公用事業行業新型電力系統深度研究3：全場景下電化學儲能電站收益測算-220618（30頁）.pdf

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1、 行業行業報告報告 | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 1 公用事業公用事業 證券證券研究報告研究報告 2022 年年 06 月月 18 日日 投資投資評級評級 行業行業評級評級 強于大市(維持評級) 上次評級上次評級 強于大市 作者作者 郭麗麗郭麗麗 分析師 SAC 執業證書編號：S1110520030001 資料來源：聚源數據 相關報告相關報告 1 公用事業-行業研究周報:火電超超臨 界 機 組 為 什 么 被 關 注 ？ 2022-06-12 2 公用事業-行業研究周報:國家電投集團資產梳理：優質資產整合未來可期 2022-06-05 3 公用事業-行業

2、點評:政策支持新能源發展，空間、擴張速度有望雙提升 2022-05-31 行業走勢圖行業走勢圖 新型電力系統深度研究新型電力系統深度研究 3全場景下全場景下電化學儲能電電化學儲能電站收益站收益測算測算 雙碳目標下新能源裝機規模持續擴張，儲能成必要環節雙碳目標下新能源裝機規模持續擴張，儲能成必要環節 雙碳目標下新能源裝機維持高增速， 裝機規模占比不斷提升， 給電網帶來較大考驗，儲能成為新型電力系統下的必要環節儲能成為新型電力系統下的必要環節。但傳統抽水蓄能受制于自然條件約束及響應速度較慢問題， 難以完全滿足新能源裝機規?？焖贁U張下的調峰調頻需求。 以電化學為主的新型儲能近年來取得快速發展， 截至

3、截至 2021底，國內電化學儲能裝機規模為底，國內電化學儲能裝機規模為 5.12GW，2014-2021 年年 CAGR 達達 69.0%。 源網側：收益機制亟待探索，共享獨立儲能或為最優模式源網側：收益機制亟待探索，共享獨立儲能或為最優模式 火儲聯合調頻：火儲聯合調頻：火儲發展初期受補償政策影響，廣東、內蒙、山西等區域收益水平顯著，發展優勢明顯，但該市場目前總體資金池該市場目前總體資金池相對相對有限，伴隨電有限，伴隨電站規?？焖贁U張，總體資金池將被迅速瓜分，早期發展較快區域開始趨于站規?？焖贁U張，總體資金池將被迅速瓜分，早期發展較快區域開始趨于飽和，補償標準表現出飽和，補償標準表現出降低趨勢

4、。降低趨勢。在此背景下，火儲聯合調頻市場開始向火儲聯合調頻市場開始向其他區域拓展，據儲能與電力市場統計，其他區域拓展，據儲能與電力市場統計，2021 年，新增項目（規劃、建設、年，新增項目（規劃、建設、投運）涵蓋廣東、江蘇、浙江、福建等投運）涵蓋廣東、江蘇、浙江、福建等 15 個省市，涉及近個省市，涉及近 40 個項目。個項目。 新能源新能源+儲能：儲能： 多個省份提出明確新能源配儲要求 （比例多在 5%-20%之間） ，推動儲能產業規?？焖贁U張，但“繁榮發展”背后，由于其缺乏明確調用及收益機制，發電側自建儲能壓力較大。發電側自建儲能壓力較大。 獨立儲能：獨立儲能：新型儲能產業“探索初期”將過

5、，規范化與市場化加速推進。而獨立儲能電站一方面更加貼合政策導向，相比于依附于發電側的商業模式，獨立儲能電站規范性與主體性更強； 另一方面， 在輔助服務市場逐漸向獨立儲能放開的背景下，獨立儲能電站有望滿足發電側、電網側等多方需求，獨立儲能電站有望滿足發電側、電網側等多方需求，通過參與調峰、調頻等電力輔助服務及容量租賃來擴寬收益渠道，從而有通過參與調峰、調頻等電力輔助服務及容量租賃來擴寬收益渠道，從而有效解決經濟性難題。同時，獨立儲能電站參與電力現貨市場交易確定性逐效解決經濟性難題。同時，獨立儲能電站參與電力現貨市場交易確定性逐漸增強，市場化機制有望打破資金盤掣肘，進一步提高項目收益水平。漸增強，

6、市場化機制有望打破資金盤掣肘，進一步提高項目收益水平。根據測算，在綜合考慮現貨市場交易+容量租賃的情況下，山東獨立儲能電站項目全投資 IRR 達 13.01%，資本金 IRR 達 26.50%，收益率可觀，已具備較強的投資價值。 用戶側：需求響應機制必要性凸顯，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間用戶側：需求響應機制必要性凸顯，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間 伴隨我國分時電價政策加速推進，目前已有伴隨我國分時電價政策加速推進，目前已有 29 個省份實施了不同的分時電個省份實施了不同的分時電價機制，峰谷電價價差不斷拉大，從而為用戶側儲能提供了客觀的套利空價機制，峰谷電價價差不斷拉大，從而為用戶側儲能提

7、供了客觀的套利空間。間。根據測算，當平均價差達到 0.39 元/KWh 時可實現盈虧平衡，當平均價差達到 0.6 元/KWh 時，其全投資 IRR 達 11.57%，資本金 IRR 達 23.30%，因此從當前各地區峰谷價差情況來看， 用戶側儲能已具備一定的經濟性與投資價值。 投資建議：投資建議：新型儲能商業模式逐漸明朗，共享獨立儲能電站收益可觀，規模放量在即。一方面，雙碳目標下，新能源裝機維持高增速，裝機規模占比不斷提升， 給電網帶來較大考驗。 在此背景下， 國家級儲能相關政策頻繁出臺，對新型儲能產業做出一系列頂層戰略規劃， 明確到 2025 年 30GW 的發展目標，并推動其規范化與市場化

8、發展；另一方面，在近年來對儲能商業模式的持續探索下，其收入渠道不斷拓展，盈利能力顯著提高，同時伴隨政策端補償機制等的陸續推出，儲能經濟性有望持續改善。具體標的方面，建議關注【萬里揚】 【林洋能源】 【三峽能源】 【文山電力】 【寶光股份】 【南網科技】【萬里揚】 【林洋能源】 【三峽能源】 【文山電力】 【寶光股份】 【南網科技】等等 風險風險提示提示：儲能上游設備漲價，相關政策出臺及落地不及預期，儲能電站收益渠道拓展不及預期， 現貨市場下電費價差不及預期， 測算假設存在誤差等 -26%-18%-10%-2%6%14%22%2021-062021-102022-02公用事業滬深300 行業行業

9、報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 2 內容目錄內容目錄 1. 雙碳目標下新能源裝機規模持續擴張，儲能成必要環節雙碳目標下新能源裝機規模持續擴張，儲能成必要環節 . 5 1.1. 雙碳目標下新能源裝機占比持續提升，消納問題凸顯 . 5 1.2. 電化學儲能發展前景廣闊，政策加碼有望推動產業持續升溫 . 6 1.2.1. 以電化學儲能為主的新型儲能技術優勢明顯，裝機規模高速增長 . 6 1.2.2. 產業鏈：“原材料-設備及系統-場景應用”，電池及儲能系統為成本核心9 1.2.3. 政策規劃助推儲能產業發展 . 9 2. 源網側：收益機制亟待探索，

10、共享獨立儲能或為最優模式源網側：收益機制亟待探索，共享獨立儲能或為最優模式 . 11 2.1. 火儲聯合調頻：傳統區域發展速度減緩，市場向新區域拓展 . 11 2.2. “新能源+儲能”快速擴張，發電側自建儲能面臨一定壓力 . 13 2.3. “多方受益多方買單”， （共享）獨立儲能或為最優模式. 15 2.3.1. 規范化與市場化進程加速推進，“運營模式”最優者有望脫穎而出 . 15 2.3.2. 共享獨立儲能“一站多用”，助力收入渠道擴展 . 15 2.3.3. 經濟性測算：電力現貨市場下具備投資價值，容量租賃影響較大 . 18 3. 用戶側：需求側響應用戶側：需求側響應+峰谷價差套利，開

11、辟儲能新空間峰谷價差套利，開辟儲能新空間 . 21 3.1. 需求響應機制必要性凸顯，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間 . 21 3.2. 經濟性測算：價差在 0.39 元/KWh 以上具備盈利能力 . 22 4. 投資建議：商業模式逐漸明朗，盈利持續改善，規模放量在即投資建議：商業模式逐漸明朗，盈利持續改善，規模放量在即. 23 4.1. 萬里揚：拓展儲能業務板塊，重點發展獨立儲能電站，項目儲備豐富 . 23 4.2. 林洋能源：項目儲備豐富，產業鏈拓展鑄就核心競爭力 . 24 4.3. 三峽能源：大規模布局儲能業務，風光儲一體化協同發展 . 25 4.4. 文山電力：南網調峰調頻資產注入，打

12、造優質儲能平臺 . 26 4.5. 寶光股份：全面進軍儲能行業，多場景應用快速拓展 . 26 4.6. 南網科技：南網旗下全流程儲能系統技術服務供應商 . 27 5. 風險提示風險提示 . 29 圖表目錄圖表目錄 圖 1：2021 年各類電源裝機增長量占比 . 5 圖 2：2021 年全國各類電源裝機結構 . 5 圖 3：2021 年全國電源出力占比 . 5 圖 4：典型日風電出力曲線 . 6 圖 5：典型日光伏出力曲線 . 6 圖 6：新型儲能裝機占比不斷提高 . 7 圖 7：電化學儲能應用場景圖 . 8 圖 8：2014-2021 全球電化學儲能裝機及同比增速（GW） . 8 圖 9：20

13、14-2021 全國電化學儲能裝機及同比增速（GW） . 8 圖 10：電化學儲能產業鏈概況 . 9 圖 11：儲能電站投資成本結構 . 9 kVbUqOnOnQsPrQqOoN8OdNbRsQrRsQpNeRoOsMeRsQnN7NqQuNMYpMnPxNoOnO 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 3 圖 12：西部省份某發電機組跟蹤電網 AGC 指令的響應過程 . 11 圖 13：儲能系統跟蹤電網 AGC 調頻響應過程 . 11 圖 14：截至 2020 年 7 月國內各地區火儲項目規模及占比 . 11 圖 15：火儲聯合調頻項目運

14、營及收入機制 . 12 圖 16：2021 年各地新增儲能調頻項目情況 . 13 圖 17：某風電項目配儲前后棄風率變化情況 . 14 圖 18：配儲對風電項目初始投資影響情況（設配儲前為 1） . 14 圖 19：配儲對光伏項目初始投資影響情況（設配儲前為 1） . 14 圖 20：2021-2025 年風電裝機量增長預測（億千瓦） . 14 圖 21：2021-2025 年光伏裝機量增長預測（億千瓦） . 14 圖 22：風電企業自建儲能與容量租賃情況下單位投資成本增量對比（元/KW） . 15 圖 23：獨立儲能電站有望同時滿足發電側與電網側儲能需求 . 16 圖 24：各區域電力現貨市

15、場建設情況 . 16 圖 25：2021 年各地新增獨立儲能電站項目情況 . 17 圖 26：山東省調頻輔助服務市場運行及結算規則 . 19 圖 27：2025 年獨立儲能電站單位投資成本將降低 30%以上(元/Wh) . 20 圖 28：磷酸鐵鋰動力電池價格走勢情況（元/Wh） . 20 圖 29：“十四五”時期用戶側儲能發展規劃 . 21 圖 30：公司產業鏈布局情況 . 24 圖 31：三峽能源慶云儲能電站示范項目效果圖 . 25 圖 32：截至 2021 年底公司各類型能源裝機量（萬千瓦） . 26 圖 33：寶光股份儲能業務范圍概況 . 27 圖 34：公司儲能系統技術服務業務營收情

16、況 . 27 圖 35：公司儲能技術服務發展概況 . 28 表 1：“十四五”期間各省份風、光新增裝機規劃情況. 5 表 2：西北區域各省(區)棄風棄光原因模擬結果對比 . 6 表 3：各類儲能技術特點及應用場景分類 . 7 表 4：各類型儲能電池性能參數對比 . 8 表 5：近期儲能相關政策規劃 . 10 表 6：典型地區儲能“十四五”規劃 . 10 表 7：廣東調頻輔助服務補償規則變動情況 . 12 表 8：性能調整后補償額下降情況 . 12 表 9：全國部分省市可再生能源強制配儲要求 . 13 表 10： “十四五”新型儲能發展實施方案相關內容 . 15 表 11：部分地區調峰輔助服務補

