電新行業大儲的商業模式、經濟性與空間探討：小荷才露尖尖角-220905（57頁）.pdf

1、證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明小荷才露尖尖角大儲的商業模式、經濟性與空間探討2022年09月05日鄧永康/李佳 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明 儲能的本質：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。按儲能裝機的場景可以劃為電源側、電網側、用戶側（工商業和戶用）。電化學儲能為目前最優解，具備長期經濟性。電化學儲能具有能量密度大、技術成熟度高、壽命長等優點，具有長期經濟性，是最具應用潛力的儲能技術。電化學儲能中，能量高、放電時間長、響應速度快、可應用范圍廣的鋰電池脫穎而出，在新型電化學儲能中占據絕對主導地位，根據CNES

2、A統計，2021年鋰離子電池在電化學儲能中占比為90.9%。國內大儲招標景氣度高漲，國內大儲有望破局。發電側配儲具備強制性，已公布招標項目配儲比例&時長均大幅提升。21年底主要省級行政區配儲要求為10%功率配比+2h配儲時長；22年7月新疆第二批風光大基地電化學儲能功率配比約25%，時長約4h，提升顯著。共享儲能的本質是引入第三方投資商，具備一定經濟性，為當下國內發電側配儲最優解。共享儲能模式的主要參與雙方均具備良好的經濟性，收益模式明確。根據我們測算，對于業主方來說，按25年維度計算，在僅光伏電站場景IRR為6.77%的項目中，配套共享儲能的IRR為5.61%，高于光伏+自建儲能模式的5.4

3、8%，為目前強制配儲情況下的最優解。對于第三方儲能投資商來說，假設以20年維度（期間更新一次儲能設備），若全容量參與調峰輔助服務（一年參與270次調峰服務），IRR可達到7.48%，具備良好經濟效應，若考慮其他收益，儲能電站IRR有望進一步抬升。風險提示：下游需求不及預期；設備供給不及預期；原材料價格上行風險。摘要1 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明2風電、光伏發展對儲能的啟示0203儲能的發展趨勢01中國儲能行業遠期空間04儲能產業鏈梳理10405中國儲能商業模式&經濟性探討風險提示06 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明儲能發展趨勢01.3 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免

4、責聲明 儲能的本質：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。按儲能裝機的場景可以劃為電源側、電網側、用戶側（工商業和戶用）。表前儲能（發電側+電網側）：風、光等新能源具有“極熱無風”、“晚峰無光”的反調峰特性，將給電網帶來15%-30%的反調峰壓力。在極熱極寒無風、連續陰雨等特殊天氣下，“鴨子曲線”表明，為維持電力系統穩定、保障電能供應質量，新能源并網規模擴大對常規能源迅速進行調峰、調頻的要求更高。因此，配置儲能的模式為解決調峰調頻需求的有效方案。表后儲能（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

5、滑需求+為終端用戶節省用電成本。儲能：靈活性“獨立電站”，本質是解決電力供需不平衡問題圖表：調峰調頻原理資料來源：多場景調峰調頻需求的儲能經濟優化調度方法葛曉琳著，民生證券研究院圖表：光伏發電規模擴大對凈負荷的影響資料來源：Treehugger，民生證券研究院014 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明02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

6、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、調峰。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

7、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。01儲能分類：“表前”和“表后”圖表：儲能應用場景分類資料來源：CNESA，民生證券研究院5應用場景發電側電網側工商業戶用位置新能源電站旁特高壓及配網變電所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 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 全球儲能仍以抽水蓄能為主，新型儲能占比迅速提升。根據CNESA統計，截至2021年

8、底全球已投運電力儲能項目累計裝機規模209.4GW，同比+9%。其中，抽水蓄能的累計裝機規模占比首次低于90%，同比-4.1pcts；新型儲能的累計裝機規模為25.4GW，同比+67.7%，其中，鋰離子電池占據絕對主導地位，市場份額超過90%。全球電化學儲能增量集中在美國、中國、歐洲三個主要地區。2021年中、美、歐三個主要地區新增儲能項目裝機量占比分別為24%、34%、22%，合計占2021年全球電化學新增投運總規模的80。發展趨勢：仍以抽水蓄能為主，新型儲能占比迅速提升016圖表：截至2021年全球儲能累計裝機類型占比圖表：2021年全球新增儲能裝機地區分布資料來源：CNESA、民生證券研

9、究院86.20%抽水蓄能1.60%熔融鹽儲熱90.90%鋰離子電池2.30%壓縮空氣2.20%鉛蓄電池2%鈉硫電池1.80%飛輪儲能0.60%液流電池0.20%其它12.20%新型儲能24%34%22%7%6%7%中國美國歐洲日韓澳大利亞其他 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明301發展趨勢：電化學儲能目前最具應用潛力 電化學儲能為目前最優解，具備長期經濟性。按照技術類型，儲能可以分為電化學儲能、機械儲能、電磁儲能、化學儲能、熱儲能等。其中電化學儲能具有能量密度大、技術成熟度高、壽命長等優點，具有長期經濟性，是最具應用潛力的儲能技術。其余儲能技術均存在尚未解決的短板問題。其中抽水蓄能成熟

10、但需要配套大型的水庫，對于當地生態環境和水資源稟賦的要求更高，盡管目前體量上占優，但成本下降空間有限，長期來看市場空間上限不足。除電化學儲能外，其余儲能技術因為選址要求較高、技術還不成熟、能量密度低等原因應用范圍受限，尚且存在難以解決的短板問題。3圖表：各種類儲能技術路線對比資料來源：智能電力網，民生證券研究院類別電化學儲能機械類儲能電磁儲能熱儲能化學類儲能抽水蓄能壓縮空氣儲能飛輪儲能超級電容器超導儲能優點能量密度大、技術成熟、壽命長壽命長、容量大、技術成熟、安全性高壽命長、容量大、安全性高功率密度高、響應快、壽命長、免維護功率密度高、響應快、安全性高功率密度高、充放電快、響應快儲存熱量大儲存

11、能量大、時間長缺點成本高、部分存在發熱問題需要配套建設水庫，生態環境維護成本高地理環境要求高、效率低成本高、自放電比較嚴重成本高、能量密度低、自放電量大能量密度低、自放電損耗應用場合有限效率較低應用分布式、削峰填谷、調頻削峰填谷、調峰調頻削峰填谷UPS、調頻調頻尚處在試驗性階段在可再生能源發電的利用上有一定作用可用于發電、汽車等7 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明301 鋰電池是電化學儲能的重要形式。儲能電池分為鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池、液流電池。2012年之前，電化學儲能領域主要使用的是鉛蓄電池、鈉基電池和液流電池，但鉛蓄電池壽命較短，制造過程中易產生環境污染；鈉基電池存在短路

12、燃燒的風險；液流電池存在系統效率低、原材料價格高、環境溫度要求高等問題。相比之下，能量高、放電時間長、響應速度快，可應用范圍廣的鋰電池脫穎而出。鋰離子電池在新型電化學儲能中占據絕對主導地位，根據CNESA統計，2021年占比為90.9%。LFP電池具備儲能場景競爭力。儲能電池容量一般遠大于動力電池，充放電倍率跨度較大，因此更加追求高循環壽命、高安全性及低成本。磷酸鐵鋰電池具有循環壽命長、充放電快速、安全性能好、溫度適應性強等性能優勢，在儲能領域具有顯著的競爭優勢。圖表：電化學類儲能電池對比資料來源：智能電力網，民生證券研究院類別鉛酸電池鋰離子電池鈉硫電池液流電池循環壽命1000次5000次50

