证券研究报告行投资建议：2023年11月25日业上次建议：报强于大市（维持）强于大市告电力设备：储能系列报告三│行相对大盘走势业深交易需求抬高储能壁垒，行业集中度有望提升电力设备沪深300度20%研我们认为当前市场对储能行业的悲观预期主要来自：1）较高的基数和库究存带来的低增速预期；2）国内价格战持续带来的盈利能力下降；3）产品3%同质化带来的竞争压力加大。-13%2023/32023/72023/11我们认为：1）国内招标和美国在建规模等先行指标同比高增，锂价有望触底，美国利率有望见顶，或将支撑24年装机持续高增；2）系统中标价-30%与电芯价差已稳定，头部企业23Q3毛利率稳中有增，盈利分化已现；3）2022/11国内利用率低下令业主较难感知产品差别，随着电力现货推进，电价预测作者等能力带来的交易结果差距有望提升头部集中度。➢全球大储需求有望进一步起量分析师：贺朝晖国内最大负荷增长快于火电等电源装机，或催生较大系统冗余度缺口，有执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn望驱动储能装机持续高增，预计23-24年国内储能分别新增41/65GWh，分析师：梁丰铄分别同比+156%/60%。美国23年10月底大储在建规模同比增长64%，预执业证书编号：S0590523040002计23-24年储能有望分别新增8.2/12.6GW，分别同比+70.8%/53.7%。欧邮箱：liangfs@glsc.com.cn洲可再生能源目标持续上调，预计2023年大储有望新增3.5GW，同比+75%。海内外需求共振，预计22-27年全球装机CAGR为37%。➢电力现货发展提速构成国内储能盈利根基参考海外储能盈利机制，电能量交易是储能项目收入的重要来源；23年9月以来，国内重磅政策频出，推动电力现货市场发展提速，2024年全国多数省区有望开启长周期结算试运行，进展较快的4-5个省区有望转入正式运行；叠加山东及广东引领的对独立储能同时参与现货电能量和辅助服务市场的推动，预计24年国内储能项目盈利的政策基础或将趋于完善。➢交易壁垒有望推动储能行业集中度提升储能电站参与市场化电量交易的比例提升，有望破除当前行业供给端的同质化局面。海外头部集成商将基于电价预测算法的报价策略软件作为主要卖点和竞争优势；市场化交易过程中，各厂商产品的性能差异和策略优劣有望直观体现。率先出海的厂商或更为受益，一方面于国内价格战期间通过出口订单获得较高盈利能力，另一方面随着行业出清，有望凭借国内市场化交易的完善和电价预测能力的提升共振，获取更高市场份额。➢投资建议我们看好头部集成商的份额提升，以及格局相对较优的PCS和温控环节；建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；优质电网供应商，政府资源优势助力快速出海的金冠股份。风险提示：政策落地不及预期；厂商出海进程不及预期；行业竞争加剧。重点推荐标的简称归母净利润（亿元）2023EPE2025ECAGR-3评级阳光电源2023E2024E2025E2024E14961.4%买入89.19121.43151.0411买入买入同飞股份2.133.525.2136221560.1%买入相关报告金盘科技5.238.1912.6826171164.8%1、《电力设备：煤电容量电价机制建立，储能招标规模大幅提升》2023.11.12南都电源6.5010.6814.141911962.3%2、《电力设备：充电桩、绿电业绩突出，行业景气度有望提升》2023.11.05数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年11月23日收盘价请务必阅读报告末页的重要声明1行业报告│行业深度研究投资聚焦核心逻辑本篇报告主要聚焦价格战背景下，储能厂商盈利能力和行业格局的分析，深入研究海外储能运行模式及收益状况，讨论国内政策演化空间。24年大储装机有望高增：国内需求关注招标规模，年底有望抢装，预计23全年装机40GWh左右，Q4中标量有望指引24年装机持续高增；美国需求关注在建项目体量，10月美国大储在建规模同比+64%，23-24年有望持续兑现装机大年。海外储能交易现状：美英澳储能收入均以电能量交易+调频为主，未来能量交易占比或提升；成熟市场参与者之间的博弈进一步提高交易难度，并最终影响采购决策。国内储能商业化加速：9月以来国家大力推动电力现货建设，山东、广东推进储能同时参与电能量和辅助服务市场；收益模式愈加丰富，根据我们的测算，当前国内商业模式成熟地区的独立储能IRR为6.5%，中短期或可提高至9.1%。行业集中度有望提升：国内储能23年1-10月中标格局CR3为37%，CR10为72%；通过复盘光伏组件2011年价格战，我们认为各厂商成本、渠道、技术（沉淀为标准制定）等方面的差异有望推动行业集中度提升。创新之处1）详细梳理了国内大基地外送通道建设进展，以及美国新能源并网延迟的情况，认为通过在建项目规模的增长预测美国储能装机更准确。2）详细梳理了海外储能运营模式和盈利能力，研究了电力交易复杂化后对于储能报价策略的难度提升。3）通过复盘2011年光伏组件价格战前后行业格局及厂商盈利能力的变化，为当前储能价格战的分析提供历史经验。投资建议建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；优质电网供应商，政府资源优势助力快速出海的金冠股份。2请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究正文目录1.全球大储需求有望进一步起量........................................51.1国内负荷缺口驱动储能超前建设需求............................51.2美国在建规模有望支撑24年高增速..............................91.3欧洲大储需求方兴未艾.......................................111.4预计全球储能未来5年需求CAGR为37%.........................132.电力现货发展是独立储能盈利的关键.................................142.1丰富的收益模式构成海外储能高盈利...........................142.2政策推进国内储能盈利模式改善...............................172.3对交易能力的需求抬高储能壁垒...............................213.