電力設備新能源行業儲能·深度1：全球分區域&應用市場空間、經濟性及商業模式探討-20220224（77頁）.pdf

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1、證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明01證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明2022年2月24日儲能深度1：全球分區域&應用市場空間、經濟性及商業模式探討證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明摘要1、中國儲能市場或迎來快速增長，2021-2023CAGR預計達到106.1%，主要由發電側帶動。經濟性：電網調頻&工商業儲能商業模式已跑通，發電側仍主要靠政策驅動a) 發電側：配儲之后，儲能通過減少棄光+調峰服務，光+儲的整體IRR降至6.33%，低于光伏發電的8.48%，經濟性不明顯，因此現階段主要靠政策驅動。b) 電網側：調頻服務經濟性凸顯，理想情況下其IRR約為18%。電網調頻

2、服務對于性能要求高，且在部分的地區市場化交易程度高（調頻指令中標順序受性能指標影響），未來市場化交易模式有望在全國普及。c) 工商業儲能：光伏配儲方面，光儲一體化系統度電成本約0.32元，略高于僅光伏發電0.27元，但工商業企業在目前雙碳以及限電背景下有備用電源保證生產的需求，因此有意愿為光伏配置儲能。削峰填谷電站方面，峰谷價差大于0.7元/KWh時，可以在生命周期內收回成本。市場規模：a) 發電側：21年底，21省明確了22、23年規制性配儲比例約為10%；平均配儲時長2h；預計配儲比例逐年遞增，存量配儲滲透率由1%升至5%，預計22-25年新增儲能裝機總量為12.64、27.99、46.3

3、8、100.79GWh，21-25CAGR110.8%。b) 電網側：調頻成為電網側儲能主要增長點，預計調頻滲透率由15%逐年上升至70%，調峰滲透率由0.025%逐年上升至0.04%，預計22-25年儲能裝機1.67、2.63、3.46、3.82GWh。c) 工商業：光儲一體化：隨著經濟性部分顯露以及備用電源需求增長，預計22-25年配儲滲透率由1.5%逐年增至4.5%，存量滲透率由0.08%逐年增至1%，預計新增裝機量為0.11、0.31、0.59、1.19GWh。工商業削峰填谷：由于其經濟性凸顯，預計滲透率由0.006%逐年增至0.22%，22-25年新增裝機量為0.31、0.87、0.

4、96、1.49GWh。d) 5G基站應用：預計22-25年的裝機量為8.84、8.93、6.27、5.60GWh。 總計國內2022-2025年裝機總量（除5G以外）分別為13.05、29.11、47.92、103.46GWh，21-25年CAGR104.5%。2、美國儲能市場未來快速增長，表前表后共同發力，2021-2025CAGR89.2% 經濟性：市場化電力交易+戶用電價較高，美國表前表后經濟性均已跑通a) 表前:光伏電站配儲經濟性凸顯，日運營200天的情況下可達到全生命周期內IRR18.76%。美國峰谷價差明顯，更大的儲能配置可以充分發揮其削峰填谷，峰谷套利的作用，因此美國的配儲比例往

5、往達到100%，其充電時長多為2-4小時。1 8YaXxUlYjZbYNAnMrQmM9PdN7NmOoOnPoMlOqQsQlOpNqNaQnNuNwMmOqNxNmMtM證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明b) 表后：戶用儲能方面，光伏+儲能的配置模式可以為普通家庭在25年周期內節省30%電力費用。工商業儲能方面，其光伏+儲能模式的度電成本LCOE約為0.31美元，低于其參考上網電價，意味著企業自發自用電力的成本低于從電網購電，即使有多余電力上網，也可溢價售電。 市場規模：a) 表前：由于美國儲能時長經濟性突出，預計儲能滲透率由40%逐年上升至70%；以100%功率配比，存量裝機滲透

6、率由1%逐年上升至15%，預計22-25年表前裝機量為18.36、40.26、61.56、115.92GWh，21-25年CAGR88.9%。b) 表后：由于經濟性凸顯，預計戶用儲能滲透率由20%逐年增加至70%，21-25年CAGR87.7%。工商業儲能滲透率預計由18%逐年上升至30%，21-25年CAGR96.3%。則22-25年表后裝機量3.26、6.59、9.84、20.50GWh，21-25年CAGR91.7%?？傆?022-2025年裝機量為21.62、46.85、71.40、136.42GWh，其2021-2025年CAGR89.3%。3、歐洲澳洲政策+經濟性推動，全球儲能市場

7、快速增長歐洲：由于各國儲能優惠政策的實施，尤以戶用側補貼為主，預計2022-2025儲能裝機規模分別達到7.51、14.34、25.05、54.07GWh，21-23年CAGR103.21%。澳洲：表前大型項目不斷落地，表后高電價促使裝機量高速增加，預計22-25年裝機量將達到6.18、12.13、19.56、34.73GWh，21-23年CAGR 116.2%。全球：預計2022-2025年全球儲能裝機規模將達到52.58、112.67、180.33、361.56GWh， 21-23年CAGR112.8%。4、商業模式：海外盈利性相對更高、表后盈利有望高于表前海外市場對于價格的承受能力普遍高

8、于國內：海外裝機量增長由自身經濟性優越推動，而國內主要靠政策強制推行。表后市場安裝儲能的動機為降本，對經濟性的要求低于商業化運營的表前市場，用戶在可以節省成本的前提下即有意愿配儲；另，用電電價高于上網電價，進一步提升了表后配儲經濟性，上游企業利潤空間高于表前市場。6、投資建議：下游市場維持高增速，推薦含儲量高的逆變器公司【陽光電源】、 【德業股份】、【固德威】、【盛弘股份】（首次覆蓋）；關注儲能消防的消防領域龍頭【青鳥消防】，以及儲能溫控有望快速放量的【英維克】。風險提示：政策落地不及預期風險、設備端供給不及預期風險、原材料價格上行風險等；2 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明目錄C

9、O N T E N T S中國儲能經濟性及市場規模02美國儲能經濟性及市場規模03儲能裝機簡介01澳洲儲能市場規模04歐洲儲能市場規模053儲能市場商業模式06風險提示07 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告儲能：解決電力供需不平衡問題，鋰電將是未來主流01.4 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明 儲能的本質是為了解決供電生產的連續性和用電需求的間斷性之間的矛盾，實現電力在發電側、電網側以及用戶側的穩定運行。 表前（發電側+電網側），隨著傳統發電方式逐漸被新能源發電取代，風光裝機不斷增長，棄風棄光問題隨之而來。同時隨新能源裝機占比持續提升，發電設備總體的間歇性和不穩

10、定性增強，調峰調頻需求愈加強烈。儲能為解決棄風棄光&調峰調頻需求的有效方案。 表后（工商業+戶用），儲能通過對于電能在時間維度上的調度進行削峰填谷/峰谷套利，可平滑需求+為終端用戶節省用電成本。01資料來源：全國新能源消納監測預警中心，OE能源，民生證券研究院配置儲能本質為解決新能源占比提升帶來的電力供需不平衡問題5圖1：中國棄電情況圖2：調峰原理簡介 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明02資料來源：民生證券研究院儲能分類簡介 表前包含所有非用戶側主體，如發電側，電網側等。由于海外市場表后發電側和電網側的界限較為模糊，因此不做區分，統一按照表前裝機口徑計算預測。發電側：新能源發電的配置

11、儲能。國內發電側主要通過解決棄電提高發電收入以及參與調峰輔助服務獲取補貼實現經濟性，但是目前經濟性不明顯，因此更多靠政策驅動。海外市場主要靠削峰填谷從而實現峰谷價差套利實現經濟性。電網側：電網調頻裝機、電網調峰裝機。電網調頻、調峰儲能裝機均通過參加對應的電網輔助服務獲取輔助服務補貼實現經濟性。 表后包含戶用用戶和工商業用戶。國內戶用裝機較少，海外市場戶用和工商業儲能裝機并重發展。工商業：分布式光伏配置儲能、獨立削峰填谷儲能。工商業光伏配置儲能，可節省工商業企業的用電費用+保證特殊情況下的電力供應；獨立削峰填谷電站則純粹通過峰谷價差套利，電價谷時充電+電價峰時放電，節省企業用電成本。 經濟性同樣

12、通過節省用電成本體現。戶用：家用光伏配置儲能。目前中國戶用儲能裝機仍是空白；海外戶用儲能通過存儲光伏發電為家庭用戶提供電力，使得在光伏發電無法工作的時段如夜間或陰雨天依然可以保證電力自給自足。經濟性通過節省用電費用實現。應用場景發電側電網側工商業戶用位置新能源電站旁大型火電站旁工商業企業園區家庭住宅核心功能減少棄電、調峰、平滑輸出調頻、調峰削峰填谷、備用電源存儲光伏發電、保證能源自給收益模式增加發電收入+獲取調峰補貼獲取調頻補貼/獲取調峰補貼峰谷套利、節省用電成本節省用電成本6表1：儲能應用場景分類 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明03資料來源：CNESA、民生證券研究院 目前中國儲

13、能仍然以抽水蓄能為主，電化學儲能發展勢頭良好。截至2020年，電化學儲能裝機量占比為7.5%，累計裝機規模達到14.2GW，同比增長49.6。電化學儲能是應用范圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能技術。 電化學儲能中，鋰離子電池占比最大，其中再以磷酸鐵鋰電池為最主流的鋰離子電池形式。截至2020年底，電化學儲能中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，達到了13.1GW，電化學儲能和鋰離子電池的累計規模均首次突破10GW大關。 中國、美國和歐洲占據了全球電化學儲能市場的主導地位，2020年三者新增投運裝機量占全球電化學新增投運總規模的86。儲能發展趨勢90.3%7.5%2.2%抽水蓄能電化學儲能其他92.0

14、%鋰離子電池鉛蓄電池液流電池超級電容鈉硫電池其他33.0%30.0%23.0%6.0%3.0%5.0%中國美國歐洲日韓澳大利亞其他7圖3：中國各式儲能發展現狀（2020年） 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告中國：棄風棄光電量提升，發電側配儲為最大增量02.8 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明 截止2021年，全國棄風棄光電量上網價值達100億元，亟待通過儲能解決。2021年全國光伏發電量同比增長25.1%；平均棄光率為2%，與2020年持平。風電發電量同比增長40.5%，棄風率3.1%。棄電總量約為267.48億KWh，較2020年增長約22.7%。由于新能源發

15、電量大幅上漲，棄電量將在未來一段時間保持上升趨勢。儲能系統通過對谷時發電的存儲并在峰時放電，可以有效降低棄光率。 剩余容量應用于電網調峰也是配儲重要應用之一。新能源配儲容量往往大于其解決棄風棄光所需要的容量，因此剩余容量可用以參與市場化調峰輔助服務，提升儲能利用率。通過在電網負荷低時充電并在負荷高峰放電，起到削峰填谷作用，緩解電網壓力。 此外，發電側儲能還具有平滑輸出曲線的作用，緩解電網負擔。光伏發電具有較強的不穩定性，其功率變化速度較快，通過儲能系統的不斷充放，削弱其發電功率的劇烈波動，從而使得輸出曲線更加平滑，有利于電網進行預測調度。01資料來源：X技術專利網，OE能源網，民生證券研究院發

16、電側儲能旨在解決2%棄光率以及參與調峰服務圖5：平滑輸出示意圖圖4：調峰示意圖9 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明02資料來源：中國政府網，民生證券研究院宏觀、地方政策輔助新能源發電配儲快速鋪開省級行政區配置比例要求省級行政區配置比例要求省級行政區配置比例要求省級行政區配置比例要求河北10%湖南10-20%，2h安徽10%，1h青海10%，2h山西5-20%海南10%福建10%內蒙古15%，2/4h遼寧10-15%貴州10%江西10%，1h廣西5-10%，2h吉林已有部分項目按10%云南鼓勵山東10%，2h寧夏10%，2h江蘇鼓勵陜西10-20%，2h河南10%，2h新疆10-15%

17、，2h浙江鼓勵甘肅5-20%，2h湖北10%天津10-15% 目標&框架：2021年7月發改委、能源局發布關于加快推動新型儲能發展的指導意見，明確了未來幾年的裝機量目標。其中指出到2025年，裝機規模達到30GW，新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，新型儲能向全面市場化發展。內容方面，意見要求大力推進電源側儲能項目建設、積極推動電網側儲能合理化布局、積極支持用戶側儲能多元化發展。篇幅與表述方式上體現出電源側儲能為當前建設重點。 管理規范：2021年9月國家能源局印發新型儲能項目管理規范（暫行）。2021年10月國家能源局、國家市場監督管理總局印發電化學儲能電站并網調度協議示范文本(試行)。兩

18、份文件為新型儲能項目的開展和實施提供了更加具體的規范要求和法律依據。 地區落實：截止2021年底，全國已有21個省級行政區在全省或部分地區明確了新增新能源發電項目規制性配儲能比例以及配儲時長。3個省份出臺鼓勵配儲政策。綜合來看，平均配儲比例約為10%，配儲時長約為2h。其中，全省或部分地區要求配儲的省份2021年風電光伏裝機量達到全國風光裝機量的81%，為儲能裝機量增加的主要來源。10表2：中國各地儲能配置政策要求 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明03資料來源：CPIA，民生證券研究院2022-2025年儲能裝機需求高增，新能源發電裝機規模CAGR14.5%表3：發電側儲能裝機預測假