17、償價格（包含歷史水平） . 16 表 12：部分地區調頻輔助服務結算規則及補償價格 . 17 表 13：不同儲能電站類型對比 . 17 表 14：核心數據及相關假設 . 18 表 15：不考慮電力現貨市場與容量租賃情況下項目收益與成本拆分 . 18 表 16：部分地區儲能容量租賃開展情況 . 18 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 4 表 17：三峽能源慶云儲能示范項目現貨市場收益與成本來源 . 19 表 18：不同模式下獨立儲能電站收益水平對比 . 20 表 19：2022 年 4 月各省市電網代理購電峰谷價差及峰平價差情況（元/KW

18、h） . 21 表 20：核心數據及相關假設 . 22 表 21：用戶側儲能項目收益率測算結果 . 22 表 22：萬里揚已投運及儲備儲能電站項目情況 . 23 表 23：公司儲能項目儲備情況 . 25 表 24：公司已投運及儲備儲能項目 . 26 表 25：公司儲能業務商業模式分類 . 27 表 26：公司儲能系統技術服務相關環節具體內容 . 28 表 27：公司項目布局及儲備情況 . 29 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 5 1. 雙碳目標下雙碳目標下新能源裝機規模持續擴張，儲能新能源裝機規模持續擴張，儲能成必要環節成必要環節 1

19、.1. 雙碳目標雙碳目標下下新能源裝機占比持續提升新能源裝機占比持續提升，消納問題凸顯，消納問題凸顯 雙碳目標下，雙碳目標下，新能源裝機維持高增速，裝機規模占比不斷提升。新能源裝機維持高增速，裝機規模占比不斷提升。雙碳目標下，能源結構綠色轉型加速，新能源裝機規模持續擴張。據國家能源局數據，2021 年我國可再生能源新增裝機 1.34 億千瓦，占全國新增發電裝機的 76.1%；截至 2021 年底，我國可再生能源發電累計裝機達到 10.63 億千瓦，占總發電裝機容量的 44.8%。 圖圖 1：2021 年各類電源裝機年各類電源裝機增長量占比增長量占比 圖圖 2：2021 年全國各類電源裝機結構年

20、全國各類電源裝機結構 資料來源：國家能源局公眾號，天風證券研究所 資料來源：國家能源局公眾號，天風證券研究所 新能源發電量與傳統能源新能源發電量與傳統能源相比相比仍存在較大差距，仍存在較大差距， “十四五”“十四五”期間新能源期間新能源裝機容量裝機容量有望持續有望持續增長。增長。雖然可再生能源裝機占比已接近 50%，但由于其出力穩定性不足，發電量與傳統能源仍存在較大差距， 根據國家能源局數據， 2021 年全年火電發電量占發電量比例高達 67.4%，光伏風電貢獻比例僅 11.7%左右。因此我們預計“十四五”期間新能源裝機容量有望持續增長。 圖圖 3：2021 年全國電源出力占比年全國電源出力占

21、比 資料來源：中電聯，國家能源局，天風證券研究所 2022 年 4 月 18 日，國家能源局綜合司下發關于開展省級“十四五”可再生能源發展規劃備案的通知 ，要求各省報備本地區的“十四五”可再生能源發展規劃。據智匯光伏統計，目前已有超目前已有超 20 個省份明確提出風電、光伏發展規劃，總新增裝機規模超過個省份明確提出風電、光伏發展規劃，總新增裝機規模超過 6 億千瓦，億千瓦，“十四五”期間增長空間仍然廣闊?！笆奈濉逼陂g增長空間仍然廣闊。 表表 1： “十四五”期間各省份風、光新增裝機規劃情況“十四五”期間各省份風、光新增裝機規劃情況 省份省份 風電（萬千瓦）風電（萬千瓦） 光伏（萬千瓦）光伏（

22、萬千瓦） 合計（萬千瓦）合計（萬千瓦） 省份省份 風電（萬千瓦）風電（萬千瓦） 光伏（萬千瓦）光伏（萬千瓦） 合計（萬千瓦）合計（萬千瓦） 寧夏 450 1400 1850 甘肅 2480 3200 5680 海南 - - 500 黑龍江 - - 3000 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 6 江蘇 1053 916 1969 天津 110 400 510 西藏 - 872 - 山東 705 3428 4133 浙江 444 1283 1727 河南 1000 1000 2000 河北 2026 3210 5236 青海 807 300

23、0 3807 陜西 - - 4519 內蒙古 5115 3262 8377 吉林 - - 2085 四川 600 1000 1600 遼寧 - - 1619 北京 11 190 201 湖北 498 1502 2000 廣東 2000 2000 4000 江西 190 324 514 貴州 500 2043 2543 資料來源：智匯光伏公眾號，貴州省能源局，天風證券研究所 新能源出力受制于不穩定性，大規模接入給電網帶來較大考驗。新能源出力受制于不穩定性，大規模接入給電網帶來較大考驗。風電日波動最大幅度可達裝機容量的 80%，且呈現一定的反調峰特性；光伏發電受晝夜、天氣、移動云層變化的影響，同樣

24、存在間歇性和波動性。隨著風電/光伏并網比例提升，常規電源裝機容量占比相應降低，新能源調峰容量需求激增與常規電源調峰容量下降之間的矛盾凸顯，新能源調峰容量需求激增與常規電源調峰容量下降之間的矛盾凸顯，給電網帶來較大考驗。 圖圖 4：典型日風電出力曲線典型日風電出力曲線 圖圖 5：典型日光伏出力曲線典型日光伏出力曲線 資料來源： 考慮新能源資源及出力特性的全局備用容量優化方法蔡乾等，天風證券研究所 資料來源： 考慮新能源資源及出力特性的全局備用容量優化方法蔡乾等，天風證券研究所 傳統能源協調模式下系統調峰能力不足，傳統能源協調模式下系統調峰能力不足，對對新能源消納新能源消納造成限制造成限制。傳統能

25、源協調模式下系統調峰能力不足的問題凸顯，已成為了限制高比例新能源消納的主要原因。以西北地區為例，根據西北區域新能源發展規劃及運行監管報告 ，西北區域棄風棄光的兩大原因（系統調峰能力不足和傳輸容量受限）的影響占比正在發生變化，截至 2020 年，傳輸容量受限的導致棄風棄光占比已經很小，而調峰能力不足問題將會越來越嚴重。 表表 2：西北區域各省西北區域各省(區區)棄風棄光原因模擬結果對比棄風棄光原因模擬結果對比 省區省區 棄風原因棄風原因 棄光原因棄光原因 調峰能力不足調峰能力不足 傳輸容量受限 調峰能力不足調峰能力不足 傳輸容量受限 2015 年 2020 年年 2015 年 2020 年 20

26、15 年 2020 年年 2015 年 2020 年 陜西 - 95.7% - 4.3% - 89.6% - 10.4% 甘肅 52.1% 74.2% 47.9% 25.8% 39.6% 69.9% 60.4% 30.1% 寧夏 85.8% 94.2% 14.2% 4.8% 89.5% 96.6% 10.5% 3.4% 青海 - 96.5% - 3.5% 69.8% 93.2% 30.1% 6.7% 新疆 74.1% 92.3% 25.8% 7.7% 73.0% 90.1% 27.0% 9.8% 資料來源：國家能源局，天風證券研究所 1.2. 電化學電化學儲能發展前景廣闊，政策加碼儲能發展前景

27、廣闊，政策加碼有望有望推動產業持續升溫推動產業持續升溫 1.2.1. 以電化學儲能為主的新型儲能技術優勢明顯，裝機規模高速增長以電化學儲能為主的新型儲能技術優勢明顯，裝機規模高速增長 傳統抽水蓄能難傳統抽水蓄能難以完全以完全滿足新能源裝機規?？焖贁U張下的調峰調頻需求。滿足新能源裝機規?？焖贁U張下的調峰調頻需求。儲能技術根據儲能系統存儲能量的形式以及其構成機理的不同可以分為抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 7 能、超導磁儲能（物理儲能）及超級電容儲能、電化學儲能（化學儲能）等。傳統的傳統的抽水抽水蓄能雖蓄能

28、雖起步較早、起步較早、技術較為成熟技術較為成熟，但具有難以克服的劣勢，但具有難以克服的劣勢：一方面，抽水蓄能受地理位置抽水蓄能受地理位置及自然條件約束較強，及自然條件約束較強， 靈活性較低靈活性較低； 另一方面， 抽水蓄能的響應響應速度速度較較慢慢， 響應時間較長。 因此，伴隨未來新能源裝機規?？焖贁U張，抽水蓄能恐難以完全滿足調峰調頻需求。在此在此背景下，背景下，以以電化學儲能為主的新型儲能近年來快速發展，電化學儲能為主的新型儲能近年來快速發展，裝機占比不斷提高。裝機占比不斷提高。 圖圖 6：新型儲能裝機占比不斷提高新型儲能裝機占比不斷提高 資料來源：中關村儲能產業技術聯盟，天風證券研究所 新

29、型儲能技術新型儲能技術響應速度較快響應速度較快，相比于抽水蓄能技術更具優勢，相比于抽水蓄能技術更具優勢。新型儲能是除抽水蓄能外的其他以輸出電力為主要形式的儲能，相比于抽水蓄能技術，在響應速度等各項性能參數上更具優勢。 表表 3：各類儲能技術特點及應用場景分類各類儲能技術特點及應用場景分類 技術類型技術類型 轉換效率轉換效率 響應時間響應時間 優點優點 缺點缺點 抽水蓄能 70%-85% 分鐘級分鐘級 壽命長，規模大，損耗低，無污染 受制于自然條件，建設周期長受制于自然條件，建設周期長 壓縮空氣 60%左右 分鐘級 容量大、周期長，啟動靈活，爬坡速率高 受地理條件的影響 飛輪儲能 90%以上 毫

30、秒級 無污染、維護簡單，可持續工作 成本高，對場地有一定要求 超導磁儲能 95%以上 毫秒級 功率密度高，響應速度快 成本高，要求低溫 超級電容儲能 95%以上 毫秒級 充放電速度快，壽命長 能量密度低，電介質耐壓低 電化學儲能電化學儲能 70%-95% 秒級秒級 能量密度高，響應快能量密度高，響應快 壽命有限、成本高壽命有限、成本高 資料來源： 儲能在電力系統調頻調峰中的應用張曉晨， 超導磁儲能變流器在微網中的控制策略研究王云，天風證券研究所 1） 壓縮空氣儲能：具有儲能容量大、壽命周期長、爬坡速率高等優點，但其能量轉換效其能量轉換效率較低，僅為率較低，僅為 60%左右，且需要特定地理條件，

31、環境要求較高左右，且需要特定地理條件，環境要求較高。 2） 飛輪儲能：國內飛輪儲能系統主要還處在實驗室研發和樣機研制階段，理論研究比較豐富，工程應用研究進展較為緩慢，進入市場的成熟飛輪產品還相對較少，因此短期內難以大規模推廣。 3） 超導磁儲能：利用超導線圈直接存儲電磁能，功率密度高，響應速度很快，轉換效率也很高，但受限于價格昂貴的超導材料和低溫制冷系統，短期內難以商業化。，短期內難以商業化。 4） 超級電容儲能：在充放電速度、功率密度高等方面較其他儲能方式有所提升，但存在存在電介質耐壓低等問題，電介質耐壓低等問題，存儲能量的大小和保持的時間長度都因漏電流等因素而受到限制。 5） 電化學儲能：