价格战后储能行业集中度有望提升...................................253.1复盘2011年光伏价格战后格局向好.............................253.2当前储能行业格局仍较分散...................................293.3成本优势或为竞争的入场券...................................303.4技术优势有望沉淀为标准制定.................................323.5渠道和资金优势较难复制.....................................354.投资建议........................................................365.风险提示........................................................38图表目录图表1：各国风光发电量占比及所处阶段.................................5图表2：我国各类电源发电量预测（单位：亿千瓦时）......................6图表3：2016-2023H1我国储能累计装机..................................6图表4：储能需求有望随VRE渗透水平提升呈指数增长特征..................6图表5：我国各类电源装机结构预测.....................................7图表6：“十四五”时期第二批风光大基地建设规划.........................7图表7：国内月度储能中标及新增装机规模...............................9图表8：国内月度储能EPC项目招标规模.................................9图表9：美国2014-2022年各类电源并网队列规模.........................9图表10：美国23年9月部分地区新能源并网队列规模.....................9图表11：美国并网队列项目最终完成率及等待时间.......................10图表12：美国大型储能在建项目规模同比高增（单位：MW）................10图表13：美国各州光伏发电渗透率差异较大.............................11图表14：加州鸭子曲线进一步加深.....................................11图表15：美国加息节奏或将放缓.......................................11图表16：欧洲新能源规划时间轴.......................................12图表17：欧洲年度储能新增装机预测...................................13图表18：欧洲部分国家表前储能新增装机预测（单位：MW）................13图表19：全球储能需求测算...........................................14图表20：英国大储22年8月-23年7月运行模式.........................15图表21：加州大储2021-2022年运行模式...............................15图表22：澳洲Gannawarra电站19-21年运行模式........................15图表23：澳洲Ballarat电站典型充放电策略............................15图表24：美国加州电池储能平均收入情况...............................16图表25：加州储能单季度单位kW净收入情况............................16图表26：英国大型储能2023年月度收入情况............................16图表27：英国2023年日前电力批发市场价差变化........................163请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表28：澳洲LakeBonney储能电站收入情况...........................17图表29：澳洲Wallgrove储能电站2022H2收入情况......................17图表30：国内各地区电力现货市场试运行时间表.........................18图表31：山东电力市场年均分时曲线（元/MWh）.........................18图表32：聚类分析结果下山东日前价格（元/MWh）.......................18图表33：国内外储能政策对比.........................................19图表34：各地区储能电站单位容量收入预期及构成（单位：万元/MWh/年）...19图表35：商业模式较成熟的山东储能装机领先（MW）.....................20图表36：2022年各省储能新增装机结构.................................20图表37：美国加州储能项目投入产出比.................................21图表38：美国德州储能项目收益差异...................................22图表39：储能项目的位置对调度率有较大影响...........................23图表40：加州辅助服务市场规模及供给来源.............................23图表41：德州向下调频服务主要由储能提供.............................24图表42：储能占比提升缩小了向下调频价格.............................24图表43：加州每小时平均的日前电池投标和节点价格.....................24图表44：加州每小时平均的实时电池投标和节点价格.....................24图表45：电价曲线可能出现多种形态（单位：元/MWh）...................25图表46：2011年光伏组件由于需求下滑出现产能过剩.....................26图表47：2011年光伏产业链价格大幅下降...............................26图表48：各光伏企业单季度毛利率.....................