储能行业深度报告

 核心结论

储能广泛用于电力系统源网荷端，是风光消纳的重要保障。光伏风电的波动性、间歇性及随机性等特性致使电力系统的稳定性面临挑战，储能建设的重要性与急迫性日益凸显。储能在发电侧可助力新能源并网与电力调峰，在电网侧是构建新型电力系统的重要支撑，在用户侧提升电力自发自用水平、实现峰谷价差套利。根据 CNESA，2022Q1-Q3，国内新增新型储能装机中分别有30%/55%/15%用于发电侧、电网侧和用户侧。

鼓励政策持续加码，储能装机量提升，行业需求空间广阔。根据 CNESA，截至 22Q3 我国储能累计装机 50.3GW，同比+36%，其中锂电累计 5.9GW，较 21 年底增长 15%；全球 2021 年累计装机 209.4GW，同比+9.58%，其中锂电 23.2GW，同比+76%。根据储能与电力市场，22 年前 10 月我国储能中标量 32.2GWh。大型光伏电站配储是 23年行业需求重要拉动力，预计至 25 年我国储能需求 86.9GW/274.4GWh，21-25 年 CAGR 为 91%/116%，25 年全球需求 222.7GW/656.6GWh，22-25 年 CAGR 为 89%/110%。

储能独立市场主体地位逐渐明晰，独立共享储能有望提升盈利性。独立共享储能可有效解决当前新能源分散配储利用率低等弊端，其市场地位逐渐。根据CNESA、储能与电力市场，独立共享储能在2022Q1-Q3 新增新型储能装机中占比已提升至 37%，在 22 年前 10 月中标量占比达 64%（不含集采）。当前“容量租赁+调峰辅助服务”或“容量租赁+现货市场价差”为其主流商业模式，在湖南等省市已经具备一定经济性，此外容量补偿机制有望逐渐出台。

各类新型储能技术路线多点开花，商业化进程持续有效推进。1）抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟；2）锂电池储能：在新型储能中发展领先；3）钠离子电池：安全、成本较低、原材料丰富；4）全钒液流电池：长时储能领域优势显著；5）铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔；6）重力储能：商业化早期，潜力巨大；7）压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进。8）光热储能：储能价值愈发凸显，发展重新进入快车道。经我们测算，抽水蓄能、锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能及光热储能的 LCOE 分别为 0.55/0.81/0.62/1.10/0.48/0.70/0.50 元/kWh。长时储能是未来重要趋势，相关技术路线有望受益。

积极关注储能产业链上下游优质公司。储能电池环节，推荐宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、德方纳米；储能变流器环节，推荐阳光电源、德业股份、昱能科技、固德威，建议关注上能电气、锦浪科技；电池管理系统、能量管理系统与系统集成环节，推荐四方股份，建议关注金盘科技、华自科技、南都电源、科陆电子、许继电气、平高电气，推荐布局重力储能的中国天楹。

风险提示：政策风险；新能源装机不及预期；储能盈利能力不及预期。

行业评级

前次评级超配

评级变动维持

近一年行业走势

相对表现	1个月	3个月	12个月
电力设备	-2.64	-9.80	-27.96
沪深300	6.02	-4.72	-20.46

分析师

杨敬梅 S0800518020002

021-38584220

yangjingmei@research.xbmail.com.cn

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内容目录

一、储能广泛应用于源网荷，保障新能源消纳 ... .. 11
1.1 风光装机占比不断提升，电力系统面临挑战. .. 11
1.2 储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显 ......13
1.2.1 发电侧：新能源并网与电力调峰的重要保障. ...14
1.2.2 电网侧：构建新型电力系统的重要支撑 . ....15
1.2.3 用户侧：提升电力自发自用水平与峰谷价差套利 ..............................................17
二、储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰 ...... .......19
2.1 国内外装机量快速提升，需求空间广阔.. ...19
2.2 独立共享储能模式有望提升储能盈利能力....
2.2.1 独立共享储能相较新能源分散配储优势显著....... ........................................ ......26
2.2.2 独立共享储能政策定位明晰，发展提速 .. .............................. .......27
2.2.3 各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升.. ....30
三、技术路线多点开花，商业化进展持续推进 .... ................................. ......34
3.1 抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟.. ......34
3.1.1 基于上下水库实现能量转换，用途广泛 . ...34
3.1.2 装机量提升，行业进入高质量发展新阶段. ...35
3.1.3 国内外抽蓄电价与商业模式逐渐明晰.. ...40
3.1.4 产业链集中度较高，龙头优势竞争优势显著 ....41
3.2 锂电池储能：在新型储能中发展领先 .. ...43
3.2.1 锂离子电池：上下游产业链较为成熟...
3.2.2 变流器：决定输出电能的质量和特征. ....................................
3.3 钠离子电池：安全、成本较低，原材料丰富.. ....50
3.3.1 工作原理类似锂电池，材料相差较大. ...50
3.3.3 积极关注产业链上下游公司........... .......53
3.4 全钒液流电池：长时储能领域优势显著.. ...54
3.4.1 利用钒离子化合价变化实现充放电....
3.4.2 安全、可循环，适用于长时储能 ..... .......55
3.4.3 众多企业深入布局，商业化快速推进. ....57
3.5 铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔. ...62
3.5.1 铁铬电子对价态变化实现能量转换. ...62
3.5.2 铬铁矿丰富叠加电化学技术优势，大储前景广阔. ....63
3.5.3 产业链上下游公司有望受益. ..65
3.6.1 重力储能利用重力与高差实现电力充放 ....69
3.6.2 EV 公司推出 EVx 系统，在中国布局首个商业化案例...... .......71
3.6.3 中国天楹（000035.SZ）：如东项目稳步推进，已签订多份战略合作协议 ........72
3.7 压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进... ...74
3.7.1 实现能量的存储及跨时间、空间转移和利用 ........................................... ......74
3.7.2 压缩空气储能技术发展潜力巨大 .... ..............................................
3.7.3 多个项目落地，商业化进程快速推进. ...76
3.7.4 国内相关产业链基本形成 .........
3.8.1 光热兼具新能源发电+储能属性........
3.8.2 光热储能价值日益凸显，重新进入发展快车道... ...82
3.8.3 光热成本主要由聚光、吸热、储换热系统决定.......
........90
3.9 总结与展望：关注商业化、降本与长时储能.... ...90
四、电化学储能产业链上市公司梳理.............
4.1 储能电池：宁德时代为行业绝对龙头 ... ..93
4.1.1 宁德时代（300705.SZ）：储能电池环节龙头地位持续稳固. ...94
4.1.2 亿纬锂能（300014.SZ）：积极扩产，战略布局储能市场... ....95
4.1.3 鹏辉能源（300438.SZ）：聚焦储能业务，锂电老兵再起航.. ....96
4.1.4 德方纳米（300769.SZ）：磷酸铁锂正极龙头，绑定优质客户.. ....97
4.1.5 华宝新能（301327.SZ）：全球便携储能龙头，产品优品牌强渠道深 ... .....99
4.1.6 派能科技（688063.SH）：家用储能龙头，业绩处于高速成长期 .... ....101
4.2 储能 PCS：竞争格局较为集中，龙头份额提升... ...102
4.2.1 阳光电源（300274.SZ）：逆变器龙头，市场地位稳固 ...... ......103
4.2.2 德业股份（605117.SH）：储能逆变器比例快速上升........ ......104
4.2.3 昱能科技（688348.SH）：微型逆变器领跑者，长坡厚雪潜力大... .....106
4.2.4 固德威（688390.SH）：专注于太阳能、储能等新能源电力逆变器..... ........107
4.2.5 上能电气（300827.SZ）：深度布局国内储能市场 ...... ....107
4.2.6 锦浪科技（300763.SZ）：储能逆变器有望开启第二增长极 ..108
4.3 BMS、EMS 及系统集成：格局较为分散..... ........109
4.3.1 四方股份（601126.SH）：关注大储机会，打开第二曲线 .. .... 110
4.3.2 华自科技（300490.SZ）：自营储能电站盈利能力较好，储能项目储备丰富... 111
五、附录：海外储能行业政策与商业模式梳理 .. .... 112
5.1 欧盟储能行业政策与商业模式梳理 ...................
5.1.1 欧盟公共资金和各成员国激励政策助力储能发展.. .... 112
5.1.2 可再生能源占比提高，电容量市场和平衡市场的储能需求增加 ......................112
5.1.3 建立储能相关电力市场机制，更多市场向储能开放. .... 117
5.2 美国储能行业政策与商业模式梳理.. ... 118
5.2.1 表前市场储能规模持续扩大，加州装机规模位居美国第一 . ... 119
5.2.2 目标规划、财税补贴等政策全方位助力储能发展. ....120
5.2.3 市场机制改革为储能提供多种类服务扫清障碍.. ...121
5.3 英国储能行业政策与商业模式梳理. ...124
5.3.1 公共资金支持储能技术创新，促进技术商业化. ..125
5.3.2 政策及市场机制改革消除储能应用障碍 .... ...125
5.3.3 储能收益来源多，市场机制改革带来新转机.. ...128
5.4 澳大利亚储能行业政策与商业模式梳理. ...129
5.4.1 不同应用场景的储能收益来源不同.. ...130
5.4.2 联邦政府公共资金和州政府激励政策促进储能发展 . ...131
5.4.3 储能在辅助服务市场和能量市场的发展空间扩大.. ....132
5.4.4 电力市场机制改革帮助储能进入 NEM 市场.. ..133
六、风险提示 .. ..136

图表目录

图 1：2030-2050 年中国新能装机结构预测（单位：GW） ..12
图 2：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比... ...12
图 3：典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比.. ..12
图 4：阴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化 .. ...13
图 5：晴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化.. ....13
图 6：储能在“碳达峰、碳中和”目标下的战略地位... ...13
图 7：储能在电力系统源、网、荷端的应用场景及装机比例. ...14
图 8：储能促进光伏发电消纳的示意图.. ..15
图 9：典型日内小时负荷特性图..... ....15
图 10：降低容量电价模式示意图... ...18
图 11：2016-2021 年全球储能累计装机规模及增速（单位：GW） ..20
图 12：2016-2022Q3 中国储能累计装机规模及增速（单位：GW） ...20
图 13：2016-2021 年全球储能新增装机规模及增速（单位：GW） ..21
图 14：2016-2021 年及 2022Q1-Q3 中国储能新增装机规模及增速（单位：GW） ...21
图 15：2021 年全球储能累计装机各类型占比... ...21
图 16：2022Q3 中国储能累计装机各类型占比... ..22
图 17：2018-2021 年全球各类新型储能累计装机规模（单位 GW） ..22
图 18：2018-2022Q3 中国各类新型储能累计装机规模（单位 GW） .22
图 19：2021 年全球新增电化学储能占比 ...... ..23
图 20：2022 年国内储能中标量（单位：GWh） ..23
图 21：2022 年我国各应用场景下储能的等效利用系数 .. ..26
图 22：独立共享储能结构...............
图 23：新能源分散配储与独立共享储能电站对比 .... ...27
图 24：：2022 年 1-10 月国内各类储能中标量（不含集采，单位：MWh） ...29
图 25：我国独立共享储能电站收入模型..
图 26：不同省份独立储能关于容量租赁的政策差异... ....31
图 27：抽水蓄能电站结构及组成部分 .......
图 28：抽水蓄能电站实物图 ....................
图 29：2017-2021 年全球抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW） ...37
图 30：2017-2021 年我国抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）
图 31：全国抽水蓄能站点资源区域分布（单位：万千瓦） .......37
图 32：2021 年我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源量 .......................................
图 33：2021 年全国已、在建抽水蓄能电站分布情况.... ....38
图 34：抽水蓄能产业链图谱 .....................
图 35：2021 年抽蓄电站工程造价各部分投资占比... ....42
图 36：2021 年国内主要水轮发电机组厂商产量 . ..43
图 37：2021 年国内抽水蓄能规划设计、建设工程竞争格局 ..... ....43
图 38：全国在运抽水蓄能投资企业分布（万千瓦） ....43
图 39：全国在建抽水蓄能投资企业分布（万千瓦）.. ....43
图 40：锂电池储能系统成本构成....... .............................................................. ......44
图 41：电化学储能系统结构示意图.. ....44
图 42：锂电池储能产业链简图 ........ .....................................................................................44
图 43：离子电池上下游产业链....... ........45
图 44：锂离子电池成本构成..... .......45
图 45：储能变流器电路框图. .....48
图 46：电池管理系统（BMS）产业链结构.........
图 47：四方股份储能电站监控及能量管理系统 ............................................................. .......49
图 48：钠离子电池工作原理. ....51
图 50：液流电池不同体系及进展...
图 51：全钒液流电池结构示意图.. ...55
图 52：全钒液流电池储能系统的输出功率储能容量可独立设计............................................56
图 53：不同储能时长全钒液流电池储能系统的价格... ....56
图 54：大连 200MW/800MWh 国家储能示范电站(一期：100MW/400MWh)模块化结构示意图
....57
图 55：国内全钒液流电池发展历程 .......................................................................................58
图 56：全钒液流电池产业链..........
图 58：2022 年全球钒矿资源分布情况（单位：万吨） ........................................................60
图 59：钒工业基本流程 ............. ...................................................................... ..........60
图 60：全钒液流电池成本构成 .... ...61
图 61：铁铬液流电池的发展历程.. .....63
图 62：铁铬液流电池反应基本机理.......
图 63：铁铬液流电池（左）与全钒液流电池（右）成本对比 . ....65
图 64：铬铁矿资源产业链.........
图 65：2021 中国区域铬铁产能分布 .................
图 66：美国 Gravity Power 的新型抽水储能技术设想.... ....70
图 67：Gravitricity 公司的基于地下竖井的重力储能技术设想 ...............................................70
图 68：Energy Vault 的基于构筑物高度差的重力储能技术 ....... ................................ .......70
图 69：IISAS 研究所的山地重力储能设想............
图 70：Energy Vault 公司的重力储能模块化设计.... ....71
图 72：压缩空气储能系统基本原理示意图.... ....74
图 73：Huntorf 压缩空气储能电站系统图. ...75
图 74：一种蓄热式压缩空气储能系统 .. .................................................. ....75
图 75：一种太阳能补热型压缩空气储能系统... ....76
图 76：一种超临界压缩空气储能系统 .. ....76
图 77：压缩空气储能产业链........ ....................................................................... ......78
图 78：熔盐储能系统结构及其优势. ...79
图 79：熔盐储能光热发电整体解决方案（塔式） .................................................................80
图 80：光热发电的定位....... .............................................. .......81
图 81：光热发电的优势 .........
图 82：2012-2021 年我国光热发电累计装机容量（单位：MW） ....84
图 83：2012-2021 年全球光热发电累计装机容量（单位：MW）.........................................84
图 84：12 小时储热 100MW 塔式太阳能光热电站投资组成......................................... ......88
图 85：国内光热发电产业链. ...89
图 86：各类储能技术商业化进程.......
图 87：不同技术路径储能的 LCOE（单位：元/kWh） ..................................................
图 88：各类型储能 LCOE 测算假设条件. ...92
图 90：中国储能技术提供商 2021 年度国内新增投运装机量（单位：MWh） ....94
图 91：中国储能技术提供商 2021 年度全球市场储能电池出货量（单位：MWh）
图 92：德方纳米主要客户情况 .... ...97
图 94：华宝新能针对不同场景实现产品全方位覆盖..........
图 96：2020 年全球便携式储能产品各厂商营业收入占比 ...................................................101
图 97：中国储能 PCS 提供商 2021 年度国内新增投运装机量（单位：MWh）..................103
图 98：中国储能 PCS 提供商 2021 年度全球市场储能 PCS 出货量（单位：MWh） ........103
图 99：2020-2022 年德业股份储能收入占比持续提升........ ........105
图 100：昱能科技有望打造光储一体化生态体系.......... .......106
图 101：2020-2021 年上能电气营业收入构成（亿元） ...108
图 102：2019-2021 年锦浪科技营业收入构成（单位：亿元）
图 103：华自科技自营储能电站收入测算.... ................................. ...... 111
图 104：欧洲电力市场结构示意图(EPEX SPOT).. ... 113
图 105：2021 年 12 月 17 日凌晨德国日内市场价格 ........................................................... 114
图 106：欧盟平衡市场运行模式 ... .... 115
图 107：德国平衡市场需求...... ...... 118
图 108：2016-2021 年美国电化学储能新增装机容量（单位：MW/MWh） ... 119
图 109：2022Q1/Q2 美国分部门电化学储能新增装机容量 ..................................
图 110：美国各州并网储能项目数...... .....120
图 111：2019 年美国小型储能装机分布情况 .......... ........120
图 112：美国各州储能的目标和任务 .......... ......................... .......121
图 113：澳大利亚电池储能在澳大利亚电力市场中的收益情况 ...131
图 114：澳大利亚辅助服务供应资源市场份额变化对比. ...133
图 115：澳大利亚各州互联情况及储能提供 SIPS 服务对互联的影响 ...135
图 116：澳大利亚不同可再生能源比例下，电力系统对可调度容量的需求 ..136
表 1：世界主要国家和地区的“碳中和”目标与主要举措.... ...... 11
表 2：2020-2025E 中国与全球风电、光伏装机量（单位：GW） ...... 11
表 3：储能在发电侧的应用场景.... ........14
表 4：2022 年全国电网侧新型储能项目布局与功能定位 .......................................................15
表 5：“十四五”期间我国电网侧储能需求 . .....16
表 6：电网侧新型储能主要应用场景 ........
表 7：储能在用户侧的应用场景.........
表 8：2022 年 11 月电网代理购电最大峰谷价差表（单位：元/kWh） .....17
表 9：国内重要储能政策梳理 ...............
表 10：部分省市新能源配置储能政策 ....... ..................................................... ......24
表 11：2019-2025 年国内储能需求测算.......
表 12：2019-2025 年全球储能需求测算. ...25
表 13：国内独立共享储能相关政策梳理..... ...............................................................
表 14：目前投运的典型独立共享储能电站 .. ...29
表 15：国内外各类储能模式收益来源汇总 . ...30
表 16：部分省份独立储能参与调峰辅助服务补偿估算... ....32
表 17：辅助服务和现货市场对比.... ...32
表 18：山东省独立储能参与电力现货市场交易收益分析 .......................................... ..........33
表 19：湖南省 100MW/200MWh 储能电站收益分析........ .......33
表 21：各类储能应用特点及发展阶段 ..............
表 22：抽水蓄能电站在电力系统中发挥的作用. ...35
表 24：2022 年上半年开工/投产的抽蓄项目 ........ ...................................................... ......38
表 25：“十四五”期间核准的抽水蓄能电站 .... ...39
表 27：国内抽水蓄能定价机制 ..... ....40
表 28：2021 年核准抽蓄电站造价水平.... .............................................................. .......41
表 29：锂电池材料介绍与竞争格局.... ....46
表 31：不同类型储能变流器差异....... ............................................................... ......48
表 32：储能温控系统冷却方式对比 ............
表 33：钠离子电池各体系及特点......... ......51
表 34：钠离子与锂离子电池材料体系对比 . ..52
表 35：钠离子电池与锂离子电池主要指标对比. ...53
表 36：钠离子电池储能核心器件创新企业 .. ....53
表 37：锌溴液流电池与钒液流电池主要指标对比. ...55
表 38：2022 年全钒液流电池储能相关项目..... ............................................ ....58
表 39：国内主要钒生产企业产能情况 .. ....61
表 40：全钒液流电池关键部件国内外主要企业. ...62
表 41：全钒液流电池产业链公司.. ...62
.......64
表 43：世界铬铁矿储量和储量基础（商品级矿石） .......................................... .....67
表 44：铁铬液流电池产业链公司..... ....68
表 46：铁铬液流电池产业链公司.... ....69
表 47：重力储能技术路径对比... ....70
表 48：Energy Vault 公司技术发展历程 .....
表 49：Energy Vault 公司项目汇总 ....72
表 51：中国天楹盈利预测.... .......................................................... .......73
表 53：新型压缩空气储能技术路径对比.. ......76
表 54：当前国内已投运/完工的压缩空气储能项目（不完全统计）
表 55：目前国内压缩空气储能建设/规划项目（不完全统计） ..............................................77
..........78
表 57：光热发电储能系统构成及其核心技术.... .......80
表 58：几种典型的光热技术路线.........
表 60：近两年国内光热行业相关政策 ...83
表 62：国内近两年光热发电项目..... .............................................................. ......85
表 63：部分上市公司光热相关业务情况. ....89
表 64：熔盐储能应用场景汇总 ...............
表 65：各类储能技术参数与成本对比 . ...92
表 66：储能电池环节主要参与企业... ..................................................................... ......94
表 67：宁德时代盈利预测..... ...95
表 69：鹏辉能源盈利预测....... ......................................................................... .....96
......98
表 72：德方纳米盈利预测.. ..98
表 73：华宝新能与同行业主要产品分类. ....99
表 74：华宝新能及同行业公司主营业务及便携储能产品情况 . ....100
表 75：华宝新能盈利预测... ..101
表 76：派能科技储能产品类别与应用领域 ... ........................................................ .....101
表 77：派能科技盈利预测.... ...102
表 78：储能变流器环节主要参与企业 ..103
表 79：阳光电源储能产品介绍 .. ..103
........104
表 81：德业股份变流器产品介绍......... .......104
表 82：德业股份盈利预测..... ....................................................... .....105
表 84：昱能科技盈利预测... ....106
表 85：固德威储能产品汇总.. .....107
表 86：固德威盈利预测 ........
表 87：BMS、EMS 和储能系统集成主要参与企业 . ....109
表 88：四方股份盈利预测......
表 89：欧盟储能相关支持政策 ... ....................................................................... ........ 112
表 91：欧洲电力现货市场组织方式... ..... 113
表 92：欧洲现货电价波动的例子.......
表 93：欧盟平衡市场的参与方 ...........................
表 94：欧盟平衡资源的种类. .... 115
表 96：欧盟平衡市场产品的补偿方式和成本分摊 ......... ...... 116
表 97：欧盟主要国家的平衡服务补偿结算方式.. .... 116
表 98：欧盟 FCR-D 和 FFR 的启动条件和响应时间............................................................ 116
表 99：欧盟 FCR 投标时间线的修改. ................................................ ..... 117
表 100：欧盟 aFRR 和 mFRR 的联合采购平台....... .................................................. ........ 117
表 101：法国容量市场拍卖的储能容量 ...........
表 102：美国新型储能产业发展的相关政策 . ....120
表 103：美国通货膨胀缩减法案（IRA）针对储能的 ITC 政策 ............................................121
表 104：美国储能发展过程中的市场机制改革..... ........122
表 105：美国 FERC841 法案的具体内容 ......... ........................................................122
表 106：美国储能参与能量市场的机制 ....... ......123
表 107：美国储能发展过程中的市场机制改革........
表 108：美国各 ISO 将储能作为输电资产的计划 ................................................................124
表 109：美国储能作为输电资产的模式 .. ..124
表 111：英国储能的创新资金支持计划... ...125
表 112：英国储能的部分政策改革.. ..126
表 113：英国容量市场规则的调整.. .......................................................... .....126
表 114：英国不同时长储能的降级因数... ....126
表 115：英国 EFR 招标采购计划的中标项目...... .....127
表 118：储能在英国电力市场的潜在收益来源 .....................................................................128
表 119：英国储能不同收益来源的特征........
表 121：澳大利亚 2017 年以来接入 NEM 市场的电网规模电池储能系统. ...130
表 122：澳大利亚不同发展区域的发展重点 ...... .......130
表 123：澳大利亚联邦政府资金对储能的支持.... ............................................................131
表 124：澳大利亚各州储能相关激励政策.. ....131
表 125：澳大利亚辅助服务市场类别 ...........
表 126：澳大利亚辅助服务成本回收方式...... .................................................... ......132
表 127：澳大利亚 30min 与 5min 结算机制的对比.........
表 128：澳大利亚储能两种市场主体身份的系列问题.... ....134
表 130：南澳大利亚州 SIPS 的三个渐进阶段 ....... .......134
表 131：澳大利亚维多利亚州 SIPS 项目的成本与收益..................

储能广泛应用于源网荷，保障新能源消纳

1.1 风光装机占比不断提升，电力系统面临挑战

中国在内的全球 120 多个国家提出了“碳中和”的目标，发展可再生能源是重要举措。习近平主席在 2020年9月的联合国大会一般性辩论上的讲话中宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060年前实现“碳中和”。在其后的半年时间里，习总书记先后十余次提到“碳达峰、碳中和”的目标，充分体现了中国对“碳达峰、碳中和”的大国担当和坚定信心。目前已有 120 个国家制定了“碳中和”的目标与路线图，发展可再生能源，实现向清洁能源的转型是实现“碳中和”的重要举措。

表 1：世界主要国家和地区的“碳中和”目标与主要举措

国家/地区	目标	主要举措
中国	CO2排放力争在2030年达到峰值，2060年达到“碳中和”	坚持和完善能源消费总量和强度双控制度，建立健全用能预算等管理制度，推动能源高效配置合理使用；加快调整优化产业结构、能源结构，大力发展光伏发电、风电等可再生能源发电，推动煤炭消费尽早达峰；加强重点用能单位管理，加快实施综合能效提升等节能工程，深入推进工业、建筑、交通等重点领域节能降耗，持续提升新基建能效水平；
日本	2050 年实现净零排放	通过技术创新和绿色投资的方式加速向低碳社会转型；政府将投入大量资金，鼓励14个行业的技术创新和潜在增长，包括海上风电、氢氨燃料、核能、汽车、海运、农业、碳循环等，并设定了不同发展时间表
美国	到2035年，通过向可再生能源过渡实现无碳发电；2050 年，实现“碳中和”	在交通领域的清洁能源汽车和电动汽车计划、城市零碳交通、“第二次铁路革命"等；在建筑领域，建筑节能升级、推动新建筑零碳排放等；在电力领域，引入电厂碳捕获改造，发展新能源等；加大清洁能源创新，成立机构大力推动包括储能、绿氢、核能、CCS等前沿技术研发，努力降低低碳成本
欧盟	到2030年时温室气体排放要比 1990 年减少至少 55%， 2050年实现“碳中和”	通过利用清洁能源、发展循环经济、抑制气候变化、恢复生物多样性、减少污染等措施提高资源利用效率，实现经济可持续发展；产业政策发展重点聚焦在清洁能源、循环经济、数字科技等方面，政策措施覆盖工业、农业、交通、能源等几乎所有经济领域

资料来源：陈海生等《储能在碳达峰碳中和目标下的战略地位和作用》，西部证券研发中心

国内外风电光伏装机量快速提升，有望在未来能源结构中占据重要地位。现阶段，具备规模化开发的可再生清洁能源主要有水能、风能和太阳能，其中风能，光伏发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2021年我国风电和光伏发电占总发电量的比重分别达到7.8%和 3.9%，风光发电量占总发电量比重首次超过10%。我们预计，2025 年中国与全球的光伏装机量将达到 155/600GW，风电装机量将达到 118/188GW。根据 BCG 的预计，至 2030年我国能源装机中风电光伏的占比将接近一半，此后将在我国能源装机结构中占据愈发重要地位。

表 2：2020-2025E 中国与全球风电、光伏装机量（单位：GW）

	2020	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
国内光伏新增装机容量（GW)	48.2	54.9	90	110	130	155
YoY	60%	14%	64%	22%	18%	19%
全球光伏新增装机容量（GW)	134	155	240	350	460	600
YoY	17%	16%	55%	46%	31%	30%
国内风电新增装机容量（GW)	57	47	50	77	97	118
YoY	111%	-18%	6%	54%	26%	22%
全球风电新增装机容量（GW)	93	86	96	130	158	188
YoY	54%	-8%	12%	35%	22%	19%

资料来源：CPIA，CWEA，西部证券研发中心预测

图 1：2030-2050年中国新能装机结构预测（单位：GW）

资料来源：BCG，西部证券研发中心

光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，风电出力日内波动幅度最高可达 80%，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显，光伏日内波动幅度 100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0，此外光伏易受天气影响，天气阴晴对光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。正是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。

图 2：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比

资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心

图 3：典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比

资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心

图 4：阴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化

资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心

图 5：晴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化

资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心

储能是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要支撑技术。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性问题。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将成为其关键支撑技术。储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，助力早日实现“双碳”目标。

图 6：储能在“碳达峰、碳中和”目标下的战略地位

资料来源：陈海生等《储能在碳达峰碳中和目标下的战略地位和作用》，西部证券研发中心

1.2 储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显

储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布上看，根据 CNESA，2022 年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大，达到 512.8MW，占据新型储能一半以上的市场份额，而网侧项目中有 60%以上的份额是来自独立储能。

图 7：储能在电力系统源、网、荷端的应用场景及装机比例

资料来源：CNESA，PowerLab，电规总院，西部证券研发中心

1.2.1 发电侧：新能源并网与电力调峰的重要保障

储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项目也更容易获取新能源建设并网的指标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。

表 3：储能在发电侧的应用场景

应用场景	详细
可再生能源并网	通过在风电、光伏电站配置储能的方式，基于电站出力预测和储能充放电调度，在负荷低时，储能系统可储存暂时无法消纳的弃风
	弃光电量，之后转移至其他时段再进行并网，进而保障可再生能源电力的消纳，提升风电、光伏项目的经济效益，也使风电、光伏
	等可再生能源对电网更加友好。
电力调峰	在电力系统的实际运行过程中，电力负荷在一天内是不均匀的，用电负荷有高峰、低谷之分。储能系统可作为电源输出功率或作为
电力调峰	负荷吸收功率，实现用电负荷的削峰填谷，即在用电负荷低谷时发电厂对储能电池充电，在用电负荷高峰时将存储的电量释放，以
	帮助实现电力生产和电力消费之间的平衡。
辅助动态运行	动态运行是指为了实现负荷和发电之间的实时平衡，火电机组需要根据电网调度的要求调整输出。一般来说，火电机组都设计成满
	发时为经济运行状态，机组的热效率最高。辅助动态运行主要是以储能系统和传统火电机组联合运行的方式，按照调度的要求调整
	输出的大小，尽可能让火电机组工作在接近经济运行的状态下，提高火电机组的运行效率。储能和传统火电机组的联合运行可避免
	动态运行对火电机组寿命的损害，减少火电机组设备维护和更换的费用，进而延缓或减少发电侧对于新建发电机组的需求。
系统调频	电力系统频率并不能时刻保持在基准状态，发电机功率和负荷功率的变化将引起电力系统频率的变化，电力系统频率是电能质量的
	主要指标。储能系统与发电机组联合参与电网二次调频是目前已商业化应用的储能运营模式。同火电机组相比，储能系统的控制精
	度、响应速度等指标均远远高于火电机组。储能可高速响应从而从根本上改变火电机组的AGC能力，避免调节反向、调节偏差以
	及调节延迟等问题，获得更多的AGC补偿收益。

资料来源：PowerLab，西部证券研发中心
注：调频主要有一次调频和二次调频两种方式，一次调频是系统频率偏离标准值时，利用发电机组调速器作用，按照系统固有的负荷频率特性，调节发电机组出力的方式；二次调频是指移动发电机组的频率特性曲线，即改变发电机组调速系统的运行点，增加或减少机组有功功率，从而调整系统的频率。

图 8：储能促进光伏发电消纳的示意图

资料来源：于童&张萍《基于全寿命周期理论的储能降低光伏电站弃光率的经济性分析》，西部证券研发中心

图 9：典型日内小时负荷特性图

资料来源：文贤馗等《大容量电力储能调峰调频性能综述》，西部证券研发中心

1.2.2 电网侧：构建新型电力系统的重要支撑

促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。根据电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主。结合电力系统需求，电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局性功能，但是目前仍缺乏明确定位。

表 4：2022 年全国电网侧新型储能项目布局与功能定位

布局	省份	规模 (万千瓦/万千瓦时)	功能定位
全国电网侧新型储能项目布局情况 <100MW 100MW-300MW >300MW	山东	30.2/60.5	促进新能源消纳为主，兼顾支撑电力保供
	江苏	22.7/42.2
	湖南	17/34
	青海	8/16
	河南	10/12.5
	浙江	5.8/14.6
	广东	3.5/7.2
福建	3.4/10.2

资料来源：电规总院，西部证券研发中心

电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四类应用场景，“十四五”全国电网侧新型储能总需求规模约 5500 万千瓦，时长2\~4 小时。应用场景以支撑电力保供、提升地区电力系统调节能力为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。

表 5：“十四五”期间我国电网侧储能需求

	需求量（GW)	占比	储能时长 (h)	需求量（GWh)
支撑电力保供	24.8	45%	2-4	49.5-99
提升系统调节能力	18.7	34%	2-4	37.4-74.8
支撑高比例新能源外送	9.9	18%	4	39.6
替代输配电工程投资	1.7	3%	4	6.6
合计	55	100%	2-4	133.1-220

资料来源：电规总院，西部证券研发中心

表 6：电网侧新型储能主要应用场景

应用场景详细图示主要通过电量转移发挥顶峰供电作用，需结合各地区电力缺口类型、负荷特性、电源结构等因地制宜分析需求。对于部支撑电力保供分存在长时间电力电量缺口地区，储能难以发挥支撑保供作用。电网侧新型储能建设周期短、布局灵活，可及时缓解2023年、2024年电力供应保障压力。
	电源类型	容量规模（GW)
	新能源	10-13
	煤电	4
	新型储能	1.5-2
应用场景	详细	图示
		电网末端、偏远地区	变电站布点扩容困难的中心城区
	替代输配电工在某些特定场景下，建设电网侧新型储能可有效缓解输电阻	典型场景
程投资	塞，提升电网末端供电能力，替代输变电设施投资升级。	临时性、季节性负荷过载地区

资料来源：电规总院，西部证券研发中心

1.2.3 用户侧：提升电力自发自用水平与峰谷价差套利

储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。

表 7：储能在用户侧的应用场景

应用场景	详细
提升电力自发自用水平	分布式能源+储能应用这一场景得以推广的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平可延缓和降低电价上涨带来的风险，以及规避因电力供应短缺而带来的损失。在分布式光伏系统的基础上配置储能，家庭和工商业用户可提升电力自发自用水平，直至实
峰谷价差套利	现白天和夜间的电力需求都由自家光伏系统满足，降低用电成本。
	峰谷价差是影响用户侧储能经济性的关键要素。在实施峰谷电价的电力市场中，工商业用户通过低电价时给储能系统充电，高电价
	时储能系统放电的方式，将高峰时间的用电量平移至低谷时段，实现峰谷电价差套利。自2021年下半年以来，全国已有河南、江
	西、浙江、河北、山西、广东、山东等超过20个省市调整分时电价政策，要求适度拉大峰谷电价差水平。目前已有多省市的峰谷
容量费用管理	价差达到0.7元/度的储能盈利线。
	国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，即工商业用户的电费包括容量电价（基本电价）与电度电价两个部分。容量电价
	按照电力用户的变压器容量（kV·A）以及最大需量（kW）进行计算，为每个月固定的费用，电度电价则根据用户的实际用电量进
	行计算。工商业用户可以利用储能系统在用户的用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使
提高电能质量	电信、精密电子、数据中心等的行业用户对电能质量要求较高。负荷端的储能能够在短期故障的情况下，保持电能质量，减少电压

	波动、频率波动、功率因数、谐波以及秒级到分钟级的负荷扰动等因素对电能质量的影响。通过储能提高电能质量获得的收益，主
	要跟电能质量不合格事件的次数以及低质量的电力服务给用户造成的损失程度有关。

资料来源：PowerLab，西部证券研发中心

表 8：2022 年 11 月电网代理购电最大峰谷价差表（单位：元/kWh）

序号	省市	尖峰电价1 （元/kWh）	高峰电价2 （元/kWh)	平段电价3 （元/kWh）	低谷电价4 最大峰谷价（1-4）
序号	省市	尖峰电价1 （元/kWh）	高峰电价2 （元/kWh)	平段电价3 （元/kWh）	（元/kWh)	（元/kWh）	峰平价差 (2-3) （元/kWh）
1	广东省 (珠三角五市)	1.5628	1.2558	0.7501	0.3022	1.26	0.51
2	海南省	1.3866	1.3866	0.8267	0.3468	1.04	0.48
3	湖北省	1.3794	1.1496	0.7864	0.4010	0.98	0.7486
4	吉林省	1.3721	1.1510	0.7823	0.4137	0.96	0.37
5	浙江省	1.3717	1.0190	0.7838	0.4154	0.96	0.6
6	黑龙江省	1.3422	1.1227	0.7567	0.3908	0.95	0.37
序号	省市	尖峰电价1	高峰电价2	平段电价3		低谷电价4最大峰谷价（1-4）峰平价差（2-3)
7	湖南省	1.2790	1.2790	0.8167	0.3545	0.92	0.46
8	重庆市	1.2481	1.2481	0.7979	0.3328	0.92	0.47
9	辽宁省	1.2509	1.0075	0.6829	0.3584	0.89	0.32
10	广西壮族自治区	1.2864	1.0806	0.7377	0.3948	0.89	0.34
11	安徽省	1.1525	1.1525	0.6891	0.3052	0.85	0.46
12	江苏省	1.1598	1.1598	0.6937	0.3134	0.85	0.38
13	山东省	1.1579	0.9839	0.6938	0.4038	0.75	0.29
14	天津市	1.1011	1.1011	0.7602	0.3920	0.71	0.34
15	河南省	1.0537	1.0537	0.6816	0.3533	0.7	0.37
16	新疆	0.8541	0.7129	0.4348	0.1567	0.7	0.28
17	内蒙古自治区 (蒙东)	1.0233	1.0233	0.6897	0.3561	0.67	0.33
18	福建省 (福州、厦门、莆田)	1.0052	1.0052	0.6794	0.3535	0.65	0.33
19	贵州省 (两部制电度电价)	0.9586	0.9586	0.6475	0.3364	0.62	0.31
20	陕西省	0.9664	0.9664	0.6597	0.3530	0.61	0.31
21	北京市(郊区）	1.1348	1.1348	0.8287	0.5490	0.59	0.31
22	冀北	0.9311	0.7995	0.5801	0.3607	0.57	0.22
23	河北省 (南网)	0.9752	0.8441	0.6255	0.4069	0.57	0.22
24	山西省	0.8717	0.8717	0.5787	0.3101	0.56	0.29
25	北京市（城区）	1.1187	1.1187	0.8278	0.5692	0.55	0.29
26	青海省	0.8365	0.7007	0.5002	0.2998	0.54	0.2
27	上海市	0.9574	0.9574	0.8314	0.4434	0.51	0.13
28	宁夏回族自治区	0.7557	0.7557	0.5109	0.2661	0.49	0.24
29	江西省	0.8883	0.8883	0.6895	0.4907	0.4	0.2
30	甘肃省	0.8372	0.8372	0.6619	0.5160	0.32	0.18
31	内蒙古自治区 (蒙西)	0.6559	0.6559	0.4950	0.4247	0.23	0.16

