inInfo] [Table_Title] 2023.01.12

盈利能力边际改善，迎接新增装机大年

储能

[Table_In评级：

增持

上次评级：增持

国内大储行业深度报告

[Table_subInd细分行业评级

庞钧文(分析师)

周奥铮(研究助理)

石岩(分析师)

8 021-38674703

010-83939782

0755-23976068

pangjunwen@gtjas.com

zhouaozheng026728@gtjas.c

shiyan019020@gtjas.com

证书编号 S0880517120001

S0880122080013

S0880519080001

本报告导读：

储能行业持续高景气，推动众多企业转型储能、新型储能技术层出不穷。未来储能配套政策日趋完善、供需结构进一步改善，有望推动储能需求超预期。

摘要：

le_Summary]维持“增持”评级。我们认为储能，尤其是新型储能，是解决可再生能源快速发展背景下电网消纳难题的重要途径，装机需求大且发展空间广阔。伴随储能配套政策的陆续出台，储能盈利模式有望进一步完善；上游的供需结构的改善，或推动系统成本的下降。重视 23 年储能需求可能超预期带来的行业投资机会，重点推荐电力设备转型的储能系统集成商：电力设备主业稳健且与新能源强相关，具备系统集成及并网的技术优势，储能客户与电力设备主业客户渠道部分重合。推荐科华数据、金盘科技、上能电气、新风光。

电网消纳压力凸显，政策仍是主要动力。新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，迫切需要额外工具维持电网稳定，储能应运而生。相较而言，在综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求下，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动，而不是市场盈利驱动。

行业持续高景气，新型技术层出不穷。国内大储发展迅猛，装机容量快速增加，展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段，系统集成成为企业新的业绩增长点。在商业模式方面，以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。在储能技术方面，我们认为锂离子电池储能将是国内大储的主要载体；对于系统集成方式，目前集中式储能应用最广，交流侧多分支并联技术未来潜力巨大。

盈利模式日渐完善，供需结构有望边际改善。目前国内储能的盈利来源主要包括容量租赁、电力现货市场套利、电力辅助服务、容量补偿电价等。全国和各地的配套政策日渐完善，确保储能系统盈利空间。锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生巨大影响，随着储能电池产能的快速增加，电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的降低。

风险因素：新能源装机进度不及预期，政策配套不及预期，储能招标数量不及预期，储能装机进度不及预期，原材料价格回落不及预期等。

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投资建议.
国内大储：源自风光，动于政策 4
2.1. 新能源的快速增长是发展国内大储的最根本原因. 4
2.2. 当下发展国内大储的主要动力是政策驱动. . 6
2.3. 地方政策陆续出台，储能技术百花齐放，储能公司百家争鸣..9
行业规模：装机快速增长，行业持续高景气.. 14
3.1. 装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升.. 14
3.2. 储能企业陆续扩产，行业有望持续高景气 15
技术：共享为主，锂电为王，多种集成方式并存.. 17
4.1. 共享储能是未来国内大储的主要商业模式 17
4.2. 锂离子电池将是国内大储的主要载体. 19
4.3. 电化学储能系统多种拓扑结构并存.. 21
盈利：商业模式日渐完善，供需结构有望边际改善 24
5.1. 政策日渐完善，确保储能系统盈利空间.. 24
5.1.1. 多重因素作用下，容量租赁比例有望提高. . 24
5.1.2. 电力现货试点省份数量有望扩大，交易电量有望增加..... 25
5.1.3. 电力辅助服务政策持续推进，调度方式更加多元.. . 26
5.1.4. 容量补偿电价政策持续推出，提供机组保底收益... . 28
5.2. 锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降....... 29
风险提示 ... .. 31

投资建议

维持储能行业“增持”评级。我们认为清洁化与电气化是电力系统发展的长期趋势，发电侧可再生能源和用电侧电气设备的增加都会进一步加大电网的消纳压力，需要重视在政策持续驱动和商业模式不断改善下的储能的投资机会。

重点推荐电力设备企业转型的优质储能系统集成商，包括科华数据、金盘科技、上能电气、新风光。该类企业往往具备以下特点：

1）电力设备为其主业，下游与新能源绑定，充分受益新能源发展、增速稳健；

2）对电网侧认知充分，具备全面且深度的储能技术积累，且不断延伸各自企业的储能产业链；

3）其储能客户与电力设备主业的客户有一定重合度，具备一定的获取订单的相对优势。其他受益标的包括宁德时代、亿纬锂能等优质储能电池龙头。

表 1：重点公司盈利预测与估值

公司名称	代码	收盘价 ( 2023.01.11)	盈利预测（EPS）			PE			评级
公司名称	代码	收盘价 ( 2023.01.11)	2021A	2022E	2023E	2021A	2022E	2023E	评级
科华数据	002335.SZ	53.40	0.95	0.97	1.45	56.21	54.90	36.76	增持
金盘科技	688676.SH	41.60	0.57	0.68	1.17	72.98	61.31	35.45	增持
上能电气	300827.SZ	73.14	0.25	0.41	1.41	295.01	177.48	51.91	增持
新风光	688663.SH	49.55	0.90	1.01	1.39	55.06	49.06	35.60	增持

资料来源：Wind，国泰君安证券研究

国内大储：源自风光，动于政策

2.1. 新能源的快速增长是发展国内大储的最根本原因

国内新能源装机占比快速提升。预计 2030 年前后，新能源发电装机将接近 20 亿千瓦；2050 年前，新能源装机规模将超过 40 亿千瓦，发电量占比接近 50%。

图 1：新能源装机容量快速提高（单位：亿千瓦）

资料来源：中电联，国泰君安证券研究

图 2：新能源发电量快速增长（单位：亿千瓦时）

资料来源：中电联，国泰君安证券研究

新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，迫切需要额外工具维持电网稳定，储能应运而生。工业、工商业和居民用电负荷特征差异大，用电负荷曲线与发电曲线并不完全适配，对削峰填谷、平抑电网波动、实现电力电量平衡的需求迫在眉睫。据中电联《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国灵活调节电源装机占比不足 6%，大幅落后于欧美国家。通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经成为业内共识。

图 3 : 工业、工商业和居民用电负荷特征差异大

资料来源：谭显东等《考虑负荷发展和用户行为的分时电价优化研究》，国泰君安证券研究

图 4 : 我国灵活调节电源装机占比大幅落后欧美国家

资料来源：中电联，国泰君安证券研究

加快火电灵活性改造更显电力系统消纳的迫切需求。灵活性火电调峰机组、抽水蓄能、新型储能是解决电网消纳难题的三类主要工具。火电灵活性要求实现机组最低负荷运行、输出功率灵活可变等，涉及电厂内部多个子系统的变化，如对机组设备的本体进行改造，或新建其他辅助设备：对于纯凝机组，改造主要针对燃料供应和锅炉部分，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术等；对于供热机组，改造则针对热电解耦的问题，包括汽轮机本体改造和通过电锅炉、储热罐等设备增加热电机组的调峰能力。火电灵活性改造无法双向调节，调节时会产生碳排放；火电建设体量大、工期长，约需 3-6 年；投资额较大，且对地理资源有一定要求，需接近煤炭资源、冷却水资源、道路运输等。