19、設：中國光伏發電2022-2025年新增裝機量分別為80、100、120、140GW，風電新增裝機分別為52、54、56、58GW。隨規制配儲的不斷推廣，更多省份將在全省或部分地區推出配儲政策，由此預計在未來2年新增風光裝機量中，全省規制配儲省份對應風光裝機占總量比例分別達到60%，70%，部分地區要求省份所占風光裝機量達20%，鼓勵配儲地區風光裝機量占10%。短期隨政策推行，預計2022、2023年發電側配儲功率比例為10%，充電時長為2小時，長期隨成本下降帶來的經濟性提升，2024、2025年平均配儲功率比例預計達到12%、20%。11發電側單位20202021 2022E 2023E 2

20、024E 2025E光伏新增裝機GW4865 80 100 120 140 風電新增裝機GW325052545658規制配儲能地區對應新增裝機量GW57.579.2107.8140.8178.2儲能滲透率25%50%80%100% 100%儲能配比10%10%11%12%20%部分規制配儲能地區對應裝機量GW35.6527.7232.3435.219.8儲能滲透率10%20%50%70%80%儲能配比10%10%11%12%20%發電側單位20202021 2022E 2023E 2024E 2025E鼓勵配儲能地區對應裝機量GW11.513.213.86儲能滲透率10%15%30%儲能配比1

21、0%10%10%其他地區對應裝機量GW10.355.28儲能滲透率5%10%儲能配比10%10% 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明04資料來源：CPIA，民生證券研究院預測2021-2025年預計新增新能源發電配儲CAGR111%表4：發電側儲能裝機預測2022、2023年，規制配儲省份的儲能滲透率逐漸上升至50%、80%；部分地區規制配儲的省份2022、2023年儲能滲透率為20%、50%；鼓勵配儲省份2022、2023年的儲能滲透率分別為15%、30%，預計2024年之后所有省份均將出臺規制配儲政策，即2024年起無鼓勵配儲地區；2022年其他地區儲能滲透率10%，預計2023年

22、全國所有地區均會出臺儲能相關政策，即2023年起無無政策普通地區。由上述假設，我們預計2022-2025年新增新能源發電裝機對應配儲為9.53、23.36、39.71、77.62 GWh，2021-2025CAGR111%12發電側單位20202021 2022E 2023E 2024E 2025E規制配儲能地區對應新增裝機量GW57.579.2107.8140.8178.2儲能滲透率25%50%80%100%100%儲能配比10%10%11%12%20%規制配儲能地區對應儲能裝機GWh2.88 7.92 18.97 33.79 71.28 部分規制配儲能地區對應裝機量GW35.6527.72

23、32.3435.219.8儲能滲透率10%20%50%70%80%儲能配比10%10%11%12%20%部分規制配儲能地區對應儲能裝機GWh0.71 1.11 3.56 5.91 6.34 發電側單位20202021 2022E 2023E 2024E 2025E鼓勵配儲能地區對應裝機量GW11.513.213.86儲能滲透率10%15%30%儲能配比10%10%10%鼓勵配儲能地區對應儲能裝機GWh0.23 0.40 0.83 普通地區對應裝機量GW10.355.28儲能滲透率5%10%儲能配比10%10%普通地區對應儲能裝機GWh0.10 0.11 新增發電裝機對應儲能裝機量GWh0.66

24、3.92 9.53 23.36 39.71 77.62 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明05資料來源：民生證券研究院預測2021-2025發電側新增儲能裝機量CAGR110.8%表5：發電側儲能裝機預測匯總存量新能源配儲裝機量測算方面，假設功率配比與配儲時長和新增發電裝機保持一致。預計中國光伏+風電2022-2025年未配儲新能源發電裝機量分別為598、714、837、967GW。存量配儲滲透率于2022-2025年分別達到1%、1.2%、1.4%、1.6%，隨著2024年成本降低，2025年預計滲透率快速增長至5%。綜合來看，國內發電側儲能裝機高增原因在于：1、風光裝機的高增速；2

25、、儲能滲透率及儲能配比的持續提升；3、存量風光電站配儲。2022-2025年發電側新增儲能裝機量總計分別達10.97、25.36、42.92、96.96 GWh。21-25年CAGR達110.8%。存量發電側裝機對應儲能需求存量發電側裝機對應儲能需求20202020202120212022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E未配儲能的風光裝機未配儲能的風光裝機GWGW496.04 598.20 711.24 831.83 961.72 儲能滲透率儲能滲透率1.00%1.20%1.40%1.60%5.00%儲能配比儲能配比10%10%10%12%20%充放電時

26、長充放電時長h h22222存量發電裝機對應儲能安裝量存量發電裝機對應儲能安裝量GWhGWh0.99 0.99 1.44 1.44 1.99 1.99 3.19 3.19 19.23 19.23 新增發電裝機對應儲能裝機量新增發電裝機對應儲能裝機量GWhGWh0.660.666.006.0013.82 13.82 28.82 28.82 39.71 39.71 77.62 77.62 當年新增儲能裝機當年新增儲能裝機GWhGWh7.14 7.14 15.25 15.25 30.81 30.81 42.90 42.90 96.85 96.85 13存量發電側裝機對應儲能需求20202021202

27、2E2023E2024E2025E未配儲能的風光裝機GW496.04 598.92 714.10 837.42 967.29 儲能滲透率1.00%1.20%1.40%1.60%5.00%儲能配比10%10%10%12%20%充放電時長h22222存量發電裝機對應儲能安裝量GWh0.99 1.44 2.00 3.22 19.35 新增發電裝機對應儲能裝機量GWh0.663.92 9.53 23.36 39.71 77.62 當年新增儲能裝機GWh4.91 10.97 25.36 42.92 96.96 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明06資料來源：從利潤分配和競爭格局看光伏投資機會儲能

28、的度電成本和里程成本分析，民生證券研究院假設新能源配儲僅解決棄光后IRR較僅光伏下降約3.2pct，低至5.30%表：不同盈利模式下IRR測算發電側配儲的商業模式主要為：1、解決棄光；2、解決棄光+同時提供輔助服務。為測算經濟性，我們將兩種商業模式與純光伏模式進行比較。 僅光伏發電假設：光伏設備每W成本為4.00元（集中電站）。光伏設備使用年限為25年且每年性能線性衰減0.55%，其平均每年等效利用小時數為1200小時，中國上網電價平均0.37元/KWh，增值稅稅率為13%，所得稅稅率為25%。銀行貸款期限為15年，貸款比例70%，貸款利率3.8%?；谏鲜黾僭O，測算光伏發電內部收益率IRR為

29、8.48%。 光伏+儲能解決棄光假設：每年棄光率為2%，增加儲能設備后，可以帶來2%的額外電費收入，但是將增加儲能設備的成本。儲能設備每Wh單價約為1.8元，以10%功率配比+2h時長配儲，每W光伏對應儲能設備成本為0.37元，充放電深度為95%，每天循環次數一次，每年性能線性衰減5%。假設儲能設備使用年限為10年，其銀行貸款期限為10年，貸款比例為70%，貸款利率為3.8%，其余假設相同。上述假設下，測算得光伏+儲能解決棄光IRR為5.30%。類型項目價格光伏發電成本組件外其他成本（元/W）2.39組件（元/W）1.60集中式逆變器（元/W）0.10固定支架（元/W）0.29建安費用（元/W

30、）0.61一次設備（元/W）0.41二次設備（元/W）0.07電纜價格（元/W）0.20類型項目價格光伏發電成本一次性土地費用（元/W）0.15電網接入成本（元/W）0.28管理費用（元/W）0.26合計（元/W）4.00儲能系統成本儲能系統成本（元）0.30功率轉換成本（元）0.05土建成本（元）0.02合計0.3714表6：光伏、儲能設備成本假設 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明07資料來源：北極星電力新聞網，民生證券研究院假設新能源配儲現階段主要經濟模式IRR僅為6.33%假設：在經濟性測算中取調峰補償為500元/MWh，即0.5元/KWh計算。（全國多地已經出臺調峰補償標準，

31、在測算時著重參考更具先進性的南方電網以及南方電網管轄省份的補償值）。所有剩余容量充分用于調峰服務。以首年為例，對于功率為1W的光伏發電設施，儲能設備解決棄光27Wh，其每天1次循環在一年中可以提供的總容量約為70Wh，剩余43Wh全部參與調峰服務。充電補貼為0.2元/KWh（僅部分地區）。部分地區對于解決棄光的儲能設備根據其消納電量予以補貼。上述假設下，光伏+儲能解決棄光&參與市場化調峰輔助服務IRR為6.33%。在少部分具有充電補貼的地區，IRR上升至6.64%。光伏新能源第三種盈利模式：光伏+儲能解決棄光+參與市場化調峰輔助服務表7：光伏、儲能系統其他經濟性假設其他假設值調峰補貼0.5元/

32、KWh充電補貼（若有）0.2元/KWh貸款比例70%貸款利率3.8%光伏設備貸款年限15年所得稅率25%增值稅率13%其他假設值上網電價0.37元/KWh光伏組件首年衰減2%/年光伏組件線性衰減0.55%/年儲能設備線性衰減3%/年儲能設備性能報廢點70%充放電深度95%系統能量效率90%15 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明08資料來源：民生證券研究院測算主要收入模式IRR僅6.33%，經濟性存在缺陷圖6：不同盈利模式下IRR測算目前光伏配儲主流盈利模式收益率仍不及僅光伏發電，光伏發電內部收益率IRR為8.48%，配儲解決棄光后下降至5.30%，計算調峰補貼后回升至6.33%。存在

33、充電補貼的地區內部收益率為6.64%，仍低于僅光伏發電。當IRR大于6%時，項目具備經濟性，但是配儲后收益率在低于不配儲的情況下，企業沒有自發配儲意愿。因此在現階段，光伏配儲主要由政策推動。0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%9.00%僅光伏僅光伏光伏光伏+儲能解決棄光儲能解決棄光光伏光伏+儲能解決棄光儲能解決棄光+調峰調峰光伏光伏+儲能解決棄光儲能解決棄光+調峰調峰+補貼補貼不同場景IRR測算16 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明09資料來源：民生證券研究院測算儲能單位價格下降協同電力市場化，發電側配儲有望迎來經濟性儲能設備價格

34、的下降有望帶來發電側儲能市場放量。當儲能單位價格下降至0.7元/Wh以下時，光+儲+調模式收益率開始趕超純光伏發電（8.31%）。目前國內儲能設備系統單位價格約1.5元/Wh，仍有下降空間。在主要關注的光伏發電+儲能解決棄光+調峰的盈利模式下，儲能加入開始為光伏電站帶來正收益，自發性光伏配儲比例將大幅提升。隨著電力定價市場化， 交易模式有望向美國等地靠攏+新能源上網電價有望通過綠電獲取進一步收益，提升配儲經濟性。1)電力現貨市場完善后，新能源+儲能的穩定性電力供應可較非穩定的新能源電力獲得溢價，有望借鑒美國等成熟市場的交易模式，提升配儲經濟性。2)隨著綠電交易逐步實現市場化定價，市場化的定價方

35、式有望充分釋放出綠電的價格彈性，使交易價格超過原有上網電價對應的附加收益，從而獲得進一步的收益。圖7：儲能投資敏感性0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%9.00%10.00%1.51.31.10.90.70.5儲能系統單位成本（元儲能系統單位成本（元/Wh）光+儲+調IRR僅光伏IRR17 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明10資料來源：中國招標投標網，科陸電子，民生證券研究院電網側儲能目前多用于電網調頻儲能調頻的目的在于穩定電網、提高電能質量，多位于火電廠旁，以滿足火電廠的儲能調頻需求。在中國目前的發電方式中，火電因其輸出穩定占主

36、導地位且，占據了大量的電網資源。因此，其頻率波動會給電網帶來巨大壓力，頻率不穩定可能導致損壞用電設備及電網設施。我國交流電頻率為50Hz，為保證電網的穩定，要求頻率的上下波動在0.2Hz以內。用電負荷低于發電功率之時，頻率會上升，此時儲能進行充電消納電力使得頻率回落；反之亦然。目前，國內最常見的儲能調頻設施為9MW，4.5MWh調頻電站，布置在火電廠附近可以為2臺常見的300MW機組或1臺600MW機組提供調頻服務。圖8：調頻示意圖年份項目名稱項目規模（MW）項目規模（MWh）2017山西平朔煤矸石發電有限公司2300MW發電機組AGC儲能輔助調頻系統項目94.52018內蒙杭錦9MW儲能調頻

37、項目94.5內蒙古新豐AGC儲能調頻項目94.52019廣東茂名臻能熱電AGC儲能輔助調頻項目94.5廣東粵江公司330MW機組AGC儲能輔助調頻項目94.52020華能集團科林熱電廠9MW/4.5MWh儲能調頻項目94.52021華電國際萊城發電廠儲能調頻項目94.5表8：部分代表性調頻儲能項目18 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明調頻市場為輔助服務市場的一部分，該市場最大的特點為市場化交易程度高，以廣東省為例，電網調頻指令通過市場化競標的方式決定調頻指令執行的中標方，其中標參考指標為（報價/性能指標K），按照由低到高的順序依次中標。而后根據電站參與調頻的里程與容量按月對其發放補償