13、00次10000次以上優點結構簡單技術成熟、價格低廉、效率高比能量高、技術成熟、響應速度快、放電時間長、效率高響應速度快、能量密度高容量大、壽命長、安全性高缺點能量密度較低、壽命較短價格高、發熱問題、存在安全隱患存在安全隱患、成本高、環境要求苛刻轉換效率低、成本高、環境要求高應用常用于電力系統的事故電源或備用電源在電動汽車、計算機、移動設備和電力系統上廣泛應用主要用于負荷調平、移峰、改善電能質量和可再生能源發電用于電能質量、削峰填谷、調頻發展趨勢：電化學儲能目前最具應用潛力圖表：電化學類儲能電池對比資料來源：CNESA，民生證券研究院80%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

14、100%2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021鋰電池在新增新型儲能裝機中的占比 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明301 鋰離子電池是一類依靠鋰離子在正極與負極之間移動來達到充放電目的的一種可充電電池，主要由正極（含鋰化合物），負極（碳素材料），電解液，隔膜四個部分組成。根據正極材料的不同，鋰離子電池可分為鈷酸鋰、錳酸鋰、磷酸鐵鋰和三元電池等。根據不同的使用領域，鋰電池又分為消費類電池、動力電池和儲能型電池。其中，消費類電池主要應用于筆記本電腦、智能手機、移動電源等傳統領域，或者是電子煙、ETC、無人機、VR等新興領域。動力類電池主要應用

15、于新能源汽車領域。儲能型電池主要是指電能的存儲，能夠有效降低新能源發電機的隨機、波動性程度、從而使風電、光伏等新能源發電平滑接入常規電網。圖表：鋰離子電池結構資料來源：專氣通，民生證券研究院電化學儲能鋰離子電池圖表：鋰離子電池特性及優缺點資料來源：鉅大鋰電，民生證券研究院9優點缺點單體電池的工作電壓高達3.6-3.8V電池成本較高。主要表現在LiCoO2的價格高（Co的資源較?。?，電解質體系提純困難 比能量大，目前達到300 Wh/dm3 350Wh/dm3,125 Wh/kg 145 Wh/kg,且還在繼續增加不能大電流放電。由于有機電解質體系等原因，電池內阻相對其他類電池大。故要求較小的放

16、電電流密度，一般放電電流在0.5C以下，只適合于中小電流的電器使用安全性能好,無公害,相比 NiCd電池和NiMH電池，無記憶效應(在滿充電或者近乎滿充電狀態長時間保存后電池的可放電時間縮短的現象)過充保護：電池過充將破壞正極結構而影響性能和壽命；同時過充電使電解液分解，內部壓力過高而導致漏液等問題；故必須在4.1V-4.2V的恒壓下充電自放電率很小,在常溫下每月10%,是 NiCd電池、NiMH電池的1/2以下過放保護：過放會導致活性物質的恢復困難，故也需要有保護線路控制。循環特性好。對于小電流放電的電器,電池的使用期限 將倍增電器的競爭力需要保護線路控制。證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免

17、責聲明301 鈉離子電池是一種二次電池（充電電池），主要依靠Na+在正極和負極之間移動來完成充放電。工作原理與鋰離子電池類似，充放電過程中，Na+在兩個電極之間往返嵌入和脫出。鈉離子電池具有成本低、高活性的優點，可降低電池材料成本，是當前車載動力電池的研究方向之一。劣勢主要體現在循環次數較低和產業鏈不成熟。目前鈉電池循環壽命普遍在 2000-3000 次，產業鏈不成熟則導致上游價格較高，鈉電池成本優勢無法顯現。若鈉離子能夠廣泛應用，中國將很大程度上擺脫目前鋰資源受限的情況。圖表：鈉離子電池結構資料來源：汽博科普，民生證券研究院圖表：鋰、鈉離子電池對比資料來源：中科海納官網，民生證券研究院10類

18、別鋰離子電池鈉離子電池地殼豐度差異大鋰資源豐度:0.0065%;75%分布 在美洲;鈉資源豐度:2.75%;分布于全球;資源價格不同鋰資源:150元/Kg鈉資源:2元/Kg集流體選擇不同負極集流體必須為銅 箔(貴)正負極集流體均為鋁箔(便宜)電池成本大小,材料成本降低約30-40%能量密度150250Wh/kg100150Wh/kg電化學儲能鈉離子電池 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明301 鉛蓄電池是目前發展最成熟的儲能技術之一。鉛蓄電池的電極主要由鉛及其氧化物制成，電解液為硫酸溶液。按照應用領域劃分，鉛蓄電池主要可分為動力電池、起動啟停電池、儲能電池和備用電池四大類。鉛蓄電池是我國

19、早期大規模電化學儲能的主導技術路線。優勢方面，鉛蓄電池儲能成本低，可靠性好，效率較高。鉛蓄電池的充放電反應具有可逆特點，電池達到使用壽命后，還可以通過回收制成再生鉛，現有回收技術對鉛金屬的回收率已超99%，回收具備經濟性且已全面實現產業化。劣勢方面，存在循環壽命較短、能量密度低、易產生環境污染等問題。隨著新能源汽車及鋰電的飛速發展，鉛蓄電池未來應用或受較大程度限制，但短期內仍是市場主力。圖表：鉛蓄電池工作原理圖資料來源：天能股份招股說明書，民生證券研究院11圖表：鉛蓄電池和鋰電池的優缺點對比資料來源：愛瑪科技招股說明書，民生證券研究院電池種類優點缺點鉛酸蓄電池成本低、無記憶效應、基本可完全回收

20、、大電流放電性能好、高低溫放電性能好、浮充壽命及安全穩定性好重量大、循環壽命相對較低、富液式電池存在一定的排放污染、充電時間長鋰離子電池重量輕、比能量高、循環壽命長、無記憶效應、充電時間短成本高、安全性能較差、大電流放電性能較差、大容量制造技術尚待進步電化學儲能鉛蓄電池 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明301 液流電池是近年來新興的化學電池。按照電解液使用金屬化合物不同，可分為全釩、鐵鉻、鋅鐵、鐵溴4種。其中，全釩液流電池在國內技術最為成熟、商業化程度最高；鐵鉻液流電池具有低毒性與腐蝕性、價格低廉等優勢，目前研發進展較快，未來也有望成為主流路線之一。安全性高、使用壽命長，液流電池是未來

21、大規模儲能技術的首選技術之一。與傳統電池不同，液流電池將液體電解質儲存在外部，能量儲存于水性電解液中，因此幾乎不存在著火爆炸的風險。循環壽命上，最低可達10000次，部分技術路線甚至可達20000次以上，整體使用壽命可達20年及上。此外，液流電池能靈活調控電池容量，通過增加電解液輕松擴容，不需要經歷復雜的拆解程序。長期來看，液流電池有望成為大規模、長期儲能場合儲能電池的技術路線之一。圖表：液流電池工作原理圖資料來源：鮑文杰典型液流電池儲能技術的概述及展望，民生證券研究院12指標鐵鉻液流電池全釩液流電池循環壽命1000010000能量密度1020Wh/L1530Wh/L安全性好好毒性腐蝕性好中運