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 10：降低容量电价模式示意图

资料来源：黎淑娟等《储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术》，西部证券研发中心

二、储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰

2.1 国内外装机量快速提升，需求空间广阔

储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自 2017 年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021 年 7 月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至 2025 年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于 3:1。2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。

表 9：国内重要储能政策梳理

时间	政策名称	发布机构	主要内容
2017.9	《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》	国家能源局	明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。
2019.7	《2019-2020 年储能行动计划》	国家能源局、国家发改委等	涵盖电化学、抽水储能、物理储能、新能源汽车动力电池储能等多项技术规划和应用场景。
2021.3	《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》	国家发改委	优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网
2021.7	《关于加快推动新型储能发展的指导意国家发改委、		荷储一体化”等具体模式。 2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。2030 年，新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
	见》《关于进一步完善分时电价机制的通	国家能源局国家发改委	合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。分时电价机制执行范围扩大到工商业电力
2021.7	知》《关于鼓励可再生能源发电企业自建或国家发改委、		用户 (个别有专门规定的除外)。明确了在电网企业承担消纳主体责任的基础上，企业自建或购买调峰能力增加并网
2021.8	购买调峰能力增加并网规模的通知》《电力系统辅助服务管理办法（征求意	国家能源局	规模的具体方式。将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，提出了按照“谁提供，谁获利；谁受益，
2021.12	见稿）》《关于加快推进电力现货市场建设工作国家发改委、	国家发改委	谁分担”的原则。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以
	的通知》	国家能源局	及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具有大规模商业化应用条件，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标
	2022.3《“十四五”新型储能发展实施方案》	国家能源局	准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟；到2030年，新型储能全面市场化发展。
2022.4	《完善储能成本补偿机制助力构建以新能源为主体的新型电力系统》	国家发改委	为目前储能成本补偿相关工作提出具体方向,提出研究确立各类储能在构建新型电力系统中的功能定位和作用价值、加快制定成本疏导机制及强化经济性比较研究。
2022.5	《“十四五”可再生能源发展规划》	国家发改委、	明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、电
			国家能源局等网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类节服务。
	场和调度运用的通知》	国家能源局等	力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技优势提供辅助服务，优化储能调度运行机制等。
2022.7	征求国家标准《电力储能用锂离子电池》意见	中电联	在电池能量效率方面要求，从2018 年的不应小于90%、提升到不应小于93%。
2022.7	《抽水蓄能中长期发展规划 (2021-2035年）》	国家能源局	2030 年抽水蓄能投产总规模1.2亿千瓦左右；规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.2亿千瓦；并储备了247个项目，总装机容量约3.1亿千瓦。研发压缩空气储能、飞轮储能、液态和固态锂离子电池储能、钠离子电池储能、液
2022.8	《科技支撑碳达峰碳中和实施方案 (2022-2030年)》	国家发改委、科技部等	流电池储能等高效储能技术;研发梯级电站大型储能等新型储能应用技术以及相关储能安全技术。
2022.10	《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》	国家能源局	加快完善新型储能技术标准，根据新能源发电并网配置和源网荷储一体化需要，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。

资料来源：国家能源局、国家发改委、科技部、中电联等，西部证券研发中心

近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据 CNESA，全球 2021 年新增装机量为 18.3GW，同比增长181.30%，截至2021 年底全球已投运储能项目的累计装机量达 209.4GW，同比增长 9.58%。中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国 2021年新增装机量为7.7GW，同比增长 140.63%，截至 2021 年底中国的累计装机量达到 43.3GW，同比增长 21.63%。2022 年前三季度我国新增储能装机 7.0GW，截至 2022年 9 月底中国已投运电力储能项目累计装机规模 50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%，我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。

图 11：2016-2021年全球储能累计装机规模及增速（单位：GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 12：2016-2022Q3中国储能累计装机规模及增速（单位：GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 13：2016-2021年全球储能新增装机规模及增速（单位：GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 14：2016-2021 年及 2022Q1-Q3 中国储能新增装机规模及增速（单位：GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在新型储能中占比最高。全球范围内，截至 2021年底，抽水储能占比 86.2%，同比下降 4.1%，但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至 13.9%，其中绝大部分为锂离子电池。国内方面，截至2022 年9 月，抽水蓄能累计装机占比持续走低之后，开始有所回升，比去年底上升了 0.2 个百分点，仍居主导地位。2022年前三季度新型储能（含熔融盐储能）新增装机 933.8MW/1911.0MWh，累计装机规模 7.24GW，锂电池装机仍占据最大比重。此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到0.30%。

图 15：2021年全球储能累计装机各类型占比

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 16：2022Q3中国储能累计装机各类型占比

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 17：2018-2021年全球各类新型储能累计装机规模（单位 GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 18：2018-2022Q3中国各类新型储能累计装机规模（单位 GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

2021 年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据 CNESA 的数据，
2021年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比 34%、22%、
24%，美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的 80%。

图 19：2021年全球新增电化学储能占比

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

22 年我国储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。2022 年以来我国储能市场招投标活跃，市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2022 年 10 月国内储能中标量达到 14.65GWh，环比增长 355.5%，2022 年前 10 月我国储能中标量达到 32.2GWh，充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。

图 20：2022 年国内储能中标量（单位：GWh）

资料来源：储能与电力市场，西部证券研发中心

新能源配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021 年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至 2022 年 11 月，全国已有近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在 10%-15%，主流的储能时长为 2 小时。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升，长时储能领域有望受益。

表 10：部分省市新能源配置储能政策

时间	省份	政策文件	储能配置比例	储能时长(h)
2022/11/4	河北	河北省发改委《关于做好 2022年风电、光伏发电项目申报工作的通知》	10%-15%	2
2022/8/9	湖南衡山县	《衡山县营洲镇风电场项目投资开发主体避选公告》	风电15%	2
2022/7/15	江苏昆山	《关于加快推进分布式光伏发电项目开发建设的工作意见的通知》	2MW 及以上分布式光伏配储不低于8%
2022/7/8	广东筆庆	《肇庆市促进光伏项目发展若干措施》(征求意见稿)	10%
2022/5/20	浙江诸暨	《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》	10%
2022/5/13	辽宁	《辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案》公开征求意见建议的公告	15%	3
2022/5/1	江苏苏州	《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)》	2MW 以上光伏8%
2022/4/11	海南澄迈	《关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知》	25%	2
2022/4/1	甘肃嘉峪关	嘉峪关市“十四五"第一批光伏发电项目竞争性配置公告	20%	2
2022/3/29	安徽	《关于征求2022年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函》	5%	2
2022/3/29	福建	关于组织开展2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知	试点项目10%，其他 15%	2~4
2022/3/22	内蒙古	《关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施	光伏15%	4
2022/1/28	广西梧州	《关于规范我市风电光伏新能源产业发展》	10%
2022/1/13	宁夏	自治区发展改革委关于征求《2022年光伏发电项目竞争性配養方案》意见的函	10%	2
2022/1/11	上海	《上海市发展改革委关于公布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知》	20%	4
2022/1/5	海南	《海南省发展和改革委员会关于开展2022年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》	10%

资料来源：各省市发改委、能源局等，西部证券研发中心

大型光伏电站配储为 23年行业需求重要拉动力，预计25年我国储能需求 86.9GW/274.4GWh，21-25 年 CAGR 为 91%/116%，全球需求 222.7GW/656.6GWh，22-25年 CAGR 为 89%/110%。我们预计 23 年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计 2023 年我国储能需求为 31.3GW/74.8GWh，同比+116%/+146%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至 2025 年我国储能总需求将达到 86.9GW/274.4GWh，21-25 年 CAGR 为 91%/116%。全球来看，预计 2025 年全球储能需求 222.7GW/656.6GWh，22-25 年 CAGR 为 89%/110%。

表 11：2019-2025 年国内储能需求测算

	2019	2020	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
集中式光伏新增(GW)	18	33	26	36	55	62	71
新增集中式光伏储能配比	2.0%	4.0%	10.0%	16.0%	22.0%	28.0%	36.0%
新增集中式光伏配储需求 (GW)	0.4	1.3	2.6	5.8	12.1	17.5	25.7
存量集中式光伏配储需求(GW)					1.0	3.0	7.4
光伏大储需求合计 (GW)	0.4	1.3	2.6	6.8	15.1	24.9	39.3
储能时长 (h)	1.6	1.7	1.9	2.1	2.4	2.8	3.2
光伏大储能需求(GWh)	0.6	2.2	4.9	14.3	36.3	69.7	125.9

2022 年 12 月 01 日

行业深度研究 | 电力设备

	2019	2020	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
分布式光伏新增（GW)	12	15	29	54	55	68	84
新增分布式光伏储能配比	0.6%	0.8%	0.8%	1.0%	1.5%	2.7%	3.5%
新增分布式光伏配储需求 (GW)	0.1	0.1	0.2	0.5	0.8	1.8	2.9
存量分布式光伏配储需求 (GW)					0.4	1.1	2.0
分布式光伏配储需求合计 (GW)	0.1	0.1	0.2	1.0	1.9	3.9	6.3
储能时长 (h)	1.7	1.8	1.9	2	2.2	2.4	2.6
分布式光伏配储需求合计(GWh)	0.1	0.2	0.4	2.0	4.2	9.3	16.4
风电新增装机（GW)	27	57
新增风电储能配比	2%	3%	47 8%	50 13%	77 18%	97	118
新增风电配储需求 (GW)	0.5	1.7	3.8	6.5	13.9	25%	34%
存量风电配储需求(GW)				0.2		24.3	40.1
风电大储需求合计（GW)	0.5	1.7	3.8		0.4	0.8	1.2
储能时长 (h)	1.6	1.7	1.9	6.7 2.1	14.3	25.1	41.3
风电大储能需求(GWh)	0.9	2.9	7.1	14.1	2.4 34.3	2.8 70.3	3.2 132.1
需求合计 (GW)
同比	1.0	3.1	6.6	14.5	31.3	53.8	86.9
需求合计（GWh)	1.6	224%	109%	121%	116%	72%	61%
同比		5.4 244%	12.5 133%	30.4 143%	74.8 146%	149.2 99%	274.4 84%

资料来源：CPIA，CWEA，西部证券研发中心测算

表 12：2019-2025 年全球储能需求测算

	2019	2020	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
集中式光伏新增（GW)	71	82	93	130	207	267	342
新增集中式光伏储能配比	2.0%	4.0%	10.0%	15.0%	20.0%	24.0%	27.0%
新增集中式光伏配储需求 (GW)	1.4	3.3	9.3	19.4	41.3	64.0	92.3
存量集中式光伏配储需求 (GW)					1.2	5.6	13.7
光伏大储需求合计 (GW)	1.4	3.3	9.3	20.6	46.9	77.8	117.7
储能时长 (h)	1.6	1.7	1.9	2.2	2.4	2.7	3.0
光伏大储能需求(GWh)	2.3	5.6	17.7	45.4	112.6	210.0	353.0

分布式光伏新增（GW)	44	52	62	110	144	193	258
新增分布式光伏储能配比	3.0%	3.2%	3.6%	9.0%	13.0%	16.0%	18.0%
新增分布式光伏配储需求 (GW)	1.3	1.7	2.2	9.9	18.7	30.9	46.4
存量分布式光伏配储需求(GW)					1.7	2.7	5.6
分布式光伏配储需求合计（GW)	1.3	1.7	2.2	11.6	21.4	36.5	57.2
储能时长 (h) 分布式光伏配储需求合计 (GWh)	1.8 2.4	1.9	2	2.2	2.4	2.6	2.8
		3.1	4.5	25.5	51.4	94.9	160.3
风电新增装机（GW)	60	93	86	96	130	158	188
新增风电储能配比	2.0%	3.0%	7.0%	13.0%	18.0%	22.0%	25.0%
新增风电配储需求 (GW)	1.2	2.8	6.0	12.5	23.4	34.8	47.0
存量风电配储需求（GW)				0.2	0.4	0.6	0.8
风电大储需求合计 (GW)	1.2	2.8	6.0	12.7	23.8	35.4	47.8
储能时长 (h)	1.6	1.7	1.9	2.2	2.4	2.7	3
风电大储能需求(GWh)	1.9	4.7	11.4	27.9	57.2	95	143
需求合计（GW)	3.9	7.7	17.6	44.9	92.1	149.6	222.7
同比		96%	127%	156%	105%	62%	49%
需求合计（GWh)	6.6	13.5	33.6	98.8	221.1	400.3	656.6
同比		105%	149%	194%	124%	81%	64%

资料来源：CPIA，GWEC，西部证券研发中心测算

2.2 独立共享储能模式有望提升储能盈利能力

2.2.1 独立共享储能相较新能源分散配储优势显著

新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与现货市场盈利等弊端。

1）根据今年 11 月中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储系数仅为 6.1%，低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。

2）分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用，项目缺乏经济性。

3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。根据中电联，2022年 1-8 月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。

4）最后，还因为新能源储能装机容量小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高，难以参与现货市场盈利，盈利模式难以拓展。

图 21：2022年我国各应用场景下储能的等效利用系数

资料来源：中电联，西部证券研发中心

独立共享储能有效提高储能利用率、储能项目收益率以及市场对储能电站投资积极性。独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性。

图 22：独立共享储能结构

资料来源：张国强等《集中式共享储能商业模式与政策分析》，西部证券研发中心

图 23：新能源分散配储与独立共享储能电站对比

资料来源：中电联，裴善鹏等《电力现货市场背景下的山东新能源储能应用模式研究》，张国强等《集中式共享储能商业模式与政策分析》，西部证券研发中心

2.2.2 独立共享储能政策定位明晰，发展提速

早期电网侧储能试图通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止。在早些时候，电网侧储能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，2019 年出台的《输配电定价成本监审办法》，以及2020 年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本，此后该模式终止。

独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。2022 年 3 月，南方能源监管局就新版两个细则公开征求意见，文件对独立储能进行了重新定义，独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。6 月7 日《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》官方明确独立储能定义；解决独立储能电价问题，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。2022 年以来，国内多个省份发布了独立共享储能参与电力市场的相关政策措施。

表 13：国内独立共享储能相关政策梳理

发布日期	发布单位	政策名称	政策要点
2021年7月15日	国家发展改革委、国家《	《关于加快推动新型储能发展的指导意见》	建立电网侧独立储能电站容量电价机制；研究探索将电网替代性储能
	能源局		设施成本收益纳入输配电价机制 2022年1月29日国家发展改革委、国家《"十四五”新型储能发展实施方探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式
	能源局	案》《关于征求新型储能建设方案(征	配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用以新能源电源侧配置新型储能为发展重点，以“大规模集中式共享储
2021年6月25日陕西省能源局		求意见稿)意见的函》	能”为主要发展模式
2021年7月14日	宁夏回族自治区发展改革委	《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》	鼓励优先在新能源富集、电网送出断面受限地区，建设电网区域性共享储能设施，创造共享储能电站盈利模式
2021年9月14日山东省人民政府		《山东省能源发展“十四五"规划》	支持建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏项目优先租赁共享储能设施
2021年10月13 日	湖南省发展改革委	《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》	积极推动电网侧储能合理化布局，以建设大规模集中式共享储能为主
2021年11月9日	浙江省发展改革委、浙江能源局	《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》	支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务
2021年12月31	内蒙古自治区人民政	《关于加快推动新型储能发展的	积极支持各类主体开展独立共享储能应用示范。独立共享式新型储能
日	府办公厅	实施意见》	电站应集中建设，电站功率原则上不低于5万千瓦，时长不低于4h 开展储能项目示范，推动储能技术宽范围、多场景应用，支持建设集
2022年1月27日天津市发展改革委		《天津市电力发展“十四五"规划》	中式共享储能，鼓励储能设施参与调峰调频等辅助服务
2022年2月21日	青海省人民政府办公厅	《青海省“十四五"能源发展规划》	依托青海盐湖资源优势，积极推广“新能源+储能”模式，开展压缩空气、飞轮等储能试点，探索建立共享储能运行模式
2022年4月3日	广西壮族自治区发展改革委	《广西壮族自治区加快推进既有陆上风电、光伏发电项目及配套设施建设方案》	鼓励电网企业及有实力的新能源投资企业在系统需要的区域建设集中共享储能设施
	2022年4月10日河北省发展改革委	规划》	《河北省“十四五”新型储能发展探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用十四五期间建设发电侧、变电侧、用户侧及独立调频储能项目 200
2022年4月30日	广东省人民政府办公厅		《广东省能源发展“十四五"规划》万千瓦以上，力争到 2025年电力需求侧响应能力达到最高负荷的5% 左右。
2022年6月9日	山西省能监办	《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则(试行)》	在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易主体
2022年6月14日	国家能源局华中监管局	《湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿)》	独立储能、联合储能可为市场提供调频辅助服务
2022年6月15日	重庆市人民政府办公厅	（2021—2025年）》	《重庆市能源发展“十四五”规划推进电力辅助服务市场化，推动储能、调峰作为独立主体参与电力辅助服务市场鼓励新型储能参与电力市场，健全完善电力辅助服务市场，探索建立
2022年7月4日	新疆自治区发展改革委等5部门	《关于建立新能源开发管理工作机制的通知》	电网侧独立储能电站容量电价、电源侧电力辅助服务补偿、需求侧响应补偿等新型储能价格机制
2022年8月18日安徽省能源局		《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》	鼓励有配置储能需求的新能源发电企业就地就近、长期租赁共享独立储能电站
2022年8月21日河南省发改委		方案》	《河南省“十四五”新型储能实施开展独立储能试点示范。独立储能可作为独立的市场主体参与电力市场，鼓励配建储能转为独立储能参与市场
2022年9月20日甘肃能源监管办		《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》(征求意见稿)	独立共享储能设施可全容量参与调频市场交易，在与新能源企业签订租赁容量后，其储能设施剩余容量在满足与租赁容量独立运行条件下，
2022年11月7日青海省能源局			可参与调峰容量市场交易

发布日期	发布单位	政策名称政策要点
交易

资料来源：国家发改委、国家能源局、各省市发改委、能源局等，西部证券研发中心

独立储能规划建设提速，在各类型储能项目中的占比不断提升。根据中关村储能产业技术联盟的数据统计，2021全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了 17GW/34GWh。进入 2022 年上半年，独立储能电站规划和开发提速。根据储能与电力系统统计，2022年上半年并网投运的独立储能电站共2座（国能江西余干旭坞储能电站、大连液流储能项目），启动施工建设的项目共 17 个，规模 1.67GW/3.34GWh，进入/完成 EPC 和储能设备招标的项目共 64 个，规模 7.42GW/14.76GWh。中标量来看，2022 年 10 月独立储能中标量 3.37GWh，环比提升 81.5%。22 年 1-10 月独立储能与新能源配储中标量分别达到 12.25/6.45GWh，占中标量的比重分别为 64%/34%（不含集采），独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。

表 14：目前投运的典型独立共享储能电站

项目名称	建设地	储能容量
鲁能海西多能互补集成优化国家示范项目储能电站	青海省海西州格尔木市	50MW/100MWh
福建晋江100MWh 级储能电站	福建省泉州福建省晋江市安海镇	30MW/108.8MWh
城步儒林 100MW/200MWh 储能示范项目	湖南邵阳城步苗族自治县儒林镇	100MW/200MWh
国家电投海阳100MW/200MWh 储能电站	山东省烟台市海阳市	101MW/202MWh
山东华电滕州100MW/200MWh 电化学储能项目	山东省枣庄市滕州市	101MW/202MWh
华能济南黄台发电有限公司100MW/200MWh储能电站项目	山东省济南市历城区	100MW/200MWh
三峡新能源庆云储能电站示范项目	山东省德州市庆云县	100MW/200MWh
百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目	河北省张家口张北县	100MW/400MWh"
国家能源集团江西公司余干旭坞48兆瓦/48兆瓦时磷酸铁锂储能电站	江西省上饶市余干县	48MW/48MWh
大连恒流储能电站一期 (全钒液流电池)	辽宁省大连市	100MW/400MWh

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

图 24：：2022年 1-10月国内各类储能中标量（不含集采，单位：MWh）

资料来源：储能与电力系统，西部证券研发中心

2.2.3 各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升

“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh），宁夏为优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证600次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省 AGC 调频的总补偿费用大致是4 亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。未来若更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两种：①新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，②新能源容量租赁+现货市场价差。除此外各个省还有其他相关收益。

图 25：我国独立共享储能电站收入模型

资料来源：国家发改委、国家能源局、各省市发改委、能源局等，西部证券研发中心

表 15：国内外各类储能模式收益来源汇总

储能类型收益来源		国内国外
新能源配储能	收益来源	新能源指标+弃电上网+考核减少收益	美国：ITC补贴（抵扣26%的投资成本）+PPA/峰谷价差套利+辅助服务欧洲：PPA+辅助服务
用户侧储能	收益来源	峰谷价差+补贴 (部分市的需求响应补贴或安装补贴)	美国:ITC税收抵免(抵扣26%的投资成本)+补贴(如加州 SGIP)+用户电费节约澳大利亚：州级补贴/低息贷款+用户光储自发自用电费节约（在南澳等州可叠加虚拟电厂补贴)欧洲：补贴（如德国）+用户光储自发自用电费节约+聚合参与辅助服务/容量市场
独立储能	主体地位	新版两个细则：明确了储能的独立主体;浙江：储能作为“双向发电单位”参与市场	英国：定义成发电资产的一个子类澳大利亚：引入一个新的市场主体注册类别，即综合资源供应商(IRP)
储能类型收益来源			国外
	收益来源	国内山东(针对示范项目)：新能源容量租赁+现货市场节点电价差 +容量补偿浙江(针对示范项目)：现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入新疆：赠送新能源指标+充电补偿收益 (0.55元/kWh) 湖南：新能源容量租赁+辅助服务市场收入宁夏：优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证600次）+ 新能源容量租赁	美国：10年容量充裕度协议+辅助服务+能量市场套利英国：15年容量市场合同+辅助服务收益+能量市场套利，收益来源10余种澳大利亚：负电价充电收益+调频收益（8个细分品种）+能量市场套利
	充放电价 &过网费	山西：一次调频收益全国：向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加	英国：只收发电时的过网费欧洲：单向收费

资料来源：国家发改委、国家能源局、各省市发改委、能源局等，CNESA，，西部证券研发中心

1）新能源容量租赁

容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据国家发改委发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，确定了新能源场站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致在 300 元/kw·年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于 100MW/200MWh 的储能电站，按 80%容量完成租赁，租赁标准 300 元/kW·年测算，全年容量租赁约2400万元。

出租容量的实际使用权：部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。与之相异的是，甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。即甘肃省的储能电站只能在出租容量与参与辅助服务之间二选一，而不能同时享有二者收益。

图 26：不同省份独立储能关于容量租赁的政策差异

资料来源：山东省发改委，山东省能源局，甘肃能监办，西部证券研发中心

2）调峰辅助服务补偿

调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。储能调峰交易是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省一个100MW/200MWh储能电站为例，独立储能电站调峰补偿 0.2 元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元。

表 16：部分省份独立储能参与调峰辅助服务补偿估算

省份	调峰辅助服务补偿估算
山东	2021年示范项目时期，独立储能电站调峰补偿0.2元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元。
青海	独立储能电站调峰补偿0.5元/kWh，无明文规定调用时长，预估500小时每年，全年可获得补偿2500 万元。
湖南	社会投资的储能电站，参与调峰市场竞价，预计补偿价0.2元/kWh，预估1000小时每年，全年可获得补偿 2000万元。
甘肃	补偿标准上限为300元/MW·日，如一个100MW/200WMh 的储能电站，全年运行330天，完全提供调峰容量服务，可获得年补偿量为：100MW×300元/MW·日×2小时×330天=1980万元

资料来源：储能与电力系统，西部证券研发中心

3）电力现货市场

在电力现货市场中，储能电站作为独立市场主体可赚取发电侧峰谷电价差。储能电站作为独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测出力，判断日前市场电价走势，申报运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。现有辅助服务和未来现货市场下山东储能政策对比见下表。

表 17：辅助服务和现货市场对比

项目	辅助服务	现货市场	异同
租赁费用	租赁给新能源作为并网条件	租赁给新能源作为并网条件	相同
调峰费用	深度调峰 200元/(MW-h)	赚取发电侧峰谷电价差	相异
电价政策	通常为充放相抵原则	节点电价原则	相异
优先发电	调峰奖励优先发电量计划	调峰奖励基数电量	相同

资料来源：裴善鹏等《电力现货市场背景下的山东新能源储能应用模式研究》，西部证券研发中心

当前现货市场价差套利机制逐渐完善。进入 2022 年，日现货价差超过 1 元/kWh 时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。但作为充放电时长2小时及以上的储能系统来说，更应考虑的是平均可获得的充放电电价差。以山东为例，平均两小时最高电价约 0.7元/kWh 左右，平均最低电价是约 0.1元/kWh左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价（0.0991元/kWh），以及现货交易规则下的一些附加成本（约0.02元/kWh），一个 2 小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为 0.5 元/kWh 左右。以85%的循环效率，全年运行 330 天，每天一次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为 2481 万元。此外，作为只申报充放电曲线，不申报充放电价格，优先调度的独立储能电站来说，如果做不到对实时电价100%准确预测，那么这一收益水平可能会打折扣。全年2000 万左右现货市场价差收益是比较合理的推测。

表 18：山东省独立储能参与电力现货市场交易收益分析

项目	详细
参数	容量100MW/200WMh，85%的循环效率，全年运行330天，每天一次充放电循环；平均两小时最高电价=0.7元/kWh，平均最低电价是约0.1元/kWh，储能充电时需要承担的容量电价=0.0991元/kWh，现货交易规则下的一些附加成本=0.02元/kWh
成本	容量天数单日充电次数*（充电电价+容量电价+其他附加成本）=1446万元
收入	容量天数单日放电次数放电电价循环效率=3927万元
收益	收入-成本=2481万元

资料来源：储能与电力系统，西部证券研发中心

4）容量补偿

独立共享储能市场化容量补偿机制有望逐渐出台。11 月 25 日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》。各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。目前山东省已出台独立共享储能电站容量补偿机制。《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。根据《2022 年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知》，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行，即为火电的 1/12。

各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差异。根据7 月山东电力交易中心介绍，山东省一个100MW/200MWh的储能电站，目前可获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计 2000 多万元的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营（参考三峡能源庆云储能示范项目的运营经验，该电站全年收益水平达到6000万元以上时有一定的经济性）。而在湖南省，以华自科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量以全部出租，每年容量租赁收入即可达 4480万元，电力辅助服务假设调用费用为每次 400 元/MWh（含试点项目所获取的峰谷价差收益），年收益 2640万元，两项收入合计 7120 万元，项目已经有一定的盈利能力。

表 19：湖南省 100MW/200MWh 储能电站收益分析

		第1年	第2年	第3年	第4年	第5年	第6年	第7年	第8年	第9年	第10年
	单价（万元/MWh）	22.4	22.4	22.4	22.4	22.4	22.4	22.4	22.4	22.4	22.4
容量租赁收入	出租容量（MWh)	200	200	200	200	200	200	200	200	200	200
	容量租赁收入 (万元)	4480	4480	4480	4480	4480	4480	4480	4480	4480	4480
辅助服务	单价（元/MWh-次）	400	400	400	400	400	400	400	400	400	400
收入	容量（MWh）	200	200	200	200	200	200	200	200	200	200
	电池容量年衰减率	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%

	第1年	第2年	第3年	第4年	第5年	第6年	第7年	第8年		第9年第10年
实际可用容量（MWh)	200	196	192	188	184	181	177	174	170	167
单日充放电次数(次/日)	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
年调用天数(天)	330	330	330	330	330	330	330	330	330	330
辅助服务收入 (万元)	2640	2587	2535	2485	2435	2386	2339	2292	2246	2201
收入合计	7120	7067	7015	6965	6915	6866	6819	6772	6726	6681

资料来源：华自科技定增募集说明书，西部证券研发中心

表 20：山东省 100MW/200MWh 储能电站收益分析

收益点	每年收益	说明
容量租赁	600万元	目前，新能源储能容量租赁并不理想，按20%容量完成租赁，租赁标准300元/kW·年测算，全年容量租赁约600万元。
现货差价	1256万元	平均充电电价约为0.11元/kWh，平均放电电价约0.51元/kWh，考虑充电时容量电价以及附加的现货市场带来的费用影响，
现货差价	1256万元	按充放电效率86%，全年300次充放电操作测算。
容量补偿	600万元	暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行，即为火电的1/6。火电机组的容量补偿费用约360元/kW·年
容量补偿	600万元	左右，则储能电站的补偿标准为60元/kW·年
总计	2456万元

资料来源：山东电力交易中心，西部证券研发中心

三、技术路线多点开花，商业化进展持续推进

储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。特别地，根据不同储能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型（≥4 小时）、能量型（约 1\~2 小时）、功率型（≤30 分钟）和备用型（≥15 分钟）四类。根据储能时长要求的不同进行储能类型划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景中发挥独特的性能优势。

表 21：各类储能应用特点及发展阶段

类型	时长需求	应用场景	技术种类	发展阶段
容量性	≥4小时	削峰填谷、离网储能	冷、氢储能等。	容量型储能技术种类较多，包括抽水蓄能、储热蓄冷等已进入商业推广阶段；液流液流电池、钠离子电池、压缩空气、储热蓄电池、钠离子电池等已经进入到示范应用阶段
能量型	约1-2小时	独立储能电站、电网侧储能	磷酸铁锂电池为主	商业应用阶段
功率型	≤30分钟	源功率波动	率型电池	辅助 AGC调频、平滑间歇性电超导储能、飞轮储能、超级电容器和各类功超导储能、飞轮储能、超级电容处于初级研发阶段
备用型	≥15分钟	数据中心和通讯几站等备用电源场景	铅蓄电池、梯级利用电池	铅蓄电池进入商业应用、梯次利用处于示范应用阶段

资料来源：陈永翀《“十四五”新型储能技术创新发展趋势》，西部证券研发中心

3.1 抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟

3.1.1 基于上下水库实现能量转换，用途广泛

抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。抽水蓄能电站由两个相互连接且位于不同高度的水库组成。管道将上部和下部水库连接。在电力负荷低谷期，电动机将电能转化成机械能，通过将水从下部水库通过管道输送到上部水库，泵将它们转化为势能。在负荷高峰时，储存在上部水库中的水可以通过涡轮机返回到下部水库，由此从势能产生机械能，并在发电机的帮助下再次产生电能。储存的能量与水的总质量和上下两蓄水池之间的高度差的乘积成比例。

图 27：抽水蓄能电站结构及组成部分

资料来源：交能网整理，西部证券研发中心

图 28：抽水蓄能电站实物图

资料来源：抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

抽水蓄能电站在电力系统中发挥六大基本作用、三大现实作用以及六大需求展望。抽水蓄能机组凭借迅速而灵敏的开、停机性能，快速灵活的运行特点，在电力系统中发挥六大基础作用：储能、调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用以及黑启动功能。

表 22：抽水蓄能电站在电力系统中发挥的作用

功能	具体解释
调峰填谷	抽水蓄能电站在用电高峰期间发电，在用电低谷期间抽水填谷，可以改善燃煤火电机组和核电机组的运行条件，减少弃风弃光量，保证电网稳定运行，提高电网综合效益。
调频	抽水蓄能机组具有迅速而灵敏的开、停机性能，特别适宜于调整出力，能很好地满足电网负荷急剧变化的要求。
调相	在交流电路中，由电源供给负载的电功率有两种,有功功率与无功功率。抽水蓄能电站可通过发电工况和抽水工况进行快速调相，能很好地服务
	于电力系统无功平衡，保障电力系统安全稳定。紧急事故备抽水蓄能电站因其快速灵活的运行特点，是承担紧急事故备用的首要选

用


	择。

	抽水蓄能机组作为黑启动电源，可在无外界帮助的情况下，迅速自启动，

黑启动	并通过输电线路输送启动功率带动电力系统内的其他机组，从而使电力




	系统在发生事故后在最短时间内恢复供电能力。

资料来源：抽水蓄能行业分会，《新型电力系统场景下抽水蓄能的应用探讨》，西部证券研发中心

3.1.2 装机量提升，行业进入高质量发展新阶段

基于新的时代背景和行业形式，“十四五”以来我国出台了一系列政策文件，指导、支持抽水蓄能发展。2021 年 4 月 30 日，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制；2021 年 9月 17 日，国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》表明，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。

表 23：国家抽水蓄能电站相关政策文件

序号	文件名称及文号	发布机构	发布日期	主要内容
1	国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格[2021]633号）	国家发展改革委 2021.4.30		成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。
2	国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知（发改价格[2021]689号）	国家发展改革委 2021.5.18		完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制
3	抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）	国家能源局	2021.9.17	到 2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较 “十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
4	国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改 [2022]118号）	国家发展改革委、国家能源局		2022.1.18鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设
5	国家发展改革委关于开展抽水蓄能定价成本审监工作的通知（发改办价格[2022]130号)	国家发展改革委 2022.2.22		明确在31家在运抽水蓄能电站进行成本监审，通知明确监审时间和范围。
6	国家发展改革委《电力可靠性管理办法（暂行)》（发改令第50号）			发电企业应当做好涉网安全管理，加强蓄水管控，制定水库国家发展改革委2022.4.24 调度运行计划，建立新型储能建设需求发布机制，增强电力系统的综合调节能力。
7	国家发展改革委、国家能源局、财政部、自然资源部等9部委联合印发了《“十四五”可再生能源发展规划》	国家发展改革委、国家能源局	2022.6.1	证，积极开展各省级抽水蓄能资源调查行动，明确抽水蓄能电站的建设规模和布局，编制全球新一轮抽水蓄能中长期规划。完善抽水蓄能电站价格形成机制，提升抽水蓄能电站开
8	国家能源局《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》	国家能源局		结合抽水蓄能电站大规模建设以及各种新形式抽水蓄能技 2022.10.9术研发和项目建设，完善抽水蓄能标准体系，加快相关标准制修订并开展示范。

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

国内外抽水蓄能建设速度加快，我国累计装机容量位列世界第一。2020 年以来全球抽水蓄能电站建设速度加快，根据CNESA，2021 年累计装机达到 181GW。国内方面，我国抽水蓄能快速发展，2001 年装机容量仅为 5GW，2021 年我国装机容量达 37GW，我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。对比全球抽水蓄能装机量新增速度，我国在2021年表现优于全球平均水平，呈现巨幅上升趋势。2022 年前三季度，我国抽水蓄能新增装机6.1GW，超过去年全年的5.2GW，累计装机量已达到43.1GW。

图 29：2017-2021 年全球抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 30：2017-2021 年我国抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

国内站点资源丰富，截至2020年12月普查结果显示资源站点1529个，总装机规模16.04亿千瓦。2020年12月，国家能源局领导组织开展抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，普查结果显示资源站点 1529 个，总装机规模 16.04 亿千瓦，其中南方、西北、华中、华东等区域分布相对较多。

图 31：全国抽水蓄能站点资源区域分布（单位：万千瓦）

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

截至 2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿千瓦，主要分布于西部地区，占比约 37%；在建抽水电站规模为 6153万千瓦。纳入规划的抽水蓄能站点资源总量中，重点实施项目 4.21 亿千瓦，规划储备项目 3.05 亿千瓦，其中 9792 万千瓦项目已经实施。

图 32：2021年我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源量

资料来源：《2021 年中国抽水蓄能发展现状与展望》，西部证券研发中心

图 33：2021年全国已、在建抽水蓄能电站分布情况

资料来源：《2021 年中国抽水蓄能发展现状与展望》，西部证券研发中心

2022年上半年，开工和投产的抽水蓄能项目已达 16个，总规模 22.4GW，项目的总投资额超 1370 亿元。2022 年上半年开工的抽蓄项目有10 个，总规模14.1GW，主要分别于浙江、湖南、山西、湖北等地区。全面投产的项目有 6 个，总规模 8.3GW，主要涉及广东、浙江、吉林等地区。国网新源和南方电网分别有3.8GW 和2.4GW 项目投运，此外三峡集团在浙江的长龙山抽水蓄能电站也已于6 月并网投运。

表 24：2022 年上半年开工/投产的抽蓄项目

	省份	项目名称	规模（万千瓦））	投资 (亿元）	开发商	项目状态
1	湖南	安化抽水蓄能电站	240	151	湖南安化抽水蓄能有限公司	开工
2	黑龙江	尚志抽水蓄能电站	120	83.58	国网新源	开工
3	山西	阳泉盂县上社抽水蓄能电站	140	73	三峡能源	开工
4	内蒙古	乌海抽水蓄能电站	120	83.39	内蒙古电力集团	开工
5	广西	南宁抽水蓄能电站	120	80	南方电网	开工
6	浙江	天台抽水蓄能电站	170	107.4	中国电建	开工
7	浙江	泰顺抽水蓄能电站	120	71.3	国网新源	开工
8	江西	奉新抽水蓄能电站	120	76.39	国网新源	开工
9	湖北	平坦原抽水蓄能电站	140	94.08	湖北能源集团	开工
10	河南	鲁山抽水蓄能电站	120	87.3	豫能控股	开工
11	黑龙江	荒沟抽水蓄能电站	120	58.03	国网新源	全面投产
12	浙江	长龙山抽水蓄能电站	210	106.83	三峡集团	全面投产
13	广东	梅州抽水蓄能电站 (一期)	120	70.2	南方电网	全面投产
14	广东	阳江抽水蓄能电站 (一期)	120	76.27	南方电网	全面投产
15	吉林	敦化抽水蓄能电站	140	77.89	国网新源	全面投产
16	山东	沂蒙抽水蓄能电站	120	73.7	国网新源	全面投产

资料来源：储能与电力市场，西部证券研发中心

截至 2022 年 10 月 21 日，“十四五”期间已核准抽蓄电站共计 35 个项目，装机规模合计为 4509.8 万千瓦，项目投资金额合计约为 3451 亿元。2021 年核准电站 11 个，装机规模合计 1380 万千瓦，投资金额约 898 亿元。2022 年至今核准电站 24 个，装机规模 3129.8万千瓦，投资金额约 2553 亿元。