图 5 : 火电灵活性改造涉及电厂内部多个子系统的变化

资料来源：郭通等《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》

抽水蓄能可实现长时储能，但投资额大、受地理限制多。抽水蓄能调节性能较好，约 20-30%/min，可实现正负调节，且长时储能是抽水蓄能的突出优势，可达 6-10 小时。然而抽水蓄能运行方式固定，不宜频繁改变；建设体量大、工期长，电站功率通常大于 2GW，建设工期约 6-8 年，投资额较大，可达 5000-6000 元/kW；且抽水蓄能电站地理资源依赖性强，建设需进行前期规划。

图 6 : 抽水蓄能电站工作原理

资料来源：宋云丽等《抽水蓄能电站建设的地理要素分析及 GIS选址》

相较而言，在综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求下，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。

2.2. 当下发展国内大储的主要动力是政策驱动

目前国内大储商业模式基本成型，但当下盈利能力尚不突出。具体而言，国内大储以独立（共享）储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。

表 2：国内大储目前共有四种盈利渠道

收益来源类型具体内容

容量租赁费用将容量租赁给新能源场站，获取租金

电力现货市场参与电力现货市场，进行高低价差套利

电力辅助服务提供调峰调频等辅助服务，获取收益

容量补偿电价探索建立针对储能电站的容量电价机制

资料来源：国泰君安证券研究

由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动，而不是市场盈利驱动。国家积极出台政策发力储能建设，从建设方向、配置比例、商业模式等多方面对我国储能发展提供支撑，开启了储能应用的良好开端，并有望催生出多种相关应用的盈利模式。

表 3：国家出台相关政策文件支持储能发展

时间	政策名称	具体内容	发文单位
2015年3月	《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》	积极发展分布式电源。分布式电源主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，在确保安全的前提下，积	中共中央、国务院
		极发展融合先进储能技术信息技术的微电网和智能电网技
2015年11月	《关于推进电力市场建设的实施意见》	术，提高系统消纳能力和能源利用效率。建立辅助服务交易机制，按照“谁受益、谁承担”的原则，	国家能源局
		建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省
		跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务
		交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。
2017年10月	《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》	明确了储能行业发展的两个阶段：在“十三五”期间和“十四五”期间分别实现储能由研发示范向商业化初期过渡和实	发改委、财政部、科技部、工信部、能源
		现商业化初期向储能规模化发展。支持“在关键技术、运营
		模式、发展业态和体制机制等方面开展深入探索”，推动在
重点应用领域进行试点示范工作。强调储能的市场化发展探局
索建立储能规模化发展的市场机制和价格机制：强调储能的
2017年11月	《完善电力辅助服务补偿(市场）机制工作方案》	发展要与我国电力体制改革、能源互联网产业发展相结合。建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分	国家能源局

		担共享机制，分类型推进跨省跨区电力辅助服务补偿。鼓励
		采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，按需扩大电力辅
2020年1月	《关于加强储能标准化工作的实施方	助服务提供主体。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力	国家能源局
		辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。积极推进关键储能标准制定，鼓励新兴储能技术和应用的标
2020年5月	案》《关于建立健全清洁能源消纳长效机制	准研究工作。	国家能源局
		对加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制、全面提升
	的指导意见（征求意见稿)》	电力系统调节能力、着力推动清洁能源消纳模式创新方面，	国家发改委、国家能
		都提出鼓励推动电储能的建设和参与。明确市场主体包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、
2020年6月	《电力中长期交易基本规则》	储能企业等电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段	源局
		的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。
2020年9月	《关于加快推进电化学储能产业发展的建议》	分别就储能的顶层设计、价格机制、标准管理、建设吉瓦时	国家能源局
		级大型储能示范站等方面做出了答复，并明确了下一步工作重点。
2020年12月	《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》	在智慧能源、能源互联网、风电、太阳能、地热能、生物质	国家能源局
		能、储能、氢能等新兴领域，率先推进新型标准体系建设，发挥示范带动作用。
2021年2月	《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》	合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优	先发展新能源积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳国家发改委、国家能
		妥推进增量“风光水(储）一体化”，探索增量“风光储一体源局
2021年5月	《关于“十四五”时期深化价格机制改	化”，严控增量“风光火(储）一体化”。	国家发改委
		深入推进能源价格改革，继续推进输配电价改革，持续深化
	革行动方案的通知》	上网电价市场化改革，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。
		研究内容包括新型能量型/容量型储能技术装备及系统集成
2021年6月	《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知》	技术；新型功率型/备用型储能技术装备与系统集成技术；储	国家能源局
		能电池共性关键技术。此外，还包括氢能及燃料电池技术，
		研究内容包括高效氢气制备、储运、加注和燃料电池关键技
		术；氢能与可再生能源协同发展关键技术。
2021年7月	《“十四五”循环经济发展规划》	在园区循环化发展工程方面，指出积极利用余热余压资源，推行热电联产、分布式能源及光伏储能一体化系统应用，推国家发改委
		动能源梯级利用。
2021年7月	《关于加快推动新型储能发展的指导意见》	在健全“新能源+储能”项目激励机制中，增加“共享模式” 成为落实新型储能的新能源发电项目方式之一，明确“共享	国家发改委、国家能源局
		模式”是优化区域可再生能源与储能协同发展的有效方式，
		有利于促进形成多种储能商业模式。
2021年8月	《关于进一步完善分时电价机制的通知》		国家发改委
		完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，建立尖峰电价机制。上年或当年预计最大系统峰谷差率超过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。尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。
2021年8月	《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》	引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模，鼓励发电企	国家发改委、国家能
		业自建储能或调峰能力增加并网规模。允许发电企业购买储
		源局能或调峰能力增加并网规模。
2021年9月	《关于推动落实国家进一步完善分时电价机制的通知》	南方电网公司将在保障电力供应的基础上，积极配合政府部	国家发改委
		门完善峰谷电价机制，推动建立尖峰电价机制，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展。
2021年11月	《关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》	“一体化”项目要严守消纳的底线，源网荷储项目应充分挖	国家发改委、国家能源局
		掘和释放生产侧和消费侧调节能力，加强源网荷储多向互
		动；多能互补项目应强化电源侧灵活调节作用，挖掘配套电
2022年1月	《关于印发能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见的通知》	源的调峰潜力，实现各类电源的互济互补。	国家能源局
		电网企业要做好新能源、分布式能源、新型储能、微电网和
		增量配电网等项目接入电网及电网互联服务，为相关项目开
		展接入系统设计提供必要的信息，明确配变可开发容量等信
		息查询流程及办理时限。文件还指出，要推动建立以风光水
2022年1月	《2022年能源监管工作要点》	火储为核心的能源多品种协同开发促进机制，支持分布式发电参与市场交易。
		深化电力市场机制建设。进一步完善辅助服务市场机制，抓
		紧修订“两个细则”，规范和丰富调频、备用、爬坡、转动
		惯量等辅助服务交易品种。建立用户参与的辅助服务分担共
		享机制，全面推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新国家能源局
		型储能、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与提供辅助服务。推进区域辅助服务市场建设，启动南方区域备用市场、川渝
2022年1月	《关于印发能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见的通知》	一体化调峰市场试运行。	国家能源局
		电网企业要做好新能源、分布式能源、新型储能、微电网和
		增量配电网等项目接入电网及电网互联服务，为相关项目开
		展接入系统设计提供必要的信息，明确配变可开发容量等信
		息查询流程及办理时限。文件还指出，要推动建立以风光水火储为核心的能源多品种协同开发促进机制，支持分布式发
		电参与市场交易。
2022年2月	《"十四五”新型储能发展实施方案》	到 2025 年，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装	国家发改委、国家能源局
		备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日
		趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。
2022年2月	《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》	在健全适应新型电力系统的市场机制方面，提出建立全国统	国家发改委、国家能源局
		一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区
		域电力现货市场试点运行，支持微电网、分布式电源、储能
2022年3月	《"十四五”现代能源体系规划》	和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。要求大力推进电源侧储能发展。	国家发改委
2022年5月	《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》	鼓励有条件的地区先行先试，因地制宜发展新型储能、抽水蓄能等，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的电力发展	国务院
	《关于进一步推动新型储能参与电力市	机制。鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形
2022年5月	场调度运用的通知》	成价格，持续完善调度运行机制。新型储能可作为独立储能参与电力市场，推动参与调峰和其他辅助服务。用户侧适度	国家发改委、国家能源局
加大峰谷价差，电网侧建立储能价格机制。
2022年6月	《“十四五”可再生能源发展规划》	明确新型储能独立市场主体地位，促进储能在电源侧、电网侧、用户侧多场景应用。	国家发改委、国家能源局
2022年10月	《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》定。	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。细化储能电站接入电网和应用场景类型，完善接入电网系统的安全设计、测试验收等标准。加快推动储能用锂电池安全、储能电站安全等新型储能安全强制性国家标准制	国家能源局
2022年10月	1036项行业标准	包含《分布式储能用锂离子电池和电池组性能规范第1部分：家庭储能》、《分布式储能用锂离子电池和电池组性能规范第 2部分：道路交通与景观照明设施》、《通信用低温型阀控式工业和信息化部铅酸蓄电池》、《动力锂离子电池行业绿色供应链管理规范》等储能行业标准。要加快新型电力系统标准制修订。围绕构建新型电力系统，
2022年10月	《建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案》	开展电网侧、电源侧、负荷侧标准研究，重点推进智能电网、新型储能标准制定，逐步完善源网荷储一体化标准体系。围绕新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、燃料电池、钠离子电池等，开展系统与设备检验监测、性能评估、安全管理和消防灭火相关标准制修订。推进飞轮储能、压缩空气储能、超导储能、超级电容器、梯级电站储能等物理储能系统及设备标准研制。开展储能系统接入电网技术、并网性能评价方法等标准制修订。推进储能系统、储能与传统电源联合运行	国家市场监管总局等九部门
	《2022 年能源领域行业标准制修订计划	相关安全、运维、检修标准研究。开展储能电站安装、调试、智能运维等标准研究。汇总表中，储能领域标准有 28项，具体包括液流电池储能	国家能源局
2022年10月	及外文版翻译计划的通知》《华中省间电力调峰及备用辅助服务市场运营规则》	系统变流器通用技术条件等。规则指出，市场成员包括市场运营机构和发电企业、电网企业和新型市场主体。市场运营机构包括电力调度机构和交易机构。新型市场主体以储能装置、电动汽车充电桩及其它负荷侧可调节资源参与市场，执行本规则和相关规则。	国家能源局华中监管局
2022年11月	《电力现货市场基本规则（征求意见稿)》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》	电力现货市场按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省／区域现货市场；从国家层面提出容量补偿机制，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易；探索输电权、电力期货和衍生品等交易。	国家能源局

