1、 1 行业报告行业报告行业深度研究行业深度研究 电力设备与新能源电力设备与新能源 储能系列报告一：海内外需求共振造就优质赛道储能系列报告一：海内外需求共振造就优质赛道 储能是新能源发展引起电网波动性增大的必然应对选项，并且由于基数极低，将长期保持高增速。本篇报告是储能系列报告第一篇，着重从需求侧分析储能行业机遇，我们认为国内我们认为国内储能储能政策推进带来的大型储能，以及欧政策推进带来的大型储能，以及欧洲能源危机提振洲能源危机提振的的分布式户储，是储能需求分布式户储，是储能需求中中最为突出的两个最为突出的两个A Alphalpha。配储政策强力驱动，预计国内储能装机持续提速配储政策强力驱动，预

2、计国内储能装机持续提速 截至 22 年 8 月，已有 23 个省区发布新能源配储政策，配置比例大多位于1025%。1-7 月国内投运、在建、拟建储能项目合计 25.94GW/58.99GWh,大幅超过 21 年装机量 2.4GW/4.9GWh；随着风光并网需求高增，大型项目年底或出现抢装，下半年景气度不断提升。我们预计 22 年国内储能新增装机将达到 7.9GW/18.4GWh，功率和容量分别同比增加 227%和 276%。市场化政策逐渐落地，储能商业化市场化政策逐渐落地，储能商业化路径路径愈发清晰愈发清晰 经济性是储能实现规模化面对的最主要问题，政策端正在不断完善，随着各地辅助服务、分时电价

3、、储能租赁具体费用的出台，我们认为共享储能将替代单一的风光发电配储。已有18个省份峰谷差价超过0.7元/kWh，满足储能盈利要求。我们测算发电侧配储会使电站IRR降低1.2 pct，但采用共享储能租赁模式，IRR损失将减少0.5 pct,共享储能对经济性改善显著。欧洲能源供需结构失衡，高欧洲能源供需结构失衡，高电价提升新能源需求电价提升新能源需求 据BP，2021年欧洲发电量20%来自天然气，且32%天然气供给来自俄罗斯。2022年8月欧洲TTF天然气期货均价同比上涨421%，德国电力现货价达465.18欧元/MWh，IEA预计2025年欧洲天然气价格仍将维持高位，高电价或将持续。从能源安全及

4、经济性两个维度，新能源在欧洲都是刚需。高电价高电价提振欧洲户储需求提振欧洲户储需求，高利润市场兑现业绩高利润市场兑现业绩 欧洲户储以用户用电价格作为储能收入项，虽然近期有政策干预电价，但平均用电价格预计仍将保持高位，营收模型并未被破坏。我们测算，当前德国家用光储 IRR 可达 17%，即使电价降低至 2021 年前欧洲平均 0.2 欧元/kWh，IRR 仍可达 8%，欧洲有望继续成为储能出口竞争的优质市场。投资建议投资建议 我们重点推荐储能电池企业鹏辉能源鹏辉能源、宁德时代宁德时代、南都电源、南都电源，受益于海外户用储能发展的德业股份德业股份、派能科技派能科技、昱能科技、昱能科技；同时建议关注

5、科士达科士达、科陆电子科陆电子、永福股份永福股份、盛弘股份盛弘股份等优质储能企业。风险提示：风险提示：市场竞争加剧的风险；原材料价格大幅上涨的风险；海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险；配储政策变动的风险。重点推荐标的重点推荐标的 简称简称 EPSEPS PEPE CAGRCAGR-3 3 评级评级 20202 22 2E E 20202 23 3E E 20202 24 4E E 20202 22 2E E 20202 23 3E E 20202 24 4E E 宁德时代 11.11 17.10 23.50 38 24 18 53.26%买入 派能科技 5.35 11.74 17.01 7

6、9 36 25 102.71%买入 南都电源 0.72 1.08 2.05 31 21 11 -买入 鹏辉能源 1.38 2.31 3.44 58 35 23 105.61%买入 德业股份 4.88 8.50 13.05 90 52 34 75.33%买入 数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取 2022 年 9 月 28 日收盘价 证券研究报告 2022 年 09 月 28 日 投资建议：投资建议：强于大市(维持评级)上次建议：上次建议：强于大市 相对大盘走势相对大盘走势 Table_First|Table_Author 分析师：贺朝晖 执业证书编号：S059052110

7、0002 邮箱： Table_First|Table_Contacter 联系人 梁丰铄 邮箱： 相关报告相关报告 1、新能源装机维持高增，高能电池加速产业化2022.09.25 2、全球海风投资加速，零部件龙头有望率先受益2022.09.22 3、储能大会显示行业活力，关注商用价值与新型技术2022.09.18 请务必阅读报告末页的重要声明 -40%-20%0%20%40%21-09-2822-03-2822-09-28电力设备及新能源指数沪深300 2 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 投资聚焦投资聚焦 配置储能是提升电力灵活性、促进新能源消纳、减少弃

8、风弃光损失的刚需选择。国内新能源配储政策驱动 2022 年装机超预期，而各地商业化政策的落地更将助推行业长期高速发展。欧洲能源成本短期难以显著下降，欧洲户储高盈利和高增速仍具有可持续性；中长期来看，美国、亚太、拉美等市场潜力仍未充分释放。创新之处创新之处 1）我们建立了国内储能系统调峰调频成本模型，详细测算了目前储能系统用于调峰、调频和峰谷套利的经济性。同时测算了共享储能模式下，对于新能源电站和储能投资双方的经济性增益。2）我们根据新能源并网需求、调峰调频需求、欧洲户用光储系统渗透率等角度定量测算了全球范围内储能装机需求。3）我们从欧洲能源结构供需失衡的角度论述了未来的电价变化趋势。4）我们测

9、算了德国居民安装户用光储系统的 IRR 以及投资回收期，并进一步测算了居民对于储能系统价格的接受程度。核心结论核心结论 1）随着各地辅助服务、分时电价、储能租赁具体政策的落地，根据我们的测算，储能参与峰谷套利 IRR 可达到 9.27%；储能参与调峰的 IRR 可达到 9.1%；参与调频服务的 IRR 可达到 9.4%，均具备经济性。2）我们预计年底国内大型储能将出现抢装，22 年储能装机有望达到7.9GW/18.4GWh，装机功率和容量分别同比增加 227%和 276%。预计 2025 年全球储能需求为 107.82GW/285.35GWh，对应功率和容量需求 21-25 年 CAGR分别为

10、 80.31%和 77.44%。3）预计随着欧洲能源成本的大幅上涨和光储成本的降低，将加快欧洲各国能源结构的转型进程，推动户用光储的高速发展。预计 2025 年欧洲天然气价格仍将维持在 2020 年以来的较高水平，高位电价或将持续。4）根据我们的测算，德国居民仅安装光伏系统，其 20 年内 IRR 为 12%，投资回收期为 7.3 年；安装光储系统后 IRR 上升至 17%，投资回收期缩短为 5.5 年。即使光储系统成本提高 66.7%，或者电价下降 50%，IRR 仍可达到 8%。投资建议投资建议 我们建议重点关注储能电池企业鹏辉能源鹏辉能源、宁德时代宁德时代、南都电源、南都电源；受益于海外

11、户用储能发展的德业股份德业股份、派能科技派能科技、昱能科技、昱能科技；同时建议关注科士达科士达、科陆电子科陆电子、永永福股份福股份、盛弘股份盛弘股份等优质储能企业。PX9UpX9UaViVoOrRoM9PcM7NnPpPpNmOiNnNwPlOoMuN9PqRnMvPpPqNuOqQqO 3 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 正文目录正文目录 1.1.储能刚需属性深层原因分析储能刚需属性深层原因分析 .7 7 1.1 原因一：新能源发展持续提升消纳压力.7 1.2 原因二：居民用电比例提升增加负荷波动.9 1.3 原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项.

12、12 2.2.国内：风光配储主线地位不断夯实国内：风光配储主线地位不断夯实 .1313 2.1 配储政策已全面贯彻执行.14 2.2 发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈.15 2.3 电网侧：储能调频盈利能力突出.23 2.4 用户侧：电价市场化是最强催化剂.29 2.5 共享储能解决经济性痛点.32 2.6 中标价格回升改善厂商盈利.35 3.3.海外：能源危机带来欧洲户储机遇海外：能源危机带来欧洲户储机遇 .3636 3.1 供需失衡带来高电价将持续.36 3.2 高电价奠定欧洲户储刚需属性.40 4.4.国内大储国内大储+海外户储主导需求增量海外户储主导需求增量 .4242 4.1 储能

13、需求框架分析.42 4.2 国内储能需求快速提升.43 4.3 寻求能源独立推升欧洲储能需求.45 4.4 全球储能高增共振.49 5.5.投资建议投资建议 .5050 5.1 宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态.51 5.2 派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显.53 5.3 南都电源：一体化布局，聚焦储能再出发.56 5.4 鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量.58 5.5 德业股份：逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场.60 6.6.风险提示风险提示 .6262 图表目录图表目录 图表 1：全球风光装机占总发电装机的比例.7 图表 2：全球可再生能源发电量占比逐渐

14、提升（TWh）.7 图表 3：我国新能源累计装机占比不断增长.7 图表 4：我国风电光伏发电量及占比.7 图表 5：2019-2022H1 我国历月弃光率.8 图表 6：2019-2022H1 我国历月弃风率.8 图表 7：全国及部分地区弃风率.9 图表 8：全国及部分地区弃光率.9 图表 9：我国用电量结构正在发生变化.9 图表 10：2020 年各国用电结构对比.10 4 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表 11：各国人均居民用电量对比.10 图表 12：典型工业、工商业、居民用电负荷曲线.11 图表 13：2022 年夏季部分省市峰值负荷创历史纪

15、录（单位：万千瓦）.11 图表 14：多省市用电负荷增速高于用电量增速.11 图表 15：我国灵活调节电源装机占比较低.12 图表 16：储能在发电侧参与平抑波动的应用模式.12 图表 17：储能参与发电侧平抑波动应用效果.12 图表 18：储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移.13 图表 19：储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资.13 图表 20：各地方政府新能源配置储能政策汇总.14 图表 21：22H1 我国新增储能功率同比高增（MW）.15 图表 22：22H1 我国新增储能额定能量同比高增（MWh）.15 图表 23：全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划.15

16、图表 24：部分地区调峰补偿费用计算规则.16 图表 25：典型调峰用储能技术的度电成本对比.17 图表 26：10MW/40MWh 储能系统调峰度电成本测算.17 图表 27：基于不同补偿费用以及储能成本的系统 IRR 计算.18 图表 28：光储一体电站收益模型构成.19 图表 29：光储一体模型参数假设.19 图表 30：光储一体模型收益构成改变时 IRR 的变化（弃光率 2%）.20 图表 31：电池储能参与风电调峰示意图.20 图表 32：电池储能参与光伏调峰示意图.20 图表 33：基于不同利用小时数和弃光率的调峰电池储能配置比例计算.21 图表 34：以 2021 年弃光计算光伏

17、电站调峰储能需求.21 图表 35：基于不同利用小时数和弃风率的调峰电池储能配置比例计算.22 图表 36：以 2021 年弃风计算风电调峰储能需求.23 图表 37：电网负荷各分量示意图以及响应应对措施.24 图表 38：电力系统频率响应过程.25 图表 39：一次调频和二次调频的区别.25 图表 40：各地 AGC 调频服务补偿标准.25 图表 41：典型调频用储能技术的里程成本对比（元/MW）.26 图表 42：9MW/6MWh 储能系统调频里程成本测算.27 图表 43：电池储能上下调频区示意图.28 图表 44：各类电源累计装机量（GW）.29 图表 45：用户侧削峰填谷示意图.30

18、 图表 46：2021 年初各地区工商业及其他用电峰谷电价表（元/kWh）.30 图表 47：2022 年 8 月工商业 1-10kW 各地区峰谷电价表（元/kWh）.31 图表 48：山东省分时电价走势.32 图表 49：基于不同峰谷价差以及成本的系统 IRR 计算.32 图表 50：第三方投资共享储能模式示意图.33 图表 51：光伏电站租赁储能可较自建获得更高的 IRR.33 图表 52：储能租赁相较自建 IRR 提升幅度敏感性分析.34 图表 53：青海省个别光伏电站年度弃光情况.34 图表 54：共享储能电站收益模式多元化可获得更高 IRR.34 图表 55：磷酸铁锂正极价格大幅上涨

19、（元/吨）.35 图表 56：磷酸铁锂电解液价格走势（元/吨）.35 图表 57：磷酸铁锂电芯原材料成本涨幅明显（单位：元/kWh）.35 5 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表 58：22 年 8 月储能电站成本构成.36 图表 59：储能系统采购中标价格上升.36 图表 60：欧洲天然气价格大幅上涨.36 图表 61：部分欧洲国家居民电价（欧分/kWh）.37 图表 62：天然气占欧洲发电结构的 20%左右.37 图表 63：欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口.37 图表 64：欧盟天然气对俄依赖程度在 2012-2019 年期间明显提升.38 图表

20、65：英国发电装机结构变化（单位：MW）.38 图表 66：德国发电装机结构变化（单位：MW）.38 图表 67：英国煤炭及核能发电量明显下降（TWh）.39 图表 68：德国煤炭及核能发电量明显下降（TWh）.39 图表 69：欧洲天然气产量及消耗量（十亿立方米）.39 图表 70：欧洲天然气需求及价格预测.39 图表 71：欧盟寻求建立更多元的能源供给体系.40 图表 72：德国光储系统参数以及假设条件.40 图表 73：欧洲户用光伏储能系统收益测算.41 图表 74：欧洲户用光伏储能系统累计费用支出(欧元).41 图表 75：基于不同电价以及光储系统成本的 IRR 敏感性分析.42 图表

21、 76：全球储能装机需求框架分析.42 图表 77：预计下半年国内光伏装机大幅提升（单位：GW）.43 图表 78：钢材价格回落风电成本下降.43 图表 79：上半年海风招标量大幅增长.43 图表 80：22 年 1-7 月储能投运、在建及规划规模大幅提升（MW）.44 图表 81：我国储能装机需求预测.44 图表 82：欧洲储能装机快速提升.46 图表 83：2021 年欧洲户用储能市场格局.46 图表 84：德国储能新增装机量（MWh）.46 图表 85：REPowerEU 计划在 2030 年前新增 600GW 光伏装机.47 图表 86：德国家庭购电成本与光储 LCOE 价差将持续拉大

22、（单位：欧分/kWh）.47 图表 87：欧洲光伏装机预期上升（单位：GW）.48 图表 88：2020 年德国户用光储市场情况.48 图表 89：欧洲户用储能需求测算.48 图表 90：全球储能需求测算.49 图表 91：重点公司估值表.50 图表 92：宁德时代总营收及增速.51 图表 93：宁德时代储能业务营收及增速.51 图表 94：宁德时代近年归母净利润及增速.51 图表 95：宁德时代近年收益率情况.51 图表 96：宁德时代储能业务布局历程.52 图表 97：宁德时代各业务收入预测.53 图表 98：宁德时代盈利预测.53 图表 99：派能科技近年营业收入及增速.54 图表 10

23、0：派能科技近年归母净利润及增速.54 图表 101：派能科技近年收益率情况.54 图表 102：派能科技储能业务营收情况.54 图表 103：派能科技 2022 年募集资金投资项目基本信息.55 图表 104：派能科技各业务收入预测.55 6 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表 105：派能科技盈利预测.55 图表 106：南都电源近年营业收入（百万元）及增速.56 图表 107：南都电源归母净利润（百万元）及增速.56 图表 108：南都电源近年收益率情况.56 图表 109：南都能源近年各项费用率情况.56 图表 110：南都电源各业务收入预测.

