%的儲能的情況下，風電項目內部收益率降低 1.3pct，光伏項目降低 1.4pct。假設其他

48、條件不變，儲能成本需要下降至 0.75 元/Wh 以下才能為風光項目帶來收益。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 15 圖圖 20：風電光伏配儲風電光伏配儲/不配儲不配儲 IRR 測算表測算表 風電配儲/不配儲 IRR 測算：擬裝機規模 MW 200 年利用小時數 h 2300 年利用小時數（配儲10%）h 2360 投資數據：單位裝機投資 元/KWH 5.7 總投資 億元 11.4 總投資（配儲 10%）億元 12.1 自有資金比例 30%上網電價指標 脫硫燃煤電價 元/kWh 0.37 IS&CF 預測 建設期（第1 年）建設期（第2 年）1 2 3 19 20 收入預測 億元

49、 1.43 1.43 1.43 1.43 1.43 收入預測（配儲 10%）億元 1.46 1.46 1.46 1.46 1.46 成本&管理費用預測 億元 0.79 0.79 0.79 0.84 0.84 成本&管理費用預測（配儲 10%）億元 0.83 0.83 0.83 0.88 0.88 凈利潤 億元 0.28 0.30 0.32 0.29 0.29 凈利潤（配儲 10%）億元 0.26 0.28 0.30 0.28 0.28 凈現金流 億元-5.59 2.17 0.37 0.37 0.37 1.07 1.07 凈現金流（配儲 10%）億元-5.93 2.30 0.35 0.35 0.

50、35 1.09 1.09 IRR 9.5%IRR（配儲 10%）8.2%光伏配儲/不配儲 IRR 測算：擬裝機規模 MW 50 年利用小時數 h 1300 年利用小時數（配儲比例 10%）h 1360 投資數據：單位裝機投資 元/KWH 4.4 總投資 億元 2.2 總投資（配儲 10%）億元 2.4 自有資金比例 30%上網電價指標 脫硫燃煤電價 元/kWh 0.37 IS&CF 預測 建設期 1 2 3 24 25 收入預測 億元 0.20 0.20 0.20 0.17 0.17 收入預測（配儲 10%）億元 0.21 0.21 0.21 0.18 0.18 成本&管理費用預測 億元 0.

51、13 0.13 0.13 0.03 0.03 成本&管理費用預測（配儲 10%）億元 0.13 0.13 0.13 0.03 0.03 凈利潤 億元 0.02 0.02 0.02 0.10 0.09 凈利潤（配儲 10%）億元 0.02 0.01 0.02 0.10 0.10 凈現金流 億元 -0.65 0.03 0.03 0.03 0.14 0.14 凈現金流（配儲 10%）億元 -0.71 0.03 0.03 0.03 0.15 0.15 IRR 6.2%IRR（配儲 10%）4.8%資料來源：信達證券研發中心測算 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 16 圖圖 21：風光配儲

52、自建儲能風光配儲自建儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果以及敏感性分析測算結果 風電配儲敏感性測算 儲能成本（元/wh）0.75 0.95 1.15 1.35 1.55 1.75 1.85 1.95 2.05 2.15 2.25 配儲比例（%）0%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%10%9.4%9.2%8.9%8.7%8.4%8.2%8.1%7.9%7.8%7.7%7.6%20%9.3%8.8%8.3%7.9%7.4%6.9%6.7%6.5%6.3%6.0%5.8%光伏配儲敏感性測算 儲能成本（元/wh）0.75 0.95 1.15 1.3

53、5 1.55 1.75 1.85 1.95 2.05 2.15 2.25 配儲比例（%）0%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%10%6.2%5.9%5.6%5.3%5.1%4.8%4.6%4.5%4.3%4.2%4.1%20%6.3%5.7%5.1%4.6%4.0%3.5%3.2%3.0%2.7%2.5%2.2%資料來源：信達證券研發中心測算 經濟性驅動風光配儲項目壓低成本，儲能性能大打折扣經濟性驅動風光配儲項目壓低成本，儲能性能大打折扣。對于新能源項目投資方，經濟性最大化是將儲能項目成本降至最低，從儲能與電力市場跟蹤的 2022 年 10

54、 月份的儲能項目來看，新能源配儲的中標價格相比其他的企業較低，新能源配儲項目加權平均報價為 1.43元/Wh，而獨立儲能和用戶側儲能加權平均報價分別為 1.88 元/Wh 和 2.07 元/Wh。新能源配儲控制成本，采購的設備、電芯相較其他場景儲能更差，因此儲能性能大打折扣，根據新能源配儲能運行情況調研報告數據，在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產品，增加了安全隱患。2022 年 1-8 月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到 329 次。圖圖 22：2022 年年 10 月兩小時儲能月兩小時儲能 EPC 報價情況報價情況 資料來源：儲能與電力市場，信達證券研發中心 共享

55、儲能成為新能源配儲的折中方案共享儲能成為新能源配儲的折中方案。共享儲能是由第三方投資者建大型獨立儲能項目，新能源項目投資方可以通過租賃獨立儲能的部分容量來滿足政策強配要求，每年付獨立儲00.511.522.5新能源配儲獨立儲能用戶側儲能報價下限（元/Wh）報價上限（元/Wh）加權平均報價（元/Wh）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 17 能一定的租賃費。對于新能源項目投資方來說，容量租賃費用每年支付，減少了初始投資巨大的現金流壓力；對于共享儲能投資方來說，獨立儲能電站的收益模式更多，投資回報率更高。因此租賃共享儲能的模式成為新能源項目滿足政策強配要求的趨勢。圖圖 23：獨立共享儲

56、能模式獨立共享儲能模式 資料來源：國家電力投資集團有限公司，信達證券研發中心 新能源租賃共享儲能成本壓力下降，共享儲能需求有望快速提升。新能源租賃共享儲能成本壓力下降，共享儲能需求有望快速提升。我們對新能源租賃共享儲能的內部收益率測算，風電光伏項目參數不變，租賃費用假設為 300 元/KW*年。在配儲比例為 10%的情況下，風電項目 IRR下降 0.1pct（自建儲能下降 1.2pct），光伏項目 IRR下降 0.9pct（自建儲能下降 1.1pct），風光項目成本壓力減少。風電裝機規模較大，投資額較大，共享儲能有效減少初始投資造成的現金流壓力和成本壓力，因此收益提升明顯，共享儲能需求有望快速

57、上升。圖圖 24：風光項目租賃共享儲能風光項目租賃共享儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果以及敏感性分析測算結果 風電配儲敏感性測算 租賃費用（元/KW*年）配儲比例（%）200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 0%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%9.5%10%9.7%9.7%9.6%9.5%9.5%9.4%9.3%9.3%9.2%9.2%9.1%20%9.1%9.0%8.9%8.7%8.6%8.5%8.4%8.2%8.1%8.0%7.9%光伏配儲敏感性測算 租賃費用（元/KW*年）配儲比例（%）2

58、00 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 0%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%6.2%10%6.0%5.9%5.7%5.6%5.5%5.3%5.2%5.1%4.9%4.8%4.6%20%4.6%4.4%4.1%3.8%3.6%3.3%3.0%2.7%2.5%2.2%1.9%資料來源：信達證券研發中心測算 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 18 2.2 工商業儲能：峰谷價差敏感性高，關注相關政策落地工商業儲能：峰谷價差敏感性高，關注相關政策落地 工商業儲能的收益模式為峰谷價差套利和增加光伏自

59、用比例工商業儲能的收益模式為峰谷價差套利和增加光伏自用比例。工商業儲能和海外戶儲的收益模式類似，分為：1）通過增加光伏自用比例省電費）通過增加光伏自用比例省電費。如果工商業企業建設分布式光伏電站的話，配置儲能可以將原本用于并網的電儲存自用，增加光伏發電自用比例；2）峰谷價差套利）峰谷價差套利。谷時電價較低，儲能充電；峰時電價較高，儲能放電。峰谷價差越大，收益越好。我國政策推進擴大峰谷價差，部分省份如廣東、浙江、內蒙古、河北等推行尖峰電價，進一步擴大峰谷價差。圖圖 25：工商業儲能收益模式工商業儲能收益模式 資料來源：信達證券研發中心 各省的工商業峰谷價差不同，工商業儲能經濟效益差異較大各省的工

60、商業峰谷價差不同，工商業儲能經濟效益差異較大。各個省份的電價不同，北京、廣東、湖北、江蘇、浙江等地峰谷價差較大，超過 0.74 元/kWh，其中北京的峰谷價差超過1 元/kWh，因此以上地區的工商業儲能的峰谷價差收益較大。云南、廣西等地的峰谷價差較低，經濟性一般較差。表表 1：各省上網電價、工商業用電電價、峰谷價差情況：各省上網電價、工商業用電電價、峰谷價差情況 工商業電價表工商業電價表(2021 年年-2022年年)銷售電價銷售電價(元元/KWh）峰谷價差峰谷價差(元元/KWh）上網電價上網電價(元元/KWh）不滿1 千伏 1-10千伏 20 千伏 35 千伏 110千伏 220千伏 不滿1

61、 千伏 1-10千伏 35 千伏及以上 北京北京 0.77 0.75 0.75 0.74 0.72 0.71 1.13 1.11 1.11 0.36 浙江浙江 0.70 0.67 0.65 0.64 0.64 0.64 0.83 0.81 0.80 0.41 廣東廣東/0.84 0.81 0.78 0.45 江蘇江蘇 0.67 0.64 0.63 0.62 0.82 0.78 0.75 0.39 山東山東 0.62 0.61/0.60/0.74 0.73 0.71 0.39 海南海南/0.71 0.69 0.69 0.43 安徽安徽 0.62 0.60/0.59 0.63 0.62 0.60

62、0.38 河南河南/0.62 0.60 0.57 0.37 天津天津 0.68 0.66/0.60 0.57 0.57 0.65 0.56 0.54 0.36 陜西陜西 0.58 0.56 0.56 0.54/0.58 0.56 0.54 0.35 河北河北 0.56 0.55/0.54 0.54 0.54 0.54 0.53 0.52 0.36 冀北冀北 0.53 0.52/0.51 0.51 0.51 0.51 0.50 0.49 0.37 青海青海 0.37 0.37/0.36/0.44 0.44 0.43 0.32 上海上海 0.72 0.70/0.68 0.67 0.67 0.43

63、0.43 0.43 0.41 山西山西 0.53 0.51 0.51 0.50 0.46 0.44 0.42 0.33 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 19 云南云南 0.41 0.40/0.39/0.42 0.41 0.40 0.33 廣西廣西 0.66 0.65/0.63 0.63 0.63/0.25 0.23 0.41 資料來源：能源電力說，國際能源網，北極星儲能網，信達證券研發中心 我們測算工商業儲能的內部收益率為我們測算工商業儲能的內部收益率為 5.3%。模型核心假設如下：1、儲能裝機規模為 1MWh；每年運行 330 天；電池更換周期為 8 年 2、儲能單位投資為

64、1.75 元/Wh，自有資金比例為 30%；3、峰、谷、平時電價為 1.03、0.62、0.28 元/kWh，峰谷價差幅度為 61%。工商業儲能對峰谷價差的敏感性極高，擴大峰谷價差可以有效刺激工商業儲能積極性工商業儲能對峰谷價差的敏感性極高，擴大峰谷價差可以有效刺激工商業儲能積極性。我們測算了工商業儲能對單位裝機投資和峰谷價差的敏感性，得到其他條件不變的情況下，1）單位裝機成本下降 0.02 元/Wh，IRR 提升約 0.5pct；2）峰谷價差提升 5pct，IRR 提升約4.1pct。峰谷價差的提升對工商業儲能的經濟性提升非常顯著。峰谷價差由各省份分時電價政策決定，因此工商業儲能的建設積極性

65、與政策導向相關度高，我們認為隨著各省分時電價機制的完善（比如尖峰電價的實行），峰谷價差的拉大，工商業儲能有望快速增長。圖圖 26：工商業儲能收益以及敏感性分析工商業儲能收益以及敏感性分析 工程數據：電池類型 磷酸鐵鋰儲能電池 擬裝機規模 MWh 1 放電深度 90%投資數據：單位裝機投資 元/KWH 1750 總投資 萬元 194 自有資金比例 30%削峰填谷電價指標 峰谷電價 元/kWh 1.03 平時電價 元/kWh 0.62 谷時電價 元/kWh 0.28 峰谷價差幅度 61%IS&CF 預測 建設期 1 2 3 14 15 收入預測 萬元 30 29 28 20 17 收入（第一峰時放

66、電）萬元 21 20 20 14 12 收入（第二峰時放電）萬元 9 9 9 6 5 成本&管理費用預測 萬元 19 19 19 3 3 凈利潤 萬元 5 5 5 11 9 凈現金流 萬元-58 10 10 9 11 9 IRR 5.3%資料來源：信達證券研發中心測算 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 20 圖圖 27：工商業儲能收益以及敏感性分析工商業儲能收益以及敏感性分析 工商業儲能敏感性測算 單位裝機投資(元/KWH)峰谷價差（%）1650 1670 1690 1710 1730 1750 1770 1790 1810 1830 1850 55%3.1%2.6%2.1%1.