38、，其補償計算方式為月度調頻容量補償= =1i調頻容量 日前 核定成本月度調頻里程補償= =1 其中，容量補償計算中的LMP為上一自然月市場平均節點電價，里程補償計算中的D為調頻里程，Q為結算價格（報價），K為性能指標。由此，經濟性與收益完全由性能決定，技術領先的企業因此可以獲得高收益率。未來該種市場化的電力輔助服務交易模式有望推廣至全國。參考寶光韶關電廠項目，當K值達到1.4-1.6時，中標率可以達到100%，其調頻報價為12元/MW。11電網側調頻：服務盈利模式明確，市場化程度高，性能直接決定收益19資料來源：廣東調頻輔助服務市場交易實施細則，民生證券研究院 證券研究報告* 請務必閱讀最后一

39、頁免責聲明12資料來源：民生證券研究院測算經濟性驅動電網調頻裝機，IRR最高達18.65%南方電網調峰服務市場交易模式：所有上網主體均要按照上網電量繳納調頻費，形成資金池；電站投資方通過與火電廠簽訂合約的方式在火電廠旁建設儲能調頻電站。根據提供的調頻服務，電網從將資金池中資金以調頻補貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。假設：1）火電機組調頻配儲比例為1.5%，配儲時長為0.5h。目前中國主流的9MW，4.5MWh系統可以為600MW的火電機組提供調頻服務。2）調頻儲能系統使用壽命為5年。功率型儲能設備要求設備擁有更短的充電時間，且調頻要求滿充滿放，使用過程中每天的循環次數也會更多，因此壽命相比

40、容量型設備更短。3）當前性能領先的調頻儲能系統單位成本為8.89元/Wh。（來源于寶光股份下屬韶關電廠項目信息，經濟性計算建立在使用性能最優設備的假設之上）。4）電站投資方所得到的收入分成為40%。則當儲能電站各項參數均處于行業領先的水平時，預計調頻IRR約18.65%。表9：電網儲能調頻計算過程年份初始投資/等額本息(元/W/年)運維成本（元/0.5Wh/年）銷項增值稅（元/W/年）所得稅（元/W/年）電池功率系數調頻收入(元/W/年)電站投資人分成（元/W/年）現金流（元）0 1200.00 100.0%(1200.00)1 602.53 160.00 206.75 269.57 97.5

41、%4492.80 1797.12 558.27 2 602.53 160.00 190.84 248.83 90.0%4147.20 1658.88 456.67 3 602.53 160.00 174.94 228.10 82.5%3801.60 1520.64 355.07 4 602.53 160.00 159.04 207.36 75.0%3456.00 1382.40 253.47 5 602.53 160.00 143.13 186.62 67.5%3110.40 1244.16 151.87 合計IRR18.65%20 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明電網側應用電化學儲

42、能調峰經濟性劣于抽水蓄能。電化學儲能可以應用于電網調峰，與發電側配儲參與調峰服務邏輯相同，其調峰響應速度等部分性能指標雖然優于抽水蓄能，但是其調峰容量遠低于抽水蓄能，難以滿足電網側調峰需求，因此建設儲能電站專門用于電網側儲能調峰經濟性較弱。從度電成本的角度，電化學儲能的度電成本遠高于抽水蓄能，且電化學儲能的規模與抽水蓄能相比過小。抽水蓄能度電成本約0.21-0.25元，磷酸鐵鋰電池度電成本約0.62-0.82元，即抽水蓄能的3-4倍。低成本使得抽水蓄能成為當前的主要儲能方式。電化學儲能雖度電成本高、規模小，但短時調峰作用不容忽視。雖然有以上兩方面缺陷，且充電時長僅2小時，但可以用于短時應急調峰

43、、或因地理位置等原因無法布置抽水蓄能電站且電力短缺的地區，未來依舊具備一定發展潛力。13資料來源：儲能的度電成本和里程成本分析，民生證券研究院電網側儲能調峰：抽蓄VS電化學，經濟性VS短時調峰表10：電化學與抽水蓄能成本對比抽水蓄能磷酸鐵鋰電池儲能壽命（年）50壽命（年）7系統能量成本（萬元/MWh）120-170系統能量成本（萬元/MWh）150-230電站運維成本（萬元/MWh）120功率轉換成本（萬元/MWh）10其他成本（萬元/MWh）20土建成本（萬元/MWh）5系統能量效率76%電站運維成本（萬元/MWh）15年運行比例90%其他成本（萬元/MWh）15LCOS（元/KWh）0.2

44、1-0.25充放電深度DOD90%-95%系統效率88%LCOS（元/KWh）0.62-0.8221 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明14資料來源：國家能源局，民生證券研究院預測調頻成為電網側儲能主要增長點，電網側2021-2025年CAGR45.8%至2025年，電網側儲能裝機增長主要由儲能調頻裝機帶來，未來4年儲能調頻裝機量分別達到0.80、1.54、2.15、2.28GWh，隨電網對于頻率穩定的要求不斷提高且電化學儲能調頻的性能優勢不斷凸顯，更高的性能指標（K值）帶來的更高中標率有望大幅推動調頻輔助市場下的電化學儲能需求，滲透率預2022-2025年分別為15%、30%、50%

45、、70%，伴隨火電裝機的緩慢增長，儲能調頻累計裝機量在未來兩年分別達到2.91、6.00GW，配儲時長為0.5h。至2025年，電網側調峰裝機新增分別為0.87、1.08、1.31、1.55GWh。電網側備用電源、應急電源等應用對于電網側調峰裝機的需求逐漸增加，預計2022-2025年的儲能調峰滲透率分別為0.025%、0.03%、0.035%、0.04%。2022-2025年，電網側總計新增裝機1.67、2.63、3.46、3.82GWh，2021-25年CAGR45.8%表11：中國儲能調頻調峰裝機規模測算單位20202021202220232024E2025E火電裝機GW1245.17

46、1257.62 1295.35 1334.21 1374.24 1415.46 水電裝機GW370.16 377.56 396.44 416.26 437.08 458.93 核電裝機GW49.89 51.39 52.93 54.52 56.15 57.84 （火電）調頻需求占比1.5%1.5%1.5%1.5%1.5%1.5%調頻需求裝機GW18.68 18.86 19.43 20.01 20.61 21.23 鋰電儲能調頻滲透率5%7%15%30%50%70%鋰電儲能調頻裝機量GW2.91 6.00 10.31 14.86 充電時長0.50 0.50 0.50 0.50 鋰電儲能調頻裝機量G

47、Wh0.12 0.17 0.80 1.54 2.15 2.28 鋰電儲能調峰滲透率0.02%0.03%0.03%0.04%0.04%鋰電儲能調峰裝機量GWh0.01 0.67 0.87 1.08 1.31 1.55 電網側裝機總計GWh0.13 0.85 1.67 2.63 3.46 3.82 22 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明15資料來源：民生證券研究院預測國內表前市場主要靠發電側帶動，2021-2025年CAGR104.5%圖9：國內儲能裝機量匯總（GWh）2022至2025年表前市場儲能裝機總量達12.64、27.99、46.38、100.79GWh，21-25年CAGR1

48、04.5%。政策引導新能源發電配儲將成為儲能增長最大動力。2022-2025年發電側新增裝機占表前新增裝機量逐漸由86%提升至96%，其2021-2025年CAGR為110.8%。電網側裝機比例由14%逐漸縮減至為4%，其2021-2025年CAGR為45.8%.2302040608010012020212022E2023E2024E2025E發電側電網側 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明16資料來源：綠配寶，民生證券研究院工商業光儲一體系統力圖打造綠色電力供應系統光儲一體化系統旨在為工商業提供更多清潔能源，同時減小其對電網的依賴性。光儲一體化系統的本質是微電網布局。目前的光儲、光充

49、儲一體化項目以光伏作為電能的主要來源。通過在房頂或者空地布置分布式光伏發電設備，將發出的電力供應給微網內的用電負荷以及充電樁，并且將光伏發出的電力存儲進儲能系統并且在需要時放電，減少資源的浪費。光儲一體化中的儲能系統還可以起到峰谷套利的作用。由于工商業用電峰谷價差較大，因此可將儲能系統用于存儲光伏發電并且在用電高峰時放電，進行峰谷價差套利提升經濟性。24圖10：光儲微網示意圖 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明17資料來源：人民咨詢，民生證券研究院限電政策引發工商業企業儲能需求，新能源電力作為備用電源緊急避損2021年9月全國21個省級行政區由于雙控目標完成晴雨表的發布開始實施緊急性的

50、工商業限電政策，催生了對備用電源的強烈需求。在2021年9月的限電情況下，部分地區工商業企業被迫減產限產，從而承受巨大損失。面臨著雙碳背景下能源結構轉型的需要，停產成本較高的企業就會更有意愿尋求備用電源以避免突發事件帶來的損失。儲能可使工商業企業在無法從電網獲電力時，將儲能作為備用電源，使工廠能夠最大程度保持生產，避免停產損失。碳達峰、碳中和背景下對綠色能源更大的需求使得中國分布式光伏裝機量快速提升，國家能源局提出，2023年底，試點地區黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于50%，學校、醫院、村委會等公共建筑屋頂不低于40%，工商業廠房屋頂不低于30%，農村居民屋頂不低于20%。預計

51、工商業分布式光伏的發展將有力帶動光儲一體化微網的發展。省級行政區工商業限電政策省級行政區工商業限電政策省級行政區工商業限電政策江蘇分級停限產貴州分級預警河南限電50%廣東“開二停五”五級有序用電內蒙古有序用電遼寧有序用電山東有序用電新疆限產黑龍江限電、有序用電陜西限產青海有序用電吉林限電廣西避峰用電寧夏高耗能企業停限產湖南用電負荷2600KW以下云南限產四川非必要性活動停產安徽有序用電重慶部分企業限停產福建避峰用電浙江高耗能企業停產25表12：國內限電政策匯總 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明18資料來源：民生證券研究院假設工商業光儲一體化系統LCOE低于平時電價但高于僅光伏發電假設

52、：由于工商業儲能規模相對較大，假設設備成本、性能，配儲比例及時長與發電側保持一致，即光伏發電單位成本為4元/W，儲能成本為0.37元/Wh，貸款利率5%上述假設下，工商業光儲一體化系統的LCOE為0.32元/KWh，低于平時電價但略高于部分地區的谷時電價，具備一定經濟性。同時考慮到企業配儲的核心動力在于結合備用電源、保證生產的角度考慮，預計配儲動力依然較為強烈。類型項目價格光伏發電成本組件外其他成本（元/W）2.39組件（元/W）1.60集中式逆變器（元/W）0.10固定支架（元/W）0.29建安費用（元/W）0.61一次設備（元/W）0.41二次設備（元/W）0.07電纜價格（元/W）0.2

53、0光伏發電成本一次性土地費用（元/W）0.15電網接入成本（元/W）0.28管理費用（元/W）0.26合計（元/W）4.00儲能系統成本儲能系統成本（元）0.30功率轉換成本（元）0.05土建成本（元）0.02合計0.37其他假設值調峰補貼0.5元/KWh充電補貼（若有）0.2元/KWh貸款比例70%貸款利率4.5%光伏設備貸款年限15年所得稅率25%增值稅率13%上網電價0.37元/KWh光伏組件首年衰減2%/年光伏組件線性衰減0.55%/年儲能設備線性衰減3%/年儲能設備性能報廢點70%充放電深度95%系統能量效率90%26表13：工商業光儲系統成本及其他假設 證券研究報告* 請務必閱讀最

54、后一頁免責聲明19資料來源：CPIA，民生證券研究院預測工商業2022、2023年光伏配儲裝機CAGR183.5%目前我國分布式光伏裝機量占總量約1/3，其中工商業占分布式光伏裝機量約1/2，光伏裝機量的增長為工商業光伏配儲增長的主要來源。根據其經濟性部分顯露以及備用電源需求增長，預計2022-2025配儲滲透率分別達到1.5%、2.5%、3.2%、4.5%，分別按照35%、45%、55%、65%的功率配比以及2小時的充放時長，新增裝機量分別達到0.112、0.307、0.591、1.190 GWh。工商業分布式光伏裝機量2022-2025以30%左右CAGR快速增長，經濟性+備用電源需求推動

55、配儲滲透率以及配儲比例快速增長，三個因素共同作用下推動工商業光伏配儲快速增長。工商業光儲一體化單位202020212022E2023E2024E2025E光伏裝機總量GW486580100120140工商業光伏裝機量GW5.400 7.313 9.000 11.250 13.500 15.750 配儲滲透率GW0.93%1.00%1.50%2.50%3.20%4.50%配儲比例15%25%35%45%55%65%配儲功率GW0.008 0.018 0.047 0.127 0.238 0.461 配儲時長222222新增裝機量GWh0.015 0.037 0.095 0.253 0.475 0.