32、電化學儲能：通過化學反應將化學能和電能進行相互轉換來儲存能量，根據材料不同主要可分為鉛酸蓄電池、鈉硫電池、液流電池和鋰離子電池等形式，一方面，電池儲一方面，電池儲能的能量密度與能量轉換效率較高，且響應速度較快，能夠有效滿足電力系統調峰調能的能量密度與能量轉換效率較高，且響應速度較快，能夠有效滿足電力系統調峰調頻需求；另一方面，其功率和能量可以根據不同應用需求靈活配置，幾乎不受外部氣頻需求；另一方面，其功率和能量可以根據不同應用需求靈活配置，幾乎不受外部氣 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 8 候及地理因素的影響。候及地理因素的影響。其中

33、，鋰離子電池經過多年發展，綜合性能參數與技術成熟度來看，或為當下綜合性最好的電池體系，具備大規模推廣條件。 表表 4：各類型各類型儲能儲能電池性能參數對比電池性能參數對比 電池類型電池類型 能量密度（能量密度（Wh/kg） 額定功率（額定功率（MW） 循環次數（次）循環次數（次） 充放電效率（充放電效率（%） 自放電（自放電（%/天）天） 鋰離子電池鋰離子電池 150-200 0-0.1 1000-10000 95 0.1-0.3 鉛酸電池 35-50 0-20 500-1500 80 0.1-0.3 鎳鉻電池 150-200 0-40 2500 70 0.2-0.6 鈉硫電池 150-240

34、 0.05-8 2500 90 -20 全釩液流電池 25-35 0.03-3 10000 80 小 資料來源： 儲能在電力系統調頻調峰中的應用張曉晨，天風證券研究所 電化學儲能在電力系統的源、網、荷側都可根據需求靈活部署電化學儲能在電力系統的源、網、荷側都可根據需求靈活部署，各環節效果顯著。，各環節效果顯著。在發電側可提高發電的穩定性, 并提高發電質量; 在輸電環節, 可降低輸電的成本; 在配電環節, 可以緩解企業和用戶用電壓力, 促進電網的升級擴容; 在送電環節, 可通過峰谷差套利, 進而減少企業和用戶用電成本。 圖圖 7：電化學儲能應用場景圖電化學儲能應用場景圖 資料來源：黎沖等電化學儲

35、能商業化及應用現狀分析 ，天風證券研究所 近年來全球和中國的電化學儲能裝機規模均呈現高速增長態勢。近年來全球和中國的電化學儲能裝機規模均呈現高速增長態勢。全球電化學儲能的裝機規模從 2014 年的不足 1GW 上升 2021 年的 20.4GW，復合增速 56.2%；中國的電化學儲能裝機規模同樣連續多年保持快速增長趨勢，2014-2021 年電化學儲能裝機從 0.13GW 增長至5.12GW，復合增速 69.0%。 圖圖 8：2014-2021 全球電化學儲能裝機及同比增速（全球電化學儲能裝機及同比增速（GW） 圖圖 9：2014-2021 全國電化學儲能裝機及同比增速（全國電化學儲能裝機及同

36、比增速（GW） 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 9 資料來源：CNESA，前瞻產業研究院，中國能源網，天風證券研究所 資料來源：CNESA，前瞻產業研究院，中國能源網，天風證券研究所 1.2.2. 產業鏈： “原材料產業鏈： “原材料-設備及設備及系統系統-場景應用” ，電池及儲能系統為成本核心場景應用” ，電池及儲能系統為成本核心 儲能產業鏈上游為各種原材料，包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜、電子元器件、結構件、輔材、屏柜電纜、土建安裝、升壓裝置等；中游主要包括儲能電池、電池管理系統（BMS） 、儲能變流器（PCS） 、能量控制

37、系統（EMS）等；下游主要為發電側、電網側、用戶側等具體應用場景。 圖圖 10：電化學儲能產業鏈概況電化學儲能產業鏈概況 資料來源：中商情報網，天風證券研究所 電池及儲能系統為儲能電站成本核心。電池及儲能系統為儲能電站成本核心。儲能電站投資主要包括設備購置費、安裝工程費、建筑工程費、其他費用、基本預備費等，對于鋰電池電化學儲能，根據云南省能源研究院數據，項目設備購置費約占 87%，電纜及接地等材料購置費和安裝工程費分別約占 1%，建筑工程費約占 4%，其他費用和基本預備費約占 7%。 圖圖 11：儲能儲能電站投資電站投資成本結構成本結構 資料來源：云南省能源研究院公眾號，天風證券研究所 1.2

38、.3. 政策政策規劃助推儲能產業發展規劃助推儲能產業發展 近近期期國家級儲能相關政策頻繁出臺，對我國電化學儲能做出一系列國家級儲能相關政策頻繁出臺，對我國電化學儲能做出一系列政策政策規劃規劃，推動其規范，推動其規范化、化、產業產業化、市場化發展?；?、市場化發展。面對新能源裝機大規模擴張所帶來的調峰調頻需求，國家近年來陸續出臺儲能相關政策，從電價機制、項目管理、市場交易、技術攻關、商業模式、發從電價機制、項目管理、市場交易、技術攻關、商業模式、發 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 10 展目標等多個角度展目標等多個角度制定一系列頂層規劃，

39、探索儲能產業發展路徑，推動其向規范規范化、化、產業產業化、市場化化、市場化發展。 表表 5：近期儲能相關政策規劃近期儲能相關政策規劃 時間時間 政策名稱政策名稱 要點要點 2022.6.7 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 針對獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，鼓勵獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，發揮移峰填谷和頂峰發電作用。獨立儲能電站向電網送電的，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。強調了建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網替代型儲能探索將電網替

40、代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。設施成本收益納入輸配電價回收。 2022.5.30 中國南方區域電力市場運營規則（征求意見稿） 根據電力市場運營和各省區電力發展需要，建立健全容量補償機制（容量市建立健全容量補償機制（容量市場）場） ，風電、光伏等可再生能源、抽水蓄能和獨立儲能等參與電力市場的配套機制；探索建立市場化的輸電權分配和交易機制。 2022.5.30 關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案 完善調峰調頻電源補償機制，推動新型儲能快速發展，研究儲能成本回收機制 2022.5.25 關于加強電化學儲能電站安全管理的通知 要求所有納入備案管理的接入 10 千伏及以上電壓等級公用電網的

41、電化學儲能電站的安全管理工作需要納入企業安全管理體系，落實全員安全生產責任制，健全風險分級管控和隱患排查治理雙重預防機制，依法承擔安全責任。 2022.3.21 “十四五”新型儲能發展實施方案 推動新型儲能規?；?、產業化、市場化發展。推動新型儲能規?；?、產業化、市場化發展。 2022.2.24 關于加強南方區域新型儲能發展應用監管工作的通知 支持各類儲能技術、調控技術攻關，充分考慮建設大容量、長時儲能、綜合應用的示范項目。支持儲能項目作為新型、特殊的獨立市場主體身份參與各類電支持儲能項目作為新型、特殊的獨立市場主體身份參與各類電力市場。力市場。 資料來源：儲能與電力市場公眾號，CESA 儲能項

42、目及大數據公眾號，全球新能源網，天風證券研究所 2021 年 7 月，國家發改委和國家能源局發布關于加快推動新型儲能發展的指導意見 ，明確明確 2025 年年 30GW 的發展目標，的發展目標，未來五年將實現新型儲能從商業化初期向規?；D變，未來五年將實現新型儲能從商業化初期向規?；D變，到到 2030 年實現新型儲能全面市場化發展。年實現新型儲能全面市場化發展。新版指導意見發布后，各地基于區域能源發展的切實需求以及帶動新興產業發展的需求，相續發布十四五儲能發展目標。據中關村儲能產業技術聯盟統計，僅青海、山東、湖南、浙江、內蒙古五省及南方電網儲能的規劃僅青海、山東、湖南、浙江、內蒙古五省及南方

43、電網儲能的規劃達達 39GW，已高于國家制定的，已高于國家制定的 30GW 目標。按照規劃初步測算，儲能裝機總規模預計約達目標。按照規劃初步測算，儲能裝機總規模預計約達到到 47GW。 表表 6：典型地區儲能“十四五”規劃典型地區儲能“十四五”規劃 時間時間 地區地區 政策名稱政策名稱 要點要點 裝機規模 （裝機規模 （GW） 2021.8.12 青海 青海打造國家清潔能源產業高地行動方案 “十四五”末，青海新型儲能裝機規模達到 6GW 左右，應用規模位于全國前列， 實現電力系統中短周期儲能調節 6 2021.8.19 山東 山東省能源發展“十四五”規劃 十四五期間：儲能發展目標 4.5GW，

44、需求響應能力達到最高負荷的 2%以上 4.5 2021.10.13 湖南 關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 到 2023 年建成電化學儲能電站 1.5GW/3GWh 以上 1.5 2021.11.19 浙江 關于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見 十四五力爭實現 2GW 左右新型儲能示范項目發展目標 2 2021.12.24 內蒙古 關于加快推動新型儲能發展的實施意見 到 2025 年建成并網新型儲能規模達到 5GW 以上，獨立共享儲能電站不低于 5 萬千瓦，時長不低于 4 小時 5 2021.11.11 南方 電網 南方電網“十四五”電網發展規劃 “十四五”期間，南方五省區將推動

45、新能源配套儲能20GW 20 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 11 合計合計 39 資料來源：中關村儲能產業技術聯盟，天風證券研究所 2. 源網側源網側：收益機制亟待探索收益機制亟待探索，共享共享獨立獨立儲能或為最儲能或為最優優模式模式 2.1. 火儲聯合調頻：火儲聯合調頻：傳統區域傳統區域發展速度減緩，市場向新區域拓展發展速度減緩，市場向新區域拓展 響應速度對機組調頻性能提出更高要求，催生火儲聯合調頻。響應速度對機組調頻性能提出更高要求，催生火儲聯合調頻。電力系統運行過程中，發電出力與用電負荷總會出現隨機性的有功不平衡情況， AGC

46、 通過下達指令調節發電機組功率來控制電網頻率及聯絡線功率， 進而保持電力系統的發用平衡， 因此 AGC 對發電機組的調頻性能提出了較高要求。但燃煤發電機組相應功率調節速度較慢，僅能達到分鐘級，相比之下，電儲能系統響應功率調節速率更快，達到秒級標準，能夠有效彌補燃煤發電機組響應遲緩帶來的機組處理與調度 AGC 指令間的功率差值。 圖圖 12：西部省份某發電機組跟蹤電網西部省份某發電機組跟蹤電網 AGC 指令的響應過程指令的響應過程 圖圖 13：儲能系統跟蹤電網儲能系統跟蹤電網 AGC 調頻響應過程調頻響應過程 資料來源： 電儲能提升火電機組調頻性能研究肖春梅，天風證券研究所 資料來源： 電儲能提

47、升火電機組調頻性能研究肖春梅，天風證券研究所 廣東等區域廣東等區域受補償政策影響，受補償政策影響，初期初期項目收益水平較為顯著項目收益水平較為顯著，發展，發展優勢明顯優勢明顯。在性能需求疊加補償政策影響下，火儲聯合調頻市場快速發展。根據儲能與電力市場統計，截至截至 2020年年 7 月， 國內火儲聯合調頻項目達月， 國內火儲聯合調頻項目達 58 個 （含投運、 在建、 中標項目） ，個 （含投運、 在建、 中標項目） ， 總規模達總規模達 727MW，且項目地集中于廣東、內蒙、山西等地。 圖圖 14：截至截至 2020 年年 7 月國內月國內各地區火儲項目規模及占比各地區火儲項目規模及占比 資

48、料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 但目前來看，火儲聯合調頻市場總體資金池較為有限。但目前來看，火儲聯合調頻市場總體資金池較為有限。以南方電網調峰服務市場交易模式以南方電網調峰服務市場交易模式為例，為例，所有上網主體均要按照上網電量繳納調頻費，形成資金池，儲能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。在此模式下，在此模式下，伴隨伴隨儲能儲能電站電站規模的規模的快速快速擴張擴張，總體資金池總體資金池將將被迅速被迅速瓜分瓜分。 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務