67、6%1.2%0.7%0.3%-0.2%-0.6%-1.0%-1.4%60%7.4%6.9%6.3%5.8%5.2%4.7%4.2%3.7%3.2%2.8%2.3%65%11.9%11.2%10.6%10.0%9.4%8.8%8.3%7.7%7.2%6.7%6.2%資料來源：信達證券研發中心 “隔墻售電”有望促成用戶側共享儲能模式，推動工商業儲能規模發展?！案魤κ垭姟庇型俪捎脩魝裙蚕韮δ苣Ｊ?，推動工商業儲能規模發展?！案魤κ垭姟奔捶植际桨l電項目就近交易，“隔墻售電”允許分布式能源項目通過配電網直接將電力銷售給周邊的用戶側，這個過程少了電網參與，減少了中間成本。2021 年年底以來，“隔墻售電”

68、作為高頻詞匯多次出現在國家重要政策文件中。分布式電源“隔墻售電”模式對于用戶側來說，臨近工商業或工業園區可以認為是一個整體，利于儲能的大型化降本；對于投資方來說，大型化用戶側儲能有望拓展商業模式，從而提升經濟性；對于電網來說，大型儲能有可能成為可以調用的靈活性資源。我們認為未來隨著“隔墻售電”政策不斷完善，逐步落地，工商業儲能有望規模發展。表表 2：“隔墻售電”相關政策梳理：“隔墻售電”相關政策梳理 時間時間 政策文件政策文件 主要內容主要內容 2021 年年 12 月月 22日日 能源領域深化“放管服”改革優化營商環境實施意見 明確“支持分布式發電參與市場交易”2021 年年 12 月月 2

69、9日日 加快農村能源轉型發展助力鄉村振興的實施意見 提出“創新發展新能源直供電、隔墻售電等新模式”；國家政策層面首次出現了“隔墻售電”文字描述 2022 年年 1 月月 18 日日 關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見 提出“健全分布式發電市場化交易機制。鼓勵分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易”2022 年年 1 月月 29 日日 “十四五”現代能源體系規劃 提出“完善支持分布式發電市場化交易的價格政策及市場規則”2022 年年 9 月月 29 日日 浙江省電力條例 提出分布式發電企業可以與周邊用戶按照規定直接交易 資料來源：信達證券研發中心整理 2.3 調頻儲能：經濟性不穩

70、定，先發者受益調頻儲能：經濟性不穩定，先發者受益 根據綠色和平：中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究，調頻分為一次調頻、二次調根據綠色和平：中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究，調頻分為一次調頻、二次調頻和三次調頻。頻和三次調頻。當電網受到負荷沖擊或新能源波動沖擊時，電頻波動較大超出電網安全范圍，這時需要調頻輔助幫助電網頻率穩定。調頻資源可以分為三種：一次、二次、三次控制備用，分別對應一次、二次、三次調頻。1）一次備用容量是在干擾發生 5 秒內啟用，其作用是穩定電網頻率，啟動時間為 30 秒。一次調頻一般通過發電機組得調速系統進行響應；2）二次控制備用是在首次功率變化后 30 秒內召集備用提供

71、商，平衡控制區域，使電網頻率回到標稱值，取代一次備用，啟動時間為 5 分鐘。二次調頻通過自發發電控制系統（AGC）進行調節；3）三次控制備用是在干擾發生 15 分鐘后手動啟用，不完全取代二次控制備用，啟動時間為 15 分鐘。三次調頻針對變化緩慢，有規律的負荷，協調各發電廠之間的負荷經濟分配。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 21 圖圖 28：電網調頻過程電網調頻過程 資料來源：綠色和平：中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究，信達證券研發中心 電化學儲能在二次調頻具有性能優勢，調頻儲能需求廣闊。電化學儲能在二次調頻具有性能優勢，調頻儲能需求廣闊。傳統火電自動發電控制(AGC)指令跟

72、蹤性能差，存在調頻精度低、反向調節、響應時間長、調節速率低等問題。而電化學儲能具有調節速率快、調節精度高、響應時間短、可雙向調節等優點，能完全滿足二次調頻在時間尺度內的功率變化需求，二次調頻效果顯著優于水電機組、天然氣機組、燃煤機組。根據電池儲能技術應用，持續充/放電時間為 15 分鐘的儲能系統，其調頻效率約為水電機組的 1.4 倍，燃氣機組的 2.2 倍，燃煤機組的 24 倍。并且隨著新能源發電占比的提升，新能源的波動對電力系統影響增大，電網頻率變化的容忍度越低，電網頻率變化越頻繁，因此我們認為電化學儲能調頻需求較大。圖圖 29：火電調頻過程火電調頻過程 資料來源：高壓級聯式儲能系統在火儲聯

73、合調頻中的應用及實踐，信達證券研發中心 調頻儲能的收益主要來自容量補償和里程補償調頻儲能的收益主要來自容量補償和里程補償。根據獨立新型儲能電站價格形成機制及 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 22 成本疏導優化方法，1）容量補償根據儲能調頻容量定額補償，計算方式為：R 容量補償=AGC 容量*容量補償價格。2）里程補償按照儲能實際調用里程以市場化競價的方式補償，計算方式為：R 里程補償=M1 調頻市場總服務費系數*MF 調頻里程*K 調頻性能指標*P調頻市場出清價格。其中 M1 一般為 0-2 之間，初期選 1；K 值是調頻性能的綜合指標，可以分拆為K1調節速率、K2調節精度、K

74、3響應時間三個指標。各省的各省的 K與與 K1、K2、K3的的計算方式不一計算方式不一，其中一種計算方式為：K1=本臺機組實測速率/控制區域內所有 AGC 機組的平均調節速率；K2=1-發電單元響應延遲時間/5min；K3=1-發電單元調節誤差/發電單元調節允許誤差。K 值越大，性能越好，里程補償越高。根據南方電網規則，K1 最高為 5，K2、K3 最高為 1，因此綜合指標 K 值最大為 3?；痣姍C組聯合儲能可以大幅提升火電機組聯合儲能可以大幅提升 K 值，獲取更高的里程補償。值，獲取更高的里程補償?；痣娬{頻的主要短板是調節速率，主要優勢是工藝成熟，調節容量高和成本低，而電化學儲能性能優勢明顯

75、，因此兩者結合可以讓火電調頻的性能大大提升，從而獲得更高的里程補償。以廣東的實際電站安裝儲能前后的性能指標來看，安裝儲能后調節速率提升至 4.95（+4.09），響應速度提升至0.98（+0.16），調節精度提升至 0.97（+0.6），整體 K值提升至 2.96（+2.23），提升效果明顯。圖圖 30：廣東某實際電站安裝儲能后的調頻性能指標對比廣東某實際電站安裝儲能后的調頻性能指標對比 資料來源：陽光電源，信達證券研發中心 政策決定容量補償，市場格局決定里程補償。政策決定容量補償，市場格局決定里程補償。容量補償的核心是容量補償價格，而容量補償價格一般由政策決定，各省的容量補償政策力度不一，其

76、中福建的容量補償為省內 960元/MW，廣東為中標容量*3.56 元/MW，因此容量補償收益政策擾動較大。里程補償的核心在于里程出清價格和K值，里程出清價格由調頻市場需求以及參與企業決定，K值的數值由機組在整個調頻市場的相對位置決定，調頻機組的性能較市場其他機組越好，K值越大。因此里程補償基本由市場格局決定。調頻儲能的收益模式整體受到外部環境影響較大，目前來看政策、新進入者的擾動將較大程度影響調頻儲能收益率。表表 3：各?。焊魇?AGC 補償計算規則梳理補償計算規則梳理 地區地區 福建福建 廣東廣東 蒙西蒙西 山西山西 京津唐京津唐 山東山東 甘肅甘肅 四川四川 江蘇江蘇 補償方式補償方式 容

77、量+里程 容量+里程 容量+里程 投運時間+里程 里程 里程 里程 里程 基本補償+里程 可用時間可用時間/10 元/小時/0123456響應速度調節速率調節精度K火電機組火儲聯調 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 23 調節里程調節里程 里程*12 元/MW 里程*調節性能*（5.5-15元/MW）里程*調節性能*（6-15 元/MW）調節深度*調節性能*（5-30 元/MW）調節深度*調節性能*（0-12 元/MW）調節深度*調節性能*（0-8 元/MW）調節深度*調節性能*（0-15 元/MW）/調節深度*調節性能*2元/MW/合格貢獻量*50 元/MWh/調節容量調節容量

78、 調節容量*調用率*（240 元/MW（華東）；960元/MW（省市）中標容量*3.56 元/MW 中標容量*60 元/MW/中標容量*（0.1-1.2元/MW）準入門檻準入門檻 綜合調頻性能指標不小于0.53/所有新建AGC 單元/綜合調頻性能1，必須參與申報 AGC市場 可申報 資料來源：信達證券研發中心整理 我們測算得到調頻儲能的收益率有望達到我們測算得到調頻儲能的收益率有望達到 8.2%。模型核心假設如下：1、儲能裝機規模為 150MW/300MWh；每年運行 290 天；運營時間為 10 年。2、調頻儲能性能要求較高，儲能單位投資為 2.3 元/Wh，自有資金比例為 30%。3、收益

79、有容量補償和調頻里程補償，容量補償價格為 960 元/MW*月，調頻里程出清價格為 9 元/MW，調頻周期為 5 分鐘/次，K 值假設為 1.5。圖圖 31：調頻儲能調頻儲能 IRR 測算結果測算結果 工程數據：1 2 3 9 10 電池類型 磷酸鐵鋰儲能電池 擬裝機規模 MW 150 擬裝機規模 MWh 300 放電深度 90%投資數據：EPC 單位成本 元/WH 2 EPC 總成本 萬元 69000 自有資金比例 30%服務價格指標 容量補償價格 元/MW*月 960.00 調頻里程價格 元/MW 9.00 調頻周期 min/次 5 每日調節次數 次 288 每年調節次數 次 83520

80、IS&CF 預測 建設期 1 2 3 9 10 收入預測 萬元 10811 10594 10378 9081 8865 容量補償 萬元 156 152 149 131 128 里程補償 萬元 10655 10442 10229 8950 8737 成本&管理費用預測 萬元 3968 3968 3968 3968 3968 凈利潤 萬元 4670 4793 4900 2788 2716 凈現金流 萬元-20700 4016 3963 3886 1404 1057 IRR 8.2%資料來源：信達證券研發中心測算 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 24 調頻儲能內部收益率對調頻儲能內部

81、收益率對 K 值、里程價格敏感性極高，先發者受益，但市場演繹下易步入值、里程價格敏感性極高，先發者受益，但市場演繹下易步入“紅?！??！凹t?！?。我們的 K 值設為 1.5，實際上在調頻儲能初期，由于原來的調頻機組多為火電，電化學儲能調頻根據性能的相對優勢，K值較大，因此收益較高。高收益促進市場新進入者增加，而新進入者一方面壓低了調頻歷程價格，另一方面提高了整體性能中樞，K值隨之下降，比如上述廣東某火儲調頻中 K 值提升至 2.96 位于行業前列，但廣東火儲調頻項目的性能的相對位置會隨著其他調頻儲能的大量建設而下降，即 K 值下降。調頻里程價格與 K 值雙降將使調頻儲能收益大幅下降，但已經上馬的項

82、目不會停止運行，最后整體市場將從高收益轉為低收益“紅?！?。一般來說，新市場的開啟進入者較少，電化學儲能或火儲聯調性能相對位置較高，先發者補償收入較多，收益較高。圖圖 32：調頻儲能調頻儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果以及敏感性分析測算結果 資料來源：信達證券研發中心測算 調頻市場規則構建仍不完善，關注相關政策落地。調頻市場規則構建仍不完善，關注相關政策落地。經濟性測算及敏感性分析結果表明調頻市場不穩定，市場規則需要進一步完善。廣東作為最早開展調頻市場的省份，全年里程補償市場經歷“過山車”式曲線，2019-2020 年月均補償增幅接近翻倍，隨后 2021 年廣東將K 值計算方式改為 K 值開

83、根號，弱化性能影響，抑制調頻過熱市場，2022 年綜合性能指標K值將開三次方，進一步弱化性能影響。我們認為K值在經濟性核算中影響較大，電化學儲能或火儲聯調具有較好的性能指標，導致初期項目收益較高，從而新進入企業不斷增多，市場調頻資源溢出，弱化 K 值影響主要是為了防止市場無序擴張。目前市場規則仍在構建之中，關注性能指標計算方式、市場出清規則以及其他收益方面的政策出臺。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 25 圖圖 33：2019-2021 年廣東年廣東 AGC 調頻里程月均里程補償情況調頻里程月均里程補償情況 資料來源：儲能與電力市場，信達證券研發中心 調頻市場處于初期，新市場逐步

84、開啟。調頻市場處于初期，新市場逐步開啟。儲能調頻市場的傳統優勢區域為廣東、山西、京津唐、蒙西等地，而 2021 年僅在廣東有新增投運調頻儲能項目出現，更多項目是在新的省份建設。據儲能與電力市場統計，2021 年，新增項目（規劃、建設、投運）涵蓋廣東、江蘇、浙江、福建等 15 個省市，涉及近 40 個項目。調頻市場正逐步開啟，新市場初期進入企業一般不多，電化學儲能的 K 值以及出清價格相對較高，因此收益較高。新市場逐步開啟，調頻市場前景廣闊。圖圖 34：2021 年年各地新增儲能調頻項目情況各地新增儲能調頻項目情況 資料來源：儲能與電力市場，信達證券研發中心 2.4 獨立儲能：收益模式多元化，投

85、資積極性增加獨立儲能：收益模式多元化，投資積極性增加 政策不斷加碼獨立儲能，商業模式正在走出。整體方向上政策不斷加碼獨立儲能，商業模式正在走出。整體方向上，相關政策不斷促進獨立儲能走出商業模式，比如提出新能源項目可以租賃獨立儲能容量，促進獨立儲能參與電力市場交易，發揮調峰調頻等功能。從趨勢來看從趨勢來看，完善電力市場制度，促進獨立儲能參與電力市場現貨交易是政策關注重點。另外，各省不斷嘗試增加獨立儲能的收益渠道，比如山西能監辦印發了山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行）表示從 2022 年 7 月 1 日起，正式開啟電力一次調頻市場，獨立儲能電站可將部分容量與風光企業簽約，剩余部分還可以獨立身