资料来源：国家发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

2.3. 地方政策陆续出台，储能技术百花齐放，储能公司百家争鸣

各地区陆续出台新能源配储政策，尤其是此前新能源装机较多、用电负荷波动较大的地区。地方配储政策将促进新能源装机增加及储能规模扩大，为储能市场的发展提供可观增量空间。各地配储趋势明确，带来国内储能市场快速增长。地方储能配置比例一般为 10%及以上，最高达到

25%；配储时长多为 2 小时，部分省配置要求高达 4h。

表 4：地方陆续出台新能源配储政策

省份	配储比例（默认光伏）	配储时长（h）	目标装机规模（GW）（默认十四五期间）		政策文件	时间	适用地区
			光伏/风电	新型储能
广东			20/20	2	《广东省培育新能源战略性新兴	2020年10月
					产业集群行动计划(2021-2025年)》	2022年4月
甘肃	10%+	2+	32/24.8	6	《白银市“十四五”能源发展规		酒泉市
					划》《中共酒泉市委关于制定国民	2021年1月
					经济和社会发展第十四个五年规	2022年10月
						划和二〇三五年远景目标的建	2022年11月	白银市
						议》、《甘肃省“十四五”能源发展规划》
《支持储能产业发展的若干措施						2021年1月
	10%+	2	30/8.07	6	（试行)》、青海省“十四五"能源发展规划、《2022年青海省新能源	2022年3月 2022年10月

					开发建设方案》《关于我省 2021年光伏发电项目
江苏	8%+	2	15.84/12.5	2.6	市场化并网有关事项的通知》、《江	2021年1月	长江以南地区
					苏省碳达峰实施方案》、《江苏省	2021年9月
					“十四五”可再生能源发展专项规	2022年10月
浙江			12/4.5	3	划 (征求意见稿》）	2021年2月
					《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿)》、《浙江省“十四	2022年5月
江西	10%+		16/2		五”新型储能发展规划》
					《关于做好 2021年新增光伏发电	2021年3月
					项目竞争优选有关工作的通知》、《江西省“十四五”能源发展规	2022年5月
					划》《关于印发江西省碳达峰实施	2022年7月
					方案的通知》	《2021 年光伏发电和储能设施项
新疆		2	39/10		目竞争性配置工作》、《新疆维吾尔	2021年3月 2021年6月	喀什地区
					自治区国民经济和社会发展第十
					四个五年规划和 2035年远景目标纲要》
河北 10%（风电）			32/20	4	《河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二O三五年远	2021年5月
					景目标纲要》
陕西	10% 20%	2	27/12.1		《陕西省新型储能建设方案（暂	2021年6月	陕北关中、延安
					行）（征求意见稿)》		榆林
					《关于 2021年风电、光伏发电项	2021年6月
河南	10%	2		10/10			2022年5月	【类区域
						目建设有关事项的通知》、《关于下
	15%				2.2	达 2022 年风电、光伏发电项目开	2022年7月	I类区域