49、必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 12 圖圖 15：火儲聯合調頻項目運營及收入機制火儲聯合調頻項目運營及收入機制 資料來源：星河能源資訊公眾號，天風證券研究所 因此因此，早期發展速度較快的區域市場開始趨于飽和，補償標準表現出降低趨勢。早期發展速度較快的區域市場開始趨于飽和，補償標準表現出降低趨勢。以廣東為以廣東為例，例，根據 2020 年廣東調頻輔助服務市場交易規則 ，其在調頻里程報價、里程補償、容量補償價格及補償等方面均產生較大改動，其中對于里程補償的計算中，將使用開根號的其中對于里程補償的計算中，將使用開根號的形式將形式將 K 值的實際影響降低，綜合性能值的實際影響降低，綜合性能 k 值

50、越高，在市場價格、調頻里程不變的情況下，值越高，在市場價格、調頻里程不變的情況下，獲得的里程補償額降幅將越大。獲得的里程補償額降幅將越大。 表表 7：廣東調頻輔助服務補償規則變動情況廣東調頻輔助服務補償規則變動情況 變動變動內容內容 2018 年廣東調頻輔助服務市場交易規則（試行） 年廣東調頻輔助服務市場交易規則（試行） 2020 年廣東調頻輔助服務市場交易規則年廣東調頻輔助服務市場交易規則 調頻里程價格 申報價格 6-15 元/MW 申報價格 5.5-15 元/MW（每半年進行一次評估，修改申報價格上下限） 里程補償 R月度= (Di Qi ki)ni=1 Ri= +， Di Qi ki，k

51、i1，R月度= (Ri)ni=1 （m 為規則發布后的自然年數） 第 i 個調節周期調節里程；-第 i 個調節周期市場結算價格；ki 第 i 個交易周期綜合調頻性能 容量補償 未中標發電單位 3.56 元/MWh，中標發電單位 12 元/MWh 所有發電單位 3.56 元/MWh（現貨電能量市場連續運行后，按照機會成本進行容量補償） 資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 表表 8：性能調整后補償額下降情況性能調整后補償額下降情況 性能性能 K 性能調整性能調整+ m=1(2021 年年) m=2（2022 年）年） 降幅降幅 降幅降幅 3 1.73 42.26% 1.44 51.93

52、% 2.5 1.58 36.73% 1.36 45.71% 2 1.41 29.29% 1.26 37.00% 1.5 1.22 18.35% 1.14 23.69% 資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 在此情況下，火儲聯合調頻市場開始向其他區域拓展，火儲聯合調頻市場開始向其他區域拓展，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。 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 13 圖圖 16：2021 年各地新增儲能調頻項目情況年各地新增儲能調頻項目

53、情況 資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 2.2. “新能源“新能源+儲能”快速擴張，儲能”快速擴張，發電側自建儲能面臨一定壓力發電側自建儲能面臨一定壓力 電網側建儲難以為繼，調峰壓力向電源側轉移。電網側建儲難以為繼，調峰壓力向電源側轉移。在電網側儲能建設初期，其商業邏輯是為電網提供各類服務，并希望通過輸配電價將成本疏導至用戶，但該模式在有效監管機制方面尚不成熟。因此，2019 年出臺的輸配電定價成本監審辦法及 2020 年出臺的省級電網輸配電價定價辦法均明確規定電化學儲能不計入輸配電定價成本，電網側儲能建設難以為繼。在調峰壓力持續存在背景下，建儲任務向電源側轉移。 多省份提出明確

54、配儲要求， 儲能產業規?？焖贁U張。多省份提出明確配儲要求， 儲能產業規?？焖贁U張。 在調峰壓力轉移的情況下， 多個省 （區）的能源主管部門要求新能源企業配置一定比例的儲能。從各省發布的規劃、風光開發建設方案等文件來看，新能源配置儲能比例大多在 5%-20%之間；配置小時大多在 2 小時，部分省份要求 1 小時或者 4 小時。各地配儲要求明確化推動儲能產業規?？焖贁U張。 表表 9：全國部分省市可再生能源強制配儲要求全國部分省市可再生能源強制配儲要求 省市區省市區 配儲要求配儲要求 省市區省市區 配儲要求配儲要求 省市區省市區 配儲要求配儲要求 風電風電 光伏光伏 備電時長備電時長 風電風電 光伏

55、光伏 備電時長備電時長 風電風電 光伏光伏 備電時長備電時長 天津 15% 10% - 寧夏 10% 10% 2h 山西 10% 10-15% - 湖南 15% 5% 2h 上海 20% - 4h 陜西 10-20% 10-20% 2h 廣西 20% 15% 2h 成都 10% 10% - 江蘇 - 8-10% 2h 福建 - 10% - 義烏 - 10% 2h 河北 10-15% 10-15% 2h 海南 - 10% 1h 江西 - 10% 1h 河南 10-20% 10-20% 2h 湖北 10% 10% 2h 內蒙古 15% 15% 2h/4h 臨安 10-20% 10-20% - 山東

56、 10% 10% 2h 遼寧 15% 10% 4h 甘肅 5-10% 5-10% 2h 青海 10% 10% 2h 安徽 10% 10% 1h 阿克蘇 - 10% - 資料來源：北極星太陽能光伏網，上海市發改委，新能源網，中國電力網，北極星風力發電網，運城市人民政府，臨安區人民政府，KE 科日光伏網，天風證券研究所 “繁榮發展”背后成本矛盾突出，“繁榮發展”背后成本矛盾突出，發電側自建儲能面臨一定壓力發電側自建儲能面臨一定壓力。 一方面， 僅將儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件， 難以確保儲能的建設質量，由于配建儲能會導致項目初始投資成本明顯增加，新能源企業可能更傾向于選擇性能新能源企業可

57、能更傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，較差、初始成本較低的儲能產品，而而僅使儲能作為可再生能源優先并網的工具僅使儲能作為可再生能源優先并網的工具； 另一方面，由于受到配儲容量與時長限制，其對電源側企業本身的消納問題作用較為有限，因此企業企業在實際運行過程中在實際運行過程中可能會可能會選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 14 電等。電等。以某棄風嚴重區域風電配套儲能站為例，配置額定功率 10%、4 小時的儲能前后，其棄風率分別為 20.6%/ 19.7%

58、，差別較小。 圖圖 17：某風電項目配儲前后棄風率變化情況某風電項目配儲前后棄風率變化情況 資料來源：中國電力網，天風證券研究所 上述情況下，傳統“新能源傳統“新能源+儲能儲能”模式不但難以達到促進風光消納及調峰調頻的目的，”模式不但難以達到促進風光消納及調峰調頻的目的，而且而且會會顯著加大顯著加大可再生能源項目初始可再生能源項目初始投資成本，投資成本，根據中國電力網，一座光伏電站配建裝機量 20%、時長 2 小時的儲能項目，其初始投資將增加 8-10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加 15%-20%。因此，對于源網側儲能，發電側自建儲能面臨因此，對于源網側儲能，發電側自

59、建儲能面臨一定困境，發展壓力較大。一定困境，發展壓力較大。 圖圖 18：配儲對風電項目初始投資影響情況配儲對風電項目初始投資影響情況（設配儲前為（設配儲前為 1） 圖圖 19：配儲對配儲對光伏光伏項目初始投資影響情況項目初始投資影響情況（設配儲前為（設配儲前為 1） 資料來源：中國電力網，天風證券研究所 資料來源：中國電力網，天風證券研究所 而根據全球能源互聯網發展合作組織預測，到 2025 年，我國清潔能源裝機量將達到 17 億千瓦，其中風電裝機容量將達到 5.36 億千瓦，2021-2025 年 CAGR 達 13.02%；光伏裝機容量將達到 5.51 億千瓦， 2021-2025 年 C

60、AGR 達 15.79%。 按照配儲比例按照配儲比例 15%計算，計算， 2021-2025年僅風光配儲需求增量便超過年僅風光配儲需求增量便超過 67GW，相比于，相比于 2021 電化學儲能電化學儲能 5.12GW 的總裝機規模，的總裝機規模，裝機裝機缺口仍然較大。缺口仍然較大。 圖圖 20：2021-2025 年年風電裝機量增長預測風電裝機量增長預測（億千瓦）（億千瓦） 圖圖 21：2021-2025 年年光伏裝機量增長預測光伏裝機量增長預測（億千瓦）（億千瓦） 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 15 資料來源：中國電力企業聯合會，

61、 中國“十四五”電力發展規劃研究 ，天風證券研究所 資料來源：中國電力企業聯合會， 中國“十四五”電力發展規劃研究 ，天風證券研究所 2.3. “多方受益多方買單” ，“多方受益多方買單” ， （共享共享）獨立儲能或為最優模式獨立儲能或為最優模式 2.3.1. 規范化與規范化與市場化進程加速推進，市場化進程加速推進， “運營模式運營模式”最優者最優者有望脫穎而出有望脫穎而出 新型儲能產業“探索初期”將過，規范化與市場化加速推進。新型儲能產業“探索初期”將過，規范化與市場化加速推進。 “十三五”以來，我國新型儲能行業整體處于由研發示范向商業化初期的過渡階段，伴隨其市場規模不斷擴大，新型儲能產業“

62、探索初期”將過。 2022 年 2 月 23 日，國家發改委及能源局發布 “十四五”新型儲能發展實施方案 ，明確了“十四五”期間新型儲能產業發展的頂層規劃。一方面，加快建立新型儲能項目管理機制，規范行業管理，強化安全風險防范；另一方面，明確新型儲能獨立市場地位，完善市場化交易機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。在規范化與市場化加速推進的在規范化與市場化加速推進的背景下， “運營模式”最優者有望脫穎而出。背景下， “運營模式”最優者有望脫穎而出。 表表 10： “十四五”新型儲能發展實施方案 “十四五”新型儲能發展實施方案相關內容相關內容 基本原則基本原則 具體內容具體內容 市場主導，有

63、序發展市場主導，有序發展 明確新型儲能獨立市場地位，明確新型儲能獨立市場地位，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，完善完善市場化交易機制，市場化交易機制，豐富新型儲能參與的交易品種，健全配套市場規則和監督規范，推動新型儲能有序發展。 立足安全，規范管理立足安全，規范管理 加強新型儲能安全風險防范。加強新型儲能安全風險防范。明確新型儲能產業鏈各環節安全責任主體，建立健全新型儲能技術標準、管理、監測、評估體系、保障新型儲能項目建設運行的全過程安全。 資料來源：國家能源局，天風證券研究所 2.3.2. 共享獨立儲能共享獨立儲能“一站多用” ，助力收入渠道擴展“一站多用” ，助力收

64、入渠道擴展 輔助服務市場放開，獨立儲能是輔助服務市場放開，獨立儲能是更加貼合政策導向的獨立市場主體。更加貼合政策導向的獨立市場主體。2021 年底新發布的“兩個細則”擴大了輔助服務的提供主體，豐富了輔助服務的服務品種，輔助服務市場向儲能放開。 “十四五”新型儲能發展實施方案中明確提出，要推動儲能作為獨立主體參推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場與各類電力市場， 相比傳統依附于發電側的商業模式， 獨立儲能電站更加貼合該政策導向。同時，由于其“獨立性” ，該模式下責任主體更為明確，有利于進一步提高儲能電站發展建設的規范性與安全性。 同時滿足多方需求， “一站多用”共享模式助力收入渠道擴展。同時滿足

65、多方需求， “一站多用”共享模式助力收入渠道擴展。獨立儲能電站除了能夠作為傳統電網側儲能設施滿足其調峰調頻需求外，還可以滿足發電側的儲能需求。2021 年 8月，國家能源局及發改委發布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 ，確定新能源發電企業可通過租賃儲能容量，滿足新增新能源裝機調峰能新能源發電企業可通過租賃儲能容量，滿足新增新能源裝機調峰能力建設需求力建設需求。以陸上風電為例，以陸上風電為例，根根據測算，據測算，相比于自建儲能，發電企業選擇租賃儲能容量相比于自建儲能，發電企業選擇租賃儲能容量時（時（15%配儲比例） ，總投資成本可降低配儲比例） ，總投資成本可降低

66、23%左右左右，差距明顯。，差距明顯。 圖圖 22：風電企業自建儲能與容量租賃情況下單位投資成本增量對比風電企業自建儲能與容量租賃情況下單位投資成本增量對比（元（元/KW） 資料來源：中國電力網，Wind，天風證券研究所 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 16 收入渠道拓寬收入渠道拓寬助力助力解決經濟性難題。解決經濟性難題。在儲能的實際推廣過程中， “誰來買單”問題阻礙了其成本疏導，導致單一方建儲成本壓力過大。而在獨立儲能電站的共享機制下，項目可以提供多種服務，實現多重收益。從已開展或正在開展的共享儲能項目來看，儲能“容量租賃+調峰輔助