86、份參與一次調頻市場，有效增加獨立儲能的利用率。0200040006000800010000120002019年2020年2021年全年月均補償（萬元）024681012廣東浙江山東廣西江蘇福建湖北甘肅寧夏山西河北上海江西四川臺灣2021年新增儲能調頻項目個數 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 26 表表 4：獨立儲能相關政策梳理：獨立儲能相關政策梳理 時間時間 頒布機構頒布機構 文件文件 主要內容主要內容 2022 年 9 月 1日 山東省能源局 關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施 依托現貨市場，推動新型儲能市場化發展依托現貨市場，推動新型儲能市場化發展。包括 4 項

87、措施：一是支持示范項目作為獨立儲能參與電力現貨市場，獲得電能量收益；二是允許示范項目容量在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益；三是對參與電力現貨市場的示范項目按 2 倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益；四是支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得輔助服務收益。2022 年年 6 月月 7日日 國家發展改革委、國家能源局 關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知 加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，加快推動獨立儲加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場能參與中長期市場和現貨市場。此外，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸

88、配充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加電價和政府性基金及附加。新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，但需具備一定條件。具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，也可選擇轉為獨立儲能項目。涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。2022 年年 6 月月 1日日 國家發改委、國家能源局等部門 “十四五”可再生能源發展規劃 推動新型儲能規模

89、化應用。明確新型儲能獨立市場主體地位，完明確新型儲能獨立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機制和技術標準，發揮儲能調峰善儲能參與各類電力市場的交易機制和技術標準，發揮儲能調峰調頻、應急備用、容量支撐等多元功能，促進儲能在電源側、電調頻、應急備用、容量支撐等多元功能，促進儲能在電源側、電網側和用戶側多場景應用網側和用戶側多場景應用。創新儲能發展商業模式，明確儲能價格形成機制，鼓勵儲能為可再生能源發電和電力用戶提供各類調節服務。創新協同運行模式，有序推動儲能與可再生能源協同發展，提升可再生能源消納利用水平。2022 年年 3 月月 1日日 南方能源監管局 關于公開征求南方區域電力并網運行

90、管理實施細則 南方區域電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）開放獨立儲能準入范圍開放獨立儲能準入范圍，且提高深度調峰補償標準。2021 年年 12 月月2 日日 山西能監辦 山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則(試行)獨立儲能電站可通過市場競價方式為系統提供一次調頻輔助服市場競價方式為系統提供一次調頻輔助服務務，收益根據調頻里程、性能確定。2021 年年 12 月月1 日日 國家能源局 電力輔助服務管理辦法 確認了儲能獨立主體的身份 2021 年年 7 月月29 日日 國家發改委 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 確定了新能源場站可以通過租賃的模式租用

91、獨立儲能電站新能源場站可以通過租賃的模式租用獨立儲能電站的容量。2021 年年 3 月月 5日日 國家發展改革委、國家能源局 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 主要通過完善市場化電價機制，調動市場主體積極性，引導電源側、電網側、用戶側和獨立儲能等主動作為、合理布局、優化運行，實現科學健康發展。資料來源：信達證券研發中心整理 獨立儲能上接電源下接電網，收益模式豐富。獨立儲能上接電源下接電網，收益模式豐富。獨立儲能由投資方投資運營，建設規模一般較大，收益模式較為豐富：1）獨立儲能可以將部分容量租賃給新能源側，使新能源項目滿足政策配儲要求；2）獨立儲能可以配合電網側的調峰調頻調度，

92、獲取補償收益；3）獨立儲能可以與傳統機組配合，即火儲聯調，增加傳統機組調頻性能，獲取輔助服務收益；4）獨立儲能可以參與電力現貨市場套利，并在部分省份可以獲得容量電價補償收益。目前獨立儲能已實行的收益模式為：容量租賃目前獨立儲能已實行的收益模式為：容量租賃+電力現貨市場電力現貨市場+容量電價補償；或容量租賃容量電價補償；或容量租賃+調峰輔助服務；或容量租賃調峰輔助服務；或容量租賃+調頻服務。調頻服務。部分省份獨立儲能項目盈利模型已基本建立，山東獨立儲能電站的商業模式較為明確，收益來源主要為容量租賃費用、電力現貨市場、容量電價補償等；寧夏獨立儲能電站的盈利模式以“儲能容量租賃+調峰輔助服務”收入為

93、主；山西提出獨立儲能電站可將部分容量與風光企業簽約，剩余部分可通過市場競價的形式為系統提供一次調頻輔助服務。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 27 圖圖 35：獨立儲能收益模式獨立儲能收益模式情況情況 資料來源：第三方投資共享儲能電站商業模式及其經濟性評價，信達證券研發中心 我們測算得到獨立儲能的收益率為我們測算得到獨立儲能的收益率為 6.7%。模型核心假設如下：1、儲能裝機規模為 200MW/400MWh；每年運行 330 天；運營時間為 15 年。2、獨立儲能性能要求較高，儲能單位投資為 2.00 元/Wh，自有資金比例為 30%。3、收益有容量租賃和調峰服務。容量補償價格各

94、省不一，其中河南為 260 元/KW年，山東省租賃費用為 350 元/kW年，湖南項目可研測算假設為 470 元/KW年。我們中性假設為 330 元/KW年，容量租賃比例為80%。儲能調峰服務價格一般情況下 0.2-0.6 元/KWH，寧夏儲能試點可以達到 0.8 元/kwh。我們假設調峰服務補償為 0.5 元/kWh，每年調峰次數為 300 次。圖圖 36：獨立獨立儲能儲能 IRR 測算結果測算結果 收入模式：1、容量租賃 2、調峰服務或現貨市場交易 工程數據：電池類型 磷酸鐵鋰儲能電池 擬裝機規模 MW 200 擬裝機規模 MWh 400 投資數據：單位裝機投資 元/KWH（含稅）2000

95、 總投資 萬元（含稅）80000 自有資金比例 30%服務價格指標 調峰服務 元/KWH 0.50 每年調峰次數 次 300.00 容量租賃費用 元/KW*年 330.00 容量租賃比例%80%請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 28 IS&CF 預測 建設期 1 2 3 14 15 收入預測 萬元 11280 11054 10833 9992 9792 收入（容量租賃）萬元 5280 5174 5071 4677 4584 收入（調峰服務）萬元 6000 5880 5762 5315 5209 成本&管理費用預測 萬元 5284 5284 5284 5284 5284 凈利潤 萬

96、元 3756 3642 3538 2272 2281 凈現金流 萬元-24000 5443 5218 4997 2099 1922 IRR 6.7%資料來源：信達證券研發中心測算 獨立儲能內部收益率對單位裝機投資、容量租賃價格、調峰服務價格敏感性較高。獨立儲能內部收益率對單位裝機投資、容量租賃價格、調峰服務價格敏感性較高。我們測算得到，單位裝機投資下降 0.1 元/Wh，內部收益率增加約 4pct；調峰服務價格上升 0.05元/kWh，IRR 提升約 4pct；容量租賃價格提升 30 元/KW*年，IRR 提升約 3pct。我們認為目前獨立儲能已有收益，且對部分調峰服務價格以及容量租賃價格較高

97、的省份，獨立儲能收益率比我們測算結果更高。另外，獨立儲能在電力系統的地位日益提升，政策對收益模獨立儲能在電力系統的地位日益提升，政策對收益模式正不斷探索及完善，獨立儲能的收益率未來邊際向好式正不斷探索及完善，獨立儲能的收益率未來邊際向好。圖圖 37：獨立獨立儲能儲能 IRR 以及敏感性分析測算結果以及敏感性分析測算結果 敏感性測算 單位裝機投資 元/KWH 自有資金比例 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 20%29.1%22.7%16.3%9.7%2.4%-5.9%-15.4%30%18.6%14.5%10.6%6.7%3.0%-0.8%-4.6%100%7

98、.3%6.2%5.2%4.2%3.4%2.6%1.9%敏感性測算 容量租賃價格 元/KW*年 調峰服務價格 元/KWH 240 270 300 330 360 390 420 0.45-10.4%-5.5%-1.2%2.5%5.9%9.1%12.1%0.50-4.4%-0.3%3.4%6.7%9.9%12.8%15.6%0.55 0.7%4.3%7.5%10.6%13.5%16.2%18.9%資料來源：信達證券研發中心測算 獨立儲能投資積極性顯著提升，獨立儲能投資積極性顯著提升，獨立儲能整體大型化發展獨立儲能整體大型化發展。裝機量來看。裝機量來看：2021 年新增規劃與在建大型儲能項目大幅上升

99、，10MW 以上項目中國新增投運裝機規模僅為 1.9GW，而新增在建與規劃的裝機規模達到 23.2GW；50MW 以上項目，新增投運項目總裝機 0.8GW，而新增在建/規劃項目總裝機為 20.3GW；100MW 以上項目，新增投運為 0.74GW，新增在建與規劃項目為 15.8GW；并且大型儲能裝機再上臺階，2021 年規劃在建 500MW 以上項目 5 個，合計 5.6GW。項目個數來看項目個數來看：10MW以下項目占比減少，2021年新增投運為 276個，而規劃僅為 186 個。10MW 以上項目新增規劃項目達到 304 個。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 29 圖圖 38

100、：2021 年中國投運、在建年中國投運、在建/規劃中的儲能項目總裝機規劃中的儲能項目總裝機（GW）圖圖 39：2021 年中國投運、在建年中國投運、在建/規劃中的儲能項目總數量規劃中的儲能項目總數量（個）（個）資料來源：CNESA，信達證券研發中心整理 資料來源：CNESA，信達證券研發中心整理 051015202510MW10MW50MW100MW500MW2021年中國新增新型儲能投運項目（GW)2021年中國新增新型儲能在建/規劃項目（GW)05010015020025030035010MW10MW50MW100MW500MW2021年中國新增新型儲能投運項目（個數)2021年中國新增新

101、型儲能在建/規劃項目（個數)請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 30 三三、國內大儲未來增長可期，明年或為、國內大儲未來增長可期，明年或為高增高增啟動元年啟動元年 3.1 利好政策頻出，刺激大儲增長利好政策頻出，刺激大儲增長 各地區新增裝機規模各地區新增裝機規模高增高增時點不一。時點不一。2020 年廣東新增裝機 292.3MW，同比增長 124%，青海省新增裝機 244.8MW，同比增長 393%，江蘇新增裝機 200.6MW，同比增長 87%；2021 年山東新增裝機 589.8MW，同比增長 492%，內蒙古新增裝機 209.5MW，進入全國新增裝機規模前五，江蘇保持高速增長

102、，新增裝機 376MW，同比增長 87%。圖圖 40：中國新型儲能市場區域分布情況中國新型儲能市場區域分布情況 資料來源：CNESA，信達證券研發中心 具有實際效益的政策落地是刺激儲能具有實際效益的政策落地是刺激儲能快速發展快速發展的關鍵因素。的關鍵因素。我們梳理各個省份相關政策，可以看出各省的裝機快速增長的時間節點，有相關具有實際效益的政策落地。2019 年，青島首次推出共享儲能商業模式，并在年中為共享儲能市場化交易提供規范，共享儲能的商業模式的推出豐富了儲能收益，降低了發電企業的儲能建設成本，提高經濟效益；2019 年，江蘇發布政策規定儲能調峰的價格，規范儲能調峰收益模式；2020 年，山

103、東、內蒙也發布相關政策利好儲能的收益，比如山東省規定調峰價格，優先調用儲能，內蒙規定儲能項目優先參與報價。在政策利好的推動下，相應省份的儲能新增裝機有望在 1 年之后有較大幅度的規模提升。表表 5：關鍵節點具有實際效益的儲能相關政策梳理：關鍵節點具有實際效益的儲能相關政策梳理 時時間間 發行主體發行主體 政策政策 主要內容主要內容 2020 年年 2 月月 27 日日 內蒙古自治區能源局 2020 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（征求意見稿）儲能項目將優先參與 2020 年競價 2020 年年 3 月月 25 日日 內蒙古自治區能源局 2020 年光伏發電項目競爭配置工作方案 支持自發

104、自用為主的工商業分布式電站，優先支持光伏+儲能項目建設 0100200300400500600700廣東江蘇湖南新疆青海廣東青海江蘇安徽山東山東江蘇廣東湖南內蒙古2019年2020年2021年新增裝機規模（MW）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 31 2020 年年 10 月月 20 日日 國家能源局山東監管辦 山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2020年修訂版）報價容量相同，優先調用儲能。儲能參與調峰按照 0.4 元/kWh 執行，調頻出清價格按 6 元/MW 執行，參與 AGC輔助服務的不能參與有償調峰交易競價。2019 年年 6 月月 18 日日 國家能源局西北監管局

105、青海電力輔助服務市場運營規則(試行)2019 年首次推出共享儲能商業模式之后，為共享儲能市場化交易提供規范 2019 年年 2 月月 1 日日 江蘇省能監辦 關于做好輔助服務（調峰）市場試運行有關工作的公職 深度調峰報價最高限價為 600 元/MWh，市場需求時段，未報價機組的臨時調用按照 150 元/MWh 運行。資料來源：信達證券研發中心整理 各省跟進政策增加儲能收益，明年大儲需求有望迎來各省跟進政策增加儲能收益，明年大儲需求有望迎來快速增長快速增長。前兩年推出的共享儲能商業模式具有成效，各省也不斷完善、增加收益來源。1）山東省政策覆蓋全面，有效提高大儲各場景收益。獨立儲能方面獨立儲能方面