56、921 存量未配儲光伏裝機GW47.950 55.189 64.054 75.023 88.091 103.132 存量滲透率0.015%0.020%0.040%0.080%0.120%0.200%存量光伏裝機GWh0.002 0.006 0.018 0.054 0.116 0.268 總計GWh0.017 0.042 0.112 0.307 0.591 1.190 27表14：國內工商業光伏配儲規模測算 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明20資料來源：北極星儲能網，民生證券研究院獨立儲能收益模式明確省市分類工商業最大峰谷電價差（元/KWh）省市分類工商業最大峰谷電價差（元/KWh）省

57、市分類工商業最大峰谷電價差（元/KWh）省市分類工商業最大峰谷電價差（元/KWh）廣東省珠三角1.2548四川省單一制1.5倍0.8331內蒙古蒙西0.2179北京市城區0.6316廣東省惠州1.2252四川省工商業單一制0.6465安徽省單一制0.7145陜西省榆林電網0.627廣東省深圳深汕1.1113上海市大工業0.8259河南省0.7079陜西省陜西電網0.5955廣東省深圳深汕0.8175上海市工商業兩部制0.7145山東省 單一制1.5倍0.7046福建省0.6116湖南省0.9942上海市工商業單一制0.467山東省單一制0.7046貴州省兩部制1.5倍0.5641遼寧省0.93

58、92河北省單一制1.5倍0.8087黑龍江省0.6917貴州省兩部制工商業0.376浙江省工商業0.917河北省單一制1.5倍0.5391北京市郊區開發區0.6783云南省工商業0.4922浙江省大工業0.8915天津市0.7894山西省 工商業1.5倍0.6607寧夏單一制0.4682江蘇省工商業0.8745吉林省0.7396山西省工商業0.479江西省0.4067江蘇省大工業0.8551內蒙古蒙東0.7171甘肅省0.6397青海省單一制0.2513獨立削峰填谷電站收益模式十分明確，通過在電價谷時充電，電價峰時放電，直接套取中間差價。電力的峰谷差價即工業企業節省的用電成本。2021年部分省

59、市工商業峰谷價差如下，均值落在0.7046元/KWh，最高價差達1.2548元/KWh。28表15：國內各地峰谷電價差匯總 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明21資料來源：民生證券研究院測算獨立工業削峰填谷儲能電站在峰谷價差0.75元時經濟性顯現儲能核心假設參數：儲能設備成本為1.5元/Wh，貸款利率為5%，貸款年限為10年。在核心假設與光儲一體化保持相同下，當峰谷價差為0.75元/KWh時，獨立削峰填谷電站可以在其使用年限內帶來成本節省，經濟性顯現。目前，國內已經有部分地區達到了0.75元以上的峰谷價差，如廣東、上海、河北等。未來隨儲能投資成本下行，工商業經濟性有望進一步凸顯。預計投

60、資成本下行至1.4、1.3、1.2元/Wh時，對應10年期度電成本分別為0.68、0.64、0.59元/KWh，1.2元/Wh下，峰谷價差在0.6元/KWh時即可具備經濟性。峰谷價差（元）10年節省用電成本（元/W）投資回收期（年）0.7-0.012無法收回0.750.01780.80.04560.850.9735儲能系統投資額（元/Wh） LCOS（元/KWh）1.50.7211.40.6791.30.6381.20.59629表16：投資回收期分析表17：儲能度電成本投資敏感性 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明22資料來源：CESA、民生證券研究院預測工商業2022、2023年獨

61、立儲能裝機0.318、0.868GWh2022、23年獨立削峰填谷裝機量分別達到0.318、0.868GWh。獨立削峰填谷電站由于其簡單的收益模式以及經濟性在部分地區凸顯，在部分地區有望迎來快速增長。獨立削峰填谷電站按2小時配儲。預計存儲滲透率在2022-2025年達到0.006%、0.01%、0.014%、0.02%，按工廠每年運行300天計算，累計裝機量將達到0.578、1.012、1.488、2.232 GWh，扣除之前的累計裝機量，并按照2小時的配儲時長進行測算，新增裝機量分別達到0.318、0.868、0.952、1.488 GWh。未來峰谷價差擴大是政策趨勢，工商業光儲一體經濟性將

62、進一步凸顯，有望推動裝機量快速增長。2021年發改委引發關于進一步完善分時電價機制的通知，其中規定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。廣東省則是最早響應該政策的地區，將峰谷價差拉至4.47：1，其他省份預計將在未來跟進。工商業削峰填谷單位202020212022E2023E2024E2025E全國工業用電量TWh5029.705509.005784.456073.676377.366696.22滲透率%0.0043% 0.0046% 0.0060% 0.0100% 0.0140% 0.0200%存儲電量GWh214.80

63、251.80 347.07 607.37 892.83 1339.24 運營天數天300300300300300300儲能時長h/天222222累計裝機量GW0.358 0.420 0.578 1.012 1.488 2.232 新增裝機量GW0.027 0.062 0.159 0.434 0.476 0.744 新增裝機電量GWh0.054 0.123 0.318 0.868 0.952 1.488 30表18：國內獨立削峰填谷純能給裝機量測算 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明23資料來源：工信部、民生證券研究院5G基站大量建設成為儲能新增長點表19：基站功耗對比能耗方面，5G基站

64、的峰值功率在4G基站的3-4倍之間，對于電力的需求大幅提升。另一方面，在2G、3G、4G時代，站點電源以被動響應為主，缺乏主動規劃，容易導致資源浪費。在更高的電力需求之下，如何提升5G基站的系統運行效率、減少資源浪費成為5G建設的重點，因此電化學儲能系統柔性、智能、高效的技術特點使得其成為5G基站備用電源的合適選擇。314G/5G能效對比4G5G2T2R4T4R32T32R64T64R能耗（W）400685500810容量（Mbps）150300500010000能效（GB/KWh）16519243955425 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明24資料來源：民生證券研究院預測2022

65、-2025年5G配儲裝機量達26.64GWh表20：5G基站配儲裝機規模預測2019A2020A2021E2022E2023E2024E2025E5G基站數量（萬個）13.85843.265725656基站峰值功率（KW）443.73.43.12.82.5充電時長（h）4444444單個基站容量（KWh）161614.813.612.411.210儲能需求（GWh）2.21 9.28 6.39 8.84 8.93 6.27 5.60 假設：充電時長為4小時，儲能電站往往需要保證4小時的應急能源供應。5G峰值功耗以每年0.3KW的速度下降。根據項目數據統計，盡管能耗比更高，5G基站峰值功率往往大

66、于4KW，預期隨著未來基站數量提升以及技術迭代，單個基站的能耗有望降低至2KW左右。與之對應單個基站容量也等比下降。2023年每萬人享18個5G基站，2025年每萬人享26個（工信部預期數據）。以上假設下，預計2022-2025年的裝機量分別為8.84，8.93，6.27，5.60GWh。32 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明25資料來源：民生證券研究院預測中國儲能市場空間：預計25年達103.46GWh綜合來看，我們預計2022-2025年儲能新增裝機量（除5G應用外）分別為13.05、29.11、47.92、103.46GWh。新增裝機量的21-25年CAGR約104.5%。新增

67、裝機量中，以政策推動的發電側占比最大。2022-2025年分別占總量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。其次為發電側（22-25年分別占9.6%、7.6%、7.2%、3.7%）以及工商業 （21-25年分別占2.5%、3.4%、3.2%、2.6%）。33表21：2025中國儲能市場空間匯總（GWh）圖11：2025中國儲能市場空間匯總（GWh）02040608010012020212022E2023E2024E2025E發電側電網側工商業20212022E2023E2024E2025E發電側4.9110.9725.3642.9296.96電網側調頻0.170.801.552.15

68、2.28 調峰0.680.871.081.301.55 合計0.851.672.633.463.82工商業光儲一體化0.030.090.250.591.19削峰填谷0.120.320.870.951.49合計0.160.411.121.542.68總計5.9213.0529.1147.92103.465G6.398.84 8.936.275.60 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告美國儲能市場高增，表前市場為主要來源03.34 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明01資料來源：Wood Mackenzie，民生證券研究院美國裝機量快速提升，2018-2020裝機量CA

69、GR118%美國儲能裝機量中，表前市場占比最高，2020年裝機功率占比約為75%，裝機容量占比約為74%美國國會于2018年通過FERC 841號法案，允許電池儲能系統加入調頻輔助服務市場，在此之后表前儲能裝機量快速提升。隨著盈利模式不斷清晰，2018年-2020年表前儲能裝機分別達到了0.75、1.03、3.57GWh。圖12：美國儲能裝機量統計（MW）02004006008001000120014001600201820192020戶用工商業集中式05001000150020002500300035004000201820192020戶用工商業集中式圖13：美國儲能裝機量統計（MWh）35

70、 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明02資料來源：Quora，民生證券研究院表前裝機高增原因1：美國電力高度市場化，電網基礎薄弱美國電價完全由市場供需決定，因此各地電價差異較大，不同季節之間、同一季節內峰谷價差同樣很大。平均電價在0.18（谷）-0.64（峰）USD/KWh之間。光伏PPA （協議購電）電價平均在0.35-0.44USD/KWh之間。全美電網共由8個區域電網組成，西部，東部則形成了電網聯盟，加上德州電網，形成了目前美國3大電網的格局。3大電網互相之間電力調度通過市場化交易，資源調配效率低下，在遇到自然災害等極端情況下部分地區電價則會因為電力資源稀缺而飆升。在3大電網下，

71、還存在著CAISO、SPP、ERCOT、MISO、PJM等區域性電力調度中心，分別負責部分地區各自的電力調度，并對電價進行管理。圖14：美國電網劃分圖15：美國區域性電力調度中心管轄范圍36 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明03資料來源：Wood Mackenzie，EIA，民生證券研究院表前裝機高增原因2：電力供應缺陷以及環保要求推動新能源發電發展2020年美國集中式光伏裝機量達到19.72GW，2020年風電裝機達到14.68GW（EIA統計數據）。預計2022-2025年光伏裝機達28、36.4、47.3、61.5GW；截至2025年，風電仍有62GW的裝機量即將部署（2021

72、年9月數據）圖16：美國光伏裝機量歷史數據2010-20200246810121416功率（功率（GW）風電裝機量（GW）0510152025功率（功率（GWdc）戶用戶用工商業工商業社區社區集中式集中式圖17：美國風電裝機量歷史數據2010-202037 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明04資料來源：Wood Mackenzie，民生證券研究院表前裝機高增原因3：ITC投資免稅額度助力新能源配儲成本降低光伏發電及其配儲項目普遍可享30%ITC免稅額度，即退還投資產生增值稅的30%ITC的免稅對象為光伏設備以及配儲建造過程中產生的VAT（增值稅），ITC補貼對象要求建設時間短于3年，

73、并將視建設情況分3年退還VAT。該項政策已延長10年，因此更加凸顯近幾年是投資新能源的高峰期。光伏設備配套的儲能設施可以作為光伏設備的一部分同樣享受ITC，可以有效降低儲能電站的成本。表22：ITC及其他退稅額20212021202220222023202320242024當前政策當前政策已竣工戶用項目已竣工戶用項目26%26%22%0%已竣工電網、工商業以及共享戶用項目已竣工電網、工商業以及共享戶用項目26%26%22%10%規劃政策規劃政策戶用項目戶用項目30%30%30%電網及工商業項目電網及工商業項目規模規模1=1MW=1MW且建設條件達標且建設條件達標30%30%30%規模規模=1M

74、W=1MW且建設條件不達標且建設條件不達標6%6%6%規模規模=1MW=1MW且建設條件部分達標且建設條件部分達標8%8%8%規模規模=1MW=1MW且建設條件達標且滿足國內要求且建設條件達標且滿足國內要求40%40%40%其他補貼其他補貼低收入社區補貼低收入社區補貼10%10%10%低收入經濟建設補貼低收入經濟建設補貼20%20%20%規劃退還方式（直接付款比例）規劃退還方式（直接付款比例）規模規模1MW11MWMW100%100%90%38 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明0500.050.10.150.20.250.30.350.40.45LCOS(EUR/KWh)表前裝機高增

75、原因4：電化學儲能是目前美國市場最好的選擇當前在主流歐美市場，磷酸鐵鋰電池目前度電成本與天然氣基本持平，磷酸鐵鋰電池LCOS有望在未來全面領先天然氣、儲氫等儲能方式。對比其他形式的儲能，電化學儲能的優勢如下：1. 抽水蓄能的優勢在于度電成本最低，但是其局限在于初始投資極高，且需要依托自然資源、大量占地，并且需要通過繁瑣的政府審批，且有可能對自然環境產生影響，因此2010年之后美國抽水蓄能基本沒有新增。2. 對比天然氣，鋰電池儲能現階段度電成本基本與之持平；至2030年，電化學形式儲能度電成本將全面低于天然氣。圖18：歐美市場不同形式儲能度電成本比較資料來源：EIA，民生證券研究院012345C

76、aliforniaVirginiaSouthMichiganGeorgiaMassachusettsTennesseePennsylvaniaNew YorkMissourirest of U.S.GW圖19：美國仍在投運抽水蓄能電站地域分布39 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明06資料來源：IRENA，Wood Mackenzie，民生證券研究院假設表23：光伏、儲能設備成本及性能假設表前裝機高增原因5：年運營200天下光伏配儲25年IRR超過15%，經濟性顯著假設：峰谷電價為0.18、0.64USD/KWh、每年14天緊急情況下以3USD/KWh售電。光伏設備貸款年限15年，貸款

77、比例為50%，貸款利率為5%，儲能設備貸款年限12年，貸款比例為50%，貸款利率為5%，光伏設備單價0.95USD/W，儲能設備單價0.39USD/Wh，以100%功率配比+4小時時長配儲當電站滿負荷年運營天數達到200天時，其25年IRR突破15%，經濟性凸顯?，F實應用中，由于其高收益率可以使得其所有者更靈活調整使用時間從而達到更長的使用壽命。本質上在新建的很多光儲系統中，光伏扮演的角色更多是為儲能系統補充電能，通過儲能在用電峰時放電帶來最大的發電收益。同時，儲能也可以通過從市電獲取電能來為自身充能。儲能系統的EMS標定全部由了解美國電網的本土企業進行設定，最大限度發揮其“削峰填谷”的調峰功