67、服務”的盈利模式已經具備一定的投資價值，收入渠道拓展有效緩解了項目的經濟性難題。 圖圖 23：獨立儲能電站有望同時滿足發電側與電網側儲能需求獨立儲能電站有望同時滿足發電側與電網側儲能需求 資料來源：北極星儲能網，天風證券研究所 表表 11：部分地區調峰輔助服務補償價格（包含歷史水平）部分地區調峰輔助服務補償價格（包含歷史水平） 地區地區 補償價格補償價格 地區地區 補償價格補償價格 福建 1000 元/MWh 浙江 400-500 元/MWh 湖南 200 元/MWh 青海 500 元/MWh 安徽 800 元/MWh 東北 400-1000 元/MWh 江蘇 600 元/MWh 江西 600

68、 元/MWh 貴州 200 元/MWh 河南 300-700 元/MWh 山東 200-400 元/MWh 華北 600 元/MWh 資料來源：北極星儲能網，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 電力現貨市場助力成本疏導，市場化機制有望打破資金盤掣肘。電力現貨市場助力成本疏導，市場化機制有望打破資金盤掣肘。2022 年 6 月 7 日，兩部委發布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 ，提出研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，容量電價機制，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場；同時獨立

69、儲能電站向電網送電時，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。獨立儲能電站參與電力現貨市場交易確定充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。獨立儲能電站參與電力現貨市場交易確定性增強，市場化機制有望進一步提升項目收益水平。性增強，市場化機制有望進一步提升項目收益水平。 圖圖 24：各區域各區域電力現貨市場電力現貨市場建設情況建設情況 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 17 資料來源：國家能源局，北極星售電網，世紀新能源網，天風證券研究所 另外，另外，獨立儲能電站獨立儲能電站未來未來或或將參與調頻輔助服務，收益將參與調頻輔助服務，

70、收益來源有望來源有望進一步增加。進一步增加。2022 年 5月 18 日，山西能源監管辦印發山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行） 的通知，其市場主體包括發電側并網主體及新型儲能，這是正式發布的全國首個針對新型儲能參與一次調頻有償服務的地方政策。未來獨立儲能電站參與調頻輔助服務或成趨勢，獨立儲能電站收益渠道有望進一步增加，其補償標準或可參考火電（火儲）項目參與 AGC 調頻結算規則。 表表 12：部分地區調頻輔助服務部分地區調頻輔助服務結算規則及結算規則及補償價格補償價格 地區地區 里程補償里程補償 容量補償容量補償 福建 調節里程12 元/MW（快速） 調節里程16 元/MW（慢速） 調節

71、容量調用率240 元/MW （華東） /960 元/MW （省市） 廣東 調節里程調節性能（5.5-15 元/MW） 中標容量3.56 元/MW 蒙西 調節里程調節性能（2-12 元/MW） 中標容量60 元/MW 山西 可用容量補償計算時間調節性能30 元/MW 京津唐 調節深度調節性能（0-12 元/MW） - 山東 調節深度調節性能（0-12 元/MW） - 甘肅 調節深度調節性能（0-12 元/MW） - 四川 合格貢獻量50 元/MWh - 江蘇 調節深度調節性能2 元/MW 中標容量（0.1-1.2 元.MW） 云南 調節里程調節性能（3-8 元/MW） 容量服務時長4 元/MWh

72、（未中標）/5 元/MWh（中標） 資料來源：北極星儲能網，天風證券研究所 在國內儲能需求不斷增加的背景下，儲能產業商業模式逐漸向多元化發展。其中獨立儲能電站以其“一站多用”的優秀機制得到迅速發展，其商業模式得到快速推廣及應用，裝機裝機規模迅速擴張。規模迅速擴張。根據儲能與電力市場數據，獨立儲能電站獨立儲能電站 2021 年規劃、在建、投運總項年規劃、在建、投運總項目個數超過目個數超過 138 個，總裝機規模超過個，總裝機規模超過 17GW/34GWh，涉及山西、湖北、廣東、江蘇、山，涉及山西、湖北、廣東、江蘇、山東等東等 20 余省市。余省市。 圖圖 25：2021 年各地新增年各地新增獨立

73、儲能電站獨立儲能電站項目情況項目情況 資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 表表 13：不同儲能電站類型對比不同儲能電站類型對比 儲能電站類型儲能電站類型 運營模式運營模式 責任主體責任主體 收入收入渠道渠道 資金來源資金來源 火儲聯合調頻 依附于火電機組，通過火電機組考火電廠商、儲能投參與調頻輔助服務 發電機組分攤 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 18 核分數來增加其補償費用，進而按約定比例與火電廠商分成 資建設方 新能源強制配儲 依附于新能源發電機組，提高其出力水平，減免考核 新能源發電廠商、儲能投資建設方 - - 獨立

74、儲能電站獨立儲能電站 以獨立市場主體身份參與各類電力以獨立市場主體身份參與各類電力市場市場 儲能投資建設方儲能投資建設方 容量租賃容量租賃（共享）（共享）/參與參與電力輔助服務電力輔助服務/參與電參與電力現貨市場交易等力現貨市場交易等 新能源運營商新能源運營商/發電機發電機組分攤組分攤/電力現貨市場電力現貨市場等等 資料來源：北極星儲能網，星河能源資訊，國家能源局，天風證券研究所 2.3.3. 經濟性測算：經濟性測算：電力現貨市場電力現貨市場下下具備投資價值，容量租賃影響較大具備投資價值，容量租賃影響較大 考慮到當前獨立（共享）儲能電站仍處于起步階段，各地區及項目運營模式與價格機制存在明顯差異

75、， 因此我們選取三峽能源慶云儲能示范項目三峽能源慶云儲能示范項目 （一期（一期 100MW/200MWh） 為參考為參考，通過測算其收益水平變化，為解析獨立（共享）儲能電站盈利模式與盈利能力提供參考。 根據風電財經數據，三峽慶云根據風電財經數據，三峽慶云 100MW/200MWh 儲能示范電站儲能示范電站 EPC 總承包工程中標價格總承包工程中標價格為為 174 萬萬元元/MWh。 表表 14：核心核心數據及相關數據及相關假設假設 運營數據運營數據 單位投資成本 174 萬元/MWh 年備電時長 800 小時 年平均衰減率 2% 電站綜合效率 83% 運營維修比例 1% 項目經營期 10 年

76、資本假設資本假設 貸款比率 70% 貸款年限 8 年 貸款利率 4.9% 固定資產殘值 10% 所得稅率 25% 折舊年限 10 年 資料來源： 天然氣發電與電池儲能調峰政策及經濟性對比朱寰等， 南方電網電池儲能調頻發展機會及效益分析葉鍵民等，北極星儲能網，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 調峰補償模式（不考慮容量租賃）調峰補償模式（不考慮容量租賃） 綜合上述分析，綜合上述分析，調峰補償收益為當前國內調峰補償收益為當前國內各地區各地區獨立儲能電站項目的基本收益渠道，獨立儲能電站項目的基本收益渠道，在不考慮容量租賃的情況下，對此模式項目收益水平進行測算，即使在不考慮充放電損耗成本的情況下，項

77、目全投資 IRR 也僅為-4.5%，因此該模式下因此該模式下獨立儲能電站獨立儲能電站尚尚不具不具備盈利能力。備盈利能力。 表表 15：不考慮電力現貨市場與容量租賃情況下項目收益與成本拆分不考慮電力現貨市場與容量租賃情況下項目收益與成本拆分 收入來源收入來源 計算規則計算規則 調峰補償 示范項目參與電力輔助服務報量不報價， 在火電機組調峰運行至 50%以下時優先調用， 按照 200 元元/MWh給予補償 獎勵電量 示范項目參與電網調峰時，累計每充電 1 小時給予 1.6 小時的調峰獎勵有限發電量計劃，可參與發電權交易 充放電損耗成本 示范項目充放電量損耗按工商業及其他用電單一制電價執行。 資料來

78、源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 調峰補償模式（考慮容量租賃）調峰補償模式（考慮容量租賃） 根據政策規劃，目前多個地區及項目正推進“新能源租賃儲能容量”模式建設，根據政策規劃，目前多個地區及項目正推進“新能源租賃儲能容量”模式建設，其中其中山東、山東、廣西廣西、河南等地區、河南等地區已已取得實質性進展取得實質性進展。 表表 16：部分地區儲能容量租賃開展情況部分地區儲能容量租賃開展情況 地區地區 相關內容相關內容 山東 部分項目正在推進對外容量租賃，當前儲能電站租賃費用約 300 元/KW年 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 1

79、9 河南 鼓勵新能源租賃儲能容量，建議租賃費用標準為 260 元/KWh年（全國首次政策制定層面提出租賃費用標準） 廣西 國電投廣西公司將全容量租賃武鳴共享儲能電站（50MW/100MWh） ，租賃期 10 年 湖南 儲能租賃可視同可再生能源儲能配額，通過容量租賃，可獲得 450-600 元/KW年的租賃費用 資料來源：儲能與電力市場公眾號，北極星電力網，電力革新社公眾號，天風證券研究所 若綜合考慮調峰補償收益與容量租賃收益，對項目收益率進行測算，根據電力革新社數據，當前山東獨立儲能電站租賃費用約為租賃費用約為 300 元元/kw年年，經測算項目全投資 IRR為 3.24%，資本 IRR 為

80、0.58%，全投資回收期為 8.28 年，資本金回收期為 9.88 年，該該模式下獨立儲能電站初步具備投資價值。模式下獨立儲能電站初步具備投資價值。 現貨市場交易現貨市場交易模式（不考慮容量租賃）模式（不考慮容量租賃） 目前山東省電力現貨市場建設走在前列，并積極推動獨立儲能電站參與現貨交易。目前山東省電力現貨市場建設走在前列，并積極推動獨立儲能電站參與現貨交易。 截至截至 2022 年年 2 月月 25 日，日，三峽能源慶云儲能示范項目三峽能源慶云儲能示范項目已完成山東電力交易中心的注已完成山東電力交易中心的注冊，并通過冊，并通過公示公示，正式進入現貨市場，正式進入現貨市場。在此模式下，儲能電

81、站以自調度模式參與電能量市場，通過電力交易平臺申報運行日自調度曲線，并以現貨市場價格出清。項目收益渠道主要包括放電電量收益和容量補償費用，成本主要為充電電量電費。 表表 17：三峽能源慶云儲能示范項目三峽能源慶云儲能示范項目現貨市場收益與成本來源現貨市場收益與成本來源 收入來源收入來源 計算規則計算規則 收益收益端端 放電電量收益 即上網電量收益，按照發電時段現貨價格結算 容量補償費用 獨立儲能設施月度可用容量=SE（有效充放電容量/2）(SE 初期暫定為 1.0)，后期視電力現貨市場實際運行情況調整 成本端成本端 充電電量電費 即下網電量費用，按照電網公司代理單一制電價結算 資料來源：北極星

82、電力網，天風證券研究所 可以看出，現貨市場交易模式下，項目套利空間拉大，對其收益水平進行測算，項目全投資 IRR 為 4.00%，資本金 IRR 為 2.57%，全投資回收期為 7.95 年，資本金回收期為9.47 年?？梢钥闯?，相比于調峰補償模式，電力現貨市場下獨立儲能電站項目盈利能相比于調峰補償模式，電力現貨市場下獨立儲能電站項目盈利能力明顯改善，初步具備投資價值。力明顯改善，初步具備投資價值。 現貨市場交易現貨市場交易模式（考慮容量租賃）模式（考慮容量租賃） 根據北極星電力網信息，目前三峽能源慶云儲能示范項目正在推進對外容量租賃業務，未來電站收益水平有望進一步提高。經過測算，按照 300