表 25：“十四五”期间核准的抽水蓄能电站

序号	省份	项目名称	装机容量 (万千瓦)	核准时间
1	江西	奉新	120	2021.03.04
2	河南	鲁山	130	2021.07.09
3	广西	南宁	120	2021.11.12
4	浙江	泰顺	120	2021.11.25
5	重庆	栗子湾	140	2021.12.13
6	湖北	平坦原	140	2021.12.16
7	辽宁	庄河	100	2021.12.20
8	浙江	天台	170	2021.12.22
9	广东	梅州二期	120	2021.12.28
10	黑龙江	尚志	120	2021.12.20
11	宁夏	牛首山	100	2021.12.31
12	内蒙古	乌海	120	2022.01.30
13	重庆	建全	120	2022.03.03
14	湖南	安化	240	2022.06.24
15	河南	九峰山	210	2022.06.29
16	湖北	清江	120	2022.06.29
17	广东	水源山	120	2022.07.06
18	广东	三江口	140	2022.07.14
19	安徽	宁国	120	2022.07.18
20	湖北	宝华寺	120	2022.07.28
21	广东	浪江	120	2022.08.08
22	广东	中洞	120	2022.08.26
23	河南	后寺河	120	2022.08.28
24	浙江	建德	240	2022.09.06
25	湖南	罗萍江	120	2022.09.13
26	湖北	松滋	120	2022.09.19
27	湖北	紫云山	140	2022.09.27
28	湖北	魏家冲	29.8	2022.09.30
29	河南	松州弓上	120	2022.09.30
30	湖北	大悟	30	2022.10.09
31	甘肃	皇城	140	2022.10.18
32	河北	滚平	120	2022.10.18
33	浙江	桐庐	140	2022.10.19
34	甘肃	张掖	140	2022.10.20
35	安徽	霍山	120	2022.10.20

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

到 2025年，我国抽水蓄能电站装机容量达到 6200万 kW；到 2030年，我国抽水蓄能装机容量将达到 1.2 亿 kW。根据《国务院关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，从“十四五”开始，未来 15\~20 年间，我国抽水蓄能将正式进入高质量发展的新阶段。随着丰宁、长龙山等在建抽水蓄能电站的陆续投产、运行，预计到 2025年，我国抽水蓄能电站装机容量达到 6200万kW；到2030年，垣曲、清原等在建项目，以及“十四五”期间开工项目的陆续投产，我国抽水蓄能装机容量将达到 1.2 亿kW。

3.1.3 国内外抽蓄电价与商业模式逐渐明晰

国外抽水蓄能电站的盈利模式可以分为三种，即一体化内部结算、独立参与市场与租赁模式。在垂直一体化的电力体制下，抽水蓄能电站由一体化的电力公司所有并统一运营；在建立了竞争性批发电力市场地区，抽水蓄能电站在产权上已独立于电网，其电力产品通过相应的市场销售。通过参与现货市场、峰谷套利方式实现的收入约占其全部收入的30%\~40%，参与辅助服务获得的收入占 60%\~70%；租赁模式下抽水蓄能电站所有权亦独立于电网，拥有抽水蓄能电站产权的企业将电站租赁给电网运营管理，抽水蓄能电站的盈利来源为运营权的让渡价值。

表 26：海外典型国家/地区抽水蓄能电站盈利模式比较

国家/地区	电力市场环境	投资/所有方式	经营模式	盈利来源
英国	竞争性批发市场 (分散式)	独立于电网	独立经营	固定收入+变动收入
美国	竞争性批发市场（集中式）独立于电网		独立经营	参与电能量市场、辅助服务市场
			租赁经营	租赁费
			电网统一经营	电网内部核算
欧盟 (奥地利)	竞争性批发市场 (分散式)	独立于电网	独立经营	参与平衡市场、峰谷套利
日本	发输配一体化，	电力公司投资运营	电网统一经营	：电网内部核算

	电网对独立发电商开放	独立电源开发商	租赁经营	租赁费

资料来源：罗开颜等《国外抽水蓄能电站盈利模式探析》，西部证券研发中心

目前，我国抽水蓄能价格机制主要包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部制电价。1）单一电量电价多用于 2004 年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价；2）单一容量电价是应用最普遍的机制，其计算出来的电费被称为“基本电费”，是因占用了用电容量而交纳的电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价，租赁费一般由电网企业承担 50%，发电企业和用户各承担 25%；3）两部制电价在 2014 年被提出，把电价分为容量电价和电量电价两部分。容量电价主要体现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，电量电价反应的是企业的变动成本。

表 27：国内抽水蓄能定价机制

价格机智	定义	详细
单一电量电价	定义	以客户耗用的电能量计算的电度电价，它代表电力企业成本中的电能成本，即变动费用部分。
单一电量电价	定价方法	国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价
单一容量电价	定义	因占用了用电容量而交纳电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的
单一容量电价	定价方法	由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价
两部制电价容量电价	定义	按容量或最大需量计量的基本电价，亦称固定电价或需用电价。它代表电力企业成本中的容量成本，即固
		定费用部分。
	定价标准	按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。
电量电价	定义	以客户耗用的电能量计算的电度电价，它代表电力企业成本中的电能成本，即变动费用部分。
	定价标准	1）上网电价：按照当地燃煤机组标杆上网电价执行。
		2）抽水电价：按照当地燃煤机组标杆电价的75%执行。

资料来源：国家发改委，国网新源公告，西部证券研发中心

3.1.4 产业链集中度较高，龙头优势竞争优势显著

基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。通过大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。上游主要为设备供应，包括水轮机、水泵、压缩空气系统、监控系统、发电机、主变压器、调速系统等；中游主要为建设工程，包括电站建设与电站运营两个部分；下游主要服务于工业、商业以及居民用电，主要起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等功能。

图 34：抽水蓄能产业链图谱

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资5367元/kW，抽水蓄能电站投资中机电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。抽水蓄能电站建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而显著降低。而抽水蓄能电站的投资占比前三位为机电设备及安装工程（26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。

表 28：2021 年核准抽蓄电站造价水平

序号	省份	项目名称	装机容量 (万千瓦)	单位静态（元/kW)	单位动态（元/kW)
1	黑龙江	尚志	120	5809	6965
2	浙江	泰顺	120	4888	5945
3	浙江	天台	170	5263	6319

2022 年 12 月 01 日

序号	省份项目名称	装机容量 (万千瓦）单位静态（元/kW) 单位动态（元/kW)
江西	奉新 120	5289 6366
4 5	河南	130 5590	6675
6		鲁山平坦原 140	5495 6720
7	湖北	栗子湾	140 5828 7260
8	重庆广西	南宁	5476 6613
9	宁夏	牛首山	120 100 6364
10	辽宁	庄河	7847 5689 6798
11			100 120 3483 3930
	广东	梅州二期平均	5367 6480

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

图 35：2021 年抽蓄电站工程造价各部分投资占比

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

1）上游水轮发电机组：包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨电气、东方电气和浙富控股。水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转化为叶轮机械能；发电机是将水轮的机械能转化为电能的装置。目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，2021 年三家的水轮发电机组产量分别为 9.55GW、8.10GW、0.81GW。

2）中游规划建设：国内抽水蓄能建设主要采用EPC模式。中国电建是国内规模最大、影响力最强水利水电建设企业，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工程监理等工作，在抽水蓄能规划设计、抽水蓄能建设市占率分别在 90%、80%左右。2021 年，中国电建抽水蓄能业务新签合同 202.40 亿元，同比增长 342.90%。

图 36：2021年国内主要水轮发电机组厂商产量

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

图 37：2021年国内抽水蓄能规划设计、建设工程竞争格局

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

3）下游投资运营：主要企业有国网新源、南网双调，国网新源占据领先地位。截至 2021年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578万kW，占比分别约64.6%和 74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。中国抽水蓄能的建设企业主要有中国电建、中国能建所属工程局。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。

图 38：全国在运抽水蓄能投资企业分布（万千瓦）

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

图 39：全国在建抽水蓄能投资企业分布（万千瓦）

资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心

3.2 锂电池储能：在新型储能中发展领先

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分，负责能量存储；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。储能产业链上游主要包括电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；中游为系统集成商和安装商，下游主要为终端用户等。根据前瞻产业研究院，电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的 60%，PCS 构成 20%，EMS 构成 10%，BMS 构成 5%，其他配件构成 5%。

图 40：锂电池储能系统成本构成

资料来源：前瞻产业研究院，西部证券研发中心

图 41：电化学储能系统结构示意图

资料来源：派能科技招股书，西部证券研发中心

图 42：锂电池储能产业链简图

资料来源：派能科技招股书，西部证券研发中心

3.2.1 锂离子电池：上下游产业链较为成熟

在众多电化学储能技术路线中，锂离子电池已经建立了较为健全的产业链。如下图所示，锂电产业链上游主要为矿产及加工品，包括锂、镍、钴等；中游主要为锂电池制造、电池系统集成组装等；下游的应用领域主要为储能电池、动力电池、消费电池等。

图 43：离子电池上下游产业链

资料来源：PowerLab，西部证券研发中心

离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作，主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分。锂离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。在充放电过程中，锂离子在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电时，锂离子从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂电池主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分，正极材料决定电池的容量、寿命等多方面核心性能，一般占锂电池总成本高达40%左右，是锂电池产业链中最重要的环节。

图 44：锂离子电池成本构成

资料来源：德勤咨询，西部证券研发中心

表 29：锂电池材料介绍与竞争格局

环节	介绍	竞争格局
锂矿	锂电池产业上游最主要的有色金属为锂矿。全球锂资源以盐湖锂、锂矿石等形式存在，高品质锂资源主要分布在澳大利亚和南美。我国锂盐湖主要分布在青海、西藏和湖北，资源但品位不高，且开采利用条件差，生产成本较高。全球优质锂矿及锂盐湖长期被ALB和SQM两家巨头占据，中国锂原料企业如天齐和赣锋锂业开始通过并购、战略投资等方式获取锂矿资源。	马里，1% 德国，3% 其他，刚果金， 13% 玻利维亚， 3% 24% 中国,6% 澳大利亚，阿根廷， 8% 21% 智利， 11% 美国,10%
正极材料	正极材料在锂电池材料成本中占比最高。主流的正极材料包括磷酸铁锂、三元锂、钴酸锂、锰酸锂等。其中，磷酸铁锂和三元锂在性能、循环次数、安全性等方面综合优势相对于钴酸锂、锰酸锂较大。三元电池和磷酸铁锂电池二者相比较，能量密度高是三元电池的最大优势，而安全性较差和循环寿命较短是其主要短板。相反，磷酸铁锂电池在安全性能和循环使用寿命方面有较大优势，且成本较低。在储能领域中，更注重成本、安全性、使用寿命等因素，因此磷酸铁锂在储能的应用更广泛。	圣钒科技,2% 其他，4% 江西升华，3% 比亚迪，3% 重庆特瑞,4% 湖南裕能， 21% 北大先行,4% 安达科技,5% 德方纳米， 20% 融通高科,6% 合肥国轩，贝纳瑞，湖北万润， 8% 10% 10%
负极材料	锂离子电池负极材料应具有较低的电极电位、较高的锂离子迁移速率、较高的锂离子嵌入/脱嵌可逆性、良好的电导率及热力学稳定性。目前碳材料因为具有低电化学电势、良好的循环性能、廉价、无毒、稳定等优点，是市场中最成熟的锂离子电池负极材料。碳材料又可以分为石墨与非石墨两大类，石墨又主要分为天然石墨和人造石墨，但天然石墨循环性能及倍率性能较差，逐渐被人造石墨替代。此外，硅碳材料是极具潜力的新一代高容量锂电负极材料。	翔丰华，三菱化学，尚太科技， 5% 4% 5% 中科电气，贝特瑞， 6% 18% 浦项化学，璞泰来， 10% 15% 凯金能源， 11% 日立化杉杉股份， 14% 成，12%
电解液	电解液的主要作用是在锂电池正、负极之间传导离子，一般由锂盐和有机溶剂组成，是锂离子电池获得高电压、高能量密度等优点的保证。六氟磷酸锂是目前商业化使用最多的电解质，在废弃电池的处理方面相对简单，对生态环境友好。但六氟磷酸锂热稳定性较差，容易造成电池衰减，在安全方面也有一定隐患。电解质的发展方向将围绕稳定性和安全性进行。LiFSI热稳定性较好，耐高低温性能较强。此外，若要彻底解决高温分解问题，固态电解质是未来发展的重要方向。	其他，22% 天赐材料，比亚迪，4% 33% 杉杉股份，国泰华荣，新宙邦， 8% 16% 18%

环节	介绍	竞争格局
隔膜	主要作用是将锂电池的正、负极分隔开。隔膜浸在电解液中，表	鸿图隔膜，1% 金辉高科,1%
	面上有大量允许锂离子通过的微孔，微孔的材料、数量和厚度会	其
	影响电池的放电倍率、循环寿命等性能，所以隔膜需要起到隔离	中科科技,2% 10
	的作用，又要对锂离子有很好的通过性。以聚烯烃为代表的多孔	沧州明珠,3% 恩捷股份，
	聚合物隔膜是市场上通用的锂电池隔膜材料，可为锂电池隔膜提	中兴新材,6% 32%
	供良好的机械性和化学稳定性。隔膜工艺主要分为干法和湿法，	武汉惠强，
	用于储能的磷酸铁锂电池主要采用干法，但随着磷酸铁锂电池能	6% 星源材质，河北金利， 21% 中材科

资料来源：USGS，前瞻产业研究院，材料智链，西部证券研发中心

注：2022年 6月，国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》中明确，“中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池”，因此本文正极材料的竞争格局仅包含磷酸铁锂

储能电芯封装制造与动力电池类似，主要为方形、圆柱和软包三种形式。电池封装工艺的发展趋势本质是在保证安全性的前提下提升电池能量密度上限。即利用电芯外壳的支撑作用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳的支撑较弱，因此中期来看方形和圆柱电池更能适应结构上的创新。比亚迪的刀片电池既是将电芯设计成扁片长条形状，在安全上保证电芯有足够大的散热面积，同时提高电池包的空间利用率，从而提高能量密度。目前已经应用于储能系统（BYD Cube）。

表 30：锂电池封装路线对比及未来展望

方形电池		圆柱电池	软包电池
技术优势	安全性高；	成组灵活度高；	尺寸变化灵活度高，重量轻
	系统能量效率高，能量密度较高；	工艺技术成熟，产线高度标准化；	能量密度高；
	结构较简单，稳定性好，扩容相对方便。	成本较低。	内阻小，安全性好。机械强度差，封口工艺难；
技术劣势代表企业	工艺难统一，单体差异性较大；	成组后散热设计难度大；	成组结构复杂，设计难度大；
技术劣势代表企业	在大规模应用中，存在系统寿命远低于单体寿命的问题。	单体容量小，能量密度较低。	成本较高。
	宁德时代、比亚迪、三星	Panasonic、LG Energy Solution	LG Energy Solution、SK innovation 从长期来看，基于固态电池的发展趋
未来展望	中期来看，为突出电池能量密度上限，业界纷纷在电池结构上求创新，其本质是利用电芯外壳的支撑作用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳缺乏支撑作用，在精简模组环节难度较大，因此中期来看方形和圆柱电池更能适应结构上的创新。		势，未来不再需要液态电解液后，硬

资料来源：德勤咨询，西部证券研发中心

3.2.2 变流器：决定输出电能的质量和特征

储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节，通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成。它的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换控制。在并网条件下，根据能量管理系统的指令，储能变流器对电池进行充放电以平滑风电、光伏等新能源出力；在离网条件下为负荷提供电压和频率支持。储能变流器通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成，其中，控制单元接收控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充放电，实现有功功率和无功功率调节。储能变流器通过接口与电池管理系统连接以获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。

储能变流器决定着输出电能的质量和特征，从而很大程度上影响着电池的寿命。储能变流器主要有并网和离网两种工作模式。在并网模式下，储能变流器可实现电池组与电网之间的双向能量转换。在负荷低谷期，储能变流器可根据电网调度或本地控制的要求，把电网的交流电整流成直流电，给电池组充电；在负荷高峰期，储能变流器可把电池组中的直流电逆变成交流电，反送到电网中。同时，在电能质量不好时，储能变流器还可吸收或提供有功功率，提供无功补偿等。在离网模式下，储能变流器可根据实际需要与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。

图 45：储能变流器电路框图

资料来源：上能电气官网，西部证券研发中心

表 31：不同类型储能变流器差异

技术类别	组串式 (小型)	组串式 (中型)	集中式（大型）
应用场景	户用、家庭住宅	工商业楼宇屋顶、水面、山地丘陵	大型地面电站
电气隔离	非隔离	非隔离	隔离型
直流能源接入	各类光伏阵列	各类光伏阵列	大型光伏阵列
直流能源接入	中小型储能电池单元	中小型储能电池单元	集装箱型储能电池单元
交流能源接入	低压(无变压器接入)	低压 (无变压器接入) 中、高压(变压器接入)	中、高压(变压器接入)

资料来源：昱能科技招股书，西部证券研发中心

3.2.3 BMS、EMS与温控：锂电储能系统的重要组成

BMS：由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用在于对电池状态进行检测。电池管理系统（Battery Management System，BMS）基本工作原理为微控制单元采集传感器提供的电流、电压、温度等电池工作参数，分析电池的工作情况，估算其剩余电量决定是否启动保护电路或进行均衡。典型的 BMS 由硬件电路、底层软件和应用层软件构成。其中，硬件电路是 BMS 的基础，包括元器件和印制电路板等；软件系统是 BMS实现功能的主体和主要附加值所在。BMS行业目前专注于储能BMS开发的厂商比较少，专业BMS供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池 BMS供应商（如三星、LG、宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能 BMS产品。

图 46：电池管理系统（BMS）产业链结构

资料来源：PowerLab，西部证券研发中心

EMS：运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。能量管理系统（EnergyManagement System，EMS）主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及系统软件等部分。通过信息采集终端、通信管理机、数据采集器等硬件设备，实现信息信号的采集、交换和传递。根据 PowerLab，硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不超过50%，信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟，在系统软件方面，由于 EMS 公司需了解电网的运行特点和核心诉求，因此国内储能 EMS 相关公司主要为国网系公司，如南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等，此外还有四方股份、宝光股份等。

图 47：四方股份储能电站监控及能量管理系统

资料来源：四方股份官网，西部证券研发中心

储能温控系统冷却：主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却四种方式。相较而言，热管冷却和相变冷却的设计更加复杂，成本更高，当前尚未在储能温控方案中实际应用。目前电化学储能温控以风冷和液冷为主。

1）风冷：以空气为冷却介质，利用对流换热降低电池温度，具备方案成熟、结构简单、易维护、成本低等优点，是当前储能温控主力方案。但由于空气的比热容低，导热系数低，风冷一般应用于功率密度较低场景，如通信基站、小型地面电站等。

2）液冷：主要以水、乙二醇水溶液等液体为冷却介质，通过对流将电池产生的热量带走，结构较为复杂，安全等级要求高，所以液冷成本明显高于风冷，但其优点明显，散热效率高且均匀、能耗较低、占地面积小、系统适应性。随着储能系统规模和能量密度的逐渐提高，液冷能量密度高、占地面积小、能耗低的综合优势会进一步凸显。

3）热管冷却：利用热管的热超导性能，依靠封闭管壳内工质相变来实现换热，有冷端风冷和冷端液冷两种。冷端风冷是通过管内冷空气冷却管外热空气，冷端液冷是管内冷却水冷却管外热空气。热管具有高导热、等温、热流方向可逆、热流密度可变、恒温等优点。目前主要应用于核电工程、太阳能集热、航天工程等领域，在大容量电池系统中的应用仍处于实验室阶段。

4）相变冷：却是用相变材料将电池包裹或者把相变材料压制成板状夹在单体电池之间，再利用相变材料发生相变吸收热量。它最大缺点是导热系数低、导热性能差，储热和散热速度都很低，无法用于电池的高产热工况。在相变材料中添加其他导热性能好的材料，可以显著的提高散热效率和散热速度。

表 32：储能温控系统冷却方式对比

	风冷	液冷	热管冷却		相变冷却 (相变材料+导热材料)
	风冷	液冷	冷端风冷	冷端液冷	相变冷却 (相变材料+导热材料)
散热效率	中	高	较高	高	高
散热速度	中	较高	高	高	较高
温降	中	较高	较高	高	高
温差	较高	低	低	低	低
复杂度	中	较高	中	较高	中
寿命	长	中	长	长	长
成本	低	较高	较高	高	较高

资料来源：钟国彬等《大容量锂离子电池储能系统的热管理技术现状分析》，西部证券研发中心

3.3 钠离子电池：安全、成本较低，原材料丰富

3.3.1 工作原理类似锂电池，材料相差较大

钠离子电池本质是在充放电过程中由钠离子在正负极间嵌入脱出实现电荷转移，与锂离子电池的工作原理类似。钠离子电池充电时，Na+从正极脱出，经电解液穿过隔膜嵌入负极，使正极处于高电势的贫钠态，负极处于低电势的富钠态。放电过程与之相反，Na+从负极脱出，经由电解液穿过隔膜嵌入正极材料中，使正极恢复到富钠态。为保持电荷的平衡，充放电过程中有相同数量的电子经外电路传递，与Na+一起在正负极间迁移，使正负极分别发生氧化和还原反应。

图 48：钠离子电池工作原理

资料来源：中科海纳官网，西部证券研发中心

与锂离子电池类似，钠离子电池同样拥有正极、负极、隔膜和电解液四大部分，但材料相差较大，仅有隔膜无明显变化。目前钠离子电池处于示范应用阶段。

1）正极：按正极材料分，钠离子电池主要有层状氧化物、隧道型氧化物、普鲁士蓝类化合物和聚阴离子型化合物体系，目前中科海钠采用层状金属氧化物作为正极，宁德时代采用普鲁士白（普鲁士蓝的一种）和层状氧化物。

表 33：钠离子电池各体系及特点

	层状氧化物体系	普鲁士蓝类化合物体系	隧道型氧化物体系	聚阴离子型
结构		20205	。 Mn Na	漫 P
优点	可逆比容量高	工作电压可调		工作电压高
	能量密度高	可逆比容量高	循环性好	热稳定性好
	倍率性能高技术转化容易	能量密度高合成温度低	倍率性好	循环好空气稳定性好
缺点	容易吸湿	导电性差	比容量低	可逆比容量低
缺点	循环性能稍差	库仑效率低	工作电压低	部分含有毒元素

资料来源：张平等《钠离子电池储能技术及经济性分析》，西部证券研发中心

负极：一般具有嵌入钠离子能力高，体积变形小、扩散通道好、化学稳定性高等特点。锂电池主要使用石墨作为负极材料，而钠离子电池负极可以选取过渡金属氧化物、合金材料、无定型碳等。

隔膜：钠离子电池与锂离子电池可以通用主流隔膜类型。

电解液：主要为六氟磷酸钠，比锂电池电解液所使用的六氟磷酸锂价格更低；同锂离子电池一样，钠离子电池也可兼容固态电解质。

集流体：是汇集电流的结构或零件，也是钠离子电池成本低于锂离子电池的主要原因之一。

钠离子电池的正负极集流体可使用铝箔。对应锂离子集流体，成本可下降 7%-9%。

表 34：钠离子与锂离子电池材料体系对比

锂离子电池	钠离子电池
正极材料磷酸铁锂、镍钴锰等	铁锰铜/镍三元体系、磷酸体系、硫酸体系、普鲁士蓝类化合物等
负极材料石墨	碳类材料、金属氧化物、磷基材料
电解液六氟磷酸锂	六氟磷酸钠
隔膜无变化	无变化
集流体铜箔	铝箔

资料来源：中科海纳官网，西部证券研发中心

3.3.2 能量密度较低，但安全性更高，降本空间大

技术性能方面，钠离子电池能量密度和循环寿命均次于锂离子电池。钠离子电池的能量密度在 100-150Wh/kg，与磷酸铁锂电池的能量密度仍存在一定差距。其次，目前钠离子电池循环次数普遍在 2000次左右，较锂离子电池低30%左右，主要是由于钠离子半径较锂离子大，反应过程中嵌入脱出难度大。储能时长方面与锂离子基本相似，主要应用于4 小时以内的储能系统。

钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降 30%-40%。根据中科海纳，若钠离子电池选用NaCuFeMnO/软碳体系，锂离子电池选用磷酸铁锂/石墨体系，则钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降 30%-40%，单体电池成本发展期约为 0.3-0.5元/Wh。

图 49：钠离子电池与锂离子电池材料成本比较

资料来源：中科海纳官网，西部证券研发中心

钠离子电池原材料丰度高，提炼工艺简单。钠元素在地壳中丰度为 2.75%，显著高于锂元素的 0.0065%，是锂资源的 400 多倍；此外，不同于锂资源，钠资源分布平均，提炼工艺较为简单，避免资源卡脖子问题。

钠离子电池安全性更高，耐热耐冷性能好于锂离子电池。钠离子电池内阻比锂电池高，在短路的情况下瞬时发热量少，热失控温度高于锂电池，具备更高的安全性。另一方面，锂离子电池可正常工作的温度区间为 0\~40℃，钠离子电池为-40℃到 80℃，耐热耐冷性能

好于锂离子电池。

表 35：钠离子电池与锂离子电池主要指标对比

材料与设备	钠离子电池	锂离子电池
资源	地壳丰度 2.75%	0.0065%
资源	分布全球	75%在美洲
技术性能	储能时长 <4小时	<4小时
	循环次数 2000+	3000-6000
	能量密度（Wh/kg) 100-150Wh/kg	130-200Wh/kg（磷酸铁锂）
成本	电池原材料成本：0.25-0.30元/Wh	电池原材料成本：0.3-0.5元/Wh
环境友好性	原材料丰度高，资源分布平均，提炼工艺简单，一定程度缓解资源短缺。	资源有限，源头分布集中，电池回收技术不成熟。
安全性	热失控温度高	较好：内阻比锂电池高，短路情况瞬时放热量少，有机溶剂易燃性，正负极稳定性较差，电池过充性能较差，但大部分安全性优于三元电池。

资料来源：中科海纳官网，宁德时代官网，西部证券研发中心

3.3.3 积极关注产业链上下游公司

能量密度提升是锂离子电池的创新趋势之一。正极材料中目前具有潜在商业化价值的有普鲁士白和层状氧化物两类材料，克容量已经达到了160mAh/g，与现有的锂离子电池正极材料接近。负极材料中，硬碳材料是最有前景的钠离子电池负极材料。硬碳材料具有丰富的碳源、低成本、且无毒环保，克容量（350mAh/g）已基本与石墨材料（约 360mAh/g）接近。

产业链建设方面，三重需求的叠加带动下，钠离子电池产业化进程有望加速以降低成本。钠离子龙头企业表示将在 2023 年基本形成产业链。未来钠离子电池产业链成熟后，可与锂离子电池形成互补。除了应用于储能领域，钠离子电池还可以应用于电动两轮车和低端电动车。因此未来对于钠离子电池的市场需求不仅仅由储能带动。在三重需求的叠加带动下，可能加速钠离子电池的产业化进程。

表 36：钠离子电池储能核心器件创新企业

企业	成立时间	是否上市	所属领域	钠离子电池业务布局
钠创新能源	2018年	否	钠离子正极	已建成投产全球首条吨级铁酸钠基过渡金属氧化物正极材料中试线。
众钠能源	2021年	否	钠离子正极	依托聚阴离子技术路线，研发了全球第一款硫酸铁钠电池。
华阳股份	1999年	是		钠离子电芯生产线研究开发项目实施主体为公司全资孙公司山西华钠芯能科技
			钠离子电池	有限责任公司，对钠离子电芯生产线进行研究开发，建设圆柱钢壳和方形铝壳
				电芯生产线。
传艺科技	2007年	是	钠离子电池	通过全资子公司智纬电子投资成立控股孙公司传艺钠电科技有限责任公司，钠
				离子电池项目一期2GWh产能拟于2022年年底前完成厂房及中试线的建设施
				工和产品中试，并于2023年初完成 2GWh 产能的投产。二期8GWh的产能，
				公司将根据后续钠离子电池市场等情况适时投入设备及产线。
中科海纳	2017年	否	钠离子电池	钠离子能量密度已达145Wh/kg，2019 年已建立首座钠离子电池储能电站
宁德时代	2011年	是	钠离子电池	负极材料克容量可达 350mAh/g以上。正极材料为普鲁士白，克容量为
宁德时代	2011年	是	钠离子电池	160mAh/g，电池能量密度达160wh/kg。已启动钠离子电池产业化布局，2023 年将形成基本产业链。
星空钠电	2018年	否	钠离子电池	钠离子电池材料研发与电池生产制造为一体，钠离子储能及智能微电网技术相结合为核心带动力，钠离子电池已经规模化量产。
Faradion	2011年	否	钠离子电池	可提供电源侧、电网侧、用户侧钠离子电池储能系统。
派能科技	2009年	是	钠离子电池	已于 2021年开发出了第一代钠离子电池产品并完成小试。

资料来源：公司公告，西部证券研发中心整理

3.4 全钒液流电池：长时储能领域优势显著

3.4.1 利用钒离子化合价变化实现充放电

全钒液流电池目前是产业链建设和技术成熟度最高的液流电池技术。液流电池是一种活性物质存在于液态电解质中的电池技术，电解液在电堆外部，在循环泵的推动下流经电堆，实现化学能与电能的转换。根据正负极电解质溶液中活性电对种类的不同，液流电池可分为铁铬液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、全钒液流电池等。其中全钒液流电池正负极氧化还原电对的电化学反应动力学良好，在无外加催化剂的情况下即可达到较高的功率密度。而且该电池在运行过程中无明显析氢、析氧副反应，具有优良的可靠性。因此，全钒液流电池技术得到了长足的发展，已进入大规模商业示范运行和市场开拓阶段。

图 50：液流电池不同体系及进展

资料来源：袁治章等《液流电池储能技术研究进展》，西部证券研发中心

全钒液流电池是液流电池中唯一一种活性物质单一的电池，利用钒离子化合价的变化来实现电能的储存和释放。全钒液流电池系统由功率单元（电堆），能量单元（电解液和电解液储罐），电解液输送单元（管路、阀、泵、传感器等辅助部件）以及电池管理系统等组成。其中，电堆由离子交换膜、电极、双极板、电极框、密封等材料构成。全钒液流电池将具有不同价态的钒离子溶液作为正极和负极的活性物质，分别储存在正负极的电解液储罐中。充放电时，在泵的作用下，电解液由电解液储罐分别循环流经电池的正极室和负极室，在电极表面发生氧化和还原反应，实现对电池的充放电。

图 51：全钒液流电池结构示意图

资料来源：魏甲明等《全钒液流电池技术研究进展》，西部证券研发中心

表 37：锌溴液流电池与钒液流电池主要指标对比

	资源	电解液	隔膜
	锌溴液流电池锌和溴都是丰富易得的资源	能量密度较高，比钒电池所需电解液体积小	微孔膜，价格便宜，进口100元/平凡，国产 50元/平米，库伦效率稍低，90-95%
钒液流电池	储量较大，较为分散	能量密度较低，所需电解液体积较大	离子膜，价格较高，进口膜5000元/平方，国产1000 元/平方左右，离子膜的库伦效率较高，可达98%左右

资料来源：宋子琛等《液流电池商业化进展及其在电力系统的应用前景》，西部证券研发中心

3.4.2 安全、可循环，适用于长时储能

优势：全钒液流电池具有安全性高、储能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期中性价比高、环境友好等优点。

1）全钒液流电池安全性高，运行可靠，电解液可重复利用，对环境友好。全钒液流电池电解液为钒离子的硫酸水溶液，只要控制充放电截至电压并保持存放空间通风良好便不存在爆炸风险。电池中正、负极电解液储能活性物质同为钒离子，不会发生储能容量的不可逆衰减，常年运行造成的容量衰减可以通过在线或离线再生反复循环利用。同时当全钒液流电池废弃时，电堆和系统的主要原材料为碳材料、塑料和金属材料，环境负荷小。大连融科储能技术发展有限公司 2012 年 12 月在辽宁省法库国电龙源卧牛石 50MW 风电场建设的 5MW/10MWh 储能电站运行了近 9 年时，储能容量有所衰减，经过在线恢复后，储能容量恢复到了 10MWh。

2）输出功率和储能容量相互独立，适用于大规模、大容量、长时储能。全钒液流电池储能系统的输出功率由电堆的大小和数量决定，通常在数百瓦至数百兆瓦；储能容量由电解液的体积决定，通常在在数百千瓦时至数百兆瓦时。增大电堆电极面积和电堆数量就可增加输出功率；增加电解液的体积可以增加储能容量。适合于需要大规模、大容量、长时间储能装备的应用场合。

图 52：全钒液流电池储能系统的输出功率储能容量可独立设计

资料来源：张华民《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》，西部证券研发中心

全钒液流电池储能时长越长，单位容量价格越便宜，性价比高，是长时储能技术的最佳选择。根据张华民《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》，除电解液外的电池储能价格为 1500 元/kWh。当储能时长为 1h 系统的市场价格为 6000 元/kW。当储能时长为 1h，不包括电解液的储能系统的价格为 6000 元/kW，加上电解液的价格 1500 元/kWh，储能系统的总价格是 7500 元/kWh。当储能时长为 4h 的以后，不包括电解液的储能系统价格每小时分摊 1500 元，储能系统的总价格就是 3000 元/kWh。同样地，如果储能时长分别为 8h 和 10h 储能系统的总价格 2250 元/kWh 和 2100 元/kWh。可以明显看出，由于全钒液流电池的输出功率和储能容量可以相互独立，储能时长越长，价格越便宜。

图 53：不同储能时长全钒液流电池储能系统的价格

资料来源：张华民《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》，西部证券研发中心

3）能量转换效率高，启动速度快，无相变化，充放电状态切换响应迅速。全钒液流电池在室温条件下运行，电解质溶液在电解液储罐和电堆之间循环流动，在充、放电过程中没有相变化。所以，充放电状态切换响应迅速，既可用于调幅调频、可再生能源并网，又可用于辅助服务、电网调峰及紧急备用储能电站。

4）全钒液流电池储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。全钒液流电池电堆是由多个单电池按压滤机方式叠合而成的。目前，产业化的单体电堆的额定输出功率一般在30～80 kW。储能系统通常是由多个单元储能系统模块组成，单元储能系统模块额定输出功率一般在 500 kW 左右。与其他电池相比，全钒液流电池电堆和电池单元储能系统模块额定输出功率大，均匀性好，易于集成和规模放大。

图 54：大连 200MW/800MWh国家储能示范电站(一期：100MW/400MWh)模块化结构示意图

资料来源：张华民《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》，西部证券研发中心

5）具有强的过载能力和深放电能力。储能系统运行时，电解质溶液活性物质扩散的影响较小且电极反应活性高，活化极化较小。电池储能系统具有很好的过载能力，充放电没有记忆效应，具有很好的深放电能力。

劣势：能量密度较低，当前成本较高，低成本钒供应瓶颈

1）技术性能方面，缺点主要体现为能量密度较低。全钒液流电池电堆的大小和数量决定输出功率，电解液容量和浓度决定储能容量。因此，可通过调节电堆面积和数量调节输出功率、增加电解液体积等方式增加储能容量，规模设计灵活。但同时全钒液流电池能量密度一般为 15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，低于锂离子电池，造成采用全钒液流电池这一技术路线的储能项目实际占地面积较大。

2）成本问题是制约全钒液流电池大规模商业化应用的最大挑战。主要原因是离子交换膜、电解液等材料成本较高。目前离子交换膜很大程度依赖进口，同时，钒电池电解液使用量很大，导致同规模下电池总成本较高。受制于设备、产能以及高额的前期投入，目前全钒液流电池的初始投资约为 3000-4000 元/kWh，成本约为锂电池的近 2 倍。但由于电解液不会降解，电解液的回收利用率较高，因此全钒液流电池残值很高。借助合适的商业模式，全钒液流电池初始投资较高的问题可以得到解决。

3）低成本钒的供应可能存在紧缺。钒电池的电解液——五氧化二钒，主要从炼钢产生的钒渣中提取。自 2018 年起，我国因进口作为原料的固体废弃物所暴露出的环境污染和健康危害等问题禁止了钒渣进口。在国内钢铁企业受去产能、环保等政策约束的情况下，钒渣产量波动大。供应紧张导致市场选择钒钛磁铁矿直接冶炼等成本偏高的技术路线，进一步推高了钒的成本。

3.4.3 众多企业深入布局，商业化快速推进

全钒液流电池商业化进程快速推进，行业进入发展快车道。2022年 9月 20日，国内首个GWh 级全钒液流储能电站——新疆察布查尔县 250MW/1000MWh 全钒液流电池储能配套 1GW 市场化光伏项目开工，计划 2023 年年底前并网。同月，全钒液流电池储能系统也迎来首个 GWh级别集采。中核汇能日前发布今年目前规模最大的一次储能系统集采，总采购规模 5.5GWh，其中包含1GWh全钒液流电池储能系统。10月30 日，大连百兆级液流电池储能调峰电站并网发电，该电站是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，应用全钒液流电池储能技术。2022 年 3 月，国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，将百兆瓦级液流电池技术纳入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。

图 55：国内全钒液流电池发展历程

资料来源：袁治章《液流电池储能技术研究进展》，西部证券研发中心

表 38：2022 年全钒液流电池储能相关项目

序号	项目	规模	参与企业	动态
1	新疆察布查尔全钒液流电池储能+市场 250MW/1GWh 全钒液流电池储化并网光伏项目	能	中节能太阳能科技、察布查尔锡项目开工，计划2023年年底前伯自治县城市建设投资经营集团并网，系统内首个GWh级全钒有限公司	液流储能电站
2	三峡能源100万千瓦光伏+全钒液流储能项目	1GW 全钒液流储能	中节能太阳能、新疆立能新能源公司	项目开工
3	湖南吉首市 100MW/400MWh 长时全钒液流储能电站项目	100WM/400MWh	湖南汇锋高新能源、京科控股	20223年6月底并网运行
4	和达能源全钒液流电池储能系统	0.5MW/2MWh	国网（杭州）综合能源服务有限公司	计划2022年9月底并网试运行
5	海化集团山东光伏发电+全钒液流电池储能项目	30MW/60MWh	海化集团	2022年12月底并网
6	上海电气汕头智慧能源示范项目	1MWh 全钒液流储能	上海电气风电集团	并网
7	开封时代全钒液流电池储能示范电站项目	6MW/24MWh	开封时代新能源科技有限公司	开工
8	甘肃瓜州全钒液流电池全产业链项目	10MW/50MWh、 100MW/500MWh全钒液流储能寰泰储能科技股份有限公司		开工

2022 年 12 月 01 日

行业深度研究 | 电力设备

序号	项目	规模	参与企业	动态
9	山东潍坊盐酸基全钒液流储能电站	一期1MW/4MWh		建成投运，系国内首个盐酸基全钒液流储能电站
10	大庆125KW/500KWh 全钒液流储能系统	125KW/500KWh	青海黄河上游水电开发有限责任公司	通过验收
11	辽宁电科院大连全钒液流电池储能电站	200MW/800MWh	大连市热电集团有限公司	10月投用，系全球规模最大的全钒液流电池储能电站
12	新疆吉木萨尔县1GW 全钒液流 300MW 光储一体化项目	1GW 全钒液流储能	三峡能源新疆分公司	项目开工