22、行溫度C-2070550AC/AC效率7075%6065%自放電極低極低電池處理電解液重復利用電解液重復利用圖表：鐵鉻液流電池全釩液流電池技術對比資料來源：立鼎產業研究網，民生證券研究院電化學儲能液流電池 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明儲能發展驅動因素02.13 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明02-100%0%100%200%300%400%500%0 10 20 30 40 50 60 20082009201020112012201320142015201620172018201920202021國內新增裝機量（GW）YOY圖表：中國光伏新增裝機復盤（GW）資料來源：CP

23、IA，民生證券研究院光伏、風電發展對儲能的啟示 光伏復盤：前期主要受政策、補貼驅動，逐漸向平價過渡，走向市場化 發展初期，中國處于微笑曲線底部（2011年以前）：兩頭在外，高度依賴海外市場；雙反政策影響出口，內需拉動需求（2012-2014年）：受到雙反政策與歐債危機影響，海外市場需求下降，出口量降低，國內出臺多項政策拉動本土光伏需求；產業鏈崛起，裝機規模迅速提升（2015-2017年）：產業鏈技術快速發展，國內裝機規模迅速提升；轉折與平價（2018-2020年）：“531”政策使得行業遭遇寒冬，后全球補貼退坡，產業鏈價格下降，向平價時代過渡；走向市場化，發展新階段（2021年后）：平價時代來

24、臨，電價趨向于市場化定價，光伏邁入新一輪成長周期14 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明 風電復盤：周期波動主要受政策和消納能力的影響 孕育階段（2005年以前）：技術、產業鏈尚不成熟，裝機增長有限，截至2005年裝機規模約1.25GW。第一次波峰-法案推動（2006-2010年）：2005年可再生能源法、2006 年可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法之后，風電的核準電價趨于合理，建立穩定的費用分攤制，風電裝機容量在“十一五”期間呈現高速增長；第二次波峰-政策補貼引導（2011-2015年)：2012年棄風率達到17.1%，新增裝機也呈負增長；隨著風電行業監管、并網消納及財稅支持等

25、以及2013年與2014年補貼政策落地，行業逐步回暖；第三次波峰-補貼退坡引發搶裝（2016-2020年）：2015年搶裝后較高的棄風率一定程度制約了行業發展；2015-2016年接連兩年分別對2016-2107年和2018年陸上風電標桿電價進行了下調，2020年成為陸上風電搶裝年，2021年海上風電搶裝。向平價時代過渡（2021年后）：“雙碳”目標確定長期需求，風電平價時代開啟-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%0102030405060708020052006200720082009201020112012201320142015201620172018

26、201920202021新增裝機（GW）同比增速光伏、風電發展對儲能的啟示02圖表：中國風電新增裝機復盤（GW）資料來源：國家能源局，民生證券研究院15 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明502-100%0%100%200%300%400%500%0500100015002000250030002012201320142015201620172018201920202021中國儲能新增裝機量增速yoy 儲能復盤：目前處于從示范性項目為主過渡到全面產業化階段，預計22-25年維持較高增速 發展初期，技術探索階段（2012年之前）：2012年之前，中國儲能行業處于探索階段，2012年“十二五

27、”規劃將儲能作為智能電網的支撐技術，儲能進入發展起步階段。政策先行，示范項目為主（2012-2016年）：儲能處于商業化初期，多以示范項目為主，尚不具備經濟性。不斷摸索，盈利模式逐漸清晰（2017-2020年）：受益于2017年關于促進儲能技術與產業發展的指導意見發布，2018年中國新增儲能裝機實現快速增長，隨后一系列國家文件出臺，儲能商業模式逐漸清晰。頂層文件錨定需求，儲能迎來產業化機遇（2021年后）：2021年7月國家發布關于加快推動新型儲能發展的指導意見，指出到2025年，儲能裝機規模達到30GW以上。未來隨著儲能實現全面產業化，產業成本下降，儲能景氣度將持續攀升。圖表：中國新增電化學

28、儲能裝機復盤（MWh)資料來源：CNESA，民生證券研究院光伏、風電發展對儲能的啟示16 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明5光伏、風電發展對儲能的啟示02復盤光伏、風電的發展歷程，新能源的發展大致可劃分為3個階段：（1）政策驅動時期：光伏、風電發展初期產業鏈尚不成熟，經濟性相比傳統的火電沒有競爭力，嚴重依賴于政府補貼驅動行業發展。需求啟動多數源于國家政策導向，需求壓制多數源于國家財政壓力，補貼退坡。（2）平價過度期：逐步實現用電、發電側平價，但考慮綜合電力成本仍高于火電（受制于風光不穩定性），尚未實現真正意義上的平價，仍需要依靠政策隱性扶持。（3）經濟性驅動期：經濟性為新能源發展的核心

29、驅動力，風光配套儲能實現真正意義上的綜合電力成本平價，上網電價逐漸走向市場化定價，發展進入全新階段。能源轉型大背景下，儲能作為靈活調節電源在新型電力系統中承擔重任，目前尚處于產業化初步階段，借鑒光伏、風電發展歷程的回顧，我們認為驅動儲能行業的關鍵因素為：短期驅動力政策導向，依賴于補貼 中長期驅動力商業模式&經濟性17 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明中國儲能商業模式&經濟性探討03.18 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明發布日期部門相關文件目標規劃2021/7/15發改委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變。市場環

30、境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。標準體系、市場機制、商業模式成熟健全。2021/10/26國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知 積極發展“新能源+儲能”、源網荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統。加快新型儲能示范推廣應用。到2025年，新型儲能裝機容量達到30GW以上。2021/11/22國家電網省間電力現貨交易規則（試行）為進一步貫徹落實中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發20159號）要求，建立規范的跨省跨區電力市場交易機制，充分發揮市場配置資源、調劑余缺的作用2022/3/21發

31、改委、國家能源局“十四五”新型儲能發展實施方案到2025年新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段到2030年新型儲能全面市場化發展2022/5/24發改委、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鼓勵新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場；鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與電力市場；加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰，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等。政策規劃2025年中國儲能裝機規模達30GW以上。2021年7月國家發改委發布關于加快推動新型儲能發展的指導意見指出到2025年，裝機規模達到30GW以上，實現新型儲能從商業化初期向規

32、?；l展轉變，新型儲能向全面市場化發展。多項政策相繼出臺，持續完善儲能市場化機制。2022年5月出臺的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，鼓勵新型儲能可作為“獨立儲能”參與電力市場，參與電力市場配合電網調峰，明確了新型儲能在電力市場中的角色及交易機制，市場化機制不斷完善。3宏觀政策快速布局，電化學儲能大勢所趨19圖表：關于發展新型儲能的全國性政策整理資料來源：中國政府網，民生證券研究院03 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明 儲能招標量不斷攀升，今年有望實現翻倍增長。據北極星儲能網的不完全統計，截至22年5月，累計已有8個超1GWh的大型儲能項目，項目來自于華能、國家能源