106、，2021 年出臺的關于開展儲能示范應用的實施意見儲能參與輔助服務、租賃給新能源場站、獎勵優先發電量計劃的組合政策，2022 年出臺關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施，指出容量補償方面，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，容量租賃方面，示范項目容量可在全省范圍內租賃使用。工商業儲能工商業儲能方面方面，山東省出臺關于完善居民分時電價政策的通知、關于征求關于電力現貨市場分時輸配電價有關事項的通知（征求意見稿）意見的公告，進一步拉大峰谷價差，提升工商業儲能收益。2）山西政策建設一次調頻市場。山西省出臺山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行），指出發電側并

107、網主體以及新型儲能都可作為市場主體，提供一次調頻輔助服務。報價范圍為 5.0-10.0 元/MW，報價最小單位為 0.1 元/MW。調頻輔助服務市場我們上文分析得到市場初期，收益率較高，我們認為山西政策有望帶來未來兩年儲能的快速發展。3）江蘇儲能政策持續發力，提高新能源消納水平，利好新能源配儲。江蘇今年 10 月份出臺江蘇省電力需求響應實施細則（修訂征求意見稿），提出谷時段可再生能源消納補貼為 5 元/千瓦，平時段補貼為 8 元/千瓦。新能源消納補貼的增加，提高了新能源配儲或租賃共享儲能的收益，有利于疏導政策強配儲能的成本壓力，提振發電企業建設儲能積極性。4）河北省增大峰谷價差，工商業儲能需求

108、有望提升。近期出臺的關于進一步完善河北南網工商業及其他用戶分時電價政策的通知設立夏冬季尖峰電價時間，并且峰谷價差幅度從 50%提升至 70%，有效提升工商業儲能的經濟性。山東、青海、江蘇等省份儲能商業模式探索穩步進行，其他省份有望跟進。山東、青海、江蘇等省份儲能商業模式探索穩步進行，其他省份有望跟進。2022 年各省份年各省份陸續出臺相關政策建設、完善儲能商業模式，提升儲能經濟性，我們認為在這些政策推動陸續出臺相關政策建設、完善儲能商業模式，提升儲能經濟性，我們認為在這些政策推動下明年的儲能新增裝機有望大幅提升。下明年的儲能新增裝機有望大幅提升。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/

109、32 表表 6：近期重點儲能相關政策梳理：近期重點儲能相關政策梳理 時間時間 發行主體發行主體 政策政策 主要內容主要內容 2022 年 10 月 28 日 河北省發改委 關于進一步完善河北南網工商業及其他用戶分時電價政策的通知 1、考慮河北南網新能源的大規模發展導致的峰谷時段變化，設置夏冬季尖峰電價時間，夏季晚峰為 19 時至 22時、其他季節午間低谷為 12 至 15 時；2、峰谷電價浮動范圍從原來的 50%提升至 70%2022 年 10 月 24 日 江蘇省發改委 江蘇省電力需求響應實施細則（修訂征求意見稿）對通過需求響應臨時性增加（填谷）負荷，促進可再生能源電力消納，執行可再生能源消

110、納補貼。約定響應谷時段可再生能源消納補貼為 5 元/千瓦，平時段補貼為 8 元/千瓦。明確尖峰電價收支平衡原則，尖峰電價增收的資金用于需求響應可中斷電價金額可再生能源消納補貼的支出，按照公平、公開、透明原則安排使用。當年尖峰電價增收資金大于需求響應補貼需指出總額時，按照電價標準給予補貼，尖峰電價資金可跨年滾動使用；當年尖峰電價增收資金小于需求響應補貼需指出總額時，按照尖峰電價增收與補貼發放收支平衡原則，對補貼發放按比例折算。2022 年 10 月 21 日 華中能監局 西藏電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）首次制定電力輔助服務市場規則。其中指出，有償調峰服務補償，在調峰困難時段（11：00

111、-16：00），儲能電站按調峰困難時段（11:00-16:00）所儲存的電量的一定比例給予補償 2022 年 9 月 2 日 山東省發展改革委、山東省能源局、國家能源局山東監管辦公室 關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施 在容量補償方面，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。在容量租賃方面，示范項目容量可在全省范圍內租賃使用。新能源企業租賃的儲能容量視同企業配建的容量。2022 年 5 月 18 日 山西能監辦 山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行）發電側并網主體以及新型儲能都可作為市場主體，提供一次調頻輔助服務。報價范圍為 5.0-10.0 元/M

112、W，報價最小單位為 0.1 元/MW 2022 年 3 月 8 日 山東省發改委、山東省能源局、國家能源局、山東監管辦 關于完善居民分時電價政策的通知 2022 年 5 月 1 日起執行居民家庭分時電價政策。在現行階梯電價標準基礎上，峰段電價每千瓦時提高 0.03 元（含稅）；谷段電價降低 0.17 元。2022 年 1 月 21 日 山東省發改委 關于征求關于電力現貨市場分時輸配電價有關事項的通知（征求意見稿）意見的公告 執行與電網企業代理購電用戶相同的分時輸配電價政策。通知中提出高峰、低谷時段浮動比例為上下浮動 50執行；尖峰時段電價在高峰時段電價基礎上上浮 20執行。2021 年 12

113、月 30 日 山西能監辦 山西獨立儲能電站參與電力一次調頻市場交易實施細則（試行）明確了調頻服務報價范圍為 5-10 元/MW，報價的最小單位是 0.1 元。儲能參與一次調頻的收益=調節性能調節深度結算價格，其中調節性能 K 值=響應時間響應速率響應精度 2021 年 3 月 29 日 山東省能源局 關于開展儲能示范應用的實施意見 儲能參與輔助服務、租賃給新能源場站、獎勵優先發電量計劃的組合政策，確定了充放電量損耗部分按工商業及其他用電單一制電價結算的方式，初步建立了盈利模式 資料來源：信達證券研發中心整理 2022 年項目規模增速已見端倪，我們預計年底至明年項目將逐步落地。年項目規模增速已見

114、端倪，我們預計年底至明年項目將逐步落地。根據儲能與電力市場統計，2022 年 1-10 月已啟動的獨立儲能項目總計 231 個，總規模 34GW/70GWh（包括宣布啟動而未開始招標的項目 48.35GWh），其中已進入 EPC 和設備招標和正在建設的項目分別為 17.05GWh、4.43GWh，合計 21.48GWh。除獨立儲能之外，2022 年已經完成招投標的央企集采也大幅度提升，截至 2022 年 10 月左右，央企集采規模合計 15.2GWh，其中中核匯能集采規模最大（6.1GWh）。我們預計以上已經進入招標和正在建設的獨立儲能項目在年底至明年有望逐步落地。請閱讀最后一頁免責聲明及信息

115、披露 http:/ 33 圖圖 41：2022 年已啟動獨立儲能項目（年已啟動獨立儲能項目（GWh）圖圖 42：2022 年完成招投標的央企集采規模（年完成招投標的央企集采規模（GWh）資料來源：儲能與電力市場，信達證券研發中心 資料來源：儲能與電力市場，信達證券研發中心 下半年儲能項目進度提速，儲能景氣逐步上行。下半年儲能項目進度提速，儲能景氣逐步上行。從今年的開工建設項目來看，整體呈現每月逐步上行的趨勢，5 月份儲能設備/EPC 合計完成招標 573MW，10 月完成 1748MW，是5 月的三倍左右，儲能行業的景氣逐步上行。從項目結構來看，獨立儲能和新能源儲能項目規模最大，獨立儲能成為項

116、目應用場景趨勢，每月項目規模都占半數以上獨立儲能成為項目應用場景趨勢，每月項目規模都占半數以上。明年儲能裝機有望超預期增長明年儲能裝機有望超預期增長。從 CNESA 的 2022 年初的預期來看，樂觀情況下 2023 年新增裝機達到 5.5GW，按配儲 2小時計算，為 11GWh。我們認為目前獨立儲能項目已招標和建設的項目已經遠超這個數值，加上新能源配儲、工商業儲能的裝機，明年大儲裝機大概率超預期增長。另外，近期各省逐步落地各個理順儲能商業模式，提升儲能經濟性的政策，我們對明年的新增裝機規模較為樂觀。圖圖 43：2022 年至今已完成儲能設備年至今已完成儲能設備/EPC 招標的儲能項目月度情況

117、招標的儲能項目月度情況 資料來源：儲能與電力市場，信達證券研發中心 48.35 17.05 4.43 0.19 宣布啟動EPC/設備采購建設中2022投運項目012345672022年完成招投標的央企集采規模（GWh）02004006008001000120014001600180020001-4月5月6月7月8月9月10月新能源配儲（風儲、光儲）（MW）獨立儲能（MW）用戶側（MW）火儲聯合調頻（MW）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 34 3.2 成本處于下行通道，儲能經濟性有望提升成本處于下行通道，儲能經濟性有望提升 電池環節是儲能系統的核心，成本下降空間最大電池環節是儲能

118、系統的核心，成本下降空間最大。從設備來看，儲能電站的成本結構中占比最大的為電池環節（電芯+PACK+BMS），合計占比約60%，EPC集成商（除電芯以外，其他環節自己生產）在建設儲能電站中占比約 20%。儲能經濟性提升的主要措施為降低成本，電池環節作為成本占比最大的環節，降本路線清晰，降本空間最大。圖圖 44：2022 年儲能電站成本構成年儲能電站成本構成 資料來源：信達證券研發中心 近年碳酸鋰價格大幅上行，電池成本高企。近年碳酸鋰價格大幅上行，電池成本高企。近年下游電動車需求快速增長，碳酸鋰供給不足，使碳酸鋰價格大幅上行，近期碳酸鋰價格超 56萬元/噸。碳酸鋰是正極材料的主要成本，正極材料成

119、本隨碳酸鋰價格上行而高漲，目前是電芯的主要成本，占比超過 50%。展望明年，碳酸鋰價格處于周期高點，若碳酸鋰價格回落，電池成本有望進入下行通道，進而降低儲能系統成本。電芯PACK（包括BMS）PCS變壓器集裝箱冷卻及消防系統輔材EMSEPC集成 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 35 圖圖 45：電池級碳酸鋰價格電池級碳酸鋰價格（萬元萬元/噸噸）圖圖 46：2022 年年電芯成本拆分電芯成本拆分 資料來源：Wind，信達證券研發中心 資料來源：百川盈浮，信達證券研發中心 明年碳酸鋰價格有望下降，獨立儲能明年碳酸鋰價格有望下降，獨立儲能 IRR 有望提升至有望提升至 10.2%。明

120、年來看，隨著各鋰礦企業擴產，新能源產銷增速放緩，碳酸鋰價格有望下行。我們按照 55 萬元/噸的碳酸鋰價格測算電芯為 0.918 元/Wh，儲能 EPC 價格為 2.04 元/Wh。碳酸鋰價格每下降 5 萬元/噸，電芯價格下降 0.029 元/Wh，儲能 IRR提升 1.1pct。在不考慮其他成本下降的情況下，若碳酸鋰價格明年下降至 40 萬元/噸，獨立儲能系統成本降至 1.91 元/Wh，對應 IRR 為 10.2%，相比2 元/Wh 的 EPC 系統成本提升 3.4pct。表表 7：碳酸鋰價格變化帶來的儲能成本以及：碳酸鋰價格變化帶來的儲能成本以及 IRR 變化變化 項目項目 碳酸鋰價格下降

121、帶來的儲能成本以及碳酸鋰價格下降帶來的儲能成本以及 IRR 變化變化 碳酸鋰價格（萬元碳酸鋰價格（萬元/噸）噸）60 55 50 45 40 35 30 電芯單位成本（元電芯單位成本（元/Wh）0.948 0.918 0.889 0.860 0.830 0.801 0.772 成本下降百分比成本下降百分比 3.09%3.19%3.30%3.41%3.53%3.66%電芯成本下降（元電芯成本下降（元/Wh）0.029 0.029 0.029 0.029 0.029 0.029 儲能儲能 EPC 價格（僅考慮電芯成本下價格（僅考慮電芯成本下降）（元降）（元/Wh）2.03 2.00 1.97 1.

122、94 1.91 1.88 1.85 獨立儲能獨立儲能 IRR（其他條件不變）（其他條件不變）5.8%6.9%8.0%9.1%10.2%11.4%12.5%資料來源：信達證券研發中心測算 3.3 政策面與基本面共振，國內大儲前景廣闊政策面與基本面共振，國內大儲前景廣闊 新型電力系統背景下，儲能具有剛性需求。政策面，各省跟進山東、青島等地的示范作用，新型電力系統背景下，儲能具有剛性需求。政策面，各省跟進山東、青島等地的示范作用，不斷完善發展儲能商業模式，對儲能項目進行補貼，疏導儲能成本壓力?；久?，新能源不斷完善發展儲能商業模式，對儲能項目進行補貼，疏導儲能成本壓力?；久?，新能源裝機不斷推進，儲

123、能裝機需求大幅上行，規模發展關鍵節點已現。短期來看，成本壓力有裝機不斷推進，儲能裝機需求大幅上行，規模發展關鍵節點已現。短期來看，成本壓力有望隨碳酸鋰價格下行而減緩，儲能電站經濟性有望提升。國內大儲空間廣闊，下面我們對望隨碳酸鋰價格下行而減緩，儲能電站經濟性有望提升。國內大儲空間廣闊，下面我們對國內大儲進行測算。國內大儲進行測算。11121314151612017-04-052018-04-052019-04-052020-04-052021-04-052022-04-05電池級碳酸鋰價格（萬元/噸）0.0000.1000.2000.3000.4000.5000.6000.7000.8000.