资料来源：北极星储能网，西部证券研发中心

钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双极板等环节是技术开发和完善产业链布局的重点领域。全钒液流电池产业链上游原材料有五氧化二钒、硫酸等电解液的原材料，双极板、离子交换膜、电极等；中游核心部件有电解液、电堆、储液罐、循环模块和控制系统；下游主要应用于配置可再生能源、工商业储能和电力辅助系统等。全钒液流电池产业链中构成电解液输送系统的管路、循环泵、控制阀件、传感器、换热器等辅助部件和设备在化工领域较为常见，电池管理控制系统所需的硬件支持是电力电子行业基本元件，产业链也比较成熟。电池特有的关键材料包括钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双极板等，这些环节也是技术开发和完善产业链布局的重点领域。

图 56：全钒液流电池产业链

资料来源：金属百科，西部证券研发中心

1）上游原材料：核心资源为钒，我国储量全球第一

全钒液流电池的上游原料环节重点资源为钒，中国钒矿的储量和产量均居世界首位。美国地质调查局统计数据显示，截至 2022 年全球钒资源约 6300 万吨，已探明钒资源主要分布在中国、俄罗斯、南非和澳大利亚，其中我国占比高达 33%。从产量来看，中国钒矿产量同样位居世界前列，据美国地质调查局显示，2021 年全球钒矿产量11万吨，其中中国钒矿资源产量 7.3 万吨，2021年中国钒矿产量占全球最高，达到 66.36%。

图 57：2015-2021年全球主要国家钒产量（单位：万吨）

资料来源：美国地质调查局，西部证券研发中心

图 58：2022年全球钒矿资源分布情况（单位：万吨）

资料来源：美国地质调查局，西部证券研发中心

钢铁企业受环保等政策约束钒渣产量波动大，石煤提钒技术存在诸多问题产量受限。国内钒资源主要用途为钢铁冶炼，主要分布区域有四川攀枝花地区，河北承德地区和辽宁朝阳地区。钒电池的电解液——五氧化二钒，主要从炼钢产生的钒渣中提取。自 2018 年起，我国禁止了钒渣进口，加之国内钢铁企业受去产能、环保等政策约束导致钒渣产量波动大。替代技术中，成本相对低的石煤提钒技术存在环境污染大、资源综合利用率差等问题，在环保监管日趋严格的情况下，产量会受到较大限制。供应紧张导致市场选择钒钛磁铁矿直接冶炼等成本偏高的技术路线，进一步推高了钒的成本。

图 59：钒工业基本流程

资料来源：金属百科，西部证券研发中心

从企业布局来看，国内钒资源产能相对集中，攀钢钒钛、河钢股份等在钒钛资源综合使用和钒产品生产方面处于世界领先地位。从产能情况来看，攀钢钒钛目前具备超过4 万吨钒制品产能（以五氧化二钒计），2021年公司累计完成钒制品（以五氧化二钒计）4.33 万吨，同比增长 1.93%；河钢股份 2021 年度钒制品产能为 2.2 万吨左右，主要产品为五氧化二钒、氧化钒、钒铁、氮化钒铁、钒铝合金等，两者合计占据约一半的国内市场份额。此外建龙、成渝钒钛、四川德胜等也具备万吨以上的产能，国内钒资源产能相对集中。

表 39：国内主要钒生产企业产能情况

公司	产能 (万吨）	产品	原料
钒钛股份	4.3	五氧化二钒、三氧化二钒、中钒铁、高钒铁、钒氮合金、钒铝合金	钒渣
河钢股份	2.2	五氧化二钒（片剂、粉剂)、氧化钒、钒铁、氮化钒铁、钒铝合金	钒渣
北京建龙重工集团有限公司	1.8	VN、氧化钒	钒渣
成渝钒钛科技有限公司	1.8	五氧化二钒	钒渣
四川德胜集团钒钛有限公司	1.6	钒渣、氧化钒 (外加工)	钒渣

资料来源：公司公告，西部证券研究发展中心
注：钒钛股份与河钢股份产能数据为2021年年度数据，其余三家并未公布 2021年年度产能数据，故为 2020年年度数据

2.电解液与电堆：全钒液流电池核心部件

全钒液流电池核心部件主要由电解液和电堆构成，后者受上游钒资源的价格波动影响。电解液主要原材料为五氧化二钒以及硫酸这部分成本约占电池成本的 40%，上游钒资源的价格波动影响全钒液流电池的成本。电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等构成，目前离子交换膜很大程度上依赖进口，成本偏高，导致同规模下电池总成本较高，电堆成本约占电池总成本 37%。

图 60：全钒液流电池成本构成

资料来源：PowerLab，西部证券研发中心

全钒液流电池产业链成熟，国内外均有企业深耕全钒液流电池各关键部件。电解液供应国内主要由大连博融新材料提供，国外企业有美国史查克和德国电冶金公司；涉及离子交换膜的主要企业有国内的苏州科润新材料、东岳集团以及美国杜邦、德国 Fumatach、美国戈尔等；电极制造商有国内旭能翰源、日本东丽、日本东邦、美国郝克利等；双极板主要为国内中科能源材料与旭能翰源；全钒液流整机制造企业主要有大连融科储能技术发展有限公司、北京普能世纪科技有限公司以及上海电气储能科技、日本住友电工、美国UniEnergy Technologies 等。

表 40：全钒液流电池关键部件国内外主要企业

	电解液	离子交换膜	电极	双极板	全钒液流整机制造企业
国内企业	大连博融新材料	苏州科润新材料	旭能翰源	中科能源材料	大连融科储能技术发展有限公司
		东岳集团		旭能翰源	北京普能世纪科技有限公司
					上海电气储能科技
国外企	美国史查克（Straco)	美国杜邦德国 Fumatech	日本东丽
			日本东邦		日本住友电工
		美国戈尔Gore	美国郝克利		美国 UniEnergy Technologies
		日本旭硝子			奥地利 Gildemeister
		日本旭化成公司	美国阿莫克

资料来源：PowerLab，西部证券研发中心

表 41：全钒液流电池产业链公司

企业	成立时间	是否上市	所属领域	产业布局
钒钛股份	1993年成立;1996年在深圳主板上市交易	是	液流电池电解液原材料	公司是国内最大的产钒企业之一，公司产出的五氧化二钒
				是钒液流电池电解液的重要原料
河钢股份	1997 年成立，同年在深圳主板上市交易	是	液流电池电解液原材料	公司是国内最大的产钒企业之一，钒资源是电解液重要原
				材料
LE System	2011年1月	是	全钒电池电解液	从废弃物中回收钒、从偏钒铵酸中简单制造钒电解液
Invinity Energy		是	全钒电池储能系统	以全钒液流电池VS3为基础构建储能系统
普能	2007年1月	否	全钒液流储能系统	钒电池储能系统(VRB-ESS)
大连融科	2008年10月	否否	全钒液流储能系统	VPower，TPower，ReFlex 储能系统
上海电气储能科技 2019年12月			全钒液流储能系统	高性能电堆
				2010 年开始全钒液流电池储能技术研究，2014年公司钒电池储能首次在未来科技城智能电网示范工程中应用，具
武汉南瑞	1999年	否	电堆、系统集成、材料研制
				备钒电池本体设计、材料研制、系统集成能力，形成兆瓦
				级全钒液流电池电堆智能化生产能力。
				于上世纪90年代开始全钒液流电池技术研发，具备完整生
日本住友电工	1897年	是	产业链完整	产和组建钒电池系统的全套技术，技术成熟度居世界前列，
				2016年投运当时全球最大的15MW/60MWh全钒液流电池储能项目。

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

3.5 铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔

3.5.1 铁铬电子对价态变化实现能量转换

铁铬液流电池是产业上最早出现的液流电池技术，利用铁铬电对的价态变化实现能量转换。铁铬电池分别采用 Fe3+/Fe2+电对和 Cr3+/Cr2+作为正极和负极的活性物质，通过活性金属的价态变化实现电能与化学能相互转换与能量储存。在铁铬液流电池中，活性物质储存于电解液中，具有流动性，可以实现电化学反应场所（电极）与储能活性物质在空间上的分离，电池功率与容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。

图 61：铁铬液流电池的发展历程

资料来源：房茂霖等《铁铬液流电池技术的研究进展》，西部证券研发中心

铁铬电池系统主要由功率单元（单电池、电堆或电堆模块）、储能单元（电解液及储罐）、电解液输送单元（管路、阀门、泵、换热器等）电池管理系统等组成。作为铁铬电池的核心部件，功率单元在一定程度上决定了系统的能量转换效率和建设成本。根据应用领域不同，功率单元可以分为单电池、电堆和大功率模块等。其中，铁铬电池单电池是电堆及系统的基本单元，单电池主要通过离子传导膜将正负极电解液进行分离，两侧分别由电极、液流框、集流体等部件组成的正负极半电池，然后通过夹板及紧固件进行压紧而成；电堆又由多个单－电池通过叠加形式进行紧固而成，每组单电池之间通过双极板进行连接，具有多个电解液循环管道和统一电流输出的组合体，一定数量的电堆再组合电解液循环系统、电气系统、能量转换系统及辅助设备构成大功率模块的基本组成单元。

图 62：铁铬液流电池反应基本机理

资料来源：袁治章等《液流电池储能技术研究进展》，西部证券研发中心

3.5.2 铬铁矿丰富叠加电化学技术优势，大储前景广阔

优势：铁铬电池较其他电化学电池具有明显的技术优势，在大规模储能技术应用前景广阔。根据铁铬电池的工作原理及结构特点，其高安全、高灵活性和长寿命的技术特点使其在可再生能源发电储能装置、电网调峰调频、电网削峰填谷、不间断电源或应急电源等领域拥有很广阔的应用前景。

1）电对元素特性叠加水性电解质溶液，铁铬电池系统安全性较高。铁-铬液流电池的电解质溶液为含有 Fe3+/Fe2+电对和 Cr3+/Cr2+电对的水性溶液，不会发生燃烧或爆炸的风险。且电解质溶液储存在两个分离的储液罐中，电池堆与储液罐分离，在常温常压下运行，安全性高。即使在运行过程中，隔膜发生破裂，正负极活性物质发生互混，也不会引起燃烧和爆炸。

2）适配储能循环寿命长，模块/定制化设计灵活稳定。铁-铬液流电池在充放电过程中，电极材料只提供反应界面，本身不参与反应，而且电极反应均为液相反应，无相态变化，不会发生类似同态电极的脱落成片结构坍塌等问题，可以长期保持稳定状态，理论充放电循坏次数可以达到 10000次，与全钒液流电池持平，寿命远远高于钠硫电池、锂离子电池和铅酸电池。另外铁铬液流电池的额定功率和额定容量是独立的，功率大小取决于电池堆，容量大小取决于电解质溶液，可以根据用户需求进行功率和容量的量身定制。而且其电能储存在电解质溶液内，而电解质溶液存储在储罐里，不存在自放电现象，尤其适用于做备用电源等。因而方便进行模块化设计，通过电堆组合维持系统的性能稳定。

表 42：铁铬液流电池与其他电化学电池技术对比

指标	铁-铬液流电池	全钒液流电池	钠-硫电池	锂离子电池	铅酸电池
循环次数 (次)	>10000	>10000	约2500	4000	1000
能量密度	10~20W ·h/L	15~30W·h/L	150~240W ·h/L	300~400W·h/L， 130-200W·h/L	30~50W·h/L
安全性	好	好	不好	不好	中
毒性、腐蚀性	好	中	中	中	不好
运行温度/℃	-20-70	5-50	300-350	常温-45	常温-30
自放电	极低	极低	低	中	高
AC/AC 系统效率/%	70-75	60-65	65-80	90	60-80
DC/DC 效率/%	80-85%	约80%	75-90%	几乎100%	70-90%
度电成本/元	0.4	0.7-1.0	0.7-1.0	0.7-1.0	0.5-1.0

资料来源：袁治章等《液流电池储能技术研究进展》，西部证券研发中心

3）原材料资源丰富，环境适应性强，叠加回收优势成本较低。铁-铬液流电池的电解质溶液原材料资源丰富且成本较低，铬铁矿全球探明储量达到了5.1 亿吨，较钒/锂储量优势明显，不会出现短期内资源制约发展的情况。另外电池在使用过程中，金属铁和铬离子只发生价态变化，并不会被消耗，可以永久性循环使用、节约资源，另外铁铬电池电堆及系统废弃时，碳材料和树脂材料均可以作为燃料使用，部分金属则可以继续使用，因此铁铬电池回收简单、残余价值高、环境负荷小，因而是可持续发展的储能技术。相较全钒液流电池，铁铬电池的成本占比最大的部分是膜、PCS 以及铁铬电解液，铁铬液流电池的膜占比是全钒液流电池的两倍，但膜的成本较低，另外Fe3+的低氧化特性也可以使用低廉的碳氢化合物膜，也可以进一步降低铁铬液流电池的成本。此外其电解液占比仅为 9%，所以其经济实惠的优势明显展露出来。

图 63：铁铬液流电池（左）与全钒液流电池（右）成本对比

资料来源：CNKI，西部证券研发中心

劣势：铁铬电池负极活性弱，容易受制于 Cr 离子金属特性而产生析氢问题。铁-铬液流电池负极Cr2+/Cr3+电对相较于正极Fe2+/Fe3+电对在电极上的反应活性较差，是影响电池性能的主要原因之一。且 Cr3+离子电化学反应活性较差、易老化、易发生析氢反应、容量衰减快、能量效率低等原因仍然限制着铁铬液流电池商业化发展。另外反应过程中电池正负极电解液一定程度上会形成交叉感染，所以需要配备循环泵、电控设备等辅助设备，增加了系统的复杂性。

铁铬电池能量密度低，且能量效率转换低是制约其商业推广的最大挑战。目前铁铬液流电池的能量密度仅为 10-20Wh/L，显著低于锂电池的 300-400Wh/L，也低于全钒液流电池的 15-30Wh/L。因此其本体会受到电池体积大、密度大、重量大及电解液溶解度等的限制，因此铁铬体系的比能量较低，整体能量密度较低，只适合大规模的储能电站。另外材料所需的离子交换膜价格昂贵，对表面催化剂的要求较高，也对铁铬电池推广起到了一定的限制作用。

3.5.3 产业链上下游公司有望受益

铁铬铁铬液流电池的整个系统由能量单元（电解液及储罐）、功率单元（单电池、电堆或电堆模块）、输运系统（管路、阀门、泵、换热器等）、控制系统、附加设施等部分组成，其中能量单元和功率单元是核心模块。铁铬液流电池的正负极电解液为含有铁离子和铬离子的溶液，是其真正的储能介质，能量单元的核心。产业链条为上游铬矿经过冶炼生成铬盐，中游铬盐加工进而用于生产铁铬液流电池，下游铬中间品多范围跨行业应用于钢铁、电池、皮革等行业。

图 64：铬铁矿资源产业链

资料来源：Mysteel，西部证券研发中心

铬产业链条行业覆盖范围广，跨度较大。铬铁矿按工业用途划分为冶金级、化工级、耐火级和铸石级，其中冶金级铬铁矿全球产量占比超过95%。因耐磨、耐高温、耐腐蚀及其亲铁性的性质，冶金级铬铁矿被冶炼成铬铁合金被添加到不锈钢、特钢等钢材中。不锈钢是目前铬元素最大的消费下游，因含有镍铬而具有不锈、耐蚀性主要特性。铬铁按不同含碳量分为高碳铬铁（含碳为4\~8%）、中碳铬铁（含碳为0.5\~4%）、低碳铬铁（含碳0.15\~0.50%）、微碳铬铁（含碳为 0.06%）、超微碳铬铁（含碳小于0.03%）。中、低、微碳铬铁由高碳铬铁添加硅石冶炼成，因其含碳量少也被用广泛于加工特殊钢材。另外化工级铬矿还可以加工成氧化铬绿、三氧化铬、红矾钠等铬盐，用于颜料、涂料、陶瓷、饲料、电镀、合金、皮革等众多行业等。铬铁电解法和铬盐碳还原法可提纯至金属铬。随铁铬液流电池的商业化，未来电池领域或将成为新的消费增长点。

上游产业链：全球铬铁矿资源丰富，铬铁矿资源总量超过 120 亿吨，主要分布于南非、津巴布韦、哈萨克斯坦、巴基斯坦、土耳其和印度等国家，已探明总铬铁矿储量约 75 亿吨。其中南非资源量最大，约占世界资源总量的一半，是全球最大的铬资源出口国。南非、津巴布韦、哈萨克斯坦铬铁矿资源量约占世界铬铁矿探明资源总量的 95%。其中津巴布韦虽铬矿储量丰富，但开发程度较低，于 2021 年宣布禁矿。哈萨克斯坦铬矿多用于本国生产，出口量较低。

表 43：世界铬铁矿储量和储量基础（商品级矿石）

国家	储量 (万吨）储量基础 (万吨)
南	96000 550000
哈萨克斯坦	41000 41000
津巴布韦	14000 93000
芬兰	4100 12000
印度	1800
巴西	3900 1400 2300
土耳其	800 2000
阿尔巴尼亚	610 610
俄罗斯 400	4600
伊朗
美国	240 240 700 ：

资料来源：美国地质调查局，西部证券研发中心

中国铬资源缺少，仅西藏、甘肃、内蒙古、新疆等地区有矿藏分布。根据中国冶金报，我国铬资源总探明储量为 5700 万吨，全球占比不足 1%，对外依存度极高超过 90%。目前，随着国内不锈钢市场持续旺盛，叠加储能铁铬电池的蓬勃兴起，解决进口矿供应成为市场的决定性因素。我国需求企业主要从南非、土耳其等国进口铬铁矿，未来预计导通津巴布韦的矿石供应链，不断深化与以上矿资源国家及地区的贸易合作，在一定程度上将减缓铬铁矿原材料供应不确定性的风险。

图 65：2021中国区域铬铁产能分布

资料来源：SMM，西部证券研发中心

铬资源缺少，随着高碳铬铁产量爬坡，头部矿业将享受超额收益。随着中国不锈钢的需求不断起量，铬矿需求将不断上升，国际上铬铁价格将面临长期压力，再加上宏观政策上对铬铁矿加工贸易的限制，因此会长期出现国内铬铁行业发展力不足，对国外矿石依存度过高，上游受制于矿石供应商，所以头部矿业将享受市场增长赋予的超额收益。

表 44：铁铬液流电池产业链公司

企业	成立时间	是否上市	产业布局
西藏矿业 (000762)	1994年	是	公司是西藏最大的综合性矿业公司，主要从事铬铁矿的开采和生产加工，公司拥有西藏罗布萨铬矿的采矿权，近两年年产量在3万吨左右，产量位于国内同行业前列。剩余可开采储量尚可开采年限8-9 年。
中矿资源 (002738)	1999年	是	公司主营业务包括固体矿产勘查技术服务、矿权投资业务、海外勘查后勤配套服务和建筑工程服务等。公司矿权涉及的矿种包括铯、锂、铜、钴、金、银、铬铁、钮、铍等多种金属。
五矿发展(600058)	1999年	是	公司致力成为国内领先的金属矿业流通服务商和全球有影响力的大宗商品贸易商。据中国物流与采购联合会最新统计，公司铬矿、铬铁销售量位居全国第一。
西部黄金 (601079)	2002年	是	公司主营业务包括固体矿产勘查技术服务、矿权投资业务、海外勘查后勤配套服务和建筑工程服务等。公司矿权涉及的矿种包括铯、锂、铜、钴、金、银、铬铁、钮、铍等多种金属。

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

下游储能：国内对铁/铬液流电池的研究始于 20 世纪 90 年代，早期以跟踪研究为主。中科院大连化学物理研究所的衣宝廉院士团队于1992年曾经推出过270W的小型铁/铬液流电池电堆。中科院大连化物所和沈阳的金属所的研究中，负极析氢与电解液离子互混问题长期难以解决。2019 年11 月，中国国家电投公司所属的中央研究院和上海发电设备成套设计研究院联合项目团队研发的国内首个 31.25kW 铁/铬液流电池电堆“容和一号”成功下线，经测试，性能指标满足设计参数要求。首批次共8 台电堆，应用于张家口战石沟光伏电站 250kW/1.5MWh 铁-铬液流电池储能示范项目，并已于 2020 年 12 月投入试运行，成为国内首座百千瓦级铁-铬液流电池储能示范电站。2022 年 1 月，“容和一号”量产线投产，单条产线可年产 5000 台“容和一号”电堆，标志着铁/铬液流电池储能技术产业化向前迈进了一大步，为液流电池储能技术带来了新的增长点。与此同时，国家电投还在内蒙古霍林河启动了全球首个兆瓦级铁/铬液流电池储能示范项目建设，预计将在22年年底投产，届时将再度刷新全球铁/铬液流电池储能系统的最大实证容量纪录。

表 45：250kW/1.5MWh铁-铬液流电池储能示范项目设计参数

设计参数	数值
额定输出功率/kw	250
系统容量/MW·h	1.5
单电堆功率/kW	>30
DC/DC 系统转换效率/%	≥75
充放电切换时间/ms	~200
运行维护时间	≥半年

资料来源：杨林等《铁-铬液流电池 250kW/1.5MWh示范电站建设案例分析》，西部证券研发中心

发展趋势：铁铬液流电池材料的改进是未来实现产业化大规模推广的关键。铁铬当前负极铬离子的活性还有待提高，析氢副反应影响较大，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀依然较大，循环稳定性较差等。未来依然需要适配储能进行技术创新和突破：

1）电池材料改进：优化离子传导膜的离子选择性以提高库仑效率，选择合适的添加剂降低析氢副反应的影响，提高活性物质的电化学反应以及电极材料的活性以降低电池的电化学极化，另外提高双极板的电导率以及减小离子传导膜、电极、双极板的厚度，从而降低电池的欧姆极化。

2）电池结构设计优化：降低电解液的流动阻力，提高电解液分布均匀性以及过电势分布均匀性，以降低电池的浓差极化，缩短电子、质子的传递路径，提高传质效率。

3）降低成本：铁铬液流电池对膜的要求较低，非氟磺酸膜实现突破后可以替代价格昂贵的全氟磺酸膜，将进一步降低电池成本，进而推动铁铬液流电池的产业化应用。

表 46：铁铬液流电池产业链公司

产业链环节	企业	成立时间	是否上市	产业布局
电池侧	电投能源	2001年成立；2007年在深圳主板上市交易	是	2020年，国家电力投资集团成功试制出第一代具有自主知识产权的铁铬液流电池储能产品—“容和一号”，2022年正式投产。
	EnerVault	2017 年由创业工作室 Idealab创立	否	2014年，首次开发的 250 kW/1000 kWh 铁铬液流电池在在加州特罗克的示范应用项目中投入运行。
	中海储能	2020年11月成立	否	相继攻克了铁铬液流电池存在负极的析氢、正负极电解液交叉污染、铬氧化还原性差的问题，在北京昌平完成“中海一号”
	东方能源	2007年成立，2013年上市		的建设。
			是	实施了国内首座铁铬液流电池储能示范项，铁铬量产推进。
	电解液振华股份	2003年成立，2016年上市	是	全面达成国家电投集团科学技术研究院铁铬液流储能电池产品
离子交换膜				的使用标准，已获得向国家电投集团科学技术研究院及其子公
离子交换膜		2006 成立，2007年港股上		司北京和瑞储能科技有限公司批量提供电解液的供货资质。
	东岳股份	市	是	全氟磺酸离子交换膜积淀深厚，取得众多国家专利指标。
PCS	固德威	2010 年成立，2020年上市	是	公司产品在大规模的工商业储能领域储能变流器（PCS）积淀
PCS	固德威	2010 年成立，2020年上市	是
变频器	汇川技术	2003年成立，2010年上市	是	深厚，相关产品将深度受益铁铬大储的推广。
变频器	汇川技术	2003年成立，2010年上市	是	推出了新型协控大容量储能系统解决方案，为大容量储能系统提供全方位的控制保障，已经率先引领福建霞浦100MW储能、

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

3.6 重力储能：商业化早期，发展潜力巨大

3.6.1 重力储能利用重力与高差实现电力充放

重力储能作为物理储能，利用重力与高差实现电力充放。实现新重力储能是一种机械式储能，储能介质分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。水介质型重力储能系统可以借助密封良好的管道、竖井等结构，其选址的灵活性和储能容量受到地形和水源限制。固体重物型重力储能主要借助山体、地下竖井、人工结构物等结构，重物一般选择密度较高的物质，如金属、水泥、砂石等以实现较高的能量密度。根据重力储能的储能介质和落差实现路径的不同，目前将重力储能分为以下 4 类：新型抽水储能、基于构筑物高度差的重力储能、基于山体落差的重力储能和基于地下竖井的重力储能。

表 47：重力储能技术路径对比

技术路径	主要原理	优势	劣势
新型抽水储能	利用活塞的重力势能在密封良好的通道内形成水压进行储能和释能	可以实现电网等级的长时间(6～14h)储能，能量转换效率据称可以达到80%左右，并且可以反复使用	要求地质足够坚硬且对密封性要求较高
基于构筑物高度差的重力储能	的高度差来进行储能和释能	利用储能塔、支撑架、承重墙等构筑物空间利用率高，储能密度大，选址灵活且易需确保建筑稳定以及对塔吊、行吊于集成化和规模化	的精度控制
基于山体落差的重力储能	利用山体落差和固体重物的提升来进行重力储能	利用了天然山坡、使用砂砾作为储能介质可以减少建造成本	难以实现稳定高效率的能量回收
基于地下竖井	利用废弃矿井和缆绳提升重物来进行储能和释能	减少了自然环境的影响，安全系数较高	废弃矿井资源有限，选址不够灵活，还有瓦斯泄漏等安全隐患

资料来源：王粟等《新型重力储能研究综述》，西部证券研发中心

图 66：美国 Gravity Power 的新型抽水储能技术设想

资料来源：GP 公司官网、西部证券研发中心

图 67：Gravitricity 公司的基于地下竖井的重力储能技术设想

资料来源：Gravitricity 公司官网、西部证券研发中心

图 68：Energy Vault的基于构筑物高度差的重力储能技术

资料来源：Energy Vault 公司官网，西部证券研发中心

图 69：IISAS研究所的山地重力储能设想

资料来源：IISAS 研究所，西部证券研发中心

3.6.2 EV公司推出EVx系统，在中国布局首个商业化案例

Energy Vault 公司提出混凝土砌块储能，开拓重力储能新方向。在基于构筑物高度差的重力储能技术路径中，Energy Vault公司提出以混凝土砌块储能塔为基础的重力储能发电方案，其原理是电力充裕时，起重机将储能模组 EVx 从地上吊起，像积木一样往高处堆放，当模组堆叠在高处时，系统完全“充电”，每个储能模组代表约 1MW 的势能；当需要电力时，系统会协调储能模组EVx排出。2020年，EV公司在初期储电吊塔 EV1产品的基础上研发了可以进行机组模块拼装的 EVRC 储能产品，并在瑞士当地建设了一些项目示范中心，与当地电网嫁接进行项目试验。2021 年推出了EVx平台，其储能模组EVx 和弹性中心EVRC储能容量在10MWh以上，可满足电网2\~12小时的弹性储能。

图 70：Energy Vault 公司的重力储能模块化设计

资料来源：EV 公司官网、西部证券研发中心

图 71：Energy Vault 公司 EVRC 技术设计渲染图

资料来源：IISAS 研究所、西部证券研发中心

表 48：Energy Vault 公司技术发展历程

	时间	名称	主要技术	特点	实施
第一代	2020年7 月	EV1塔	ECDU 塔通过将移动质量提升到塔	工厂储存容量范围为 20-35-80	EV 公司完成位于瑞士阿尔贝多-
			中来存储能量，其中势能存储在高程MWh和4-8MW 连续放电8-16		卡斯蒂奥内的五兆瓦商业示范装
			增益中	小时。	置（“CDU”）的机械施工
第二代	2021年	EVx	EVx平台是 EVRC 的构建模块	储存时长2-12小时不等，具有超	中国天楹和EV公司合作，在江苏如东建立第一个商业化重力储
			高度可扩展的模块化系统架构，	过80%的生命周期往返效率，满
		EVRC	EVRCTM可以以10MWh 的增量构	足中等(4-10 小时)和长时间(10
			建，可以扩展到数吉瓦时的存储容量	小时以上）的储能要求	能示范项目

		2021年11 EVS(Energy	为客户提供一个技术中立的平台，用	有望作为软件即服务提供，与储
			于集成和交付多种储能技术，以及专	能资产的销售或储能技术许可证
月 Vault Solutions)		有的重力存储技术和先进的软件能源管理系统	捆绑在一起

资料来源：Energy Vault 公司官网，西部证券研发中心

Energy Vault 公司重力储能在手订单量充裕，与中国天楹深度合作。2022 年 2 月，EV公司在纽交所上市，公司于上市后签订了一系列储能项目。2022年初，EV公司授权中国天楹子公司 Atlas 在中国区独家使用许可技术建造和运营重力储能系统设施，计划在江苏如东推动中国第一个 100MWh重力储能项目落地，该项目是EVx 系统的首次商业化应用的案例。2022 年8 月，EV 公司与美国木星电力签订了220MWh的储能项目。2022年 9月与美国 WellheadElectric、WPower 签订了 275.2MWh 的电池储存项目。

表 49：Energy Vault 公司项目汇总

日期	合作企业	容量	地点	项目内容	预计运营时间
日期	合作企业	容量	地点	项目内容	预计运营时间	第一个项目预计将
2021年10月	DG fuels	1600MWh	美国路易斯安那州	提供1.6GWh 的储能容量，以支持可持续航空燃料项目	于 2022年年中开始
2022年5月	DG Fuels	2234MWh	美国路易斯安那州	宣布项目总容量扩张至2，234兆瓦时
2022年3月	中国天楹	100MWh	中国江苏如东	江苏如东的重力储能示范项目	2022 年内完成并投入运营
2022年8月	木星电力	220MWh	美国德克萨斯州、	德克萨斯州斯托克顿堡附近的一个100 兆瓦（200 兆瓦
2022年8月	木星电力	220MWh	加利福尼亚州	时）电池储能系统，以及加利福尼亚州卡平特里亚的102023年完工兆瓦（20兆瓦时）系统
2022年9月	Wellhead Electric、	275.2MWh	美国南加州	南加州电池存储项目	2023年中完成
2022年9月	W Power
2022年9月	中国天楹	2GWh	中国内蒙古	内蒙古的零碳工业园区的重力储能项目
2022年10月	木星电力	2.4GWh		确保2.4GWh 的国产合格电池储能系统	2024年和2025年达到商业运营

资料来源：Energy Vault 公司官网，西部证券研发中心

3.6.3 中国天楹（000035.SZ）：如东项目稳步推进，已签订多份战略合作协议

中国天楹与 Energy Vault公司实现深度绑定，积极拓展重力储能业务。2022年1 月 30日，中国天楹旗下控股子公司 Atlas Renewable LLC 与重力储能技术开发商 Energy Vault公司签署了《技能答应运用协议》，EV 公司授权Atlas 在中国区（含香港和澳门）独家运用答应技能建造和运营重力储能体系设备。中国首个应用 EV 公司技术的 100MWh 重力储能项目将在江苏如东县落地。今年 7 月，全球首个 25MW/100MWh 重力储能示范项目已开始灌注桩基施工进入实际动工阶段，项目预计将于 2023 年年初投入商业运营。

今年以来中国天楹先后签署多个重力储能战略合作协议。今年以来，中国天楹与贵州毕节人民政府、内蒙通辽市人民政府、湖北省宜昌市人民政府、中国投资协会、三峡建工、中建七局、国家电投、中电建、国网综能等单位达成战略合作，合作内容均有涉及重力储能。毕节市“风光水储”一体化能源基地，将建设不低于 40 万千瓦时的重力储能项目；通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园，重力储能规模 2GWh；与国家电投浙江公司协议中，在长三角地区获取不低于 1GWh 重力储能项目；与中电建水电公司协议中，力争在“十四五”期间在全国共同开发投资不少于 2GW 的重力储能电站。

表 50：中国天楹部分战略合作协议签署情况

序号	日期	战略合作方	合作内容	规模
1	2022/11/9	贵州省毕节市人民政府		毕节市“风光水储”一体建设不低于40万千瓦时的重力储能项目，并依据装机容量按
		中国三峡建工(集团)有限公司	化能源基地	照每5亿元固定资产投资额匹配100万千瓦的新能源指标(光
序号	日期		合作内容	规模
		新加坡能源国际能源投资公司		伏、风电)，装机规模上限不超过200万千瓦，同步建设装机
		（SPIEnergylnvestmentsPte.Ltd.)		总容量约150万千瓦的抽水蓄能项目
		中建七局新能(上海）建设有限公司
		阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司
(中国天楹控股子公司)
2	2022/9/9	通辽市人民政府		将在“十四五”期间共同打造通辽千万千瓦级风光储氢氨一体
		中国投资协会		通辽千万千瓦级风光储氢化零碳产业园，其中风电装机6GW、光伏装机4GW、重力储
		中国天楹股份有限公司	氨一体化零碳出业园	能规模2GWh、绿氢产能5万吨/年、绿氨30万吨/年，总投资600亿元；再投资100亿元打造零碳产业装备制造中心
3	2022/8/13		国内开发建设重力储能、
		国家电投集团浙江新能源有限公司		争取在三年内，通过双方有效合作，在长三角地区获取不低于
		中国天楹股份有限公司	源等电力能源项目	光伏、风电、综合智慧能1GWh重力储能项目、5GW绿电项目，并就如东重力储能项
	2022/8/11			目、滩涂光伏项目优先开展合作。再生资源回收体系项目，计划投资10亿元；新能源项目，包
	2022/8/11	湖北省宜昌市人民政府	湖北省宜昌市人民政府中国天楹股份有限公司	含:储能中心、氢能中心、零碳能源互联网中心和智能网联中
		中国天楹股份有限公司		心；“无废城市”项目
		中国天楹股份有限公司		双方围绕重力储能+光伏、风电、水电、核电、生态修复、尾
	52022/6/1	阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司	能源市场开发	矿治理、建筑垃圾等零碳能源+资源综合利用的解决方案，全
		(中国天楹控股子公司)		面开展合作。力争在“十四五”期间在全国共同开发投资不少
		中电建水电开发集团有限公司		于 2GW 的重力储能电站。
	2022/5/16	中国天楹股份有限公司国网江苏综合能源服务有限公司	重力储能技术研究与项目开发	共同推进建设如东100MWh用户侧重力储能示范项目
		中国投资协会能源投资专业委员会
		中国三峡建工（集团）有限公司		四方合作范围聚焦新能源领域，包括但不限于水电、风电、光
	72022/4/16	6中建七局新能（上海）建设有限公司	能源市场开发	伏、储能技术（重力储能）等新能源项目，尾矿治理，建筑垃
	72022/4/16	阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司		圾及综合资源回收，同时涉及上述领域的新型材料研发、装备
				制造、科研产业化和技术服务等。
		(中国天楹控股子公司)
	82022/1/30	控股子公司 Atlas Renewable LLC 重力储能技术开发商 Energy Vault,Inc.	技术许可使用协议	EV 授权Atas 在中国区（含香港和澳门）独家使用许可技术建造和运营重力储能系统（"GESS"）设施。
	82022/1/30			甲方优先将如东县十四五规划新增的滩涂光伏发电资源的
9				20%配置给乙方;优先同意乙方参股开发如东十四五海上风电
		如东县人民政府		项目，参股比例不高于20%；中国天楹牵头重力储能试点项
	2022/11/11	中国天楹股份有限公司	新能源产业投资
				目及其装备制造项目的开发研究和落地实施；中国天楹可以联
合如东国有企业在如东县建设区域原中心，包含：储能中心(重力加速储能项目)、氢能中心(可再生绿氢制合成氨技术)、零碳

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

投资建议：预计 22-24 年中国天楹归母净利润为 2.07/7.45/11.16 亿元，同比-71.7%/+260.7%/+49.8%，EPS 为 0.08/0.30/0.44，维持“买入”评级。

表 51：中国天楹盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	21,867	20,593	4,511	6,700	9,205
重要声明				WES ERN	西部证券
增长率	17.6%	-5.8%	-78.1%	48.5%	37.4%
归母净利润 (百万元)	654	729	207	745	1,116
增长率	-8.3%	11.5%	-71.7%	260.7%	49.8%
每股收益 (EPS)	0.26	0.29	0.08	0.30	0.44

资料来源：Wind，西部证券研发中心

3.7 压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进

3.7.1 实现能量的存储及跨时间、空间转移和利用

压缩空气储能系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、空间转移和利用的物理储能技术。压缩空气储能系统主要分为储能和释能两个工作过程：储能时电动机驱动压缩机将环境空气压缩至高压状态并存入储气装置，电能在该过程中转化为压缩空气的内能和压力势能（步骤 1 和 2）；释能时，储气装置中存储的压缩空气进入空气透平膨胀机中膨胀做功发电，压缩空气中蕴含的内能和压力势能在该过程中重新转化为电能（步骤 3 和 4）。作为一种极具发展潜力的物理储能技术，压缩空气储能可广泛应用于电源侧、电网侧和用户侧。

图 72：压缩空气储能系统基本原理示意图

资料来源：梅生伟等《非补燃压缩空气储能研究及工程实践——以金坛国家示范项目为例》，西部证券研发中心

表 52：压缩空气储能技术应用场景

应用场景	说明
负荷中心削峰填谷	我国区域电网峰谷差呈现逐年扩大趋势，压缩空气储能技术可以高效利用谷段、平段等闲置时段电网剩余通道，削减电网峰谷负荷差，提高电网通道利用水平。
消纳大规模可再生能源发电	实现大规模可再生能源的高效消纳是我国能源结构转型和构建新型电力系统的必然途径。压缩空气储能技术具有能量储存及跨时间、空间转移利用的特征，可有效调节可再生能源出力特性，增加其可调度水平，促进可再生能源高效消纳。
智能电网辅助服务	除削峰填谷外，压缩空气储能技术具有调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，可为智能电网提供多样化的辅助服务，提高电网利用水平。
综合能源系统能量枢纽	压缩空气储能系统可以与光热、地热或工业余热相耦合，以其作为综合能源系统的能量枢纽，可发挥其多能联储多能联供性，显著提高系统布置的灵活性和利用效率。