................26图表49：各光伏企业2012年单位售价、单位成本及毛利率情况.............27图表50：各光伏厂商硅片一体化率.....................................27图表51：各光伏厂商海外营收占比.....................................27图表52：各光伏厂商短期资产负债率...................................28图表53：各光伏厂商应收账款周转天数.................................28图表54：价格战后行业集中度提升.....................................28图表55：2011-2015年光伏组件行业格局................................28图表56：2020-2022年国内市场储能系统集成商出货量及竞争格局..........29图表57：2023年前10月国内储能系统中标格局..........................30图表58：2020-2023国内市场储能集成行业集中度........................30图表59：2023H1全球储能集成商出货格局...............................30图表60：国内储能电芯价格...........................................31图表61：储能系统采购中标价企稳.....................................31图表62：高设备自制比例的集成商可获得较高的毛利率水平（单位：元/Wh）.31图表63：宁德时代电池销量及单位成本情况.............................32图表64：南都电源锂电池销量及单位成本情况...........................32图表65：海博思创电池系统销量及单位成本情况.........................32图表66：上能电气光伏逆变器销量及单位成本情况.......................32图表67：头部系统集成商产品安全配置愈发丰富.........................33图表68：储能系统集成商较高的售后质保风险...........................33图表69：Fluence投标软件可提升储能项目收益..........................33图表70：储能公司2022年研发费用及研发费用率........................34图表71：储能公司2022年研发人员人均投入............................34图表72：储能厂商参与储能相关国家标准制订情况梳理...................34图表73：2023年以来部分国内储能厂商海外合作情况.....................35图表74：2023年三季报部分储能公司资金情况...........................36图表75：储能行业代表公司估值表.....................................374请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究1.全球大储需求有望进一步起量1.1国内负荷缺口驱动储能超前建设需求我国正处于电力系统灵活性需求阶段性跨越的过程中。国际能源署（IEA）根据VRE发电占比的不同，将电力系统灵活性（包括储能）的需求划分为6个阶段。2022年我国风光发电量占比同比提升4.6pct至13.8%，国家能源局《2023年能源工作指导意见》提出2023年占比目标为15.3%；目前我国正处于IEA划分的阶段2（VRE占比约3%-13%）向阶段3（VRE占比约13-24%）跨越的转型过程中，电力系统所受冲击或将显著提升，对于灵活性资源的投资有望明显增加。图表1：各国风光发电量占比及所处阶段资料来源：IEA，国联证券研究所预计2025年我国风光发电量占比有望接近20%。据IEA发布的《中国能源体系碳中和路线图》，预计2030年我国VRE在总发电量占比有望达到25%左右；据中国能源研究会发布的《构建新型电力系统路径研究》，预计2030年我国风光发电占比有望达22.5%；根据我们对国内各类电源发电量的预测，预计2025年国内风光发电占比有望接近20%。5请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表2：我国各类电源发电量预测（单位：亿千瓦时）图表3：2016-2023H1我国储能累计装机火电核电水电风电光伏抽水蓄能累计装机（GW）新型储能累计装机（GW）160,00080140,00070120,00060100,000504080,0003060,0002040,0001020,00002016201720182019202020210资料来源：国家能源局，CNESA，国联证券研究所201220222023H120132014201520162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E资料来源：国家能源局，国联证券研究所预测风电、光伏发电量占比的提升对于灵活性资源的需求是非线性的。综合近年欧美对电力系统中储能容量需求的30项研究成果，可观察到储能需求随VRE比例增加呈现出一定程度的指数增长特征。图表4：储能需求有望随VRE渗透水平提升呈指数增长特征资料来源：《MonetizingEnergyStorage》（Schmidt,O.,&Staffell,I.），StorageLab，国联证券研究所基荷电源装机或无法满足最大负荷缺口，是驱动储能装机规模高增的主要原因。6请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究我们假设国内电力系统最大负荷以每年7%的增速增长，结合我们对于各类电源装机的预测，根据各类电源利用小时数的不同，假设火电保障出力80%，核电保障出力90%，水电保障出力40%，预计2025年和2030年系统冗余度缺口分别为150/618GW。考虑到国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中对抽水蓄能2025及2030年的装机规划分别为62/120GW，则我们预计2025年和2030年新型储能总装机需求分别为88/498GW。图表5：我国各类电源装机结构预测资料来源：国家能源局，Wind，国联证券研究所大基地外送通道建设进展不及预期，需配套建设新型储能缓解消纳压力。