20%				发方案》《关于进一步推动风电光	2022年10月	Ⅲ类区域

伏项目高质量发展的指导意见(征求意见稿）》、《河南省“十四五”
10%（光伏）；		划》	现代能源体系和碳达峰碳中和规《2021-2022 年风电、光伏发电项
天津	15%（风电）	4/1.1	0.5	目开发建设和 2021年保障性并网有关事项的通知》、《可再生能源发2021年12月展“十四五”规划的通知》《湖北省 2021年平价新能源项目	2021年6月
湖北	10%+	15/5	2	建设工作方案关于 2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》、《湖北省能源发展“十四五”	2021年6月 2022年5月
				规划》、《湖北省应对气候变化“十四五”规划》	2022年10月
宁夏	10%+	14/4.5		《关于加快促进储能健康有序发展的通知》《宁夏回族自治区应对气候变化“十四五”规划》	2021年7月 2022年1月
山西				《关于做好 2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》《山	2021年8月大同、朔
	10%+	39.61/10.26	4.9	西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书(征求意见稿)》《山西省可再生能源发展“十	2022年6月州、忻州、 2022年10月阳泉
山东	15%+	34/7	5	四五”规划》《推进整区（市）屋顶分布式光伏	2021年8月
北京				发电试点工作实施方案的通知》、《山东省能源发展“十四五”规划》	2022年2月
		1.9/0.11	0.7	《北京市“十四五”时期能源发展规划》、北京市碳达峰实施方案	2022年2月 2022年10月
内蒙古	15%+	32.62/51.15	5	《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》、《"十四
				五”可再生能源发展规划》、《内蒙	2022年3月
				古自治区“十四五”电力发展规划》
辽宁				《辽宁省 2022年光伏发电示范项
	15% 3+	6/10	1		2022年5月


				目建设方案》、《辽宁省“十四五”

					2022年7月
				能源发展规划》

福建				《福建省“十四五”能源发展专项	2022年6月
		3/4.1	0.6	规划》、《福建省推进绿色经济发展
				行动计划（2022-2025年)》	2022年8月
湖南
		9.09/5.31	2	《湖南省“十四五”可再生能源发	2022年6月
安徽				展规划》
		14.3/3.88	3	《安徽省能源发展“十四五”规划》	2022年8月
广西壮族		13/15	2	《广西能源发展“十四五”规划》	2022年8月
自治区
	5%（光伏）；			《郴州市强化“三力”支撑规划
湖南	15%（风电）			（2022-2025年）》	2022年10月郴州市

云南			2	《云南省应对气候变化规划	2022年11月

(2021-2025年)》
	《吉林省新能源和可再生能源发 2022年11月
吉林 4.5/16.3 0.25 展“十四五”规划》

资料来源：各省市发改委、能源局，国泰君安证券研究

多种新型储能技术应运而生，新技术成为市场关注焦点。现阶段主要储能技术包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、储热技术及氢储能。相较而言，目前电化学储能在新型储能技术中经济性最优、效率最高。

表 5：多种新型储能技术应运而生

技术	储能时长 (h）	能量密度（ Wh/kg)	度电成本（元/kWh）	循环寿命	系统效率	优点	缺点
技术	储能时长 (h）	能量密度（ Wh/kg)	度电成本（元/kWh）	循环寿命	系统效率	优点	缺点
抽水蓄能	4~10	0.5~1.5	0.1	40~60年	65%~75%	目前技术最成熟、应用最广泛		建设周期较长，地理资源要求高；水库建设破坏生态系统
铅酸电池		30~60		0.45~0.7	500~3000次	75%~85%	技术成熟、结构简单、价格低廉、维护方便	能量密度低；寿命短；不宜深度充放电和大功率放电
锂离子电电化池学储	2+	130~250		0.5~1.0	8000~10000 次	85%~90%	长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强	价格依旧偏高；存在一定安全风险
能	钠离子电池	100~180		0.3~0.35	2000~3500 次	85%~90%	钠元素丰富、低成本、环境友好	能量密度低；技术不成熟；材料成本限制、价格偏高
全钒液流	电池	15~50		0.7~1.0	16000+次	60%~70%	适用范围广泛、原材料丰富、工作温度范围宽	能量密度偏低；充放电倍率低；效率较低
压缩空气储能	4~10	30~60		0.15~0.25	20~40年	49%~57%	新兴的储能形式，国内尚无大面积推广	天然气燃烧排放污染物；能源的利用效率偏低；未来造价下降空间有限
储热技术	10+	80~200		0.6~0.9	5~15年	70%~80%	规模大、能量密度高、系统体积小、温度基本恒定适用于大规模储能	储热介质过冷、相分离和导热系数较小、易老化
氢储能	9+	80~120	8.42	10~20年	30%~50%	的关键	和长周期能量调节; 是实现电、气、交通等多类型能源互联	目前还处于示范应用阶段电池充电速度快；内
超级电容	<1min	2.5~4.5		20年+	90%+	程中损失小，充放电效率高;能量循环快; 耐超高温超低温;循	阻小；尖端放电全过工艺污染	生产制作成本过高; 能量密度过低;制造
飞轮储能	<1min		10~30	15年	80%~90%	环寿命长	能够存储并快速释对空间需求高；响应

		放电能;飞轮再充电时间长短极度依赖
	时间仅需数分钟;成功率大小；技术难度
	本及运营维护成本较大
	低

资料来源：陈海生《主要储能系统技术经济性分析》，文贤馗等《先进压缩空气储能系统模拟与效率分析》，张兴等《飞轮储能装置性能测试》，胡红彦等《高效率超级电容充电系统设计》，天帅智能官网，国际储能网，数字能源网，国泰君安证券研究

众多企业纷纷布局储能行业，尤其是电池与电力设备公司。储能电池脱胎于动力电池，且产线有一定通用性，动力电池企业有发力储能电池的天然优势，其中 2021 年宁德时代排名全球储能电池市场出货量第一。电力设备企业大多从储能变流器等电力部件供应做起，具备天然的渠道与技术优势，并陆续转型储能系统集成商，其中代表性企业有电工时代、阳光电源、科华数据等。

图 7：中国储能技术提供商 2021年度全球市场储能电池出货量排行榜(单位：MWh)

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 8：中国储能系统集成商 2021年度国内市场储能系统出货量排行榜(单位：MWh)

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

3. 行业规模：装机快速增长，行业持续高景气

3.1. 装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

国内大储发展迅猛，装机容量快速增加。根据 CNESA，截止 2021 年底，全国累计储能装机规模达到 46.1GW，同比增长 29.49%，其中新型储能装机 6.3GW，同比增长 56.4%，新型储能中 90%为电化学储能，装机功率 5.6GW，同比增长 77.9%。2021 年中国新增储能装机 10.5GW，同比增长228.1%，2017-2021年中国新增储能装机年均复合增长率高达65.7%。据储能与电力市场，22 年国内储能新增投运量超 12GWh；据 CESA，22 年国内新型储能新增投运装机 6.21GW/14.32GWh。储能行业整体装机规模持续高景气。同时以电化学储能为代表的新型储能技术高速发展，推动新型储能在整体储能装机规模中占比逐渐提升。

图 9：2017-2021 年全国储能装机规模持续增加

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 10：2017-2021年新增储能中新型储能占比逐步提升

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。根据 CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测，预计到 2025 年，我国新型储能装机规模将突破 50GW，其中电化学储能累计装机将达到 40GW。2025 年后预计可再生能源发电年装机增量将保持在 100GW，电化学储能的年装机增量将保持在 12-15GW，预计到 2030 年，电化学储能装机规模将达到约 110GW。国内双碳目标下可再生能源的快速增长，将助推储能行业蓬勃发展。

图 11：国内电化学储能装机规模有望快速增加(单位：GW)