24、57 图表 111：南都电源盈利预测.57 图表 112：鹏辉能源近年营业收入及增速.58 图表 113：鹏辉能源近年归母净利润及增速.58 图表 114：鹏辉能源近年收益率情况.59 图表 115：鹏辉能源近年各项费用率情况.59 图表 116：鹏辉能源 2022 年募集资金投资项目基本信息.59 图表 117：鹏辉能源各业务收入预测.59 图表 118：鹏辉能源盈利预测.60 图表 119：德业股份近年营业收入及增速.60 图表 120：德业股份近年归母净利润及增速.60 图表 121：德业股份近年收益率情况.61 图表 122：德业股份近年各项费用率情况.61 图表 123：德业股份各业

25、务收入预测.61 图表 124：德业股份盈利预测.62 7 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 1.1.储能刚需属性深层原因分析储能刚需属性深层原因分析 1.11.1 原因一：新能源发展持续提升消纳压力原因一：新能源发展持续提升消纳压力 新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。全球电力系统正在经历从传统能源向新能源转型的过程，光伏和风电装机量在总装机中的比例，已由2012年的6.7%，提升至 2021 年的 20.9%。据国家能源局，2021 年我国风光装机量占比达到 26.7%，高于全球平均水平。新能源发电量仍有

26、较大提升空间。新能源发电量仍有较大提升空间。由于风电及光伏发电依赖资源，有效利用小时数较低，发电量占比低于装机占比。2021 年，全球范围内可再生能源发电量（除水电外）占总发电量的比例为 12.8%，较装机比例低 8.1pct 以上；我国风电及光伏发电量占总发电量的比例为 12.1%，较装机比例低 14.6pct。现阶段较高比例的弃风弃光，以及未来电网对更高比例的可再生能源并网消纳现阶段较高比例的弃风弃光，以及未来电网对更高比例的可再生能源并网消纳的调节问题是我国电力行业面临的重大挑战。的调节问题是我国电力行业面临的重大挑战。2022 年上半年，全国弃光率为 2.3%，同比升高 0.2 pct

27、；单看 6 月份，全国弃光率同比上升了 0.2 pct，光伏消纳仍具有一定压力。图表图表 1 1：全球风光装机占总发电装机的比例：全球风光装机占总发电装机的比例 图表图表 2 2：全球可再生能源发电量占比逐渐提升：全球可再生能源发电量占比逐渐提升（TWTWh h）来源：IRENA，国联证券研究所 来源：BP，国联证券研究所 图表图表 3 3：我国新能源累计装机占比不断增长：我国新能源累计装机占比不断增长 图表图表 4 4：我国风电光伏发电量及占比：我国风电光伏发电量及占比 来源：国家能源局，国联证券研究所 来源：国家能源局，国联证券研究所 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12

28、.0%005006007008009002001920202021风电装机量（GW）光伏装机量（GW）风电装机占比光伏装机占比0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%05000000025000300002001920202021石油天然气煤炭核能水电可再生能源其他非水可再生能源发电量占比0%20%40%60%80%100%200021火电装机（%）水电装机（%）核电装机（%）风电装机（%）光伏装机（%）0.0%1.0%2.0%3.0

29、%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%9.0%-1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000200021风电发电量（亿千瓦时）光伏发电量（亿千瓦时）风电发电量占比光伏发电量占比 8 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 5 5：2 2H H1 1 我国历月弃光率我国历月弃光率 来源：全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 2022 年上半年，全国弃风率为 4.2%，同比升高 0.6 pct；6 月单月，全国弃风率同比上升了 0.8

30、pct，风电消纳形势依旧较为严峻。图表图表 6 6：2 2H H1 1 我国历月弃风率我国历月弃风率 来源：全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 分地区来看，部分西北部省份的弃风、弃光问题依旧比较严重，其中青海省 22年上半年的弃风、弃光率分别达到了 6.5%和 10.9%，甘肃弃风率达 9.1%，新疆弃风率达 6.2%，蒙西地区弃光率达 3.6%。0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019年2020年2021年2022年0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0

31、%8.0%9.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019年2020年2021年2022年 9 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 1.21.2 原因二：居民用电比例提升增加负荷波动原因二：居民用电比例提升增加负荷波动 在发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化，在发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化，负荷端的用电波动也在增大。负荷端的用电波动也在增大。纵向对比来看，近年来我国第一产业和第二产业用电量占比持续下降，而第三产业和居民用电占比不断提高，截至 2022 年上半年，已分别达

32、到 17%和 15%。图表图表 9 9：我国用电量结构正在发生变化：我国用电量结构正在发生变化 来源：Wind，国联证券研究所 横向对比发达国家，我国居民用电具有较大的提升空间。横向对比发达国家，我国居民用电具有较大的提升空间。我国产业结构仍然以工业为主，服务业及居民消费处于快速发展过程中；电力消费结构呈现出同样的特点，未来城市化进程的继续和产业的转型升级均会提升我国第三产业和居民用电的比例。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20000212022H1第一产业(%)第二产业(%)第三产业(%)城乡

33、居民生活用电量(%)图表图表 7 7：全国及部分地区弃风率：全国及部分地区弃风率 图表图表 8 8：全国及部分地区弃光率：全国及部分地区弃光率 来源：全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 来源：全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%20022H1全国新疆青海蒙西甘肃0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%20022H1全国甘肃青海宁夏蒙西 10 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表

34、图表 1010：2 2020020 年各国用电结构对比年各国用电结构对比 来源：中国电力科学研究院，国联证券研究所 而在人均用电量的角度，我国人均居民用电量大幅低于发达国家，2019 年的数据仅为美国的 16%，日本的 33%。在经济快速发展带动消费的背景下，预计我国居民用电量绝对值将保持上升势头。图表图表 1111：各国人均居民用电量对比：各国人均居民用电量对比 来源：IEA，国联证券研究所 居民用电负荷难以预测，电网需逐步适应。居民用电负荷难以预测，电网需逐步适应。未来我国第三产业、居民用电占比预计将继续提升，电网也需要从适应工业负荷向适应民用负荷过渡。工业、工商业和居民用电因为使用习惯的

35、差异，具备不同的负荷特征；工业和工商业用电的单体规模较大，运行相对规律，而居民用电因为单体规模小且分布零散，运行极不规律，增大了对于负荷的预测难度。24.9%34.3%44.2%30.8%51.7%68.2%34.3%33.4%26.1%30.8%32.2%16.1%37.1%30.0%25.0%34.4%13.4%14.6%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%美国日本德国法国韩国中国工业用电(%)商业用电(%)居民用电(%)4,749 2,280 1,675 2,408 1,461 761 16%33%45%32%52%100%0%20%40%60%80%100

36、%120%05000250030003500400045005000美国日本德国法国韩国中国2019人均居民用电量(kWh/年)中国相对各国比例（%）11 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 1212：典型工业、工商业、居民用电负荷曲线：典型工业、工商业、居民用电负荷曲线 来源：考虑负荷发展和用户行为的分时电价优化研究，国联证券研究所 极端天气的影响加剧了负荷的波动性。极端天气的影响加剧了负荷的波动性。在全球气候变化、燃煤供暖逐步取消的背景下，冬季电采暖设备的集中使用进一步提升了峰值负荷，对电网造成了极大的瞬时冲击。而 202

37、2 年夏季的炎热天气使得多个省级电网峰值负荷创历史新高，较 2021 年峰值提升明显。图表图表 1313：2 2022022 年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位：万千瓦）年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位：万千瓦）区域区域 日期日期 峰值负荷（万千瓦）峰值负荷（万千瓦）备注备注 湖北 2022/8/8 4846 2021 峰值负荷 4175.5 山东 2022/8/3 10077.8 深圳 2022/7/25 2142.62 江苏 2022/7/12 12600 2021 峰值负荷 12040 河北 2022/6/20 4276.8 2021 峰值负荷 4198.2 河南 2022/6

38、/20 7108 上海 2022/7/14 3352.7 浙江 2022/7/11 10190 2021 峰值负荷 10022 广东 2022/7/25 14200 2021 峰值负荷 13500 来源：能源杂志，国联证券研究所 多地用电负荷增速高于用电量增速，电网面临更加严峻挑战。多地用电负荷增速高于用电量增速，电网面临更加严峻挑战。随着小型化、多元化的用户终端在电力系统中的占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大。在2010-2021 十一年间，我国多个省市呈现出用电负荷增速高于用电量增速的趋势，我们认为这样的趋势在未来仍将延续，从而对电网造成更大的冲击。图表图表 1414：多省市用电负荷

39、增速高于用电量增速：多省市用电负荷增速高于用电量增速 区域区域 用电负荷（万千瓦）用电负荷（万千瓦）用电量（亿千瓦时）用电量（亿千瓦时）负荷增速与用负荷增速与用电量增速差值电量增速差值 20102010 20212021 CAGRCAGR 20102010 20212021 CAGRCAGR 广东 6543 13500 6.81%4060 7866.6 6.20%0.61%0.61%江苏 6034 12040 6.48%3864 7101 5.69%0.79%0.79%浙江 4183 10022 8.27%2821 5514 6.28%1.99%1.99%四川 2091 5167 8.57%1

40、549 3275 7.04%1.53%1.53%安徽 1871 4740 8.82%1078 2715 8.76%0.06%0.06%重庆 1025 2435 8.18%626 1341 7.17%1.01%1.01%广西 1244 3041.7 8.47%993 2236 7.66%0.81%0.81%12 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 河南 3750 6515 5.15%2354 3647 4.06%1.09%1.09%河北 2300 4179 5.58%2692 4294 4.34%1.24%1.24%湖北 2165.3 4176 6.15%13

41、30 2472 5.80%0.36%0.36%辽宁 2078 3654 5.26%1715 2576 3.77%1.50%1.50%山西 1868.6 3821 6.72%1460 2608 5.42%1.30%1.30%来源：能源杂志，国家能源局，国家统计局，中国统计年鉴，国联证券研究所 1.31.3 原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项 我国灵活调节电源比重低，应对源荷高波动性的能力需加强。我国灵活调节电源比重低，应对源荷高波动性的能力需加强。提升电网灵活性主要指提高调峰和调频能力，依赖于电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源的配合。根据中电

42、联 2020 年 5 月发布的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%，“三北”地区新能源装机富集，但灵活调节电源不足 3%，调节能力先天不足。比较而言，天然气发电比例较高的欧美国家灵活电源比重较高，美国、西班牙、德国占比分别为 49%、34%、18%。图表图表 1515：我国灵活调节电源装机占比较低：我国灵活调节电源装机占比较低 来源：中电联，国联证券研究所 配置储能可以促进新能源消纳，减少弃风、弃光损失。配置储能可以促进新能源消纳，减少弃风、弃光损失。储能系统参与发电侧的平抑波动，可从源头降低风力和光伏发电并网的波动性，大幅提升可再生能源并网消纳能力，为大规模的可再生

43、能源发电外送和应用提供技术支撑。配置储能可提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。配置储能可提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。火电、水电、核电和天然气49%34%18%6%0%10%20%30%40%50%60%美国西班牙德国中国图表图表 1616：储能在发电侧参与平抑波动的应用模式：储能在发电侧参与平抑波动的应用模式 图表图表 1717：储能参与发电侧平抑波动应用效果：储能参与发电侧平抑波动应用效果 来源：储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术，国联证券研究所 来源：储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术，国联证券研究所 13 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业

44、报告行业深度研究 等发电方式都通过发电机输出电能，汽轮机组的转动惯量可以在电网出现频率波动时，延缓波动趋势。但风电机组的转动惯量较小（由于转速较慢）；而光伏发电不具备转动惯量（没有转动设备）。风光电源比例的提升，使得电网应对频率突变时的响应能力大幅下降。以电化学储能为代表的储能方式具有快速的响应速率，可以在电网频率波动时提供电网惯量支撑，并且自动响应进行调频。图表图表 1818：储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移：储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移 来源：SolarPower Europe，国联证券研究所 配置储能可保障短时尖峰供电，大幅节省电网投资。配置储能可保障

45、短时尖峰供电，大幅节省电网投资。传统电网投资建设的容量需要能够满足尖峰负荷，但尖峰的持续时间很短，由此会形成高容量的利用率低下的问题。例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿千瓦，超过 95%最高负荷持续时间只有 55小时，在全年运行时长的占比仅为 0.6%，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达 420 亿左右；而如果采用 500 万千瓦/2 小时的电池储能以保障尖峰负荷供电，所需投资缩减为 200 亿左右，大幅节省电网投资。图表图表 1919：储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资：储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资 来源：SolarPower Europe，国联证券研究所 配置储能是新能源发

46、电的重要趋势。配置储能是新能源发电的重要趋势。随着光伏及风能发电比例的提升，其波动性、间歇性和非灵活调节等先天缺陷越发明显。在未来的新能源发电项目中，通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经基本成为行业内的共识。2.2.国内：风光配储主线地位不断夯实国内：风光配储主线地位不断夯实 14 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 2.12.1 配储政策已全面贯彻执行配储政策已全面贯彻执行 多省区发布新能源配储政策，助推电源侧储能装机提升。多省区发布新能源配储政策，助推电源侧储能装机提升。我国新能源配置储能的政策正在经历从鼓励建立可再生能源配套储能试点工程，到新

47、建光伏、风电项目要求批量化配置储能的转变。根据北极星储能网，截至 2022 年 7 月，已有 23 个省区发布新能源配储政策，其中 2022 年共有 15 个地区发布新能源配储政策，新建光伏风电项目通过自建或租用共享储能等方式的配储比例大多位于 1025%，配置储能时长一般要求 2 小时以上。图表图表 2020：各地方政府新能源：各地方政府新能源配置配置储能政策汇总储能政策汇总 来源：北极星储能网，国联证券研究所 上半年储能投运规模显著上升。上半年储能投运规模显著上升。根据 CESA 统计，2022 年上半年，我国并网、投运的电化学储能项目总数为 51 个，较去年同期增加 4 个；项目体量显著

48、扩大，总装机规模为 392MW/919MWh，装机功率及额定能量分别同比增加 70.2%和 161.2%。其中用户侧储能（35MW）装机较去年基本持平，电网侧储能（80MW）装机同比增长 30.52%，电源侧辅助服务储能（116MW）、集中式新能源储能（152MW）以及分布式及微网储能（9.0MW）规模提升较大，分别同比增长 81.64%、128.33%和 150.35%。15 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 2121：2 22 2H H1 1 我国新增储能功率同比高增（我国新增储能功率同比高增（MWMW）图表图表 2222：2 22 2H H

49、1 1 我国新增储能额定能量同比高增（我国新增储能额定能量同比高增（MWhMWh）来源：CESA，国联证券研究所 来源：CESA，国联证券研究所“十四五”期间储能行业有望实现高速发展。“十四五”期间储能行业有望实现高速发展。据 CNESA，2021 年我国新型储能新增投运规模为 2.4GW，而 2021 年国内新增规划及在建的新型储能规模达到 23.8GW，并且其中百兆瓦级的大型项目数量较以往明显增加。据工信部数据，2021 年我国储能型锂电池产量为 32GWh；而 2022 年上半年储能电池产量为 32GWh，已经达到 2021全年的水平。另外根据我们统计到的 15 个省区的“十四五”规划，

50、预计“十四五”期间新增储能装机将超过 50.3GW，行业有望实现高速发展。图表图表 2323：全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划：全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划 时间时间 省份省份 政策名政策名 20252025 年储能规划（年储能规划（GWGW）2022 年 8 月 江苏 江苏省“十四五”新型储能发展实施方案 2.6 2022 年 7 月 江西 江西省碳达峰实施方案 1 2022 年 6 月 山东 山东省能源保障网建设行动计划 5 2022 年 6 月 广西 广西可再生能源发展“十四五”规划 2 2022 年 6 月 浙江 浙江省“十四五”新型储能发展规划 3 2

51、022 年 6 月 山西 山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）6 2022 年 5 月 湖北 湖北省能源发展“十四五”规划 2 2022 年 4 月 广东 广东省能源发展“十四五”规划 2 2022 年 4 月 河北 河北省“十四五”新型储能发展规划 4 2022 年 3 月 安徽 安徽省新型储能发展规划（2022-2025）3 2022 年 3 月 内蒙古 内蒙古自治区“十四五”电力发展规划 5 2022 年 2 月 青海 青海省能源发展“十四五”规划 6 2022 年 2 月 河南 河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划 2.2 2022 年 1 月 天津

52、 天津市可再生能源“十四五”发展规划 0.5 2022 年 1 月 甘肃 甘肃省能源发展“十四五”规划 6 总计 50.3 来源：北极星储能网，国联证券研究所 2.22.2 发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈 35664626435040608002021年上半年2022年上半年823003003504004502021年上半年2022年上半年 16 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 发电侧配套储能最初是为解决风电

53、、光伏消纳问题，但增加投资带来的电站收益发电侧配套储能最初是为解决风电、光伏消纳问题，但增加投资带来的电站收益率下降成为当前亟待解决的难题。率下降成为当前亟待解决的难题。国家发改委、能源局于 2021 年 8 月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，标志着储能在发电侧的商业模式逐渐明晰，未来可以更灵活的方式来解决弃风弃光，兼顾消纳和经济性。文件对于储能商业模式的优化主要体现在以下方面：1）明确可再生能源并网消纳的责任主体，保障性并网由电网公司承担，市场化并网由发电企业承担；随着成本下降，电网承担的消纳规模和比例将有序调减；鼓励可再生能源企业在保障性并网以外自建或

54、购买储能和调峰能力。2）明确约束监管机制，电网调度机构将不定期对储能项目开展调度测试，确保运营方从长期运营的角度选择储能方案，从而提高储能项目的整体质量。3）鼓励以 10 年以上长期协议购买储能调峰服务，有望保障储能项目收益的长期稳定性，获得可预期的现金流。发电侧配套经济性是当前主要制约发电侧配套经济性是当前主要制约 储能参与辅助服务市场的经济性已初步显现。储能参与辅助服务市场的经济性已初步显现。全国各地已陆续发布辅助服务市场规则，明确了调峰、调频服务的补偿标准，当性能指标和规模的障碍逐步扫除，未来储能参与辅助服务市场的力度将主要由项目经济性决定。调峰是一种容量调节，参与机组需要具有较大容量。

55、综合各地调峰补偿费用规则，调峰补偿费用普遍在 0.20.6 元/kWh 的水平，福建补偿费用最高，达到 1 元/kWh。同时参与调峰的储能都有规模要求，普遍在 10MW/20MWh 以上，储能机组需具备 2 小时时长，其中安徽、福建、湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即储能机组需具备 4 小时时长。图表图表 2424：部分地区调峰补偿费用计算规则：部分地区调峰补偿费用计算规则 地区地区 储能规模储能规模准入门槛准入门槛 调调峰补偿费峰补偿费（元（元/kWhkWh）贵州 0.2 广西 0.396 山东 5MW/10MWh 及以上 0.4 甘肃 0.5 新疆 5MW/10MWh及以上 0.5

56、5 江西 0.6 湖北 10MW/40MWh 及以上 0.6 江苏 启停调峰 20MW/40MWh 及以上 0.6 云南 0.6624 青海 10MW/20MWh 及以上 0.7 广东 0.793 福建 10MW/40MWh 及以上 1 河南 0.3-0.7 安徽 10MW/40MWh 及以上 0.3-0.8 山西 20MW/40MWh 及以上 0.75-0.95 17 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 浙江 低谷填谷：0.4，高峰填谷 0.5，削峰填谷：0.5 湖南 紧急短时调峰：10MW 及以上 深度调峰：0.2，紧急短时调峰：0.6 辽宁 深度调峰：

57、0.4-1，用户侧储能双边交易：0.1-0.2 吉林 深度调峰：0.4-1，用户侧储能双边交易：0.1-0.2 黑龙江 深度调峰：0.4-1，用户侧储能双边交易：0.1-0.2 来源：北极星电力网，国家能源局南方监管局，国联证券研究所 对比用于调峰的灵活性电源的度电成本，抽水蓄能度电成本最低，三元电池最高，磷酸铁锂位于中间。但抽水蓄能由于地理位置限制，不能灵活布置于所有需要调峰场地，三元电池倍率性强，但受制于循环寿命，而磷酸铁锂电池兼顾了放电速率和循环磷酸铁锂电池兼顾了放电速率和循环寿命，是最理想的调峰电源。寿命，是最理想的调峰电源。图表图表 2525：典型调峰用储能技术的度电成本对比：典型调

58、峰用储能技术的度电成本对比 来源：储能的度电成本和里程成本分析，国联证券研究所 根据我们的测算，假设采用 10MW/40MWh 储能系统用于调峰，考虑 8%贴现率以及补偿费用为 0.6 元/kWh 下，系统以每天“一充一放”的模式运行，LCOE 为 0.7 元/kWh左右，按照 15 年使用寿命计算，其 IRR 为 9.1%；而采用“两充两放”可降低至 0.5元/kWh，IRR 高达 21.5%。图表图表 2626：10MW/40MWh10MW/40MWh 储能系统调峰度电成本测算储能系统调峰度电成本测算 参数参数类型类型 参数参数名称名称 设置值设置值 单位单位 备注备注 储能电站参数储能电

59、站参数 储能电站功率 10,000 kW 放电时间 4 h 电池配置容量 40,000 kWh 年运营天数 350 天 假设每年 15 天用于检修 锂电池放电深度(DOD)95%放电时长越长，深度值越高 锂电池衰减率 3%每年 残值率 5%仅有电池可回收金属 循环次数 5000 次 使用年限 14.29 年 贴现率 8%成本测算成本测算 电站电站单位单位投资成本投资成本 1.891.89 元元/Wh/Wh 成本成本占比占比 电池组 PACK 1.2 元/Wh 63.5%储能变流器(PCS)0.25 元/Wh 13.2%0.210.610.710.670.620.860.250.820.950.