第二批风光大基地规划建设455GW，“十四五”时期规划建设200GW，“十五五”时期规划建设255GW；“十四五”规划的200GW中，115GW明确了外送通道，不过仅有23GW可由存量通道满足，需新增92GW外送能力。目前大基地部分项目已陆续开工，但外送通道建设进度不及预期，仅宁夏至湖南外送通道于23年10月进入全面建设阶段，预计有望2025年投运。10月16日，国务院发布《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》，提出加快建设库布其、腾格里、乌兰布和、巴丹吉林等沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地、支撑性电源及外送通道；坚持规模化与分布式开发相结合，同步配置高效储能调峰装置，积极发展光热发电。特高压建设周期一般为1.5-2年，而新型储能布置灵活，有望加速建设以缓解消纳压力。图表6：“十四五”时期第二批风光大基地建设规划配套电源方案（GW）沙漠基项目名称新能源支撑电源消纳市场输电通道输电通道建设进展地名称煤电煤电扩建改造库布齐鄂尔多斯新能源项目46.6华北存量蒙西至天津南外送通道7请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究鄂尔多斯中北部新能源104华北新建蒙西至京津冀外2023年10月中标可研及勘察中东部送通道设计，力争23年内核准并开项目工建设本地新建蒙西外送通道2023年10月能源局文件指鄂尔多斯南部新能源项104出，规划实施蒙西至京津冀、新建省内通道蒙西至中东部2条绿电外送通目道鄂尔多斯中北部新能源5项目鄂尔多斯中北部新能源5本地新建省内通道项目鄂尔多斯南部新能源项5本地新建省内通道目阿拉善新能源项目104华北新建蒙西外送通道乌兰布和阿拉善新能源项目5本地新建省内通道阿拉善新能源项目62本地新建省内通道腾格里沙漠基地东南部113.32华中新建宁夏至湖南外送2023年10月宁夏段进入全面项目通道建设阶段，预计2025年投运腾格里沙漠基地东南部114中东部新建贺兰山至中东部2023年3月《宁夏回族自治区华东外送通道能源领域碳达峰实施方案》指项目本地出，开展贺兰山至中东部新能新建河西至浙江外送源外送通道前期工作腾格里通道2023年9月召开前期工作推进腾格里沙漠基地河西项114新建省内通道会，全力推动前期工作落实落地目腾格里沙漠基地东南部62项目腾格里沙漠基地河西项62本地新建省内通道目酒泉西部新能源项目114中东部新建酒泉至中东部外本地送通道巴丹吉林阿拉善新能源项目6新建省内通道河西嘉酒新能源项目62本地新建省内通道陕西采煤沉陷区新能源64华中存量陕北至湖北外送项目通道宁夏采煤沉陷区新能源63.96华东存量宁夏至浙江外通项目道蒙西鄂尔多斯采煤沉陷48华北存量上海庙至山东外区新能源项目通道陕北采煤沉陷区新能源36.24华北存量府谷、锦界电厂采煤沉陷项目点对网外送通道区陕北采煤沉陷区新能源新建陕北至安徽外送2023年5月环评公示；8月召项目52华东通道开可研报告评审会议陕北采煤沉陷区新能源52华中新建陕北至河南外送2023年5月环评公示，启动可项目通道研和勘察工作晋北采煤沉陷区新能源82华北新建大同-怀素-天津2023年8月环评公示北-天津南外送通道项目其他区35总计2002842.12资料来源：北极星电力网，各政府官网，国联证券研究所储能EPC招标及中标数据有望支撑年底储能抢装。按照储能项目从招标到确认中标人耗时2个月，中标到装机3个月的时间估算，22年8月-23年7月，我们统计到国内储能EPC招标47.6GWh；22年10月-23年9月，我们统计到储能EPC中标37.2GWh；据CNESA，23Q1-3国内储能装机24.3GWh，Q3装机7.6GW；结合对中标量的分析，我们预计年底储能有望出现抢装。8请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表7：国内月度储能中标及新增装机规模图表8：国内月度储能EPC项目招标规模90002022年EPC中标量（MWh）2022年EPC招标规模（MWh）80002023年EPC中标量（MWh）2023年EPC招标规模（MWh）2023年新增装机量（MWh）80007000700060005000600040003000500020001000400001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月3000资料来源：储能头条、储能与电力市场，国联证券研究所2000100001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源：储能头条、储能与电力市场、CESA，国联证券研究所1.2美国在建规模有望支撑24年高增速输配电网络老化，美国新能源项目面临并网延迟问题。美国输电系统运营商（ISO、RTO或其他公用事业公司）要求寻求并网的电力项目在建设前进行一系列并网影响研究，以确定项目在并网前需要新增或升级哪些电网设备，并分配相应的成本；处于此过程中的项目列表被称为“并网队列”（interconnectionqueues）。近年来美国并网队列规模大幅增长，于2022年底超过2000GW（其中超过95%为光伏、风电和储能等新能源项目）；23年9月统计到7大ISO区域的新能源并网队列规模达到1060GW，项目平均排队时长在2年以上，在CAISO（加州）区域达到近4年。图表9：美国2014-2022年各类电源并网队列规模图表10：美国23年9月部分地区新能源并网队列规模资料来源：BerkeleyLab，国联证券研究所区域平均排队时长队列规模（ISO）（月）（GW）CAISO43.4186.57ERCOT22.2178.96ISO-NE24.236.23MISO/258.93NYISO24113.54PJM24.4165.75SPP25.1120.26合计1060.24资料来源：GGII，BerkeleyLab，国联证券研究所预计并网队列中14%左右的容量有望在未来5年最终建成。并网延迟问题的原因主要包括并网研究流程的繁琐和电网改造费用高昂；据LBNL，2020-2023年排队中的新能源项目平均并网成本为106美元/kW，而退出排队的项目并网成本超过500美元/kW（主要为新能源开发商需要承担的电网改造成本）。2000年至2017年寻求并网的项目队列中，21%的项目及14%的容量最终建成；从并网申请到最终商业运营的典型等待时间由2000-2007年建成项目的不到2年，增加至2018-2022年建成项目的4-5年。9请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表11：美国并网队列项目最终完成率及等待时间资料来源：BerkeleyLab，国联证券研究所短期：10月底在建项目规模同比高增64%，23Q4及2024年大储装机有望高速增长。