资料来源：梅生伟等《非补燃压缩空气储能研究及工程实践—以金坛国家示范项目为例》，西部证券研发中心

3.7.2 压缩空气储能技术发展潜力巨大

传统压缩空气储能采用天然气补燃方式，实际运行效率较低。压缩空气储能技术因具有规模大、灵活性强等特点，被认为具有较大的发展潜力和应用前景。目前投入商业应用的大型压缩空气储能电站仅有德国的 Huntorf 电站和美国的 McIntosh 电站，两者均采用传统的天然气补燃方式，且实际运行效率较低，可见压缩空气储能技术的研究与发展存在巨大空间。

传统型的压缩空气储能技术是以燃气发电为基础展开的，以德国 Huntorf 和美国的McIntosh 电站为例，主要特征是在电能输岀时从洞穴中排岀的高压空气先在燃烧器内与天然气实现掺混燃烧，温度提升后再进入膨胀机做功。

图 73：Huntorf压缩空气储能电站系统图

资料来源：李季等《压缩空气储能技术研究现状与展望》，西部证券研发中心

新型压缩空气储能主要有无外部热再压缩空气储能、有外部热源的压缩空气储能、液态压缩空气储能以及超临界压缩空气储能。

1）无外部热源的压缩空气储能

①蓄热式压缩空气储能：蓄热式压缩空气储能系统采用了压缩机组级间冷却、膨胀机组级间加热的方式。充气储能时，来自低温蓄热器的冷介质在压缩机级间冷却器中吸收压缩空气释放的热能，温度升高到某一值，存储在高温蓄热器中；放气发电时，储气库岀口调节阀后的压缩空气被热介质加热，温度升高，换热后的介质温度降低,储存到低温蓄热器。

图 74：一种蓄热式压缩空气储能系统

资料来源：李季等《压缩空气储能技术研究现状与展望》，西部证券研发中心

②等温式压缩空气储能：主要是采用活塞机构带动压缩过程，在压缩期间喷射水雾或直接采用液体活塞进行大面积换热压缩热被冷却介质吸收后存储，膨胀过程重新加热空气。

2）有外部热源的压缩空气储能：带外部热源的压缩空气储能系统主要是在蓄热系统上改进，利用外部热源提升储热介质温度，提高空气做功能力。其可利用的热源包括太阳能热利用，工业企业如冶金、化工、水泥、玻璃等行业的余热废热，核电等发电厂的余热，生物质制取的沼气、合成气等。

3）液态压缩空气储能：液态压缩空气储能技术是将空气压缩至高压后冷却液化，液态空气输送至储罐，冷却换热量被回收进储热系统，在膨胀释能阶段重新加热空气使其气化。

4）超临界压缩空气储能：该技术利用了空气在超临界状态下的诸多优点，例如具有接近液体的密度、比热容和良好的传质传热特性,又具有类似气体的黏度小、扩散系数大、渗透性好等特点。

图 75：一种太阳能补热型压缩空气储能系统

资料来源：李季等《压缩空气储能技术研究现状与展望》，西部证券研发中心

图 76：一种超临界压缩空气储能系统

资料来源：李季等《压缩空气储能技术研究现状与展望》，西部证券研发中心

表 53：新型压缩空气储能技术路径对比

技术路线	优势	劣势
蓄热式压缩空气储能	提升了系统性能	受限于蓄热介质的类型和许用温度
等温式压缩空气储能	着重于减少压缩侧功率，采用资源丰富且成本低的水作为冷却介质	膨胀侧进口空气温度不能被加热到较高温度，输出功率减小，最终整体系统功率未必提高
	有外部热源的压缩空气储能可以利用外界热源来提升空气做功发电能力，提高系统整体效率	但依然属于外源补热型储能系统，就发电效率而言与燃气补热型压缩空气储能系统没有本质区别
液态压缩空气储能	解决了受限于地域地形的问题，减少储气罐建造的投资成本	系统效率稍低于蓄热式压缩空气储能系统
超临界压缩空气储能	具有接近液体的密度、比热容和良好的传质传热特性,又具有类似气体的黏度小、扩散系数大、渗透性好，减少储气罐建造的投资成本	目前仍存在技术难题

资料来源：李季等《压缩空气储能技术研究现状与展望》，西部证券研发中心

3.7.3 多个项目落地，商业化进程快速推进

国内多个压缩空气储能项目顺利落地，商业化进程快速推进。我国压缩空气储能技术研究起步较晚，2005年开始发展，但进步迅速，2016年建立示范工程项目，技术已进入全球先进水平。2021 年 9 月 23 日，山东肥城压缩空气储能调峰电站项目正式实现并网发电，这标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态。2022 年5 月 26日，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，标志着世界首座非补燃压缩空气储能电站正式投入商业运行。

表 54：当前国内已投运/完工的压缩空气储能项目（不完全统计）

序号	项目	时间	项目进展	装机量 (MW)	容量 (MWh)	效率	投资额（亿元）
1	廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目	2013年	已完工	1.5		52.10%
2	安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目	2014年	首次发电成功	0.5	-	33%	0.3
3	贵州毕节10MW压缩空气储能示范项目	2017年	2017年5月开始系统联合调试，于 2021年10月正式并网发电	10	40	60.20%
4	同里综合能源服务中心内500kW液态空气储能示范项目	2018年	已完工	0.5	500
5	山东肥城压缩空气储能调峰电站项目 (一期)	2020年	2020年底开工建设，2021年9月 23日一期10MW机组建成并网	10
6	金坛盐穴压缩空气储能项目	2021年	2017年5月27日获国家能源局批复，于2018年12月25日开工建设,60		300		55
7	张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目	2022年	2021年9月30日并网。 2022年9月30日顺利并网发电100		400

资料来源：中国储能网，人民网，西部证券研发中心

表 55：目前国内压缩空气储能建设/规划项目（不完全统计）

序号	项目	时间	项目进展	装机（MW）	容量 (MWh)	投资额（亿元）
1	平顶山叶县100MW/800MWh 先进压缩空气（盐穴）储能项目	2021年	6月30日正式签约项目总承包合同	100	800
2	浙江遂昌100MW矿洞压缩空气储能项目	2021年	9月27日举行签约仪式	100	：	10
3	大唐全钒液流电池+压缩空气储能项目	2021年	10月进行公开招标	100	400	：
4	400MW盐穴压缩空气储能示范项目	2021年	11月22日签约	400	-	-
5	大同启迪云岗井田50MW压缩空气储能项目	2021年	11月29日已列入2021年省级重点工程项目名单	50
6	湖北应城压缩空气储能电站	2021年	12月29日至30日在武汉组织召开项目可研评审会	300
7	200MW矾山压缩空气储能项目	2021年	12月30日签约	200		12
8	辽宁朝阳光储氢一体化项目	2022年	1月12日进行签约	300	■	：
9	瑞昌市压缩空气储能调峰调频电站项目	2022年	2月签约	1000	6000	80
10	山东泰安2×300兆瓦级压缩空气储能创新示范项	2022年	3月2日正式签订战略合作框架协议	600	：	-
11	目国华兰陵压缩空气储能电站示范项目	2022年	4月发布招标公告
12	德兴压缩空气储能调峰调频电站项目	2022年	5月11日签约	100 1250	600 7500	· 126
13	福建石狮热电有限责任公司压缩空气储能电站项目2022 年		5月26日发布项目可行性研究前期工作咨询	1200	4800
14	河南平顶山市叶县200MW 盐穴先进压缩空气储能		服务招标 2022年6月14日举行通井开工仪式 200
序号		时间	项目进展	装机（MW）	容量 (MWh)	投资额（亿元）
	汉中市勉县100MW/800MWh先进压缩空气储能项	时间	项目进展	装机（MW）	容量 (MWh)	投资额（亿元）
15	目江苏淮安465MW/2600MWh 盐穴压缩空气储能项	2022年	6月20日签约 7月14日项目可行性研究报告在京顺利通过	100	800	10
16	目	2022年	专家评审	465	2600
17 18	南大港产业园区先进压缩空气储能项目	2021年	9月	200	1600
19	中储国能旗下已纳规项目	2022年	已纳规	520	2120
20	中车德令哈100万千瓦源网荷储项目	2022年	预计 2022年开工，2024年投产	100	400	-
21	国能大柴旦100万千瓦风光储项目	2022年	预计 2022年全面开工	·	：	·
	“揭榜挂帅”新型储能示范项目配套新能源项目	2022年	预计 2022年全面开工	560	2630	·
22	山东肥城压缩空气储能调峰电站项目 (二期)	2022年	项目具备开工建设条件	300	:	1

资料来源：北极星储能网，中国机械设备工程有限公司官网，CNESA，中储国能官网，德兴市人民政府门户网站，西部证券研发中心

3.7.4 国内相关产业链基本形成

我国通过对压缩空气储能项目的不断示范运行，已经构建了产业链的雏形，产业链上企业已有20余家。1）盐穴资源：鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等。2）压缩、换热及透平机组：陕鼓动力、金通灵、东方电气等。3）储气装置：压力容器企业。4）系统集成于并网管理：中科院工程热物理研究所、科远智慧、中储国能、中科院理化所等。5）系统安装：中国电建、中国能建、华能集团、浙建集团等。6）终端用户：风电光伏网站、电网公司、大型工商业等。

图 77：压缩空气储能产业链

资料来源：中国储能网，西部证券研发中心

表 56：我国压缩空气储能相关公司及业务情况

公司	产业链环节	主要业务
鲁银投资	盐穴资源	股权投资、粉末冶金及制品、盐及盐化工、羊绒纺织、经贸业务等

公司	产业链环节	主要业务
苏盐井神	盐穴资源	食用盐、工业盐、纯碱、元明粉、氯化钙等
雪天盐业	盐穴资源	食品盐、餐具盐、家庭盐、身体盐等
陕鼓动力	压缩换热及透平机组	能源互联岛系统解决方案、能量转换装备制造、工程总包业务、工业服务、能源基础设施运营、供应链业务、智能化业务、金融服务
金通灵	压缩换热及透平机组	流体机械、系统集成、军工产品、精密制造、海外市场
东方电气	压缩换热及透平机组	风电、太阳能、水电、核电、气电、火电
科远智慧	系统集成与并网管理	智能设备、智能控制、工业互联网、智慧管理
中国电建	建设运营商	投融资、规划设计、施工承包、装备制造、管理运营全产业链一体化集成服务、一揽子整体解决方案
中国能建	建设运营商	勘探设计及咨询、工程建设、工业制造、投资运营、国际业务

资料来源：各公司官网，西部证券研发中心

3.8 熔盐储能：光热发展提速，熔盐应用场景广

熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的物理储能技术。熔盐储能系统可应用于太阳能热发电中，也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系统中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽多联供、提供综合能源服务的最佳解决方案。熔盐储能系统主要包括熔盐加热系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统。

图 78：熔盐储能系统结构及其优势

资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心

3.8.1 光热兼具新能源发电+储能属性

光热基于“光能-热能-机械能-电能”的转化发电，且自带大容量、低成本的储能系统。太阳能热发电利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热工质并进行储存，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。光热系统主要由聚光系统、吸热系统、储换热系统以及发电系统组成，分别可以实现太阳能的聚集、转换、电力输出以及辅助的功能。其中储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热系统在需要发电时利用高温熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽。储换热系统使得光热发电自带大容量、低成本的储能系统，可实现 24小时连续、稳定发电，也可按需求满足早晚高峰、尖峰时段及夜间用电。

图 79：熔盐储能光热发电整体解决方案（塔式）

资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心

表 57：光热发电储能系统构成及其核心技术

系统	介绍	核心技术
聚光系统	由高精度智能定日镜与大规模镜场集群控制系统组成，跟踪太阳能运动轨迹，将分散①高精度智能定日镜：高精度、全智能、易维护; 的太阳直接辐射反射、聚焦至中央吸热塔顶的吸热器，以实现太阳能的聚集。	②大规模镜场集群控制系统：大规模、安全可靠
吸热系统	吸热器是吸热系统的核心设备，利用太阳能加热其内部的吸热工质，以实现将太阳能	吸热器材料选择；柔性结构设计；安全运行工艺
	高效转换为热能。以熔盐作为运行工质的熔盐吸热器，面临着高温、高低温变化频繁设计
	剧烈、腐蚀性环境等恶劣工况。
储换热系统	储换热系统包括储热与换热系统，储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热
	系统在需要发电时利用高温熔盐与水进行热交换,以产生高温高压的蒸汽。熔盐储换安全可靠的系统工艺；频繁熔盐储罐关键技术
	热系统是光热发电高品质电力输出的保证,包括高温熔盐储罐、低温熔盐储罐、换热计；可靠的焊接工艺；变负荷换热系统优化设计
	器、及配套的管道、仪表、电伴热、保温等辅助系统。
发电系统	与常规火电类似的汽轮发电机组及配套的辅助系统。

资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心

图 80：光热发电的定位

灵活的调节电源

•可利用其快速响应、深度调节及高效运行的特点，随时响应电网调度指令，起到削峰填谷的作用；可与光伏发电、风力发电混合互补发电，保障电力的稳定输出,提高电力系统中的可再生能源占比。

稳定的基荷电源

•自带大容量、低成本的储能系统，可实现24小时连续、稳定发电,也可按需求满足早晚高峰、尖峰时段及夜间用电，替代部分火电机组承担电力系统的基础负荷。

电网安全守护者

•具有传统同步电源的特性，可为电力系统提供有效的转动惯量和无功功率，兼具频率稳定和电压支撑作用，从而保证电网的安全运行

图 81：光热发电的优势

低碳、清洁、无污染

•完全绿色的可再生能源发电技术，全生命周期度电碳排放仅为火电的1/50、光伏发电的1/6

连续、稳定、可调度

•电网友好型电源，由于具备大规模储热系统，可提供连续、稳定、可调度的高品质电力输出，在电力系统中承担基础负荷、调峰负荷的作用，使电网有能力容纳更多的光伏风点。

成本下降空间大

•当前尚处于产业发展的早期阶段，随着技术进步、产业规模的扩大及产业链的成熟，其发电成本存在巨大的下降空间,远期可实现平价上网。

产业拉动力强

•建设光热电站可消化大量钢材、玻璃、水泥、化工等传统行业的产能，并促进高端装备制造、工业自动化、大数据与人工智能等产业的发展。

资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心

光热电站一般分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等技术路线。根据收集太阳光装置的不同，太阳能热发电一般分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等技术路线。其中，熔盐塔式光热发电技术是当前商业化最为成熟的技术路线，槽式光热发电技术是现有光热发电技术路线当中技术成熟度和商业化验证程度最高的，碟式技术是四种光热发电技术中热电转换效率最高的，而菲涅尔光热发电技术结构简单、传动机构简单且易于操作。

表 58：几种典型的光热技术路线

技术路线	详细
	塔式光热电站的聚光系统由数以千计带有双轴太阳追踪系统的平面镜（称为定日镜）和一座（或数座）中央集热塔构成。其主要优
塔式发电	势在于工作温度较高（可达800~1000℃)，年度发电效率可以达到17%~20%。塔式电站可以使用水、气体或熔盐作为导热介质，
	以驱动后端的汽轮发电机 (若采用熔盐作为导热介质，则需加装热交换器，但储能能力较好)。
	该技术使用抛物面长槽型的聚光器和集热管；工作介质运行温度一般在400°C；采用合成油、熔盐等作为工作介质的双回路系统技
槽式发电	术已经非常成熟；更具创新性的熔盐槽式系统实现了传热与蓄热工质合二为一，目前已有少量商业化项目开始部署。
槽式发电	其集热系统和发电系统完全组成了一个单独的小型发电单元，不需要像其他光热发电技术一样分别建造光场系统和发电系统，因此
碟式发电	可以实现模块化的设计和生产，且具有离网型分布式发电的优势。
碟式发电	菲涅尔光热发电技术结构简单、传动机构简单且易于操作，不需要造价高昂的支架，也不需要槽式反射镜那样的面型精度，建设成
菲涅耳式发电	本相对较低。

资料来源：CSPPLAZA，西部证券研发中心

塔式发电效率高、成本下降空间大，未来有望成为主流发电技术路线。塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率，较大的成本下降空间，预计未来会成为主流的光热发电技术路线。目前，在全球主要国家和地区投运的太阳能热发电项目中，槽式技术路线占比约 76%，塔式约 20%，线性菲涅尔技术（以下简称线菲）约4%。而在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线占比约 60%，槽式技术路线占比28%，线菲约占 12%。

表 59：主流光热发电技术形式对比

	塔式发电	槽式发电	碟式发电	线性菲涅尔式发电
主要设备				定日镜场、集热塔、吸热器、槽式聚光器、吸热管、储热器、聚光器、吸热器、斯特林热反射镜、跟踪机构、菲涅尔聚光
主要设备	储热罐和蒸汽轮机发电机组	蒸发器和汽轮发电机组	机发电机组	集热器和蒸汽轮机发电机组
储热介质	熔盐	熔盐	空气	熔盐
光照资源要求	高	高	高	低
聚焦技术	点聚焦	线聚焦	点聚焦	线聚焦
聚光比	300-1000	100以下	600-3000	150以下
运行温度℃	500-1200	350-740	700-1000	270-550
峰值系统效率	23%	21%	31%	20%
适宜规模(MW)	30-100	30-354	5-25	10-320
储热	是	是	否	是
动力循环模式	朗肯循环、布雷顿循环	朗肯循环	斯特林循环	朗肯循环
联合运行	可以	可以	视具体情况	可以
应用场景	平坦地区	光照良好、土地开阔的地区	偏远山区	高海拔、地貌差、干旱少雨、多沙尘、辐照不稳定等天象条件区域
优点	较大	系统效率较高,成本下降空间太阳热辐射能集热装置占地面积小	热值高，热能存储能力强	镜场容积率高，抗风能力强，宽天象适应性、选址灵活、反射镜清洗便捷
不足	光能接受装置在采集光源时有所限制	热量及阻力损失较大	光热发电装置的技术要求高，不适合与并网光伏发电的配合使用	温差大，易引发吸热管破碎

资料来源：CSTA，CSPPLAZA，西部证券研发中心

图 76：我国光热发电装机各技术路线占比（截至 2021年底）

图 77：全球光热发电装机各技术路线占比（截至 2021年底）
资料来源：CSTA，西部证券研发中心

资料来源：CSTA，西部证券研发中心

3.8.2 光热储能价值日益凸显，重新进入发展快车道

行业支持政策持续出台，新疆风光大基地鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。近年来，国内及各省市相继出台多向光热行业相关鼓励政策，支持行业发展。2021年 10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中就明确提出：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。2022年 3 月新疆发改委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0 版)》中特别指出，对建设4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4倍的风电光伏发电项目；鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1规模配建。

表 60：近两年国内光热行业相关政策

政策名称	发布部门	发布时间	主要内容
关于加快推动新型储能发展的指导意见国家发改委、国家能源局 2021年7月			坚持储能技术多元化，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知	国家发改委、国家能源局 2021年8月		承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。
2030 年前碳达峰行动方案	国务院	2021年10月	积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。
关于完善能源绿色低碳转型体制机制和国家发展改革委、国家能		2022年2月	发挥太阳能热发电的调节作用；完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补
政策措施的意见	源局国家发展改革委、国家能	偿机制。	“十四五”时期要加快推动能源绿色低碳转型，加快推进以沙漠、
“十四五”现代能源体系规划服务推进自治区大型风电光伏基地建设	源局	2022年3月	戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设。积极发展太阳能热发电。
操作指引 (1.0版)	新疆新能源处	2022年3月	对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9：1规模配建。
“十四五”能源领域科技创新规划	国家能源局、科技部	2022年4月	十四五时期，集中攻关热化学转化和热化学储能材料研究，探索太阳能热化学转化与其他可再生能源互补技术;研发中温太阳能驱动热化学燃料转化反应技术，研制兆瓦级太阳能热化学发电装置；将
关于促进新时代新能源高质量发展的实国家发展改革委、国家能施方案		2022年5月	应用推广开发光热发电与其他新能源多能互补集成系统，发掘光热发电调峰特性，推动光热发电在调峰、综合能源等多场景应用。完善调峰调频电源补偿机制,加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、
关于印发“十四五”可再生能源发展规	源局		抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。
划的通知科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022	国家能源局 2科技部、国家发改委、工	2022年6月	在东疆风电、光伏、光热发电相结合，建设千万千瓦级新能源基地研发高可靠性、低成本太阳能热发电与热电联产技术，突破高温
—2030年）能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划国家能源局	信部、国家能源局等	2022年8月 2022年10月	吸热传热储热关键材料与装备。抓紧完善沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设有关技术标
关于建立《"十四五”能源领域科技创新			准。建立完善光伏发电、光热发电标准体系。开展热化学转化和热化学储能材料研究，探索太阳能热化学转化与
规划》实施监测机制的通知	国家能源局		2022年10月其他可再生能源互补技术;研发中温太阳能驱动热化学燃料转化反应技术，研制兆瓦级太阳能热化学发电装置。
关于印发建立健全碳达峰碳中和标准计国家市场监管总局、国家	发改委、工信部等	2022年10月安装、调试、运行、检修、维护、监造、性能、评估等标准，以及	在光热利用方面，开展塔式、槽式、菲涅尔式等型式光热发电设备

资料来源：CSTA，国家能源局，CSPPLAZA，新疆新能源处，西部证券研发中心
注：新疆大型风电光伏基地规模计算：配置新能源规模=4小时以上时长储能规模×4，如：建设 10万千瓦/40万千瓦时（4小时时长）储能规模，可配置新能源规模=10×4=40万千瓦；建设 10万千瓦光热发电项目，可配置 90万千瓦光伏项目。

受成本因素制约，示范项目后光热行业发展有所放缓。2016 年，我国安排了首批光热发电示范项目建设共 20 个项目，134.9 万千瓦装机，分布在北方五个省区，电价 1.15 元/千瓦时。同时，国家鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展。2018 年，国家能源局布置的多能互补项目中，有光热发电项目。但由于光热发电成本较高，所以在国家能源局批复的首批20 个太阳能热发电示范项目中，截至2021 年底只有7个项目并网发电。根据 CSTA，截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量538MW（含MW级以上规模的发电系统）。

图 82：2012-2021 年我国光热发电累计装机容量（单位：MW）

资料来源：CSTA，西部证券研发中心

图 83：2012-2021 年全球光热发电累计装机容量（单位：MW）

资料来源：IRENA，西部证券研发中心

表 61：我国 20 个光热示范项目发展情况

项目	项目进展	规模(MW)	总投资额（亿元）	技术路线	建设地点
项目	项目进展	规模(MW)	总投资额（亿元）	技术路线	青海省海西州德令哈
中广核太阳能德令哈有限公司导热油槽式5万千瓦光热发电项目	2018年6月30日并网	50 17		导热油槽式市
北京首航艾启威节能技术股份有限公司敦煌熔盐塔式10 万千瓦光热发电示范项目	2018年12月28日并网	100	30	熔盐塔式	甘肃省敦煌市
青海中控太阳能发电有限公司德令哈熔盐塔式5万千瓦光热发电项目	2018年12月30日并网	50	10.88	熔盐塔式	青海省海西州德令哈市
中国电建西北勘测设计研究院有限公司共和熔盐塔式5 万千瓦光热发电项目	2019年9月19日并网	50	12.22	熔盐塔式	青海省海西州共和县
中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司哈密熔盐塔式5万千瓦光热发电项目	2019年12月29日并网	50	16.4	熔盐塔式	哈密市巴里坤县三塘湖乡
兰州大成科技股份有限公司敦煌熔盐线性菲涅尔式5万千瓦光热发电示范项目	2019年12月31日并网	50	16.88	导热油菲涅尔式甘肃省敦煌市
内蒙古中核龙腾新能源有限公司乌拉特中旗导热油槽式 10万千瓦光热发电项目	2020年1月8日并网	100	28.8	导热油槽式	乌拉特中旗甘其毛都镇
国电投黄河上游水电开发有限责任公司德令哈水工质塔将由中控太阳能公司接续开		135		水工质塔式	青海省海西州德令哈
式13.5万千瓦光热发电项目	发，项目交接已完成备案				市
中国三峡新能源有限公司金塔熔盐塔式10万千瓦光热发		100
	首航高科接续开发


电项目				熔盐塔式
					甘肃省酒泉市金塔县

达华工程管理（集团）有限公司尚义水工质塔式5万千瓦首航高科受让49%股权，并签		50			河北省张家口市尚义

2022 年 12 月 01 日

项目	项目进展	总投资额（亿规模(MW) 元）	技术路线	建设地点
王门鑫能光热第一电力有限公司熔盐塔式5万千瓦光热发建设中，1号模块已调试成功；
电项目	2-10 号模块正在积极建设	'50	熔盐塔式	甘肃省玉门市
北京国华电力有限责任公司王门熔盐塔式10万千瓦光热首航高科接续开发，2019 年
发电项目	底可研评审会召开	100	熔盐塔式	甘肃省玉门市
常州龙腾太阳能热电设备有限公司玉门东镇导热油槽式5推进中，2018年首航高科成
万千瓦光热发电项目	为该项目 EPC承包商	50	导热油槽式	阿克塞县
深圳市金钒能源科技有限公司阿克塞5万千瓦熔盐槽式光
热发电项目	因资金问题暂停建设	50	熔盐槽式	甘肃省玉门市
中海阳能源集团股份有限公司玉门东镇导热油槽式5万千上海电气与中海阳签订合作
瓦光热发电项目	协议将联合推进该项目	50	导热油槽式	甘肃省武威市古浪县
中节能甘肃武威太阳能发电有限公司古浪导热油槽式10
万千瓦光热发电项目	未有实质性推进	100	导热油槽式	乌拉特中旗
中阳张家口察北能源有限公司熔盐槽式6.4万千瓦光热发已获得政府有关部门批复，并 64
电项目	开展了大量前期工作		熔盐槽式	张家口市
内蒙古乌拉光热开发有限公
北方联合电力有限责任公司乌拉特旗导热油菲涅尔式5万司接续该项目并改为槽式项 50
千瓦光热发电项目	目，2019年十月项目可研评			导热油菲涅尔式乌拉特中旗
审会召开
中信张北新能源开发有限公司水工质类菲涅尔式5万千瓦2018年因逾期未报送建设承		50	水工质类菲涅尔式	张家口市
光热发电项目诺被视为自动退出
张北华强兆阳能源有限公司张家口水工质类菲涅尔式5万千瓦太阳能热发电项目	未有实质性推进	50	水工质类菲涅尔	张家口市

资料来源：CSTA，西部证券研发中心

光热储能价值日益凸显，行业重新进入发展快车道。2021 年，在经历了近两年的发展放缓后，中国光热发电行业迎来了承上启下的新元年。随着新能源装机规模不断扩张，光热发电“储发一体”优势凸显，与光伏、风电协同互补，在清洁供电的同时保证电网的高效稳定，光热发展重新迈入快车道，近一年来行业招投标火热。新疆于7 月4日公布了2022年第二批市场化并网新能源项目清单，总计 66 个项目，储能总规模 6922.5MW，其中光热项目共 13 个，规模合计1350MW（已按照项目进展记入下列项目统计表，其中6 个项目已经开工），占比23.2%，储能时长为 8\~12小时。

表 62：国内近两年光热发电项目

项目	时间	项目进展	规模 (MW)	总投资额技术路（亿元）线	建设地点
青海众控德令哈135MW塔式光热发电项目2021.3.25		第一批项目25日集中开复工	135		青海省海西州德令哈市
青海冷湖风光热储一体化示范项目	2021.5.14	预可行性研究报告过审	100		海西州冷湖镇
蓝色海洋太阳能光热生产基地建设项目	2021.5.22	签约	10		芮城县
华能高台县10万千瓦光热+60万千瓦光伏示范项目	2021.11.3	发布可行性研究报告编制招标公告	100		高台县
首航光电15万千瓦光伏发电+2.012万千瓦 2021.11.3		发布项目申请文件	20.12		新疆维吾尔自治区克

行业深度研究 | 电力设备

2022 年 12 月 01 日

项目	时间	项目进展	规模 (MW)	总投资额技术路（亿元）	建设地点
光热供热（储能）+1.5万千瓦电池模块储能源网荷储一体化项目					拉玛依市
若羌县10万千瓦光热（储能）+90万千瓦光伏示范项目	2022.7.22	项目开工	100		新疆巴州若羌县
吐鲁番市托克逊县乌斯通光热+光伏一体化项目	2022.7.31	项目将于一个月内开工	100		吐鲁番市
青豫直流二期外送项目一标段	2022.8.9	对外发布了 EPC 工程总承包招标公告	100		海南州共和塔拉滩
青豫直流二期外送项目二标段	2022.8.9	对外发布了 EPC工程总承包招标公告	100		海西州格尔木乌图美仁
青豫直流二期外送项目三标段	2022.8.9	对外发布了 EPC工程总承包招标公告	100		海西州格尔木乌图美仁
榆神榆横2×350MW 热电联产工程可研报	2022.8.16	可研报告通过评审	333 60		陕西省榆林市
告及熔盐储能项目新疆丝路坤元哈密北1GW光伏光热发电项		接入系统报告编制服务项目采购结果公告，项目计划投产时间2023年6100			哈密市巴里坤县三塘
目	2022.8.17	月30日。			湖乡东北五日劲风戈壁荒滩内
乌拉特中旗导热油槽式100MW/1000MWh 光热发电示范项目	2022.8.17	累计发电4.3亿千瓦时	100	导热油槽式	内蒙古乌拉特中旗
三峡新能源哈密100万千瓦“光热+光伏” 一体化综合示范项目	2022.8.19		100		哈密市
第五师双河市储热型大盘式太阳能光热发电项目	2022.8.20	该项目将于2022年10月1日开工， 2023年12月31日建成投运使用。发布精河“光热储能新能源”一体化	100		新疆
精河新华100万千瓦“光热储能新能源”一体化基地项目	2022.8.22	基地项目可行性研究报告评审咨询服100 务询价采购公告			新疆博州精河县
阿克塞汇东新能源750MW光热光伏试点项目	2022.8.22	10多种设备发布公开招标公告	100		阿克塞县
那曲光热+一体化项目规划及首期光热发电项目	2022.8.30	预可行性研究服务询价采购（2次挂网）发布采购结果公告	100		那曲市安多县
邯郸太阳能光热+综合开发示范项目宁夏惠农区326户农宅太阳能光热+空气源	2022.8.30	建设中	50		邯郸市
热泵清洁采暖项目	2022.8.31	招标			西藏阿里地区狮泉河镇
海泰新能吐鲁番10万千瓦光热+90万千瓦光伏一体化项目	2022.9.2	签署了合作协议	100		吐鲁番
西藏扎布耶源网荷储一体化综合能源供应项目	2022.9.5	汽轮机等系统招标			西藏
		发布了该项目节能评估报告的询价采
					侧
中广核新能源西藏阿里50MW熔盐槽式光2022.9.6		初步设计招标公告	50

	2022.9.5
					新疆哈密市伊州区境






大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体




			100

					内石城子光伏园区西




		购公告
化项目

行业深度研究 | 电力设备

2022 年 12 月 01 日

项目	时间	项目进展	规模总投资额技术路	建设地点线
项目	时间	项目进展	规模总投资额技术路	建设地点线	(MW) （亿元）
热项目新华水力发电有限公司博州10万千瓦储热		全阶段勘察设计招标文件通过专家评
型光热配建90万千瓦新能源项目精河新华新能源有限公司"光热储能新能源”	2022.9.7	审查全阶段勘察设计招标文件通过专家评	100	博州
一体化基地项目中广核新能源吉林大安吉西鲁固直流	2022.9.7	审查		新疆博州精河县
490MW综合能源项目	2011.9.10	监理采购招标公告	200	通榆县、大安市内蒙古自治区正镶白
绿电进京	2022.9.13	产业投资合作框架协议	990	旗
郑州豫能熔盐储能灵活性改造项目国家电投哈密北90万千瓦光伏发电+10万	2022.9.13	谈判采购结果公告		河南省郑州市哈密市巴里坤县三塘
千瓦光热（8h储能）发电项目	2022.9.14	发布了可行性研究报告中标候选人公示公告	100	湖乡
国投若羌县10万千瓦光热储能配套90万千瓦光伏市场化并网发电项目	2022.9.14	发布招标公告	100	塔式新疆巴州若羌县
中国绿发新疆阜康鲁能90万千瓦光伏+10 万千瓦光热绿色能源大基地项目	2022.9.14	发布该项目全过程造价咨询服务采购项目	100	阜康市
国家电投河南公司新疆鄯善90万千瓦光伏 +10万千瓦光热一体化项目	2022.9.14	该项目已完成项目可研编制	100	新疆吐鲁番市鄯善县
中国能建浙江火电90万千瓦光伏+10 万千瓦光热一体化项目	2022.9.14	该项目完成项目可研、环评编制及场地便道平整工作	100 60	新疆吐鲁番市鄯善县
三峡恒基能脉瓜州10万千瓦塔式光热+20 万千瓦光伏+40千瓦风电项目	2022.9.15	发布该项目总承包中标候选人公示100		塔式甘肃省酒泉市瓜州县
金塔中光太阳能10万千瓦塔式光热+60万千瓦光伏项目	2022.9.15	中国能建浙江火电中标光热项目部分建筑安装工程	100	塔式甘肃省酒泉市金塔县
中核玉门新奥70万千瓦“光热储能+光伏+ 风电”示范项目	2022.9.16	初设评审服务发布询价采购公告。	100	甘肃省玉门市
中广核德令哈光储热一体化200万千瓦（光热20万千瓦）项目	2022.9.16	项目初设发布中标候选人公示	200	青海省海西州德令哈塔式市
中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目	2022.9.20	签约	82	巴里坤县三塘湖区域
中能建江苏设计院/江苏美科共和100 万千瓦源网荷储项目	2022.10.12	该项目建设年限为2022年-2024年100		海西州共和县
中车德令哈100万千瓦源网荷储项目	2022.10.12	该项目建设年限为2022年-2024年200		海西州德令哈市

中电建共和100万千瓦光伏光热项目	2022.10.12	该项目建设年限为2022年-2025年100		海西州共和县

资料来源：CSTA，西部证券研发中心

3.8.3 光热成本主要由聚光、吸热、储换热系统决定

聚光、吸热、储换热系统是决定光热电站成本的主要因素。光热电站的投资成本与功率和储能时长正相关。根据首航高科与可胜技术的数据，6 小时储热 100MW 塔式太阳能热发电站的总投资在 16\~17 亿元之间，12 小时储热 100MW 塔式太阳能热发电站的总投资在25\~30亿元之间。按照功能划分，电站投资主要发生在集热系统（聚光系统、吸热系统），储换热系统（包括储热系统、蒸汽发生系统）热力系统，供水系统，水处理系统，热工控制系统电气系统，附属生产工程以及厂址相关工程及其他费用。从下图可以看出：聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的 77%左右，是决定太阳能光热发电站造价高低最重要的因素。

图 84：12小时储热 100MW 塔式太阳能光热电站投资组成

资料来源：CSTA，可胜技术，西部证券研发中心

太阳能热发电产业链体系可分为研发、设计、制造、安装、运维等环节。1）研发体系主要包括相关大、专院校，各大研究院所及各企业的研究部门；2）设计体系主要包括从事发电行业的设计单位，新能源和可再生能源的设计单位，具有相应资质的设计单位；3）制造体系主要包括各大制造企业（国企、民企、合资企业），大专院校、研究院所的生产单位等；4）安装体系主要包括专业电力安装单位和工业建设安装单位。

图 85：国内光热发电产业链

资料来源：CSTA，公司公告，西部证券研发中心

表 63：部分上市公司光热相关业务情况

公司	产业链环节	主要业务	光热项目
中广核新能源	研发设计、系统集成	风电、太阳能、水电、综合能源	中广核德令哈50兆瓦光伏发电示范项目
上海电气	研发设计、系统集成、发电、储热	能源装备、工业装备、集成服务	阿克塞汇东新能源"光热+光伏"试点项目、迪拜光热发电项目、中海阳玉门东镇50MW槽式光热发电项目
中国能建	研发设计	勘探设计及咨询业务、工程建设业务、工业制造业务、投资运营业务、国际业务	哈密熔盐塔式5万千瓦光热发电项目、希腊光热发电项目、阿克塞光热+光伏试点项目、泰国90MW光热光伏项目敦煌100MW太阳能熔盐塔式光热发电项目、三峡能源
首航高科	吸热、储热	系统集成、聚光、发电、光热发电、电站空冷、氢能利用、水务技术、清洁供暖、消白烟	青海格尔木100MW光热项目、金塔100MW塔式光热发电项目、首航节能敦煌10MW熔盐塔式光热发电项目、玉门首航节能新能源100MW光热发电示范项目、达华尚义50MW塔式光热发电项目
东方电气	系统集成	风电机组、太阳能发电设备、水电机组、核电机组、哈密50MW塔式光热发电项目、甘肃阿克塞110MW 光火电机组（燃气轮机发电、清洁高效煤电）、控制系热发电项目、兰州大成敦煌50MW熔盐菲涅尔光热发电统、环保设备、工业化工装备、氢能及燃料电池、项目、玉门鑫能 50MW塔式光热发电项目、玉门龙腾
		储能装备、新材料等	50MW槽式光热发电项目、中广核德令哈50MW槽式光热发电项目、乌拉特中旗100MW槽式光热发电项目
西子洁能		热电、余热发电、燃气蒸汽联合循环、垃圾发电、系统集成、发电、吸热生物质发电、高炉煤气发电等项目工程设计、总承包业务	绿电熔盐储能示范项目、青海德令哈50MW塔式熔盐储能光热发电项目

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

3.8.4 熔盐储能系统是多个应用场景的良好解决方案

除了光热发电，熔盐储能还可以应用于火电灵活性改造、光伏风电园区储能、综合能源服务等场景。熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的低成本、高效率的储能技术，主要包括熔盐加热系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统。熔盐储能系统不仅可应用于太阳能热发电中，也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系统中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽多联供、提供综合能源服务的良好解决方案。