60、880.821.2600.20.40.60.811.21.400.20.40.60.811.21.4抽水蓄能铅碳电池全钒液流电池钠硫电池磷酸铁锂电池三元锂电池 18 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 升压变 0.05 元/Wh 2.6%能量管理系统 0.04 元/Wh 2.1%EPC-线路、施工、土建 0.30 元/Wh 15.9%前期开发、设计 0.05 元/Wh 2.6%电站投资电站投资总额总额 7,560.07,560.0 万万元元 运运维维成本成本 1 1 万万元元/年年 计算结果计算结果 每天：一每天：一充充一放一放 系统工作年限 14.29 年

61、 LCOE 0.7 元/kWh 每天：每天：两充两两充两放放 系统工作年限 7.14 年 LCOE 0.5 元/kWh 来源：国联证券研究所测算 基于目前大部分省市的调峰补偿费用，配置相同比例的储能电池，均采用每天一充一放的模式运行，在储能单位成本降低的情况下，15 年电池使用寿命期间，其 IRR 显著提高。当储能单位成本降低至 1.6 元/Wh 且补偿费用为 0.6 元/kWh 时，IRR 可达 10.1%；若储能单位投资成本增加至 2.4 元/Wh，补偿费用达到 1 元/kWh时其 IRR 仍可达到 9.6%，储能系统已初步具备经济性。图表图表 2727：基于不同补偿费用以及储能成本的系统

62、：基于不同补偿费用以及储能成本的系统 I IRRRR 计算计算 补偿费补偿费用（元用（元/kWhkWh）0.20.2 0.40.4 0.60.6 0.80.8 1 1 储能储能单位单位投资（元投资（元/Wh/Wh）1 7.7%14.3%22.9%34.2%48.5%1.2 5.1%10.5%17.2%25.5%35.8%1.4 3.2%7.7%13.2%19.8%27.7%1.6 1.5%5.4%10.1%15.6%22.0%1.8 0.1%3.6%7.7%12.4%17.8%2-1.1%2.1%5.7%9.8%14.5%2.2-2.1%0.7%4.0%7.7%11.8%2.4-3.1%-0.

63、4%2.5%5.9%9.6%来源：国联证券研究所测算 随着储能在发电侧的应用不断推广，我们认为未来的光伏电站收益模型将发生较大变化，应该考虑到储能降低弃光产生的收益、参与调峰调频产生的收益、以及碳排放交易产生的收益等因素的影响。19 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 2828：光储一体电站收益模型构成：光储一体电站收益模型构成 来源：国联证券研究所 我们以 2021 年全国平均情况作为模型输入条件：全年利用小时数 1163 小时，弃光率 2%，平均燃煤标杆上网电价 0.36 元/kWh，考虑近期组件价格上涨，假设光伏电站造价 4.2 元/W。图表

64、图表 2929：光储一体模型参数假设：光储一体模型参数假设 类别类别 参数参数 设置值设置值 单位单位 备注备注 光伏电站 装机容量 100 MW 利用小时数 1,163 h 2021 全国平均光伏利用小时数 弃光率 2%百分比 上网电价 0.36 元/kWh 全国平均燃煤标杆上网电价 光伏电站单位投资 4.2 元/W 项目运营期限 25 年 固定资产残值率 5%百分比 储能系统 储能配置比例 10%百分比 储能功率 10 MW 日储能能力-放电时间 2 小时 储能容量 20 MWh 循环次数 5000 次 按磷酸铁锂平均次数计算 年运营天数 350 天 假设每年 15 天用于检修 储能单位投

65、资 1.89 元/Wh 电池残值 5%百分比 调峰补偿标准 0.6 元/kWh 调频补偿标准 6 元/MW 参与调频时间占比 50%百分比 碳排放收益 CCER 项目开发费用 20 万元 项目开发到减排签发 8-12 个月，费用 10-20 万元 碳排放基准 0.877 tCO2/MWh 采用 2020-2021 年碳排放基准值，300MW以上常规燃煤机组数据 CCER 价格 48.34 元/tCO2 根据 2021 年 1 月至今碳市场平均价格 20 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 来源：国联证券研究所测算 通过我们的模型分析，在弃光率为 2%的条件下

66、，如果储能仅参与消纳，电站收益率会出现下滑；但储能参与调峰、调频提供辅助服务后，系统收益率将大幅提升并超过无弃光时的电站收益率。图表图表 3030：光储一体模型收益构成改变时：光储一体模型收益构成改变时 IRRIRR 的变化（弃光率的变化（弃光率 2 2%）.收益模型构成收益模型构成 .变动幅度变动幅度 来源来源 .全投资全投资 IRRIRR 光伏电站+=6.93%+有弃光+-0.22 pct 弃光=6.71%+储能消纳弃光+-0.83 pct 加储能仅消纳弃光=5.88%+储能消纳弃光+调峰+0.45 pct 储能调峰=6.33%+储能消纳弃光+调峰+调频+0.70 pct 储能调频=7.0

67、3%+储能消纳弃光+调峰+调频+碳排放收益+1.41 pct 碳排放收益=8.44%来源：国联证券研究所 我们认为未来提升光储一体电站的收益率主要途径有两条：1 1）分母端：持续降低系统造价。分母端：持续降低系统造价。在规模化和技术进度共同作用下，光伏系统、电池组保持了每年 10%以上的成本下降，按照此速度，未来需要 23 年，配置 10%储能的光伏发电项目即可实现平价，降本实现收益模型分母端降低。2 2）分子端：拓展电站收益来源。分子端：拓展电站收益来源。配置储能仅仅用来改善弃光、弃风，对于储能容量未能实现完全利用，随着电力辅助服务市场的进一步完善，让储能更多参与电网调峰、调频服务，获得服务

68、补偿费，并且在碳排放交易市场搭建完善后，出售碳排放指标获得收益，打通多种收益来源，提升收益模型分子端。新能源消纳压力提振发电侧配储需求新能源消纳压力提振发电侧配储需求 日前电池储能在风电、光伏电站最重要的作用是降低弃风、弃光率，在新能源装机快速增长的背景下，储能是解决消纳的刚需手段。2021 年我国平均弃光率均为 2%，除最高的西藏 25.4%、青海 13.8%之外，大部分有弃光地区的弃光率在 1%5%之间，全年利用小时数在 10001600h 左右。以光伏、图表图表 3131：电池储能参与风电调峰示意图：电池储能参与风电调峰示意图 图表图表 3232：电池储能参与光伏调峰示意图：电池储能参与

69、光伏调峰示意图 来源：西北电网储能独立参与调峰模拟分析，国联证券研究所 来源：西北电网储能独立参与调峰模拟分析，国联证券研究所 21 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 储能电站全年工作 350 天，配置 2 小时电池储能，可以调节每日 4060%的发电量，计算得到配置 10%比例的电池储能，能够应对 5%以内的弃光率。图表图表 3333：基于不同利用小时数和弃光率的调峰电池储能配置比例计算：基于不同利用小时数和弃光率的调峰电池储能配置比例计算 利用小时数利用小时数 800800 900900 10001000 11001100 12001200 13001

70、300 14001400 15001500 16001600 17001700 弃光率弃光率 1%1%1.10%1.30%1.40%1.60%1.70%1.90%2.00%2.10%2.30%2.40%2%2%2.30%2.60%2.90%3.10%3.40%3.70%4.00%4.30%4.60%4.90%3%3%3.40%3.90%4.30%4.70%5.10%5.60%6.00%6.40%6.90%7.30%4%4%4.60%5.10%5.70%6.30%6.90%7.40%8.00%8.60%9.10%9.70%5%5%5.70%6.40%7.10%7.90%8.60%9.30%10.

71、00%10.70%11.40%12.10%6%6%6.90%7.70%8.60%9.40%10.30%11.10%12.00%12.90%13.70%14.60%7%7%8.00%9.00%10.00%11.00%12.00%13.00%14.00%15.00%16.00%17.00%8%8%9.10%10.30%11.40%12.60%13.70%14.90%16.00%17.10%18.30%19.40%9%9%10.30%11.60%12.90%14.10%15.40%16.70%18.00%19.30%20.60%21.90%10%10%11.40%12.90%14.30%15.70%

72、17.10%18.60%20.00%21.40%22.90%24.30%来源：国联证券研究所测算 根据 2021 年各地区的实际利用小时数、弃光率、累计装机量，计算需配置储能容量至少要大于每日弃光电量，考虑配置 2 小时电池储能。最终计算应对 2021 年弃光状况，需要对全国光伏总装机配置 3.1%的储能机组，所需电池储能至少9.6GW/19.2GWh。图表图表 3434：以：以 2 2021021 年弃光计算光伏电站调峰储能需求年弃光计算光伏电站调峰储能需求 省份省份 20212021 累累计计装装机机(GW)(GW)20212021 年年利利用用小小时数时数 20212021 弃弃光率光率

73、 需配置储能需配置储能功率功率(GW)(GW)需配置储能需配置储能容量（容量（GWh)GWh)需配置储能需配置储能比例比例 贵州 11.37 939 0.40%0.06 0.12 0.5%山东 33.43 1,233 0.90%0.53 1.06 1.6%河北 29.21 1,123 1.80%0.84 1.69 2.9%山西 14.58 1,363 0.90%0.26 0.51 1.8%陕西 13.14 1,382 2.00%0.52 1.04 3.9%浙江 18.42 1,084-内蒙古 14.12 1,558 3.50%1.10 2.20 7.8%江苏 19.16 1,250-青海 16

74、.32 1,304 13.80%4.19 8.39 25.7%安徽 17.07 1,145-湖北 9.53 1,155-宁夏 13.84 1,500 2.50%0.74 1.48 5.4%江西 9.11 1,025-新疆 13.54 1,533 1.70%0.50 1.01 3.7%广东 10.2 1,161-甘肃 11.46 1,557 1.50%0.38 0.76 3.3%河南 15.56 1,053 0.10%0.02 0.05 0.2%22 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 黑龙江 4.2 1,622 0.40%0.04 0.08 0.9%湖南 4

75、.51 1,061-辽宁 4.78 1,408 0.40%0.04 0.08 0.8%云南 3.97 1,360 0.20%0.02 0.03 0.4%重庆 0.63 736-福建 2.77 1,109-上海 1.68 1,183-天津 1.78 1,260 0.10%0.00 0.01 0.2%广西 3.12 1,179-西藏 1.39 667 19.80%0.26 0.52 18.9%北京 0.8 1,302-吉林 3.46 1,536 1.10%0.08 0.17 2.4%四川 1.96 1,529-全全国国 305.11305.11 1,1631,163 2.00%2.00%9.609

76、.60 19.1919.19 3.1%3.1%来源：国家能源局，国联证券研究所 2021 年我国平均弃风率为 3.1%，除新疆最高 10.3%之外，大部分有弃风地区的弃风率在 3%6%之间，全年利用小时数在 14002400 左右。以风电、储能电站全年工作 350 天，配置 4 小时电池储能，可以调节每日 5060%的发电量，计算得到配置 10%比例的电池储能，能够应对 6%以内的弃风率。图表图表 3535：基于不同利用小时数和弃风率的调峰电池储能配置比例计算：基于不同利用小时数和弃风率的调峰电池储能配置比例计算 利用小时数利用小时数 14001400 16001600 18001800 20

77、002000 22002200 24002400 26002600 28002800 30003000 弃风率弃风率 1%1%1.00%1.10%1.30%1.40%1.60%1.70%1.90%2.00%2.10%2%2%2.00%2.30%2.60%2.90%3.10%3.40%3.70%4.00%4.30%3%3%3.00%3.40%3.90%4.30%4.70%5.10%5.60%6.00%6.40%4%4%4.00%4.60%5.10%5.70%6.30%6.90%7.40%8.00%8.60%5%5%5.00%5.70%6.40%7.10%7.90%8.60%9.30%10.00%

78、10.70%6%6%6.00%6.90%7.70%8.60%9.40%10.30%11.10%12.00%12.90%7%7%7.00%8.00%9.00%10.00%11.00%12.00%13.00%14.00%15.00%8%8%8.00%9.10%10.30%11.40%12.60%13.70%14.90%16.00%17.10%9%9%9.00%10.30%11.60%12.90%14.10%15.40%16.70%18.00%19.30%10%10%10.00%11.40%12.90%14.30%15.70%17.10%18.60%20.00%21.40%来源：国联证券研究所 根据

79、 2021 年各地区的实际利用小时数、弃风率、累计装机量，计算需配置储能容量至少要大于每日弃风电量，考虑配置 4 小时电池储能。最终计算应对 2021 年弃风状况，需要对全国风电总装机配置 4.9%的储能机组，所需电池储能至少16.19GW/64.76GWh。23 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 3636：以：以 2 2021021 年弃风计算风电调峰储能需求年弃风计算风电调峰储能需求 省份省份 20212021 累累计计装装机机(GW)(GW)20212021 年年利利用用小小时数时数 20212021 弃弃风率风率 需配置储能需配置储能功率

80、功率(GW)(GW)需配置储能需配置储能容量（容量（GWh)GWh)需配置储需配置储能能比例比例 河南 18.5 2,120 1.70%0.48 1.90 2.6%河北 25.46 2,145 4.60%1.79 7.18 7.0%山西 21.23 2,077 2.50%0.79 3.15 3.7%山东 19.42 1,798 1.50%0.37 1.50 1.9%青海 8.4 1,474 10.70%0.95 3.79 11.3%江苏 22.34 1,883 -内蒙古 39.96 2,450 8.90%6.22 24.90 15.6%陕西 10.21 1,700 2.30%0.29 1.14

81、 2.8%宁夏 14.55 1,653 2.40%0.41 1.65 2.8%广东 11.95 1,826 -湖南 8.03 2,028 1.00%0.12 0.47 1.4%广西 7.41 2,745 -福建 7.35 2,836 -湖北 7.2 1,881 -四川 5.27 2,377 -辽宁 10.87 2,244 2.00%0.35 1.39 3.2%贵州 5.8 1,851 0.50%0.04 0.15 0.7%江西 5.47 2,104 -吉林 6.65 2,309 2.90%0.32 1.27 4.8%新疆 24.08 2,209 7.30%2.77 11.09 11.5%安徽

82、5.11 2,259 -甘肃 17.25 2,022 4.10%1.02 4.09 5.9%重庆 1.65 2,108 -黑龙江 8.35 2,266 1.90%0.26 1.03 3.1%浙江 3.64 2,131 -上海 1.07 2,289 -天津 1.3 1,769 -云南 8.81 2,618 0.10%0.02 0.07 0.2%北京 0.24 2,005 -海南 0.29 1,984 -全全国国 327.86327.86 2,2462,246 3.10%3.10%16.1916.19 64.7664.76 4.9%4.9%来源：国家能源局，国联证券研究所 根据我们的测算，使用电池

83、储能应对 2021 年实际弃光、弃风状况，需配置9.6GW/19.19GWh的电池储能应对弃光，以及16.19GW/64.76GWh的电池储能应对弃风，共计 83.95GWh。未来随着新能源占比进一步提升，应对弃光、弃风的电池储能需求将进一步增加。2.32.3 电网侧：储能调频盈利能力突出电网侧：储能调频盈利能力突出 24 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 电网侧储能建设在输配电网，以提供辅助服务为主要目的。辅助服务包括调峰、旋转备用、AGC 调频、AVC 自动电压控制、黑启动等，其中实现调峰功能主要靠抽水蓄能、电化学储能等形式，目前电网侧储能规模已超 1

84、70GW，其中绝大多数是抽水蓄能，未来锂电池、液流电池比例将会逐步提升。AGC 调频是电网侧储能要实现的重要功能，我国电网运行要求稳定在 50Hz 的频率，也就意味着系统实时发电与负载必须稳定在毫秒级别的时间间隔上，但由于实际电网运行过程中负载端和发电端一直在波动，因此实际电力系统频率是一直变化的。国内对 3GW 以上的大容量电力系统允许频率偏差为0.2Hz，对中小容量电力系统允许偏差为0.5Hz。电力系统负荷由不同频率成分组合而成，因此调频也需要针对不同负荷分量来分阶段执行。电力系统负荷主要包含电力系统负荷主要包含 3 3 种不同规律的变动负荷：种不同规律的变动负荷：随机负荷分量：随机负荷分