23年10月底，EIA预计在23Q4并网的储能项目中，已建成但尚未商业化运行项目规模为374.5MW，建设进度超过50%的项目规模为1148.3MW，建设进度低于50%的项目规模为1848.7MW。假设其中已建成及建设进度超过50%的项目有望全部投运，建设进度低于50%的项目中有40%能够在2023年内投运，则2023年美国大型储能有望新增装机6.8GW以上，同比增长70%。23年10月底美国大储在建项目规模合计达9.5GW，同比增长64.4%，有望对2024年装机形成较强支撑。图表12：美国大型储能在建项目规模同比高增（单位：MW）进度超过50%的在建项目进度不足50%的在建项目当年累计装机120001000080006000400020000资料来源：EIA，国联证券研究所储能需求预期在并网延迟背景下有望进一步提高。储能在缓解电网阻塞、提高电网输电能力、促进新能源消纳等方面的作用有望具备较一般新能源项目更高的并网优先级。在并网延迟加剧背景下，储能需求预期持续提高。2022年7月，EIA根据当时的建设和规划进展，预计2025年底美国电池储能装机仅不足25GW；而202310请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究年10月，EIA对2024年底电池储能总装机预期已提升至31.7GW。图表13：美国各州光伏发电渗透率差异较大图表14：加州鸭子曲线进一步加深资料来源：BerkeleyLab，国联证券研究所资料来源：EIA、CAISO，国联证券研究所中长期：美国中部地区新能源渗透率存较大发展空间，叠加并网流程减缓、加息放缓等因素均有望支撑储能市场空间的持续提升。加州等高光伏发电渗透率地区“鸭子曲线”进一步加深，需要通过储能等灵活性资源平滑波动；美国多数地区光伏发电渗透率仍停留在较低水平，中长期看亦具备较大市场空间。我们认为后续有望出台简化并网流程的新政策，叠加美国加息节奏的放缓，有望支撑中长期储能较大的市场空间及行业增速。图表15：美国加息节奏或将放缓7美国:联邦基金目标利率（%）6543210资料来源：美联储，国联证券研究所1.3欧洲大储需求方兴未艾欧洲可再生能源目标持续上调。2021年，欧盟委员会修订2030年气候目标，将可再生能源在能源消费中占比的目标由32%上调至40%；2022年，为加速摆脱俄罗斯化石能源依赖，欧盟发布REPowerEU计划，并提议将可再生能源目标进一步提高至45%；2023年9月，欧洲议会正式通过决议，将2030年欧盟国家的可再生能源目标从32%提升为至少42.5%，力争45%的水平，约为2021年21.8%占比的2倍。11请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表16：欧洲新能源规划时间轴资料来源：EuropeanCommission，国联证券研究所欧洲储能装机有望持续增长，表前储能有望获得更高增速。据欧洲储能协会于2023年3月发布的欧洲储能市场监测报告，通过对24个国家住宅、工商业和表前储能市场的项目和规划追踪，预计2023年欧洲储能新增装机量有望超过6GW，同比增长40%左右；其中表前大储装机有望超过3.5GW，同比增长75%以上。12请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表17：欧洲年度储能新增装机预测资料来源：EASA、LCPDelta，国联证券研究所欧洲大储市场有望多点开花，新兴市场具备较强增长潜力。英国及爱尔兰作为欧洲传统大储市场，辅助服务市场带来的较高收入有望推动大储规模持续增长；意大利的电池储能系统在2020年底-2022年期间获得了大量快速频率响应和容量市场的电力采购合同，大储新增装机有望由2022年的22MW大幅提升至2023年800MW以上，并于2024年突破1.1GW；希腊900MW储能招标有望于2023年内完成，于2025年集中投运，并制定了5.6GW的2030年装机目标；西班牙当前储能发展较缓慢，但西班牙政府曾于2021年2月批准了2030年部署20GW储能项目的规划。图表18：欧洲部分国家表前储能新增装机预测（单位：MW）英国德国意大利爱尔兰希腊6,0005,0004,0003,0002,0001,00002024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2020202120222023E资料来源：EASA、LCPDelta，国联证券研究所1.4预计全球储能未来5年需求CAGR为37%综合上述分析，我们预计2023年全球储能新增装机38GW/90GWh，功率同比增长88%；预计2027年全球储能新增装机99GW/257GWh，装机功率5年CAGR为37%。13请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表19：全球储能需求测算单位202120222023E2024E2025E2026E2027EGW全球储能需求测算53.669.080.899.440%29%17%23%全球新型储能新增装机功率10.220.438.3132.6170.6206.1256.747%29%21%25%yoy104%100%88%全球新型储能新增装机能量195215235255GWh23.746.590.395100105110yoy70806060123%96%94%13%15%15%15%4%8%13%20%国内储能需求测算15%17%20%20%0.5%1.0%2.0%3.5%光伏新增装机GW5587175510102864558集中式光伏新增装机GW26369047%3720%29%6936%119157风电新增装机GW48386058%9427%32%6436%97117集中式光伏单系统配置功率比例10%10%11%482203410工商业储能对工商业光伏渗透率2%35404311371820风电单系统配置功率比例10%11%12%30%1530%30%12.630%16.718.7大储对21年存量风光渗透率0.1%53%14.714%12%37.117%49.254.8抽水蓄能新增装机功率GW89553%43.313%11%17%新型储能新增装机功率GW27193.42.93.33.63.95.25.1yoy40%204%157%-3%4.515%-2%16436.927%8.18.4新型储能新增装机能量GWh58%8.4-4%4%13.921%16.216.8yoy43%224%173%8%16.8-4%4%集中式储能新增装机能量21%工商业储能新增装机能量GWh41GWh2美国储能需求测算美国光伏新增装机GW23.620.232美国风电新增装机GW集中式储能对集中风光渗透率13910美国新型储能新增装机功率GW10%19%22%yoyGWh美国新型储能新增装机能量3.64.88.2yoy150%33%72%10.414.024.2194%35%73%欧洲储能需求测算欧洲大储新增装机GW0.81.42.7欧洲户用储能新增装机GWyoy1.73.13.7欧洲储能新增装机功率GW95%83%20%2.44.56.4yoy116%83%43%GWh4.9欧洲储能新增装机能量8.912.8yoy116%83%43%资料来源：EIA、WoodMackenzie、SEIA、EASA、CNESA、国家能源局，国联证券研究所注：篇幅受限，详细测算过程欢迎联系国联电新团队2.