表 64：熔盐储能应用场景汇总

应用场景	详细
光热发电	利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热工质并进行储存，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。光热系统主要由聚光系统、吸热系统、储换热系统以及发电系统组成，分别可以实现太阳能的聚集、转换、电力输出以及辅助的功能。其中储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热系统在需要发电时利用高温熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽。
火（热）电机组的灵活性改造	对于火电机组，通过熔盐储能技术改造，在保障机组安全稳定运行的前提下，可以实现超低负荷上网(最低零负荷)，并显著提升机组调频性能。对于热电机组，加装熔盐储能系统后，可实现发电与供热解耦，解决“以热定电”的难题，大幅提高机组灵活性。
光伏风电园区储能	熔盐储能系统可以为风电光伏园区提供储能服务，在风电、光伏出力高于用电负荷需求时，将不能够上网的弃风弃光电转化为热能储存在熔盐中，在早晚用电高峰期时，再通过汽轮发电机组将热能转化为电能上网，或通过换热器供应周边热用户。通过将园区的工业余热、废热储存在熔盐中，在必要时转化为满足生产、制造所需的电能、工业蒸汽、热水等；同时可在“谷
综合能源服务	电”时段储存电网谷电、弃风弃光电等能量，供应整个工业园区在“峰电”和“尖峰电”时段的用能需求。通过吸纳谷电、分布式光伏风电、弃风弃光电的能量储存在熔盐中，为居民区、写字楼、事业单位、高铁站、机场等提供区域性的供热、供冷、供热水、供电等综合能源服务。

资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心

3.9 总结与展望：关注商业化、降本与长时储能

我国储能技术与国际先进水平不断缩小，多项新型储能技术有望进入商业化或推广应用阶段。经过“十二五”和“十三五”期间国家和产业的持续投入，中国储能技术的水平快速提升，压缩空气储能、储热储冷、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池和钠离子电池技术已达到或接近世界先进水平；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器和储能新技术和世界先进水平还有一定的差距，但总体上差距在逐步缩小。在国内商业化进程方面，抽水蓄能的发展最为成熟，电化学中的铅酸电池、锂离子电池商业化进程靠前，此外压缩空气储能、熔盐储能、液流电池即将进入商业化阶段，而重力储能与钠离子电池中大致处于工程示范阶段。

图 86：各类储能技术商业化进程

资料来源：陈海生等《2021 年中国储能技术研究进展》，公司公告，西部证券研发中心

压缩空气储能、光热储能、钠离子储能等新型储能相较抽水蓄能已经有较好的经济性。在电力项目经济评价的方法中，平准化电力成本（levelized cost of electricity，LCOE）是一种用于分析各种发电技术成本问题的主要指标。对于各种储能技术，以储能系统的放电电量为基准，采用平准化电力成本方法来分析比较不同的储能技术的成本。为了上文储能技术离线的度电成本进行测算，我们设定了一些通用假设，贷款利率为 4.9%，贷款比例为80%，贷款年限为 10 年，资本金回报率为 8%，加权平均回报率为 5.5%，年通胀率为 2%。经过我们测算，抽水蓄能、锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能及光热储能的 LCOE 分别为 0.55/0.81/0.62/1.10/0.48/0.70/0.50 元/kWh。传统的抽水蓄能在全生命周期内平均成本有一定优势，但压缩空气储能、光热储能、钠离子储能等技术已经有了较好的经济性，而全钒液流电池的储能时长延长后会更有经济性。

图 87：不同技术路径储能的 LCOE（单位：元/kWh）

资料来源：文军等《储能技术全生命周期度电成本分析》，傅旭等《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，张平《钠离子电池储能技术及经济性分析》，西部证券研发中心测算

图 88：各类型储能 LCOE测算假设条件

抽水蓄能LCOE成本测算
储能系统及土建成本（万元/MW）	600
其他成本（万元/MW）	150
单位初始投资（万元/MW）	750
储能电站规模(MW)	1000
抽水蓄能电站初始总投资（万元）	750000
初始总投资转固（万元）	663717
单位运维成本（万元/MW）	7.0
储能时长(h)	4
每天充放电次数 (次)	2
放电深度	100%
系统能量效率	70%
项目寿命期(年）	30
锂电储能LCOE成本	0.55

光热储能LCOE测算
储能电站规模（MW）	100
储能电站规模（MWh）	600
光热初始投资（万元/MW）	1650
光伏初始投资（万元/MW)	415
光热储能初始投资（万元/MW)	1235
光热储能电站初始总投资（万元）	123500
初始总投资转固（万元）	109292
单位运维成本（元/kWh）	0.28
储能时长 (h)	6
每天充放电次数（次）	1
放电深度	100%
系统能量效率	100%
光热储能LCOE（元/KWh）	0.50

压缩空气蓄能LCOE测算
单位初始投资（万元/MW）	750
储能电站规模(MW)	300
压缩空气储能电站初始总投资	225000
初始总投资转固（万元）	199115
单位运维成本（万元/MW）	18.8
储能时长（h）	8
每天充放电次数（次）	1
放电深度	100%
系统能量效率	65%
压缩空气储能LCOE（元/KWh）	0.48

全钒液流电池LCOE测算
功率（MW)	100
储能时长(h)	4
睿量 (WMb)	400
电池组价格（元/kW）	6000
电解液价格（元/kWh)	1500
电池组残值	70%
电解液残值	70%
单位初始投资成本（元/kWh）	3000
初始总投资（万元）	120000
初始总投资转固（万元）	106195
每天充放电次数（次）	1
每年的运维成本（万元）	393
放电深度	100%
系统能量效率	70%
全钒液流电池LCOE（元/KWh）	1.10

钠离子电池储能LCOE测算
电池组价格（元/KWh）	550
其他系统成本（元/KWh）	228
PCS初始成本（元/KWh)	98
PCS更换成本（元/KWh）	49
EMS (元/KWh)	91
变压器初始成本（元/KWh)	13
变压器更换成本（元/KWh)	7
系统集成（元/KWh）	117
EPC(元/KWh)	195
人工成本（元/KWh)	65
单位初始投资（元/KWh）	1357
储能电站规模（MWh)	100
初始总投资（万元）	13570
初始总投资转固（万元）	12443
PCS和变压器更换成本折现（万560
每年的运维成本（万元）	50
设计年限下循环次数（次）	5000
放电深度	100%
系统能量效率	87%
钠离子电池LCOE（元/KWh）	0.62

资料来源：文军等《储能技术全生命周期度电成本分析》，傅旭等《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，张平《钠离子电池储能技术及经济性分析》，西部证券研发中心

表 65：各类储能技术参数与成本对比

项目		容量应用规模	功率应用规模	能量密度	功率密度	响应时间	循环次数（次）	寿命	充放电效预计 25年造
项目		容量应用规模	功率应用规模	能量密度	功率密度	响应时间	循环次数（次）	寿命	率价（元/KWh）
机械储能	抽水蓄能	百万千瓦时级	百万千瓦级	0.5-2Wh/L	0.1-0.3W/L	分钟级	>20000		40-60年 71%-80%900
	飞轮储能	千千瓦时级	万千瓦级	20-80Wh/Kg	>4000W/Kg	毫秒级	>百万	>20年	85%-95%6000-8000
	压缩空气储能百万千瓦时级		百万千瓦级	3-6Wh/L	0.5-2.0W/L	分钟级	>20000	30年	60%-70%600-1000
	重力储能	百万千瓦时级	百万千瓦级	/ /		毫秒级	>20000	30年	85% 200
电化学储能	铅蓄电池	十万千瓦时级	十万千瓦级	40-80Wh/Kg	150-500W/Kg	毫秒级	500-3000	5-8年	70-90% 800
	磷酸铁锂	百万千瓦时级	百万千瓦级	110-170Wh/Kg	1500-2500W/Kg	毫秒级	6000-10000	10年	>90% 1200
	钠硫电池	十万千瓦时级	万千瓦级	150-300Wh/Kg2	2200W/Kg	毫秒级	4500	7年	75%-90%2000
	全钒液流电池百万千瓦时级		百万千瓦级	12-40Wh/Kg	50-100W/Kg	毫秒级	>15000	>20年	75%-85%1800
	铁铬液流电池十万千瓦时级		十万千瓦级	10-15Wh/Kg	20W/L	毫秒级	>10000	>15年	75%-85%2500
	钠离子电池	百万千瓦时级	百万千瓦级	100-160Wh/Kg		毫秒级	4500	7年	>90% 1000
电磁储能	超级电容储能千千瓦时级		万千瓦级	2.5-15Wh/Kg	1000-10000W/Kg	毫秒级	百万	15年	>90% 7600-10000
电磁储能	超导储能 /		10-100MJ	1.1Wh/Kg	5000W/Kg	毫秒级／		30年	>95%

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

长时储能是未来重要趋势，相关储能技术有望受益。国内各地政府主管部门陆续出台文件支持 4 小时以上容量型储能的应用。2022 年 3 月，内蒙古自治区能源局发布文件，要求新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的 15%（4 小时），存量自备负荷部分按需配置储能比例。新疆维吾尔自治区发改委出台《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0 版）》，提出以储能规模确定新能源项目；建设不低于 4小时时长储能项目的企业，允许配建储能规模4 倍的风电光伏发电项目。随着新能源装机规模的提升和长时储能技术的进步，4小时以上的新型长时储能技术将逐步进入商业化应用，满足电力系统长时储能的服务需求。我们认为，在未来通过超长时间尺度和中长时间尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功率波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业的重要发展趋势。因此，在长时储能领域具备优势的储能技术，例如光热储能、压缩空气储能、液流电池、重力储能技术路线有望受益。

图 89：典型储能形式的技术特征与应用适合性

资料来源：CNESA，严川伟《大规模长时储能与全钒液流电池产业发展》，西部证券研发中心

四、电化学储能产业链上市公司梳理

4.1 储能电池：宁德时代为行业绝对龙头

2021 年，中国新增投运的新型储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商（指具有储能技术本体生产能力且向客户提供储能技术本体的企业），依次为：宁德时代、中储国能、亿纬动力、鹏辉能源、南都电源、海基新能源、力神、远景动力、中创新航和中天科技。

储能电池厂商主营业务呈现较为分散且多元化，宁德时代为储能电池领域绝对龙头。储能电池中游电池芯生产商大部分拥有自主研发、生产和销售的能力，多采用直销的方式方便为客户进行电池定制化服务，在境内境外均有销售业务布局。储能电池系统厂商主营业务呈现较为分散且多元化的局面。专注于单一储能电池赛道的生产商较少，大部分企业布局储能电池系统、锂电池行业以及动力电池相关产品、通信业务、资源再生行业等多项业务。根据CNESA，2021年度，全球市场中储能电池（不含基站、数据中心备电电池）出货量排名前十位的中国储能技术提供商，依次为：宁德时代、鹏辉能源、比亚迪、亿纬动力、派能科技、国轩高科、海基新能源、中创新航、南都电源和中天科技。根据 CNESA，2022年上半年，中国企业储能电池出货量达 44.9GWh，出货量排在前五位的企业分别是：宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源和瑞浦兰钧。宁德时代以大储市场为主，比亚迪、亿纬锂能大储和家储并重，鹏辉能源领先家储市场。

图 90：中国储能技术提供商 2021年度国内新增投运装机量（单位：MWh）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 91：中国储能技术提供商 2021 年度全球市场储能电池出货量（单位：MWh）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心
注：储能技术提供商指具有储能技术本体生产能力且向客户提供储能技术本体的企业

表 66：储能电池环节主要参与企业

环节		公司名称是否上市
原材料	正极材料	容百科技是
		德方纳米是
		长远锂科是
	负极材料	贝特瑞是
		紫宸科技否
		璞泰来是
	电解液	中科电气是
		天赐材料是
		新宙邦是
隔膜	多氟多是
隔膜	星源材质是
电池制造	恩捷股份是
	宁德时代是
	比亚迪是
	亿纬锂能是
	海基新能源否(百川股份持股30%)
	鹏辉能源是
	派能科技是
	国轩高科	是
	天津力神	否
	中创新航	是

资料来源：各公司公告、西部证券研发中心

4.1.1 宁德时代（300705.SZ）：储能电池环节龙头地位持续稳固

2021 年公司储能系统实现营收 136.2 亿元，同比大增 601.01%。根据 CNESA 数据，2021年储能技术（主要为电池）供应商出货量排名中，宁德时代出货位居第一且优势巨大。储能产品方面，宁德时代储能系统主要采用磷酸铁锂作为正极材料，产品以方形电池为主，主要用于发电、输配电和用电领域，涵盖大型太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池等，能够克服风能或太阳能发电不规则的输出特点、弥补线损功率补偿、跟踪计划削峰填谷，有效提高风力及光伏发电系统能源利用率以及用电领域峰谷电之间的平衡，有助于能源的最大化利用。2022 年上半年，宁德时代储能系统实现营收 127.36 亿元，同比+171.41%。

公司积极开拓客户，与国家能源集团、中国能建、中国华电、三峡集团、阳光电源、阿特斯、伊顿(EATON)等企业签署战略合作协议。国内方面，公司积极参与各地储能商业模式的探索，助力国内首个 GWh级共享储能项目群落地山东。海外方面，公司产品远销全球35 个国家和地区。2021年，由公司牵头承担的国家重点研发计划“智能电网技术与装备”中的重点专项“100MWh 级新型锂电池规模储能技术开发及应用”项目，攻克了 12,000次超长循环寿命、高安全性储能专用电池核心技术难题，掌握了大规模储能电站的统一调控、电池能量管理等系统集成技术。

投资建议：考虑公司扩产加速，储能市场持续高增，我们预计公司 22-24 年归母净利润293.55/470.18/602.83 亿元，同比 +84.3%/+60.2%/+28.2% ，对应 EPS 分别为12.03/19.27/24.70，维持“买入”评级。

表 67：宁德时代盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	50,319	130,356	335,411	476,552	580,168
增长率	9.9%	159.1%	157.3%	42.1%	21.7%
归母净利润(百万元)	5,583	15.931	29.355	47,018	60,283
增长率	22.4%	185.3%	84.3%	60.2%	28.2%
每股收益 (EPS)	2.29	6.53	12.03	19.27	24.70

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.1.2 亿纬锂能（300014.SZ）：积极扩产，战略布局储能市场

公司是储能市场最主要的参与者之一，与下游客户深度合作。公司战略性地率先布局储能市场，已经与国内主要的电信运营商、通讯设施龙头企业、多地电网公司在通信储能或电网侧配套等领域开展业务合作，并在家庭储能、工商业储能细分领域积累了一批国内外知名品牌客户。目前，公司是储能市场最主要的参与者之一。公司坚持以市场需求为导向，动力储能电池产能建设稳步推进，规模效应开始显现。

公司深度布局储能市场，产能有望快速提升。1）2021 年6 月10日和2021年8月 2日，公司分别与荆门高新区管委会就年产 104.5GWh 新能源动力储能电池产业园和年产30GWh 动力储能电池项目签订《战略投资协议》。2）2021 年 10 月 27 日，公司与成都管委会签署了《亿纬锂能 50GWh 动力储能电池项目战略合作框架协议》，就公司在成都管委会所辖区域内新征土地建设“亿纬锂能 50GWh 动力储能电池项目”达成相关约定。3）2022 年 5 月 17 日，公司拟与云南省玉溪高新技术产业开发区管理委员会就公司在玉溪高新技术产业开发区龙泉片区投资建设锂电池生产项目相关事宜签订《投资协议》。本项目计划投资 30 亿元，建设 10GWh 动力储能电池项目。4）2022 年 6 月 7 日和 2022年 6 月 23 日，公司拟与曲靖市人民政府、曲靖经济技术开发区管理委员会就公司在曲靖经开区管委会区域内投资建设“年产 10GWh 动力储能电池项目”相关事宜签订《年产10GWh 动力储能电池项目投资协议》。本项目总投资约 30 亿元，固定资产投资约 23 亿元。5）2022 年 6 月 7 日和 2022 年 6 月 23 日，公司及子公司亿纬储能拟与武汉东湖新技术开发区管理委员会就在武汉东湖新技术开发区建设亿纬锂能储能总部及储能技术研究院项目相关事宜签订《武汉东湖新技术开发区管理委员会与惠州亿纬锂能股份有限公司关于亿纬锂能储能总部及储能技术研究院项目的合作协议》。本项目总投资约 30亿元。

投资建议：考虑公司产能释放加速，我们预计公司 2022-2024 年归母净利润37.43/68.53/101.61 亿元，同比+28.8%/+83.1%/+48.3%，对应 EPS 分别为 1.97/3.61/5.35元，维持“买入”评级。

表 68：亿纬锂能盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	8,162	16,900	34,681	72,591	107,351
增长率	27.3%	107.1%	105.2%	109.3%	47.9%
归母净利润 (百万元)	1,652	2,906	3,743	6,853	10,161
增长率	8.5%	75.9%	28.8%	83.1%	48.3%
每股收益 (EPS)	0.87	1.53	1.97	3.61	5.35

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.1.3 鹏辉能源（300438.SZ）：聚焦储能业务，锂电老兵再起航

公司为最早涉及储能行业的锂电公司之一，是业内领先的储能电池解决方案供应商。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据统计，2021 年度，鹏辉能源在全球储能电池（不含基站、数据中心备电电池）出货量排名 top10 中国企业中排名第二；另外在国内新增投运装机规模 TOP10储能技术提供商排名中获得第四。

公司储能业务收入大幅提升，客户优势显著。2022 年上半年公司储能收入同比增长近三倍，占总收入比例也大幅提升至 50%，其中户用储能收入同比增长 6 倍以上。大型储能电池方面，继续与阳光电源、天合光能、南方电网加深合作，并与中节能、三峡电能、智光电气开始合作。户储电池方面，合作的新老客户有阳光电源、德业股份、三晶电气、古瑞瓦特等头部客户。在便携储能市场，公司继续与国内头部客户开展大规模合作，同时开拓了公牛等新客户。在市场订单激增背景下，公司加大各园区储能产能建设投入，持续推动产能释放，反哺订单需求，刺激业绩增长。

投资建议：考虑公司新增产能逐步释放，我们预计公司 2022-2024 年归母净利润6.85/12.12/17.19 亿元，同比+275.5%/+77.0%/+41.8%，对应 EPS 分别为 1.49/2.63/3.73元，维持“买入”评级。

表 69：鹏辉能源盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	3.642	5,693	10,265	15,489	21,567
增长率	10.1%	56.3%	80.3%	50.9%	39.2%
归母净利润(百万元)	53	182	685	1,212	1,719
增长率	-68.4%	242.9%	275.5%	77.0%	41.8%
每股收益 (EPS)	0.12	0.40	1.49	2.63	3.73

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.1.4 德方纳米（300769.SZ）：磷酸铁锂正极龙头，绑定优质客户

公司积极扩产，应对动力和储能市场高增长需求。2021 年，公司曲靖磷铁、曲靖德方一期项目及二期项目产能释放，产能持续提升，截至目前公司已建成纳米磷酸铁锂产能 26.5万吨/年，同时积极推进与合资公司德方亿纬“年产10 万吨纳米磷酸铁锂项目”和宜宾德方时代“年产 8 万吨磷酸铁锂项目”，规划到 2025 年底纳米磷酸铁锂产能达 34.5 万吨/年；公司已建成磷酸锰铁锂产能 11 万吨/年，规划到2025年底磷酸锰铁锂产能达 44万吨/年，合计磷酸盐系正极产能 78.5 万吨；同时公司积极挖掘液相法工艺潜力，推出补锂剂产品，在建补锂剂产能 5,000 吨/年，规划到 2025年底补锂剂产能达 2.5万吨/年。

表 70：德方纳米新增产能规划

生产基地	产品名称	产能规划 (万吨/年)	投资金额 (亿元)	预计投产时间
四川宜宾	磷酸铁锂正极材料	8	18	2022年Q4
云南曲靖	磷酸铁锂正极材料	10	20	2022年Q2
	磷酸锰铁锂系正极材料	11	25.9	2022年Q4
	磷酸铁锂前驱体	20	8	2024年Q4
	补锂剂	2.5	35	2024年Q4
	磷酸锰铁锂系正极材料	33	75	一期 2023年Q4；二期2024年Q4
	补锂剂	2	20	一期 2023年Q1;二期2023年Q4

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

公司与下游大客户深度绑定，客户集中度较高。公司已经与宁德时代、亿纬锂能、比亚迪等锂电池龙头企业形成长期合作关系，2009年就与比亚迪展开合作，2014年通过宁德时代产品认证进入供应链， 2016年与亿纬锂能展开合作。2016-2021年公司第一大客户一直是宁德时代，销售额占比长期维持在 60%以上，2021 年公司对宁德时代销售额占比近70%，前五大客户占比达97%，客户集中度较高。

图 92：德方纳米主要客户情况

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

公司是宁德时代磷酸铁锂一供，产品多用于储能领域。2021 年公司对宁德时代销售额占比近 70%，销售量按照 70%估算，2021 年公司磷酸铁锂对宁德时代约出货 6.39 万吨。预计宁德时代 2021 年磷酸铁锂电池（动力+储能）产量约为70GWh，约需磷酸铁锂正极材料 15.4 万吨，公司 2021 年磷酸铁锂出货量约占宁德时代采购量的 41%，是宁德时代磷酸铁锂一供。公司纳米磷酸铁锂材料由于循环性能优异，多用于宁德时代储能产品，是宁德时代储能电芯磷酸铁锂正极的绝对主供。

图 93：宁德时代 2021年磷酸铁锂采购来源占比测算

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

与锂电池龙头企业合资扩产，伴随客户订单增长持续成长。公司与下游锂电池龙头企业宁德时代、亿纬锂能开展合资经营，产能加速扩张，绑定龙头企业后产品有稳定的大额订单消化，有利于公司进一步提升市场份额，带动公司持续成长。

表 71：德方纳米合资经营情况

合资对象	公告日期	产能规划		投资规模合资公司名称	持股比例	投产时间
	2019年5月	首期1万吨磷酸铁锂	1亿元	曲靖麟铁	宁德时代持股40%, 德方纳米持股59%	已投产
		宁德时代2020年4月新增1万吨磷酸铁锂	2.2亿元	曲靖麟铁	宁德时代持股49%，德方纳米持股51%	已投产
	2021年1月8万吨磷酸铁锂		18亿元	宜宾德方时代	宁德时代持股40%, 德方纳米持股60%	22年Q4
	亿纬锂能2021年3月	10万吨磷酸铁锂	20亿元	德枋亿纬	亿纬锂能持股40%, 德方纳米持股60%	22年Q2

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

投资建议：预计公司 2022-2024 年营收为 226.4/347.3/442.0 亿元，归母净利润为21.42/28.43/36.72 亿元，同比+168%/+33%/+29%。考虑公司是磷酸铁锂正极龙头，磷酸锰铁锂率先大规模产业化，给予公司2023年 24倍PE，对应目标价392.7元，维持“买入”评级。

表 72：德方纳米盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	942	4.842	22,643	34,733	44,202
增长率	-11%	414%	368%	53%	27%
归母净利润（百万元）	（28)	801	2,142	2.843	3,672
增长率	-123%	2919%	168%	33%	29%
EPS	（0.16)	4.61	12.33	16.36	21.13

资料来源：Wind，西部证券研发中心

4.1.5 华宝新能（301327.SZ）：全球便携储能龙头，产品优品牌强渠道深

公司产品矩阵较为丰富，对各细分市场进行全范围覆盖。根据对市面上五家主流便携式储能公司产品进行统计，便携式储能产品容量在 99Wh 至 6071Wh 区间，目前，市面上产品集中在 1000Wh 以内，产品种类占总体比例约为 59.62%；便携式储能产品容量在2000Wh 及以下的比例约为 86.54%，随着上游电芯等原材料成本降低及体积能量密度逐步提升，预计便携式储能产品单位容量将呈现上升趋势。华宝新能Jackery和电小二两大品牌包含产品容量类型达 11 种，产品容量覆盖范围从 0-2500Wh，预计可以覆盖 90%以上便携储能消费者群体需求，由于公司主要市场在海外，因此海外主打品牌 Jackery 在产品容量划分上更为精细，满足各细分市场消费者需求。正浩科技、GoalZero、德兰明海、安克创新产品容量类型分别为 9/8/11/3种，华宝新能与德兰明海产品矩阵最为丰富，相比同行业具备比较优势。总体来看，公司深耕便携储能产品，精准把握市场需求，针对如近郊露营、自驾露营、长途自驾等不同使用场景以及偶尔、定期、经常等使用频率设计不同容量产品，实现全市场产品基本覆盖，突显出公司较强的产品开发能力和制造能力。

图 94：华宝新能针对不同场景实现产品全方位覆盖

资料来源：华宝新能京东官方旗舰店，西部证券研发中心

表 73：华宝新能与同行业主要产品分类

产品	容量（x)，单位：Wh
产品	0≤x<500	500≤x<1000	1000≤x<1500		1500≤x<2000	2000≤x<2500	2500≤x
华宝			√		√	√
Jackery 新能	167Wh 240Wh290Wh293Wh	518Wh550Wh880Wh		1002Wh	1534Wh	2160Wh

产品	容量（x)，单位：Wh
产品	0≤x<500	500≤x<1000	1000≤x<1500	1500≤x<2000	2000≤x<2500	2500≤x
电小二		√	√	√	√
电小二		550Wh605Wh	1003Wh	1534Wh 1879.2Wh	2160Wh
River正浩	√	√
River正浩	210Wh 288Wh	576Wh720Wh
创新DELTA		√	√		√	√
创新DELTA		882Wh	1008Wh 1260Wh		2016Wh	3600Wh
Goal Zero	√	√		√		√
Goal Zero	168Wh 187Wh396Wh	505Wh 983Wh		1516Wh		3032Wh 6071Wh
AC系列	√	√	√		√
AC系列	99Wh 220Wh300Wh	500Wh	1000Wh		2000Wh 2048Wh
德兰EB系列明海	√	√	√		√
德兰EB系列明海	300Wh 390Wh	537Wh720Wh	1000Wh1200Wh		2000Wh 2400Wh
PS系列		√
PS系列		500Wh 720Wh
安克创新	√	√	√
安克创新	256Wh	512Wh	1229Wh

资料来源：各公司官网，Amazon，京东，天猫，西部证券研发中心

行业整体竞争格局较为分散，华宝新能目前为行业绝对龙头。根据中国化学与物理电源行业协会发布的《中国便携式储能产业发展研究报告（2021年）》显示，从出货量看，2020年便携式储能产品全球出货量前五名企业分别为华宝新能（16.6%）、正浩科技（6.3%）、Goal Zero（5.6%）、德兰明海（5.3%）、安克创新（2.2%），行业出货量 CR5 达 36.0%，其余小厂商占比达 64%，行业整体竞争格局较为分散。从营业收入角度去看，2020 年全球便携储能产品营业收入前五名企业分别为华宝新能（21.0%）、正浩科技（10.2%）、GoalZero（9.5%）、德兰明海（7.0%）、安克创新（2.6%），行业营业收入CR5达50.3%，显著高于出货量集中度，表明前五大品牌产品的平均售价高于其余小厂商，大企业具备品牌溢价能力，享有一定的产品定价权。华宝新能作为行业龙头，无论是出货量还是营业收入均为第二名两倍以上，行业龙头地位突出。

表 74：华宝新能及同行业公司主营业务及便携储能产品情况

公司	国家	主营业务	便携储能代表产品	2020年便携储能产 2020年便携储能产2020年产品平均
公司	国家	主营业务	便携储能代表产品	品出货量 (万台)	品营收 (亿元)	单价（元/台）
华宝新能	中国	便携储能产品及太阳能板业务	户外电源 500/1000/2200	34.69	8.95	2579
正浩科技	中国	户外电源、太阳能板及智能设备	德 DELTA 2/Pro/Max	13.17	4.35	3300
Goal Zero	美国	便携式太阳能设备	Yeti 1000X/3000X/6000X	11.70	4.05	3458
德兰明海	中国	分布式储能产品和微电网技术	EB150/200	11.08	2.98	2692
安克创新		中国充电器、充电线、移动电源、户外电源等	Anker 400	4.60	1.11	2409

资料来源：各公司官网，西部证券研发中心

图 95：2020年全球便携式储能产品各厂商出货量占比

资料来源：中国化学与物理电源行业协会，西部证券研发中心

图 96：2020年全球便携式储能产品各厂商营业收入占比

资料来源：中国化学与物理电源行业协会，西部证券研发中心

投资建议：考虑公司渠道结构优化及产能释放，我们预计公司 2022-2024 年归母净利润3.84/7.30/10.47 亿元，同比+37.3%/+90.4%/+43.3%，对应 EPS 分别为 4.00/7.61/10.90元，维持“买入”评级。

表 75：华宝新能盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	1,070	2,315	3,667	6,741	9.536
增长率	235.4%	116.4%	58.4%	83.9%	41.5%
归母净利润 (百万元)	234	279	384	730	1,047
增长率	541.4%	19.5%	37.3%	90.4%	43.3%
EPS	2.44	2.91	4.00	7.61	10.90

资料来源：Wind，西部证券研发中心

4.1.6 派能科技（688063.SH）：家用储能龙头，业绩处于高速成长期

公司是国内少数具备电芯、模组、电池管理系统及能量管理系统等储能核心部件的自主研发和生产能力，同时具备储能系统集成解决方案设计能力的企业之一。公司产品线实现Wh级到MWh级无缝覆盖，并可通过集装箱系统扩展至百MWh，能够覆盖从家庭到工商业再到电网、大型新能源发电站等各种场景，为用户提供全场景解决方案。并且公司在向客户交付大型储能电池系统时，能够结合储能应用场景的电气环境和用户需求，为发电侧、电网侧、工商业等各类场景打造“一站式”储能解决方案。

表 76：派能科技储能产品类别与应用领域

产品类别	主要应用领域	产品简介
	家庭和小型商业储	插箱式储能电池系统，使用寿命超过10年；采用模块化设计，内置自主设计BMS，可随时加减模块数量；与全球主流
储能电池系统	能	储能变流器实现兼容对接。堆叠式储能电池系统，使用寿命超过10年；采用模块化设计，支持动态并联或串联扩容；
		防护等级达到IP55，支持室外应用。主要用于家庭和小型工商业储能领域。
		工商业和电网级储机架式和集装箱式高压储能电池系统，使用寿命超过10年；采用模块化设计，支持动态并联或串联扩容，三级电池管
产品类别主要应用领域	产品简介
	能	理系统确保高可靠性。可广泛用于工商业、可再生能源并网、电力调峰、调频等领域。
	通信基站备电	通信基站备电系统，体积小、安装方便，支持多机并联；兼容适配性好，与各种主流开关电源、UPS 兼容匹配。 5G 通信基站备电系统，0℃~60℃宽温工作，IP66 防护等级，室外防雷等级，支持室外应用；体积小、重量轻，可与
	车载储能	无线基站主设备共同安装。铅酸替代式锂电池，内置BMS管理系统，可自主实现各类保护及保护恢复，模块可直接并联使用，主要应用于房车电
		池、铅酸替代式电池等领域。
	移动储能	移动式储能电池系统，具备智能管理、无负载自动关机、故障检测等功能，支持LED 照明、无线充电和容量扩展。
电芯	储能电池系统	软包磷酸铁锂电芯，循环寿命可达10,000次，同时具有能量密度高、温度适应性强、安全可靠性高等性能优势。
电芯	数据中心备电	圆柱型磷酸铁锂电芯，具有倍率性能好、温度适应性强、安全可靠性高等性能优势。

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

公司具有优质的核心客户资源，主攻海外市场，海外认可度高。在国外市场，公司产品主要应用于家用储能领域，与英国最大光伏系统提供商 Segen，德国领先的光储系统提供商Krannich，意大利储能领先的储能系统提供商 Energy 等建立了长期稳定合作关系，在欧洲、非洲部分国家市场占有率极高，在巩固既有市场的同时，积极拓展美洲、亚太区域等家用储能市场。国内市场，公司主要背靠中兴通讯，依托中兴新发力通信备电领域，中兴通讯是全球电信市场的主导通信设备供应商之一。

投资建议：考虑公司扩产加速，我们预计公司 22-24 年归母净利润为 11.31/21.75/30.10亿元，同比+257.7%/+92.3%/+38.4%，对应 EPS 分别为 7.30/14.05/19.44 元，维持“买入”评级。

表 77：派能科技盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	1,120	2.063	5,753	11,958	17,472
增长率	36.6%	84.1%	179.0%	107.8%	46.1%
归母净利润 (百万元)	274	316	1,131	2,175	3,010
增长率	90.5%	15.2%	257.7%	92.3%	38.4%
每股收益 (EPS)	1.77	2.04	7.30	14.05	19.44

资料来源：Wind，西部证券研发中心

4.2 储能PCS：竞争格局较为集中，龙头份额提升

储能PCS竞争格局与光伏逆变器行业有一定重叠，市场较为集中，头部企业市占率提升。在储能 PCS 环节，聚集了包括上能电气、德业股份、固德威、锦浪科技、阳光电源等企业，其中大多数以海外市场为主。在国内市场，2021 年国内储能逆变器装机排名中，上能电气占据榜首，分列二、三位的是科华数能和索英电气。全球市场出货量前三则分别为阳光电源、科华数据和比亚迪。

图 97：中国储能 PCS提供商2021年度国内新增投运装机量（单位：MWh）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

图 98：中国储能 PCS 提供商 2021 年度全球市场储能 PCS 出货量（单位：MWh）

资料来源：CNESA，西部证券研发中心

表 78：储能变流器环节主要参与企业

公司名称	是否上市	逆变器种类
德业股份	是	组串式、微型逆变器
阳光电源	是	集中式逆变器
固德威	是	组串式逆变器
锦浪科技	是	组串式逆变器
昱能科技	是	微型逆变器
禾迈股份	是	微型逆变器
上能电气	是	集散式、组串式逆变器
古瑞瓦特	拟于港交所上市 (IPO 中)	组串式逆变器

资料来源：各公司公告，西部证券研发中心

4.2.1 阳光电源（300274.SZ）：逆变器龙头，市场地位稳固

阳光电源可提供储能变流器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备。阳光电源储能业务依托全球领先的电力电子、电化学、电网支撑“三电融合”技术，打造专业储能集成系统，专注于锂电池储能系统研发、生产、销售和服务，可提供储能变流器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备，实现辅助新能源并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网、户用等储能系统解决方案，是全球一流的储能设备及系统解决方案供应商。

表 79：阳光电源储能产品介绍

产品名称	产品简介
Power Titan大型地面储能系统	公司秉承三电融合的技术理念，创新融合电力电子、电化学和电网支撑技术，打造出专业集成的PowerTitan系列储能系统。通过液冷温控技术、智能簇级管理，做到了提寿命、增效率、降损耗的目的，实现LCOS 降低 20%以上；通过电气安全、电芯安
	全、电网安全多维度的组合创新，全面提升了储能系统的安全性。随着社会用电量的增加，高峰期用电负荷波动大，阳光电源针对工商业场景推出PowerStack工商业储能系统。基于智能EMS
Power Stack工商	能量管理，支持并离网场景下多种应用模式，协同电网、光伏、充电桩、负荷之间能量调度，提升10%的调度收益；并通过液
业储能系统	冷散热技术和智能化安全防护，多维度提升储能系统可靠性。
户用电池	海外户用储能快速增长，公司利用渠道优势加速发展户用光储一体化业务，推出全新一代户用 SBR系列电池解决方案，具备便
SBR096-256	捷安装，灵活配置，安全可靠，卓越性能等优势。

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

公司储能系统广泛应用在美、英、德等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。作为国内最早涉足储能领域的企业之一，公司所有参与的储能项目未出现一例安全事故，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及户用储能等领域积累了广泛的应用经验。根据 CNESA数据，2019、2020年公司在国内储能逆变器市场出货量均排名第一。2021年全球光伏逆变器企业出货量榜单，阳光电源以47GW 的成绩稳坐全球第一位置。2022年，公司为澳洲 Ginan Solar一期 176MWh光储融合项目、三峡乌兰察布源网荷储一体化示范项目、东南亚 136.24MWh 最大光储融合电站、以色列 430MWh 最大储能项目等全球多个项目提供整体解决方案。22Q1-Q3 公司储能系统出货近 3GWh，储能系统出货有望达6GWh 左右。

投资建议：预计 22-24 年归母净利润分别为 33.01/55.40/70.60 亿元，YOY+108.6%/+67.8%/+27.4%，EPS 分别为 2.22/3.73/4.75 元，维持“买入”评级。

表 80：阳光电源盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	19,286	24,137	39,267	48,190	58,647
增长率	48.3%	25.2%	62.7%	22.7%	21.7%
归母净利润 (百万元)	1,954	1,583	3.301	5.540	7,060
增长率	119.0%	-19.0%	108.6%	67.8%	27.4%
每股收益 (EPS)	1.32	1.07	2.22	3.73	4.75

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.2.2 德业股份（605117.SH）：储能逆变器比例快速上升

逆变器产品布局广泛，三套马车并驾齐驱。公司研发实力深厚。基于公司原家电领域电子控制技术、人才储备和产品开发经验，公司自主研发了三电平SVPWM驱动技术、单相三相锁相环技术以及带 MPPT 算法的太阳能控制系统等逆变器产品的相关技术，可以有效的提高太阳能的利用率、逆变器的电能转换率，并保证逆变器稳定性。截至 2022 年，公司已经形成组串式并网、储能及微型逆变器三大类产品并驾齐驱的产品矩阵。

表 81：德业股份变流器产品介绍

产品类别	产品介绍	产品图片
储能变流器	在直流电转换交流电的基础上增加储能电站的功能，功率覆盖3KW-15KW，具有并离网切换，电网削峰，安全
组串式逆变器	将太阳能组件产生的直流电转换成符合电网电能质量要求的交流电，功率覆盖1.5KW-110KW，多路MPPT解决适配问题，具有转化效率高，安全性能好，工作温度
	将单一太阳能组件产生的直流电转换为交流电，功率覆
微型逆变器	盖300W-2000W实现最大功率点跟踪，输出功率最大	Q
	化，直流电压低，弱光效应好，安全性能高等特点。

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

锁定储能高景气赛道，公司储能逆变器出货、收入持续增长。受益于海外储能需求景气度持续提升，公司储能逆变器出货快速提升。其中，2021年公司储能逆变器出货达 7.03 万台，对应销售收入达 5.32 亿元，同比增长 265%。2022 年前三季度逆变器业务实现营收24.61亿元，营收占比从 23.21%提升至60.42%。具体看，在逆变器销售收入中，微逆占18.74%，组串式占 20.48%，储能占 60.78%，其中，微逆及储能逆变器占比已超 70%。出货量角度，储能逆变器出货达 18.83 万台，组串式逆变器出货达 18.17 万台，微逆出货达 44.6万台，在整体出货量中，储能+微逆出货占比已达75%以上。随着公司海外出货快速提升，预计 2022 年储能逆变器收入占比有望达 50%。

图 99：2020-2022年德业股份储能收入占比持续提升

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

投资建议：我们预计公司 22-24 年归母净利润分别为 12.61/19.33/29.02 亿元，同比+117.9%/+53.3%/+50.1%，对应 EPS 为 5.28/8.09/12.14 元。维持“买入”评级。

表 82：德业股份盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	3.024	4,168	6,096	9,988	14,303
增长率	17.7%	37.8%	46.3%	63.8%	43.2%
归母净利润 (百万元)	382	579	1,261	1,933	2.902
增长率	47.3%	51.3%	117.9%	53.3%	50.1%
每股收益（EPS)	1.60	2.42	5.28	8.09	12.14