资料来源：CESA，国泰君安证券研究

3.2. 储能企业陆续扩产，行业有望持续高景气

储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段。根据公开披露的信息，电池厂商纷纷扩建电池生产基地，其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等 7 家企业储能电池扩产规模较大，预计 22-24 年新开工产线分别为 342GWh、218.5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh,合计开工产线对应产能 894.5GWh。电池行业“扩产潮”预计仍将继续，以满足日益增长的储能需求，储能行业有望持续高景气发展。

表 6: 电池企业储能电芯2022-2024产线规划布局

企业	生产基地	储能电芯产线规划
企业	生产基地	2022E	2023E	2024E	合计
宁德时代	江苏溧阳基地	65			342
	厦门生产基地		60
	青海基地	15
	肇庆基地	25
	贵州基地		30	30
	江西宜春基地		50
	山东济宁基地			40
	河南洛阳基地			27
亿纬锂能	湖北荆门基地	58.5	30	30	218.5
	云南曲靖基地		5	5
	云南玉溪基地		10
	四川成都基地		20	30
	辽宁沈阳基地			20
	南通启东基地	10
瑞浦兰钧	浙江温州基地	26	20	20	112
	佛山南海基地		5	25
	浙江嘉善基地	16
海辰储能	福建厦门基地	15	30		95
海辰储能	重庆铜梁基地		25	25	95
欣旺达	义乌新能源动力电池生产基地		30	20	95
	枣庄国家高新技术产业开发区		10	10
	德阳市什开发区		25
鹏辉能源	广州番禺基地	1			24
	广东珠海基地	2
	河南驻马店基地	7
	浙江衢州基地		5
	广西柳州基地		4	5
海基新能源	江苏无锡基地	4	2	2	8
合计		244.5	361	289	894.5

资料来源：公司公告，国泰君安证券研究

储能业务呈现多元化布局态势，系统集成成为企业新的业绩增长点。储能行业的迅速发展也吸引了其他类型企业纷纷切入储能赛道，其中包括阳光电源、科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业，这些企业利用现有技术优势生产储能变流器、储能系统集成产线等，以上企业规划产能分别约 15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3.9GWh。其他企业，包括海博思创、天合储能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。新能源行业的快速发展带动储能需求的急剧增长，部分非传统储能企业抓住行业机遇，承担储能系统集成商等角色，有望推动储能业务高质量多元化发展。

表 7: 储能系统集成企业产能规划布局

企业	生产基地	产品	合计规划产能预计投产时间
阳光电源	合肥	PCS	15GW	2024年
科华数能	张北工厂	储能系统集成	15GW	-
智光电气	广州市南沙区	储能系统集成产线	1.2/1.5/9.3GWh	现有/2022年底/后续规划
远景能源	远景合浦智慧储能制造基地	储能电池	1/2GWh	2023年4月/后续
远景能源	远景襄州零碳产业园项目	储能电池装备	3GWh	2023年8月底
上能电气	惠山工业转型集聚区	储能变流器
上能电气	无锡市惠山区	氢能变换系统、储能 PCS 及系统	5GW	2024年6月
融和元储	苏州融储科技有限公司	储能电池PACK	2/3GWh	2022年11月/后续
盛弘股份	苏州	储能设备	5GW（工商业和电网侧合计）
奇点能源	华北能量块制造生产基地	储能系统	5/10GWh	2022年/2024年
金盘科技	储能系列产品数字化工厂（桂林）	储能系列产品	1.2GWh	2022年
金盘科技	储能系列产品数字化工厂（武汉）	储能系列产品	2.7GWh	2023年
新能易事特	扬州	储能和电池系统	1GW
锦浪科技	宁波	PCS 10kV、35kV高压级联	11万台	-
新风光	山东省汶上县经济开发区	PCS装置； 1140V中压、381V低压 PCS装置	年产900台	2024年
宝丰集团	银川苏银产业园	电池及储能集装系统	200GWh
其他有扩产计划的企业		海博思创、天合储能

资料来源：公司公告，国泰君安证券研究

技术：共享为主，锂电为王，多种集成方式并存

4.1. 共享储能是未来国内大储的主要商业模式

以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。共享储能与独立储能是从两个不同的角度对不依附于新能源电站而存在的储能电站的表述。独立储能电站是以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度；共享储能是指由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式。根据CNESA数据统计，2022 年 10 月新增独立储能项目 7.61GW（备案/在建/运行），功率规模占总新增储能项目规模 72%，而强配储能项目仅占 25%。共享储能已成为国内大储的主体。

图 12：共享储能商业模式更加多元化

资料来源：青海省电力公司，国泰君安证券研究

图 13：2022 年 10 月新增共享储能项目 7.61GW

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 14：2022 年 10 月新增共享储能项目占总新增储能项目72%

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

共享储能相较新能源配储 EPC成本更高。根据北极星储能网统计数据，2022 年 10 月发电侧储能（共享储能）EPC 平均中标价格为 2.19 元/Wh，高于电源侧储能（新能源配储）EPC 的平均中标价格：1.46 元/Wh。共享储能 EPC 价格更高的原因有：（1）配储电站可依靠新能源场站的设备进行升压、并网；而独立储能电站除逆变器外还需配套建设升压站、配电装置等设备；（2）独立储能需要配置电网调度相关设备，进行更加全面并网实验，相关费用较高；（3）受到新能源场站发电侧成本的挤压，配储电站的成本被严格控制；（4）独立储能电站对安全性、寿命以及效率的较高要求使得其电芯、逆变器等关键环节的成本较高；（5）部分独立储能电站还需要考虑土地费用。

图 15：共享储能 EPC 平均中标价格高于新能源配储

资料来源：北极星储能网，国泰君安证券研究

共享储能模式减少了新能源场站储能开支，有利于维持 IRR。根据我们的测算，假设一个年利用小时数 1600 小时，弃光率 5%的 100MW 光伏电站；以 4.2 元/W 计算光伏侧成本，不配储能时 IRR 为 6.88%。若按10%-2h 配建电化学储能，按 1.5 元/Wh 计算储能侧成本，则光伏+配储的 IRR 下降至 5.74%。若以 100 元/kWh/年的价格向独立储能电站租赁相同的容量，可将 IRR 维持在 6.71%。我们对 IRR 与不同光伏配储的储能侧成本以及储能租赁价格进行了灵敏度分析，结果表明在储能租赁费用为100元/(kWh·年)的条件下，光伏配储储能的成本只有低至0.8元/Wh的情况下 IRR 会高于共享储能的模式。共享储能模式相较强配储能更具有经济性。

表 8：光伏租赁储能容量可将IRR维持在6.71%

项目光伏无储能	光伏+配储	光伏+共享储能
光伏容量	100MW
年利用小时数		1600
上网电价	0.37元/Wh
光伏侧成本	4.2元/Wh
储能功率/容量	/ 10MW/20MWh	10MW/20MWh
储能侧成本	/ 1.5元/Wh	/
容量租赁成本	1 /	100元/kWh/年
IRR	6.88% 5.74%	6.71%

资料来源：国泰君安证券测算（光伏计算依据地区：第一资源区；弃光率：5%；折旧年限：20年；折旧率：4.75%；运维成本：0.07 元/Wh；配储计算折旧率：4.75%；配储方式：锂离子电池储能；放电深度：80%）