电力现货发展是独立储能盈利的关键2.1丰富的收益模式构成海外储能高盈利全球各地区大型储能系统典型运行模式趋同。英国、美国加州及澳洲的大型储能系统，基本呈现出类似的充放电策略，即以相对较少的一部分容量响应实时发生、短期波动性大、但在较长时间周期上呈现出较稳定需求的调频等辅助服务调度；满足电能量调峰需求占用储能系统的多数容量，各地均以每天“一充一放”到“两14请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究充两放”的运行模式为主。图表20：英国大储22年8月-23年7月运行模式图表21：加州大储2021-2022年运行模式资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所资料来源：CAISO，国联证券研究所图表22：澳洲Gannawarra电站19-21年运行模式图表23：澳洲Ballarat电站典型充放电策略资料来源：ARENA、EdifyEnergy，国联证券研究所资料来源：ARENA，国联证券研究所美国加州：储能收入目前主要来自电能量交易，夏季热浪期间可获取超额收益。据CAISO统计，2022年美国加州电池储能收入构成中，电能量交易约占62%，向上及向下调频约占25%。2022Q3，由于调频收入的增长及夏季热浪期间能源价格的攀升，美国加州储能单位kW收入大幅增长；2022年8月31日至9月9日为期10天的热浪期间，电池市场净收入总计近7800万美元，约占2022年电池市场总收入的20%。2022年，加州电池储能全年加权平均收入为103美元/kW，收益范围从40美元/kW到239美元/kW。我们认为较大的收入跨度可能部分由于当年新投运项目较多。15请务必阅读报告末页的重要声明图表24：美国加州电池储能平均收入情况行业报告│行业深度研究图表25：加州储能单季度单位kW净收入情况资料来源：CAISO，国联证券研究所资料来源：CAISO，国联证券研究所英国：储能收入主要由调频等辅助服务贡献，新能源渗透率提升有望提升价差套利空间。2023年9月，英国电池储能月度收入约为3700英镑/MW，相当于年化收入为4.7万英镑/MW；其中储能时长低于1.5小时的项目平均收入为3400英镑/MW，储能时长超过1.5小时的项目平均收入为4800英镑/MW。英国储能收入主要由调频等辅助服务贡献，不过随着风电及光伏发电量占比的提升，电源侧与负荷侧供需不匹配的情况加大，批发交易价差的扩大（甚至出现负电价），价差套利收入规模有望提升。图表26：英国大型储能2023年月度收入情况图表27：英国2023年日前电力批发市场价差变化资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所澳洲：应急调频辅助服务在波动性加剧的时期为储能系统带来了丰厚的收入。2020年初，澳大利亚的南澳大利亚州电网与NEM（国家电力市场）其他区域脱离，LakeBonney储能电站在此期间获取了大量应急调频辅助服务收益，仅20年2月即赚取了590万澳元。在日常情况下，澳洲储能电站的调频辅助服务和电能量交易收入也使项目获得较好的经济性。16请务必阅读报告末页的重要声明图表28：澳洲LakeBonney储能电站收入情况行业报告│行业深度研究图表29：澳洲Wallgrove储能电站2022H2收入情况资料来源：ARENA，国联证券研究所资料来源：Transgrid、Lumea，国联证券研究所丰富的市场化收益模式、更大的价差、特殊环境下的超额收益，构成海外储能项目较好的经济效益来源。海外储能项目普遍同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益；而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式。海外可套利价差明显高于国内，英国23年9月平均价差约合0.68元/kWh，而山东约为0.36元/kWh；美国现货报价上限约合7.28元/kWh，国内普遍为1.5元/kWh。此外，海外项目在极端天气等特殊情况下，由于高度市场化机制，有望获得丰厚超额收益。2.2政策推进国内储能盈利模式改善电力现货市场发展提速，国内大储商业化必备条件逐渐完善。23年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发我国首个国家级电力现货市场交易规则，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。23年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，通知主要包括以下方面的内容：1）针对不同的电力交易市场给出了各自的试运行结算时间；2）提出了进一步扩大经营主体范围，推动分布式新能源上网电量参与市场；3）鼓励储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体参与市场，探索“新能源+储能”等新方式；4）加强现货交易与辅助服务街衔接，现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导；5）探索建立容量补偿机制。17请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表30：国内各地区电力现货市场试运行时间表资料来源：国家发改委、国家能源局、各政府官网，国联证券研究所山东电力现货市场“峰谷特性”较明显，国内大型储能项目利用率有望提升。对山东电力市场2022.9.1-2023.8.31连续一年的日前价格数据进行聚类分析，价格曲线形状可大体分为“单峰单谷类”、“双峰双谷类”、“平滑类”3类，占比分别为32.05%/37.26%/30.68%；年均曲线基本呈现“单峰单谷”形状，每两小时有序最大峰谷差为356.81元/MWh。