124、900磷酸鐵鋰單位成本（元/wh）正極負極隔膜電解液結構件制造費用 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 36 集中式新能源帶來的儲能新增裝機集中式新能源帶來的儲能新增裝機 我們測算我們測算 2023 年集中式風光裝機有望帶動儲能新增裝機年集中式風光裝機有望帶動儲能新增裝機 9.55GW/17.19GWh，2025 年有年有望達到望達到 34.38GW/68.76GWh。新能源建設是能源轉型關鍵，也是未來能源建設主旋律，風電光伏項目穩步推進，我們預計 1）2023年年光伏新增裝機為 126GW，2025年為 210GW，2021-2025 年 CAGR 為 40%，其中分布式光伏占比

125、為 55%左右；2）2023 年風電新增裝機為 62.6GW，2025年為 77.4GW，2021-2025年 CAGR 為 13%。新能源新增裝機將帶來新能源自建儲能或共享儲能的建設，我們測算得到 2023 年集中式風光裝機帶動新能源配儲+共享儲能新增裝機 9.55GW/17.19GWh，2025 年有望達到 34.38GW/68.76GWh。分布式光伏建設帶動用戶側儲能新增裝機分布式光伏建設帶動用戶側儲能新增裝機 我們測算我們測算 2023 年分布式光伏裝機有望帶動用戶側儲能新增裝機年分布式光伏裝機有望帶動用戶側儲能新增裝機 2.77GW/5.54GWh，2025年有望達到年有望達到 15

126、.02GW/30.03GWh。用戶側儲能主要場景包括工商業、產業園等，我們認為分布式光伏是帶動用戶側裝機的重要推動力，2021-2025 年分布式光伏 CAGR 為 41%。目前用戶側儲能較分布式光伏的滲透率較低，我們認為未來“隔墻售電”、拉大峰谷價差、電力市場化等利好用戶側儲能經濟性的政策逐步落地，用戶側儲能滲透率有望提升。假設用戶側儲能的配儲時長為 2 小時。我們測算得到 2023 年分布式光伏裝機有望帶動用戶側儲能新增裝機 2.77GW/5.54GWh，2025 年有望達到 15.02GW/30.03GWh。光伏日間波動增加帶來電網側輔助服務市場光伏日間波動增加帶來電網側輔助服務市場 我

127、們測算我們測算 2023 年光伏日間波動增大帶動電網側輔助服務儲能新增裝機年光伏日間波動增大帶動電網側輔助服務儲能新增裝機 1.65GW/4.12GWh，2025 年有望達到年有望達到 4.34GW/10.86GWh。光伏累計裝機的增加將帶動光伏日間處理波動的增加，我們按照浙江省的數據參考新能源累計裝機占比 20.32%的情況下，日間波動為新能源裝機量的 36%，電網需要維持電壓、電頻穩定，因此可以認為輔助服務的出力為波動功率。調頻市場參與主體較多，如火電機組、水電機組，其中電化學機組的滲透率較低。我們認為新能源波動間隔短，從性能上來看，電化學儲能較為適合平抑新能源處理波動，未來滲透率有望上升

128、。我們測算得到 2023 年光伏日間波動增大帶動電網側輔助服務儲能新增裝機1.65GW/4.12GWh，2025 年有望達到 4.34GW/10.86GWh。綜合來看，我國儲能前景廣闊，“十四五”期間保持高速增長綜合來看，我國儲能前景廣闊，“十四五”期間保持高速增長。我們測算得到我國 2023 年儲 能 新 增 裝 機 為 13.97GW/26.85GWh，同 比 增 長 123.3%，2025 年 新 增 裝 機 為53.73GW/109.64GWh，21-25 年 CAGR 為 119%。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 37 表表 8：國內儲能需求測算：國內儲能需求測算 類

129、型類型 項目項目 單位單位 2020 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 集中式新能源帶來集中式新能源帶來的儲能新增裝機的儲能新增裝機 國內光伏累計裝機 GW 251.1 306.0 360.9 450.9 576.9 740.9 國內光伏新增裝機 GW 48.2 54.9 90.0 126.0 164.0 210.0 YOY 60.1%13.9%64.0%40.0%30.2%28.0%中國分布式光伏新增裝機 GW 15.2 29.28 49.5 69.3 90.2 115.5 分布式光伏占比 31.5%53.4%55.0%55.0%55.0%55.0%集中式光伏新增裝

130、機 GW 33.0 25.6 40.5 56.7 73.8 94.5 國內風電累計裝機 GW 281.7 354.2 401.1 457.1 519.7 589.5 國內風電新增裝機 GW 72.5 46.8 56.0 62.6 69.8 77.4 集中式風光新增裝機 GW 105.5 72.4 96.5 119.3 143.6 171.9 新能源自建儲能+獨立共享儲能功率規模 GW 0.51 1.00 3.86 9.55 20.11 34.38 新能源配儲占比 0.49%1.38%4.00%8.00%14.00%20.00%配儲時長 小時 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2

131、.00 新能源自建儲能+獨立共享儲能規模 GWh 0.77 1.60 6.56 17.19 38.20 68.76 用戶側儲能用戶側儲能 用戶側儲能功率規模 GW 0.63 0.59 1.24 2.77 6.31 15.02 用戶側儲能占比 4.17%2.01%2.50%4.00%7.00%13.00%配儲時長 小時 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 用戶側儲能規模 GWh 1.27 1.17 2.48 5.54 12.63 30.03 電網側儲能電網側儲能 光伏日間出力波動(輔助服務空間）GW 193.23 239.42 276.31 329.25 397.67 4

132、82.46 電網側電化學儲能（調頻+電網側其他服務）GW 0.36 0.86 1.24 1.65 2.39 4.34 電網側儲能占比 0.19%0.36%0.45%0.50%0.60%0.90%配儲時常 小時 2 2.3 2.4 2.5 2.5 2.5 電網側儲能規模 GWh 0.72 1.97 2.98 4.12 5.96 10.86 我國儲能合計我國儲能合計 儲能新增裝機功率規模 GW 1.51 2.45 6.34 13.97 28.81 53.73 儲能新增裝機規模 GWh 2.76 4.75 12.02 26.85 56.79 109.64 YOY 72.0%153.2%123.3%1

133、11.6%93.0%資料來源：信達證券研發中心測算 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 38 四四、海外大儲政策、海外大儲政策+市場化推進，全球儲能市場揚帆起航市場化推進，全球儲能市場揚帆起航 4.1 海外新能源發展步伐領先，海外大儲市場主要為歐美海外新能源發展步伐領先，海外大儲市場主要為歐美 歐洲美國新能源發展步伐較快，美國儲能發展領先歐洲美國新能源發展步伐較快，美國儲能發展領先。全球各國來看，世界各國能源轉型進度不一，儲能發展也各有差異。2021 年新型儲能裝機中，美國、中國、韓國是裝機 TOP3的國家，新增裝機分別為3.4GW、1.8GW、0.5GW；2021年世界各國可再生

134、能源發電占比中，美國、英國、愛爾蘭、澳大利亞占比分別為 21%、43%、37%、26%，而中國占比僅為 12%，處于較低水平。雖然中國的新增裝機已經位于世界前列，但是能源轉型進程仍處于后位。圖圖 47：2021 年全球新型儲能新增裝機（年全球新型儲能新增裝機（MW）圖圖 48：2021 年各國新能源發電量占比年各國新能源發電量占比 資料來源：2022儲能產業應用研究報告，信達證券研發中心 資料來源：信達證券研發中心整理；注意美國、英國、愛爾蘭的占比為2020年數據 新能源發展長路漫漫，風光裝機有望加速增長新能源發展長路漫漫，風光裝機有望加速增長。由于對新能源發電的不穩定性認識不夠充分，歐洲 2

135、020年之前的風光發電裝機規劃不能滿足溫室氣體下降 55%的目標，新的目標的提出表明 2030 年的電量規劃為 93-100TWh/年，規劃增量為原來計劃的 69%。新能源占比提升，儲能時長上揚，目前處于短時儲能的發展階段。新能源占比提升，儲能時長上揚，目前處于短時儲能的發展階段。60%的風光發電占比是儲能配置的關鍵節點：60%以下，基本上小時級的儲能可以滿足需求；60%以上，需要有更長時的儲能作為電網調節的資源。從世界各國的風電光伏發電占比來看，基本還處于短時儲能需求階段，但未來配儲市場有望逐步提升。05001000150020002500300035004000美國中國韓國英國澳大利亞愛爾

136、蘭日本智利菲律賓法國0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%美國中國韓國英國澳大利亞愛爾蘭日本智利美國中國韓國英國澳大利亞愛爾蘭日本智利 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 39 圖圖 49：歐洲風電光伏裝機有望加速歐洲風電光伏裝機有望加速 圖圖 50：最大儲能時長要求最大儲能時長要求與新能源并網要求正相關與新能源并網要求正相關 資料來源：EASE，信達證券研發中心 資料來源：EASE，信達證券研發中心 美國、中國和歐洲電網建設較為發達，也是大儲的主要市場美國、中國和歐洲電網建設較為發達，也是大儲的主要市場。電網建設主要用于電荷運輸，與國土面積和用電量相關，我

137、們以單位面積用電量來衡量電網建設需求（局限性在于面積需要為有效居住面積），單位面積用電量越小，跨地區電量運輸需求越大，相應的電網建設需求越大。歐洲（歐洲電網互聯，因此作為一個主體統計）、美國和中國的單位面積用電量最小，用電密度低，電網建設需求大，電網建設也較為發達。從 2021 年累計裝機來看，中國、美國的累計裝機最大，分別為 6.36GW、5.73GW，并且電網側儲能占比較大，分別為34%、35%，歐洲主體之一英國電網側儲能占比 45%，電源側輔助服務儲能占比 48%。圖圖 51：2021 年各國家單位面積用電量情況年各國家單位面積用電量情況 圖圖 52：各國家累計儲能裝機情況以及電網側、輔

138、助服務占比各國家累計儲能裝機情況以及電網側、輔助服務占比 資料來源：信達證券研發中心測算 資料來源：2022儲能產業應用研究報告，儲能產業研究白皮書2022，信達證券研發中心 4.2 美國大儲市場政策推動，歐洲大儲商業模式完善美國大儲市場政策推動，歐洲大儲商業模式完善 4.2.1 美國：政策持續發力，大儲市場如火如荼美國：政策持續發力，大儲市場如火如荼 美國聯邦政府和州政府補貼政策持續發力，驅動大儲市場發展。美國聯邦政府和州政府補貼政策持續發力，驅動大儲市場發展。美國的儲能補貼政策已經實行了 10 年以上，早在 2011 年加州就開始實施戶儲補貼政策，而后逐步拓展到電網側的補貼。2021 年為

139、 ITC 補貼退坡的關鍵節點，而美國眾議院在 21 年決定將 ITC 補貼延長 10年，在 2032-2033 年間逐步降低信貸價值。另外，2022 年美國通過通脹削減法案，法案中提到 3690 億美元投資用于能源安全和氣候變化相關。0.001.002.003.004.005.006.00歐洲美國中國英國日本韓國單位面積用電量（KWH/平方米）0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%11001200130014001500160017001美國中國韓國英國澳大利亞日本2021年累計裝機規模（MW）電網側儲能占比電源側輔助服務占比 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 h

140、ttp:/ 40 各州遠期規劃明確儲能發展趨勢。各州遠期規劃明確儲能發展趨勢。BNEF不完全統計，美國有9個州出臺儲能裝機的遠期規劃，其中加州 2024 年儲能裝機規劃 1.8GW，紐約 2030 年儲能裝機規劃 3GW，新澤西2030年規劃 2GW，如果以 3小時配儲時長預測（目前大致為 2小時，但未來配儲市場會不斷增加），則分別對應 5.4GWh、9GWh、6GWh。其他州也有不同時間節點的相應規劃，美國各州推動儲能行業發展的趨勢較為明確。表表 9：美國儲能相關政策梳理：美國儲能相關政策梳理 時間時間 地區地區 政策和措施政策和措施 2011 年年 加州 住宅儲能規模10kW 可獲得 0.