78、能。項目值項目值光伏發電整體成本0.95USD/W貸款利率5%儲能項目單價0.39USD/Wh貸款比例50%等效利用小時（h/年）1225光伏設備貸款期限15年光伏設備首年衰減2%儲能設備貸款期限10年光伏設備線性衰減0.55%峰時電價0.64USD/KWh儲能設備線性衰減3%谷時電價0.18USD/KWh光伏運維成本17.60 充放電深度95.00%儲能運維成本0.08 系統能量效率95.00%增值稅率10%所得稅率21%40 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明07資料來源：BNEF，Wood Mackenzie，民生證券研究院表前裝機高增原因6：美國表前市場充放電時長存在延長趨勢在

79、儲能容量可以完整利用的情況下，2-4小時的配儲時長更具經濟性。一方面由于配儲時長更長的電站往往可以以更高的電價（PPA）售出電力，另一方面由于更大的儲能可以帶來更大的峰谷套利潛力，從而提升電站的盈利能力。根據Wood Mackenzie統計數據推算，表前儲能裝機配儲時長從2018年平均2.70個小時上升至2021年3.03個小時。國內發電側儲能往往以10-20%，1-2小時充電時長來配置，而美國表前調峰儲能配比則最小在25%，配儲時長往往長達2-4小時，甚至在夏威夷等部分地區長達6-8小時。下表涵蓋了部分典型的美國光伏+儲能項目。表24：部分代表性項目信息投資方光伏發電功率（MW）配儲比例配儲

80、時長（h）儲能裝機規模（MW）儲能裝機規模（MWh）8 Minute Solar600100%3600180040075%43001200Next Era10030%43012010050%45020020025%45020041 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明08資料來源：Wood Mackenzie，民生證券研究院預測美國2022-2023表前裝機量CAGR110%表25：美國表前裝機量預測2022-2025年光伏裝機量分別達到28.0、36.4、47.3、61.5GWh，風電裝機量預計分別為18.3、19.1、19.9、20.7GW。由于美國儲能時長經濟性突出，因此預計儲能滲

81、透率未來四年分別達到40%、60%、65%、68%。以100%功率配比以及3.1、3.2、3.2、3.2h對應充放時長，測算得2022-2025年裝機量分別達14.36、26.63、43.01、78.93 GWh。未配儲存量裝機需求方面2022-2025年分別有65.42、105.80、149.80、199.06 GW發電裝機存在配儲需求，其滲透率預計分別達到2%、3%、3%、5%。由于2024年后儲能成本有望大幅下降，因此2025年滲透率大幅上升。以同樣得功率配比以及時長進行配置，測算得2022-2025年存量調峰裝機量達4.06、10.25、14.47、31.99GWh。調頻裝機方面，20

82、22、2023年裝機量達2.82、3.37GWh。新能源的不斷增多為美國帶來了更高的調頻需求，因此其保持每年40%的增速。2022-2025表前裝機量達18.36、40.25、61.56、115.92GWh，其中，22-23年CAGR110%。單位20202021E2022E2023E2024E2025E調峰美國新增光伏裝機GW14.1 20.2 28.0 36.4 47.3 61.5 美國新增風電裝機GW16.917.6 18.3 19.1 19.9 20.7 儲能滲透率%4%6%10%15%20%30%儲能配比%100%100%100%100%100%100%美國新增儲能裝機GW1.12

83、2.27 4.63 8.32 13.44 24.67 充放電時長h2.70 3.00 3.10 3.20 3.20 3.20 美國新增調峰裝機GWh2.63 6.81 14.36 26.63 43.01 78.93 存量未配儲風光裝機GW65.42 106.73 150.69 199.93 存量滲透率%2.00%3.00%3.00%5.00%美國存量調峰裝機GWh4.06 10.25 14.47 31.99 調頻美國調頻裝機GWh1.88 2.30 2.82 3.37 4.09 5.00 總計GWh4.51 9.11 18.36 40.25 61.56 115.92 42 證券研究報告* 請務

84、必閱讀最后一頁免責聲明09資料來源：Solar Reviews，民生證券研究院表后戶用光儲系統可在25年內為單個家庭節省約8000美元表26：戶用光伏設備成本假設：根據Solar Reviews數據，8KW的光伏+10KWh儲能系統可以完全滿足家用電力需求。在光伏設備25年的生命周期內，光伏+儲能設備的總成本約為27000美元。其中，儲能設備的使用壽命約為光伏壽命的一半，因此按照兩套價格計算。目前ITC補貼使補貼后價格下降為原價的74%，極大降低了前期投入。另外，光伏設備可享3-30年貸款優惠，其對應貸款利率為8.5%-3%（貸款期限越長利率越低） 。此外，還有租賃以及PPA模式可以選擇，其總

85、體經濟性類似。當前美國平均戶用月電費約為117.64美元（EIA統計數據），25年總用電成本約35000美元。相比光伏配儲發電自用，其成本高出約30%。未來隨著光伏設備以及儲能設備價格的進一步下降，成本優勢將進一步擴大。系統規模（KW） 太陽能板數量 每瓦單價（USD） 補貼后總價（USD）4113.2596206172.95130988232.851687210292.752035012342.752442014402.62693616432.628860品牌LG CHEMTESLA產品名RESU10H-R RESU10H-C RESU10H-P RESU16H-P PowerWall可用容

86、量（KWh）9.39.39.61613.5持續功率（KW）55577.6最大功率(KW)7771122電效率94.50%94.50%90%90%90%10年后容量保證60%60%70%70%70%補貼后總價(USD)5200600067007400-9600960043表27：戶用儲能設備成本 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明10資料來源：IRENA，民生證券研究院表后工商業光伏配儲LCOE約0.3美元表28：美國工商業光伏、儲能核心假設成本核心假設與表前發電側相同，光伏發電整體單價、儲能項目單價分別為0.95USD/W、0.39USD/W。與表前的區別在于自發自用時無需考慮部分稅收

87、成本，如所得稅等。測算得光儲一體系統在其25年生命周期內，度電成本為0.31USD/KWh，低于美國的參考PPA上網電價（0.35-0.44USD/KWh），說明光儲系統自發自用具有用電成本優勢，如果考慮余電上網，企業也可以從中獲得正收益而非折價售電，因此其經濟性顯現。項目值項目值光伏發電整體單價0.95USD/W貸款利率5%儲能設備單價0.39USD/Wh貸款比例50%等效利用小時（h/年）1225光伏設備貸款期限15年光伏設備首年衰減2%儲能設備貸款期限10年光伏設備線性衰減0.55%峰時電價0.64USD/KWh儲能設備線性衰減3%谷時電價0.18USD/KWh光伏運維成本17.60 充

88、放電深度95.00%儲能運維成本0.08 系統能量效率95.00%44 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明11資料來源：Wood Mackenzie，民生證券研究院預測2022-2025年美國表后儲能裝機量CAGR91.6%表29：工商業儲能裝機量測算2022-2025年戶用光伏裝機量達1.82、3.62、4.64、10.47 GW，其儲能滲透率預計分別達到12.00%、18.00%、15.00%、30.00%，按照100%功率配比+2h充放電時長配儲，存量滲透率分別為2%、3%、4%、5%，測算得儲能裝機量分別達到1.82、3.62、4.64、10.47 GWh，2021-2025C

89、AGR87.7%。2022-2025年工商業光伏裝機量達1.50、2.97、5.19、10.02GW，其儲能滲透率預計分別達到18.00%、23.00%、28.00%、40.00%，按照100%功率配比及2.5、2.6、2.7、2.8h充放電時長配儲，存量滲透率為3%、5%、7%、10%測算得儲能裝機量分別達到1.50、2.97、5.19、10.03 GWh，2021-2025CAGR96.3%。2022-2025年表后裝機量整體分別達到3.32、6.59、9.83、20.50GWh，2021-2025CAGR達91.6%，戶用與工商業總量大體相當。工商業202020212022E2023E2

90、024E2025E工商業光伏GW1.51 1.71 2.39 3.35 4.36 5.67 滲透率11%14%18%23%28%40%配儲比例100%100%100%100%100%100%裝機功率(GW)0.17 0.24 0.43 0.77 1.22 2.27 充電時長（h）2.25 2.40 2.50 2.60 2.70 2.80 存量光伏（GW）4.215.647.4310.0113.15存量滲透率1%3%5%7%10%存量新增裝機0.100.420.971.893.68裝機量（GWh）0.38 0.68 1.50 2.97 5.19 10.03 戶用202020212022E2023

91、E2024E2025E戶用光伏（GW）3.22 4.02 5.63 7.32 9.52 12.38 滲透率6%8%12%18%15%30%配儲比例100%100%100%100%100%100%裝機功率(GW)0.20 0.32 0.68 1.32 1.43 3.71 充電時長（h）2.89 2.10 2.00 2.00 2.00 2.00 存量光伏（GW）7.9911.6116.3422.3430.43存量滲透率1%2%3%4%5%存量新增裝機0.170.460.981.793.04裝機量（GWh）0.56 0.84 1.82 3.62 4.64 10.47 表30：戶用儲能裝機量測算45

92、證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明12資料來源：民生證券研究院預測美國裝機量匯總：2021-2025年CAGR89.3%2022-2025年裝機總量為21.62、46.85、71.40、136.42GWh，其2021-2025年CAGR89.3%新增裝機量中，表前占絕對主導地位。2022-2025年占裝機總量85%左右。表前裝機量高增為推動美國儲能裝機量快速上升的最大動力。單位:GWh202020212022E2023E2024E2025E表前調峰2.63 6.81 11.49 26.63 43.01 78.93 調頻1.88 2.30 2.82 3.37 4.09 5.00 存量4.

93、06 10.25 14.47 31.99 合計4.51 9.11 18.36 40.25 61.56 115.92 表后工商業0.38 0.68 1.44 2.97 5.19 10.03 戶用0.56 0.84 1.82 3.62 4.64 10.47 合計0.94 1.52 3.26 6.59 9.84 20.50 總計5.45 10.63 21.62 46.85 71.40 136.42 020406080100120140160202020212022E2023E2024E2025E表前表后46表31：2025美國儲能市場空間匯總（GWh）圖20：2025美國儲能市場空間匯總（GWh）

94、證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告表前表后雙側同步發力澳洲儲能裝機蓬勃發展03.47 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明01資料來源：AEMO，AEMC，CEIC，民生證券研究院能源轉型推動儲能項目官宣，表前裝機規模井噴式增長澳大利亞政府為填補未來火電廠關閉導致的10GW以上的空缺，推出一系列利好政策促進電網側儲能，緩解供電壓力。為實現碳減排，正在從火力發電向以可再生能源為主轉型，如ARENA（澳大利亞可再生能源局）預留了1億澳元用來資助電網側的儲能電池；AEMC（澳大利亞能源市場委員會）也降低了電池儲能系統進入市場的成本，來促進儲能的發展。澳大利亞州政府和開發商積

95、極合作，大力推進表前側大規模儲能電站項目的建設，使得表前裝機規模呈現井噴式的增長。年份政策發布方資金2021開發300MW/450MWh的維多利亞大電池（VBB）提供電網服務AEMO1.6澳元2021參與澳大利亞國家電力市場(NEM)的大型電池儲能系統和混合部署能源設施將會減少程序、成本和物流障礙AEMC/2021資助配置高級逆變器技術的商業規模電池項目ARENA1億澳元表32：儲能利好政策與表前儲能項目澳洲項目投資方項目規模（MW）容量（MWh）地點2021CEP Energy電池儲能項目1200/NSW2021殼牌能源& Edify Energy大型電池存儲設施100/NSW2021Pho

96、ton Energy&RayGen Resources 太陽能+儲能項目3003600/2021Neoen公司電池儲能項目150194ACT2022ACT政府Big Canberra Bettery電池儲能項目250/ACT2022Neoen公司/特斯拉Bulgana綠色電力樞紐項目2034VIC48 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明02資料來源：Solar Power Europe，GWEC，IRENA，BNEF，民生證券研究院高電價、補貼齊推動，總體儲能裝機CAGR116%高電價使得住宅儲能裝機量持續增加。2021年澳大利亞的各州平均戶用購電價格為52.2USD/MWh，到202

97、2年初，上漲至56.8USD/MWh，高電價使得住宅儲能裝機量持續增加。各州的補貼和優惠使得2022年以后表后裝機持續增加。新南威爾士州政府的免息貸款、澳大利亞首都行政區政府825AUD/KWh的補貼、南澳政府的補貼（最高4000澳元）和低息貸款使得表后儲能在儲能市場占比進一步增加，在2021年達到了50%左右，各州的補貼和優惠使得2022年以后表后裝機持續增加。極端氣象頻繁及電網不完善促進儲能裝機量持續增加。澳大利亞人口分散，電網基礎設施不完善，風暴火災等極端氣象日益頻繁，因此，表后光伏+儲能的模式能夠有效緩解夏季高峰時段的用電壓力。疫情影響減小促進儲能裝機量增加。2022年以后疫情的影響減