中电联此前调研结果显示，2021年底国内储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，电网储能为14.8%；以2h项目为例，每日“一充一放”对应利用系数为16.7%；我们认为以山东经验推断，随着国内电力现货市场建设的日趋完善及VRE渗透率提升，储能项目等效利用系数有望逐步提升至16%以上。图表31：山东电力市场年均分时曲线（元/MWh）图表32：聚类分析结果下山东日前价格（元/MWh）资料来源：兰木达电力现货，国联证券研究所资料来源：兰木达电力现货，国联证券研究所我们将不同国家及地区的储能项目收益情况放在同一维度下比较，认为随着建设成本的显著下降，当前山东独立储能已有望获得较好的经济性，与海外项目差距在于价差和商业模式。18请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表33：国内外储能政策对比政策类型欧洲美国澳大利亚中国市场化程度较差，推动完电价可再生能源市场收上限—APC管理价格上限由300澳善分时电价机制和电力现为180欧元/MWh元/MWh提高至600澳元/MWh货市场试点规划2030年可再生能源发电10年内投资3690亿美规划一系列不同的储能类国家和地方均发布新型储产业量占比45%元于能源安全和气候变型，包括分布式储能、协调能装机规划财税控制分布式储能、短时储市场规划支持欧洲储能及电池产化领域能、中等时长储能、长时储加快实现储能核心技术自业链本土化，要求到主化，推动储能成本持续2025年和2030年分别通支持供应链本土化。超能Snowy2.0过本地制造满足当地电过600亿美元将会被用下降和规模化应用池需求的69%和89%于支持本土清洁能源和—德国发电收入免除所得仅有少部分省市出台了储税，购置户用光储系统运输技术供应链为储能项目提供资金支持能补贴政策，主要为投资免除增值税；英国为储为储能系统提供ITC税—补贴和运营补贴能提供财政拨款收抵免国家层面推动储能参与电英国增加储能可参与的各州制定详细的储能可力现货市场、中长期市电力市场品种参与的电力市场规则，如简化储能参与辅助服场、辅助服务市场，各省务市场规则、为储能提市探索适合储能参与的市供补偿等场细则大多数省份要求按照新能源配储计划对某些类型的屋顶——10%～20%的功率配置1～4强制安装光伏小时的储能资料来源：《国内外新型储能相关政策及商业模式分析》（鲁跃峰等，2023.09），国联证券研究所与海外项目相比，国内电力价差仍存较大扩大空间（短期或可通过补贴形式落地），储能同时参与电能量交易和调频辅助服务的市场机制有待成熟。假设山东一座100MW/200MWh独立储能电站EPC成本为1.4元/Wh，每年进行300次满充满放，现货市场套利价差为0.3元/kWh，容量租赁比例为70%，每年获得600万元容量补偿，则我们测算其IRR为6.53%（若以22年锂价高位时1.8元/Wh的EPC成本测算，IRR仅为2.5%）；若套利价差提高至0.35元/kWh，租赁比例提升至80%，则我们测算其IRR为9.1%。图表34：各地区储能电站单位容量收入预期及构成（单位：万元/MWh/年）调频电能量交易备用服务等其他容量租赁容量补偿80706050403020100美国加州加权平均山东美国加州最高英国澳洲Wallgrove澳洲LakeBonney资料来源：CAISO、ModoEnergy、EESA、ARENA、Transgrid、Lumea，国联证券研究所测算注：测算过程包含大量假设条件，且受统计数据偏差、汇率、短期电价波动、各地区储能时长差异等影响较大19请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究国内储能项目同时参与电能量和辅助服务市场的政策基础逐渐成熟。海外大储项目普遍同时通过电力辅助服务和电能量套利获取收益。而根据山东省电力现货市场规则，独立储能项目虽然可参与调频辅助市场，但是提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清，即目前山东独立储能项目只能参与AGC或现货市场中的一种。2023年8月，山东省发布的《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》指出，独立储能可提供爬坡辅助服务，并且爬坡辅助服务市场交易组织时间和出清流程与现货市场实时电能量市场相同，与实时电能量市场联合出清。2023年9月，广东省发布的《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》指出，在起步阶段独立储能分时参与现货电能量市场和辅助服务市场，具备条件后推动独立储能同时参与现货电能量市场和辅助服务市场。图表35：商业模式较成熟的山东储能装机领先（MW）图表36：2022年各省储能新增装机结构2021年底累计装机2022年新增装机2023H1新增装机电源侧电网侧用户侧050010001500200025003000100%6%1%4%2%山东90%16%湖南80%41%36%33%70%宁夏60%80%73%73%内蒙古50%94%95%98%16%32%28%广东40%83%江苏30%20%27%44%32%39%新疆10%20%24%甘肃0%1%青海资料来源：CNESA、CESA，国联证券研究所资料来源：CESA，国联证券研究所业主在储能采购决策中有望由初始投资主导转向全生命周期经济性主导，或将改善当前国内储能厂商普遍盈利能力较弱的局面。当储能项目本身的收益渠道进一步跑通，项目价值逐渐由储能系统的交易能力主导，不同系统间的转换效率、运行稳定性、电价预测能力等方面的差异或将更加显著，并被业主感知。20请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表37：美国加州储能项目投入产出比资料来源：Lumen，国联证券研究所海外市场通过更透明的信息披露，尽量避免储能采购出现劣币驱逐良币的现象。由于ToB业务产品采购决策过程的复杂性，终端使用部门和采购部门的利益诉求较难协调；并且随着购买方内部组织结构越复杂，信息传递效率越低，决策流程越不透明，产品价格与价值的偏离可能越大。加州公用事业委员会（CUPC，监管机构）委托进行了储能项目投入产出比等一系列储能采购相关的研究，并通过较透明的信息披露，尽量避免劣币驱逐良币的现象。2.3对交易能力的需求抬高储能壁垒储能的价值由交易能力体现，不同项目之间存在较大差异。以美国德州为例，2022年德州52个储能系统的平均收入为11.45美元/kW/月，不同项目间的收入差距非常明显。低收入项目的主要收益来源是RRS（调节备用服务），而获取较高收入的项目中，来自调频等RRS以外的辅助服务收入的比例明显提升，表明其可能实施了更复杂的调度策略。