85、量：变动幅度较小，变化周期较短，一般 10s 以内，浮动在区域负荷 1%以内，每小时波动达上百次，是一次调频主要处理的对象；脉动负荷分量：脉动负荷分量：变动幅度较大，变化周期较长，一般为 10s 至 15min，浮动在区域负荷的 2.5%以内，每小时波动 20 到 30 次，这类负荷包括电炉、轧钢机械等；持续负荷分量：持续负荷分量：变化缓慢，浮动在区域负荷的 40%左右，每天波动 10 次以内，引起负荷变化的主要包括工厂作息制度、居民生活规律等。图表图表 3737：电网负荷各分量示意图以及响应应对措施：电网负荷各分量示意图以及响应应对措施 来源：北极星电力网，国联证券研究所 电网在频率偏离正常

86、范围后，会顺序进行惯性响应、一次调频和二次调频来纠正，如果频率还未恢复正常值，将进行三次调频。以上调频动作的机理以及实现方式存在很大差别。25 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 3838：电力系统频率响应过程：电力系统频率响应过程 来源：电池储能与清洁能源消纳，国联证券研究所 惯性响应：惯性响应：主要依赖同步发电机组储存于旋转质体中转子动能对系统跌落的阻尼作用，只能在频率变化后依靠系统惯性维持几秒；一次调频：一次调频：主要利用同步发电机组调速器等系统设备稳定频率，更多利用系统自身特性自动调节，但只能缓和，主要平衡随机负荷分量；二次调频：二次调频：

87、引入发电机组外部设备完成全部调频动作，主要依赖 AGC（自动发电控制，Automatic Generation Control），能够平衡更长周期负荷波动，两次调频协调进行对系统快速恢复正常频率非常重要。图表图表 3939：一次调频和二次调频的区别：一次调频和二次调频的区别 类别类别 机理机理 响应速度响应速度 作用作用 效果效果 容量需求容量需求 一次调频 利用系统固有负荷频率特性，及发电机调速器 1030s 平衡随机负荷分量 属于有差调节，能够缓冲，但不能保证解决 系统最高负荷 13%二次调频 人为或通过自动控制系统(AGC)增减机组负荷，以恢复电网频率 1-2min 平衡分钟级和更长周期

88、负荷波动 属于无差调节，能够解决 我国要求参与 AGC 额定容量占总装机 50%以上，参与 AGC 可调容量占系统最高负荷 15%以上 来源：电池储能系统调频技术，国联证券研究所 储能调频经济性突出储能调频经济性突出 调频是一种功率调节，输出的是调节里程。调频是一种功率调节，输出的是调节里程。各地调频服务补偿费计算需要综合调频性能参数 K，而电池储能凭借优异的响应速度 K1、响应时间 K2、调节精度 K3，综合调频性能参数 K 均能满足准入门槛要求，电池储能计算 K 值为火电的 23 倍，且均大于 1。按照各地 AGC 调频服务补偿标准，最高调节里程收入可达 615 元/MW。图表图表 404

89、0：各地：各地 A AGCGC 调频服务补偿标准调频服务补偿标准 地区地区 补偿方式补偿方式 可用时间可用时间 调节里程调节里程 调节容量调节容量 准入门槛准入门槛 福建 容量补偿+里程补偿/调节里程*12 元/MW 调节容量*调用率*240 元/MW(华东)综合调频性能指标不小于 0.53 广东 调频里程+调频容量/调节里程*调节性能*(5.5-15)元/MW 中标容量*3.56 元/MW/26 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 蒙西 调频里程+调频容量/调节里程*调节性能*(2-12)元/MW 中标容量*50 元/MW 所有新建 AGC 单元 山西 投

90、运时间+调节里程 10 元/小时 调节深度*调节性能*(5-10)元/MW/京津唐 调节里程/调节里程*调节性能*(0-12)元/MW/山东 调节里程/调节里程*调节性能*(0-6)元/MW/甘肃 调节里程/调节里程*调节性能*(0-15)元/MW/四川/合格贡献量*50 元/MWh/综合调频性能不小于 0.7 可申报，1必须参与 充放功率10MW/40MWh 以上 江苏 基本补偿+调节里程/调节深度*调节性能*2 元/MW 中标容量*(0.1-1.2)元/MW 可申报 云南 调频里程+调频容量/调节里程*调节性能*(3-8)元/MW 容量*服务时长*(未中标 4 元/MWh、中标 5 元/M

91、Wh)综合调频性能指标不小于 0.3 来源：北极星电力网，国联证券研究所 调频属于功率型调节，对响应速度、瞬时功率要求较高，电池、超级电容器、飞轮都可以满足需求。对比用于调频的灵活性电源的里程成本，钛酸锂电池最低，超级电容器最高，磷酸铁锂电池位于中间。但钛酸锂的能量密度较低，而且成本较高，超级电容器和飞轮的放电时间低于锂电池，磷酸铁锂电池能够平衡成本、放电时长、相磷酸铁锂电池能够平衡成本、放电时长、相应速度，是比较理想的调频电源。应速度，是比较理想的调频电源。图表图表 4141：典型调频用储能技术的里程成本对比：典型调频用储能技术的里程成本对比（元（元/MW/MW）来源：储能的度电成本和里程成

92、本分析，国联证券研究所 假设采用 9MW/6MWh 储能系统用于调频，同样考虑 8%贴现率以及里程补偿费用为4.5 元/MW 下，如果响应 3min 的 AGC 调频指令，里程成本为 6.59 元/MW；如果响应2min 的 AGC 指令，里程成本可降低至 4.39 元/MW，IRR 为 9.4%。考虑到大部分地区调频补偿费用最高为 6-15 元/MW，已具备经济性。6.346.086.1812.749.239.089.788.4617.3912.75050磷酸铁锂电池三元锂电池钛酸锂电池超级电容器飞轮 27 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行

93、业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 4242：9MW/6MWh9MW/6MWh 储能系统调频里程成本测算储能系统调频里程成本测算 类别类别 参数参数 设置值设置值 单位单位 备注备注 储能电站参数 储能电站功率 9 MW 放电时间 0.67 h 考虑 40min 时长，可以满足最长15min 二次调频需求 电池配置容量 6 MWh 年运营天数 300 天 假设每年使用天数 300 天 锂电池放电深度(DOD)80%放电时间短，对应深度低 锂电池衰减率 3%每年 残值率 5%循环次数 5000 次 使用年限 5 年 贴现率 8%成本测算 电站电站单位单位投资成本投资成本 3.093.09

94、元元/Wh/Wh 成本成本占比占比 电池组 PACK 1.50 元/Wh 48.6%储能变流器(PCS)0.90 元/Wh 29.0%升压变 0.30 元/Wh 9.7%能量管理系统 0.04 元/Wh 1.4%EPC-线路、施工、土建 0.30 元/Wh 9.7%前期开发、设计 0.05 元/Wh 1.6%电站投资电站投资总额总额 1,863.01,863.0 万万元元 运运维维成本成本 1.01.0 万万元元/年年 计算结果 每天：应对每天：应对 3m3minin 级级别别 A AGCGC 调频调频指令指令 每天可输出调节里程 2,160 MW 里程成本 6.59 元/MW 每天：应对每天

95、：应对 2m2minin 级级别别 A AGCGC 调频调频指令指令 每天可输出调节里程 3,240 MW 里程成本 4.39 元/MW 来源：国联证券研究所测算 储能调频需求与电源总装机正相关储能调频需求与电源总装机正相关 电池储能需要进行容量控制，通过一次、二次调频实现上调、下调频率，对应放电、充电动作，保证有足够的容量能够稳定输出功率，因此电池容量要在调频结束时保持在 50%SOC 位置。进行充放电操作时，为保证电池寿命和效率，要避免充放电深度过大，一般充放电都预留 10%SOC 的余量。储能电池充放电输出功率 P 是相同的，放电时间 t 为一次调频和二次调频需要时间总和，因此电池储能总

96、容量应满足如下要求：Q=上调频率放电容量+10%SOC+下调频率充电容量+10%SOC=2Pt+10%Q+10%Q 28 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 4343：电池储能上下调频区示意图：电池储能上下调频区示意图 来源：电池储能系统调频技术，国联证券研究所 我们使用电池储能为一台 600MW（后用 Pe 代替）火电机组进行一次、二次调频，设定机组参数如下：额定转速 3000r/min，机组转速不等率（额定负荷从 100%到 0%转速升高）一般为 36%，设置二次调频处理负荷范围3%Pe。分别计算一次、二次调频所需要的电池储能功率及容量：一次调

97、频：响应时间 5s，稳定时间 40s。火电机组标准频差死区为fSQ=0.033Hz 或 2r/min，当越过频差死区后，进行一次调频，所需调频电源功率为 P1=火电机组负荷变化限幅=3%Pe=3%*600MW=18MW 所需容量 Q1，为避免储能电池深充深放，并保证有足够的调频深度，根据一次调频稳定 40s，电池设定安全 SOC 上下限分别为 10%，设置容量为 Q1=2P1t+SOC 下限幅+SOC 上限幅=2*18MW*40s+10%Q+10%Q 计算得到 0.8 Q1=0.4MWh，即 Q1=0.5MWh 二次调频：AGC 功能在 30s 启动，至少持续到 15min，功率调节范围50%

98、100%Pe，功率爬坡能力1%Pe/min，实际火电机组功率爬坡能力最高 3%Pe/min，而电池储能可以在 2s 内达到指定功率，因此储能输出功率完全可以满足二次调频功率要求，即 P2=P1=18MW。所需容量 Q2 需至少持续 15min，则设置容量为 Q2=2P2t+SOC 下限幅+SOC 上限幅=2*18MW*（15min-30s）+10%Q+10%Q 计算得到 0.8 Q2=8.7MWh，即 Q2=10.875MWh 能够完成一次、二次调频功能的电池储能总需求：在一次、二次调频电池功率、容量基础上，功率取最大值，容量取累计值，计算总功率及容量需求 P=max(P1,P2)=max(1

99、8MW,18MW)=18MW Q=Q1+Q2=0.5MWh+10.875MWh=11.375MWh 29 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 根据计算，能够完成 600MW 火电机组一次、二次调频动作的电池储能功率和容量为 18MW/12MWh，储能对应机组功率 3%，储能时长 0.67h。在之前实际项目中，配套火电用于调频储能机组，通常按照机组额定出力 3%、电池容量按 0.5h 配置，但实际过程中遇到 0.5h 电池容量的日循环次数太多缩短电池寿命的问题，因此我们认为未来配置额定出力 3%、放电时长 40min 的储能系统会是主要方向。截止 2021 年

100、底，我国各类电源总装机已达 2377GW，其中火电装机 1297GW，占比最高达到 55%，但新能源装机占比已增长至 27%。未来随着新能源占比提升，电网调频需求将进一步增加，按照我们以 600MW 火电机组一次、二次调频需求计算结果，为所有电源配置额定出力 3%、放电时长 40min 的电池储能系统，2377GW 电源总装机需要 71GW/47GWh 的储能调频电源，并且会随着电源总装机量增长持续提升。根据中科院预测，国内储能调频装机量将保持 8%的年复合增速，未来年调频装机需求 1.52GW。图表图表 4444：各类电源累计装机量（：各类电源累计装机量（G GW W）来源：Wind，国联证

101、券研究所 2.42.4 用户侧：电价市场化是最强催化剂用户侧：电价市场化是最强催化剂 用户侧储能在所有方式中市场化程度最高，经济性驱动规模增长，峰谷套利是最用户侧储能在所有方式中市场化程度最高，经济性驱动规模增长，峰谷套利是最主要的盈利模式。主要的盈利模式。2021 年 7 月，国家发改委发布了国家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知，要求完善分时电价机制，扩大了储能在用户侧的峰谷价差套利空间。政策对于用户侧储能项目经济性的优化主要体现在以下 2 个方面：1）完善峰谷电价机制，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。2

102、）建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。-500 1,000 1,500 2,000 2,5002000021水电装机(GW)火电装机(GW)核电装机(GW)风电装机(GW)光伏装机(GW)30 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 4545：用户侧削峰填谷示意图：用户侧削峰填谷示意图 来源：北极星电力网，国联证券研究所绘制 用户侧储能削峰填谷的经济性主要取决于峰谷价差。用户侧储能削峰填谷的经济性主要取决于峰谷价差。我们测算对于典型储能电池，峰谷价差在

103、 0.7 元/kWh 以上将具备套利经济性，根据各地在 2021 年初公布的销售电价，我国仅少数地区部分地区具备峰谷套利空间。图表图表 4646：20212021 年初各地区工商业及其他用电峰谷电价表（元年初各地区工商业及其他用电峰谷电价表（元/kWhkWh）来源：北极星电力网，国联证券研究所 而 2022 年 8 月，全国电网代理购电峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省区有 18 个，8 月国内峰谷价差最高的地区为海南省（1.30 元/kWh），全国范围内峰谷价差套利空间较 2021 年初呈现明显扩大趋势。不过大部分地区的峰谷价格比例没有达到 通知中要求的 4:1 或 3:1 的水平，且仅

104、有 12 个省市设立了尖峰电价机制，整体来看，全国范围内峰谷价差套利仍有较大提升空间。31 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 4747：20222022 年年 8 8 月工商业月工商业 1 1-10kW10kW 各地区峰谷电价表（元各地区峰谷电价表（元/kWhkWh）省市省市 尖峰电价尖峰电价 1 1 高峰电价高峰电价 2 2 平段电价平段电价 3 3 低谷电价低谷电价 4 4 最大峰最大峰谷价差谷价差 （1 1-4 4）峰平价差峰平价差 （2 2-3 3）峰谷电价峰谷电价 倍数倍数 尖峰电价尖峰电价 上浮比例上浮比例 海南省 1.6482 1.

105、3735 0.8190 0.3437 1.30 0.55 4.00 20.00%广东省（珠三角五市）1.5122 1.2153 0.7263 0.2932 1.22 0.49 4.14 24.43%湖南省 1.4345 1.2031 0.7693 0.3355 1.10 0.43 3.59 19.23%重庆市 1.3206 1.1084 0.7107 0.2996 1.02 0.40 3.70 19.14%黑龙江省 1.3427 1.1230 0.7570 0.3909 0.95 0.37 2.87 19.56%浙江省 1.3229 0.9827 0.7559 0.4006 0.92 0.23

106、 2.45 34.62%吉林省 1.3121 1.1009 0.7490 0.3970 0.92 0.35 2.77 19.18%安徽省 1.2212 1.1539 0.6905 0.3066 0.91 0.46 3.76 5.83%湖北省 1.2906 1.0761 0.7371 0.3773 0.91 0.34 2.85 19.93%辽宁省 1.2511 1.0077 0.6831 0.3584 0.89 0.32 2.81 24.15%江苏省 1.1738 1.1738 0.7021 0.3172 0.86 0.47 3.70 暂无尖峰电价 内蒙古自治区（蒙东）1.1026 0.9226

107、 0.6225 0.3225 0.78 0.30 2.86 19.51%陕西省 1.1017 0.9258 0.6326 0.3395 0.76 0.29 2.73 19.00%广西壮族自治区 1.0792 0.9080 0.6226 0.3372 0.74 0.29 2.69 18.85%山东省 1.1397 0.9712 0.6903 0.4095 0.73 0.28 2.37 17.35%天津市 1.1185 1.1185 0.7696 0.3928 0.73 0.35 2.85 暂无尖峰电价 河南省 1.0696 1.0696 0.6917 0.3603 0.71 0.38 2.97

108、暂无尖峰电价 新疆 0.8504 0.7087 0.4309 0.1531 0.70 0.28 4.63 19.99%四川省 0.9396 0.9396 0.6127 0.2858 0.65 0.33 3.29 暂无尖峰电价 北京市（城区）1.2188 1.1464 0.8435 0.5742 0.64 0.30 2.00 6.32%河北省（冀北）0.9368 0.8051 0.5856 0.3661 0.57 0.22 2.20 16.36%河北省（南网）0.9951 0.8640 0.6454 0.4268 0.57 0.22 2.02 15.17%福建省（福州）0.8767 0.8767

109、 0.5937 0.3107 0.57 0.28 2.82 暂无尖峰电价 山西省 0.8579 0.8579 0.5663 0.2989 0.56 0.29 2.87 暂无尖峰电价 贵州省（两部制电度电价）0.8320 0.8320 0.5631 0.2942 0.54 0.27 2.83 暂无尖峰电价 宁夏回族自治区 0.7545 0.7545 0.5101 0.2657 0.49 0.24 2.84 暂无尖峰电价 上海市 0.9383 0.9383 0.8211 0.4522 0.49 0.12 2.07 暂无尖峰电价 内蒙古自治区（蒙西）0.7462 0.6485 0.4900 0.31

110、51 0.43 0.16 2.06 15.07%青海省 0.6816 0.5680 0.4188 0.2696 0.41 0.15 2.11 20.00%江西省 0.8883 0.8883 0.6895 0.4907 0.40 0.20 1.81 暂无尖峰电价 云南省 0.5868 0.5868 0.4040 0.2339 0.35 0.18 2.51 暂无尖峰电价 甘肃省 0.7471 0.7471 0.6112 0.4942 0.25 0.14 1.51 暂无尖峰电价 来源：北极星储能网，国联证券研究所 以山东省为例，8 月最大峰谷价差为 0.73 元/kWh，峰平价差为 0.28 元/k

111、Wh；按一座储能电站规模为 100MW/200MWh，每年 300 天，每天 1 次完整充放电，每年峰谷 32 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 套利收益约为 3430 万元；假设储能 EPC 建设成本为 1750 元/kWh，则投资回收期为9.8 年，按照 20 年使用寿命计算 IRR 为 9.27%。图表图表 4848：山东省分时电价走势：山东省分时电价走势 来源：国网山东省电力公司，国联证券研究所 考虑到今年储能 EPC 建设成本基本位于 1500-2000 元/kWh 中间，在峰谷价差大于 0.7 元/kWh 时，按照 20 年使用寿命期间，储能电

112、站的 IRR 基本均可大于 8%。若建设成本降至 1500 元/kWh，则峰谷价差为 0.6 元/kWh 时亦具有经济性。由于电价市场由于电价市场化后峰谷差增大，储能电站对于成本的价格接受度逐渐较高，进一步提升了用户侧储化后峰谷差增大，储能电站对于成本的价格接受度逐渐较高，进一步提升了用户侧储能的渗透率。能的渗透率。图表图表 4949：基于不同峰谷价差以及成本的系统：基于不同峰谷价差以及成本的系统 I IRRRR 计算计算 峰谷价差（元峰谷价差（元/kWhkWh）0.20.2 0.40.4 0.60.6 0.70.7 0.80.8 1 1 1.21.2 建设成本（元建设成本（元/KWhKWh）