98、小，經濟回溫，疫情好轉促進表后的裝機規模增長。眾多大型儲能項目啟動，澳大利亞表前儲能裝機規模年均增速有望超100%。預計2022-2025年表前儲能裝機量為3.30、6.30、10.34、18.31 GWh。21-23戶用翻倍增長，總體CAGR116%。預計2022-2025年戶用儲能裝機規模為2.08、4.22、6.32、10.67GWh，2021-2023年CAGR約為118%；總體儲能裝機規模分別為6.18、12.13、19.56、34.73 GWh，總體儲能裝機在2021-2023年CAGR約為116%。單位202020212022E2023E2024E2025E表前新增裝機總計GWh

99、0.74 1.37 3.30 6.30 10.34 18.31 戶用新增儲能裝機GWh0.23 0.90 2.08 4.22 6.32 10.67 工商業新增儲能裝機GWh0.08 0.30 0.66 1.26 1.94 3.27 表后存量裝機GWh0.01 0.03 0.13 0.36 0.96 2.48 表前+表后總計GWh1.00 2.60 6.18 12.13 19.56 34.73 表33：儲能裝機規模預測49 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告德英領跑歐洲市場表前表后儲能兩開花04.50 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明01資料來源：ofgem，民生證

100、券研究院英國領跑歐洲表前，政策推動儲能部署英國引領歐洲表前儲能市場的發展。歐洲作為一個重要的儲能市場，計劃2030年碳減排55%，因此，表前表后市場都不容忽視。據ESEA統計，2020年德國和英國的新增裝機規模占歐洲將近80%，為歐洲最主要的兩大市場。其中，英國引領表前儲能市場的發展，德國引領表后市場。凈零目標引發英國儲能需求，進而促使裝機規模持續高速增長。英國是歐洲最大的表前市場。英國政府制定了2050年凈零碳排放目標，到2050年將會有30GW的短期儲能需求。政策部署促使英國繼續引領歐洲表前市場，持續高速增長。英國部署了一系列政策降低表前大規模儲能項目的時間和經濟成本，推進大型儲能項目和獨

101、立儲能電站建設，儲能裝機規模向著大容量發展。隨之而來的是英國未來準備建設的大型儲能項目 1.8GW，通過批準的項目 6.9GW， 正在計劃中的項目 6.2GW，總容量達14.9GW，表前裝機規模高速增長。表34：英國儲能部署政策時間英國儲能政策部署2017“智能靈活能源系統發展戰略”提出：明確儲能的各項資質與性質，消除儲能等智慧能源的發展障礙，提升電網對儲能的兼容性。2020“綠色工業革命十點計劃”提出：1、推進海上風電，到2030年海上風電裝機翻兩番；2、改造能源系統向清潔能源轉型過程中，建設電網基礎設施，充分利用儲能。20201、取消了儲能部署的容量限制，允許英格蘭和威爾士分別部署在50M

102、W和350MW以上的項目；2、提供100萬英鎊支持儲能部署。2021“智能系統和靈活計劃2021” 提出：1、消除電網靈活性方面的阻礙，開發電力存儲和電網互聯技術大規模電力存儲以及小規模家庭電力存儲；2、政府將推出10億英鎊的凈零創新投資組合，至少1億英鎊的創新資金將用于支持儲能和靈活性創新項目。下一步部署方向1、消除儲能監管障礙，如修改發電許可證，取消儲能資產終端消費稅（FCL）；2、與電網運營商合作，減少儲能項目的并網等待時間，并通過電網管理服務創造新的收入來源；3、提供創新資金支持儲能部署。51 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明02資料來源：dena，民生證券研究院德國領跑歐洲

103、表后，屋頂儲能裝機欣欣向榮高電價促進德國戶用裝機規模高速增長。德國是歐洲最大的表后市場，高電價促使屋頂太陽能+儲能這種自給自足的模式迅速發展。各州的政策補貼和優惠促進表后裝機。德國的EEG-2021附加稅減免、Bavaria的“Energy Bonus Bavaria”計劃與補貼、柏林的“EnergiespeicherPLUS”計劃、Lower Saxony的補貼等政策均有效提升表后經濟性，促進儲能裝機規模的迅速增長。表35：德國儲能利好政策年份地區德國儲能政策部署2021Bavaria戶主可通過通過Energy Bonus Bavaria計劃購買儲能裝置，與光伏系統一起獲得補貼。其中，3千瓦

104、時的補貼起價為500歐元，每增加1kWh時的存儲容量增加100歐元（最大容量為 30kWh）。2021BerlinEnergiespeicherPLUS計劃：為每千瓦時存儲容量提供300歐元補貼（最多15000歐元）。2021Lower Saxony 為新建的輸出功率大于4kWp或現有的擴大到4kWp以上的光伏系統的電池存儲系統成本提供40%的補貼。2021德國EEG-2021:免除最大裝機容量30kW或年最大耗能30MWh的屋頂太陽能+儲能裝置的EEG附加稅。52 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明04資料來源：Solarpower Europe、IRENA、BNEF、民生證券研究院

105、歐洲表后儲能裝機高速增長，總規模22、23年年均約2倍增速歐洲表前裝機規模21-23年將會迎來快速增長 。由于各國儲能優惠政策的實施，尤以英國部署了一系列政策，推進了大型儲能項目和獨立儲能電站建設，領跑歐洲表前市場，經測算，預計2022-2025年歐洲表前儲能裝機規模分別為4.00、7.91、13.93、33.95 GWh。歐洲表后儲能裝機規模高速增長，總體儲能裝機規模21-23年CAGR約81%。表后以德國為領跑對戶用儲能裝機推出一系列補貼政策，預計2022-2025年表后裝機規模分別為3.50、6.43、11.12、20.12 GWh；歐洲2022-2025年表前表后總計新增分別為7.51

106、、14.34、25.05、54.07 GWh，其中，2021-2023年CAGR約81%。表36：歐洲儲能裝機規模預測單位202020212022E2023E2024E2025E表前新增裝機GWh0.76 1.47 3.94 7.81 13.77 33.74 表前存量裝機GWh0.03 0.05 0.06 0.11 0.16 0.22 戶用新增儲能裝機GWh1.07 1.82 3.24 5.98 10.45 18.96 工商業新增儲能裝機GWh0.07 0.11 0.19 0.30 0.46 0.79 表后存量裝機GWh0.02 0.03 0.08 0.14 0.21 0.36 表后新增裝機總

107、計GWh1.16 1.96 3.50 6.43 11.12 20.12 總計GWh1.86 3.47 7.51 14.34 25.05 54.07 53 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明04資料來源：Solarpower Europe、IRENA、BNEF、民生證券研究院預測全球裝機量預計21-23年CAGR116.2%全球裝機量方面，預計2022-2025年全球儲能裝機規模將達到52.58、112.67、180.33、361.56GWh， 21-23年CAGR112.8%。表37：全球儲能裝機規模預測54單位：GWh202020212022E2023E2024E2025E中國0.2

108、1 5.92 13.05 29.11 47.92103.46美國4.989.97 20.37 44.07 68.57129.57歐洲1.95 3.47 7.51 14.34 25.05 54.07 澳洲1.05 2.59 6.18 12.13 19.56 34.73 全球其他地區0.87 2.264.7810.2416.3932.87全球總計9.52 24.87 52.58 112.67 180.33 361.56 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告儲能市場商業模式：海外經濟性跑通、國內政策推動為主、表后具備渠道溢價06.55 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明01

109、資料來源：金博股份環保影響報告，金博股份公告，民生證券研究院儲能設備主要由電池組、儲能逆變器（PCS）、能量管理系統（EMS）、電池管理系統（BMS）構成。電池組為最主要的構成部分，其主體由電芯構成。電池組中涵蓋其他輔助系統包括溫控（散熱），消防。儲能逆變器為必不可少的重要組成部分，負責直流交流轉化，是電站并網運行的必備條件。EMS、BMS主要集中于系統軟件層面，由儲能投資商負責設計，EMS負責數據采集、能量調度；BMS負責電池監控、管理，保證充放均勻穩定。電化學儲能前景廣闊，代表上市公司有【德業股份】、【固德威】、【陽光電源】、【盛弘股份】、【青鳥消防】、【英維克】、【寧德時代】、【億緯鋰能

110、】、【鵬輝能源】等。儲能系統由電池組、消防、溫控、PCS、EMS、BMS構成儲能逆變器（PCS）電池管理系統（BMS）能量管理系統（EMS）電池組消防溫控充放電狀態信息控制信息控制信息控制信息狀態信息狀態信息類別代表公司電芯寧德時代、億緯鋰能、鵬輝能源 等PCS德業股份、固德威、陽光電源、盛弘股份消防青鳥消防、國安達溫控英維克56圖21：儲能系統構成簡介表38：儲能代表公司資料來源：民生證券研究院 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明海外表后戶用電價居高不下，擁有更高價格承受能力。海外戶用電價居高不下；戶用光伏+儲能成本總體走低 。在美國市場，純電網購電，相較光伏配儲發電自用，成本高出約

111、30%。在德國市場，戶用電價居高不下，2021年達到了31.9歐分/KWh（約2.3元/KWh），較光伏+儲能的度電成本高出2倍以上。配備儲能后，光伏系統可向家庭用戶提供更穩定的電力供應，減少對于市電的依賴+確保電力節省的可持續性，下游有意愿為家用光伏配儲。表后工商業用電經濟性原理與戶用相同，企業在用電成本降本的情況下即有意愿配置光儲設施。海外表后用戶對于價格的敏感性較低，上游制造端的利潤空間相對較高。02資料來源：Solar Power Europe、民生證券研究院海外表后價格承受能力高，推升上游盈利水平29.530.531.831.93231.710.68.88.810.19.99.214

112、.313.112.214.713.912.80510152025303520182019202020212022e2023e歐分/KWh電費光伏LCOE光伏+儲能LCOE57圖22：德國電費與光伏、光儲度電成本對比 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明藍海戰略搶占戶用市場，品牌先發更易建立口碑。海外的表后市場受經濟性驅動，需求年均增速翻倍以上，屬于藍海市場。行業快速增長下，打入市場所需宣傳推廣的成本相對更小，更容易建立口碑。戶用市場成為最優選擇，先發優勢締造行業壁壘。2C模式構筑行業壁壘，已有口碑的企業具備顧客粘性，外來新品牌進入該市場至少需要2-3年的時間進行宣傳推廣以構筑品牌。即使日

113、后競爭使得產品趨同，在相同的條件下，顧客依然更偏好有口碑的品牌，先發優勢明顯。先發優勢競爭壓力小，銷售渠道更易建立。儲能設備企業進入海外表后市場，一般通過經銷商-安裝商進行銷售，即利用銷售渠道進行品牌推廣。先發使得市場競爭壓力小，能夠優先選擇渠道商，建立穩定的銷售渠道。如德業、固德威較早進入海外戶用儲能領域，通過貼牌等方式成功建立銷售渠道，目前占據表后市場優勢地位。03資料來源： Wood Mackenzie，民生證券研究院海外表后市場更具先發優勢廠商客戶渠道銷售單位：MW企業2018201920201華為23,85928,12141,7512陽光電源16,70017,14235,0413SM

114、A8,44910,56413,1004Power Electronics6,3277,9849,9525古瑞瓦特1,4165,4029,7966錦浪2,8984,1818,8737Fimer6,6516,7137,7008上能電氣5,4416,3787,3259固德威4,1582,8746,99710TMEIC2,8285,2356,81358圖23：海外儲能銷售渠道表39：全球儲能逆變器廠商出貨排名 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明海外表前市場認證及渠道壁壘高，技術&設備性能為核心競爭要素。海外市場對于儲能設備的認證過程嚴格、對于產品質量的要求極高。其中，認證過程往往長達半年以上，

115、且對于設備的性能要求極高，否則企業可能面對巨額罰款。因此這是進入海外儲能市場在設備本身上最大的壁壘。部分國內儲能設備生產商在美國遭遇瓶頸即因為未能通過認證或存在產品性能續表現象，不得不面對賠償甚至退出美國市場的窘境。因此過硬的產品品質是競爭的核心要素之一。儲能技術積累凸顯競爭優勢。隨著新能源行業的發展，清潔能源的日益增多，光能、風能等能源的存儲對儲能技術尤其大規模儲能技術提出了更高的要求。表前市場大規模電站的建立、眾多項目都對儲能技術的積累提出了要求。儲能電站的性能通常由以下四個維度決定：電量指標、能效指標、可靠性指標、運維費用指標，其對應的最關鍵部件是PCS以及電芯，因此PCS、電芯等部件的

116、性能優勢可大幅提升電站關鍵性能指標從而提升電站在線率，由此獲得更多收益。04資料來源：BNEF、民生證券研究院海外表前市場性能與技術成為核心要素59表XX：儲能電站關鍵性能指標機器對應相關部件指標對應部件評定標準電量指標電芯上下網電量、站用電量、電站運行小時數、等效利用系數、充放電量能效指標PCS、電芯、EMS綜合效率、儲能損耗率、站用電率、配電損耗率可靠性指標電芯、PCS停運系數、可用系數、電池失效率、電池簇故障次數運維費用指標電芯、PCS、EMS單位容量維護費、度電運行維護費 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明國內工商業儲能市場，對價格承受力高于表前。工商業企業在光儲系統LCOE低