83、 元/kw/年，在電力現貨交易+容量租賃模式下，項目全投資項目全投資 IRR 達達 13.01%，資本，資本 IRR 達達 26.50%，全投資回收期，全投資回收期5.25 年，資本金回收期年，資本金回收期 3.22 年，項目整體收益率可觀，具備較強的投資價值。年，項目整體收益率可觀，具備較強的投資價值。 同時，新型儲能的合理成本疏導機制仍在積極探索過程中，目前目前國內山西國內山西、南方區域等均、南方區域等均推出相關政策，明確新型推出相關政策，明確新型儲能可參與調頻儲能可參與調頻輔助輔助服務服務，這或將拉開全國各地獨立儲能電站參與電力輔助服務的序幕。若綜合考慮參與電力現貨交易若綜合考慮參與電力

84、現貨交易+容量租賃容量租賃+調頻輔助服務，調頻輔助服務，按照山東調頻輔助服務結算規則，經測算項目有望進一步提升，在不考慮調頻充放電損耗的情況下，全投資全投資 IRR 達達 19.68%，資本，資本 IRR 達達 46.26%，全投資回收期為，全投資回收期為 4.04 年，資本金回收年，資本金回收期為期為 1.87 年。年。 圖圖 26：山東省山東省調頻輔助服務市場運行及結算規則調頻輔助服務市場運行及結算規則 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 20 資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 表表 18：不同模式下獨立儲能電站收益水平

85、對比不同模式下獨立儲能電站收益水平對比 收益模式收益模式 推廣程度推廣程度 全投資全投資 IRR 資本資本 IRR 全投資回收期全投資回收期 （年）（年） 資本金回收期資本金回收期（年）（年） 調峰補償模式 全國普遍推廣 -4.5% -18.86% - - 調峰補償+容量租賃模式 山東、河南、廣西、湖南等 3.24% 0.58% 8.28 9.88 電力現貨交易模式 山東等 4.00% 2.57% 7.95 9.47 電力現貨交易電力現貨交易+容量租賃模式容量租賃模式 山東等（推進中）山東等（推進中） 13.01% 26.50% 5.25 3.22 電力現貨交易+容量租賃 +調頻輔助服務模式

86、待落地 19.68% 46.26% 4.04 1.87 資料來源：北極星電力網，儲能與電力市場公眾號，電力革新社公眾號，天風證券研究所 未來儲能投資成本將進一步降低，項目收益水平有望持續提高。未來儲能投資成本將進一步降低，項目收益水平有望持續提高。一方面，一方面，從近期儲能項目EPC 招標結果來看，其單位投資成本多位于 1.47-1.95 元/Wh 之間，而根據 “十四五”新型儲能發展實施方案 ，電化學儲能系統成本將降低 30%以上；另一方面，另一方面，根據儲能電站成本結構，電池儲能系統占比接近 90%，而當前磷酸鐵鋰電池價格仍維持高位，存在下降空間。 因此， 我們認為未來儲能投資成本有望進一

87、步降低， 從而拉動項目收益水平持續提升。 圖圖27： 2025年獨立儲能電站單位投資成本將降低年獨立儲能電站單位投資成本將降低30%以上以上(元元/Wh) 圖圖 28：磷酸鐵鋰動力電池價格走勢情況（元磷酸鐵鋰動力電池價格走勢情況（元/Wh） 資料來源：儲能與電力市場公眾號，國家發改委，天風證券研究所 資料來源：Wind，天風證券研究所 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 21 3. 用戶側：用戶側：需求側響應需求側響應+峰谷價差套利，開辟儲能新空間峰谷價差套利，開辟儲能新空間 3.1. 需求響應機制必要性凸顯需求響應機制必要性凸顯，峰谷價

88、差拉大為儲能提供套利空間，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間 新能源高占比新能源高占比背景下電力系統壓力增大背景下電力系統壓力增大，需求響應機制必要性凸顯。，需求響應機制必要性凸顯。在新型電力系統環境下，可再生能源發電并網規模逐漸增大，新能源占比不斷提高，而新能源隨機性與間歇性的發電特性導致電力市場“供端特性”改變，電網中現有的配變電設備容量已經難以滿足日益增加的高峰負荷要求，而如果只依靠擴大投資規模增加裝機容量，或者對輸配電線路進行升級擴容，將耗費巨大，而且會提高用電費用。在此情況下，建立用戶側需求響應機制的必要性凸顯。 “十四五”新型儲能發展實施規劃明確提出，鼓勵用戶采用儲能技術 “十四五”新

89、型儲能發展實施規劃明確提出，鼓勵用戶采用儲能技術減少接入電力系統的增容投資，發揮儲能在減少配電網基礎設施投資上的積極作用。減少接入電力系統的增容投資，發揮儲能在減少配電網基礎設施投資上的積極作用。 圖圖 29： “十四五”時期用戶側儲能發展規劃“十四五”時期用戶側儲能發展規劃 資料來源：國家發改委，天風證券研究所 分分時時電價政策加速推進，電價政策加速推進，峰谷價差峰谷價差拉大，為儲能提供套利空間拉大，為儲能提供套利空間。隨著電力系統峰谷差的逐步拉大以及用電緊張，我國在各地逐步推行了目錄分時電價機制，包括峰谷電價機制、季節性電價機制等，其中峰谷電價機制是將一天的用電價格劃分為高峰、平段、低谷等

90、，以充分發揮電價信號的作用，引導電力用戶盡量在高峰時段少用電、低谷時段多用電，從而達到移峰填谷、緩解電力供需矛盾、保障電力安全供應等目的。 2021 年 7 月，國家發改委發布關于進一步完善分時電價機制的通知 ，提出進一步優化提出進一步優化分時電價機制，科學劃分峰谷時段及合理確定峰谷電價價差，同時建立尖峰電價機制，其分時電價機制，科學劃分峰谷時段及合理確定峰谷電價價差，同時建立尖峰電價機制，其電價可在峰段電價基礎上上浮超電價可在峰段電價基礎上上浮超 20%。 伴隨分時電價政策加速推進，目前全國已有 29 個省份實施了不同的分時電價機制，峰谷電價價差不斷拉大。據儲能聯盟統計，2022 年 4 月

91、有一半地區的最大峰谷價差超過 0.7 元/kWh，其中廣東省珠三角五市達到 1.36 元/kWh，為全國執行電網代購電以來實現的最大價差。各地區峰谷價差不斷拉大，為用戶側儲能提供了可觀的套利空間。各地區峰谷價差不斷拉大，為用戶側儲能提供了可觀的套利空間。 表表 19：2022 年年 4 月各省市電網代理購電峰谷價差及峰平價差情況月各省市電網代理購電峰谷價差及峰平價差情況（元（元/KWh） 地區地區 最大峰谷價差最大峰谷價差 峰平價差峰平價差 地區地區 最大峰谷價差最大峰谷價差 峰平價差峰平價差 地區地區 最大峰谷價差最大峰谷價差 峰平價差峰平價差 廣東 1.36 0.55 重慶 0.78 0.

92、40 貴州 0.54 0.27 海南 1.04 0.56 廣西 0.77 0.30 山西 0.53 0.28 浙江 0.99 0.63 山東 0.75 0.29 河北 0.52 0.20 吉林 0.94 0.36 黑龍江 0.73 0.37 上海 0.49 0.12 安徽 0.91 0.53 天津 0.71 0.34 寧夏 0.49 0.24 遼寧 0.91 0.33 河南 0.69 0.37 云南 0.48 0.24 湖北 0.90 0.69 蒙東 0.68 0.34 青海 0.41 0.15 江蘇 0.85 0.38 福建 0.59 0.29 江西 0.40 0.20 四川 0.82 0.

93、41 北京 0.56 0.30 甘肅 0.36 0.19 湖南 0.79 0.40 陜西 0.55 0.27 寧德 0.26 0.12 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 22 資料來源：365 光伏公眾號，天風證券研究所 3.2. 經濟性測算：價差在經濟性測算：價差在 0.39 元元/KWh 以上具備盈利能力以上具備盈利能力 收入收入端：端： 用戶側儲能的理論收益來源包括峰谷價差套利、降低需求電費、需求相應獲利等： 峰谷價差套利：峰谷價差套利：即基于分時電價的價格機制，賺取峰期電價與谷期電價（平期電價）差的電量電費收益。在當前各地區峰谷

94、價差不斷拉大的背景下，峰谷價差套利已成為峰谷價差套利已成為用戶側儲能的主要收入來源。用戶側儲能的主要收入來源。 降低需量電費：降低需量電費：需量電費即針對大工業用戶專用變壓器收取的容量費用，對于該費用供電公司一般給出兩種選擇模式：其一是按照專用變壓器容量收取，與用戶實際用電負荷無關；其二是按照用戶最大負荷收取費用?？紤]到不同地區與用戶所選模式與電價標準不同，該收入來源目前具有較強的不確定性。 需求需求響應響應獲利：獲利：指電網公司通過調度用戶儲能系統的容量來實現對電網整體負荷供需平衡的調節，電網租借用戶儲能系統容量為有償付費行為。但考慮到獲得該收益的基本條件是必須把儲能系統納入升級儲能系統調度

95、平臺，其運行策略不能再由企業自主決定，而由于電力調度給出的指令根據電力運行情況確定，具有較大的隨機性，因此在當前需求響應激勵機制尚未明確的背景下，該收入來源具有較強的不確定性。 成本端：成本端： 初始投資成本：初始投資成本：以磷酸鐵鋰為例，從近兩年用戶側項目的招標情況來看，EPC 單位投資成本大多在 150-200 萬元/MWh 之間。我們假設工程單位投資成本為假設工程單位投資成本為 170 萬元萬元/MWh。 運維檢修成本：運維檢修成本：根據江蘇、湖南儲能電站的運維招標情況來看，年運維費用占總投資的 0.5-1%， 考慮到對儲能電站管理安全性要求提高， 我們假設年運維檢修假設年運維檢修比例比

96、例為為 1%。 表表 20：核心數據及相關假設核心數據及相關假設 運營數據運營數據 單位投資成本 170 萬元/MWh 年運行天數 330 天 年平均衰減率 2% 電站綜合效率 83% 日充放電次數 兩充兩放 收入來源 僅考慮價差套利 運營維修比例 1% 項目經營期 10 年 資本假設資本假設 貸款比率 70% 貸款年限 8 年 貸款利率 4.9% 固定資產殘值 10% 所得稅率 25% 折舊年限 10 年 資料來源： 天然氣發電與電池儲能調峰政策及經濟性對比朱寰等， 南方電網電池儲能調頻發展機會及效益分析葉鍵民等，北極星儲能網，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 基于以上假設，我們對用戶側

97、儲能項目的收益率進行測算，當平均價差達到 0.39 元/KWh時可實現盈虧平衡，當平均價差達到 0.6 元/KWh 時，其全投資全投資 IRR 達達 11.57%，資本金，資本金 IRR達達 23.30%，因此從當前各地區峰谷價差情況來看，用戶側儲能已具備一定的因此從當前各地區峰谷價差情況來看，用戶側儲能已具備一定的經濟性與投資經濟性與投資價價值。值。 表表 21：用戶側用戶側儲能儲能項目項目收益率測算結果收益率測算結果 平均價差平均價差 （元（元/KWh） 全投資全投資 IRR 資本資本 IRR 全投資回收期全投資回收期（年）（年） 資本金回收期資本金回收期（年）（年） 0.39 3.32%

98、 0.67% 8.19 9.86 0.45 5.81% 7.36% 7.16 8.59 0.50 7.80% 12.79% 6.49 6.47 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 23 0.55 9.71% 18.08% 5.93 4.35 0.60 11.57% 23.30% 5.46 3.44 0.65 13.38% 28.47% 5.06 2.84 0.70 15.14% 33.52% 4.72 2.50 0.75 16.85% 38.53% 4.42 2.21 0.80 18.54% 43.51% 4.16 1.96 0.85 2

99、0.19% 48.47% 3.92 1.78 0.90 21.82% 53.42% 3.72 1.64 0.95 23.43% 58.37% 3.53 1.51 1.00 25.01% 63.25% 3.36 1.41 資料來源： 天然氣發電與電池儲能調峰政策及經濟性對比朱寰等， 南方電網電池儲能調頻發展機會及效益分析葉鍵民等，北極星儲能網，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 未來，伴隨需求響應激勵機制未來，伴隨需求響應激勵機制等等逐漸完善，逐漸完善，用戶側儲能收入渠道有望進一步拓寬，從而進用戶側儲能收入渠道有望進一步拓寬，從而進一步提高其收益水平。一步提高其收益水平。 4. 投資建議：投資