表 9: 新能源配储的储能成本为 1.4元/Wh时 IRR相较共享储能租赁成本为 100 元/(kWh·年)时降低 0.82%

IRR	储能成本（元/Wh）
IRR	0.8 0.08%	1 -0.23%	1.2	1.4 1.6	1.8
储能租赁（元/kWh年）	100 110 0.22%	-0.09%	-0.53% -0.39%	-0.82% -1.11% -0.68% -0.97%	-1.39% -1.25%
	120	0.05%	-0.25%	-0.54% -0.83%	-1.11%
	130	0.36% 0.50%	0.19% -0.11%	-0.40%	-0.69% -0.97%
	140	0.64%	0.33% 0.03%	-0.26%	-0.55% -0.83%
	150		0.17%	-0.12%	-0.41% -0.69%
		0.78%	0.47%

资料来源：国泰君安证券研究（计算依据同表 8）

4.2. 锂离子电池将是国内大储的主要载体

抽水蓄能与电化学储能是国内主要的储能技术，电化学储能发展迅猛。现有储能技术路线包括物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能）、电化学储能（锂离子电池、铅碳电池、液流电池、钠硫电池）、电磁储能（超级电容、超导储能）、相变储能（熔融盐储热、高温相变储热）、氢储能。根据 CNESA数据统计，截止 2021 年底，中国储能项目累计装机规模达 46.1GW，其中抽水蓄能占比 86.3%，电化学储能占比 12.1%，合计占比 98.4%。虽然抽水蓄能技术成熟，但其受地理资源条件制约，并且能量密度较低，发展空间有限；而电化学储能，尤其是锂离子电池储能具有寿命长，能量密度高，效率高等优点。根据 CNESA数据，2017年至 2021 年，中国电化学储能装机由 0.39GW 增长至 5.58GW。2022 年10 月电化学储能项目新增 10GW（备案/在建/运行）。电化学储能发展前

景广阔。

图 16：2021年中国抽水蓄能+电化学储能占总储能装机 98.4%

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 17：中国电化学储能装机迅速增长

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

锂离子电池储能或将是国内大储的主要载体。对于储能行业，发展最成熟的模式发展最快，这是下游盈利的压力及对储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的。国内的锂离子电池储能已有较大的规模，根据 CNESA数据，2022 年 10 月，国内锂离子电池储能项目新增 9.66GW（备案/在建/运行），功率规模占电化学储能的 96.6%。锂离子电池已成为国内最主要的电化学储能技术。根据北极星储能网报道，国内备案的单体最大的锂离子电池项目为中核汇能（山西）能源有限公司在山西灵石经济技术开发区规划的 400MW/800MWh 共享储能项目；而最大的钠离子电池储能项目为三峡能源安徽阜阳南部风光储基地300MW/600MWh 储能项目，其中钠离子电池规模 30MW/60MWh；而全球最大的液流电池储能项目，大连融科的全钒液流电池项目一期100MW/400MWh 于 10 月 31 正式并网。锂离子电池储能单体规模及总规模已远超钠离子电池及液流电池储能。根据彭博新能源财经（BNEF）预测，2030 年锂离子电池储能电站成本有望降低至 170 USD/kWh，同时 2028-2030 年锂离子电池循环次数有望达到 15000 次。锂电池储能的降本增效将使得锂离子电池发展进入快车道，未来将成为国内大储的主要载体。

图 18 :2022 年 10 月新增锂离子电池储能项目 9.66GW

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 19: 2022年 10月锂离子电池储能新增功率占总新增电化学储能项目96.6%

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 20 :2030 年锂离子储能电站成本有望下降至170 USD/kWh

资料来源：BNEF，国泰君安证券研究

4.3. 电化学储能系统多种拓扑结构并存

集中式储能应用最广，交流侧多分支并联潜力巨大。常规的储能拓扑结构包括集中式、分散式（交流侧多分支并联）、集散式（交流侧及直流侧多分支并联、直流侧多分支并联）、高压级联（中压直挂式）。集中式储能是国内大储最常用的拓扑结构。较低的成本以及较大的系统功率使其拥有 80-90%的项目规模。但电池簇并联后产生的环流会造成较大的容量损失。以华为为代表的交流测及直流侧多分支并联结构在电池簇接入逆变器前添加了一层DC/DC调压，减少了并联产生的环流及容量损失。但其系统复杂，成本相较集中式高 20%左右，同时效率提升空间较低。目前没有大储项目采用此结构。以特斯拉为代表的直流侧多分支并联技术将交流测及直流侧多分支并联结构的逆变器调整为集中式逆变器，减少了环流损失的同时优化了系统结构。此结构在国外认可度较高，国内尚处推广阶段。高压级联的拓扑结构省去了升压器结构，减少了一部分升压器损失；但整体系统十分复杂，成本最高。市场认可度尚且较低，最大规模的项目容量仅为 88MWh。而交流侧多分支并联将集中式的逆变器转替换为了组串式逆变器。每一簇电池均与一个逆变器串联后并联。系统可以做到高度的模块化，对每一簇电池做到精准化管理。运维时可以随意退出一簇电池而不对其他电池簇产生影响。随着降本增效，未来交流侧多分支并联结构有望代替集中式结构成为国内大储的主流。

图 21：电化学储能系统多种拓扑结构并存

		示意图 6~35kV	技术特点优点	缺点		效率	代表企业
集中式 1000V/1500V 工 6~35kV				单个电池簇容电芯串联，电量较大、电池池簇并联集中簇并联后可获布置、直流汇得大功率；成流后集中并网本最低，配套厂商最多	电池簇并联产生环流，造成容量损失		88%	阳光电源、宁德时代、比亚迪等
交流侧多分支并联	1000V/1500V 白自				组串式逆变器减少了直流并取代了集中式联的容量损逆变器；将电失，且可以对池簇与逆变器一簇电池进行集成在一体机精细的模块化中，对外显示管理，方便运出交流形态维	单个电池柜的通讯控制需要独立处理；不同电池柜运行不一致对储能容量存在影响

交流侧及直流侧多分支并联工	6~35kV 1500V * ETTT ----	电池簇接入逆变器前通过 DC/DC 调压, 再并入逆变器	减少了电池簇间的干扰；对于每个电池簇的管理更加精细；对电池的不一致性的容纳度提升	DC/DC 存在电压转换损耗; 系统复杂，成本较高	83.5%	华为
直流侧多分支并联	PCS N 1500V S	6~35kV 式逆变器 --	DC/DC 隔离消 DC/DC 隔离后除电池簇不一接入大型集中致时产生的环流，提升系统效率	其中一个电池簇出现问题会导致逆变器不能正常工作，进而影响整体的电池模组	90%	阳光电源、特斯拉
中压直挂式	工工- -- -+		利用H型桥接电路模拟交流信号，将直流电变为交流电,3路120度相位交流电构成3相交流电	没有变压器，在充放电环节省去了变压器损耗	使用大量更加复杂、昂贵的电子电路与元器件，成本和运维花费增加，不能做到高度模块化	智光电气、南瑞继保、金盘 89% 科技、新风光、四方股份