113、1200-2.0%5.9%12.5%15.6%18.8%25.3%32.3%1500-4.1%3.0%8.6%11.2%13.7%18.8%24.0%1600-4.7%2.2%7.6%10.1%12.5%17.2%22.0%1800-5.7%0.9%5.9%8.2%10.3%14.6%18.8%2000-6.5%-0.2%4.5%6.6%8.6%12.5%16.2%2200-7.3%-1.2%3.3%5.3%7.1%10.7%14.2%2500-8.2%-2.4%1.8%3.6%5.3%8.6%11.7%来源：国联证券研究所测算 2.52.5 共享储能解决经济性痛点共享储能解决经济性痛点 由第

114、三方运营的，具备独立主体的共享储能电站有望发挥储能价值。由第三方运营的，具备独立主体的共享储能电站有望发挥储能价值。共享储能电站以电网为纽带，整合分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源，统一协调服务于网内所有主体。针对用户自建的分布式储能，在保证用户使用的前提下，使其为电网提供辅助服务获得收益；针对大容量集中式储能，通过优化调控使其可同时为多个用户提供服务，获取储能服务使用费。0.000.200.400.600.801.001.20电价（元/kwh）33 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 5050：第三方投资共享储能模式示意图：第三方投资共享储能模

115、式示意图 来源：第三方投资共享储能电站商业模式及其经济性评价（俞容江等），国联证券研究所 共享储能的收入来源很大一部分来自于容量租赁，共享储能的收入来源很大一部分来自于容量租赁，已有多个省份发文明确容量已有多个省份发文明确容量租赁价格。租赁价格。8 月 22 日河南省发改委发布了河南省“十四五”新型储能实施方案，突出建立共享储能租赁制度，2022 参照租赁价格为 200 元/kWh/年。9 月 1 日山东省能源局发布关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施，容量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。对于新能源电站投资方而言，共享储能有利于维持项目对于新能源

116、电站投资方而言，共享储能有利于维持项目 IRRIRR。根据我们的测算，假设光伏利用小时数为 1500h，弃光率为 2.5%，新建 100MW 光伏电站需按 10%-2h 配建或租赁储能设施。光伏电站不配套储能的 IRR 为 6.89%，若只考虑储能提供消纳的功能，自建储能将使项目 IRR 降低至 5.63%，而以 150 元/kWh/年的价格租赁相应容量的共享储能可使 IRR 维持在 6.11%。图表图表 5151：光伏电站租赁储能可较自建获得更高的：光伏电站租赁储能可较自建获得更高的 IRRIRR 假设条件假设条件 单位单位 数值数值 弃光率 2.5%利用小时数 h 1500 光伏建设成本

117、元/W 4.2 储能建设成本 元/Wh 1.9 储能租赁成本 元/kWh/年 150 光伏上网电价 元/kWh 0.36 光伏装机容量 MW 100 配储比例 10%配储时长 h 2 情景情景 项目项目 IRRIRR 变动幅度变动幅度 光伏电站不配置储能 6.89%光伏电站自建储能 5.63%-1.26pct 光伏电站租赁储能 6.11%+0.48pct 来源：国联证券研究所测算 我们将储能租金和储能建设成本对项目 IRR 的影响进行敏感性测算，发现租金在 34 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 150 元/kWh/年的条件下，即使储能建设投资降低至 1.

118、4 元/Wh，选择租赁而非自建储能对于光伏电站投资方而言仍然是更具经济性的选择。图表图表 5252：储能租赁相较自建：储能租赁相较自建 IRRIRR 提升幅度敏感性分析提升幅度敏感性分析 储能租金（元储能租金（元/kWhkWh/年）年）120120 130130 140140 150150 160160 170170 180180 190190 200200 储能建设投资（元储能建设投资（元/Wh/Wh）1.31.3 0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%-0.43%-0.52%1.41.4 0.30%0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16

119、%-0.25%-0.34%-0.43%1.51.5 0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%1.61.6 0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.07%-0.16%-0.25%1.71.7 0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.07%-0.16%1.81.8 0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.02%-0.07%1.91.9 0.75%0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.11%0.02%2 2 0.84%0.

120、75%0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.20%0.11%2.12.1 0.93%0.84%0.75%0.66%0.57%0.48%0.38%0.29%0.20%2.22.2 1.02%0.93%0.84%0.75%0.66%0.57%0.47%0.38%0.29%来源：国联证券研究所测算 新能源配储参与消纳的项目利用率较低新能源配储参与消纳的项目利用率较低。根据我们此前的测算，当前国内新能源发电项目普遍采用的 10%/2h 的储能配置比例可满足弃光率在 5%以内的消纳需求。然而 2021 年全国平均弃光率为 2%，根据我们的测算，通过配置 3.1%/2h 的储能即可满足消纳

121、需求，因此以因此以较较高比例配高比例配建建的储能存在容量过剩的风险，的储能存在容量过剩的风险，从而造成利用率较低，从而造成利用率较低，影响项目经济性。影响项目经济性。另外，发电侧分散的配建储能单体容量相对较小，难以响应电网的统一调度，在提供辅助服务的方面同样受到限制。图表图表 5353：青海省个别光伏电站年度弃光情况：青海省个别光伏电站年度弃光情况 光伏电站光伏电站 A A 光伏电站光伏电站 B B 光伏电站光伏电站 C C 弃光电量超 15%天数 145 141 194 弃光电量超 10%天数 170 151 203 弃光电量超 7.5%天数 185 159 206 弃光电量超 2.5%天数

122、 224 175 225 来源：国家电投，国联证券研究所 对于共享储能电站而言，收益模式的多元化显著提升对于共享储能电站而言，收益模式的多元化显著提升 I IRRRR。以 100MW/200MWh 共享储能电站为例，假设主要收入来源为容量租赁费用和调峰辅助服务收益。假设其建设成本为 1.8 元/Wh，容量租赁费用为 150 元/KWh/年，调峰补偿费用为 0.4 元/KWh，每年调峰次数为 100 次，调频补偿费用 4 元/MW，调频运营 150 天。根据我们测算，随着收益模式的多元化，独立的共享储能电站项目收益率可逐渐提升。图表图表 5454：共享储能电站：共享储能电站收益模式多元化可获得更

123、高收益模式多元化可获得更高 IRRIRR 参数参数 设置值设置值 单位单位 功率 100 MW 容量 200 MWh 单位投资 1.8 元/Wh 循环寿命 5000 次 35 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 储能寿命 20 年 容量租赁费用 150 元/kWh/年 调峰补偿费用 0.4 元/kWh 调峰次数 100 次 调频补偿费用 4 元/MW 年运营天数 150 天 情景情景 项目项目 IRRIRR 变动幅度变动幅度 租赁收入 6.16%租赁收入+调峰 9.78%+3.62pct 租赁收入+调峰+调频 14.75%+4.96pct 来源：国联证券研究

124、所测算 2.62.6 中标价格回升改善厂商盈利中标价格回升改善厂商盈利 原材料价格趋稳，电芯成本小幅下降。原材料价格趋稳，电芯成本小幅下降。21 年以来，磷酸铁锂正极材料价格大幅上涨，电解液、负极材料、铜箔等原材料价格同样涨幅明显。22 年二季度以来，各类原材料价格整体趋稳。图表图表 5555：磷酸铁锂正极价格大幅上涨（元：磷酸铁锂正极价格大幅上涨（元/吨）吨）图表图表 5656：磷酸铁锂电解液价格走势（元：磷酸铁锂电解液价格走势（元/吨）吨）来源：百川盈孚，国联证券研究所 来源：百川盈孚，国联证券研究所 我们以各类原材料现货市场均价测算磷酸铁锂电芯成本，可以观察到 22Q2 以来电芯成本涨幅

125、明显放缓；8 月电芯成本为 762.4 元/kWh，环比下降 0.24%，同比去年8 月上涨 39.4%。图表图表 5757：磷酸铁锂电芯原材料成本涨幅明显（单位：元：磷酸铁锂电芯原材料成本涨幅明显（单位：元/kWhkWh）21Q121Q1 21Q221Q2 21Q321Q3 21Q421Q4 22Q122Q1 22Q222Q2 22M822M8 磷酸铁锂正极 102.3 117.6 134.8 209.4 339.3 375.5 366.6 电解液 47.9 72.5 94.3 113.5 117.9 81.7 68.0 铜箔 72.4 82.4 85.5 88.0 86.9 87.4 72

126、.8 负极材料 53.8 56.3 58.4 66.4 68.8 70.9 72.5 隔膜 36.0 36.0 36.0 36.3 37.5 37.5 37.5 其他 145.0 145.0 145.0 145.0 145.0 145.0 145.0 合计合计 457.4457.4 509.7509.7 553.9553.9 658.6658.6 795.4795.4 798.0798.0 762.4762.4 环比增长环比增长 11.4%11.4%8.7%8.7%18.9%18.9%20.8%20.8%0.3%0.3%-0.24%0.24%来源：百川盈孚，国联证券研究所测算 05000010

127、00000全国磷酸铁锂均价0200004000060000800000140000 36 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 目前电池成本约占储能电站建设成本的 74%，我们构建了储能系统成本模型，假设21年1月至今变流升压等其他设备成本，以及EPC等其他费用成本基本保持不变，储能系统成本由 21 年 1 月的 0.93 元/Wh 上升到 22 年 8 月的 1.32 元/Wh。图表图表 5858：2 22 2 年年 8 8 月储能电站成本构成月储能电站成本构成 图表图表 5959：储能系统采购中标价格上升：储能系

128、统采购中标价格上升 来源：共享储能电站项目可研报告，国联证券研究所测算 来源：北极星储能网，国联证券研究所测算 2 22 2 年上半年储能系统中标价格偏低，当前厂商盈利空间好转。年上半年储能系统中标价格偏低，当前厂商盈利空间好转。根据我们统计的国内储能项目中标单价，21 年 3-10 月以及 22 年 2-4 月行业中标均价显著下滑，与原材料成本的上涨趋势背离。近期随着原材料成本的下行，以及中标价格的回升，我们判断厂商的盈利空间将得到提升。3.3.海外：能源危机带来欧洲户储机遇海外：能源危机带来欧洲户储机遇 3.13.1 供需失衡带来高电价将持续供需失衡带来高电价将持续 欧洲能源成本大幅上涨，

129、驱动户用光储需求。欧洲能源成本大幅上涨，驱动户用光储需求。欧洲各国高通胀在 2021 年下半年就已将能源价格推至高位，而今年年初的俄乌冲突造成全球范围内的化石能源供应紧缺，国际煤、石油和天然气价格自年初以来迅速攀升。图表图表 6060：欧洲天然气价格大幅上涨欧洲天然气价格大幅上涨 来源：Wind，国联证券研究所 受能源价格上涨影响，欧洲电力价格持续走高。德国居民电价在 2022 年达到电池74%变流升压系统11%其他设备8%EPC等其他费用7%00.511.52储能系统采购中标价格（元/Wh）储能系统成本（测算值，元/Wh）05540-01197

130、2----------------------0120

131、15----012022-01欧洲天然气价格 37 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 39.92 欧分/千瓦时，同比 2020 年上涨 23.8%。欧洲主要国家居民电价在 2021，2022年仍处于快速上涨阶段，预计未来将持续维持高位。高电价极大促进各国居民和工商业用户对于分布式光伏的旺盛需求，加快各国能源结构转型的进程。图表图表 6161：部分欧洲国家居民电价（欧分部分欧洲国家居民电价（欧分/kWhkWh）来源：HEPI，国联证券研究所 天然气在欧洲能源结构中地位重要，且高度依

132、赖俄罗斯进口。天然气在欧洲能源结构中地位重要，且高度依赖俄罗斯进口。2021 年，欧洲总发电量为 4032.5TWh，其中天然气发电量为 799.3TWh，占比 19.8%；同时，天然气占欧洲一次能源消费结构中的 25%，在欧洲能源结构中地位十分重要。欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口，以德国为例，2020 年从俄罗斯进口的煤炭、石油、天然气分别占总供给量的 20.9%、37.2%、45.7%。图表图表 6262：天然气占欧洲发电结构的：天然气占欧洲发电结构的 2020%左右左右 图表图表 6363：欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口：欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口 来源：BP，国联证券研究所 来源：

133、IEA，国联证券研究所 欧盟对于俄罗斯天然气的需求较为刚性。欧盟对于俄罗斯天然气的需求较为刚性。2012-2019 年期间，由于在能源转型过程中大幅削减对煤炭的使用、风电及光伏发电的波动性需要灵活机组调节、气候变化以及缺乏更合适的供应途径等多重因素，欧盟对于俄罗斯天然气的依赖程度明显提升，即使 2014 年克里米亚事件后依然不改上升趋势。0070200920000022德国意大利英国瑞士法国欧洲平均价格-500.01000.01500.02000.02500.03000.03500.0

134、4000.04500.02000021天然气石油煤炭核电水电可再生能源其他20.9%37.2%45.7%52.7%18.7%40.9%20.9%16.9%3.0%24.5%16.7%20.0%0%10%20%30%40%50%60%煤炭石油天然气煤炭石油天然气煤炭石油天然气煤炭石油天然气德国意大利英国法国 38 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 6464：欧盟天然气对俄依赖程度在：欧盟天然气对俄依赖程度在 2 2 年期间明显提升年期间明显提升 来源：I

135、EA，国联证券研究所 燃煤及核电机组无法及时填补天然气的缺口。燃煤及核电机组无法及时填补天然气的缺口。2012-2020 年，英国火电机组装机量由 67.5GW 下降至 53.3GW，火电及核电装机占比由 80.7%下降至 55.5%；德国核电机组装机量由 12.1GW 下降至 8.1GW，火电及核电装机占比由 52.4%下降至 44.6%。图表图表 6565：英国发电装机结构变化（单位：英国发电装机结构变化（单位：MWMW）图表图表 6666：德国发电装机结构变化（单位：德国发电装机结构变化（单位：MWMW）来源：IRENA，国联证券研究所 来源：IRENA，国联证券研究所 2021 年，英

136、国燃煤发电量为 6.5TWh，仅为 2011 年 108.4TWh 的 6%左右；英国核电发电量于2011-2021年之间下降了33.5%，德国燃煤及核电发电量分别下降了38.1%和 36.1%。在高波动的光伏及风电配套的储能规模不足，天然气供应受限的情况下，在高波动的光伏及风电配套的储能规模不足，天然气供应受限的情况下，我们认为欧洲当前的发电结构难以短期内通过自身的调节缓解用电紧张的局面。我们认为欧洲当前的发电结构难以短期内通过自身的调节缓解用电紧张的局面。0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%0200004000060000800

137、000140000水电核电火电风电光伏其他风光装机占比火电+核电占比0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%0500000200000250000300000水电核电火电风电光伏其他风光装机占比火电+核电占比 39 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 6767：英国煤炭及核能发电量明显下降（：英国煤炭及核能发电量明显下降（TWTWh h）图表图表 6868：德国煤炭及核能发电量明显下降（：德国煤炭及核能发电量明显下降（TWTWh h）来源：BP，国联证券研究所 来源：BP，国联

138、证券研究所 本土供给不足的情况难以改善，预计本土供给不足的情况难以改善，预计 2 25 5 年天然气价格仍处较高水平。年天然气价格仍处较高水平。2021 年，欧洲天然气产量为消耗量的 36.8%，且由于产量逐年下降，本土的供需缺口持续拉大。据 IEA 预测，未来欧洲天然气需求量将缓慢下降，预计 2025 年需求量较 2021 年降低6.1%，不过天然气价格仍将维持在与 2021 年接近的较高水平。图表图表 6969：欧洲天然气产量及消耗量（十亿立方米）：欧洲天然气产量及消耗量（十亿立方米）图表图表 7070：欧洲天然气需求及价格预测：欧洲天然气需求及价格预测 来源：BP，国联证券研究所 来源：

139、IEA，国联证券研究所 新供应体系的建立预计无法短期落地，且经济性欠佳。新供应体系的建立预计无法短期落地，且经济性欠佳。欧盟计划在北美、非洲、亚太地区寻求更多潜在的天然气供应方案，但是我们认为更加复杂的能源供给体系难以在短期内搭建完毕，而且成本或将大幅高于从俄罗斯进口的管道天然气。-20.040.060.080.0100.0120.0140.0160.02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021煤炭天然气核电-50.0100.0150.0200.0250.0300.0350.02011 2012 2013 2014 2015 2

140、016 2017 2018 2019 2020 2021煤炭天然气核电005006007002008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年产量消耗量0550050060020022E2023E2024E2025E欧洲天然气需求量（十亿立方米）荷兰TTF（美元/百万英热）美国Henry Hub（美元/百万英热）亚洲LNG现货（美元/百万英热）40 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究

141、 图表图表 7171：欧盟寻求建立更多元的能源供给体系：欧盟寻求建立更多元的能源供给体系 来源：European Commission，国联证券研究所 3.23.2 高电价奠定欧洲户储刚需属性高电价奠定欧洲户储刚需属性 相比只安装光伏系统，配套储能会显著提升相比只安装光伏系统，配套储能会显著提升 IRRIRR 并缩短投资回收期。并缩短投资回收期。假设德国一户家庭安装 5kW/10kWh 的光储系统，系统成本为 12000 欧元，其日均用电量为 20kWh，安装光储系统发电量的有效利用率为 85%，使用年限为 20 年。相比无光储系统，其收益主要来源于光伏发电的自给自足以及上网电量的收益。图表图