33、集團、中天科技、三峽等企業。根據儲能公開招標信息整理，今年以來儲能項目招標量超30GWh，已經高于2021年儲能項目招標量18GWh，且通常下半年為儲能招標旺季，今年儲能招標規模預計實現翻倍增長。儲能年內最大項目招標，釋放利好信號。7月12日，南網科技發布2022-2024年儲能電池單體框架協議采購項目招標公告，項目采購標的為0.5C磷酸鐵鋰電池單體，預計采購規模5.56GWh，為年內最大規模的招標。儲能招標量翻升，釋放利好信號20項目名稱地點項目單位項目集團儲能規模天長市共享儲能電站項目安徽天長龍源電力國家能源集團500MW/1000MWh晉北清潔能源外送基地獨立電池儲能電站山西朔州中國華能

34、集團華能500MW/1000MWh華能甘肅樂北灘光伏及共享儲能電站項目甘肅張掖華能甘肅能源開發有限公司華能250MW/1000MWh如東共享儲能電站江蘇中天科技、三峽電能中天科技、三峽電能500MW/1000MWh河北邢臺隆堯新型共享儲能項目河北邢臺河北國順集團河北禹川新能源500MW/1000MWh河北黃驊靈活性共享儲能河北黃驊睿臻新能源科技有限公司海南清智能源1GW/2GWh南宮日升儲能示范項目河北南宮南宮市日升新能源科技有限公司河北禹川新能源500MW/1000MWh民樂縣共享儲能電站項目甘肅張掖民樂縣絲路網能綠色能源科技有限公司蘇州阿斯特新能源500MW/1000MWh圖表：今年以來超

35、1GWh的大型儲能招標項目匯總（不完全統計）資料來源：北極星儲能網，民生證券研究院03 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明3地方政策輔助鋪開，助力新能源發電配儲21圖表：中國各地儲能配置政策要求資料來源：中國政府網，民生證券研究院 各省各地陸續發布儲能相關政策。其中包括新能源的配儲，新能源發電的政策建議，相關補貼政策，優先項目發展等，電化學儲能市場規模增長迅速。截至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%，配儲時長為2h。其中，部分地區要求配儲的省份2021年風電光

36、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。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山西5-20%海南10%遼寧10-15%貴州10%吉林已有部分項目按10%云南鼓勵江蘇鼓勵陜西10-20%，2h浙江鼓勵甘肅5-20%，2h安徽10%，1h青海10%，2h福建10%內蒙古15%，2/4h江西10%，1h廣西5-10%，2h山東10%，2h寧夏10%，2h河南10%，2h新疆10-15%，2h湖北10%天津10-15%03 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明新疆風光大基地配儲比例、配儲時長增加，釋放積極信號 22年7月底，新疆發布20

37、22年第二批市場化并網新能源項目清單，總計66個項目，規?？傆嫗?0.63GW，其中光伏為27.14GW，風電為13.49GW。本批次市場化項目主要分為需電網消納和一體化兩種類型，其規模分別為30.48GW、10.41GW；項目個數分別為49個、18個。配儲方面：光伏項目配儲方式分為電化學儲能和儲熱型光熱，光熱儲能比例多數為11%左右，時長為8小時，電化學儲能配比比例為25%左右，時長為4小時。風電項目配儲全部為電化學儲能，配儲比例幾乎均在20%以上，高者可達30%，時長4小時，一體化項目配儲比例則為10%左右，時長為2小時。2203新疆第二批市場化新能源名單總序分序企業規模(萬千瓦)項目類型

38、 配儲類型規模(萬千瓦)時長(小時)配儲比例區市光伏風電11中國能建135/電網消納光熱15811%哈密市22中船集團100電化學30430%33華潤100電化學25425%44三峽90光熱10811%55華電100電化學25425%66國家電投90光熱10811%77國投電力10電化學2.5425%88遠景40電化學10425%99國網24/1010國家能源集團20電化學5425%1111新疆新能80電化學20425%1212中電建60電化學15.6426%1313大唐90光熱10811%1414中國清潔能源集團40200一體化電化學1225%1515新疆華鈦新材料60電化學6210%161

39、克拉瑪依城投&特變電工27/3211%克拉瑪依172中核2025/4.5210%183華電&愿景控股35/3.5210%191國家能源集團29電網消納電化學7424%烏魯木齊202金風科技6.61.7426%213金風科技&烏魯木齊工投&博源信達10025425%22 234新業國資&三峽2.40.7429%1大唐10電網消納電化學2.5425%塔城地區242金風科技5012.5425%253中廣核307.5425%264新疆新能塔城管委會&乾源智慧20一體化2210%275303210%281國家能源集團100電網消納 電化學14.52一415%伊犁州292中核100一體化1010%301新

40、疆新能&昌吉國投1040電網消納電化學12.5425%昌吉州312昌吉國投203012.5425%323蜂巢能源&華電國投電力4010425%3344010425%345中國電建中節能&新疆新能6015425%356307.5425%367魯能90光熱10811%378國家電投30一體化/3210%新疆第二批市場化新能源名單總序分序企業規模(萬千瓦)項目類型 配儲類型規模(萬千瓦)時長(小時)配儲比例區市光伏風電381中國電建&鯤鵬儲能90電網消納光熱10811%吐魯番392唐山海泰90101211%403國家電投90101211%414中國能建90101211%421國投電力中國電建90電網

41、消納光熱10811%巴州4329010811%443特變電工1242.5一體化/7213%454桐昆控股20125%465新疆中泰101210%476乾源智慧10010210%481華能70電網消納電化學17.5425%阿克蘇492粵水電4010425%503新疆中泰20一體化/125%514京能101210%525三峽252.5210%531國家電投40電網消納電化學10425%克州542新華水電4010425%553國家能源集團205425%561粵水電80電網消納電化學20425%喀什572中國石油6015425%583中核8020425%594中國石油5012.5425%601華潤40

42、電網消納電化學10425%和田612國家電投4010425%623新疆通廣科技200一體化/40220%631國家電投60電網消納電化學15425%博州642新華水電90光熱10811%653新華水電9010811%664新疆新能15一體化/2.25215%671國家電投&國網&阿勒泰國80電網消納電化學20425%阿勒泰總計27391349.5694.7525%圖表：新疆第二批風光項目匯總名單資料來源：北極星儲能網，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06資料來源：從利潤分配和競爭格局看光伏投資機會儲能的度電成本和里程成本分析，民生證券研究院假設14發電側儲能模式&經濟性

43、 發電側儲能：“新能源配儲僅解決棄光”IRR較“僅光伏”下降約3pcts，低至3.89%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。我們將兩種商業模式與純光伏模式進行比較。模式一：僅光伏發電 假設：CPIA統計2021年地面光伏系統平均每W成本為4.15元（集中電站），目前已經上漲至4.2元/w。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6

44、.77%。模式二：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0.36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僅為3.89%。圖表：發電側光伏、儲能設備成本假設03類型項目價格類型項目價格光伏發電成本組件外其他成本（元/W）2.3光伏發電成本一次性土地費用（元/W）0