141、5 美元/Wh 補貼及投資稅收抵免；規模10kW 可選擇 0.5 美元/Wh 補貼（不可投資稅收抵免）或 0.36 美元/Wh（可稅收抵免）。2017 年年 夏威夷 2018 年 1 月-2020 年 12 月對用戶、電網側儲能項目提供支持。2018 年年 佛羅里達 2018-2019 財年撥付 1 千萬美元支持“光伏+儲能”試點項目。2018 年年 聯邦(國稅局)增加住宅側儲能系統稅收抵免新規則，如果住宅側用戶安裝光伏系統后再安裝電池儲能系統，且存儲的電能 100%來自光伏發電，該套儲能設備也可獲得 30%的稅收抵免。2018 年年 亞利桑那 2018 年 5 月 1 日起 3 年內，對購買

142、和安裝合格的電池儲能系統并參與 SRP 電池研究計劃的用戶可獲得最高 1800 美元的補貼。2018 年年 加州 儲能補貼政策延長至 2026 年。2019 年年 德克薩斯 允許配電公司與第三方簽署儲能部署合同，每個公司的部署容量需要為 40MW 2019 年年 明尼蘇達 要求商務部對電網儲能價值進行成本效益分析，幫助公用事業公司從與儲能相關的試點項目回收成本 2020 年年 科羅拉多 科羅拉多州州長 Jared Polis 簽署了“公共事業委員會法案”，要求科羅拉多州公共事業委員會分析向電網增加分布式能源(包括電池儲能系統)的價值 2020 年年 馬里蘭 批準儲能試點計劃 2019 年年 紐

143、約 紐約州能源研究與發展局根據市場加速激勵計劃，為儲能項目撥款 2.8 億美元。2021 年年 美國眾議院 將 ITC 全面延長 10 年，之后在 2032 年和 2033 年間逐步降低信貸價值 2022 年年 美國能源部 在四年內共資助 5.05 億美元促進長時儲能技術開發，通過降低成本推動儲能系統更廣泛的商業示范部署，以實現到 2035 年 100%清潔電力目標。2022 年年 美國國會參議院 1、總額約 7400 億美元的法案中有 3690 億美元投資都和能源安全和氣候變化相關。2、法案在稅收抵免方面，對礦物等原材料、電池以及整車組裝整條產業鏈，都增加了“北美化”的要求。3、法案對制造端

144、的補貼，大約可降低美國光伏組件成本的 1/4。4、法案將亞洲國家在電池與電池相關材料加工方面排除在稅收減免的標準之外 資料來源：信達證券研發中心整理 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 41 圖圖 53：美國各州儲能遠期規劃美國各州儲能遠期規劃 資料來源：BNEF，Global Energy Storage Outlook，信達證券研發中心 美國儲能結構主要以電網側公用儲能為主。美國儲能結構主要以電網側公用儲能為主。整體來看，2021 年-2022H1 美國大儲裝機分別為 10.85GWh、5.92GWh；結構上看，電網側公用大儲裝機占大數規模，2021 年電網側儲能占比為 88%

145、，2022 年 H1 占比為 85%；分季度看，2021Q4 電網側儲能裝機 4.3GWh，是目前歷史最高裝機季度，2022 年 Q1/Q2 裝機分別為 2.4GWh/2.6GWh。多數公用儲能電站用于調頻服務。多數公用儲能電站用于調頻服務。2020 年，公用儲能電站的應用場景結構中（儲能電站可以用于多場景），調頻大儲占比 59%，爬坡與旋轉備用占比為 39%，現貨套利占比 37%，調峰儲能占比為 15%。圖圖 54：2021-2022H1 美國儲能裝機季度結構美國儲能裝機季度結構（GWh）圖圖 55：2016-2020 年美國公用儲能電站應用場景年美國公用儲能電站應用場景 資料來源：Wood

146、 Mackenzie，信達證券研發中心 資料來源：獨立新型儲能電站價格形成機制及成本疏導優化方法，信達證券研發中心 4.2.2 歐洲：完善的商業模式，推動大儲市場化發展歐洲：完善的商業模式，推動大儲市場化發展 歐洲電網側儲能主要集中在英國、意大利、德國。歐洲電網側儲能主要集中在英國、意大利、德國。根據 BNEF 數據，歐洲電網側儲能預計穩步發展，從2021年底的3GW/4GWh增至33GW/95GWh。分國家來看，英國、意大利、-0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.002022Q22022Q12021Q42021Q32021Q22021

147、Q1家庭戶用電網側社區、商業和工業（CCI）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 42 德國是電網側儲能的主要裝機國家。圖圖 56：歐洲電網側儲能累計裝機情況歐洲電網側儲能累計裝機情況 資料來源：彭博新能源財經，信達證券研發中心 英國政策主要注重技術迭代、商業模式、市場構建與創新。英國政策主要注重技術迭代、商業模式、市場構建與創新。英國的政策不同于美國的直接經濟補貼（或 ITC 補貼）推動，主要是通過以下幾種方式推進儲能行業發展：1、推進儲能電池技術迭代。英國政府 2017 年推出法拉第挑戰計劃，劃撥 2.46 億英鎊推動電池技術發展。2、構建市場規則以及理順儲能的電力系統地位。20

148、16年英國ofgen明確儲能的資產類別、規劃制度，2020 年推出“十項關鍵計劃”，完善儲能的監管機制以及完善市場規則。3、市場構建以及創新。2015年英國國家電網推出新的調頻儲能服務市場，2017年之前調頻儲能由于容量電價簽署時間長，導致使用時間短，因此 2017 年英國相關機構調整了儲能的拍賣降級因素，讓儲能市場更加健康有序。表表 10：英國儲能相關政策梳理：英國儲能相關政策梳理 時間時間 主體主體 政策或行動政策或行動 主要內容主要內容 2017 年年 英國政府 法拉第挑戰計劃 發布“工業戰略挑戰基金”，并劃撥 2.46 億英鎊開展法拉第挑戰計劃，推動電池技術從研發走向市場，（2018

149、年）通過法拉第研究所提供 4200 英鎊支持電池技術研發 2020 年年 英國政府“十項關鍵計劃”啟動 1 億英鎊支持儲能和電力靈活性創新 2016 年年 英國國家能源監管機構Ofgen 與商業能源與產業戰略部 戰略報告 要求英國 2022 年之前采取 38 向行動，針對電力靈活性市場和儲能，需求側響應等方面的政策和市場規則進行調整。2019 年初已經實行 29 項計劃：1、完善監管制度；2、完善市場規則 2020 年年 英國內閣 二級立法 取消電池儲能項目容量限制，允許英格蘭和威爾士分別部署規模 50MW 以上和350MW 以上的儲能項目，在此之前大部分儲能項目設計為 49.9MW.2016

150、 年年 ofgen 將儲能作為發電資產類別的子集列入具體定義，對儲能的許可證和規劃制度進一步明確 2020 年年 ofgen 電價政策修訂 取消點儲能的“系統使用費”和“平衡服務系統使用費”雙重費用，使儲能只支付發電時的電網使用費。2017 年年 ofgen 允許發電可再生能源開發商和資產所有者繼續享受相關優惠政策的情況下將儲能安裝到可再生能源場站 2017 年年 英國商務、能源與工業戰略部和英國國家電網 調整電化學儲能拍賣的降級因素，降低了電化學儲能的收益，減少了電化學儲能可用時間短、對電力系統構成風險的問題 2020 年年 英國監管機構 降低電化學儲能進入容量市場的準入條件，增加了儲能在容

151、量市場的競爭力，擴大了范圍 2015 年年 英國國家電網 引入新的調頻服務品種 增強型調頻服務：在 1s 或者更短的時間對頻率偏差實現 100%有功功率輸出的一次調頻服務。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 43 資料來源：英國儲能相關政策機制與商業模式及對我國的啟示，信達證券研發中心 英國的商業模式成熟，收入來源廣泛。英國的商業模式成熟，收入來源廣泛?？傮w來說，英國儲能的商業模式較為多樣，市場構建較為成熟，總體市場分為頻率響應、備用、套利：1）頻率響應又分為增強型頻率響應、固定頻率響應、動態遏制、需求側響應、快速儲備容量 5 種收益來源；2）備用儲能分為用戶備用功率、短期運行容量

152、、容量拍賣市場、輸點成本減少、配電成本減少5種收益來源；3）套利分為發電商自用、發電商棄電減少、價格套利 3 種。我們認為正是由于英國的商業模式、市場機制完善，大儲才能在沒有過多政策補貼的情況下得到長足發展。表表 11：英國儲能相關政策梳理：英國儲能相關政策梳理 市場類型市場類型 主要收益來源主要收益來源 進入市場的方式進入市場的方式 市場容量市場容量 接入點接入點 頻率響應頻率響應 增強型頻率響應 投標(輔助服務)200700MW 輸電網絡,配電網絡 固定頻率響應 投標(輔助服務)20003000MW 輸電網絡,配電網絡,需求響應或用戶側 動態遏制 投標(輔助服務)500MW1.4GW 輸電

153、網絡,配電網絡 需求側響應 投標(輔助服務)需求響應或用戶側 快速儲備容量 投標(平衡服務)百 MW 輸電網絡,配電網絡,需求響應或用戶側 備用備用 用戶備用功率 合同 需求響應或用戶側 輸電網絡,配電網絡,需求響應或用戶側 短期運行儲備容量(發電容量或負荷削減量)投標(平衡服務)24GW 需求響應或用戶側 輸電網絡,配電網絡,需求響應或用戶側 容量市場 投標-容量拍賣 GWs 輸電網絡,配電網絡 輸電成本避免 市場機制/成本避免 GWs 配電網絡,需求響應或用戶側 配電成本避免 市場機制/成本避免 GWs 配電網絡,需求響應或用戶側 時移時移/套利套利 發電商自用 通過電價或成本避免參與市場

154、 GWs 需求響應或用戶側,與可再生能源共享站址 發電商棄電 通過電價或補貼或避免改 造費用支出參與市場 GWs 需求響應或用戶側,與可再生能源共享站址 價格套利 利用電價波動參與市場 GWs 輸電網絡,配電網絡,需求響應或用戶側,與可再生能源共享站址 資料來源：英國儲能相關政策機制與商業模式及對我國的啟示，信達證券研發中心 4.3 全球儲能市場空間廣闊全球儲能市場空間廣闊 中美歐三國政策不斷加碼，儲能經濟性有望不斷提升，儲能發展空間廣闊，我們測算得到：中美歐三國政策不斷加碼，儲能經濟性有望不斷提升，儲能發展空間廣闊，我們測算得到：全球全球 2023 年新增裝機為年新增裝機為 122.46GW

155、h，2025 年新增裝機年新增裝機 327.22GWh，21-25 年復合增速年復合增速為為 89.5%。美國：美國：2023 年新增裝機預計年新增裝機預計 38GWh，2025 年預計新增裝機為年預計新增裝機為 81.47GWh，21-25 年年復合增速為復合增速為 66%。歐洲（主要增量貢獻為戶儲）：歐洲（主要增量貢獻為戶儲）：2023 年新增裝機預計年新增裝機預計 27GWh，2025 年預計新增裝機年預計新增裝機為為 54.3GWh，21-25 年復合增速為年復合增速為 89%。我們測算邏輯及核心假設如下：1）近期硅料新增產能釋放，供給緊張得到緩解，產業鏈供給瓶頸打開，我們預計硅料價格

156、拐點亦將到來，國內地面裝機需求或將啟動。往 2023 年看，隨著產業鏈成本下降、新技術突破、集中式起量，中歐需求有望延續高增、美國需求回暖，未來保持較高增長。2）美國大儲是主要儲能裝機拉動力。從 2022 年 H1 數據來看，今年增速較高，ITC、IRA政策持續發力，儲能補貼力度持續，未來有望維持高增。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 44 3）歐洲主要動力來自戶儲裝機。歐洲各國政府推動天然氣儲備，并且歐洲天氣偏暖，供增需弱使得歐洲電價大幅回落，戶儲經濟性受到影響。但天然氣庫存短時間增長沒有改變能源緊缺的根本問題，國際貨幣基金組織發布報告顯示，即使歐洲留存的燃料儲備能夠度過這個冬

157、天，2023 年或將再次面臨天然氣和電力出現創紀錄價格的風險。戶儲目前仍具有一定經濟性，并且在歐洲政策壓制用電需求的背景下，自給自足的重要性更加凸顯，我們預計戶儲未來裝機增速較大，大儲主要集中在英國、德國等地區，每年新增裝機緩步上行。4）配儲時長逐步增加。隨著新能源裝機占比的提升，新能源發電出力波動性對電網的影響更大，配儲時長需求逐步增加，未來或需要日度/季度的調節資源。目前來看，預計到 2025年各國的電化學配儲時長將有不同程度的增長。表表 12：全球各國儲能市場空間測算：全球各國儲能市場空間測算 光伏裝機規模光伏裝機規模 類型類型 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2

158、025E 中國中國 累計裝機量（GW）251.11 305.99 360.87 450.87 576.87 740.87 新增裝機量（GW）48.20 54.88 90.00 126.00 164.00 210.00 美國美國 累計裝機量（GW）95.64 115.74 133.29 168.29 218.29 288.29 新增裝機量（GW）19.25 20.10 17.55 35.00 50.00 70.00 歐洲歐洲 累計裝機量（GW）138.57 179.00 244.00 334.00 459.00 609.00 新增裝機量（GW）19.11 28.00 65.00 90.00 12

159、5.00 150.00 其他國家其他國家 累計裝機量（GW）274.69 329.28 429.85 536.15 636.77 752.77 新增裝機量（GW）43.44 67.02 65.45 70.30 62.62 70.00 全球全球 累計裝機量（GW）760.00 930.00 1168.00 1489.30 1890.93 2390.93 新增裝機量（GW）130.00 170.00 238.00 321.30 401.63 500.00 儲能裝機規模儲能裝機規模 中國中國 累計裝機量（GW）3.20 5.65 11.99 25.95 54.76 108.49 累計裝機量（GWh）

160、6.40 11.15 23.17 50.02 106.81 216.45 新增裝機量（GW）1.51 2.45 6.34 13.97 28.81 53.73 新增裝機量（GWh）2.76 4.75 12.02 26.85 56.79 109.64 儲能/光伏裝機量 1.27%1.85%3.32%5.76%9.49%14.64%用戶側（GWh）1.27 1.17 2.48 5.54 12.63 30.03 電網側（GWh）0.36 0.86 1.24 1.65 2.39 4.34 電源側（GWh）0.77 1.60 6.56 17.19 38.20 68.76 美國美國 累計裝機量（GW）69.