117、于用電電價的基礎上即有意愿配置光儲系統。目前國內光伏配儲LCOE約為0.315元/KWh，低于幾乎全部地區的平時以及峰時電價。終端應用具備經濟性，上游組件企業可保有一定盈利空間。電網側儲能市場更看重儲能硬件及軟件性能。電網側儲能目前多用于電網調頻，調頻服務盈利模式明確、經濟性凸顯，性能優良的調頻項目IRR可高達18%，由于投資方更加看重儲能產品的性能，其對于產品的價格敏感性低于發電側，且極高的內部收益率使得其可以接受更高的價格。電網側23年后競爭格局可能惡化。隨后續市場化水平提升，高投資回報率吸引新玩家進入，由于調頻電站建設+調試需耗時1.5年以上，預計23年后行業格局可能趨于惡化。05資料來

118、源：北極星儲能網，民生證券研究院國內表后市場、表前電網側具備發展潛力0.3050.310.3150.320.3250.330.3351.51.61.71.81.92LCOE（元/KWh）儲能單位成本（元/Wh）地區福建廣東蒙西山西京津唐山東甘肅江蘇調節里程調節里程*12元/MW細節里程*調節性能*市場價格調節深度*調節性能*（0-15元/MW）調節深度*調節性能*（0-15元/MW）調節深度*調節性能*（0-15元/MW）調節深度*調節性能*（0-15元/MW）調節深度*調節性能*（0-15元/MW）調節深度*調節性能*（0-15元/MW）調節容量調節容量*調用率*240元/MW（華東）960

119、元/MW（省市）調節容量*（平均節點電價-核定成本）/準入門檻綜合調頻性能指標不小于0.53綜合調頻性能指標不小于0.5/60圖26：度電成本投資敏感性表40：各地電網調頻補償規則 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明光伏配儲內部收益率受設備成本影響極大。儲能設備單位成本每Wh增加0.1元，光伏配儲IRR下降約0.21%。發電側儲能需求量大，現階段主要以低價競爭。政策驅動使得強制配儲逐漸普及，由于其經濟性不顯著，投資方往往會采用最低價的產品，上游廠商利潤受到較大擠壓。隨國家規范儲能管理品質標準，對產品的需求為“性能達標前提下需性價比最高”。預計該商業模式下，行業龍頭通過規模效應實現成本下

120、降，有望具備優勢。06資料來源：民生證券研究院國內發電側：政策驅動為主，價格敏感性高5.00%5.20%5.40%5.60%5.80%6.00%6.20%6.40%1.51.61.71.81.9儲能系統價格（元/Wh）IRR61圖27：發電側投資敏感性 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明我國國內儲能電池的競爭格局集中。從市場份額來看，寧德時代和比亞迪的市場占有率占據了將近80%的市場，寧德時代市場份額第一，為59.7%；比亞迪的市場份額第二，為16%。國內儲能電池的為壟斷競爭格局，預計未來集中度進一步提高。我國國內PCS競爭格局較為集中，CR3達48.6%，以陽光電源、科華數據、索英電

121、氣為代表的公司占據了市場接近一半份額，其先發優勢較為明顯。國內集成商集中度較低，CR8僅48.9%，其中陽光電源、海博思創作為作為行業龍頭，其先發優勢不明顯。集成商優勢在于其負責采購電池PCS等零部件，如陽光電源等行業內縱向布局的企業則具備一定優勢?？傮w來看，競爭格局集中度呈現電池PCS集成商，因此電池和PCS具有較大的進入壁壘，行業先行者具有先發優勢。07資料來源：前瞻產業研究院、民生證券研究院國內市占率：電池和PCS集中度較高24.70%5.40%5.00%11.90%13.00%15.10%13.40%2020年中國儲能電池企業競爭格局寧德時代比亞迪中航鋰電上海電氣國軒新能源億維動力天津

122、力神?；履茉?0.40%15.70%12.50%9.00%6.80%5.60%4.20%3.30%2.40%2.40%18%2020年中國儲能系統PCS競爭格局陽光電源科華數據索英電氣上能電氣南瑞繼保盛弘股份科陸電子許繼英博電氣智光儲能其他13%10.50%5.50%4.90%3.70%3.30%3.10%2.70%2.20%2.00%49.10%2020年中國儲能系統集成商競爭格局陽光電源海博思創平高上海電氣國軒新能源猛獅科技科華數據南都電源科陸電子南瑞繼保庫博能源其他62圖28：國內儲能各環節競爭格局 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明08逆變器為光伏、儲能核心部件資料來源：固德

123、威招股說明書，民生證券研究院逆變器的核心功能為將直流電轉化為交流電。光伏逆變器，將太陽能電池組件產生的直流電轉化為交流電、并入電網或供負載使用，太陽能電池組件所發的電全部都要通過逆變器處理才能對外輸出。儲能逆變器，是將市電交流電變換成直流電向蓄電池（電瓶）充電儲存，當市電停電時再將蓄電池儲存的直流電變換成市電220V交流電供用電設備使用。別于光伏逆變器單向通過，儲能逆變器則需要考慮雙向電流，技術難度更大、安全性要求更高。逆變器的形式種類多樣，可分為光伏集中式逆變器、光伏組串式逆變器、儲能逆變器和微型逆變器。其中，組串式與集中式占比最大。集中式光伏逆變方式：并行的光伏組串連到同一臺集中逆變器的直

124、流輸入端，做最大功率峰值跟蹤，經過逆變后并入電網，單體容量：500kw以上。組串式光伏逆變方式：對幾組（一般1-4組）光伏組件進行單獨的最大功率峰值跟蹤，再經過逆變以后并入電網，單體容量：100kw以下。一臺組串式逆變器可以有多個最大功率峰值跟蹤模塊。微逆光伏逆變方式：對每塊光伏組件進行單獨的最大功率峰值跟蹤，再經過逆變以后并入交流電網，單體容量：1kw以下。IGBT連接器變壓器逆變器光伏儲能上游行業下游行業逆變器類型優勢劣勢適用領域發展趨勢組串式逆變器體積小，重量輕，便于運輸與安裝；夜間自損耗??；單機容量小，故障時發電量損失少；光伏組件發電多轉換效率低；功率密度大，元器件工作溫度高，故障率相

125、對較高，成本相對較高戶 用 和 工 商 業屋頂、農業大棚光伏、水面光伏等分布式電站，以及丘陵、大型地面等集中式電站單機功率往大型化發展，有效拉低單瓦成本，地面電站應用逐漸增加；轉換效率不斷提升，并朝著智能化、安全性等技術領域發展集中式逆變器轉換效率高；元器件數量少，成本低、可靠性高單機體積大，重量重，運輸與安裝難度大；需單獨建設安裝基建；單機容量大，故障時發電量損失大大型地面、礦坑等集中式電站不斷提升單機容量，降低電站投資和度電成本63圖29：逆變器上下游產業鏈表41：逆變器種類及應用場景 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明09陽光電源：研發&品牌優勢，看好公司儲能業務高速放量光伏逆變

126、器全球市占率領先，產品矩陣豐富。根據2020年woodmac數據顯示，陽光電源光伏逆變器全球市占率約19%，位居第二，主要產品工作轉換效率皆超過98%。公司光伏逆變器產品矩陣豐富，秉承“因地制宜，科學設計”理念，提供88800kW逆變設備，全場景覆蓋戶用、分布式、大型地/水面等。下游銷售結構持續優化。逆變器下游出貨結構毛利差別大，一般而言，海外（歐、美、澳）毛利高于國內、表后高于表前。從整體營收結構角度來看，公司海外營收占比從2018年約13.34%提升至2021年50%以上，拉升整體盈利水平。儲能系統集成業務加速研發進程。儲能系統類似定制產品（不同國家電網環境及對PCS要求不同），結合下游標

127、準與需求深度定制。公司注重研發投入，21Q1-3研發費用率5.53%，研發費用高達8.5億。下游市場高增+品牌渠道優勢，看好公司儲能業務高速放量。2021年陽光電源預計儲能營收約31億，較20年增長165%。22、23年下游市場增速翻倍以上，兼公司本身具備品牌渠道優勢，看好儲能業務市占率進一步提升。資料來源：公司官網，公司公告，民生證券研究院預測（億元）（億元）2021E2021E2022E2022E營業收入營業收入光伏并網逆變器光伏并網逆變器90.24 130.46 儲能系統儲能系統31.00 102.00 電站及其他業務電站及其他業務100.49 123.77 營業成本營業成本光伏并網逆變

128、器光伏并網逆變器60.46 90.03 儲能系統儲能系統24.18 79.56 電站及其他業務電站及其他業務91.45 112.01 毛利率毛利率光伏并網逆變器光伏并網逆變器29.78%40.43%儲能系統儲能系統6.82%22.44%電站及其他業務電站及其他業務9.04%11.76%歸母凈利潤歸母凈利潤26.03 39.96YoYYoY33.19%53.54%64表42：公司營業數據及預測圖30：2018-2021Q1年營業收入分地區結構0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021Q1國內亞太歐洲美洲中東南部非洲 證券研究報告* 請務必閱

129、讀最后一頁免責聲明10固德威：聯手GE進軍美國戶用，占據逆變器最優市場聯手GE業務合作+自有品牌，雙管齊下進軍美國市場。固德威通過與GE合作和自有品牌的方式布局美國市場，定位中高端戶用市場。參考過去固德威產品毛利情況，預計GE業務合作部分（渠道）和自有品牌（直銷）毛利率分別約50%與40%，品牌定價優勢明顯。美國市場的快速放量也將會進一步優化固德威的產品下游出貨結構，提升總體盈利水平。深耕儲能，固德威具備極強海外先發優勢。固德威于2010年成立，始于光伏逆變器業務，是逆變器老牌龍頭。此后，依托光伏逆變器基礎，公司進軍PCS領域，不斷豐富儲能逆變器產品矩陣，2019年戶用儲能業務市占率15%，世

130、界第一。公司也可以通過此前積累的并網逆變器渠道銷售儲能，具備極強先發優勢。一般而言，海外渠道從鋪設到放量需要較長時間。公司作為行業海外戶用龍頭，有望在未來1-2年內繼續享有高增長。公司同時也擁有健全的售后體系，在海外各主要市場成立了子公司構建“3小時服務圈”，進一步提高客戶粘性。高含儲量優化毛利結構。公司主營業務為光伏逆變器與儲能逆變器，其中儲能逆變器具備更高的毛利水平。以21年半年報測算，公司凈利潤含儲量約為16.02%，位居行業前列。資料來源：固德威公司官網，公司公告，民生證券研究院預測（億元）（億元）2021E2021E2022E2022E營業收入營業收入PCSPCS4.27 7.38

131、光伏逆變器光伏逆變器19.40 31.35 營業成本營業成本PCSPCS2.31 3.74 光伏逆變器光伏逆變器13.58 20.55 毛利率毛利率PCSPCS45.87%49.32%光伏逆變器光伏逆變器30.00%34.45%歸母凈利潤歸母凈利潤3.27 6.90YoYYoY25.75%110.75%65表43：公司營業數據及預測圖31：2017-2021年營業收入海外占比0%10%20%30%40%50%60%70%80%02468101220172018201920202021H1境外銷售金額（億元）境外銷售占比（右軸）(億元) 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明11德業股份：供

132、應鏈與渠道優勢彰顯“家電血統”推動導入國產IGBT，22年有望保證原材料供應。21年德業股份逆變器業務增長明顯。往22年看。公司推動導入國產IGBT進程，有望保證出貨及戶用市場市占率。美國戶用渠道保障量&盈利。德業股份在美國主打低端戶用，以貼牌模式合作美國Solar-Ark進入美國市場。我們通過德業儲能逆變器營收與出貨進行測算，德業銷售與Solar-Ark的產品平均價格約為1000-1500美元，且毛利逐季提升。參考Solar-Ark官網的產品定價，Solar-Ark的“渠道加價倍數”約為3-4倍。低出廠價、低市場價與高渠道加價倍數的結合，不僅讓渠道擁有足夠強的動機去拓寬市場、也讓德業在面對上

133、游供應鏈壓力的時候有充足的提價能力保障自身毛利率水平，熨平原材料價格周期波動帶來的毛利率影響，盈利能力穩定。適配低壓場景，且可16臺同時并聯放大功率、大幅增強系統可靠性。低壓逆變器安裝更安全，可用戶自行完成，且適用于美國（NEC2017，要求光伏系統電壓在關斷10秒內降低至小于30V）等規定了屋頂光伏電壓上限條文的市場。此外，德業采用頻率下垂控制技術實現逆變器并聯，可以并聯16臺逆變器、實現功率擴充16倍，覆蓋小型工商業儲能場景需求。16臺并聯系統也可以提高系統安全性，即便并聯組中有部分產品出現故障，16臺并聯下仍可提供極高的系統安全性與可靠性。資料來源：德業股份公司官網，公司公告，民生證券研

134、究院預測（億元）（億元）2021E2021E2022E2022E營業收入營業收入除濕機除濕機5.04 6.55 熱交換器熱交換器25.23 23.97 逆變器逆變器12.53 26.79 營業成本營業成本除濕機除濕機3.58 4.59 熱交換器熱交換器21.45 19.84 逆變器逆變器7.94 16.97 毛利率毛利率除濕機除濕機29.00%30.00%熱交換器熱交換器15.00%17.23%逆變器逆變器36.64%36.67%歸母凈利潤歸母凈利潤4.13 10.20 YoYYoY7.97%147.02%66表44：公司營業數據及預測圖32：2021年逆變器業務分地區收入結構巴西35%美國1