45、.17組件（元/W）1.9電網接入成本（元/W）0.2集中式逆變器（元/W）0.11管理費用（元/W）0.19固定支架（元/W）0.31合計（元/W）4.2建安費用（元/W）0.56儲能系統成本儲能系統成本（元）0.3一次設備（元/W）0.41功率轉換成本（元）0.05二次設備（元/W）0.09土建成本（元）0.02電纜價格（元/W）0.19合計0.3723 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圖表：光伏、儲能系統其他經濟性假設15 模式三：光伏+儲能解決棄光+參與市場化調峰輔助服務 假設：在經濟性測算中取調峰補償為0.78元/KWh計算。

46、（全國多地已經出臺調峰補償標準，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的IRR為5.48%。在少部分具有充電補貼的地區，IRR上升至5.76%。發電側儲能模式&經濟性03其他假設值其他假設值調峰補貼0.78元/KWh上網電價0.37元/KW

47、h充電補貼（若有）0.2元/KWh光伏組件首年衰減2%/年貸款比例70%光伏組件線性衰減0.55%/年貸款利率3.80%儲能設備線性衰減3%/年光伏設備貸款年限15年儲能設備性能報廢點70%所得稅率25%充放電深度95%增值稅率13%系統能量效率90%24 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圖表：不同盈利模式下IRR測算16發電側儲能模式&經濟性 主要收入模式IRR僅5.48%，經濟性存在缺陷 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6.77%，配儲解決棄光后下降至3.89%，計算調峰補貼后回升至5.48%。存在充電補貼的

48、地區內部收益率為5.76%，仍低于僅光伏發電。當IRR大于6%時，項目具備經濟性，目前受制于光伏組件價格上漲及儲能成本較高，經濟性仍較弱，且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。03256.77%3.89%5.48%5.76%0%1%2%3%4%5%6%7%僅光伏光伏+儲能解決棄光光伏+儲能解決棄光+調峰光伏+儲能解決棄光+調峰+補貼 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圖表：儲能投資敏感性16發電側儲能模式&經濟性 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 儲能設備價格的下降有望帶來發

49、電側儲能市場放量。當儲能單位價格下降至1.1元/Wh以下時，光+儲+調模式收益率開始趕超純光伏發電（6.77%），考慮補貼下降至1.3元/Wh左右即可。目前國內儲能設備系統單位價格約1.8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

50、定價，市場化的定價方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。03264%5%6%7%8%1.81.51.31.1儲能單位成本（元/Wh)僅光伏光伏+儲能解決棄光+調峰光伏+儲能解決棄光+調峰+補貼IRR 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明3 共享儲能本質上為獨立儲能運營的一類商業模式。獨立儲能指的是獨立儲能電站，其獨立性體現在可以以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受位置限制，作為獨立主體參與電力市場。共享儲能是由第三方或廠商負責投資、運維，并作為出租方將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給目標用戶的一種商業運營模式

51、，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金。輔助電力服務提高服務效率，擴展服務對象。同傳統儲能服務相比，共享儲能電站主要通過輔助服務的商業模式進行電力服務，并且能夠將原本傳統的單一新能源場站的服務對象擴展至所有存在棄電場站。共享儲能模式前景廣闊。共享儲能以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網的優化配置，交由電網進行統一協調，推動源網荷各端儲能能力全面釋放。其優勢在于：1）促進新能源電量消納；2）提高項目收益率，能夠縮短投資回收周期；3）促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份。共享儲能催化發展，獨立儲能收益模式明確27圖：共享儲能模式結構圖資料來源：網絡資料整理，

52、民生證券研究院03 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明3項目投資金額裝機功率（MW）儲能容量（MWh）中能建投翁牛特旗烏丹共享儲能電站項目28000萬100200赤峰市翁牛特旗高家梁共享儲能電站項目56000萬200400赤峰市寧城縣汐子共享儲能電站項目28000萬100200中能建投寧城中京共享儲能電站項目28000萬100200赤峰市松山區當鋪地共享儲能電站項目28000萬100200赤峰市松山區安慶園區共享儲能電站項目14000萬50100圖表：內蒙已備案儲能項目資料來源：北極星儲能網、中國化學與物理電源行業協會，中國招標投標公共服務平臺，民生證券研究院整理 據北極星儲能網不完全統

53、計，2021年青海、寧夏等六省先后在政策中明確提出建設發展共享儲能。截至目前共有84個共享儲能項目已經通過備案或公示，主要分布在內蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅等9個省份，項目總規模超12GW/24GWh 中國能源建設集團投資有限公司內蒙古分公司、內蒙古蒙東綜能能源服務有限公司投建的內蒙六個共享儲能項目通過備案,項目總投資18.2億,建設總規模650MW/1300MWh，儲能單價1.4元/Wh。共享儲能商業化進程加快共享儲能興起，加快儲能商業化進程28序號投資金額規模1內蒙6.5GW/1.3GWh2湖北2.1GW/4.2GWh3山西3.9GW/7.8GWh4寧夏0.9GW/1.8GWh5甘肅1.

54、7GW/3.4GWh6河北2.2GW/4.4GWh7山東0.2GW/0.4GWh8陜西0.3GW/0.6GWh圖表：各省份已備案儲能項目規模03 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明3 共享儲能不依附于新能源發電項目，在電力市場中的定位更加清晰，潛在收益來源更為豐富;此外，共享儲能項目單體規模較大，對電網調度指令的響應能力更強，在電力現貨市場、調峰調頻市場中具備更強的競爭力。具體而言，共享儲能的潛在收益來源包括容量租賃費用、現貨市場、輔助服務(目前主要是調峰)、容量電價補償。共享儲能的收益模式291儲能容量租賃將容量租賃給新能源場站,獲取租金2電力現貨市場參與電力現貨市場，獲取絳谷價差3輔

55、助服務收益提供調峰調頻服務，獲取輔助服務收益4容量電價補償部分地區正探索建立針對儲能電站的容量電價機制03 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明 共享儲能的本質是引入第三方投資商，具備一定經濟性，為當下發電側配儲最優解。在共享儲能模式下，業主無需承擔建設儲能電站成本，只需每年支付租賃費，有利于減輕一次性投入的資本開支，緩解資金壓力；第三方共享儲能的投資商需承擔建設儲能電站的費用，收益來源為穩定的租賃費用，若考慮調峰輔助服務的收益，經濟性較好，收益可觀。根據我們測算：1）對于業主方來說，按25年維度計算，在僅光伏電站場景IRR為6.77%的項目中，配套共享儲能的IRR為5.61%，高于光伏+

56、自建儲能模式的5.48%，為目前強制配儲情況下的最優解。2）對于第三方儲能投資商來說，假設以20年維度（期間更新一次儲能設備），若全容量參與調峰輔助服務（一年參與270次調峰服務），IRR可達到7.48%，具備良好經濟效應。30圖：共享儲能經濟性測算資料來源：北極星電力網，民生證券研究院預測（測算詳見儲能洞鑒8月刊：共享儲能催化發展，海外延續高景氣注：假設光伏組件使用壽命為25年資料來源：民生證券研究院預測（測算詳見儲能洞鑒8月刊：共享儲能催化發展，海外延續高景氣圖：第三方儲能投資商敏感性測算調峰次數（次）調峰補貼價格(元/kwh)0.750.760.770.780.790.80.810.82