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.2.3 昱能科技（688348.SH）：微型逆变器领跑者，长坡厚雪潜力大

在储能产品方面，公司掌握了交流耦合储能系统控制技术和低压储能控制技术等 2项核心技术。基于前述核心技术实力，公司研发的储能产品可以交流耦合方式与光伏并网逆变器系统一起组成微网系统，具有低压组件接入和低压电池接入的安全优点，同时具备自发自用、备用电源等工作模式。随着“光伏+储能”结合的用电模式逐渐成为全球的普遍共识，储能作为保障连续电力供应的首选解决方案及核心技术，逐渐得到世界各国的高度重视，其市场前景十分广阔。

加快光储布局，有望打造昱能一体化生态体系。公司研发的光储一体系统主要包括单相储能系统 ELS 系列、三相 ELT 系列牡丹台储能逆变器可以独立支持一个储能系统功能。两类产品均已交流耦合方式与光伏并网逆变器系统一起构成微网系统。公司交流耦合方式支持低压组件接入与低压电池接入，安全性能方面更具优势，同时兼具自发自用、备用电源功能。

图 100：昱能科技有望打造光储一体化生态体系

资料来源：昱能科技招股说明书，西部证券研发中心

表 83：昱能科技与竞争对手储能系统对比

	单项系统	三相系统	光伏阵列电压	电池电压	耦合方式
昱能科技	5KW	5KW	低压	低压	交流
Enphase	1.28~3.84KW	■	低压	低压	交流
禾迈股份	-	6~13KW	高压	高压	直流

资料来源：昱能科技申报问询函，西部证券研发中心

盈利预测：我们预计公司 22-24 年归母净利润分别为 4.29/7.83/13.55 亿元，YoY+316.5%/+82.6%/+73.1%，EPS 分别为 5.36/9.78/16.93 元，维持“买入”评级。

表 84：昱能科技盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	489	665	1,904	3,355	5,583
增长率	27.3%	35.8%	186.3%	76.2%	66.4%
归母净利润 ( (百万元)	77	103	429	783	1,355
增长率	256.2%	34.0%	316.5%	82.6%	73.1%
每股收益 (EPS)	0.96	1.29	5.36	9.78	16.93

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.2.4 固德威（688390.SH）：专注于太阳能、储能等新能源电力逆变器

公司已研发并网及储能全线多个系列光伏逆变器产品，功率覆盖 0.7kW～250kW，充分满足户用、扶贫、工商业及大型电站需求。公司产品立足中国，并已批量销往德国、意大利、澳大利亚、韩国、荷兰、印度、比利时、土耳其、墨西哥、巴西、美国、波兰、南非等全球多个国家和地区，产品性能优异。公司于 2021 年推出两款储能锂电池产品：LynxHome U 系列低压电池和Lynx Home F 系列高压电池。两款电池均可以与固德威双向储能逆变器搭配使用，组成“光伏+储能”系统，实现电力自发自用。22Q3公司逆变器出货达 20万台以上，其中户用储能逆变器出货占比达 30%左右。

表 85：固德威储能产品汇总

类别产品型号
光伏储能逆变器	单相光伏储能 ES 系列
	三相光伏储能 ET系列
	单相储能一体机 ESA 系列
	耦合器BTC系列
	光伏混合储能逆变器 ETC 系列
储能电池	低压电池 Lynx HomeU 系列
	高压电池 Lynx HomeF系列

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

投资建议：我们预计 22-24 年公司归母净利润分别为 4.83/10.13/16.90 亿元，YoY+72.7%/109.7%/66.9%，EPS 分别为 3.92/8.22/13.72 元，维持“买入”评级。

表 86：固德威盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	1,589	2,678	5,263	10,329	18,018
增长率	68.1%	68.5%	96.5%	96.3%	74.4%
归母净利润 (百万元)	260	280	483	1,013	1,690
增长率	153.2%	7.4%	72.7%	109.7%	66.9%
每股收益（EPS)	2.11	2.27	3.92	8.22	13.72

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.2.5 上能电气（300827.SZ）：深度布局国内储能市场

公司储能产品为双向变流器相关产品，主要应用于发电侧。发电侧以大型储能电站为主，设备需融入电网生态体系，对项目招投标参与方要求严格，准入壁垒较高。公司储能产品包括交流储能变流器、直流储能变流器及储能集成系统：1）交流储能变流器，已具有

140\~3450kW 全功率段范围产品，适用于发、输、配、用电网侧及微电网等多用应用场合。2）直流储能变流器：采用 125kW/182kW 模块化设计，应用于光伏电站直流侧，可解决因组件超配导致的弃光损失问题。3）储能集成系统：采用磷酸铁锂电池，适用于发电侧、电网侧、用户侧及微电网等储能领域。

公司储能产品已大规模应用在“光伏+储能”、“风电+储能”、火电联合储能调频、用户侧储能、独立储能电站等领域。2021 年公司完成了磴口县 100MW 光伏治沙储能竞价项目、远景安徽怀远 10MW 风电储能一体化示范项目、永州蚂蝗塘 20MW/40MWh 新能源配套储能电站等多个项目的并网运行，同时，山东省首批“5+2”大型储能示范项目中，为 3个项目供应了储能变流器系统。

2021年公司储能业务收入同比+135.3%，国内市占率第一。2021年公司实现储能双向变流器及系统集成的销售收入 1.42 亿元，同比+135.3%。公司主要布局国内市场，根据CNESA，2021 年中国新增投运的新型储能项目中，公司储能变流器装机规模排名第一。

图 101：2020-2021年上能电气营业收入构成（亿元）

资料来源：Wind、西部证券研发中心

4.2.6 锦浪科技（300763.SZ）：储能逆变器有望开启第二增长极

2021 年储能逆变器实现 370%以上高速增长。公司主要产品为组串式逆变器，按能量是否可以储存，公司逆变器可分为并网组串式逆变器和储能组串式逆变器。2021 年公司储能逆变器业务收入 1.76 亿元，同比+370.85%。Q1 储能逆变器在手订单 5.4 万台，对应3.5 亿元。2022Q3 储能占比总出货数的 25%，占比不断提升，海外出货储能占比更高。公司的自主品牌产品销往巴西、美国、英国、荷兰、澳大利亚、墨西哥、印度等全球多个国家和地区。

图 102：2019-2021年锦浪科技营业收入构成（单位：亿元）

资料来源：Wind、西部证券研发中心

公司大力布局储能逆变器业务。从储能逆变器产能扩张情况来看，公司于 2020 年向特定对象发行股票，规划了“年产 40 万台组串式并网及储能逆变器新建项目”，其中包括储能逆变器 10 万台，预计将于 2023 年完成建设。从正在研发的储能逆变器项目进展来看，公司第五代 3-6kW 单相低压储能逆变器、第五代 5-10kW 单相高压储能逆变器、第五代5-10kW三相高压储能逆变器、第六代3-6kW单相低压储能逆变器项目均已实现批量生产。

储能逆变器与并网逆变器技术同源，且有望受益于并网逆变器的品牌和渠道积累。公司发展储能逆变器业务具有以下优势：1）先发优势，储能逆变器与并网逆变器技术同源，公司并网逆变器业务的相关技术积累将有助于发展储能逆变器业务；2）品牌优势，公司储能逆变器业务有望受益于并网逆变器业务的品牌积累；3）渠道共享，在光储一体化的发展大趋势下，配备光伏逆变器的下游客户或将同时具有储能逆变器的需求，公司储能逆变器业务或将与光伏并网逆变器业务渠道共享，降低推广费用。

4.3 BMS、EMS及系统集成：格局较为分散

电池管理系统和能量管理系统行业竞争格局较为分散。从BMS 各产业链的代表企业来看，上游集成电路行业的代表企业有士兰微、中芯国际、台积电等；印制电路板代表企业有鹏鼎控股、东山精密、深南电路等。在中游 BMS 行业，目前专注于储能 BMS 开发的厂商比较少，专业BMS 供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池 BMS供应商（如三星、LG、宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能BMS 产品。在EMS 领域，主要企业为国网系公司，代表企业有南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等，此外还有四方股份、宝光股份等。

表 87：BMS、EMS和储能系统集成主要参与企业

环节		公司名称	是否上市
BMS产业链	集成电路	士兰微	是
		中芯国际	是
		台积电	是
	印刷电路板	鹏鼎控股	是
		东山精密	是
		深南电路	是

2022 年 12 月 01 日

环节		是否上市
BMS	亿能电子	否
	宝光股份	是
	妙益科技	否
	宁德时代	是
	特斯拉	是
EMS	四方股份	是
	宝光股份	是
	南瑞继保	否
	许继集团 (许继电气)	是
	平高电气	是
	国电南瑞	是
储能系统集成	海博思创	否
	科陆电子	是
	派能科技	是
	阳光电源	是
	比亚迪	是
	科华数据	是
	南都电源	是

资料来源：各公司公告，西部证券研发中心

4.3.1 四方股份（601126.SH）：关注大储机会，打开第二曲线

传统业务有望稳步增长。输变电保护和自动化系统业务方面，公司持续深耕电网业务，用户订单增加，交货合同额增加，业务稳健增长。公司智能电网业务为输变电领域提供从1000kV 特高压到 10kV 低压全系列的保护、自动化产品及解决方案，技术水平处于国际前列。发电与企业电力系统业务方面，受益于清洁能源的快速建设，叠加持续提升自身供应链管理能力，扩大重点客户的市场占有率，截至2022H1，公司新签合同额同比增长76%，有望持续贡献业绩。

重视储能发展方向，有望打开第二曲线。公司主要关注大储方向，尤其是电网侧的储能业务发展。储能领域需要与电网结合，因此需要较强的系统整合能力，而公司在电网侧储能高压级连方面会更具有技术方面优势，竞争力更强。其中公司在 10月11日中标南网的液冷式中压级联电池储能系统设备研制与系统集成技术服务已经说明公司在储能领域极具竞争力。高压（中压）级联储能具有技术门槛，尤其在局放问题的处理方面，长时间运行后将导致较大隐患，仅有少数真正掌握电子装备制造经验和储能集成技术的厂家掌握级联储能的集成技术及其核心级联变流器。而级联的优势在于单体容量大、电网调度一致性好、响应及时，适用于大规模集群性，最佳应用场景在于支撑电网，因此需要厂家各项标准达到电网需求，而四方股份在电网业务方面经营多年后已经打下坚实基础，我们持续看好四方股份在储能领域的发展。

投资建议：我们预计公司 22-24 年实现归母净利润 5.40/6.52/7.95 亿元，同比+19.5%/+20.7%/+22.0%，EPS 分别为 0.66/0.80/0.98 元，维持“买入”评级。

表 88：四方股份盈利预测

	2020	2021	2022E	2023E	2024E
营业收入 (百万元)	3,863	4,298	5.416	6,861	8.566
增长率	4.9%	11.3%	26.0%	26.7%	24.9%
归母净利润 (百万元)	344	452	540	652	795
增长率	83.1%	31.4%	19.5%	20.7%	22.0%
每股收益 (EPS)	0.42	0.56	0.66	0.80	0.98

资料来源：Wind，西部证券研发中心

4.3.2 华自科技（300490.SZ）：自营储能电站盈利能力较好，储能项目储备丰富

公司定位为设备及服务供应商，既承揽储能 EPC 项目，也提供除电芯外的其他储能产品（包括 EMS，BMS，PCS，CCS（协调控制器），智能监控等设备等），已在湖南布局了超过1.2GWH的电网侧的储能指标。

公司自营独立共享储能电站盈利能力较好。1）容量租赁收入：城步儒林100MW/200MWh储能电站项目已完成一期建设，根据相关合同，共计获得含税收入为 2240万元/年，全部建成后可获得容量租赁收入（含税）约4，480万元/年。此外，根据相关政策，如果项目并网时间较早，可享受一定的容量补偿。2）电力辅助服务：按照每次调用规模及调用次数，电网公司给储能电站支付费用。假设调用 330天/1 年，每天一次充放，调用费用为每次 400 元/MWh（含示范项目享受的峰谷价差收益），预计一个 100MW/200MWh 的储能电站的电力辅助服务收入（含税）约为2640 万元/年。两项收入合计，第一年无容量补贴/1.3 倍容量补贴/1.5 倍容量补贴的收入合计 7120/8464/9360 万元，此后几年因电池容量衰减而递减。

图 103：华自科技自营储能电站收入测算

容量租赁收入电力辅助服务收入
	期数		序号			租赁方			合同期限			容量（MWh)			单价（万元/MWh) 年			租金（万元）
	一期(50MW/100MWh)		1			隆回牛形山新能源有限公司			2年			40			23			920
			2			隆回冷溪山新能源有限公司			2年			20			23			460
			3			蓝山县卓越新能源开发有限公司			2年			20			23			460
			4			永州萌渚岭风力发电有限公司			10年			20			20			400
			一期（50MW/100MWh）合计									100			22.40			2240
	二期（50MW/100MWh)		二期（50MW/100MWh）预计									100			22.4			2240
			两期（100MW/200MWh）合计									200			22.4			4480
	两期（100MW/200MWh）合计：1.5倍容量补贴（20221231前并网）											300			22.4			6720
	两期（100MW/200MWh）合计：1.3倍容量补贴（20220630前并网）											260			22.4			5824

	1.深度调峰辅助服务	调用时间		调用天数（天）			累计调用深度调峰调用服务（MWh）电
								力辅助费用（万元）平均单价（元/MWh）111.79 243.25
		22年5月中-6月末		51			4,595.69

	2.深度调峰峰谷价差（仅试点项目）	电价		电价计算指标			取值（元/千瓦时）	取值依据
		充电电价		低谷电价 (a)			0.28355	湖南省发改委2021年11月发布的《关于进一步完善我省分时电价政策及有关事项的通知》，全年峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时。时段划分：高峰：11:00-14:00.18:00-23:00，平时：7:00-11:00.14:00-18:00.低谷：23:00-7:00。其中项目一储能电站电压等级为110千伏，对应最近低谷电价0.28355元/kwh。
				输配电价（b）			0.05572	2022年6月国家发展改革委、国家能源局发布《进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。2022年8月湖南省发展和改革委员会下发《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》明确新型储能试点项目在电力现货市场运行前，充电时作为大工业用户签订市场合约，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
				政府性基金及附加 (c)			0.04625
				充电电价（d=a-b-c）			0.18158
		放电电价		上网电价（g）			0.45	参考湖南省燃煤发电基准价
				能量转换效率 (h)			0.87	能量转换效率是指实际放电量与实际充电量的比例，根据普华有策研究，磷酸铁锂电池的能量转换效率可达97%。公司根据业务开展、设备使用经验并基于谨慎性原则，能量转换效率取值87%
		电价差（g*h-f）					0.20992	即209.92元/MWh

	合计	项目			单价（元/MWh·次）		容量（MWh)	单日充放电次数（次/日）		年调用天数（天）	电池容量衰减率	第1年收第入（万元）	2年收入（万元）	第3年收入万元		第4年收入（万元）	第5年收入（万元		第6年收入（万元）
		深度调峰辅助服务			243.25		200			330	2%	1605	1573	1542		1511	1481		1451
		合计			453.17		200			330	2%	2991	2931	2872		2815	2759		2704
		保守取值			400		200	1		330	2%	2640	2587	2535		2485	2435		2386

资料来源：公司公告，西部证券研发中心

五、附录：海外储能行业政策与商业模式梳理

5.1 欧盟储能行业政策与商业模式梳理

5.1.1 欧盟公共资金和各成员国激励政策助力储能发展

欧盟层面和各成员国政策着重点不同。欧盟层面主要通过公共资金支持和长期研究计划来推动储能技术的发展，特别是电池技术的进步。欧盟范围内各成员国或地区政府则通过可再生能源发展计划，以及补贴等激励政策，来推动储能特别是光伏+储能的发展和项目落地。

欧盟成立欧洲电池联盟，摆脱对亚洲厂商的依赖，夺取电池产业战略自主权。欧洲电池创新是在欧洲电池联盟（EBA）框架下的电池研发系列项目，在该项目参与成员的名单中，出现了非欧洲本土企业如特斯拉的身影。欧洲人试图尝试通过引入外部的力量，加速欧洲电池产业链的突破式发展。“电池 2030+”是一项大规模的欧洲长期研究计划，为欧盟委员会提出的欧洲战略能源技术计划的其中一个部分，旨在召集欧洲大陆顶尖的学术机构，研究所和工业领域的相关人士，通过合作，在性能、使用寿命、可靠性以及生产工艺方面对电池进行长期的研究，为欧洲电池行业不断实现技术突破提供助力。

表 89：欧盟储能相关支持政策

主体	时间	计划/项目	资金(欧元)	内容
欧盟层面	2021年1 月	欧洲电池创新	29亿	项目的资金将用于整个电池产业链，从原材料的提取，电芯到电池Pack的设计和制造，到最后电池的
				回收和废弃处理等产业链环节
		电池2030+		研究具有高性能和可持续的电池以适用于每个电力系统的应用场景
奥地利	月	2020年3小型太阳能+储能设备	3600万	2400万欧元的资金将用于支持屋顶光伏系统，1200 万欧元则用于支持储能系统
(意大利)伦巴第		公共机构	1000万	对于购买成套光储系统的用户，或者为已有光伏系统购买配套储能系统的用户，均可以申请50%的折扣
意大利	2020年	税收激励政策		家用储能设备税收减免由原来的 5%～65%提升至 110%，提高用户安装储能系统的积极性

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.1.2 可再生能源占比提高，电容量市场和平衡市场的储能需求增加

1）电力市场概况

欧盟建设统一电力市场，促进市场竞争。欧洲自 20 世纪 80 年代起就开始筹划建立统一的电力市场，主要目的包括：一是适应欧盟经济一体化进程，促进各国电力市场开放和自由贸易；二是引入竞争机制，提升能源行业运行效率和整体经济效益；三是促进成员国之间资源整合和优势互补，更好地保障欧盟整体的能源安全；四是促进清洁能源和可再生能源开发利用，推动能源结构转型和低碳经济发展。

欧洲电力市场包括批发市场和系统服务，其中欧洲电力现货交易所占欧盟整体电力消费的1/3 以上。欧盟到目前为止已形成了包含 7 个电力交易所、涉及 23 个国家的区域耦合电力市场，既提高了市场的流动性，也使市场竞争更加充分。在7 个电力交易所中，欧洲电力现货交易所(EPEX SPOT)是欧洲最大的电力现货交易所，隶属于欧洲能源及大宗商品交易中心(EEX集团)，运营法国、德国、奥地利、瑞士、比利时、挪威、瑞典、丹麦、芬兰、英国和波兰 11 个国家的电力现货市场，占据欧盟整体电力消费的 1/3 以上。

图 104：欧洲电力市场结构示意图(EPEX SPOT)

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 90：欧洲电力市场职责

市场	运营主体	内容
现货市场	EPEX SPOT(最大)	采用分散式的电力市场设计，以中长期双边交易，合同保证完成(物理执行)为主，少部分日内平衡
系统服务	ENTSO-E	维护整个系统的平衡安全

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

2）电容量市场

欧洲电力现货市场组织方式众多，交易时间和目的各不相同。欧洲的竞价分区主要依照国界制定，每个分区一个价格，分区之内没有传输容量限制。其中日前市场交易可细分为每个小时或几个小时组合的产品，其出清价格也是大部分电力金融衍生品价格的对标指数。日内市场的主要目的是给市场主体最后一个机会来纠正日前与日内预测的偏差，交易量相对比较少。每个国家的交易特点也有一些不同，如德国和英国日内交易量比较多，而法国因为核电占比较高，电力供应比较平稳，日内交易量较少。

表 91：欧洲电力现货市场组织方式

负责方	EEX	EPEX SPOT		TSO(ENTSO)
市场	衍生品	日前	日内	平衡机制
交易时间	交割前数年/数月/数周	交割前一天	交割前几小时	实时
设计目的	对冲价格变化	优化发电安排	灵活性评估	确保系统安全
竞价安排		每日正午竞价，全年无休	24小时连续交易	基于不同 TSO的规则

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心可再生能源增多导致现货市场价格波动加剧，储能可通过在电能量市场进行套利获益。现货市场价格波动主要来源于可再生能源发电受天气影响较大，不稳定性较高，甚至可能出现负电价。基于欧洲较为完善的电力金融期货市场，大型的发电企业往往会在电力远期或期货市场提前锁定卖出价格，电价波动的风险其实已经转移给金融市场的其他参与方，因此基本不会因为负电价而造成经济损失。随着欧盟可再生能源发电占比的不断提升，预计现货市场价格波动幅度和频率会越来越高，这其实也为储能通过电能量市场进行套利提供了更好的机遇。

表 92：欧洲现货电价波动的例子

例子	时间	地区	原因	结果
风电供给减少	2021年9月			9月15日19点至20点之间英国的日前电价上涨到
			北海地风电发电量始终低于	了2500 英镑/MWh 的水平(约合 22 元/kWh)，是
			平均水平	2020 年英国日前平均电价的70倍
	负电价更加频 2021年12	德国		冬季夜间发电高峰期 2021年12月 17 日凌晨的日内市场价格出现了
繁	月17日		和用电负荷低谷期	-426.17欧元/MWh(约合3.2元/kWh)的最低价

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

图 105：2021年 12月 17日凌晨德国日内市场价格

资料来源：EPEX Spot，西部证券研发中心

3）平衡市场

平衡市场维持发用电的实时平衡，保证电力系统运行的稳定性与经济性。平衡市场的组织运行由调度机构负责，调度权属于输电网运营商(TSO)，通过调用事先通过市场方式获得的平衡服务资源，在实时电能交易阶段进行有功功率平衡和阻塞管理。平衡市场的参与方包括平衡资源提供者(BSP)和平衡责任方(BRP)，平衡资源一般包含辅助服务和平衡电能量两类。

图 106：欧盟平衡市场运行模式

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 93：欧盟平衡市场的参与方

参与方	职责
BSP	平衡资源的提供者，根据调度指令改变自身出力或负荷
BRP	承担平衡责任并参与不平衡结算，可以是某一个市场成员(如一个发电商或是其某几个发电机组的
BRP	组合)，或是几个市场成员的组合

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 94：欧盟平衡资源的种类

种类	交易标的	内容	结算规则
平衡服务	可用容量 (MW)	报价被出清的BSP需要在实时运行中保留相应的容	不被调用也可获得报酬
平衡服务	平衡电能量电量(MWh)	量供TSO调度由 TSO 作为单一买方在调节电能市场中购买,通常在	按运行中实际被调用的电量

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

平衡市场产品的补偿结算和成本分摊各不相同。ENTSO-E 将平衡市场的服务品种分为频率控制备用(FCR)和频率恢复备用(FRR)两类，后者又分为自动 FRR(aFRR)和手动FRR(mFRR)。平衡服务的补偿结算方式包括按报价支付(PAB)和边际价格结算(MP)。对于平衡电能量，不同的TSO的组织方式有所不同。

表 95：欧盟平衡市场的产品类型

平衡服务类型	功能响应时间
FCR	响应 49.9~50.1Hz之间的频率变化 30s
aFRR	自动响应，将频率恢复至50Hz 1
mFRR	手动响应，系统运行备用 12.5min
RR	电力供应缺口较大时投入 15min

资料来源：ENTSO-E、西部证券研发中心

表 96：欧盟平衡市场产品的补偿方式和成本分摊

种类	产品	补偿内容	补偿机制成本分摊
平衡服务	FCR	容量补偿	中标合约容量和中标价格	容量成本通过过网费分摊
	aFRR	容量补偿、电量补偿	电量补偿由启动服务后的实际电能量贡献和电量电价决定	容量成本通过过网费分摊
	mFRR	容量补偿、电量补偿		容量成本通过过网费和 BRP的发电不平衡结算费用覆盖
平衡电能量	北欧	通过组织单独的调节电能市场(RPM)让具有额外调节能力的 BSP 可以提交上下调能量报价，该报价可视为无容量补偿的mFRR		能量成本主要由 BRP 通过不平衡结算承担
法国		通过NEBEF机制，组织需求响应聚合商(DRA)参与 EPEX日内市场获取电能量收益

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 97：欧盟主要国家的平衡服务补偿结算方式

国家 FCR	aFRR mFRR
德国 MP	PAB PAB
法国 MP	规定价格 MP
比利时 MP	PAB PAB
瑞典 PAB	PAB PAB
挪威 MP	MP MP

资料来源：ENTSO-E，西部证券研发中心

可再生能源比例上升促进快速调频 FFR出现，响应迅速的电化学储能迎来新的市场机遇。旋转惯量是指储存在电力系统旋转质量中的动能以抵抗频率变化的能力，为了应对可再生能源比例上升引起的系统旋转惯量不足，以及可再生能源快速大幅度波动的特性，ENTSO-E 于 2020 年 5 月开始在北欧的四个国家：瑞典、挪威、芬兰和丹麦推行新的调频种类：扰动频率控制备用(FCR-D)和快速调频(FFR)。根据 ENTSO-E 的研究，北欧地区单日可能出现的 FFR 最大需求容量在 600MW 左右，由于启动时间要求在 1.3～0.7s之间，因此基本只有电化学储能可以满足。

表 98：欧盟 FCR-D和 FFR 的启动条件和响应时间

平衡服务类型	启动条件	响应时间	备注
FCR-D	响应49.9~49.5之间的系统频率变化	5s 出力达到 50%，30s出力达到 100%	应对大型机组的突然脱网事故
FCR-D	系统频率跌落到49.7Hz激活	1.3s	应对大型机组的突然脱网事故
FFR	系统频率跌落到49.7Hz激活	1s	BSP 可以从3个启动条件
	系统频率跌落到49.5Hz激活	0.7s	和相应的响应时间中选择

资料来源：FINGRID，西部证券研发中心

5.1.3 建立储能相关电力市场机制，更多市场向储能开放

大部分欧盟国家给予储能参与电力市场的主体身份，允许储能作为调频和备用等平衡服务的技术选择。储能是否可成为BSP的技术选择取决于各国TSO提供的平衡服务技术要求，目前大部分的欧盟国家都已经允许储能作为 FCR、aFRR 和 mFRR 等平衡服务的技术选择。一个 BSP 可以是独立储能电站，也可以是储能和其他技术(如光伏发电)耦合。BSP作为单一身份在市场中注册，也避免了储能作为发电或负荷分别注册，以及与其他技术耦合带来的分别结算问题。

调整FCR市场的投标时间线和LER设备的最低运行时间，提高交易灵活性，降低储能运营商的投资成本。FCR市场规则调整包括投标时间线的修改和容量受限类设备(LER)的最低运行时间调整。投标时间线经过三次修改变得更加灵活，可以让投标方在同一天内参与其他市场，实现收入来源的多样化。LER 设备的最低运行时间则由 ENTSO-E 在征询了TSO、发电商包括储能运营商的意见后，由 30min 调整为了 15min。这一举措使得参与FRC的储能运营商降低了投资成本，并增加了参与其他电力市场的灵活性。

表 99：欧盟 FCR投标时间线的修改

时间	内容	优缺点
2019年之前	提供FCR的BSP需要提前一周完成投标	投标方无法准确地预测出清价格，投标价不能代表 FCR 资源的实际优劣次序
2019年7月1日	在交割日前14日开启，在交割日	投标价格更贴近实际情况，但投标人需要竞拍交割日当天24h的FCR服务
	前两天(D-2)的 16：30 结束市场参与方可以竞拍每个	为市场参与者提供了更高的交易灵活性，可以让投标
2020年7月1日	交割日内6个4h的交割期	方在同一天内参与其他市场，实现收入来源的多样化

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

aFRR和 mFRR市场向储能开放，拓展储能运营商的收益来源；推出 aFRR和 mFRR联合采购平台，利好储能发展。2020 年，比利时的 aFRR 市场在向储能开放之后，中标均价达到了 36 欧元/MW/年。2022年开始，mFRR市场也将在欧盟各国内陆续向储能开放。aFRR 和 mFRR 的市场规模比 FCR 要大 2～4 倍，这对储能运营商拓展收益来源非常重要。aFRR 和mFRR 的联合平台旨在实现平衡资源在欧盟范围内的市场流动和优化共享，可使平衡资源参与市场的范围更广，对于储能也是一个利好措施。

表 100：欧盟 aFRR 和 mFRR 的联合采购平台

	项目名称	时间	加入国家/地区
aFRR 的联合平台	PICCASO项目	2022年Q1	德国和法国的TSO
		2022年底	比利时、意大利、瑞士
		更晚些时候	西班牙和北欧等其他国家和地区
mFRR 的联合平台	MARI项目	预计 2022年中期开始测试工作

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

图 107：德国平衡市场需求

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

比利时和法国等国家向储能开放容量市场，储能系统获取多重收益成为可能。容量市场主要用于激励发电机组的规划与建设，以保证系统在高峰时段有足够的发电容量冗余。在欧盟范围内，法国和比利时等国家均向储能开放容量市场。自 2019 年以来，法国已经进行了 4次容量市场竞拍，在2 次容量市场拍卖中，规定了只有碳排放不超过一定的最高限额容量才可以有资格参与拍卖，这实际上也决定了只有清洁型的灵活性资源如电池储能才具备资格，也表明了欧洲在市场规则上对朝着有利于储能参与的方向进行设计。对于储能来说，容量市场可与其他平衡服务进行叠加，使得储能系统获取多重收益成为可能。

表 101：法国容量市场拍卖的储能容量

交付周期	中标公司	中标容量/MW
2021—2027	Total Flex	58
	CSE Volta	24
	Entech	2
	NEOEN	5.9
	Valorem	1.1
	ZE Energy	2
2022-2028	ADF7	75
	ALOE Energy	1
	Total Flex	45
	CSE Coulomb	24
	INNERGEX	7.6
	NEOEN	5.1
	ZE Energy	2

资料来源：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.2 美国储能行业政策与商业模式梳理

碳排放目标促进可再生能源比例增加，储能发展势不可挡。美国总统拜登上任后宣布重返《巴黎协定》，提出若干新政策减少碳排放，并制定了“到 2035 年，通过向可再生能源过渡实现无碳发电；到 2050 年，让美国实现碳中和”的目标。美国近些年的可再生能源发电比例持续增加，尤其是风能和太阳能，与此同时其波动性和随机性也为电网带来了更多挑战。在未来清洁能源占比进一步提高的情形下，储能需求也会随之增加，储能的重要性不言而喻。2021 年美国电化学储能装机容量为3508.6MW，相比于 2016年的257.1MW

增长了 1264%，发展态势迅猛。

图 108：2016-2021年美国电化学储能新增装机容量（单位：MW/MWh）

资料来源：Wood Mackenzie，西部证券研发中心

5.2.1 表前市场储能规模持续扩大，加州装机规模位居美国第一

从应用领域看，表前市场储能规模最大，用户侧储能持续增长。Wood Mackenzie 发布的报告指出，在 2022 年第二季度，美国电网规模的储能安装规模达到了 1170MW/ 2608MWh，比 2021Q2 同比分别增长 212%和 317%，是有史以来第二季度的最大装机规模。住宅部门的装机规模也有所增长，但持续的供应短缺和价格上涨抑制了其储能部署。与其他细分市场相比，社区商业和工业(CCI)储能部署仍然不尽如人意，不断上涨的价格和采购困难限制了其增长。但从预测来看，未来各市场规模都呈上升趋势，表前市场仍然占比最大。

图 109：2022Q1/Q2美国分部门电化学储能新增装机容量

资料来源：Wood Mackenzie、西部证券研发中心

从发展区域看，加利福尼亚州储能发展位居前列。根据 DOE 全球储能项目数据库统计，2021年全球有 1359 个储能项目投入运营，其中13个项目正在建设中，40%的运营项目位于美国。而在美国，加州以 215个储能运营项目(4.2 GW)位居第一，其次是夏威夷、纽约和德克萨斯州。加州独立系统运营商（CAISO）的最新数据表明，截至2022 年10月 1日，该公司已经有4367MW 电池储能系统并入电网。从小型储能来看，2019年美国报告的小型储能装机容量有 83%都位于加州，其中商业和住宅应用较多。

图 110：美国各州并网储能项目数

资料来源：DOE、西部证券研发中心

图 111：2019年美国小型储能装机分布情况

资料来源：IEA、西部证券研发中心

5.2.2 目标规划、财税补贴等政策全方位助力储能发展

国家发布相关产业政策推动储能技术进步与应用发展。产业政策早期，美国主要聚焦于技术研发，例如《2011一2015储能计划》、“电池500计划”以及“储能联合研究中心”（JCESR）的成立等，有效促进了新型储能技术研发和下一代电池关键性技术突破，推动了示范项目的建设。在综合性部署方面，2020年美国能源部发布了《储能大挑战路线图》。近两年美国开始重视新型储能供应链安全问题，并提出相应举措保障。

表 102：美国新型储能产业发展的相关政策

发布时间	政策/战略名称	概要
2011年	《2011-2015储能计划》	关注储能系统的安装方式、成本、安全性及循环生命；促进技术研发并建设示范项目以探索价值链；储能装备的工业设计，实现大规模产业化生产
2013年	《可再生与绿色能源存储技术法案》	给电网规模储能投资提供税收优惠
2016年	“电池500”计划	制备高能量密度和高循环寿命的电池
2019年	《储能税收激励与部署法案》	允许为独立储能系统提供类似的投资税收抵减
2020年	“储能大挑战”计划《储能大挑战路线图》	在储能技术研发、生产制造与供应链、技术转化、政策与评估、劳动力发展五大方面开展行动
2021年	《国家锂电蓝图2021-2030》	全面分析美国锂电产业的发展现状和未来前景；对本国锂电池制造业竞争力进行评估;提出了美国锂电池供应链的五大建设目标
2021年	“长时储能攻关”计划	宣布争取在10年内将储能时长超过10小时的系统成本降低90%以上
2022年	《可持续的储能供应链政策指南》《电网储能供应链深度评估报告》	总结其储能产业的供应链安全风险并提出相应举措保障

资料来源：赛迪智库，西部证券研发中心

州政府设立储能发展目标，实施储能强制目标采购计划。从各州层面上看，美国各州针对储能出台了相应的激励政策，立法和监督机构将部署储能系统作为能源政策的优先事项。根据 ESA，以纽约州为例，其计划 2030 年将可再生能源使用占比提升至 50%，2040 年实现100%无碳电力的目标，并发布了能源愿景改革计划，制定了储能路线图，计划到2025年储能装机容量达到 1.5GW，2030年达到3GW。

图 112：美国各州储能的目标和任务

资料来源：ESA，西部证券研发中心

ITC政策惠及储能，税收抵免为储能项目提供激励。太阳能投资税收抵免（Investment TaxCredit）是由联邦政府提出，鼓励纳税人投资再生能源发电设备的奖励性措施。WoodMackenzie 发布的美国储能监测报告指出，如果独立部署的储能系统获得投资税收抵免（ITC）以及太阳能发电的投资税收抵免能够延期，美国从 2021 年到 2026 年将会新增63.4GW 电池储能系统。2022年 8月通过的通货膨胀缩减法案（IRA）确定了相关储能项目也可享受 ITC 政策，这将继续推动美国储能的发展。

表 103：美国通货膨胀缩减法案（IRA）针对储能的 ITC 政策

储能类型		政策内容
商用储能	①	2022年后投用的5kWh以上的电池商业储能，ITC在2025年之前为30%；
	②	2025年及之后的抵免取决于是否实现财政部确定的碳减排目标;
	③	要获得30%的全额抵免，必须满足对现行工资和学徒制的要求。
户用储能	3kWh 以上电池户用储能，ITC为30%，直至2033年开始递减

资料来源：PVTECH、西部证券研发中心

5.2.3 市场机制改革为储能提供多种类服务扫清障碍

市场改革赋予储能市场主体地位，通过市场竞争的方式配置储能资源。在过去储能规模有限时，美国各 ISO暂时以统一运营、集中决策的方式对储能资源进行调度，ISO与储能所有者签订租赁服务合同，支付一定的费用获取储能的运营权。近年来，随着储能主体数量的增加和总容量的扩大，美国开始尝试赋予储能市场主体的地位，并在现有的现货市场框架内配置储能资源。在 2007 年的 890 号法案和 2013 年的 784 号法案651 之后，FERC开始逐步赋予储能市场主体的地位。

表 104：美国储能发展过程中的市场机制改革

时间	法案	内容
2007年	890号法令	为储能进入电能批发市场提供制度保障
2008年	719号法令
2011年	745号法案	要求电力公司和零售商支付大客户利用储能来替代电网调峰的费用
2011年	755号法令	制定电力零售市场调频辅助服务按效果付费补偿机制
2013年	784号法令	提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务以及电储能提供辅助服务的结算机制
2013年	792号法案	解决储能并网的程序问题，首次将储能定义为小型的发电设备
2018年	841法令	要求RTOs 和ISOs 制定出一套适用于储能参与其运营的电力批发市场的市场规则

资料来源：王冰等《美国电化学储能产业政策分析及对我国储能产业发展的启示与建议》，西部证券研发中心

841 法案加快市场改革进程，储能深入参与电力市场。2018 年 2 月，FERC 颁布 841 号法案要求各 ISO在现有的市场框架之内修正规则，为储能参与市场提供便利。法案明确定义储能为拥有从电网吸收能量和随后向电网反送能量能力的设备，要求市场规则具备中立性，即不同技术类型、地理位置的储能参与市场的规则平等。此外法案还要求公平赋予储能和其他主体一样的市场地位，要求市场考虑储能特殊的物理特性。FERC各法案的思想是指导性的，在具体执行时为各 ISO预留了相当的灵活性，允许其结合自身市场特点采用不同的技术路线。

表 105：美国 FERC841 法案的具体内容

	内容	优势	例子
	务等全体系的市场	自身的价值实现与成本回收	储能可参与能量、容量、辅助服有助于储能在各个市场中完成PJM市场2019年能量、容量、辅助服务费用分别为133.3、55.1、 3.5亿美元，均达到了可观的规模
要求公平赋予储			2019年PJM的平均峰谷电价价差约为0.105元/kWh，光伏渗
	能和其他主体一允许储能在市场上申报投标购	让储能反映自身成本，让市场自	透率较高的CAISO平均峰谷价差则达到约0.300元/kWh，在
样的市场地位	电或售电，且其充放电能按照节	主发现储能的调峰价值	某些供需紧张日期，峰谷价差可达到1元/kWh 以上。市场可
要求市场考虑储到100kW	点电价结算		根据不同系统不同日期的调峰压力，给出不同的调峰奖励。
能特殊的物理特性		在很大程度上增加市场主体数
	储能的准人门槛将从1MW 降低		根据美国能源部的储能数据库，这使得具备准入资格的电化学
		大范围内更优的资源配置	量，增强市场的竞争性，实现更储能装置数量从124个上升到289个，占数据库收录项目的比
			例从25%上升到55%
	明确储能的荷电状态约束，保证		以容量有限性为例，根据CAISO 的数据，市场中大多数电池
	储能不同时充放电，考虑储能的充分考虑了储能的物理特性能量有限性核定其容量价值等		储能的持续放电时间在1一4h之间，仅有不到5%拥有超过4h 的放电能力，这与传统化石燃料机组有显著的差异