资料来源：公司公告，公司官网，国泰君安证券研究

盈利：商业模式日渐完善，供需结构有望边际改善

5.1. 政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

5.1.1. 多重因素作用下，容量租赁比例有望提高

目前容量租赁的比例较低，仅仅维持在 10%-20%左右。原因主要来自以下两方面：首先，独立储能电站提供容量租赁需要收租金，对于新能源场站而言是成本项，会导致租赁意愿较低。其次，储能电站建设进度和新能源场站建设进度不匹配、参与电网调度的比例偏少。

在政策与并网进度的推进下，未来容量租赁的比例有望逐渐提高。国家发改委、能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中鼓励探索建设共享储能，发展容量租赁。各省份也积极出台相关政策推动独立储能容量租赁。另外，独立储能相较新能源场站自配储能电站，规模更大，接入电压等级更高，便于电网统一调控与考核，具备系统性、全局性优势。因此，并网进度的推进也为独立储能的容量租赁提供了巨大的需求。

表 10: 各省市出台政策鼓励与引导容量租赁

省份政策名称发布时间政策要求
河南	《河南省"十四五"新型储能实施方案的通知》	2022/4/242022/8/21	租赁费每年260（4月份）/200（8月份）元/kWh
浙江	《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》	2022/6/10	允许新型储能设施投资企业按市场化运营方式向光伏投资企业租售储能容量
安徽	《关于印发合肥市“十四五”能源高质量发展规划的通知》	2022/8/30	鼓励租赁共享储能
山东	《胶州市整市分布式光伏开发工作指导意见》	2022/8/29	鼓励配置或租赁≥15%*2h 储能
山东	《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》	2022/9/1	全国首个支持政策，创新容量租赁机制
海南	《把碳达峰碳中和建设工作纳入儋州市经济社会发展整体布局的意见建议》	2022/10/31	在关键电网节点及周边支持企业投资建设运营独立共享储能设施，并积极推动风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

图 22：新增光伏并网容量逐渐增加（单位：万千瓦）

资料来源：国家能源局，国泰君安证券研究

图 23：累计光伏并网容量显著增长（单位：万千瓦）

资料来源：国家能源局，国泰君安证券研究

5.1.2. 电力现货试点省份数量有望扩大，交易电量有望增加

独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。2017 年，我国选取了广东、浙江等 8 个省份启动电力现货市场建设试点工作；2021 年，我国新增了上海、江苏等6 个试点省份，将试点省份总量扩大到了 14 个；2022 年，江西能源局发布《江西省能源局关于加快推动电力现货市场建设工作的通知》，拟将江西设立为第 15 个电力现货市场建设省份，未来参与的地区有望逐步扩展至全国。同时，参与电力现货市场的电量逐年增加、交易电量占比逐年提升，有望进一步扩大储能电站的收入来源。

图 24：电力现货试点工作进程有序推进

资料来源：国家发改委，国家能源局，国泰君安证券研究

图 25：广东 21年 5月至12 月现货电量占比提升

资料来源：广东电力交易中心，国泰君安证券研究

图 26：广东 22年 1-6月现货交易电量先增后减

资料来源：广东电力交易中心，国泰君安证券研究

图 27：蒙西现货交易电价提升明显（元/千瓦时）

资料来源：蒙西电网，泛能电力网，国泰君安证券研究

图 28：山西 22 年 1-10 月现货交易电量波动变化

资料来源：泛能电力网，国泰君安证券研究

5.1.3. 电力辅助服务政策持续推进，调度方式更加多元

随着调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务能够为独立储能系统带来额外利润。2021 年 12 月 21 日，国家能源局印发了《电力辅助服务管理办法》，推动构建新型电力系统，规范电力辅助管理，深化电力辅助服务市场机制建设。目前，在国家和各省市针对电力辅助服务政策的持续推进下，国内辅助服务市场机制正在逐步健全，独立储能系统更加有序地参与电力辅助服务市场中，提供调峰、调频、黑启动等辅助服务。

表 11: 各省市持续推进调峰辅助服务政策

省份政策名称发布时间政策要求
山东	《山东电力辅助市场运营规则》	2021/1/1	调峰辅助服务门槛标准暂定为 5MW/10MWh，有偿调峰出清价格按照0.4元/kWh执行
福建	《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则(试行》	2022/4	分布式储能等可调节资源能够参与调峰辅助服务市场交易
贵州	《贵州能源监管办推进贵州电力调峰辅助服务市场交易规则修订》	2022/6/23	地市级及以上电力调度机构直接调度的容量为 5MW/1h 及以上的独立电化学储能电站参与调峰辅助服务市场，按648元/MWh 进行补偿
甘肃	《甘肃省电力辅助服务市场运	2022/9/20	鼓励独立储能参与调峰，补偿上限300元/(MW ·日)
	营暂行规则》
华中地区(河南、湖北、湖南、江西）	《华中省间电力调峰及备用辅助服务市场运营规则》	2022/10/11	服务卖方抽蓄机组最高报价不高于机组所在省省级电网企业代理购电价格的75%减去输电环节价格（含线损折价），最低报价不低于0.1元/kWh
湖南	《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版)(征求意见稿)》	2022/11/17	储能电站深度调峰服务费=K∑（交易时段储能电站深度调峰电量×中标价格）其中，储能电站深度调峰电量为储能电站按调度指令充电的充电电量,储能电站深度调峰报价最高0.5元/kWh

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

表 12: 各省市持续推进调频辅助服务政策

省份政策名称发布时间政策要求
浙江	《浙江省电力现货市场基本规则》	2022/5	辅助服务市场主要开展调频辅助服务交易
湖北	《湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿)》	2022/6/13	容量0.5万kW及以上，持续时间1小时以上的独立储能电站及储能装置可为市场提供调频辅助服务
重庆	《重庆电力调频辅助服务市场交易规则》	2022/6/27	调频里程申报价格上、下限分别暂定为15元/MW、5元/MW
江西	《江西电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿)》	2022/6/29	将独立储能电站、用户侧的储能等灵活性资源都涵盖进调频辅助服务的提供者范围
广东	《广东调频辅助服务市场交易规则》	2022/7/23	允许储能电站作为第三方参与辅助服务
山西	《山西能源监管办关于修订电力调频辅助服务市场有关规则条款的通知》	2022/7/26	AGC 调频辅助服务费用用户侧承担部分，将由所有市场化用户（含电网代购电的工商业用户）按实际用电量比例分摊。里程申报中，将中午低谷时段晚高峰时段的价格范围，由目前的5-15元/MW调整为10-30元/MW
山东	《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》	2022/9/1	支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益
青海	《青海电力调频辅助服务市场运营细则》	2022/11/8	调频辅助服务市场采用"日前报价、日内集中出清"的组织方式，开展五个时段的交易

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

表 13：各省市持续推进黑启动辅助服务政策

省份政策名称发布时间政策要求
贵州	《贵州电力调峰和黑启动辅助服务市场交易规则（征求意见稿）公开征求意见的通知》	2020/1/22	黑启动辅助服务交易周期原则上按年开展。黑启动服务费用分为能力费和使用费，采用集中竞价交易的组织方式确定黑启动发电机组能力费和使用费。实行按月结算
山东	《山东省发电机并网运行管理实施细则(2022年修订版)》	2022/7/27	对提供黑启动服务的水电厂、储能电站暂按厂补偿，标准6000 元/天；火电厂暂按机组补偿，标准为每台 800元/天，全厂最高不超过2400元/天
云南	《云南黑启动辅助服务市场交易规则（试行）》	2022/10/24	启动了黑启动辅助服务市场建设，以激励各类电源及新型储能提供优质而经济的应急恢复辅助服务，提升电力系统供电恢复能力，强化能源供应保障和应急处置能力