57、2501.36%2.09%2.79%3.48%4.16%4.82%5.47%6.10%2705.47%6.15%6.83%7.48%8.13%8.76%9.39%10.00%2909.11%9.77%10.43%11.07%11.70%12.32%12.94%13.54%31012.43%13.08%13.73%14.36%14.99%15.61%16.22%16.83%33015.51%16.16%16.81%17.45%18.08%18.71%19.32%19.94%35018.42%19.08%19.73%20.38%21.02%21.66%22.28%22.91%37021.20%21

58、.87%22.54%23.19%23.85%24.50%25.14%25.78%39023.88%24.56%25.24%25.92%26.58%27.25%27.91%28.57%假設條件電價0.37387元/kWh利用小時數1200h光伏單位投資4.2元/W棄光率0.02儲能容量100MW/200MWh儲能單位投資1.8元/Wh儲能壽命（日歷年）10年容量租賃費用250元/kw/年調峰補貼價格0.78元/kwh調峰次數270次/年參與類型模式IRR新能源投資商（25年維度）僅光伏6.77%光伏+自建獨立儲能5.48%光伏+共享儲能5.61%第三方投資商（20年維度）共享儲能電站（補貼+調峰

59、）7.48%共享儲能模式為中國當下發電側配儲最優解0330 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明中國儲能行業遠期空間04.31 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，民生證券研究院預測（測算詳見儲能深度1：全球分區域、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）11發電側單位202020212022E 2023E 2024E 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%1

60、1%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10%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%042022-2025年儲能裝機需求高增，新能源發電裝機規模CAGR14.5%假設：中國光伏發電2022-2025年新增裝機量分別為80、100、120、140GW，

61、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%。圖表：發電側儲能裝機預測32 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（測算詳見儲能深度1：全球分區域

62、、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）12發電側單位202020212022E 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GW35.6527.7232.3435.219.8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 6.3

63、4 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GWh0.663.92 9.53 23.36 39.71 77.62 042021-2025年預計新增新能源發電配儲CAGR111%2022、2023年，根據我們假設，規制配儲省份的儲能滲透率逐漸上升

64、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，2021-2025年CAGR達111%。圖表：發電側儲能裝機預測33 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明05資料來源：C

65、PIA，民生證券研究院預測（測算詳見儲能深度1：全球分區域、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）13存量發電側裝機對應儲能需求202020212022E2023E2024E2025E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.

66、91 10.97 25.36 42.92 96.96 042021-2025發電側新增儲能裝機量CAGR110.8%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2021-2024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、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

67、分別達10.97、25.36、42.92、96.96 GWh。2021-2025年CAGR達110.8%。圖表：發電側儲能裝機預測匯總34 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（測算詳見儲能深度1：全球分區域、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）單位20202021202220232024E2025E火電裝機GW1245.17 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

68、 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GWh0.12 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

69、機總計GWh0.13 0.85 1.67 2.63 3.46 3.82 04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%、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

70、。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%。圖表：中國儲能調頻調峰裝機規模測算35 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明19資料來源：CPIA，民生證券研究院預測工商業光儲一體化單位202020212022E2023E2024E2025E光伏裝機總量GW48658010

71、0120140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 0.921 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%

72、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 04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、0.3

73、07、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。圖表：國內工商業光伏配儲規模測算36 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314G/5G能效對比4G5G2T2R4T4R32T32R64T64R能耗（W）400685500810容量（Mbps）150300500010000能效（GB/KWh）16519243955425045G基站大量建設成為儲能新增長點 能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的

74、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。圖表：基站功耗對比37 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明24資料來源：工信部，民生證券研究院預測（測算詳見儲能深度1：全球分區域、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）2019A2020A2021E2022E2023E2024E2025E5G基站數量（萬個）13.85843.265725656基站

75、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 32042022-2025年5G配儲裝機量達26.64GWh 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

76、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。圖表：5G基站配儲裝機規模預測38 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明3304 發電側：考慮新增風光裝機+存量風光裝機配儲能需求，預計2025年將達到96.96GWh裝機規模 電網側：考慮儲能調頻+電網側調峰需求，預計2025年將達到3.82GWh裝機規模 工商業：考慮光儲一體化項目+削峰填谷需求，預計2025年將達到2.68GWh裝機規模綜合來看，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、47.9

77、2、103.46GWh。新增裝機量的21-25年CAGR約104.46%。新增裝機量中，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%）單位：GWh20212022E2023E2024E2025E發電側4.9110.9725.3642.9296.96電網側調頻0.170.81.552.152.28調峰0.680.871.081.31.55合計0.851.672.633.463.82工商業光儲一體

78、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5.9213.0529.1147.92103.465G6.398.848.936.275.6中國儲能裝機規模：預計25年達103.46GWh資料來源：CPIA，工信部，國家能源局，民生證券研究院預測（測算詳見儲能深度1：全球分區域、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）圖表：中國儲能裝機規模預測（GWh）39 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明24資料來源：工信部，民生證券研究院預測（測算詳見儲能深度1：全球分區域、應用市場空間、經濟性及商業模式探討）2

79、019A2020A2021E2022E2023E2024E2025E5G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 32042022-2025年5G配儲裝機量達26.64GWh 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于4KW，預期隨

80、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。圖表：5G基站配儲裝機規模預測40 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明儲能產業鏈梳理05.41 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明5儲能產業鏈梳理上游原材料中游儲能系統下游投資應用正、負級材料電池組電池管理系統（BMS）能量管理系統（EMS）儲能逆變器（PCS）其他儲能電池系統系統集成系統安裝新能源電站傳統電站電

81、網公司工商業戶用電網側用戶側電解液消防溫控結構件隔膜電子元器件電池組電池管理系統BMS能量管理系統EMS儲能變流器PCS發電側系統運維儲能系統05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。儲能變流器PCS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。42資料來源：民生證券研究院整理 證券研究報告

82、*請務必閱讀最后一頁免責聲明儲能產業鏈價值拆分圖表：2021年儲能系統成本構成資料來源：中商情報網，民生證券研究院54%13%10%9%2%3%3%6%電芯PACK儲能變流器PCS電池管理系統BMS能量管理系統EMS屏柜電纜土建安裝升壓裝置01020304050602020/2/72020/4/72020/6/72020/8/72020/10/72020/12/72021/2/72021/4/72021/6/72021/8/72021/10/72021/12/72022/2/72022/4/72022/6/7電池級碳酸鋰價格（萬元/噸）資料來源：鑫欏鋰電，民生證券研究院圖表：電池級碳酸鋰價格走

83、勢儲能電池與PCS是儲能系統的核心環節，成本分別占比約67%/10%儲能電池：電芯占儲能電池的比例約為80%，故電芯、PACK分別占儲能系統的54%、13%。成本主要制約因素是上游原材料碳酸鋰，未來隨著碳酸鋰價格回歸合理區間，疊加電芯循環壽命提升，儲能電池成本有望下降。儲能變流器PCS：占儲能系統成本10%，未來隨著技術進步，成本仍有下降空間。企業參與儲能賽道的主要環節為：儲能電池、儲能變流器PCS、儲能系統集成4305 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明5儲能電池：格局一超多強，2020年寧德占據60%份額 主要參與者：寧德時代、比亞迪、鵬輝能源、億緯鋰能等 我國國內儲能電池的競爭格局