资料来源：FERC，西部证券研发中心

1）现货能量市场机制

储能纳入能量市场出清，参与市场的灵活性提高。在改革之前，能量市场出清模型较少考虑储能的物理特性，如荷电状态约束、与电网之间的双向能量流等，而作为现货市场体系的核心，能量市场能直接产生短期调度结果和价格信号，因此大部分 ISO都非常关注其出清模型的修正，以帮助储能更好地发挥削峰填谷作用。CAISO和PJM市场储能规模在美国各州间位居前列，改革后的市场模式有助于储能反映自身运营成本，提供了参与市场的灵活性。

表 106：美国储能参与能量市场的机制

市场	能量市场机制	优缺点
CAISO 市场	提交价格投标、单日的初始荷电状态和期望达到的末尾荷电状态，由ISO求解多时段耦合的经济调度	储能的荷电状态约束由ISO 在出清模型中统一考虑，保证了出清结果对于储能的可行性
	模型，得到各时段的节点电价和储能的充放电计划提交循环一次充放电的价差投标	为储能的市场参与提供了更多灵活性
	提交自调度计划参与市场	储能可自行管理荷电状态，但需要作为市场价
	提交价格投标和自身所处的工作状态	格的接受者储能将自己负责荷电状态的管理，以保证充放
PJM市场		电计划的可行性
	提交自调度计划参与市场	可得到社会福利最大的出清结果和储能充放电
	将运营控制权完全移交，由PJM统一调度规划	计划，但储能无法通过投标反映自身运营成本

资料来源：CAISO，PJM，西部证券研发中心

2）辅助服务市场机制

ISOs 逐步放开限制，允许各类型储能提供不同类型的辅助服务，建立公平的市场环境。在改革之前，储能无法提供某些辅助服务，而且市场规则也未能充分考虑快速响应型储能的灵活性。为了帮助储能更好地提供辅助服务，各 ISO 推动了一系列市场改革。以 PJM市场为例，2011年FERC颁布的755 号命令要求各ISO区分不同响应速度的资源，给予高响应速度资源更多的奖励，PJM为此将调频信号区分为传统调频信号 RegA 和动态调频信号RegD，并同时给予容量支付和表现支付。目前，在PJM市场中，储能以不到4%的容量提供了 10.4%的日前旋转备用和 23.7%的调频。841 法案颁布后，考虑到储能的快速响应特性，PJM允许没有基础能量出力的储能也提供调频等辅助服务，作为对比，发电机组提供调频服务时，需要同时中标一定的能量以获得上下调出力的空间。

3）储能容量价值测算

给予储能恰当支付反映其容量价值，激励后续容量投资。储能作为容量有限型资源，可提供的容量支撑并不仅仅取决于其最大放电速率和强迫停机率，还和最大能量容量等多种因素有关，原先的容量市场难以较好地考虑这一特性。各ISO也在探索储能参与容量市场的模式，希望给予储能恰当的支付反映其容量价值，从而激励后续容量投资，主要包括要求储能满足一定的连续放电时间、更为灵活的折价方式、ELCC 等方式。

表 107：美国储能发展过程中的市场机制改革

测算方式	内容	例子
	要求储能满足一定的连续放电时间要求：CAISO4h 以	能量容量为4MWh、功率容量为1MW 的储能能连续放电4h，其容量价值为1MW，容量系数为100%;
	连续放电时间,对不能上，PJM为10h，美国西南电力市	能量容量为2MWh、功率容量为1MW 的储能只能连
	满足的放电功率进行场 (SPP)为 4h，美国新英格兰独	续放电2h，因其容量价值只能取0.5MW，容量系数
折价	立系统运营商 (ISO-NE)为 2h等	为50%
采用更为灵活的折价方式	美国纽约独立系统运营商	能量功率比为2、4、6、8 的储能，放电功率低于 (NYISO)根据最长持续放电时间1000MW时容量系数分别核定为45%、90%、100%、
		定为37.5%、75%、90%和100%
	考虑利用有效带负荷在系统可靠性指标不变的情况下，	通过建立市场仿真模型，并输人负荷曲线形状和分
	能力(ELCC)来衡量储增加1MW 储能带来的尖峰负荷增	布、电源结构、储能配置等参数，可以求解得到结果
能的容量价值量

资料来源：PJM，王冰等《美国电化学储能产业政策分析及对我国储能产业发展的启示与建议》，西部证券研发中心

4）储能作为输电资产

储能可通过充放电减少线路尖峰潮流而延缓输电投资，起到输电资产的作用，各 ISO 正在积极推进相关计划。目前，市场一般不允许储能同时从市场渠道和监管渠道获取收益，因为双轨制可能引发监管费率确定、储能运营权归属的争议，FERC也否定了多个储能作为输电资产的申请。但是，储能可以在紧急情况下积极响应，减少线路尖峰潮流，增强电网安全性，起到输电资产的作用。FERC 在 2017 年颁布 PL17-2-000 号纪要，考虑储能作为输电资产获取收益的可能性。各 ISO已在考虑储能作为输电资产的可能性。

表 108：美国各 ISO 将储能作为输电资产的计划

市场	内容
CAISO	在 2017一2018年的输电扩展计划中，将储能作为输电资产的一个备选项评估，并且推动了 2个储能项目的建设
PJM	建立了研究专项，向市场参与方征询意见
MISO	将储能作为单一输电资产的提案已经得到了FERC批准通过

资料来源：CAISO、PJM、MISO、西部证券研发中心

表 109：美国储能作为输电资产的模式

模式	进展
储能作为单一输电资产，不再提供市场服务	目前各ISO推动的实际项目大多采用此种模式
储能作为混合资产，同时提供输电服务和市场服务	成本回收机制仍在讨论之中

资料来源：王冰等《美国电化学储能产业政策分析及对我国储能产业发展的启示与建议》，西部证券研发中心

5）分布式储能通过聚合商参与市场

分布式储能规模过小无法直接参与市场，FERC 发布 2222 号法令要求 ISOs 修改市场规则，使分布式储能通过聚合商参与市场。根据FERC841 法案要求，储能参与市场的规模准入门槛降低到 100kW，然而配电网侧的分布式储能规模还无法达到 100kW，无法直接参与输电网的批发侧市场。为了解决分布式资源参与市场的难题，FERC 在 2020 年发布了 2222号命令，要求各ISO修正市场模型，帮助分布式资源聚合商参与市场。分布式资源聚合商可能在多个节点与主网产生双向功率流，改革后的模型将考虑这一特殊的物理特性。同时，聚合商能够同时参与能量、辅助服务和容量等多种市场，通过投标反映市场参与意愿，并按照节点电价结算交易能量。MISO等 ISO已经修正市场规则，帮助聚合商参与市场。

5.3 英国储能行业政策与商业模式梳理

英国储能市场受监管环境影响起步较晚，但碳减排承诺使得可再生能源比例上升，2016年之后储能装机开始大幅增加。2015 年之前，由于英国的储能政策与监管环境较差，大规模储能应用存在重重障碍；此后鉴于英国电力系统对于部署储能的迫切需求，英国国家能源监管机构 Ofgem 和英国商业能源与产业战略部 BEIS 形成合力，开始通过制度改革推进储能商业化。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，截至 2021 年底，英国电化学储能装机达到1587.3MW，规划在建装机容量已经超过 14.5GW。

表 110：不同时期英国储能市场的发展差异

时间	应用重点	项目规模	市场参与者
2012-2016年	配网侧储能项目	0.005-10MW	配电网络运营商
2017-2020年	调频辅助服务市场; 可再生能源与储能共享站址类的储能项目；49.9MW及以下		可再生能源开发商
2017-2020年	平衡市场(分布式发电资源)		(eg:RES、EDF)
2020年及以后			单个储能项目容量上限取消，大可再生能源开发商；

资料来源：朱寰等《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.3.1 公共资金支持储能技术创新，促进技术商业化

为加速储能技术创新和实现净零系统转型，英国政府推出法拉第挑战计划和净零创新组合。在加速储能技术创新方面，英国最早通过政府基金和 Ofgem 对包括储能在内的电网创新技术及方案提供相关资金支持。在此基础上，2017 年英国进一步发布“工业战略挑战基金”，并划拨 2.46 亿英镑开展法拉第挑战计划，旨在全面推动电池技术从研发走向市场。此外，英国政府于 2020年 11 月推出 10亿英镑“净零创新组合”项目用于加速低碳技术创新，降低英国低碳转型付出的成本。

表 111：英国储能的创新资金支持计划

计划	主体	金额(英镑)	时间	内容
法拉第挑战计划	高校	4200万	2018年	延长电池寿命、电池系统建模、电池回收和再利用、下一代固态电池
		3800万	2017年11月	电池材料、电池组集成、电池管理系统及电池
	企业、机构、科研院	2200万		回收等
			2018年6月	固态电池研发、电池安全和先进电池管理系统
	英国电池工业化中心			促进英国电池制造业和电动汽车生产
储能及电力灵活性		1亿		支持储能和电力灵活性创新过程中面临的挑
（“净零创新组合” 项目之一)				2020年11月战，以及储存时长在小时、日、月等不同时间维度的储存技术

资料来源：朱寰等《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.3.2 政策及市场机制改革消除储能应用障碍

政府推出推出多项政策及制度改革，消除储能发展障碍。2016 年11 月，Ofgem 和BEIS联合发布报告，提出消除储能和需求响应的发展障碍、通过价格信号提高电力系统灵活性、催化电力市场商业模式创新等内容。针对储能，该战略报告提出了消除涉及储能系统并网的制度障碍、电网使用费用的核算、储能的法律定义和身份等多个方面。通过这些制度改革，英国储能市场得以被撬动，并开启规模化发展之路。

表 112：英国储能的部分政策改革

制度	改革前		改革后
制度	内容	影响	内容	影响
	威尔士350MW	规划审批规模上限：英格兰50MW，带来大量额外的时间成本和经济成本	取消容量上限	帮助大型储能项目的规划周期缩短 3-4个月，激励大量投资进入储能领
制度				域，电池储能项目数量有望增加两倍将储能作为发电资产类别的一个确认储能应被视为一种发电资产，有
资产类别属性的法				子集列入具体定义，并针对储能的助于将储能作为电力系统的一个组
律定义			许可证和规划制度进一步明确	成部分进行布局和推动
	双重收费(系统使用费、平衡	没有考虑储能在提供平衡服务时
过网费电又价机制	服务系统使用费)	给电网带来的效益，且将其看成带来电网堵塞的来源之一	只支付发电时的网络使用费
	共享站址大部分可再生能源发电站是		允许可再生能源开发商和资产所
	电站相关在激励政策(FIT、RO)支持下政策出台时都没有涉及储能			有者继续享受RO和FIT政策的情可再生能源与储能共享站址项目的
			况下将储能安装到可再生能源场开发障碍显著减少
规则	安装运营的		站侧

资料来源：朱寰等《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》，西部证券研发中心

1）容量市场规则

储能降级因数的修改降低了储能在容量市场的竞争力，但监管机构的规则修改消除了储能项目部署的障碍，储能发展迎来好转。2017 年 BEIS 针对电池储能可用时间短的风险进行评估，提出修改储能的容量降级因数，以此反映不同时长储能系统的容量可用性，降低了储能在容量市场中的竞争力。但 2020 年，储能在容量市场中的应用环境迎来好转，英国监管机构修改规则，以消除需求侧响应资源和储能项目部署面临的障碍。

表 113：英国容量市场规则的调整

时间	内容	影响
2017年12月修改储能的容量降级因数		储能收益受到较大影响，降低了储能在容量市场中的竞争力
2020年	监管机构修改规则：①将参与容量市场的储能系统最小装机容量	消除需求侧响应资源和储能项
	阈值从2MW 降低到1MW；②允许需求侧响应资源申请资格预	目部署面临的障碍，帮助清洁
	审，在提供相关资产证明的前提下，需求侧响应资源可以参与容
	量市场的拍卖；③在容量市场中引入有关二氧化碳排放限值的报	能源技术更容易参与到容量市场的拍卖中

资料来源：朱寰等《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 114：英国不同时长储能的降级因数

储能系统的最小时长/h	2018/19T-1 2021/22T-4
0.5	21.34% 17.89%
1	40.41% 36.44%
1.5	55.95% 52.28%
2	68.05% 64.79%
2.5	77.27% 75.47%
3	82.63% 82.03%
3.5	85.74% 85.74%
≥4	96.11% 96.11%

资料来源：英国国家电网，Duration-Limited Storage De-rating Factor Assessment，西部证券研发中心

2）调频辅助服务市场规则

风力和光伏发电比例增加带来更频繁的电力系统频率波动，英国国家电网启动 EFR 招标采购计划，储能市场需求增加。英国电网越来越依赖于风力和光伏发电，电力系统需要更多更先进的灵活性资源进行系统调节。为此，英国国家电网于 2015 年底引入新的调频辅助服务品种，并启动了增强型调频服务招标采购计划。增强型调频服务(EFR)是在 1s或者更短时间里对频率偏差实现 100%有功功率输出的一种调频服务。一般只有储能资源才能达到 EFR 响应时间的要求，因此目前 200MW 的市场需求全部由储能提供，结算按照招标价格付费。

表 115：英国 EFR 招标采购计划的中标项目

中标方	预期开展时间	中标规模 /MW	四年内项目可获得的总收益 /10GBP	调频服务中标价格 /GBP/(MW · h)	项目建设地点
中标方	预期开展时间	中标规模 /MW	四年内项目可获得的总收益 /10GBP	调频服务中标价格 /GBP/(MW · h)	项目建设地点
EDF Energy Renewables	2017.12	49	12.03	7	西伯顿天然气火电站
Vattenfall	2017.4	22	5.75	7.4	南威尔士Welsh Peny Cymoedd 风电场
E.ON UK	2017.11	10	3.89	11.09	Blackburn Meadow 热电联产电站
Low Carbon Storage Investment	2017.12	10	2.68	7.94	克里特市
Low Carbon Storage Investment	2018.03	40	12.67	9.38	Glassenbury
Element Power	2018.02	25	10.08	11.49	谢菲尔德市
Belectric	2017.1	10	4.2	11.97	Nevendon
Renewable Energy Systems	2018.02	35	14.65	11.93	RESEFR7-PT

资料来源：KPMG，西部证券研发中心

为避免停电等类似情况发生，英国推出新调频辅助服务品种，为储能开辟了新的市场机会。英国目前已推出动态遏制(DC)服务，是现有调频品种的补充，初期将采购 500MW 的低频资源，未来市场规模将增长至 1GW，并将高频资源包含其中。由于动态遏制要求服务资源在 1s 内响应，因此目前市场供应主体主要是电池储能系统。除了动态遏制，英国国家电网还在开发动态稳定(DM)和动态调节(DR)服务。

表 116：英国动态遏制调频辅助服务品种概况

项目	试运行期间(2020年秋)	正式运行期间(2021)
采购时间	日前	日前

项目	试运行期间(2020年秋)	正式运行期间(2021)
产品类型	低频	低频和高频分别采购
周期	24h合同	电力远期协议时间模块①
容量空间	低频最高500MW	低频和高频，最高1000MW
是否允许叠加	不允许与现有响应产品/备用产品叠加	允许与新的一套频率响应产品进行效益叠加

资料来源：National Grid ESO，西部证券研发中心

表 117：英国新调频辅助服务品种的概况

项目	产品特性	采购方式	交易时间
动态遏制(DC)	用于平抑突然的不平衡带来的频率变化，目标是将频率控制在SQSS 标准限值的频率范围内	按照拍卖出清价结算	日前
动态稳定(DM)	用于协助日常调频进行较大不平衡管理，旨在将频率维持在+/-0.2Hz	按照拍卖出清价结算	日前
动态调节(DR)	用于缓慢修正小的、连续的频率偏差。目标是持续管理频率，使其维持在50Hz 附近	按照拍卖出清价结算	日前

资料来源：National Grid ESO，西部证券研发中心

3）平衡机制规则

放宽平衡机制的准入，引入更多灵活性资源。以前平衡机制只向能源供应商和具有许可证的发电商开放，为了引入更多的灵活性资源(如电动汽车、储能、用户侧资源等)进入平衡机制，增加平衡机制资源的供应，2018年 5月，英国输电系统运营商国家电网发布报告，放宽平衡机制的准入。该报告提出将创造一类新的市场参与者——虚拟主导方和一类新的平衡市场服务供应单元——二次平衡机制单元(SBMU)参与平衡市场。其中，SBMU 可以是独立的，也可以是聚合的资源，最小规模为 1MW。

5.3.3 储能收益来源多，市场机制改革带来新转机

英国电力市场自由化程度高，储能可以获得更多收益。从收益渠道来看，储能在英国电力市场中收益来源广泛，包括从价值相对较高的调频服务市场及备用市场，到价值相对不高的能量市场，储能可以获得的收益来源超过 10 种。但调频服务和快速储备容量的市场规模相对较小。其中输配电成本节约服务中，获得Triads收益的价值相对较高。Triads 机制是针对每年 11 月至次年 2 月中的三个用电高峰时段而设计的，在这三个用电高峰时段能够发电或者减少用电的机组/用户可获得丰厚的补贴。

表 118：储能在英国电力市场的潜在收益来源

市场类别	主要收益来源	进入市场的方式	市场容量	接入点
频率响应	增强型频率响应	投标(辅助服务)	200～700MW	输电网络，配电网络
	固定频率响应	投标(辅助服务)	2000～3000MW	输电网络，配电网络，需求响应或用户侧
	动态遏制	投标(辅助服务)	500MW~1.4GW	输电网络，配电网络
	需求侧响应	投标(辅助服务)		需求响应或用户侧
备用	快速储备容量	投标(平衡服务)	百MW	输电网络，配电网络，需求响应或用户侧
	用户备用功率	合同		需求响应或用户侧
	短期运行储备容量(发电	投标(平衡服务)	2~4GW
	容量或负荷削减量)			输电网络，配电网络，需求响应或用户侧

行业深度研究 | 电力设备
2022 年 12 月 01 日

市场类别	主要收益来源	进入市场的方式	市场容量	接入点
	容量市场	投标-容量拍卖	GWs	输电网络，配电网络
	输电成本避免	市场机制/成本避免	GWs	配电网络，需求响应或用户侧
	配电成本避免	市场机制/成本避免	GWs	配电网络，需求响应或用户侧
	发电商“自用”	通过电价或成本避免参与市场	GWs	需求响应或用户侧，与可再生能源共享站址
	发电商弃电	通过电价或补贴或避免改造费用支出参与市场	GWs	需求响应或用户侧，与可再生能源共享站址
	价格套利	利用电价波动参与市场	GWs	输电网络，配电网络，需求响应或用户侧，与可再生能源共享站址

资料来源：Regen，西部证券研发中心

表 119：英国储能不同收益来源的特征

收益来源	价值/收益	系统要求	市场规模
调频服务	最高	最高	相对较小
快速储备容量	潜在高价值市场		相对较小
短期运行储备、容量市场	较低	低，可与其他服务相兼容
输/配电成本替代/延缓	未来将随着电价结构的改变而改变
价格套利	未来前景看好

资料来源：Regen，西部证券研发中心

平衡市场的开放及批发电力市场套利机会的增加为储能的商业模式带来转机。从目前英国储能项目的实际案例来看，大部分项目采取效益叠加的方式。大量储能项目的首选是参与调频辅助服务，同时参与容量市场竞标，还将Triads 作为一个重要的收入来源。虽然部分调频辅助服务品种价格、容量市场价格以及Triads补贴均呈现下降趋势，但随着平衡市场的开放以及英国可再生能源增长带来的批发电力市场套利机会的增加，储能的商业模式呈现转机，新的政策和市场规则将使得电力系统和电力市场识别储能更多的价值，有利于储能在不同的市场之间实行流动性更大的运营策略。

表 120：英国储能项目收益来源的价格变化

收益来源	之前		现在
收益来源	时间	价格	时间	价格
FFR调频服务	2016/2017	18 GBP/(MW · h)	2020/2021	4 GBP/(MW · h)
动态遏制				17 GBP/(MW · h)
T-4 容量市场	交付时间2018/2019	19 GBP/(kW · a1)	交付时间2021/2022	8.4 GBP/(kW · a-1)
Triads	2016	45~55 GBP/(kW·a1)		1.6 GBP/(kW · a'1)

资料来源：朱寰等《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.4 澳大利亚储能行业政策与商业模式梳理

可再生能源比例增加和自然灾害等因素促进储能快速增长。澳大利亚储能市场起步于2016 年，在可再生能源资源丰富、用户侧高电价、分布式光伏上网电价降低、可再生能源比例持续提升、多次大停电事故、森林大火等重大因素的推动之下，储能市场呈现快速发展态势。

从应用重点来看，可再生能源储能、微网/离网储能、家用储能构成了澳大利亚储能市场的主要部分，另外还有接入 NEM 的多个大型储能项目。受上网电价正逐步降低甚至取消及允许电网公司在网络阻塞时对用户上网电量进行收费的规则的影响，市场对家用储能的需求进一步增加。接入澳大利亚国家电力市场（NEM）的多个大型储能项目对电力市场交易价格、电网供应安全等产生了一定的积极影响。

表 121：澳大利亚 2017 年以来接入 NEM 市场的电网规模电池储能系统

项目	容量	项目地点与配置	投运时间
Hornsdale Power Reserve		100MW/129MWh 和南澳大利亚州 Hornsdale 风电场共址建设，但储能电站拥有自己的连接点	2017年12月
Dalrymple ESCRI battery	30MW/8MWh	安装在南澳大利亚州 Dalrymple 变电站，靠近Watle Point 风电场	2018年9月
Ballarat Energy Storage System	30MW/30MWh	位于维多利亚州 Ballarat 区域终端站的独立系统	2018年11月
Gannawarra Energy Storage System	30MW/25MWh	位于维多利亚州，与Gannawarra 光伏电站共址	2019年3月
Lake Bonney	25MW/52MWh	位于南澳大利亚州，与 Lake Bonney 风电场共址，并共享接入 Mayurra 变电站的连接点	2019年10月

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

从发展区域来看，维多利亚州、南澳大利亚州等地储能发展势头强劲并各有特点。维多利亚州以发展大型储能项目为主，而南澳大利亚州由于可再生能源丰富，且出现多次大停电事故，以大型储能电站和用户侧储能项目并重，从支持电网安全以及用户保障自身用电的角度全面布局储能的应用。

表 122：澳大利亚不同发展区域的发展重点

州	发展重点	例子
维多利亚州		大型储能项目(集中式可再生能源电站储能Ballarat电池储能系统，联合Neoen 公司、特斯拉公
维多利亚州	项目+大型电网侧独立储能项目)	司共同建设的300MW/450MWh大型储能项目
南澳大利亚州	大型储能电站+用户侧储能项目	Hornsdale电池储能电站、虚拟电厂

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.4.1 不同应用场景的储能收益来源不同

家用储能系统的主要收益来源是配合屋顶光伏自发自用带来电费节约收益，其他收益因各州的政策不同而有所差异。以南澳大利亚州虚拟电厂储能(VPP)项目为例，可以获得的收益包括：光储系统销售给用户的电费收益、VPP参与电力市场的收益、南澳大利亚州政府为每户家用电池提供的 6000 美元家用电池补贴计划(HBS)的补贴收益、联邦政府为光伏提供的小规模技术证书(STC)收益等，在这些收益的支持下，南澳大利亚州含储能的 VPP项目投资回收期通常在5年以内。

NEM 市场中电池储能收益的最大来源是辅助服务市场(FCAS)。2020 年第四季度电池储能净营收(即扣去能量成本之后)为970 万美元，其中FCAS 收益占总营收的79%。相比第三季度，2020 年第四季度电池储能能量收益增加(40 万美元)，主要受南澳大利亚州电池调度和容量加权平均后能量市场套利价值(从30美元/MWh增加到39美元/MWh)的推动。

图 113：澳大利亚电池储能在澳大利亚电力市场中的收益情况

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.4.2 联邦政府公共资金和州政府激励政策促进储能发展

澳大利亚联邦政府层面主要通过投入公共资金支持储能技术示范，并通过示范项目验证技术性能和适用场景。各州政府是出台储能相关实质性资金支持与补贴等激励政策的主体，对推动本州储能项目落地发挥了关键作用。

表 123：澳大利亚联邦政府资金对储能的支持

机构/计划	宗旨	资助内容	资助资金	支持项目内容
澳大利亚可再		为创新项目提供资金，避	资助储能项目37个，通过投入2.146	用户侧、离网地区和电网薄弱区的储能应用，解决可再生能源更
生能源署		资助可再生能源技术的研免这些项目难以吸引到足	亿美元支持资金带动了价值9.35亿
(ARENA)	究、开发和商业化	够的资金或流失到海外市		高比例渗透率以及储能进入市场
		场	美元的项目投资	障碍等问题的公用事业规模储能
清洁能源金融		为能够带来良好回报的项		项目
公司(CEFC)	促进清洁能源投资	目提供债务和股权融资	利用约80亿美元支持了约200个大	商业太阳能和风能项目，储能和
	缓解疫情对经济的影响，		型项目和18000个较小规模的项目	能效项目
“清洁复苏”		推动可再生能源和储能领
计划	持续促进可再生能源的发	域投资的增长

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 124：澳大利亚各州储能相关激励政策

州/区域	政策/激励措施	可再生能源目标
首都堪培拉	2500 万美元下一代电池储能计划，用户获得的补贴最高可达825美元/kW	到2020年100%
新南威尔士州	对购买并安装电池储能系统的家庭提供最高9000美元的贷款，对购买屋顶光储系统的家庭用户提供高	到2030年增加12GW可
新南威尔士州	达14000 美元的贷款。高额的FIT的关闭刺激着户用电池储能的投资	再生能源
北领地	目前没有专门的政策，Home Improvement Scheme 此前为购买光伏和电池的人提供 4000 美元的代金	到2030年50%
北领地	券，参与者被要求必须支付系统价格的50%以上 2018 年提供免息贷款和返款以刺激电池的使用；凡是在州数据库上注册他们储能系统的所有者能获得
昆士兰州	50美元奖励；为1000个家庭，提供最高3000美元的退税和1万美元的免息贷款	到2030年50%
昆士兰州	家庭电池计划HBS：1亿美元补助计划促进电池在4万个家庭的使用；1亿美元CEFC贷款；1.5亿美
南澳大利亚州	元 Renewable Technology Fund 支持大量的可调度的可再生能源项目；5千万美元大规模储能基金	到 2030年100%
塔斯马尼亚	“国家之电池”抽水蓄能可行性调查，提出20万美元的微网试验项目	已经达到100%可再生能
		源
维多利亚州	针对典型项目，ARENA提供 2500万美元的支持，维多利亚政府提供2500 万美元的支持光伏家庭包：为年收入低于18万美元的10万个家庭，提供50%的电池安装成本补贴，每个家庭不高于4835美元	到2030年50%
西澳	拨款600万美元建立一个未来电池工业合作研究中心	支持国家可再生能源目标

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

5.4.3 储能在辅助服务市场和能量市场的发展空间扩大

1）辅助服务市场

5MW及以上的储能电站可参与 FCAS 市场。澳大利亚辅助服务市场可以分为市场化辅助服务市场FCAS 和非市场化辅助服务市场。目前，额定容量5MW 及以上的储能电站可以通过注册成为市场主体参与辅助服务市场，主要参与 FCAS市场。

表 125：澳大利亚辅助服务市场类别

项目	辅助服务类型	服务说明	市场
市场化辅助服务(FCAS 市场)	调节调频(Regulation FCAS)	增加 MW，提升频率使其靠近50 Hz 降低 MW，降低频率使其靠近 50 Hz	向上向下
			向上
		紧急事件时在6s内提供调频服务(快速服务)	向下
		紧急事件时在60 S内提供调频服务(慢速服务)	向上
	FCAS)		向下
非市场化辅助服务(NMAS)		紧急事件时在5min 内提供调频服务(延迟服务)	向上向下
	NSCAS	由澳大利亚能源市场运营机构AEMO采购，用于控制网络不同节点的电压，并	无功
	NSCAS	将电流控制在标准范围内发电机组重启，使输电系统在重大机组脱网后恢复供电	切负荷

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

表 126：澳大利亚辅助服务成本回收方式

项目	辅助服务类型	支付方式	支付对象	成本疏导方式	成本分摊主体
市场化辅助服务 (FCAS 市场)	调节调频 (Regulation FCAS)	基于市场出清价格和每个调度间隔提：供的服务量进行支	接受调度的(scheduled)	“肇事者”承担，如有	向上服务成本由市场发电商和
			相关市场发电商/市场用	剩余，剩余部分由所有	市场小型发电聚合商分摊；向
				市场用户按照用电量分
			户	摊	下服务成本由市场用户分摊
			接受调度的(scheduled)	按相关市场参与者用电/	有独立MPFs1的市场参与方或
非市场化辅助服	(Contingency FCAS)	付	相关市场发电商/市场小	发电的比例进行分摊	者没有独立MPFs的市场用户
			型发电聚合商/市场用户		承担
	NSCAS	基于AEMO和注册		按照受益区域内相关市	仅市场用户承担
		市场参与方之间的	签订合同的相关市场注	场参与方的用电量按比
	SRAS	合同协议条款进行支付	册参与方	例进行分摊	市场用户和市场发电商按照 50/50 进行分摊

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

FCAS成本上升吸引大量新的市场主体进入市场，电池储能和需求响应/虚拟电厂在FCAS市场中的份额持续增加。从成本变化趋势来看，随着澳大利亚对频率的控制力减弱以及南澳大利亚州等部分地区发生孤岛效应等事件，FCAS成本呈显著上升态势。2015 年，FCAS成本共计 6300 万美元，仅占 NEM 能量成本的 0.7%，到 2020 年，FCAS 成本达到 3.56亿美元，5 倍于 2015 年的水平(2020 年第一季度 FCAS 成本占 NEM 能量成本的 5.4%)。两年内，电池储能的市场份额从2018年第四季度的12%上升到2020年第四季度的26%。

图 114：澳大利亚辅助服务供应资源市场份额变化对比

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

2）能量市场

可再生能源比例持续增加，现货市场价格波动愈发剧烈且负电价将持续增加，储能在能量市场的获益有望增加。现货市场价格波动是能量市场的自然特征，可以引导市场主体投资新的发电容量。近些年由于可再生能源和自然灾害等影响，现货价格高价格和负电价的出现频次都有所增加，为储能在能量市场中获得收益提供了更广阔的空间。

5.4.4 电力市场机制改革帮助储能进入NEM市场

1）5分钟结算机制

现货价格的 5分钟结算机制有利于储能增加服务，并增加储能在 NEM 能量市场和FCAS市场的套利机会。2020年7月份，澳大利亚能源市场委员会(AEMC)宣布，将从2021 年10 月21 日起NEM现货价格的5分钟结算机制。该项规则的修改将有利于储能系统、需求响应服务等快速、灵活资源在市场中提供服务，进而促进资本对这些技术的投资。

表 127：澳大利亚 30min 与 5min 结算机制的对比

结算机制	优/缺点
30min 结算机制	无法反映价格的快速波动，并激励电池储能系统等快速资源响应价格，进而限制能量套利机会
5min 结算机制	①与目前的5min 调度间隔更匹配；②增加结算周期的粒度，能够呈现更准确的价格信号，更好地补偿储能等快速调节资源在几个交易间隔内快速充放电提供的服务，进而增加其盈利能力

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

2）综合资源供应商(IRP)市场主体身份

储能以发电商和用户两种市场主体身份参与电力市场存在诸多问题。澳大利亚国家电力法(NER)早期发布时，市场中储能较少，NER 中未过多考虑储能。随着接入电力系统的储能越来越多，在主体身份不明确的情况下，储能通常以两种不同市场身份类别(发电商和用户)注册并参与 NEM 市场，暴露出了一系列问题。

表 128：澳大利亚储能两种市场主体身份的系列问题

问题	内容	影响
分摊非能源成本	电网规模电池储能是根据注册的两类市场主体身份(发电商和用户)进行充放电的，在发电和储能与其他市场参与者在分摊非能放电时均需要缴纳非能源成本	源成本方面存在不公平
市场竞价	储能必须按照负荷和发电两种类型分开进行市场竞价，不能将其合并为单一报价	AEMO 只能将储能按照负荷和发电分开进行排序调度
结算	储能需要按照负荷和发电分别计算“边际损失因子”	储能收益受到较大影响
混合系统	对于包含储能或者不包含储能的混合系统来说，系统内的不同的技术均需要进行分开竞价、混合系统整体或者部分接受调度的
混合系统	发电排序和调度	灵活性受到限制

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

AEMC 提出系列储能参与 NEM 的修改规则，促进储能更好地参与电力市场。2019 年 8月23日AEMO向AEMC提交市场规则更改请求，以支持储能系统参与NEM市场。AEMC启动名为“Integrating energy storage systems into the NEM”的规则修订计划，并在广泛征集意见之后，于 2021年9 月形成规则决议草案。该规则决议草案能够简化储能在电力市场中的注册流程，更好地将储能等双向资源融合 NEM 电力市场，提高利益相关方参与市场的清晰度和透明度，为所有参与者创造更公平的竞争环境，进而支持电力系统向接入更多可再生能源过渡。AEMO预计该项规则修改将给 NEM电力系统带来1900 万～2870万美元的初期成本投入，但整体评估的收益将远超成本投入。

表 129：澳大利亚 AEMC 的规则修改内容

类别	内容
非能源成本回收	无论参与者注册何种市场主体类别，新规则将根据市场参与者的用电量和发电量回收非能源成本，所有市场参与者的用电量和发电量采取分别计量的方式，计量电量不包括连接点之后的所发电量和用电量
单一市场主体	引入新的市场主体注册类别— -综合资源供应商(IRP)，允许储能和混合系统注册为单一市场主体身份
混合系统调度	明确适用于不同技术配置的混合系统的调度义务，包括直流耦合系统，以便系统运营商灵活选择系统所包含的技术是接受完全调度还是接受半调度
技术标准	允许混合系统在连接点之后管理自身的电量，即在系统安全裕度内，“总体”实现调度一致性
技术标准	明确适用于电网规模的储能单元和混合系统中部分技术的性能标准，这些标准可用于测量储能或混合系统中部分技术在连接点的性
	能小型发电聚合商将现有的小型发电聚合商转移到新类别之下，并推动新的小型发电单元和/或储能单元的聚合商在IRP 类别下注册

资料来源：AEMC，西部证券研发中心

3）系统完整性保护计划 SIPS

南澳大利亚州为避免大停电事件实施了 SIPS 计划。2016 年南澳大利亚州大停电事故发生后，为了避免再次发生由于多个发电机组脱网带来的大停电事件，在 AEMO的支持下，南澳大利亚州输电网络服务供应商 ElectraNet 公司于 2017 年 12 月开发并实施了系统完整性保护计划(SIPS)。

表 130：南澳大利亚州 SIPS 的三个渐进阶段

阶段	内容
阶段一	触发快速响应，电池储能系统注入能量
阶段二	触发减负荷，削减南澳大利亚州区域内200～300MW 负荷
阶段三	失步跳闸，即断开外部连接点，南澳大利亚州区域发生孤岛效应

资料来源：刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》，西部证券研发中心

图 115：澳大利亚各州互联情况及储能提供 SIPS服务对互联的影响

资料来源：AEMO，西部证券研发中心

极端天气影响电力系统稳定安全及各州电网之间的互联，澳大利亚寻求通过新建储能增强输电网之间的连通能力。维多利亚州政府委托 AEMO开展SIPS 服务采购计划，以降低夏季高峰用电期间的断电风险。AEMO目前已经选定Neoen公司建设300MW/450MWh的电池储能项目，并与其签订 SIPS 服务供应合同预留该储能项目 250MW 的容量，用于提升维多利亚州-新南威尔士州的连接线容量。

表 131：澳大利亚维多利亚州 SIPS项目的成本与收益

	细分类别	内容	成本收益比
成本	政府成本	DELWP的合同管理成本	1:2.4
	采购成本	AEMO 和 DELWP 的采购前成本和采购成本
	用户成本	项目服务费疏导到用户侧的成本、AEMO的合同管理成本
收益	用户收益	该项目带来的用户电费节约收益、避免停电收益
收益	市场收益	调度成本节约、该项目通过节约其他机组的燃料费及运维费带来的调度收益以及减少需求侧响应服务费带来的收益

资料来源：PWC，西部证券研发中心

澳大利亚未来需要不同类型储能技术满足日益增长的可再生能源接入电网的需求。根据ISP，短期内澳大利亚电力系统需要 1～2h 的储能固化可再生能源间歇性的容量和日内能量时移。未来随着更多火电站退役，4～12h 的中长时储将能在更大的时间尺度中扮演能量时移的角色。

图 116：澳大利亚不同可再生能源比例下，电力系统对可调度容量的需求

资料来源：AEMO，西部证券研发中心

本章主要参考文献：袁性忠等《欧盟储能政策和市场规则及对我国的启示》；王冰等《美国电化学储能产业政策分析及对我国储能产业发展的启示与建议》；朱寰等《英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示》；刘国静等《澳大利亚储能相关政策与电力市场机制及对我国的启示》。

六、风险提示

一、政策风险

当前储能行业仍处于行业发展早期，新能源配储政策及储能电站的商业模式尚不完善，政策变动可能影响行业发展。

二、新能源装机不及预期

储能行业发展与新能源行业发展高度相关，本文的储能行业需求空间测算也基于新能源装机的相关假设，若新能源装机不及预期，则可能影响储能行业整体增速。

三、储能盈利能力不及预期

当前国内多数大型储能电站仍面临盈利难的问题，如果该问题长期无法解决则可能影响投资积极性与行业发展前景。

西部证券—行业投资评级说明

超配：行业预期未来 6-12个月内的涨幅超过大盘（沪深 300指数）10%以上

中配：行业预期未来 6-12个月内的波动幅度介于大盘（沪深 300指数）-10%到 10%之间

低配：行业预期未来 6-12个月内的跌幅超过大盘（沪深 300指数）10%以上

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储能行业深度报告：行业东风将至，新型储能其兴可待-20221201-西部证券-137页