161、19 72.59 78.84 90.71 109.71 135.17 累計裝機量（GWh）138.38 149.23 169.23 207.23 268.03 349.50 新增裝機量（GW）1.50 3.40 6.25 11.88 19.00 25.46 新增裝機量（GWh）3.00 10.85 20.00 38.00 60.80 81.47 儲能/光伏裝機量 72.35%62.72%59.15%53.90%50.26%46.89%家庭戶用（GWh）0.98 1.80 3.42 5.48 7.34 電網側（GWh）9.52 17.55 33.35 53.36 71.50 社區、商業和工業（C

162、CI）（GWh）0.35 0.65 1.23 1.96 2.63 歐洲歐洲 累計裝機量（GW）44.77 45.89 47.64 55.14 68.64 88.64 累計裝機量（GWh）89.54 91.78 95.28 110.28 137.28 177.28 新增裝機量（GW）1.12 1.75 7.50 13.50 20.00 27.15 新增裝機量（GWh）2.24 3.50 15.00 27.00 40.00 54.30 儲能/光伏裝機量 32.31%25.64%19.52%16.51%14.95%14.55%家庭戶用（GWh）1.07 1.70 9.00 20.00 32.00 4

163、4.80 電網側（GWh）1.50 2.00 2.50 3.00 4.00 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 45 社區、商業和工業（CCI）（GWh）0.30 4.00 4.50 5.00 5.50 中美歐合計中美歐合計 新增裝機量（GW）4.13 7.60 20.09 39.34 67.81 106.34 新增裝機量（GWh）8.00 19.10 47.02 91.85 157.59 245.41 累計裝機量（GW）117.16 124.12 138.46 171.81 233.11 332.31 累計裝機量（GWh）234.32 252.16 287.68 367.52 5

164、12.12 743.23 其他國家其他國家 新增裝機量（GW）1.37 5.32 6.70 13.11 22.60 35.45 新增裝機量（GWh）2.80 6.27 15.67 30.62 52.53 81.80 累計裝機量（GW）86.34 92.29 104.74 123.86 152.96 195.56 累計裝機量（GWh）172.68 180.21 207.38 250.00 315.53 411.64 全球全球 累計裝機量（GW）203.50 216.42 243.21 295.66 386.07 527.86 累計裝機量（GWh）407.00 432.37 495.06 617.

165、52 827.65 1154.86 新增裝機量（GW）5.50 12.92 26.79 52.45 90.41 141.79 新增裝機量（新增裝機量（GWh）10.80 25.37 62.69 122.46 210.13 327.22 儲能/光伏累計裝機量 26.8%23.3%20.8%19.9%20.4%22.1%資料來源：信達證券研發中心測算 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 46 五五、看好儲能產業鏈的集成商以及電池環節、看好儲能產業鏈的集成商以及電池環節 5.1 儲能產業鏈集中度較高，儲能產業鏈集中度較高，PCS 環節具有產業鏈整合趨勢環節具有產業鏈整合趨勢 儲能上游為電

166、池產業、電氣設備產業，下游主要為電力系統參與企業。儲能上游為電池產業、電氣設備產業，下游主要為電力系統參與企業。儲能的結構包括電池 PACK（電芯+PACK）、BMS、EMS、PCS、溫控系統。上游原材料主要分為兩大塊，分別是電池系統原材料+儲能變流器原材料：1）儲能電池主要為磷酸鐵鋰和三元電池，具體可以分為正極、負極、隔膜、結構件；2）儲能變流器作為電氣設備，原材料為 IGBT、電感器、變壓器等。下游方面主要為發電集團、電網公司、第三方投資者以及工商業等等。圖圖 57：儲能上下游產業鏈儲能上下游產業鏈 資料來源：信達證券研發中心 電池是儲能的核心，電池是儲能的核心，PCS 是儲能與電網的樞紐

167、，能量管理系統是儲能的是儲能與電網的樞紐，能量管理系統是儲能的“大腦大腦”，溫控系統、，溫控系統、消防系統是儲能的消防系統是儲能的“保護傘保護傘”。儲能運作的核心是充放電，電池是其中的核心。電池的充放電流是直流電，而發電并網需要的電流是交流電，因此充電時需要將交流電轉換成直流電，放電時需要將直流電轉化成交流電，此時 PCS 起到 AC/DC 轉換的作用。電池的充放電狀態，電池溫度狀態等信息需要實時監控、評估、保護以及均衡控制，此時 BMS 起到監控管理作用。電池的能量需要調用到家用電器還是并網，光儲一體機中光伏發電需要儲能儲存或是用于家用電器或是并網，這個調度過程需要有數據采集、監測、管控，E

168、MS 起到控制的“大腦”的角色。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 47 圖圖 58：儲能系統內部結構以及運作方式儲能系統內部結構以及運作方式 資料來源：派能科技招股說明書，信達證券研發中心 大儲具有電氣設備屬性，行業存在先發優勢。家庭戶儲大儲具有電氣設備屬性，行業存在先發優勢。家庭戶儲VS大儲：大儲：家庭戶儲下游直接對接個人消費者，消費者更加注重品牌、產品力、經濟性，戶儲類似于家電產品，具有較強的消費屬性；大儲下游是運營商或發電企業或電網公司，企業更加注重受益、成本、安全性等問題。大儲建設一般以招標形式進行，投標企業需要滿足招標的性能、資質等要求。因此，從大儲的商業模式、下游客戶

169、來看，與電力設備企業相似，具有電力設備企業的資質壁壘、技術壁壘、資金壁壘和市場壁壘。我們認為，新型電力系統的新增環節是大型儲能，大儲具有電力設備屬性，行業存在先發優勢。電池環節：競爭格局集中，寧德時代龍頭優勢明顯電池環節：競爭格局集中，寧德時代龍頭優勢明顯 全球來看，全球來看，2021 年中國企業寧德時代以接近 25%的市場份額排名第一，其次分別為比亞迪、韓國三星 SDI、韓國 LGES，以上四家企業儲能鋰離子電池出貨量合計份額接近 70%。中中國來看國來看，寧德龍頭優勢明顯，份額約為 25%，上市公司中億緯、鵬輝、南都份額緊隨其后，占比約為 4-6%。圖圖 59：2021 年全球儲能電池競爭

170、格局年全球儲能電池競爭格局 圖圖 60：2021 年中國儲能電池競爭格局年中國儲能電池競爭格局 資料來源：EVTank，信達證券研發中心 資料來源：2022儲能產業研究白皮書，信達證券研發中心 寧德時代比亞迪韓國SDI韓國LGES國軒高科億緯鋰能鵬輝能源其他寧德時代中儲國能億緯動力鵬輝能源南都電源?；履茉戳ι襁h景動力中創新航中天科技其他 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 48 PCS 環節：市場集中度高，企業專注差異化市場環節：市場集中度高，企業專注差異化市場 我國我國 PCS企業的全球市場出貨來看，企業的全球市場出貨來看，陽光電源出貨量穩居第一，約為2.5GW，占比全球的19

171、%，科華數據（11%）、比亞迪（9%）、古瑞瓦特（6%）、上能電氣（6%）位列其后，整體集中度較高，陽光電源為龍頭企業。我國我國 PCS 企業的國內市場出貨來看，企業的國內市場出貨來看，上能電氣、科華數據分別占比約 26%、22%，合計占比 48%。陽光電源出貨量約 177MW，占比約為 7%。圖圖 61：2021 年全球年全球 PCS 競爭格局競爭格局 圖圖 62：2021 年中國年中國 PCS 競爭格局競爭格局 資料來源：2022儲能產業研究白皮書，信達證券研發中心 資料來源：2022儲能產業研究白皮書，信達證券研發中心 PCS 環節的競爭格局呈現海內外差異化趨勢環節的競爭格局呈現海內外差

172、異化趨勢。陽光電源主打海外市場（主要為美國），2021 年海外出貨占比 90%以上；上能電氣主打國內市場，海外出貨較少，占比約 16%，2021 科華數據海內外齊發力，盛弘股份、科華數據海內外齊發力，海外占比都占 60%左右。圖圖 63：各企業各企業 2021 年海外年海外 PCS 出貨量（出貨量（MW）以及海外出貨占比）以及海外出貨占比 資料來源：2022儲能產業研究白皮書，信達證券研發中心 陽光電源科華數據比亞迪古瑞瓦特上能電氣盛弘股份南瑞繼保匯川技術索英電氣科士達其他上能電氣科華數據索英電氣南瑞繼保陽光電源盛弘股份華自科技智光儲能匯川技術許繼電氣其他0.0%10.0%20.0%30.0%

173、40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%0.00500.001000.001500.002000.002500.00陽光電源科華數據盛弘股份匯川技術上能電氣海外出貨量（MW）海外出貨占比 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 49 集成商環節：具有產業鏈整合趨勢集成商環節：具有產業鏈整合趨勢 我國企業的海外市場出貨來看，我國企業的海外市場出貨來看，陽光電源行業領先，海外出貨約 2.4GWh，比亞迪出貨約1.5GWh，沃太能源出貨約 0.5GWh。國內市場出貨來看，海博思創出貨最高為 0.74GWh左右，陽光電源出貨 0.6GWh 左右。從集成商的參與企

174、業可以看到，PCS、電池環節的企業逐步參與到集成環節中來，其中 PCS 企業參與集成商較多：比如陽光電源、科士達、科陸電子、科華數據。我們認為 PCS 逐步參與集成商企業，整合產業鏈的原因是：PCS 鏈接電池系統和電力系統，具備兩種系統的 Know-How，并且 PCS 環節在整個大儲系統的成本比例較低（上文中提及到 PCS 占儲能電站成本的 4%左右），因此為了獲取更高的價值量，并且利用自身 Know-How 的優勢，PCS 企業更愿意參與到集成商環節中。電力設備企業布局集成商具有天然優勢電力設備企業布局集成商具有天然優勢。電力設備企業下游為國網南網、發電集團，具有客戶基礎。大儲作為電力系統

175、得新增環節，需要有電力相關技術的積淀，而電力設備企業具有電力相關“基因”因此我們認為轉型較為順暢，未來有望快速切入，并且具有較大競爭力。圖圖 64：2021 年全球集成商海外市場出貨量年全球集成商海外市場出貨量(MWh）圖圖 65：2021 年中國儲能集成商國內出貨量年中國儲能集成商國內出貨量(MWh）資料來源：2022儲能產業研究白皮書，信達證券研發中心 資料來源：2022儲能產業研究白皮書，信達證券研發中心 5.2 獨立儲能壁壘更高，高壓級聯有望成為行業趨勢獨立儲能壁壘更高，高壓級聯有望成為行業趨勢 獨立儲能性能、規模要求更高，產業鏈價值提升。獨立儲能性能、規模要求更高，產業鏈價值提升。電

176、網的第一要則是保障電網安全，獨立儲能參與電力市場，需要提高量級來滿足電網調度的要求，因此是儲能應用中最具有大型化、規?；厔莸膱鼍?。獨立儲能的特點如下：1）相比于戶用儲能、工業用儲能、電源側儲能，獨立大型儲能對接電網，性能要求更高。獨立儲能的造價更高，產業鏈企業有望獲得溢價。2）獨立儲能直接對接電網，具有電網設備的行業特點，即接入電壓等級越高，受到監管越嚴格，相應約束條件越多，因此壁壘越高；3）獨立儲能一般以招標的形式確認供應商，招標中看重企業的歷史業績情況，從而企業具有先發優勢，而且優勢將不斷擴大。050010001500200025003000全球集成商海外市場出貨量(MWh）010020

177、0300400500600700800中國儲能集成商國內出貨量(MWh）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 50 表表 13：國家級接入電網標準以及電化學儲能設計規范：國家級接入電網標準以及電化學儲能設計規范 指標指標 要求要求 國家級標準：電國家級標準：電化學儲能系統接入化學儲能系統接入電網技術規定電網技術規定 1、接入電網前，電化學儲能的儲能載體、儲能變流器等主要部件需要通過性能測試。2、接入 10（6）kV 及以上電壓等級的電化學儲能系統應在并網運行 6 個月以內向電網調度機構或者相關管理部門提供并網測試報告。3、電化學儲能接入電網的測試點應該為電化學儲能系統并網點或公共連接

178、點。4、當電化學儲能的儲能載體、儲能變流器等主要部件改變時，電化學儲能系統應重新進行接入電網測試。國家級標準：電國家級標準：電化學儲能電站設計化學儲能電站設計規范規范 1、電站接入電網的電壓等級應根據電站容量及電網的具體情況確定。大、中型電化學儲能電站宜采用 10kV 或更高電壓等級。2、電站接入電網公共連接點電能質量應符合現行國家標準電能質量 供電電壓偏差GB 12325、電能質量 電壓波動和閃變GB 12326、電能質量 公用電網諧波GB 14549 和電能質量 三相電壓不平衡GB 15543 的規定，向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的 0.5。3、電站有功、無功功率控制應滿足

179、應用需求，動態響應速度應滿足并網調度協議的要求。4、電站的無功補償裝置配置應按照電力系統無功補償就地平衡、便于調整電壓和滿足定位需求的原則配置。5、電網異常時電站的響應能力應符合要求 6、并網運行模式下，不參與系統無功調節時，電站并網點處超前或滯后功率因數不應小于 0.95。7、電站的接地形式應與原有電網的接地形式一致，不應抬高接入電網點原有的過電壓水平和影響原有電網的接地故障保護配合設置 資料來源：電化學儲能系統接入配電網測試規程，信達證券研發中心 中高壓級聯技術具有性能優勢。中高壓級聯技術具有性能優勢。中高壓級聯儲能系統有望成為未來可行的升級方案，其主要優勢有：1）高單位面積能量密度。同樣

180、是液冷溫控的情況下高壓級聯占地面積相比低壓方案節省約 20%；2）高全功率動態響應。中高壓級聯方案提升響應時間 80%，性能優勢顯著；3）電池利用率高。中高壓直掛(級聯)儲能系統產品提升約 15%-20%；4）PCS 效率更高，提高約 1%。高壓級聯方案有望成為行業趨勢，獨立儲能壁壘進一步凸顯高壓級聯方案有望成為行業趨勢，獨立儲能壁壘進一步凸顯。獨立儲能具有大型化、規?；内厔?，進而演變為高電壓減少電能損失，高壓級聯的性能優勢將逐步凸顯。我們認為隨著儲能行業的發展，高壓級聯方案有望成為行業趨勢，而方案升級將進一步提升獨立儲能的壁壘，優化行業格局，頭部電池企業以及具有先發優勢及電力設備背景的集成