100、建議：商業模式逐漸明朗，商業模式逐漸明朗，盈利持續改善，規模放量在即盈利持續改善，規模放量在即 基于以上分析，我們認為，基于以上分析，我們認為，新型儲能商業模式逐漸明朗，共享獨立儲能電站收益可觀，規新型儲能商業模式逐漸明朗，共享獨立儲能電站收益可觀，規模放量在即。模放量在即。一方面，雙碳目標下，新能源裝機維持高增速，裝機規模占比不斷提升，給電網帶來較大考驗。在此背景下，國家級儲能相關政策頻繁出臺，對新型儲能產業做出一系列頂層戰略規劃，明確到 2025 年 30GW 的發展目標，并推動其規范化與市場化發展；另一方面，在近年來對儲能商業模式的持續探索下，其收入渠道不斷拓展，盈利能力顯著提高， 同時

101、伴隨政策端補償機制等的陸續推出， 儲能經濟性有望持續改善。 具體標的方面，建議關注【萬里揚】 【林洋能源】 【三峽能源】 【文山電力】 【寶光股建議關注【萬里揚】 【林洋能源】 【三峽能源】 【文山電力】 【寶光股份】 【南網科技】等份】 【南網科技】等 4.1. 萬里揚：萬里揚：拓展儲能業務板塊，重點發展獨立儲能電站，項目儲備豐富拓展儲能業務板塊，重點發展獨立儲能電站，項目儲備豐富 子公司萬里揚能源公司近年來深耕靈活電力調節能力業務，多場景應用同時推進，儲備項子公司萬里揚能源公司近年來深耕靈活電力調節能力業務，多場景應用同時推進，儲備項目豐富。目豐富。2022 年 1 月 6 日，公司與萬里

102、揚集團等交易對方簽署關于浙江萬里揚能源科技股份有限公司的股權轉讓協議 ，收購萬里揚能源公司 51%的股份。 萬里揚能源公司主要從事儲能電站投資和運營、 電力市場現貨交易、 電力安全測試等業務，近年來深耕靈活電力調節能力業務，已在廣東、甘肅等省份投運 4 個發電側儲能電站發電側儲能電站，合計裝機約 40MW。目前目前重點發展電網側獨立儲能電站重點發展電網側獨立儲能電站，已簽協議擬投資建設的儲能電站合已簽協議擬投資建設的儲能電站合計裝機約計裝機約 1000MW，其中廣東省肇慶市項目裝機約，其中廣東省肇慶市項目裝機約 100MW、浙江省義烏市項目裝機約浙江省義烏市項目裝機約300MW、浙江省海鹽縣項

103、目裝機浙江省海鹽縣項目裝機 300MW、浙江省江山市項目裝機約浙江省江山市項目裝機約 300MW。其中浙江其中浙江義烏的義烏的蘇溪變獨立儲能項目蘇溪變獨立儲能項目（一期（一期 100MW/200MWh）已進入浙江省新型儲能示范項目）已進入浙江省新型儲能示范項目, 政府將給予容量補償，補貼期暫定政府將給予容量補償，補貼期暫定 3 年（按年（按 200 元、元、180 元、元、170 元元/千瓦年） 。千瓦年） 。同時，公司大力推動與工廠、數據中心和充電站等用戶側儲能電站用戶側儲能電站的技術開發和項目合作，助力電力系統向清潔低碳、安全高效轉型。 表表 22：萬里揚萬里揚已投運及儲備已投運及儲備儲能

104、電站項目情況儲能電站項目情況 儲能電站儲能電站 項目規模項目規模 已投運已投運項目項目 發電側儲能電站 40MW 儲備儲備項目項目 廣東省肇慶市獨立儲能電站 100MW 浙江省義烏市獨立儲能電站 300MW 浙江省海鹽縣獨立儲能電站 300MW 浙江省江山市獨立儲能電站 300MW 儲備儲備項目項目合計合計 1000MW 資料來源：公司公告，天風證券研究所 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 24 經過多年發展，萬里揚能源公司已打造一支專業的設計研發團隊，具備了行業領先的儲能專業的設計研發團隊，具備了行業領先的儲能電站“價值運營能力”以及

105、“電站集成及接入系統”兩大核心能力。電站“價值運營能力”以及“電站集成及接入系統”兩大核心能力。萬里揚能源公司擁有自研的基于“電力大數據平臺+市場鏡像仿真引擎+人工智能預測引擎” （一平臺雙引擎）的電力市場全景仿真決策系統和新型儲能系統集成以及市場運營一體化平臺，通過“智能經濟優化調度引擎”以及“云邊協同的控制技術”可實現新型儲能系統的可靠控制和收益最大化。 另外，萬里揚能源公司通過參與全國電力市場現貨交易，萬里揚能源公司通過參與全國電力市場現貨交易，積累了豐富的運營經驗和充沛的客戶資源，具備良好的市場開拓能力。儲能業務有望儲能業務有望開拓開拓公司新的增長點。公司新的增長點。 4.2. 林洋能

106、源：項目儲備豐富，產業鏈拓展鑄就核心競爭力林洋能源：項目儲備豐富，產業鏈拓展鑄就核心競爭力 公司搶先布局儲能業務，有望在儲能市場的新一輪增長中搶占先機。公司搶先布局儲能業務，有望在儲能市場的新一輪增長中搶占先機。公司自 2015 年通過并購成立了江蘇林洋微網科技有限公司開始進入儲能業務，陸續建設了啟東林洋總部工業園微網項目、上海汽車城博物館微電網項目、上海軍工路光充儲項目、億緯鋰能惠州及湖北荊門廠區用戶側儲能項目、連云港東霞制衣用戶側儲能項目、安徽田集電廠光儲項目等多個儲能及微電網示范項目，涵蓋了多個應用領域，建立了公司在儲能領域的技術積累及建立了公司在儲能領域的技術積累及安全可靠等優勢，打造

107、了一支專業性安全可靠等優勢，打造了一支專業性強、經驗豐富、技術和方案持續創新的優秀團隊，強、經驗豐富、技術和方案持續創新的優秀團隊，有望在儲能市場的新一輪增長中搶占先機。 電池電池供應供應+產品及產品及系統解決方案系統解決方案+項目投資運營，產業鏈拓展鑄就核心競爭力。項目投資運營，產業鏈拓展鑄就核心競爭力。 電池電池供應供應方面：方面：公司與湖北億緯動力有限公司共同出資設立江蘇億緯林洋儲能技術有限公司，投資 30 億元，建設年產能建設年產能 10GWh 的儲能專用磷酸鐵鋰電池生產基地項的儲能專用磷酸鐵鋰電池生產基地項目，目，目前該項目正在有序推進中。 產品及產品及系統解決方案方面：系統解決方案

108、方面：公司與億緯鋰能成立江蘇林洋億緯儲能科技有限公司，圍繞新能源發電配套儲能、用戶側儲能、用戶側光儲系統、調峰調頻儲能系統等應用場景，提供一體化、有針對性的儲能系統解決方案。產品包括電池管理系統（BMS） 、儲能變流器（PCS） 、能源管理系統（EMS） 、溫度及消防控制系統等。公司專注于公司專注于BMS+PCS+EMS 的的 3S 系統設計，以核心技術和產品解決方案打造競爭力。系統設計，以核心技術和產品解決方案打造競爭力。 圖圖 30：公司產業鏈布局情況公司產業鏈布局情況 資料來源：Wind，公司公告，天風證券研究所 項目投資運營方面：重點布局“共享”儲能電站的開發和建設，項目儲備資源豐富。

109、項目投資運營方面：重點布局“共享”儲能電站的開發和建設，項目儲備資源豐富。公司以自有新能源項目配套儲能為基礎，聚焦于江蘇、山東、安徽、湖北等省的光伏/風電新能源發電配套儲能，打造“集中式共享儲能”新型商業模式?！凹惺焦蚕韮δ堋毙滦蜕虡I模式。2021 年以來，公司在儲能業務領域簽署了多項合作協議，項目項目儲備儲備資源超過資源超過 3GWh： 與國網南通綜合能源服務有限公司簽訂項目合作協議，打造如如東東 100MW/200MWh海上風電配套集中式共享儲能電站示范項目。海上風電配套集中式共享儲能電站示范項目。未來雙方將充分發揮各自優勢，針對為光伏、海上/陸上風電等新能源發電項目配套的集中式共享儲能

110、電站以及大型工業企 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 25 業用戶側儲能電站項目開展深度合作。 與安徽省蚌埠五河縣人民政府簽訂投資合作協議，通過“風光儲+”模式與地方特色相結合的方式，共同投資建設 1.5GW 光伏發電項目、0.5GW 風力發電項目、540MW/1080MWh 集中式共享儲能電站。集中式共享儲能電站。 以聯合體形式與湖北荊門發改委簽訂“荊門市百萬千瓦級水風光一體化重大基地項目”開發協議，光伏風電抽蓄電化學儲能總建設規模不少于 3GW，其中包含不少包含不少于于 200MWh 電化學儲能項目。電化學儲能項目。 與華能江蘇能源

111、開發有限公司合作，將在啟東成立合資公司，建設 80MW/160MWh 的儲能共享電站。的儲能共享電站。 表表 23：公司公司儲能項目儲備情況儲能項目儲備情況 儲備項目儲備項目 儲能電站規模儲能電站規模 如東海上風電配套集中式共享儲能電站示范項目 100MW/200MWh 安徽省蚌埠五河縣“風光儲+”項目 540MW/1080MWh 荊門市百萬千瓦級水風光一體化重大基地項目 200MWh 江蘇啟東儲能共享電站 80MW/160WMh 資料來源：公司公告，天風證券研究所 4.3. 三峽能源：大規模布局儲能業務，風光儲一體化協同發展三峽能源：大規模布局儲能業務，風光儲一體化協同發展 公司發力布局儲能

112、賽道，公司發力布局儲能賽道，2021 年年 6 月成立月成立三峽新能源三峽新能源(慶云慶云)有限公司有限公司，負責，負責三峽能源慶云三峽能源慶云儲能電站示范項目儲能電站示范項目的建設與運營。的建設與運營。該項目位于山東省德州市慶云縣，項目規劃總容量達300MW/600MWh，其中首期工程（100MW/200MWh）已于 2021 年底投運，并于 2022年 2 月正式進入電力現貨交易市場，疊加山東省政策及市場優勢，公司儲能在儲能領域已具備一定先發優勢。 圖圖 31：三峽能源慶云儲能電站示范項目效果圖三峽能源慶云儲能電站示范項目效果圖 資料來源：經濟網，天風證券研究所 公司圍繞“風光三峽”和“海

113、上風電引領者”目標，積極發展陸上風電、光伏發電，大力開發海上風電，深入推動以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風光基地開發。截至 2021年底， 公司風電累計裝機容量達到 1426.92 萬千瓦， 其中海上風電累計裝機容量達到 457.52 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 26 萬千瓦，占全國市場份額的 17.34%；光伏發電累計裝機容量達到 841.19 萬千瓦。大體量風大體量風光裝機規模光裝機規?；驅⒒驅嬛緝δ軜I務的先天優勢，構筑公司儲能業務的先天優勢， “風光儲一體化”發展有望開辟公司新的“風光儲一體化”發展有望開辟公司新的

114、業績增長點。業績增長點。 圖圖 32：截至截至 2021 年底公司各類型能源裝機量（萬千瓦）年底公司各類型能源裝機量（萬千瓦） 資料來源：公司公告，天風證券研究所 4.4. 文山電力：南網調峰調頻資產注入，打造優質儲能平臺文山電力：南網調峰調頻資產注入，打造優質儲能平臺 2022 年 5 月 6 日， 公司公布 重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書 ，與南網調峰調頻公司資產置換方案有望正式落地，公司主營業務公司主營業務將將轉變為抽轉變為抽水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業務。水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業務。 調峰調頻公司為調峰調頻公司為儲能領域開拓者，技術儲備充足