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

5.1.4. 容量补偿电价政策持续推出，提供机组保底收益

容量补偿电价政策持续推出，能够保障新型储能收入稳定，进一步推动新型储能行业发展。目前，针对抽水蓄能国家已经出台了较为完善的容量电价机制。同时，对于发展空间更大的新型储能，国家也在不断参考抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，推动新型储能稳定健康发展。国家发改委在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调动运用的通知》中明确提出各地要研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场。为了响应国家号召，各省份也持续推出容量补偿电价政策，扶持新型储能电站发展。

表 14:各省份积极推出容量补偿电价相关政策

省份政策名称发布时间政策要求
浙江	《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》	2021/11/9	对年利用小时数不低于 600 小时的调峰项目给予容量补偿，补贴期暂定三年，补偿标准按200元、180元、170元/(kW 年)退坡
山东	《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》	2022/3/28	山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）
	《2022 年全省迎峰度夏有序用电方案》	2022/6/7	参与需求响应可按3档分别获得不同的容量补偿和能量补偿。其中容量补偿，分别为不超过2元/(kW·月)、3元/(kW·月)、4元/(kW·月)
	《关于进一步做好 2022 年下半年山东省电力市场结算试运行工作有关事项的通知》	2022/6/30	容量补偿电价按照基准价(99.1元/MWh，下同)乘以谷系数K1(K1取值0-50%)收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2(K2取值150%-200%)收取
	《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》	2022/9/1	补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行
	《关于发布 2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》	2022/11/16	明确了2023年不同季节同类补偿分时峰谷系数K1/K2取值及执行时段;由于容量电价带来的电价差将达到0.18829元/kWh（0.09912.0-0.09910.1)；结合峰谷时段，如配置2小时的储能系统，将能最大容量利用尖峰深谷价差
新疆	《关于建立新能源开发管理工作机制的通知》	2022/7/4	鼓励新型储能参与电力市场，探索建立电网侧独立储能电站容量电价、电源侧电力辅助服务补偿等新型储能价格机制
甘肃	《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》	2022/9/20	容量补偿费用在“在调峰能力未降至额定容量50%以下的火电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机组、新能源电场、水电厂、市场化电力用户”之间进行分摊
广东	《深圳市关于促进绿色低碳产业高质量发展的若干措施（征求意见稿）》	2022/10/28	装机规模1MW以上的电化学储能项目，按照实际放电量给予最高0.2元/kWh的支持，每个项目支持期限3年，资助总额最高300万元
湖南	《长沙市人民政府办公厅关于支持先进储能材料产业做大做强的实施意见》	2022/11/7	按储能电站的实际放电量给予储能电站运营主体0.3 元/kWh 的奖励，单个企业年度奖励额度不超过 300 万元
青海	《青海电力现货市场容量补偿实施细则》	2022/11/8	对直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风电、光伏）场站和储能电站提供容量补偿

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

5.2. 锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降

在储能系统的成本结构中，电池占比高达 60%，意味着锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生巨大影响。22 年由于国内碳酸锂价格偏高，国内大储行业快速发展，电池作为重要原料供不应求，共同导致了国内电池价格偏高，增加了储能电站的成本。

根据国内锂电池企业的扩产计划，23 年锂电池企业预计建成约 200GWh的产线，未来三年预计实现约 1800GWh 的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。

图 29：电池在储能电站成本结构中地位显著

资料来源：阳光电源公告，国泰君安证券研究

图 30：锂电池企业产线产能持续增加（单位：GWh）

资料来源：起点锂电，各公司公告，国泰君安证券研究

据测算，在投资成本、容量补偿费用、容量租赁费用、上网电价、充电电价等项中，投资成本变化对 IRR波动的影响最大。投资成本变化10%，IRR 波动约 26%。因此由供需结构的变化带来的电池价格降低，有望对储能电站 IRR 带来积极的影响。

表 15：储能电站 IRR 随投资成本波动更大

项目	投资成本		容量补偿费用		容量租赁费用		上网电价		充电电价
项目	-10%	+10%	-10%	+10%	-10%	+10%	-10%	+10%	-10%	+10%
IRR波动	+24.7%	-26.8%	-4.7%	+4.7%	-12.1%	+11.9%	-16.6%	+17.4%	+2.8%	-2.9%

资料来源：国泰君安证券测算

图 31 : 投资成本变化10%，IRR波动约 26%

资料来源：国泰君安证券测算

风险提示

（1）新能源装机进度不及预期。储能的装机规模、并网进度与新能源密不可分，若新能源装机进度不及预期，会影响储能的装机并网速度以及后续的装机规模。

（2）政策配套不及预期。政策是国内外储能的重要驱动力，若政策配套不及预期，会影响储能建设的积极性与装机规模。

（3）储能招标数量不及预期。储能招标反映了储能建设的需求数量与建设积极性，若招标数量不及预期，或影响后续储能装机数量。

（4）储能装机进度不及预期。储能装机进度不及预期，会直接影响储能装机数量，与储能企业业绩的兑现。

（5）原材料价格回落不及预期。原材料价格过高，不仅会压缩储能企业的盈利空间，也会增大储能业主方的储能装机成本，影响储能的招标与装机。

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分析师声明

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评级说明

1.投资建议的比较标准

投资评级分为股票评级和行业评级。

以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300指数涨跌幅为基准。

2.投资建议的评级标准

报告发布日后的 12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300指数的涨跌幅。

评级说明
股票投资评级	增持	相对沪深 300 指数涨幅15%以上
	谨慎增持	相对沪深300 指数涨幅介于 5%～15%之间
	中性	相对沪深 300 指数涨幅介于-5%～5%
	减持	相对沪深 300 指数下跌 5%以上
行业投资评级	增持	明显强于沪深 300 指数
	中性	基本与沪深300 指数持平
	减持	明显弱于沪深 300 指数

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起点财经，网罗天下报告

盈利能力边际改善，迎接新增装机大年

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目 录

投资建议

国内大储：源自风光，动于政策

2.1. 新能源的快速增长是发展国内大储的最根本原因

2.2. 当下发展国内大储的主要动力是政策驱动

2.3. 地方政策陆续出台，储能技术百花齐放，储能公司百家争鸣

3. 行业规模：装机快速增长，行业持续高景气

3.1. 装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

3.2. 储能企业陆续扩产，行业有望持续高景气

技术：共享为主，锂电为王，多种集成方式并存

4.1. 共享储能是未来国内大储的主要商业模式

4.2. 锂离子电池将是国内大储的主要载体

4.3. 电化学储能系统多种拓扑结构并存

盈利：商业模式日渐完善，供需结构有望边际改善

5.1.2. 电力现货试点省份数量有望扩大，交易电量有望增加

5.1.3. 电力辅助服务政策持续推进，调度方式更加多元

5.1.4. 容量补偿电价政策持续推出，提供机组保底收益

5.2. 锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降

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