142、表 7272：德国光储系统参数以及假设条件：德国光储系统参数以及假设条件 参数参数 数值数值 参数参数 数值数值 参数参数 数值数值 光伏功率（kW）5 储能功率（kW）5 电池充放电方式 一充一放 光伏年均衰减率 0.84%放电时长（h）2 光储系统成本（欧元）12000 光伏年利用小时（h）1200 电池配置容量（kWh）10 政府储能系统补贴（欧元）500 光伏使用年限（年）25 电池放电深度 90%光储系统年运营天数（天）365 光伏系统成本（欧元）7000 电池衰减率 2%有光伏无储能利用效率 25%零售电价（欧元/kWh）0.4 电池循环次数（次）7000 有光储利用效率 85%上

143、网电价（欧元/kWh）0.086 电池使用年限（年）20 家庭日均用电量（kWh）20 来源：Solaranlagen，国联证券研究所 根据我们的测算，20 年内光储系统的 IRR 为 17%，投资回收期为 5.5 年；而仅安装光伏，不配套储能系统的发电量有效利用率仅为 25%，计算得到 IRR 为 12%，投资回收期为 7.3 年。安装光储系统的内部收益率提升了 5pct，投资回收期缩短了近 2年，体现了光储系统的经济性优势。41 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 7373：欧洲户用光伏储能系统收益测算：欧洲户用光伏储能系统收益测算 有光伏无储

144、能系统有光伏无储能系统 有光储系统有光储系统 初始安装成本（欧元）7000 12000 政府补贴（欧元）0 500 光伏利用效率 25%85%光伏发电自用量（kWh）27722.46 94256.38 发电量自用收益（欧元）11088.99 37702.55 上网电价收益（欧元）7152.40 1430.48 投资回收期（年）7.3 5.5 IRR 12%17%来源：Solaranlagen，中国储能网，国联证券研究所测算 由于光储系统可基本保障家庭电力自发自用，预计由于光储系统可基本保障家庭电力自发自用，预计 5 5.5.5 年后安装光储系统累计年后安装光储系统累计支出小于电网购电成本。支出

145、小于电网购电成本。由于欧洲能源成本的不断上涨，并且根据 IEA 的预测，2025年欧洲天然气价格仍将处于较高水平。随着光储系统的有效利用率的不断增加，安装光储系统的经济性愈发明显，根据我们的测算，安装光储系统 5.5 年后的累计支出可低于全部通过电网购电的支出；仅安装光伏系统 7.3 年后的累计支出低于全部通过电网购电的支出。图表图表 7474：欧洲户用光伏储能系统累计费用支出：欧洲户用光伏储能系统累计费用支出(欧元欧元)来源：Solaranlagen，中国储能网，国联证券研究所 高电价以及持续增长的居民人均用电量将使居民对光储高电价以及持续增长的居民人均用电量将使居民对光储系统安装成本接受度

146、较系统安装成本接受度较高。高。目前德国 5kW/10kWh 户用光储系统的总安装成本在 1-1.3 万欧元之间。若安装成本提高至 1.6 万欧元，IRR 为 12%；若电价下降至 0.2 欧元/kWh，安装成本为 1.1 万欧元，IRR 仍可达到 8%。欧洲的高昂用电成本显著抬升了居民对于储能系统价格的接受程度，国内出海厂商的利润空间明显提升。00000400005000060000700000617181920无光储有光伏无储能有光储 42 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 75

147、75：基于不同电价以及光储系统成本的：基于不同电价以及光储系统成本的 I IRRRR 敏感性分析敏感性分析 电价（电价（欧欧元元/kWhkWh）0.20.2 0.30.3 0.40.4 0.50.5 0.60.6 0.70.7 光储成本（光储成本（欧欧元）元）8000 13%20%27%34%41%48%9000 11%17%24%30%36%42%10000 9%15%21%27%32%37%11000 8%13%19%24%29%34%12000 6%12%17%22%26%31%13000 5%11%15%20%24%28%14000 4%9%14%18%22%26%15000 4%8%

148、13%17%20%24%16000 3%7%12%15%19%22%来源：国联证券研究所测算 4.4.国内大储国内大储+海外户储主导需求增量海外户储主导需求增量 4.14.1 储能需求框架分析储能需求框架分析 能源转型背景叠加多重因素催化，全球储能需求高增。能源转型背景叠加多重因素催化，全球储能需求高增。国内持续高增的新能源装机预期叠加愈发普及的新能源配储政策预计贡献“十四五”期间全球范围内最主要的储能需求增量。欧洲对于摆脱外部能源依赖的坚定追求，以及居住条件、用电成本和消费观念的全面适配，构建了户用储能高速发展的广阔空间。美国降低通胀法案的通过将提速其储能市场的发展，新部署的储能系统可获得投

149、资税收抵免（ITC）激励措施的资格。而在全球能源转型的大背景下，储能在亚太、中东、南美等市场的潜力预计也将逐渐释放。图表图表 7676：全球储能装机需求框架分析全球储能装机需求框架分析 来源：BNEF，ACP，国联证券研究所测算 43 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 4.24.2 国内储能需求国内储能需求快速提升快速提升 光伏在建项目规模光伏在建项目规模较较大。大。据国家能源局，2022 年上半年，我国光伏新增装机30.88GW，同比增长 137%。而今年 5 月 30 日，国家能源局数据显示我国光伏发电在建项目规模为121GW，预计全年光伏发电新增并网

150、108GW，同比去年装机量将提升97%。图表图表 7777：预计下半年国内光伏装机大幅提升（单位：预计下半年国内光伏装机大幅提升（单位：GWGW）来源：国家能源局，国联证券研究所 海风招标高增，下半年装机有望回升。海风招标高增，下半年装机有望回升。由于 2021 年是我国海风项目享受国家补贴的最后一年，新增海风装机量创历史新高，达到 16.9GW，同比+339.5%。今年上半年受沿海省市疫情暴发以及原材料价格高企等因素限制，海上风电项目开工率较低。现阶段，随着影响海上风电项目建设的不利因素减弱，结合风机大型化技术降本、地方补贴出台，共同助推海风项目收益率的提升，下半年海风装机规模有望实现显著回

151、升。图表图表 7878：钢材价格回落风电成本下降：钢材价格回落风电成本下降 图表图表 7979：上半年海风招标量大幅增长：上半年海风招标量大幅增长 来源：Wind，国联证券研究所 来源：金风科技官网，风电之音，国联证券研究所 下半年风光装机全面向好，预计带来储能大规模抢装。下半年风光装机全面向好，预计带来储能大规模抢装。据中国储能网统计，2022年 1-7 月国内投运、拟在建、建设中的新能源储能项目总装机为 25.94GW/58.99GWh。我们认为随着下半年光伏并网规模显著提升，风电装机开始回升，在全国多地强制配储的政策要求下，储能装机量也将相较上半年大幅提升，预计在年底出现抢装局面。54.

152、8830.880022H12022E差值约77GW-40%-20%0%20%40%60%80%100%0501001502---01钢材综合价格指数YoY-100%-50%0%50%100%150%200%250%024680002122年H1海风招标量（GW）YoY 44 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 8080：2 22 2 年年 1 1-7 7 月储能投

153、运、在建及规划规模大幅提升月储能投运、在建及规划规模大幅提升（MWMW）来源：中国储能网，国联证券研究所 预计预计 2 22 2 年国内储能功率需求同比增长年国内储能功率需求同比增长 227227%，容量需求同比增长，容量需求同比增长 276276%。根据我们的测算，2022 年我国储能需求将达到 7.9GW/18.4GWh，预计储能功率需求和容量需求将分别同比增长 227%和 276%；预计 2025 年我国储能需求为 49.5GW/126.7GWh，对应功率需求和容量需求 21-25 年 CAGR 分别为 113%和 125%。图表图表 8181：我国储能装机需求预测：我国储能装机需求预测

154、 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 发电测新能源配储 光伏新增装机（GW）48.2 54.9 80.0 96.0 115.2 138.2 新增装机配置储能占比（%）7%15%22%30%40%55%单系统配置功率比例（%）10%10%12%15%20%25%配置时长（h）2 2 3 3 3 3 风电新增装机（GW）54.4 45.2 56.6 67.4 77.2 91.3 新增装机配置储能占比（%）7%15%22%30%40%55%单系统配置功率比例（%）10%10%12%15%20%25%配置时长（h）

155、3 3 3 3 3 3 发电侧合计发电侧合计-储能功率需求（储能功率需求（GWGW）0.70.7 1.51.5 3.63.6 7.47.4 15.415.4 31.631.6 发电侧合计发电侧合计-储能容量需求（储能容量需求（GWhGWh）1.81.8 3.73.7 10.810.8 22.122.1 46.246.2 94.794.7 电网侧调频需求 可再生能源新增装机（GW）189.5 169.0 193.8 208.5 225.6 251.1 新增装机配置储能占比（%）3%3%22%30%40%55%单系统配置功率比例（%）3%3%3%3%3%3%配置时长（h）0.67 0.67 0.6

156、7 0.67 0.67 0.67 可再生能源累计装机（GW）2200.4 2369.4 2563.3 2771.7 2997.4 3248.5 存量装机配置储能占比（%）0.6%0.8%2.0%4.0%6.0%8.0%单系统配置功率比例（%）3.0%3.0%3.0%3.0%3.0%3.0%020004000600080001000012000集中式新能源配储电网侧储能其他发电侧储能用户侧储能21年1-7月22年1-7月 45 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 配置时长（h）0.67 0.67 0.67 0.67 0.67 0.67 电网侧合计电网侧合计-储

157、能功率需求（储能功率需求（GWGW）0.60.6 0.70.7 2.82.8 5.25.2 8.18.1 11.911.9 电网侧合计电网侧合计-储能容量需求（储能容量需求（GWhGWh）0.40.4 0.50.5 1.91.9 3.53.5 5.45.4 8.08.0 用户侧储能需求 分布式光伏新增装机（GW）15.5 22.0 30.0 38.0 45.0 52.0 新增装机配置储能占比（%）5%5%20%30%40%50%单系统配置功率比例（%）20%20%20%20%20%20%配置时长（h）4 4 4 4 4 4 分布式光伏累计装机（GW）78.5 100.5 130.5 168.5

158、 213.5 265.5 存量装机配置储能占比（%）0.5%0.7%0.9%1.1%1.3%1.5%单系统配置功率比例（%）20%20%20%20%20%20%配置时长（h）4 4 4 4 4 4 用户侧合计用户侧合计-储能功率需求（储能功率需求（GWGW）0.20.2 0.40.4 1.41.4 2.72.7 4.24.2 6.06.0 用户侧合计用户侧合计-储能容量需求（储能容量需求（GWhGWh）0.90.9 1.41.4 5.75.7 10.610.6 16.616.6 24.024.0 需求合计 新增新增-储能功率需求储能功率需求(GW(GW）1.61.6 2.42.4 7.97.9

159、 15.215.2 27.727.7 49.549.5 功率需求同比增速功率需求同比增速 55%55%227%227%93%93%82%82%79%79%新增新增-储能容量需求（储能容量需求（GWhGWh）3.13.1 4.94.9 18.418.4 36.136.1 68.268.2 126.7126.7 容量需求同比增速容量需求同比增速 58%58%276%276%96%96%89%89%86%86%来源：国联证券研究所测算 4.34.3 寻求能源独立推升欧洲储能需求寻求能源独立推升欧洲储能需求 欧洲储能快速发展，应用场景以户用为主。欧洲储能快速发展，应用场景以户用为主。据 BNEF，20

160、21 年欧洲储能新增装机量约为 5.1GWh，同比增长 174.6%；其中户用储能新增 2.7GWh，同比增长 129.2%，占总装机量的 52.9%。46 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 8282：欧洲储能装机快速提升：欧洲储能装机快速提升 来源：BNEF，国联证券研究所 德国是欧洲家用储能市场领导者，德国是欧洲家用储能市场领导者，20202121 年年德国德国新增装机量占新增装机量占欧洲的欧洲的比比例例达到达到 6 60 0%。2021 年德国新增储能装机 1.44GWh，同比增长 47.5%，2013-2021 年 CAGR 为 57.0

161、%；其中家用储能新增装机量为 1.27GWh，同比增长 48.8%，2013-2021 年家用储能的 CAGR为 56.6%。图表图表 8383：2 2021021 年欧洲户用储能市场格局年欧洲户用储能市场格局 图表图表 8484：德国储能新增装机量（：德国储能新增装机量（MWhMWh）来源：IHS Markit，国联证券研究所 来源：RWTH Aachen University，国联证券研究所 为寻求能源独立，欧盟发布“为寻求能源独立，欧盟发布“REPowerEUREPowerEU”计划。”计划。计划旨在 2030 年前摆脱对俄罗斯能源的依赖，实现向绿色能源的快速转型。计划中提到欧盟将采取多

162、项措施将 2030年的新能源占比从40%提高至45%，2025年欧盟将实现光伏装机容量翻倍，且在2025、2030 年前新增光伏装机容量分别达到 320、600GW。REPowerEU 还将屋顶光伏审核周期缩短至 3 个月之内，并采取法律措施逐步要求新建建筑必须安装屋顶光伏。0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%100.0%120.0%140.0%160.0%180.0%200.0%004000500060002000202021欧洲储能新增装机（MWh）欧洲户用储能新增装机（MWh）储能yoy户用储能yoy德国60%

163、意大利10%西班牙7%奥地利6%瑞士5%英国5%其他7%0%20%40%60%80%100%120%140%020040060080004200021家用储能工商业储能大型储能YoY 47 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 8585：REPREPowerEUowerEU 计划在计划在 2 2030030 年前新增年前新增 6 60000GWGW 光伏装机光伏装机 来源：European Commission，国联证券研究所 光储成本下降，户用储能经济性凸显。光

164、储成本下降，户用储能经济性凸显。据 SolarPower Europe，预计德国家庭购电成本在 2022-2023 年将持续维持高位，而光伏+储能的平准化度电成本将持续下降，双重因素导致投资回收周期缩短，培养了居民采购光储系统的消费习惯。图表图表 8686：德国家庭购电成本与光储：德国家庭购电成本与光储 LCOELCOE 价差将持续拉大（单位：欧分价差将持续拉大（单位：欧分/kWhkWh）来源：SolarPower Europe，国联证券研究所 欧洲光伏装机预期上升，带动户储高速发展。欧洲光伏装机预期上升，带动户储高速发展。欧洲太阳能协会 SPE 此前已宣布上调 2022-2025 年光伏装机

165、预期至 39/59/83/112GW，相比原场景的 30/38/45/50GW 分别上调 30%/55%/84%/124%。0552000212022e2023e德国家庭购电成本光伏LCOE光储LCOE 48 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 8787：欧洲光伏装机预期上升：欧洲光伏装机预期上升（单位：（单位：GWGW）来源：SolarPower Europe，国联证券研究所 高电价带动渗透率提升，德国户用光伏装机持续高增。高电价带动渗透率提升，德国户用光伏装机持续高增。2020

166、年德国共有 4220 万户家庭，其中安装光伏家庭数为 130 万户，渗透率为 3%。安装储能家庭数为 30.5 万户，渗透率仅为 0.7%。2020 年户用光伏新增装机容量为 3.75GW，新增储能容量为66MWh，随着高电价以及安装光储度电成本的下降，未来新增装机量将持续高增。图表图表 8888：2 2020020 年德国户用光储市场情况年德国户用光储市场情况 参数参数 设置值设置值 单位单位 家庭户数 4220 万户 安装光伏户数 130 万户 安装储能户数 30.5 万户 光伏渗透率 3.00%储能渗透率 0.70%户用光伏新增装机容量 3753 MW 户用储能新增装机容量 66 MWh

167、 户用光伏累计装机容量 8375 MW 户用储能累计装机容量 2077 MWh 来源：EUPD Research，ECIC，Solar Power Europe，BNEF，国联证券研究所 预计预计 2 25 5 年欧洲户用储能新增装机年欧洲户用储能新增装机 18.4218.42GW/GW/36.8436.84GWGWh h。我们根据欧洲储能主要装机国家的家庭户数及潜在的光储渗透率进行测算，预计 2025 年欧洲户用储能需求为18.42GW/36.84GWh，对应储能装机需求 21-25 年 CAGR 为 79.41%。图表图表 8989：欧洲户用储能需求测算：欧洲户用储能需求测算 202020

168、20 2021E2021E 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 德国 家庭户数(百万户）42.2 42.3 42.4 42.5 42.6 42.6 户用光伏渗透率（%）4.0%4.7%8%12%15%20%户用光伏累计装机（GW)8.4 10.1 17.0 25.5 31.9 42.6 户用储能渗透率(%)12.4%22.9%25%30%35%40%户用储能累计装机（GW)1.0 2.3 4.2 7.6 11.2 17.1 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GW)GW)0.350.35 1.271.27 1.941.94 3.413.41

169、3.533.53 5.885.88 配储时长(h）2 2 2 2 2 2 0204060800022E2023E2024E2025E历史值原始预测高增场景加速高增场景 49 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GWh)GWh)0.700.70 2.532.53 3.873.87 6.826.82 7.057.05 11.7711.77 意大利 家庭户数(百万户）25.4 25.3 25.3 25.3 25.3 25.3 户用光伏渗透率（%）3.3%3.9%5%7%10%15%户用

170、光伏累计装机（GW)4.1 5.0 6.3 8.9 12.7 19.0 户用储能渗透率(%)3.3%4.6%10%15%20%25%户用储能累计装机（GW)0.1 0.2 0.6 1.3 2.5 4.7 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GW)GW)0.030.03 0.100.10 0.400.40 0.700.70 1.201.20 2.212.21 配储时长(h）2 2 2 2 2 2 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GWh)GWh)0.060.06 0.190.19 0.800.80 1.391.39 2.402.40 4.434.43 英国 家庭户数(百万户）27.7 27.6

171、 27.7 27.8 28.0 28.1 户用光伏渗透率（%）1.7%2.1%5%7%10%15%户用光伏累计装机（GW)2.4 2.9 6.9 9.7 14.0 21.0 户用储能渗透率(%)2.9%3.9%10%15%20%25%户用储能累计装机（GW)0.1 0.1 0.7 1.5 2.8 5.3 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GW)GW)0.020.02 0.040.04 0.580.58 0.770.77 1.331.33 2.472.47 配储时长(h）2 2 2 2 2 2 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GWh)GWh)0.040.04 0.080.08 1.161.