115、。儲能領域開拓者，技術儲備充足。調峰調頻公司儲能科研團隊早在 2009年就開始了電化學儲能技術的研究，于 2011 年建成投運國內首個兆瓦級鋰離子電池儲能站深圳寶清電池儲能站，標志著我國在大容量電池儲能核心技術和設備國產化上取得重大突破。同時，公司主持完成國內首個電化學儲能國家標準，構建國內電池儲能設計標準體系，形成了 20 余項標準和 20 余項發明專利，試驗了多種技術路線與應用場景，引領了儲能行業由冷到熱的發展。 目前，南網調峰調頻公司已投運電網側獨立儲能電站目前，南網調峰調頻公司已投運電網側獨立儲能電站 4 座，共計座，共計 30MW/62MWh。此外有。此外有3 個電網側百兆瓦級獨立儲

116、能電站進入前期工作階段，總裝機規模個電網側百兆瓦級獨立儲能電站進入前期工作階段，總裝機規模 470MW/940MWh。 表表 24：公司已投運及儲備儲能項目公司已投運及儲備儲能項目 已投運項目已投運項目 深圳寶清電池儲能站 10MW/22MWh 東莞楊屋電池儲能站 10MW/20MWh 東莞黎貝電池儲能電站 5MW/10MWh 廣州芙蓉電池儲能電站 5MW/10MWh 儲備項目儲備項目 電網側百兆瓦級獨立儲能站（3 個） 470MW/940MWh 資料來源：公司公告，天風證券研究所 4.5. 寶光股份：全面進軍儲能行業，多場景應用快速拓展寶光股份：全面進軍儲能行業，多場景應用快速拓展 2021

117、 年初，公司成立子公司寶光智中，年初，公司成立子公司寶光智中，以儲能調頻業務為切入點，正式全面進軍儲能行以儲能調頻業務為切入點，正式全面進軍儲能行業。業。寶光智中已擁有自主研發的橫跨電網、機組、儲能三大知識與工程領域，從電網調度角度自上而下構建的儲能 EMS 系統，與產業鏈核心位置建立起領先優勢。 依托自研系統優勢，公司儲能業務快速拓展依托自研系統優勢，公司儲能業務快速拓展。系統產品方面，。系統產品方面，從最初的單一儲能控制系統逐步到目前橫向發展的火電調頻控制系統、 新能源儲能控制系統、 風光儲一體化控制系統、 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和

118、免責申明 27 源網荷儲控制系統等各類細分領域的成熟系統；電站運營方面，公司儲能電站業務涵蓋火儲聯合調頻、新能源側儲能、電網側獨立儲能、源網荷儲一體化等多個應用場景。公司已公司已經從成經從成立之初單一產品模式發展成了行業內產品較為全面的儲能公司立之初單一產品模式發展成了行業內產品較為全面的儲能公司。 圖圖 33：寶光股份儲能業務范圍概況寶光股份儲能業務范圍概況 資料來源：公司公告，天風證券研究所 表表 25：公司儲能業務商業模式分類公司儲能業務商業模式分類 商業模式商業模式 簡介簡介 EMS 系統銷售 公司核心競爭力，目前前期研發成本已投完，未來可依托其進一步延伸產業鏈，提高產值。 EPC 模

119、式 該模式當前收入貢獻度較高，項目需求旺盛。 EMC 模式 指依托專業的電力儲能輔助服務的優化控制策略和性能提升能力， 自持或代理運營各類電力儲能資產，提供調頻、調壓、調峰、備用、黑啟等各類電力輔助服務?；驗楣疚磥碇饕虡I模式?；驗楣疚磥碇饕虡I模式。 資料來源：Wind，天風證券研究所 項目方面，項目方面，目前寶光智中已完成對韶關 9MW/4.5MWh 項目的收購，并推進對平海30MW/15MWh 項目的收購進程；承建的國家能源集團青海公司格爾木分公司 5MW/10MWh 源儲一體化儲能項目順利并網；中標國家電投東北新能源公司光伏治沙 7.5MW/7.5MWh 儲能系統項目；中標烏蘭察布

120、區域電力系統協調控制關鍵技術研究軟硬件平臺項目，實現源網荷儲一體化項目的零突破；山東大唐臨清熱電有限公司采用寶光智中 EMS 能量管理系統參與山東電力調頻市場，成為寶光智中在山東地區首個火儲調頻業績。2021 年，寶光智中年，寶光智中實現營業收入實現營業收入 2178 萬元，實現利潤萬元，實現利潤 180 萬元，實現了“當年萬元，實現了“當年設立、當年盈利”的目標。設立、當年盈利”的目標。 4.6. 南網科技：南網科技：南網旗下全流程儲能系統技術服務供應商南網旗下全流程儲能系統技術服務供應商 儲能系統技術服務為公司核心業務之一。儲能系統技術服務為公司核心業務之一。儲能系統技術服務主要應用于電源

121、側、電網側和用戶側，用于提升新能源并網消納能力、電源調峰調頻能力，電網靈活調節和應急支撐能力，用戶側峰谷調節能力，以解決新能源并網時因其隨機性和波動性對電網的沖擊。2021年年公司公司儲能系統技術服務營收為儲能系統技術服務營收為 1.91 億，占總營收比例為億，占總營收比例為 13.78%。 圖圖 34：公司儲能系統技術服務業務營收情況公司儲能系統技術服務業務營收情況 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 28 資料來源：Wind，天風證券研究所 主要產品方面，主要產品方面，公司根據客戶的應用需求，針對性提供電化學儲能系統整套解決方案，包括

122、系統方案設計、建模仿真、設備系統集成、工程實施、參數整定、控制優化、系統調試及并網測試、性能評估等全流程技術服務。在設備系統集成方面，公司重點設計了“智能熱管理+集中式多傳感”的電池系統集成方案，優化電池本體熱控制，以強化電池火災自強化電池火災自動預警上提升電力儲能系統的安全性。另外，公司還自主設計了儲能動預警上提升電力儲能系統的安全性。另外，公司還自主設計了儲能 EMS,根據具體項目根據具體項目場景和客戶需求提供個性化的設計和功能配置。場景和客戶需求提供個性化的設計和功能配置。 表表 26：公司公司儲能系統技術服務相關環節具體內容儲能系統技術服務相關環節具體內容 環節環節 具體內容具體內容

123、系統方案設計 確定儲能系統的配置容量、性能參數、功能設計、系統結構、控制策略設計等 建模仿真 根據確定的儲能參數及應用場景，開展儲能系統發熱量計算和熱場仿真，開展電池系統和電能變換系統的電氣仿真及涉網仿真 設備系統集成 開展電池系統集成以及其他系統集成，其中電池系統集成的主要工作包括電池簇結構設計，電池與電池管理系統的組配設計，電池系統熱仿真和熱管理策略設計、火災特征自動預警及自動滅火方案設計；開展產品電池柜/電池集裝箱設計；明確零部件及設備的規格及性能要求。其他系統集成包括根據客戶需求和儲能系統應用特點，開發和配置儲能控制器和能量管理系統以及其他外購零部件及設備的組合、組裝和功能優化 工程實

124、施 提供自研設備和軟件的安裝、部署和調試，工程管理等服務 參數整定 開展儲能系統接入電網的影響分析；開展儲能系統涉網計算；開展儲能系統繼電保護整定計算 控制優化 提供發電機組配合儲能系統的控制系統邏輯優化、控制通信網絡優化、數據點表優化、子系統間交互優化和整體控制策劃優化 系統調試及并網測試 開展各子系統間的聯合調試和功能驗證、并網性能和涉網性能試驗和評價 性能評估 從儲能系統投運前和運行過程中對電池狀態、電氣設備狀態等性能評估 資料來源：公司公告，天風證券研究所 公司儲能技術服務根據服務場景和內容形成了多項技術服務產品，包括大規模儲能系統集成、配電臺區儲能系統集成、機房（變電站）后備電源系統

125、集成、儲能并網測試和直流配用電系統集成等，應用于電源側和電網側。未來隨著居民分布式發電、商業分布式發電的普及，儲能系統技術服務將在用戶側也將得到廣泛應用。 圖圖 35：公司儲能技術服務發展概況公司儲能技術服務發展概況 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 29 資料來源：公司公告，天風證券研究所 表表 27：公司項目布局及儲備情況公司項目布局及儲備情況 業務領域業務領域 進展進展/代表項目代表項目 儲能系統集成 1C 儲能電池組框架采購 儲能 PACK 產線建設 “儲能電池 PACK 與儲能系統產線”配套廠房建設 調頻儲能項目 EPC 國家

126、能源集團廣東臺山電廠 60MW/60MWh 火儲聯合調頻項目 廣東粵電靖海電廠 30MW15MWh 儲能調頻項目 廣東能源集團珠海電廠 1、2 號機組儲能調頻項目 華電韶關坪石發電廠有限公司（B 廠）調頻儲能項目 廣東中電荔新 9MW 儲能調頻項目 湞江電廠 19MW/5MWh 儲能輔助調頻項目 項目投資 三峽新能源陽西沙扒海上風電場（一期）300MW 項目的配套60MW/60MWh 電化學儲能電站 資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所 5. 風險提示風險提示 儲能上游設備漲價儲能上游設備漲價風險風險：儲能電站初始投資成本受上游設備端價格影響程度較高，若未來上游電池及設備價格大幅上漲

127、，則可能對儲能電站項目收益水平造成顯著影響。 相關政策出臺及落地不及預期相關政策出臺及落地不及預期風險風險：儲能電站運營及收益模式受政策影響較大，若未來相關政策出臺及落地效果不及預期，則可能對電站運營與盈利造成顯著影響。 儲能電站收益渠道拓展不及預期儲能電站收益渠道拓展不及預期風險風險：目前全國各地區儲能電站收益模式仍未統一，根據對儲能電站收益率的測算結果，是否進行容量租賃、是否參與電力現貨交易以及是否參與調頻輔助服務等均對電站收益水平影響較大，若項目收益渠道拓展不及預期，則可能對其收益水平造成顯著影響。 現貨市場下電費價差不及預期現貨市場下電費價差不及預期風險風險：現貨市場下儲能電站主要依靠

128、電費價差獲取收入，若價差水平不及預期，則可能導致項目收益率被拉低。 測算假設存在誤測算假設存在誤差風險：差風險：測算相關假設具有一定主觀性，可能存在誤差，僅供參考。 行業行業報告報告 | | 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 30 分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。 一般聲明一般聲明 除非另有規定，本報告中的所有材料版權

129、均屬天風證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“天風證券” ） 。未經天風證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為天風證券的商標、服務標識及標記。 本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，天風證券不因收件人收到本報告而視其為天風證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但天風證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀

130、況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，天風證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。 本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，天風證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。 天風證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或

131、書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。天風證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。天風證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。 特別聲明特別聲明 在法律許可的情況下，天風證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到天風證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。 投資評級聲明投資評級聲明 類別類別 說明說明 評級評級 體系體系

132、 股票投資評級 自報告日后的 6 個月內，相對同期滬 深 300 指數的漲跌幅 行業投資評級 自報告日后的 6 個月內，相對同期滬 深 300 指數的漲跌幅 買入 預期股價相對收益 20%以上 增持 預期股價相對收益 10%-20% 持有 預期股價相對收益-10%-10% 賣出 預期股價相對收益-10%以下 強于大市 預期行業指數漲幅 5%以上 中性 預期行業指數漲幅-5%-5% 弱于大市 預期行業指數漲幅-5%以下 天風天風證券研究證券研究 北京北京 ?？诤？?上海上海 深圳深圳 北京市西城區佟麟閣路 36 號 郵編：100031 郵箱： 海南省?？谑忻捞m區國興大道 3 號互聯網金融大廈 A 棟 23 層 2301 房 郵編：570102 電話：(0898)-65365390 郵箱： 上海市虹口區北外灘國際 客運中心 6 號樓 4 層 郵編：200086 電話：(8621)-65055515 傳真：(8621)-61069806 郵箱： 深圳市福田區益田路 5033 號 平安金融中心 71 樓 郵編：518000 電話：(86755)-23915663 傳真：(86755)-82571995 郵箱：