135、6%南非17%大陸9%其他地區（波蘭、巴基斯坦等）23% 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明12盛弘股份：產品力高，工商業儲能打造業績增長點多年技術儲備加持盛弘儲能變流器產品力。盛弘股份于2012年進軍儲能變流器市場，為滿足不同國家地區的安全標準，盛弘30-1000kW全功率范圍儲能變流器產品均已通過第三方認證機構認證（中、英、德、澳、美）。50250kW系列模塊化儲能變流器成為全球首款同時滿足UL、CPUC和HECO相應規范的大型并網逆變器，并能同時滿足并網和離網的應用需求。此外，盛弘股份儲能實驗室也同時成為Intertek和TUV萊茵所認可的試驗室。技術加持盛弘強大產品力，也助力其

136、在海外工商業市場獲得先發優勢?？蛻舳ㄎ缓Ｍ釺o小B，且可利用UPS渠道帶來協同效應。通過盛弘官網業務與產品介紹，盛弘主要的下游是工商業儲能，商業模式屬于To小B。由于工商業客戶的儲能系統和其生產經營密切相關，因此工商業儲能領域需要儲能系統提供商對下游工商業客戶的電力需求和特點具備一定的理解。盛弘作為傳統的電源設備提供商，自身在電力設備領域有一定的積累。此外，儲能系統出貨可利用傳統主業UPS的渠道，為客戶帶來電源 儲能系統一體化解決方案。一體化方案“高附加值”能力預計可以帶來更高的毛利、塑造品牌形象，加強客戶粘性。首次覆蓋盛弘股份，主營業務穩健+儲能有望快速放量，看好公司業績快速增長。預計公司2

137、1、22、23年凈利潤分別為1.4、1.97、3.15億元，2月23日收盤價對應PE為51、36、23倍，給予“推薦”評級。風險提示：原材料漲價風險；儲能業務進展不及預期；下游需求不及預期等。資料來源：盛弘股份公司官網，公司公告，民生證券研究院預測（億元）（億元）2021E2021E2022E2022E營業收入營業收入電能質量設備電能質量設備3.00 3.75 新能源電能變換設備新能源電能變換設備2.00 5.00 電動汽車充電設備電動汽車充電設備2.01 2.61 電池檢測及化成設備電池檢測及化成設備1.70 2.55 營業成本營業成本電能質量設備電能質量設備1.35 1.69 新能源電能變

138、換設備新能源電能變換設備1.20 3.10 電動汽車充電設備電動汽車充電設備1.21 1.62 電池檢測及化成設備電池檢測及化成設備0.94 1.53 67表45：公司營業數據及預測 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明68盛弘股份財務報表數據預測匯總利潤表（百萬元）2020A2021E2022E2023E營業總收入7718711,3912,102營業成本4004697941,291營業稅金及附加561014銷售費用117119181242管理費用395080105研發費用8086137147EBIT125142190303財務費用7222資產減值損失-13 000投資收益-2 -2 1

139、1營業利潤121156221356營業外收支0100利潤總額122157221356所得稅15172441凈利潤106140197315歸屬于母公司凈利潤106141198316EBITDA135162222346資料來源：公司公告、民生證券研究院預測現金流量表（百萬元）2020A2021E2022E2023E凈利潤106140197315折舊和攤銷10203243營運資金變動-30 106-7 21經營活動現金流112270224380資本開支-160 -104 -120 -112 投資78-85 -2 -44 投資活動現金流-75 -192 -122 -155 股權募資0000債務募資-1

140、0 000籌資活動現金流-30 -2 -2 -2 現金凈流量67599223資料來源：公司公告、民生證券研究院預測 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明69盛弘股份財務報表數據預測匯總資產負債表（百萬元）2020A2021E2022E2023E貨幣資金193268368590應收賬款及票據4114827561,153預付款項551015存貨143163280453其他流動資產212177146127流動資產合計9641,0961,5592,338長期股權投資10101010固定資產22109186243無形資產88117130151非流動資產合計278363451521資產合計1,242

141、1,4592,0102,859短期借款40404040應付賬款及票據310347601966其他流動負債132172272440流動負債合計4825599131,446長期借款0000其他長期負債5555非流動負債合計5555負債合計4875649181,451股本137137137137少數股東權益0-1 -1 -2 股東權益合計7558951,0921,408負債和股東權益合計1,2421,4592,0102,859資料來源：公司公告、民生證券研究院預測主要財務指標2020A2021E2022E2023E成長能力（%）營業收入增長率21.3112.9359.7351.09EBIT增長率89

142、.9913.2334.1359.32凈利潤增長率70.9932.5740.6859.74盈利能力（%）毛利率48.1946.1442.9538.57凈利潤率13.7616.0614.1915.00總資產收益率ROA8.549.649.8411.06凈資產收益率ROE14.0615.7118.1022.43償債能力流動比率2.001.961.711.62速動比率1.651.641.361.27現金比率0.400.480.400.41資產負債率（%）39.2338.6745.6850.76經營效率應收賬款周轉天數173.07179.46176.27177.86存貨周轉天數130.35127.111

143、28.73127.92總資產周轉率0.620.600.690.74每股指標（元）每股收益0.780.690.961.54每股凈資產3.684.365.336.87每股經營現金流0.551.311.091.85每股股利0.000.000.000.00估值分析PE45513623PB7.57.36.04.7EV/EBITDA-0.71-1.01-1.18-1.40股息收益率（%）0.000.000.000.00資料來源：公司公告、民生證券研究院預測 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明13消防是儲能電站安全運行的重要環節資料來源：青鳥消防招股書，民生證券研究院電子元器件機箱結構件儲能消防產品

144、儲能電站上游原材料下游應用場景新能源汽車電動自行車家用儲能滅火劑鋰電池熱失控難控制，極早探測和高效滅火是關鍵。鋰電池在電濫用、熱濫用和機械濫用作下，內部溫度會升高，引發一系列化學反應導致熱失控，電池著火，單個鋰電池著火后，容易引發多米諾骨牌效應導致整個電池模組和電池簇會被點燃，最終導致儲能電站出現火災甚至爆炸。熱失控很難控制，一旦著火火災也很難撲滅，傳統的滅火技術如CO2氣體、干粉滅火劑無法阻止火災復燃。因此對儲能電站進行火災安全防護, 越早探測熱失控，越早越容易將火災風險提前化解，結合高效滅火技術，為儲能電站安全運行保駕護航。模組級別探測和滅火是儲能消防未來發展趨勢。根據電化學儲能電站安全規

145、程要求，每個電池模塊宜單獨配置探測器和滅火介質噴頭，實現PACK級別的探測和滅火，目前常用的探測方案有可燃氣體探測、多級探測（溫度、阻抗、電壓探測與可燃氣體探測相結合）等，多級探測相較于可燃氣體探測準確度更高，誤報少，技術壁壘更高。 常用的滅火技術有混合氣體滅火（七氟丙烷、全氟已酮）、高壓細水霧等，技術壁壘較低。目前消防投入占儲能電站總投資的比例小于2%，價值量約為 3000萬/GWh，隨著儲能電站消防政策趨嚴，消防投入占儲能電站總投資比例有望提高到5%。70圖33：消防上下游產業鏈 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明14青鳥消防：國內消防報警龍頭，不斷拓寬下游產業鏈民用消防報警龍頭，

146、品牌認可度高。青鳥消防能提供從預警，報警，疏散到滅火的“一站式”產品和服務閉環，2019年在民用消防報警產品領域市占率為6.78%，位列行業第一。品牌認可度高，公司2020-2021年度連續兩年獲得中國房地產開發企業500強首選供應商服務商品牌測評榜單中“消防設備”榜首，首選率分別為21%和17%。自研“朱鹮”新芯片，產品差異化優勢明顯。2016-2020年度研發費用CAGR達27.5%，2020年擁有專利數量159件，計算機著作202件，技術儲備充足。研發國內首款消防報警專用“朱鹮”芯片，抗電磁干擾能力強，達到30V/m，遠超國家標準10V/m，在降低功耗的同時提高了報警速度和準確度，降本增

147、效。積極布局儲能消防，并實現多個工業領域0到1的突破。青鳥消防充分利用“朱鹮”芯片帶來的小型化優勢，打造出小型化集約探測器，前置或內置于電池模組內，實現熱失控早期探測，在滅火端，采用七氟丙烷滅火系統+細水霧滅火系統，同時實現滅火和阻止復燃，同時2021年相繼中標天柱鋼鐵、國網江蘇、富臨新能源、10尺/20尺/40尺儲能集裝箱滅火系統、美國Texas某儲能變電站等項目，實現冶金、電力、儲能等多個工業消防領域0到1的突破。資料來源：青鳥消防官網，民生證券研究院圖34:“朱鹮”芯片資料來源：中國房地產業協會，慧聰網，民生證券研究院表46：首選率排行712020首選率2021首選率青鳥消防21%青鳥消

148、防17%海灣安全18%鼎信通訊13%鼎信通訊13%尼特西普13%尼特西普11%海灣安全10%泛海三江9%泛海三江9%利達華信7%松江飛繁8%泰和安6%利達華信6%松江飛繁5%?？低?%賽科4%泰和安3%依愛2%霍尼韋爾（中國）2%合計96%86% 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明15溫控設備將儲能電池設備溫度保持在合理區間，是儲能系統安全性保障的關鍵一環。鋰電池對工作環境具有較高的要求，具備參數硬約束。鋰電池的最佳工作溫度約為15-35度，工作溫度區間覆蓋-20-60度。當溫度過高時，鋰電池內電解液及活潑物質的活性提升，電池內部會發生副反應、造成電解液分解，從而造成電池容量損失與副

149、反應氣體造成電池鼓脹，造成安全隱患。儲能系統中一般具有大量鋰電池、且容量和功率都較大，其結構特點容易導致生熱不均、電池間溫差較大，嚴重時甚至引發熱失控造成火災與爆炸。近年來儲能領域多起事故大多與熱失控有關。液冷將成為儲能溫控主要方案。常見的溫控方案主要為氣冷（小功率、小項目）與液冷（大功率、大項目）兩種，后者由于液體高冷卻均勻性、高比熱容、和高導熱系數，從而更適用于大型集裝箱集群儲能系統，但系統復雜、技術要求高，具備更高的進入壁壘。電子元件、變頻器件電源設備風機、壓縮機溫控設備儲能上游產業下游產業溫控為儲能設備安全提供保障機房機柜冷鏈空調資料來源：英維克公司官網，公司公告，民生證券研究院72圖

150、35：溫控設備上下游產業鏈 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明16英維克：國內溫控領域勁旅，進軍儲能領域資料來源：公司官網，公司公告，民生證券研究院預測具備先發優勢，鑄就品牌壁壘與客戶積累。英維克作為國內溫控領域勁旅，成立16年來一直為數據中心、通訊網絡、軌交列車、新能源客車等行業提供空調等散熱產品，多年溫控技術儲備和積累塑造英維克先發優勢與品牌壁壘。英維克也在早期布局儲能溫控市場，針對儲能客戶，英維克可以定制開發冷機，從冷機切入儲能溫控，儲能業務收入規模從2020年約1億迅速增長，在2021年H1已有約1.5億元收入?；谝豪浼夹g平臺，率先發力液冷溫控。英維克現已發布全鏈條液冷解決方

151、案，該產品已實現單機柜200kW批量應用，冷板方案刷新最高熱密度，并在超高算力場景完成商用，技術力領先市場。此外，公司也與下游客戶一起不斷改善產品線，快速響應客戶需求的同時也通過高額研發進行產品迭代，通過領先技術力持續打造優越產品力與卓越品牌力。（億元）2021E2022E營業收入機房溫控節能設備11.01 13.76 戶外機柜溫控節能設備7.02 11.99 軌道交通列車空調及服務3.44 3.96 新能源車用空調0.99 1.01 營業成本機房溫控節能設備8.59 8.59 戶外機柜溫控節能設備4.91 8.39 軌道交通列車空調及服務2.06 2.37 新能源車用空調0.59 0.61

152、毛利率機房溫控節能設備22.00%25.00%戶外機柜溫控節能設備30.00%30.00%軌道交通列車空調及服務40.00%40.00%新能源車用空調40.00%40.00%歸母凈利潤1.95 2.97 YoY7.09%52.69%73圖36：公司產品表47：公司營業情況及預測 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明74重點公司盈利預測、估值與評級表48：重點公司盈利預測、估值與評級資料來源：公司公告、民生證券研究院預測 （注：股價為2022年2月23日收盤價）注：考慮到IGBT供應緊張，將陽光電源22、23年凈利潤預提調整為40.91、53.87億元；固德威22、23年凈利潤預提調整為6

153、.89、9.81億元。股價股價（元）（元）2020A2020A2021E2021E2022E2022E2020A2020A2021E2021E2022E2022E300274.SZ陽光電源111.841.341.792.74836341推薦688390.SH固德威379.993.643.727.8410410248推薦605117.SH德業股份269.962.993.236.58908441推薦300693.SZ盛弘股份34.970.780.690.96455136推薦EPS（元）EPS（元）PE（倍）PE（倍）證券簡稱證券簡稱證券代碼證券代碼評級評級 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明證券研究報告風險提示07.75 證券研究報告* 請務必閱讀最后一頁免責聲明風險提示 下游需求不及預期。若儲能需求量不及預期，將影響行業出貨及市場規模。 設備供給不及預期。若上游產能擴張及上游供給不及預期，會影響行業規模。 原材料價格上行風險。若原材料價格上行，會影響整體需求。 其他風險。報告中包含研究員測算，僅供參考76