84、集中。從2020年市場份額來看，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。寧德時代占據主要市場份額，二線企業發力追趕。根據CNESA統計，2021年全球市場儲能電池（不含基站、數據中心備電電池）出貨量排名前五位的中國儲能技術提供商，依次為：寧德時代、鵬輝能源、比亞迪、億緯動力、派能科技，寧德時代出貨量遙遙領先，二線企業迅速提升，市場占有率集中。資料來源：CNESA，民生證券研究院圖表：2021 年中國企業全球市場儲能電池出貨量排名資料來源：前瞻研究院，民生證券研

85、究院圖表：2020年度中國儲能電池企業競爭格局59.70%16%4.30%4%3.20%寧德時代比亞迪中航鋰電國軒高科雙登集團時代上汽億緯鋰能天津力神瑞浦能源其他4405 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明儲能電池：主要為動力電池廠參與公司業務布局覆蓋地區覆蓋場景產業地位寧德時代電池、BMS、EMS、儲能集成 美國國內日本等地區側重電源側、電網側、兼顧戶用及工商業21年全球份額超30%，22年或進一步提升比亞迪電池、BMS、PCS、EMS、儲能集成英國、德國、美國、國內都有布局全面覆蓋、側重電源側、電網側21年全球整體份額預計8%-9%；歐洲部分國家戶用20%份額億緯鋰能儲能電池進軍美國

86、市場電源側、戶用目前占比較低；未來與華為合體，5年50GWh鵬輝能源儲能電池、BMS、EMS、集成目前歐洲、澳洲、國內，美國、日本認證中戶用、便攜式、電網側電源側便攜式客戶包括正浩科技等；戶儲定位電芯供應商。派能科技電池、BMS、EMS、儲能集成歐洲占50%，非洲占30%，其次美國、日本、國內戶用歐洲戶用前二圖表：儲能電池主要參與參與者梳理4505資料來源：各公司官網，各公司公告，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5PCS：競爭格局較為集中，頭部企業市占率提升25%19%15%11%8%7%5%4%6%陽光電源科華索英電氣上能電氣南瑞繼保盛弘電氣科陸電子許繼電氣其他資料來

87、源：中商情報網，民生證券研究院圖表：2020年國內儲能變流器企業份額統計資料來源：CNESA，民生證券研究院圖表：2021 年中國企業全球市場儲能PCS出貨量排名 競爭格局與光伏逆變器行業有一定重疊，CR8超過90%，市場較為集中，頭部企業市占率提升 2020年CR3占比超50%。根據2020年市場份額統計，國內PCS競爭格局較為集中，CR3達59%，以陽光電源、科華數據、索英電氣為代表的公司占據了市場超過一半份額。根據CNESA統計，2021 年全球市場中，儲能 PCS 出貨量排名前十位的中國儲能 PCS 提供商，依次為：陽光電源、科華數能、比亞迪、古瑞瓦特、上能電氣、盛弘股份、南瑞繼保、匯

88、川技術、索英電氣和科士達。4605 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明5PCS：發展趨勢參考光伏逆變器，品牌+渠道為核心競爭力圖表：參與儲能PCS的參與者類型梳理 主要參與者：專業PCS廠家+光伏逆變器廠家 目前儲能變流器PCS賽道主要有兩類參與者：1）主要發力儲能PCS的企業，例如科華、索英電氣、盛弘股份等，有技術和經驗優勢。2）光伏逆變器企業，如陽光、錦浪、固德威等，有渠道+品牌優勢。PCS核心競爭力：核心競爭力一：產品設計+資質認證。不同國家的電網體系認證標準和認證周期均不同，對PCS也提出了不同程度的要求，因此擁有多國家資質認證的企業具備先發優勢。同時客戶也會有定制化需求。核心競

89、爭力二：品牌+渠道。C端客戶購買PCS產品主要看重品牌聲譽，例如歐洲區域當地人偏向保守，不太傾向于更換品牌，價格容忍度較高。B端客戶往往有指向性需求，因此與下游集成商、安裝商的銷售渠道的建設與維護尤為重要。類別介紹優勢代表公司專業PCS廠家多為電力電子設備公司起家，從事儲能PCS較早，有一定的資源基礎多年經驗積累，有穩定的渠道和客戶；專業性較強，大功率上有優勢科華、盛弘股份、索英電氣等光伏逆變器廠家PCS與光伏逆變器技術同源，生產流程類似，產線切換容易，但PCS技術壁壘相對普通逆變器更高客戶側與光伏客戶同源，具備一定的渠道和品牌優勢陽光、華為、錦浪、固德威、古瑞瓦特、德業等4705資料來源：各

90、公司官網，各公司公告，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5儲能系統集成：競爭格局較為分散，競爭激烈13%11%6%5%4%3%3%3%2%2%49%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資料來源：前瞻產業研究院，民生證券研究院圖表：2020年中國儲能系統集成商競爭格局資料來源：CNESA，民生證券研究院圖表：2021年中國儲能系統集成商在海外市場出貨量排名 競爭格局相對分散，參與者較多，競爭激烈 國內集成商集中度較低，CR5僅38%，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P

91、CS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。根據CNESA統計，2021 年海外市場中，儲能系統出貨量排名前十位的中國儲能系統集成商，依次為：陽光電源、比亞迪、沃太能源、科士達、庫博能源、南瑞繼保、南都電源、科陸、科華數能、雙登集團。4805 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明5儲能系統集成：一體化&專業化為發展方向圖表：三大儲能系統集成模式對比 主要參者有：專業系統集成商、PCS廠、電池廠、電力企業等四類企業 根據發展方向劃分，目前主要有兩種發展趨勢：1）一體化，全價值鏈發展模式：逆變器廠、電池廠等企業向下延伸產業鏈，實現儲能系統的主要部件如電芯、PCS等，全部自己生

92、產制造，由自主設計部門做系統集成服務。優勢在于一體化可將產品打包出售，降本增利。2）專業化，匹配集成商模式：專注于本身環節，定位第三方供應商。如錦浪的儲能逆變器產品為開放系統，可與各種電池配套；寧德專注提供兼容性儲能電芯等。優勢在于與部分集成商無利益沖突，銷售渠道廣，可通過集成商快速鋪開。參與企業類型典型公司優點專業系統集成商海博思創、科陸電子、派能科技擁有豐富的產品應用經驗與項目實施經驗，擁有熱管理方案、大數據分析等方面的專利布局PCS廠（多為光伏逆變器企業）陽光電源、華為、科華數據、上能電氣1、光伏系統與儲能系統同源性高，進入障礙小 2、客戶重疊，可通過新能源配儲拓展客戶鋰電池廠寧德時代、

93、比亞迪、億緯鋰能電芯自研，向前進行一體化布局可以有效降低成本，提高利潤率電力企業中天科技、許繼電氣在傳統電廠集成中積累了豐富的經驗，了解電網的運行特點，對于有效配置儲能系統有優勢4905資料來源：各公司官網，各公司公告，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5儲能系統集成：三大技術路線圖表：儲能系統集成技術路線對比 目前儲能系統集成主要有三大技術路線。儲能系統技術的核心：安全性、可用性、成本。未來技術發展趨勢：1、大容量趨勢降低成本；2、電池管理精細化，可用性提升；3、逆變器技術提升，和高壓深度融合，從而降低成本；4、增加EMS和電力交易的匹配策略，如對電價的預測等。儲能系統