181、商深度受益。表表 14：獨立儲能不同技術特點：獨立儲能不同技術特點 對標內容對標內容 中高壓直掛中高壓直掛(級聯級聯)儲能系統儲能系統 低壓儲能系統低壓儲能系統 中高壓直掛中高壓直掛(級聯級聯)儲能系統相對于儲能系統相對于低壓儲能系統低壓儲能系統 PCS 效率效率 99.16%98%提升約 1%充放電循環效率充放電循環效率 90%85%提升約 6%電池利用率電池利用率 中高壓直掛(級聯)儲能系統產品提升約 15%-20%消防系統消防系統 氣體消防、水噴淋、淹沒三級消防 氣體消防 安全性更高 并網電能質量并網電能質量 THD=0.6%THD3%提升約 567%單機系統功率單機系統功率/容量容量

182、最大 20MW/40MWh 最大 3MW/6MW 提升約 95%全功率動態響應全功率動態響應 56ms 提升約 80%產品成本產品成本 中高壓直掛(級聯)儲能系統產品成本降低約 10%占地面積占地面積 中高壓直掛(級聯)儲能系統采用液冷技術、低壓儲能系統采用風冷技術的情況下,中高壓直掛(級聯)儲能系統的占地面積節省約 48%;中高壓直掛(級聯)儲能系統、低壓儲能系統均采用液冷技術的情況下,中高壓直掛(級聯)儲能系統的占地面積節省約 20%。資料來源：金盤科技公司公告，信達證券研發中心整理 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 51 5.3 海外大儲電池環節政策面承壓，集成商企業安全邊

183、際更高海外大儲電池環節政策面承壓，集成商企業安全邊際更高 海外大儲電池環節價值量最高，并且儲能大型化帶動電池環節價值占比上行。海外大儲電池環節價值量最高，并且儲能大型化帶動電池環節價值占比上行。大儲電池也是由單個電芯組成，規?；瘡募夹g方面并沒有太多降本空間，因此儲能項目規模越大，電池占比越高。以美國 2022年 1200KWh工商業儲能單位成本與 240MWh大型儲能對比，工商業儲能電池比例占比 49%，大型儲能占比 60%。圖圖 66：2021 年全球集成商海外市場出貨量年全球集成商海外市場出貨量(MWh）圖圖 67：2021 年中國儲能集成商國內出貨量年中國儲能集成商國內出貨量(MWh）資

184、料來源：NREL，信達證券研發中心 資料來源：NREL，信達證券研發中心預測 美國美國 IRA 政策促進電池環節北美化，大儲的電池環節政策面承壓。政策促進電池環節北美化，大儲的電池環節政策面承壓。美國 IRA 政策將亞洲國家在電池與電池相關材料加工方面排除在稅收減免的標準之外，電池環節利潤受到影響。但我們認為電池環節近幾年競爭格局仍較穩定但我們認為電池環節近幾年競爭格局仍較穩定：從新增裝機規模來看，預計美國新增裝機規模長期保持在全球新增裝機的25%以上，而從 2021年的全球電池出貨來看，排名前列的電池企業都為中韓企業（比如寧德、比亞迪、SDI、LG）。因此政策短期對行業的競爭格局影響不大。集

185、成商企集成商企業政策壓力較小，安全邊際較高。業政策壓力較小，安全邊際較高。集成商企業涉及環節多，政策壓力較小，仍能享受稅收減免補貼，因此我們認為美國大儲市場快速增長，集成商具有更高的安全邊際，將深度受益。0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%0.0000.1000.2000.3000.4000.5000.6000.7000.8001200KWh工商業儲能單位成本（美元/Wh）240MWh獨立儲能單位成本（美元/Wh）電池PCS結構系統平衡成本BOS電力系統平衡成本BOS安裝費和設備EPC費用稅收其他費用（利潤/PII等）電池成本占比60%5%1%10%3

186、%3%4%14%電池PCS結構系統平衡成本BOS電力系統平衡成本BOS安裝費和設備EPC費用稅收其他費用（利潤/PII等）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 52 圖圖 68：全球儲能新增裝機量全球儲能新增裝機量(GWh)以及美國新增裝機占比以及美國新增裝機占比 資料來源：信達證券研發中心測算 0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%0.0050.00100.00150.00200.00250.00300.00350.00202020212022E2023E2024E2025E新增裝機量（GWh）美國儲能新增裝機占全球比例 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http

187、:/ 53 六、六、投資建議投資建議 能源轉型進入關鍵節點，新型儲能可以有效解決新能源發電帶來的電力系統問題，具有剛能源轉型進入關鍵節點，新型儲能可以有效解決新能源發電帶來的電力系統問題，具有剛性需求。目前我國各種應用場景的儲能經濟性承壓，但往明年看，國內儲能具有實際利益性需求。目前我國各種應用場景的儲能經濟性承壓，但往明年看，國內儲能具有實際利益推動推動作用作用的政策頻頻出臺，商業模式逐漸完善，已啟動項目或備案項目大幅增長，原材料的政策頻頻出臺，商業模式逐漸完善，已啟動項目或備案項目大幅增長，原材料成本壓力有望降低等多方面因素共振，我們認為明年或為大儲成本壓力有望降低等多方面因素共振，我們認

188、為明年或為大儲高增高增的關鍵節點，未來需求的關鍵節點，未來需求空間廣闊。海外大儲市場主要為美國、歐洲市場，美國補貼政策持續，歐洲商業模式完善，空間廣闊。海外大儲市場主要為美國、歐洲市場，美國補貼政策持續，歐洲商業模式完善，未來儲能有望得到長足發展，全球儲能行業揚帆起航，未來空間廣闊未來儲能有望得到長足發展，全球儲能行業揚帆起航，未來空間廣闊。國內大儲市場：國內大儲市場：推薦儲能產業鏈價值量最高的電池環節頭部企推薦儲能產業鏈價值量最高的電池環節頭部企業：寧德時代、億緯鋰能、比亞迪，建業：寧德時代、億緯鋰能、比亞迪，建議關注鵬輝能源、天能股份、國軒高科。議關注鵬輝能源、天能股份、國軒高科。建議關注

189、儲能主要設備并有望整合產業鏈的建議關注儲能主要設備并有望整合產業鏈的 PCS 環節：上能電氣、盛弘股份、科華數環節：上能電氣、盛弘股份、科華數據、科陸電子（家電組標的）。據、科陸電子（家電組標的）。建議關注大儲集成商企業：金盤科技、南網科技、四方股份、南都電源、思源電氣建議關注大儲集成商企業：金盤科技、南網科技、四方股份、南都電源、思源電氣 海外大儲市場：海外大儲市場：建議關注海外占比較高的集成商及建議關注海外占比較高的集成商及 PCS 企業：陽光電源、科士達。企業：陽光電源、科士達。另外，建議關注受益儲能行業另外，建議關注受益儲能行業高增高增的小而美賽道：的小而美賽道：溫控系統：高瀾股份、同

190、飛股份、三花智控（家電組標的）、英維克溫控系統：高瀾股份、同飛股份、三花智控（家電組標的）、英維克 消防系統：青鳥消防、國安達消防系統：青鳥消防、國安達 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 54 表表 15：海內外大儲相關標的情況：海內外大儲相關標的情況 分類分類 主要市場主要市場 公司名稱公司名稱 市值市值 歸母凈利潤（億元）歸母凈利潤（億元）歸母凈利潤同比增速歸母凈利潤同比增速 PE 2022E 2023E 2024E 2022E 2023E 2024E 2022E 2023E 2024E 電池企業電池企業 國內國內&海外海外 寧德時代 9230 289.00 450.00 5

191、80.00 81%56%29%32 21 16 比亞迪 6343 153.2 296.6 372.0 403%94%25%41 21 17 億緯鋰能 1552 32.31 65.09 89.13 11%101%37%48 24 17 國軒高科 562 4.8 18.0 26.1 370%275%46%117 31 21 鵬輝能源 330 6.58 11.76 16.72 261%79%42%50 28 20 天能股份 375 19.8 24.8 31.6 45%25%28%19 15 12 PCS 海外海外 陽光電源 1703 30.44 54.40 72.48 92%79%33%56 31

192、23 科士達 287 7.0 11.6 15.3 88%66%32%41 25 19 國內國內&海外海外 科陸電子 132-0.76 4.50 7.82-89%692%74%-174 29 17 盛弘股份 113 1.7 2.8 3.9 50%65%41%66 40 29 科華數據 221 4.89 6.55 8.36 11%34%28%45 34 26 國內國內 上能電氣 134 1.1 3.5 5.9 90%213%69%120 38 23 EPC/集成集成商商 國內國內 金盤科技 164 2.91 4.89 7.50 24%68%53%56 34 22 南網科技 327 2.1 4.5

193、6.8 47%113%50%155 73 48 思源電氣 302 11.79 15.47 19.41-2%31%25%26 19 16 四方股份 126 5.7 7.1 8.5 26%23%21%22 18 15 南都電源 182 6.96 9.61 15.36-151%38%60%26 19 12 溫控系統溫控系統 高瀾股份 35 0.7 1.2 1.5 13%66%28%48 29 23 同飛股份 96 1.53 2.59 3.87 28%69%49%63 37 25 三花智控 751 23.0 28.9 35.7 36%26%23%33 26 21 英維克 141 2.38 3.35 4

194、.51 16%41%35%59 42 31 消防系統消防系統 青鳥消防 177 7.3 9.2 12.0 37%27%30%24 19 15 國安達 39 1.11 2.27 3.57 318%105%57%35 17 11 資料來源：寧德時代、比亞迪、億緯鋰能、陽光電源、科士達、科陸電子、三花智控、青鳥消防為信達證券研究開發中心預測，其他公司為Wind一致預期，股價采用 2022年 11月28日收盤價 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 55 七、風險因素七、風險因素 政策落地不及預期、疫情反復影響新能源建設進度、原材料價格上漲帶來成本上升、行業競爭加劇等 請閱讀最后一頁免責聲明

195、及信息披露 http:/ 56 Table_Introduction 研究團隊簡介研究團隊簡介 武浩，電力設備新能源首席分析師，中央財經大學金融碩士，6 年新能源行業研究經驗，曾任東興證券基金業務部研究員，2020 年加入信達證券研發中心，負責電力設備新能源行業研究。研究聚焦細分行業及個股挖掘，公眾號：電新之瞻。張鵬，新能源與電力設備行業分析師，中南大學電池專業碩士，曾任財信證券資管投資部投資經理助理，2022 年加入信達證券研發中心，負責新能源車行業研究。黃楷，電力設備新能源行業分析師，墨爾本大學工學碩士，2 年行業研究經驗，2022 年 7 月加入信達證券研發中心，負責光伏行業研究。胡雋穎

196、，新能源與電力設備行業研究助理，中國人民大學金融工程碩士，武漢大學金融工程學士，曾任興業證券機械軍工團隊研究助理，2022 年加入信達證券研發中心，負責風電設備行業研究。曾一赟，新能源與電力設備行業研究助理，悉尼大學經濟分析碩士，中山大學金融學學士，2022 年加入信達證券研發中心，負責新型電力系統和電力設備行業研究。陳玫潔，團隊成員，上海財經大學會計碩士，2022 年加入信達證券研發中心，負責鋰電材料行業研究。孫然，團隊成員，山東大學金融碩士，2022 年加入信達證券研發中心，負責新能源車行業研究。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 57 機構銷售聯系人機構銷售聯系人 區域區域

197、姓名姓名 手機手機 郵箱郵箱 全國銷售總監 韓秋月 13911026534 華北區銷售總監 陳明真 15601850398 華北區銷售副總監 闕嘉程 18506960410 華北區銷售 祁麗媛 13051504933 華北區銷售 陸禹舟 17687659919 華北區銷售 魏沖 18340820155 華北區銷售 樊榮 15501091225 華北區銷售 秘僑 18513322185 華北區銷售 李佳 13552992413 華東區銷售總監 楊興 13718803208 華東區銷售副總監 吳國 15800476582 華東區銷售 國鵬程 15618358383 華東區銷售 李若琳 131226

198、16887 華東區銷售 朱堯 18702173656 華東區銷售 戴劍簫 13524484975 華東區銷售 方威 18721118359 華東區銷售 俞曉 18717938223 華東區銷售 李賢哲 15026867872 華東區銷售 孫僮 18610826885 華東區銷售 賈力 15957705777 華東區銷售 石明杰 15261855608 華東區銷售 曹亦興 13337798928 華南區銷售總監 王留陽 13530830620 華南區銷售副總監 陳晨 15986679987 華南區銷售副總監 王雨霏 17727821880 華南區銷售 劉韻 13620005606 華南區銷售 胡

199、潔穎 13794480158 華南區銷售 鄭慶慶 13570594204 華南區銷售 劉瑩 15152283256 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 http:/ 58 分析師聲明分析師聲明 負責本報告全部或部分內容的每一位分析師在此申明，本人具有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。免責聲明免責聲明 信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。

200、本報告由信達證券制作并發布。本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權利與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信達證券不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的完整版本為準。本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，但信達證券不保證所載信息的準確性和完整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉

201、及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假設和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請。在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并

202、可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發放本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責，信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資建議。如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權利。評級說明評級說明 風險提示風險提示 證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏利的可能，也存在虧損的

203、風險。建議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，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、稅收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券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，投資者需自行承擔風險。投資建議的比較標準投資建議的比較標準 股票投資評級股票投資評級 行業投資評級行業投資評級 本報告采用的基準指數：滬深 300 指數（以下簡稱基準）；時間段：報告發布之日起 6 個月內。買入：買入：股價相對強于基準 20以上；看好：看好：行業指數超越基準；增持：增持：股價相對強于基準 520；中性：中性：行業指數與基準基本持平；持有：持有：股價相對基準波動在5%之間；看淡：看淡：行業指數弱于基準。賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。