172、16 1.541.54 2.672.67 4.934.93 奥地利 家庭户数(百万户）4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 户用光伏渗透率（%）4.7%5.6%7%10%15%20%户用光伏累计装机（GW)0.9 1.1 1.4 2.0 3.0 4.0 户用储能渗透率(%)8.7%25%30%35%40%42%户用储能累计装机（GW)0.1 0.3 0.4 0.7 1.2 1.7 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GW)GW)0.030.03 0.200.20 0.140.14 0.280.28 0.510.51 0.490.49 配储时长(h）2 2 2 2 2 2 户用储能新增

173、装机（户用储能新增装机（GWh)GWh)0.060.06 0.400.40 0.280.28 0.560.56 1.011.01 0.980.98 上述国家装机量占 欧洲比例 户用储能功率占比 50.0%90%85%75%60%60%户用储能能量占比 50.0%90%85%75%60%60%欧洲合计 户用储能新增装机（户用储能新增装机（GW)GW)0.860.86 1.781.78 3.603.60 6.876.87 10.9510.95 18.4218.42 YoYYoY 106.7%106.7%102.5%102.5%90.9%90.9%59.3%59.3%68.3%68.3%户用储能新增

174、装机（户用储能新增装机（GWh)GWh)1.721.72 3.563.56 7.207.20 13.7513.75 21.8921.89 36.8436.84 YoYYoY 106.7%106.7%102.5%102.5%90.9%90.9%59.3%59.3%68.3%68.3%来源：EUPD Research，ECIC，Solar Power Europe，BNEF，国联证券研究所 4.44.4 全球储能高增共振全球储能高增共振 预计预计 2 25 5 年全球储能新增装机年全球储能新增装机 107.82107.82GW/GW/285.35285.35GWGWh h。在欧洲及国内储能市场需求

175、高速增长的基础上，我们预计美国大量的电力储能及户用储能需求仍将占据全球市场的重要份额，而亚太、拉美、中东等市场潜力预计也将逐渐释放，根据我们的测算，预计 2025 年全球储能需求为 107.82GW/285.35GWh，对应储能功率需求和容量需求21-25 年 CAGR 分别为 80.31%和 77.44%。图表图表 9090：全球储能需求测算：全球储能需求测算 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 中国中国 储能新增装机需求（GW）1.55 2.40 7.86 15.20 27.65 49.50 50 请务

176、必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 储能新增装机需求（GWh）3.10 4.90 18.45 36.14 68.23 126.69 美国美国 储能新增装机需求（GW）0.89 3.17 4.50 9.47 15.20 19.76 储能新增装机需求（GWh）1.80 9.14 13.50 28.40 45.60 59.28 欧洲欧洲 储能新增装机需求（GW）1.46 2.91 5.55 9.78 15.31 24.97 储能新增装机需求（GWh）2.46 6.20 11.87 21.32 34.11 56.49 日本、韩国、澳洲日本、韩国、澳洲 储能新增装机需求（

177、GW）0.87 1.20 2.71 3.72 4.80 7.05 储能新增装机需求（GWh）2.23 2.66 4.99 9.87 16.02 25.63 其他国家其他国家 储能新增装机需求（GW）-0.07 0.52 0.66 1.62 3.36 6.54 储能新增装机需求（GWh）-0.18 5.89 1.56 4.06 8.73 17.26 全球全球 储能新增装机需求（储能新增装机需求（GWGW）4.704.70 10.2010.20 21.2821.28 39.8039.80 66.3366.33 107.82107.82 YoYYoY 117.0%117.0%108.6%108.6%

178、87.0%87.0%66.6%66.6%62.6%62.6%储能新增装机需求（储能新增装机需求（GWhGWh）9.409.40 28.7928.79 50.3650.36 99.7999.79 172.70172.70 285.35285.35 YoYYoY 206.2%206.2%75.0%75.0%98.1%98.1%73.1%73.1%65.2%65.2%来源：BNEF，国联证券研究所测算 5.5.投资建议投资建议 今年以来，储能行业的国家政策及标准频繁出台，旨在提高行业安全标准，规范设备性能，引导储能技术升级。我们认为，储能企业的核心竞争优势将体现在具备更强技术实力以满足海内外日趋严格

179、的安全标准；优秀的成本和费用控制能力以应对原材料价格的大幅波动，以及下游客户的降本需求；覆盖广泛的渠道优势以触达高利润市场，并提供及时的售后服务保障；丰富的项目经验提供产品品质的背书。市场对于储能企业综合实力的要求不断提升，我们认为未来行业集中度将会提升。我们重点推荐储能电池企业鹏辉能源鹏辉能源、宁德时代宁德时代、南都电源、南都电源，受益于海外户用储能发展的德业股份德业股份、派能科技派能科技、昱能科技、昱能科技；同时关注科士达科士达、科陆电子科陆电子、永福股份永福股份、盛弘股份盛弘股份等优质储能企业。图表图表 9191：重点公司估值表重点公司估值表 代码代码 简称简称 总市值（亿元）总市值（亿

180、元）归母净利润归母净利润(亿元亿元)PEPE（倍）（倍）归母净利润三年归母净利润三年CAGRCAGR 2021A2021A 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 300750.SZ 宁德时代 10171.64 159.31 271.23 417.38 573.49 38 24 18 53.3%300438.SZ 鹏辉能源 371.34 1.82 6.37 10.64 15.86 58 35 23 105.6%605117.SH 德业股份 1053.67 5.79 11.66 20.32 31.18 9

181、0 52 34 75.3%688063.SH 派能科技 657.78 3.16 8.29 18.19 26.34 79 36 25 102.7%300068.SZ 南都电源 193.04 -13.70 6.22 9.37 17.77 31 21 11 -002518.SZ 科士达 283.01 3.73 5.08 6.74 8.40 56 42 34 31.1%002121.SZ 科陆电子 108.44 -6.65 0.36 3.48 5.79 301 31 19 -300712.SZ 永福股份 85.12 0.41 1.92 3.07 4.31 44 28 20 119.0%300693.S

182、Z 盛弘股份 76.08 1.13 2.36 2.40 3.26 32 32 23 42.3%51 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 来源：iFind，国联证券研究所预测 注：宁德时代、鹏辉能源、德业股份、派能科技、南都电源盈利预测来自国联证券研究所，其余公司盈利预测来自 iFind 一致预期；股价为 2022 年 9 月 28 日收盘价。5.15.1 宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态 先发布局储能领域，储能业务迅速发展。先发布局储能领域，储能业务迅速发展。作为全球领先的新能源创新科技公司，储

183、能业务自公司成立之初便是公司重点发展业务之一。2011 年公司成立伊始便中标国家电网张北风光储输示范项目，正式步入储能领域。近年来公司与各储能企业加大合作力度，深度布局储能领域，公司储能业务营收迅速增长。2021 年公司储能业务实现营业收入 136.24 亿元，同比增长 601.01%，储能业务占总营收的比例达到 10.45%。规模及品牌优势显著，储能锂电池出货量全球第一。规模及品牌优势显著，储能锂电池出货量全球第一。公司近年来凭借着超强的规模与品牌优势，在国内外储能领域建立了覆盖上中下游的完整的储能产业链。在国内市场上，公司与国家电网、国家电投、国网综能、永福股份、星云股份、科士达、易事特等

184、众多国内大型储能厂商建立了合作关系，在海外市场方面，公司储能产品远销全球 35 个国家和地区。2021 年宁德时代以 24.5%的市场份额成为全球储能锂离子电池出货量排名第一的企业。技术储备充足，提供一流储能解决方案。技术储备充足，提供一流储能解决方案。公司始终重视技术研发，近年来公司研图表图表 9292：宁德时代总营收及增速：宁德时代总营收及增速 图表图表 9393：宁德时代储能业务营收及增速：宁德时代储能业务营收及增速 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 图图表表 9494：宁德时代近年归母净利润及增速：宁德时代近年归母净利润及增速 图表图表 9595：宁德

185、时代近年收益率情况：宁德时代近年收益率情况 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%020040060080002001920202021营业收入（亿元）YOY（%）-200%0%200%400%600%800%1000%1200%02040608002001920202021营业收入（亿元）YOY（%）-50%0%50%100%150%200%250%0204060800180201620

186、0202021归母净利润（亿元）YOY（%）43.70%36.29%32.79%29.06%27.76%26.28%19.61%20.97%12.62%10.95%12.13%13.70%34.07%19.30%11.75%12.83%10.91%21.42%0%10%20%30%40%50%2001920202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）52 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 发费用投入持续增长。2021 年公司研发费用 76.91 亿元，同比增长 115.48%，研发费用占总营收的比例达到

187、 5.9%。大量的研发投入使得公司在储能领域具有充足的技术储备，公司自主研发的安全、高效、经济的电化学储能系统，能够广泛适配发电、电网和用电领域，使得公司能够为不同需求的用户提供一流的储能解决方案。图表图表 9696：宁德时代储能业务布局历程宁德时代储能业务布局历程 时间时间 储能业务布局建设内容储能业务布局建设内容 2011 年 参与国家电网张北风光储输示范项目 2013 年 总投资 75 亿元人民币青海时代新能源储能电池一期(总三期)开工投产 2016 年 承担国家“十三五”重点研发计划 100MWh 级新型锂电池规模储能技术开发及应用 2017 年 与动力源正式签署战略合作协议，双方规划

188、在储能方面展开深度合作 2018 年 上市募集 53.52 亿元，其中 20 亿元用于动力及储能电池研发 竞标获得鲁能海西州 50M/100Mh 多能互补集成优化示范工程储能项目 与福建省投资集团有限公司、福建省电力勘测设计院合作的储能项目完成签约 2019 年 与星云股份签订合资经营合同，设立福建时代星云科技有限公司 与科士达共同出资 2 亿元成立储能业务，公司持股 51%中标福建晋江 100MWh 级储能电站设备采购 2020 年 与国网综能合资成立新疆国网时代储能 2021 年 与永福股份成立合资公司，聚焦综合智慧能源产业 参与建设欧洲最大的电网侧单体电池储能电站-英国门迪储能电站 来源

189、：公司官网，国联证券研究所 我们预计公司 2022-2024 年营收分别为 3085.96/4299.72/5699.90 亿元，分别同比增长 136.73%/39.33%/32.56%；归母净利润分别为 271.23/417.37/573.49 亿元，分 别 同 比 增 长 70.25%/53.88%/37.40%，三 年 CAGR 为 53.26%；EPS 分 别 为11.11/17.10/23.50 元/股，对应 PE 为 38/24/18 倍。参照可比公司估值，及 DCF 绝对估值结果，我们给予公司 23 年 40 倍 PE，目标价 684 元，首次覆盖，给予“买入”评级。53 请务必

190、阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 9797：宁德时代宁德时代各业务收入预测各业务收入预测 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 动力电池系统动力电池系统 营业收入（亿元）394.26 914.91 2,134.34 2,723.94 3,315.93 YoY 132.06%133.28%27.62%21.73%毛利率 26.56%22.00%22.94%23.08%22.50%锂电池材料锂电池材料 营业收入（亿元）34.29 154.57 442.42 714.50 1,143.20 Yo

191、Y 350.77%186.22%61.50%60.00%毛利率 20.45%25.12%24.17%23.53%22.92%储能系统储能系统 营业收入（亿元）19.43 136.24 372.22 669.50 972.26 YoY 601.18%173.21%79.87%45.22%毛利率 36.03%28.52%16.67%20.51%22.67%其他其他 营业收入（亿元）55.21 97.85 136.99 191.79 268.50 YoY 77.23%40.00%40.00%40.00%毛利率 38.01%65.06%50.00%50.00%50.00%合计合计 营业收入（亿元）50

192、3.19 1,303.56 3,085.96 4,299.72 5,699.90 YoY 159.06%136.73%39.33%32.56%毛利率 27.76%26.28%23.56%23.95%23.91%来源：公司公告，国联证券研究所预测 风险提示：公司产能落地不及预期的风险；市场竞争加剧的风险；原材料价格进一步大幅上涨的风险。图表图表 9898：宁德时代盈利预测宁德时代盈利预测 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 营业收入(百万元)50319 130356 308596 429971 569989 增长率 9.90%15

193、9.06%136.73%39.33%32.56%EBITDA（百万元）11138 25593 40918 61233 83512 归母净利润（百万元）5583 15931 27123 41738 57349 增长率（%）22.43%185.34%70.25%53.88%37.40%EPS（元/股）2.29 6.53 11.11 17.10 23.50 市盈率（P/E）182.2 63.8 37.5 24.4 17.7 市净率（P/B）15.8 12.0 9.3 6.8 5.0 EV/EBITDA 70.9 53.3 24.8 16.4 11.7 来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取 2

194、022 年 9 月 28 日收盘价 5.25.2 派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显 海外家用储能需求旺盛，绑定优质海外客户。海外家用储能需求旺盛，绑定优质海外客户。在欧美、日韩等海外发达地区家用储能需求不断攀升。公司与欧洲最大的储能系统集成商 Sonnen、英国最大的光伏供应商 Segen 等公司深度绑定，海外市场营收迅速增长。公司储能产品已获得中国、欧盟、北美、澳洲、日本等国际地区的认证，市场占有率行业领先。2021 年公司实现营 54 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 业收入 20.63 亿元，同比增长

195、84.14%；归母净利润 3.16 亿元，同比增长 15.19%。储能业务营收 19.88 亿元，同比增长 90.30%。坚持垂直化产业布局，产品及认证资质优势明显。坚持垂直化产业布局，产品及认证资质优势明显。派能科技作为行业领先的储能产品提供商，始终坚持垂直化产业布局理念，谋求电芯、模组及储能电池系统一体化发展。公司可以提供 5V1500V 全系列电压等级全场景储能系统及定制化解决方案，产品能够灵活适应多种应用场景的同时质量也在国际市场上处于领先水平。海外储能行业产品认证周期较长，公司在海外市场多年的耕耘使得公司具有较全的资质认证，有利于维护公司在行业内的竞争优势。5 5G G 基站建设提升

196、通信储能电池需求，公司未来潜在业绩增长点。基站建设提升通信储能电池需求，公司未来潜在业绩增长点。储能系统可以在电力中断期间保证通信基站等关键设备应急供电并降低设备用电成本，因此随着5G 基站建设的不断加速，通信储能电池需求量激增。公司作为 5G 建设龙头企业中兴通讯的子公司，是中兴通讯的主要储能系统供应商之一。随着 5G 基站建设带来的备用电源储能需求快速提升，通信储能电池有望成为公司潜在的业绩增长点。图表图表 9999：派能科技近年营业收入及增速：派能科技近年营业收入及增速 图表图表 100100：派能科技近年归母净利润及增速：派能科技近年归母净利润及增速 来源：iFinD，国联证券研究所

197、来源：iFinD，国联证券研究所 图表图表 101101：派能科技近年收益率情况：派能科技近年收益率情况 图表图表 102102：派能科技储能业务营收情况：派能科技储能业务营收情况 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 0%50%100%150%200%250%05720021营业收入（亿元）YOY（%）-50%0%50%100%150%200%250%-0021归母净利润（亿元）YOY（%）20.24%30.27%37.03%43.52%30.03%-30.78%10.67%

198、17.58%24.51%15.33%-18.17%18.67%41.11%47.16%11.10%-35%-25%-15%-5%5%15%25%35%45%55%200202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）0%50%100%150%200%250%05720021营业收入（亿元）YOY（%）55 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 图表图表 103103：派能科技派能科技 2 2022022 年募集资金投资项目基本信息年募集资金投资项目基本信息 项目项目 项目实施进度安排项目实

199、施进度安排 投资金额投资金额 派能科技 10GWh 锂电池研发制造基地项目 本项目建设期拟定为两年，其中第一年建设 5GWh 电芯及系统产能，第二年建设剩余 5GWh 电芯及系统产能 投资总额为 50 亿元 派能科技总部及产业化基地项目 本项目建设期拟定为三年，包括项目前期准备、设备考察与订购、设计、土建施工、机电安装、设备安装、竣工验收等阶段 7.4 亿元 补充流动资金/12.6 亿元 来源：派能科技 2022 年度向特定对象发行 A 股股票募集说明书，国联证券研究所 我们预计公司 2022-2024 年营收分别为 56.04/115.73/170.46 亿元，分别同比增长 171.68%/

200、106.52%/47.30%；归母净利润分别为 8.29/18.19/26.34 亿元，分别同比增长 162.17%/119.39%/44.83%，三年 CAGR 为 102.71%；EPS 分别为 5.35/11.74/17.01 元/股，对应 PE 为 79/36/25 倍。参照可比公司估值，及 DCF 绝对估值结果，我们给予公司 23 年 45 倍 PE，目标价 528.3 元，首次覆盖，给予“买入”评级。图表图表 104104：派能科技派能科技各业务收入预测各业务收入预测 20192019 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E202

201、4E 储能电池系统储能电池系统 营业收入（百万元）744.52 1,044.63 1,987.93 5,517.75 11,473.94 16,932.97 YoY 92.44%36.62%84.14%177.56%107.95%47.58%毛利率 36.72%43.65%29.73%30.05%30.83%30.31%其他其他 营业收入（百万元）75.33 75.44 74.59 85.78 98.65 113.44 YoY 0.15%-1.13%15.00%15.00%15.00%毛利率 40.13%41.81%24.80%20.00%20.00%20.00%合计合计 营业收入（百万元）8

202、19.85 1,120.07 2,062.52 5,603.53 11,572.58 17,046.41 YoY 92.44%36.62%84.14%171.68%106.52%47.30%毛利率 37.03%43.52%30.03%29.90%30.74%30.24%来源：公司公告，国联证券研究所预测 风险提示：市场竞争加剧的风险；原材料价格进一步大幅上涨的风险；海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险。图表图表 105105：派能科技盈利预测派能科技盈利预测 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 营业收入(百万元)1120 20