94、集成技術路線具體內容優勢劣勢代表公司集中式電池串聯形成電池簇，電池簇并聯形成容量為2-3MW電池堆，通過500kW-1.5MW的集中式逆變器和電網交互控制簡單、并網逆變器成熟電池難以做到完全一致，系統可用性受到影響（木桶效應）陽光電源、上能電氣、科華分散式（組串式）電池串聯形成電池簇，每簇單獨通過逆變器與電網交互，直流側不并聯，交流測并聯，分開控制。解決了電池簇的不均衡問題技術難度高、對系統的穩定性和可靠性要求高（沒有環流）華為、盛弘高壓級聯式來自于高壓變頻器，多個H橋級聯，統一逆變形成高壓輸出，不需要變壓器，直接輸出。直流側分成多個小的低壓電池簇，接入儲能繼電器的直流側。與電網交互容易技術路

95、線相對小眾；電池簇都掛在直流主線上，正負電位梯級提升，對電池的絕緣保護和系統控制要求高智光電氣、金盤科技5005資料來源：各公司官網，各公司公告，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5陽光電源儲能系統集成模式：三電融合，控制一體化“三電融合”的儲能產品設計理念為BMS、PCS到EMS均為自主設計，可實現控制一體化。最終可以實現軟硬件高度兼容、各環節數據互通，保障儲能系統從電池、PCS到EMS等各環節協同運行，有利于提升安全性，提高效率，增加發電量，也可以減少多余設計，降低成本。電芯：專注于供應鏈管理，對電芯性能和成本進行優化，后續會考慮通過自身研發人員，和電芯供應商共同做開

96、發、改進，使電芯更適應系統的需求，沒有介入電芯的生產制造。電池管理的BMS環節：主動預警功能；通過自研的智能簇間在線診斷，內阻離散算法，析鋰狀態計算，實現電池病變程度的精確識別，確保電芯熱失控及早發現；通過首創拉弧 AI 離群檢測算法，實現了毫秒級100%識別拉弧，秒級關斷，大幅降低火災風險；通過電力電子+電氣組合的雙電分斷方式，可以微秒級可靠分斷，瞬間降低短路電流。支撐電網：自動在線診斷電網，主動支撐電網，即使在 SCR 小于 1.018 的極弱電網下，也可實現深度融合。圖：陽光電源大型儲能系統交流耦合方案系統結構資料來源：陽光電源公司官網，民生證券研究院圖：陽光電源大型儲能系統直流耦合方案

97、系統結構5105資料來源：陽光電源公司官網，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5資料來源：海博思創公司官網，民生證券研究院圖：海博思創電網側儲能系統結構海博思創儲能系統集成模式：EtherCAT技術，實現多機快速響應 電池評價體系：通過獲得CNAS認證和TUV授權的電池實驗測試中心，了解電池選型、設計、應用、運維各階段狀態。算法與控制策略：搭建從電池參數提取、電池模型建立、控制策略完善、儲能產品應用、數據平臺分析到硬件在環驗證的全生命周期算法與策略優化流程，保證產品安全可靠運行。電池管理技術：電池管理系統產品覆蓋儲能和動力電池等多個領域，提供從電芯數據獲取、產品研發驗證到

98、運維數據再利用的一整套電池應用管理解決方案，實現了大規模的市場應用。集中控制技術：基于EtherCAT實時控制技術，實現多機快速響應，根據電池SOX制定不同運行策略，兼容多種通訊規約，IEC61850、IEC60870-5-104、Mod bus等。5205 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明風險提示06.53 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明 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。5405風險提示0654 證券研究報告*請務必閱讀

99、最后一頁免責聲明THANKS致謝民生證券研究院：上海：上海市浦東新區浦明路8號財富金融廣場1幢5F；200120北京：北京市東城區建國門內大街28號民生金融中心A座19層；100005深圳：廣東省深圳市福田區益田路6001號太平金融大廈32層05單元；518026分析師李京波執業證號：S0100522080005電話：13127673698郵件：民生電新研究團隊：分析師鄧永康執業證號：S0100521100006電話：15601863256郵件：分析師郭彥辰執業證號：S0100522070002電話：19821223996郵件：研究助理王一如執業證號：S0100121110008電話：1821

100、7162699郵件：研究助理李佳執業證號：S0100121110050電話：15797736048郵件：研究助理席子屹執業證：S0100122060007電話：19557013017郵件： 55 證券研究報告*請務必閱讀最后一頁免責聲明本報告署名分析師具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格并登記為注冊分析師，基于認真審慎的工作態度、專業嚴謹的研究方法與分析邏輯得出研究結論，獨立、客觀地出具本報告，并對本報告的內容和觀點負責。本報告清晰準確地反映了研究人員的研究觀點，結論不受任何第三方的授意、影響，研究人員不曾因、不因、也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接收到任何形式的補償。

101、民生證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）具有中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格。本報告僅供本公司境內客戶使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告僅為參考之用，并不構成對客戶的投資建議，不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，客戶應當充分考慮自身特定狀況，不應單純依靠本報告所載的內容而取代個人的獨立判斷。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容而導致的任何可能的損失負任何責任。本報告是基于已公開信息撰寫，但本公司不保證該等信息的準確性或完整性。本報告所載的資料、意見及預測僅反映本公司于發布本

102、報告當日的判斷，且預測方法及結果存在一定程度局限性。在不同時期，本公司可發出與本報告所刊載的意見、預測不一致的報告，但本公司沒有義務和責任及時更新本報告所涉及的內容并通知客戶。在法律允許的情況下，本公司及其附屬機構可能持有報告中提及的公司所發行證券的頭寸并進行交易，也可能為這些公司提供或正在爭取提供投資銀行、財務顧問、咨詢服務等相關服務，本公司的員工可能擔任本報告所提及的公司的董事?？蛻魬浞挚紤]可能存在的利益沖突，勿將本報告作為投資決策的唯一參考依據。若本公司以外的金融機構發送本報告，則由該金融機構獨自為此發送行為負責。該機構的客戶應聯系該機構以交易本報告提及的證券或要求獲悉更詳細的信息。本

103、報告不構成本公司向發送本報告金融機構之客戶提供的投資建議。本公司不會因任何機構或個人從其他機構獲得本報告而將其視為本公司客戶。本報告的版權僅歸本公司所有，未經書面許可，任何機構或個人不得以任何形式、任何目的進行翻版、轉載、發表、篡改或引用。所有在本報告中使用的商標、服務標識及標記，除非另有說明，均為本公司的商標、服務標識及標記。本公司版權所有并保留一切權利。免責聲明：評級說明：分析師聲明：投資建議評級標準評級說明以報告發布日后的12個月內公司股價（或行業指數）相對同期基準指數的漲跌幅為基準。其中：A股以滬深300指數為基準；新三板以三板成指或三板做市指數為基準；港股以恒生指數為基準；美股以納斯達克綜合指數或標普500指數為基準。公司評級推薦相對基準指數漲幅15%以上謹慎推薦相對基準指數漲幅5%15%之間中性相對基準指數漲幅-5%5%之間回避相對基準指數跌幅5%以上行業評級推薦相對基準指數漲幅5%以上中性相對基準指數漲幅-5%5%之間回避相對基準指數跌幅5%以上*請務必閱讀最后一頁免責聲明1456