203、63 5604 11573 17046 增长率 36.62%84.14%171.68%106.52%47.30%EBITDA（百万元）363 389 1035 2182 3105 归母净利润（百万元）274 316 829 1819 2634 增长率（%）90.46%15.19%162.17%119.39%44.83%EPS（元/股）1.77 2.04 5.35 11.74 17.01 市盈率（P/E）239.6 208.0 79.4 36.2 25.0 56 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 市净率（P/B）24.1 22.1 18.1 13.0 9.2

204、 EV/EBITDA 104.9 76.2 62.5 29.7 20.5 来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取 2022 年 9 月 28 日收盘价 5.35.3 南都电源：一体化布局，聚焦储能再出发南都电源：一体化布局，聚焦储能再出发 依托全产业链一体化体系，领跑全球新能源储能市场。依托全产业链一体化体系，领跑全球新能源储能市场。南都电源自 2011 年进入全球储能市场，先后承担国内外 50 余个储能项目。公司主要采用销售、代建、共建等业务模式，通过提供锂电等储能产品应用于国内外多种储能应用场景。目前主要市场分布于欧美、北美和韩国等。公司逐渐剥离铅酸电池业务，聚焦于锂电储能，2022

205、年上半年实现扭亏为盈，归母净利润为 5.30 亿元。专注锂电核心技术，扩展储能应用场景。专注锂电核心技术，扩展储能应用场景。公司拥有电池材料、电池系统领域核心技术，已形成“原材料-产品应用-运营服务-资源再生-原材料”的产业链闭环体系。目前三代储能锂电产品已通过 120 余项全球储能领先标准安全认证认可，彰显了公司锂电核心技术实力。原材料价格上涨带动锂电回收业务，实现公司经营发展战略需求。原材料价格上涨带动锂电回收业务，实现公司经营发展战略需求。随着全球锂离图表图表 106106：南都电源近年营业收入：南都电源近年营业收入（百万元）（百万元）及增速及增速 图表图表 107107：南都电源归母净

206、利润：南都电源归母净利润（百万元）（百万元）及增速及增速 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 图表图表 108108：南都电源近年收益率情况：南都电源近年收益率情况 图表图表 109109：南都能源近年各项费用率情况：南都能源近年各项费用率情况 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%02000400060008000400020020202122H1营业收入YoY-600%-400%-200%0%200%400%600%800%1

207、000%1200%1400%1600%-1500-020020202122H1归母净利润YoY-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%20020202122H1毛利率净利率净资产收益率0%1%2%3%4%5%6%7%8%20020202122H1销售费用率管理费用率 57 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 子电池市场应用的扩大，锂电上游原材料的供给尤为重要。目前锂电原材料整体价格大幅上涨，南都电源通过扩大锂电回收业务从而提

208、高公司成本控制能力，实现全产业链闭环。按动力电池 4-6 年使用寿命测算，未来几年锂电回收市场或将大幅增长，公司锂电原材料的供应将得到保障，有望进一步控制采购成本，提升盈利能力。图表图表 110110：南都电源南都电源各业务收入预测各业务收入预测 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 锂电储能业务锂电储能业务 营业收入（百万元）1933.16 5221.36 10892.96 19425.15 YoY 170.09%108.62%78.33%毛利率 3.93%21.02%21.66%21.57%锂回收业务锂回收业务 营业收入（百万元）54.19 5

209、00 600 720 YoY 822.68%20.00%20.00%毛利率 29.52%65.00%55.00%50.00%再生铅业务再生铅业务 营业收入（百万元）3721.42 5663.90 5833.81 6008.83 YoY 52.20%3.00%3.00%毛利率 2.72%5.00%5.00%5.00%铅蓄电池铅蓄电池 营业收入（百万元）6138.48 2000 1800 1620 YoY -67.42%-10.00%-10.00%毛利率 5.03%16.00%16.00%16.00%合计合计 营业收入（百万元）11847.6 13385.26 19126.77 27773.98

210、YoY 12.98%42.89%45.21%毛利率 4.24%15.13%17.09%18.40%来源：公司公告，国联证券研究所预测 我们预计公司 2022-2024 年营收分别为 133.85/191.26/277.73 亿元，分别同比增长 12.98%/42.89%/45.21%；归母净利润分别为 6.22/9.37/17.77 亿元，分别同比增 长 145.40%/50.69%/89.56%，2022-2024 年 CAGR 为 75.33%；EPS 分 别 为0.72/1.08/2.05 元/股，对应 PE 为 31/21/11 倍。参照可比公司估值，及 DCF 绝对估值结果，我们给予

211、公司 23 年 30 倍 PE，目标价 32.4 元，首次覆盖，给予“买入”评级。风险提示：公司产能落地不及预期的风险；市场竞争加剧的风险；原材料价格进一步大幅上涨的风险。图表图表 111111：南都电源南都电源盈利预测盈利预测 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 营业收入(百万元)10260 11848 13385 19127 27774 增长率 13.89%15.48%12.98%42.89%45.21%EBITDA（百万元）284 -923 1371 1860 2993 归母净利润（百万元）-281 -1370 622 9

212、37 1777 58 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 增长率（%）-176.23%-387.46%145.40%50.69%89.56%EPS（元/股）-0.33 -1.58 0.72 1.08 2.05 市盈率（P/E）-68.7 -14.1 31.0 20.6 10.9 市净率（P/B）3.2 4.2 3.7 3.1 2.4 EV/EBITDA 60.5 -17.4 16.9 12.7 7.8 来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取 2022 年 9 月 28 日收盘价 5.45.4 鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量鹏辉能源：绑定优质客

213、户，储能电池快速放量 明确转型储能战略，资源配置聚焦储能。明确转型储能战略，资源配置聚焦储能。鹏辉能源是国内最早从事储能电池的公司之一，近年来公司明确加速转型储能战略，集中公司资源配置建设储能业务，力争通过储能业务实现公司业绩高速增长。2021 年公司发布“351 战略规划”，目标三至五年内达到营业收入 100 亿元。2021 年公司营业收入达到 56.93 亿元，其中储能业务收入 17 亿元，占总营收的 30%左右。随着公司储能电池产能的快速放量，预计公司储能业务占比将扩大至 50%左右，是公司未来最重要的业绩增长点。储能钠离子电池前景广阔，加快布局钠离子电池材料产业链。储能钠离子电池前景广

214、阔，加快布局钠离子电池材料产业链。相较于锂离子电池，钠离子电池能量密度略低但成本优势十分明显。由于储能领域对电池能量密度要求不高，因此钠离子电池在储能领域具有更加广阔的应用前景。公司近年来不断加大钠离子电池的研发投入力度，加快布局钠离子电池材料产业链，有利于未来公司钠离子电池产品的开发和大规模量产。公司钠离子电池产业规模化后将会体现其性价比优势，产品有望在储能领域得到广泛应用。图表图表 112112：鹏辉能源近年营业收入及增速：鹏辉能源近年营业收入及增速 图表图表 113113：鹏辉能源近年归母净利润及增速：鹏辉能源近年归母净利润及增速 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联

215、证券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%002001920202021营业收入（亿元）YOY（%）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%020021归母净利润（亿元）YOY（%）59 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 先发优势绑定优质客户，产能加速建设。先发优势绑定优质客户，产能加速建设。公司在储能领域积累了中国铁塔、中国移动、南方电网、阳光电源、天合光能等众多优质客户。公司近年来不断加快产能建设节奏，预计随着储能市场规模

216、的不断攀升以及公司储能电池产能的建成投产，鹏辉能源储能业务将有望实现迅速增长。图表图表 116116：鹏辉能源鹏辉能源 2 2022022 年募集资金投资项目基本信息年募集资金投资项目基本信息 项目项目 项目建设内容项目建设内容 投资金额投资金额 年产 10GWh 储能电池项目（一、二期）本项目一期 5GWh 储能锂离子电池产能，建设期为 16 个月，项目二期 5GWh 储能锂离子电池产能，建设期为 18 个月 30 亿元 鹏辉智慧储能及动力电池制造基地项目 本项目主要生产锂离子电池和锂电池系统，用于储能和新能源车市场领域，可形成年产 5.5GWh 锂离子电池的产能。12 亿元 补充流动资金/

217、13 亿元 来源：鹏辉能源 2022 年度向特定对象发行 A 股股票预案，国联证券研究所 我们预计公司 2022-2024 年营收分别为 108.32/155.45/213.11 亿元，分别同比增长 90.27%/43.51%/37.10%；归母净利润分别为 6.37/10.64/15.86 亿元，分别同比增长 249.43%/66.84%/49.09%，三年 CAGR 为 105.61%；EPS 分别为 1.38/2.31/3.44元/股，对应 PE 为 58/35/23 倍。参照可比公司估值，及 DCF 绝对估值结果，我们给予公司 23 年 45 倍 PE，目标价 103.95 元，首次覆

218、盖，给予“买入”评级。图表图表 117117：鹏辉能源鹏辉能源各业务收入各业务收入预测预测 20192019 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 二次锂离子电池二次锂离子电池 营业收入（百万元）2,989.50 3,214.38 5,153.42 10,184.64 14,767.73 20,378.82 YoY 7.52%60.32%97.63%45.00%38.00%毛利率 23.57%18.01%14.92%18.00%18.00%18.00%其他其他 营业收入（百万元）318.95 427.85 539.47 647.3

219、6 776.84 932.20 YoY 34.14%26.09%20%20%20%毛利率 25.44%13.58%28.53%20%20%20%图图表表 114114：鹏辉能源近年收益率情况：鹏辉能源近年收益率情况 图表图表 115115：鹏辉能源近年各项费用率情况：鹏辉能源近年各项费用率情况 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 24.58%25.01%23.24%23.75%17.49%16.21%10.81%11.94%10.62%5.48%1.77%3.21%15.64%14.73%12.56%7.35%2.24%7.02%0%5%10%15%20%25%

220、30%2001920202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）-2%0%2%4%6%8%10%2001920202021销售费用率（%）管理费用率（%）研发费用率（%）财务费用率（%）60 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 合计合计 营业收入（百万元）3,308.45 3,642.23 5,692.89 10,832.00 15,544.56 21,311.03 YoY 10.09%56.30%90.27%43.51%37.10%毛利率 23.75%17.49%16.21%16.92%17.10%17

221、.21%来源：公司公告，国联证券研究所预测 风险提示：公司产能落地进展不及预期的风险；市场竞争加剧的风险；原材料价格进一步大幅上涨的风险。图表图表 118118：鹏辉能源盈利预测鹏辉能源盈利预测 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 营业收入(百万元)3642 5693 10832 15545 21311 增长率 10.09%56.30%90.27%43.51%37.10%EBITDA（百万元）381 551 935 1414 1999 归母净利润（百万元）53 182 637 1064 1586 增长率（%）-68.38%242

222、.90%249.43%66.84%49.09%EPS（元/股）0.12 0.40 1.38 2.31 3.44 市盈率（P/E）698.0 203.6 58.3 34.9 23.4 市净率（P/B）15.8 13.8 11.8 9.6 7.4 EV/EBITDA 30.3 39.1 39.8 25.7 17.4 来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取 2022 年 9 月 28 日收盘价 5.55.5 德业股份：逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场德业股份：逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场 传统家电企业优秀供应商，依托制造能力开拓储能业务。传统家电企业优秀供应商，依托制造能力开拓储能

223、业务。德业股份成立以来深耕传统家电行业数十年，在经营自身电器业务的同时也是美的等家电龙头企业的供应商。在全球能源结构调整的大背景下，公司把握时机战略布局新能源领域，依托自身强大的制造能力迅速开拓储能业务，实现了公司营收的迅速增长。2021 年公司实现营业收入 41.68 亿元，同比增长 37.85%；归母净利润 5.76 亿元，同比增长 51.28%。海外市场多点开花，业绩有望大幅增长。海外市场多点开花，业绩有望大幅增长。公司逆变器领域主要产品包括户用光伏储能产品、微型逆变器、组串式逆变器，目前主要销往海外市场。随着俄乌战争导致欧洲能源价格持续上升，海外市场户用光伏储能产品的需求也随之高涨。公

224、司顺应市图表图表 119119：德业股份近年营业收入及增速：德业股份近年营业收入及增速 图表图表 120120：德业股份近年归母净利润及增速：德业股份近年归母净利润及增速 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%05540452001920202021营业收入（亿元）YOY（%）0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%0200202021归母净利润（亿元）YOY（%）61 请务必阅读报告末页的重要声明 行业

225、报告行业深度研究行业报告行业深度研究 场需求不断完善海外市场布局，在美国、欧洲、南非等海外市场的业绩均实现大幅增长。2022 年上半年，德业股份储能逆变器实现销量 7.85 万台，销售收入同比增长241.63%。推出全新储能逆变器产品，市场份额有望进一步提升。推出全新储能逆变器产品，市场份额有望进一步提升。2022 年 5 月，公司于“欧洲最大光伏展”德国慕尼黑国际太阳能技术博览会推出新产品，新品包括 50kW 高压储能逆变器、单相 16kW 储能逆变器、堆叠式储能电池系统等。新产品优异的性能将有助于公司进一步开拓欧洲市场，扩展公司的市场份额。图表图表 123123：德业股份德业股份各业务收入

226、各业务收入预测预测 20192019 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 逆变器逆变器 营业收入（百万元）1,197.53 3,193.76 6,520.71 11,232.34 YoY 166.70%104.17%72.26%毛利率 37.19%40.94%38.74%36.38%热交换器热交换器 营业收入（百万元）1,802.72 2,070.50 2,327.64 2,094.88 2,199.62 2,309.60 YoY 14.85%12.42%-10.00%5.00%5.00%毛利率 13.23%13.00%13.0

227、0%13.00%除湿机除湿机 营业收入（百万元）562.77 545.46 562.25 674.70 742.17 816.39 YoY -3.08%3.08%20%10%10%毛利率 32.27%30%30%30%其他其他 营业收入（百万元）204.52 407.67 80.51 88.56 97.42 107.16 YoY 10%10%10%毛利率 20%20%20%合计合计 营业收入（百万元）2,570.01 3,023.63 4,167.93 6,051.90 9,559.91 14,465.49 YoY 17.65%37.85%45.20%57.97%51.31%毛利率 21.16

228、%22.64%22.95%29.74%31.95%32.16%来源：公司公告，国联证券研究所预测 图图表表 121121：德业股份近年收益率情况：德业股份近年收益率情况 图表图表 122122：德业股份近年各项费用率情况：德业股份近年各项费用率情况 来源：iFinD，国联证券研究所 来源：iFinD，国联证券研究所 24.62%21.51%19.18%21.16%22.64%22.95%11.95%7.03%6.07%10.11%12.65%13.88%36.21%41.93%36.87%59.71%55.26%29.29%0%10%20%30%40%50%60%70%201620172018

229、201920202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）0%1%2%3%4%5%6%2001920202021销售费用率（%）管理费用率（%）研发费用率（%）财务费用率（%）62 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业深度研究行业报告行业深度研究 我们预计公司 2022-2024 年营收分别为 60.52/95.60/144.65 亿元，分别同比增长 45.20%/57.97%/51.31%；归母净利润分别为 11.66/20.32/31.18 亿元，分别同比增长 101.56%/74.23%/53.48%，三年 CAGR 为 75.33%；EPS 分别为

230、4.88/8.50/13.05 元/股，对应 PE 为 90/52/34 倍。参照可比公司估值，及 DCF 绝对估值结果，我们给予公司 23 年 65 倍 PE，目标价 552.5 元，首次覆盖，给予“买入”评级。风险提示：公司产能落地不及预期的风险；市场竞争加剧的风险；原材料价格进一步大幅上涨的风险；海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险。图表图表 124124：德业股份盈利预测德业股份盈利预测 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 营业收入(百万元)3024 4168 6052 9560 14465 增长率 17.65%37.

231、85%45.20%57.97%51.31%EBITDA（百万元）505 718 1379 2398 3660 归母净利润（百万元）382 579 1166 2032 3118 增长率（%）47.26%51.28%101.56%74.23%53.48%EPS（元/股）1.60 2.42 4.88 8.50 13.05 市盈率（P/E）275.5 182.1 90.4 51.9 33.8 市净率（P/B）121.5 39.9 29.8 20.7 14.1 EV/EBITDA 208.2 62.9 75.0 42.7 27.5 来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取 2022 年 9 月 28

232、 日收盘价 6.6.风险提示风险提示 1）市场竞争加剧的风险：市场竞争加剧的风险：当前众多企业跨界进入储能行业，存在市场竞争加剧的风险。2）原材料价格原材料价格大幅上涨的风险：大幅上涨的风险：上游原材料碳酸锂价格对储能系统成本影响较大，如果价格持续大幅上涨，存在影响装机进程的风险。3）海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险：）海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险：海外居民电价高企是支撑海外户用储能装机高增的主要逻辑，如果电价显著下降可能影响装机意愿。4）配储政策变动的风险：）配储政策变动的风险：国内强制配储政策的变化可能影响短期的储能装机进程。63 请务必阅读报告末页的重要声明 行业报告行业

233、深度研究行业报告行业深度研究 分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。评级说明评级说明 投资建议的评级标准 评级 说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后 6到 12 个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的 6 到 12 个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准

234、。其中：A 股市场以沪深 300 指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500 指数为基准；韩国市场以柯斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表指数涨幅 20%以上 增持 相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于 5%20%之间 持有 相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%5%之间 卖出 相对同期相关证券市场代表指数跌幅 10%以上 行业评级 强于大市 相对同期相关证券市场代表指数涨幅 10%以上 中性 相对同期相关证券市场代表指数涨

235、幅介于-10%10%之间 弱于大市 相对同期相关证券市场代表指数跌幅 10%以上 一般声明一般声明 除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的

236、信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见

237、、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明特别声明 在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益

238、冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明版权声明 未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们联系我们 无锡：无锡：江苏省无锡市太湖新城金融一街 8 号国联金融大厦 9 层 上海：上海：上海市浦东新区世纪大道 1198 号世纪汇广场 1 座 37 层 电话： 电话： 传真： 传真： 北京：北京：北京市东城区安定门外大街 208 号中粮置地广场 4 层 深圳：深圳：广东省深圳市福田区益田路 6009 号新世界中心 29 层 电话： 电话：