21请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表38：美国德州储能项目收益差异资料来源：Gridmatic，国联证券研究所储能项目的位置对项目利用率有较大影响，对优质并网点的争夺导致了“跑马圈地”般的储能超前建设。英国电池储能项目分散在14个电网供应点（GridSupplyPoint，GSP）集群中，由于项目位置不同，GSP响应平衡机制（BalancingMechanism）辅助服务的调度率存在较明显的差异。调度率高的GSP往往靠近关键输电线路、大型风电站以及容易产生电网约束的区域。对于储能项目而言，可获得更高收益的优质并网点是有限的，我们认为对于优质并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建设的情况。22请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表39：储能项目的位置对调度率有较大影响资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所辅助服务市场可供储能参与的容量相对有限，以现货市场为代表的电能量市场是疏通储能收益机制的重要来源。加州2021年向上调频和向下调频辅助服务的市场需求分别为400MW和700MW，而当年加州电池储能装机超过2.4GW。另外，加州储能参与辅助市场的服务种类主要以调频为主，而对备用市场的参与度不高，它们基本被水电和气电占据。图表40：加州辅助服务市场规模及供给来源资料来源：Lumen，国联证券研究所美国德州的情况较为类似，在调频市场储能已占据了绝大多数的市场份额；随着通过储能完成的调频服务比例提升，服务的清算价格中枢开始下降，并且价格区间逐渐缩小。23请务必阅读报告末页的重要声明图表41：德州向下调频服务主要由储能提供行业报告│行业深度研究图表42：储能占比提升缩小了向下调频价格资料来源：Gridmatic，国联证券研究所资料来源：Gridmatic，国联证券研究所储能参与现货市场的方式一般有“报量报价”与“报量不报价”两种方式。“报量报价”方式下，储能需自主决策充放电的量价曲线，一般3-10段不等；“报量不报价”方式下，需申报运行日96点（每15min一段）的自调度曲线。“报量报价”可主动参与实时市场，“报量不报价”可理解为仅参与日前市场，不可参与实时市场（当前山东市场的模式）。参与实时市场有望获得更高收益，但需要具备更精准的价格预测能力、更精细的策略制定能力，同时对设备运行性能的了解程度要求更高。随着电力交易市场的进一步发展，“报量报价”模式下的交易难度或将进一步提升。加州储能以“报量报价”模式参与市场，市场参与者不会仅根据提供能量的实际成本提交电能量竞价，还需考虑在一天中特定时段放电或充电的机会成本。在实时市场和日前市场中，储能在太阳能发电高峰的下午时段充电的意愿最高，此时也正是节点价格平均最低的时段。为了确保在和其他资源的竞争中被调用，储能需要在预期的电价低点投标较高的充电价格（买入），并在预期的电价高点投标较低的放电价格（卖出）。对于机会成本的考量，以及与市场其他参与者之间的博弈使得交易难度进一步提升。图表43：加州每小时平均的日前电池投标和节点价格图表44：加州每小时平均的实时电池投标和节点价格资料来源：CAISO，国联证券研究所资料来源：CAISO，国联证券研究所特殊形态电价曲线的出现，对价格预测能力提出更高要求。在山东电力市场连24请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究续一年的样本中，其中14天的日前价格曲线类似下图中的形态，若想获得更高收益，运营商应在D+1、D+2等更长的时间尺度上寻找机会，实现跨日充放。图表45：电价曲线可能出现多种形态（单位：元/MWh）资料来源：兰木达电力现货，国联证券研究所常规状态下电价峰谷特性有望更加明显，特殊曲线或拉大储能项目间的收益差距。随着发电侧风光发电量以及用户侧充电桩等用电量渗透率的提升，电价曲线的峰谷特性或将更加明显，进一步拉大峰谷价差；随着晚间风电出力的提升，每日“两充两放”套利机会出现的概率有望提升。随着电力现货市场、辅助服务市场和容量市场的进一步耦合，在风电大发、极端天气、特殊电网波动时期，储能对未来24h-72h的价格预测以寻求跨期充放机会，有望获得超额收益；储能电站、储能产品之间的预测能力和设备性能之间的差异或将体现得更加明显。3.价格战后储能行业集中度有望提升3.1复盘2011年光伏价格战后格局向好2011年至2013年，光伏产业链产能过剩，欧美“双反”政策导致需求萎缩，出现“价格战”。2011年，全球光伏组件产能同比增加63%至63GW，欧美“反倾销+反补贴”政策影响海外需求，加剧了产能过剩的情况；2011-2013年全球新增光伏装机分别为31.9/29.4/34.2GW，2011年组件产能相当于2012年装机的2.14倍，处于历史较高水平。25请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表46：2011年光伏组件由于需求下滑出现产能过剩图表47：2011年光伏产业链价格大幅下降全球组件产能（GW）多晶硅片（左轴-元/W）500全当球年光产伏能新与增次装年机装量机（量G的W比）值250%35多晶电池（左轴-元/W）45030多晶组件（左轴-元/W）400多晶硅料（右轴-元/kg）400200%3502530020250300150%2001510150200100%10055010050%0000%201020112012201320142015201620172018201920202021资料来源：中国光伏行业协会、BP，国联证券研究所资料来源：Solarzoom，国联证券研究所2011Q2起光伏组件厂商毛利率大幅下跌，2012Q3-Q4出现盈利低点，随后逐渐回升。2012年主要组件企业中，阿特斯、晶科、天合光能毛利率分别为6.98%/4.80%/4.40%，晶澳、尚德、英利毛利率为负；从同比降幅的角度来看，阿特斯、晶澳、晶科、天合、尚德、英利的毛利率分别同比下降2.6/5.1/10.8/11.8/13.7/19.9pct。整体而言，阿特斯、晶科、天合在当时的价格战中盈利情况相对较好。图表48：各光伏企业单季度毛利率晶澳科技晶科能源天合光能英利50%隆基绿能阿特斯40%30%20%10%0%2011Q12011Q22011Q32011Q42012Q12012Q22012Q32012Q42013Q12013Q22013Q32013Q42014Q1-10%-20%-30%资料来源：各公司公告，iFind，国联证券研究所高海外营收占比厂商的单位售价相对较高。2012年天合/阿特斯/英利/晶澳/晶科单位售价分别为0.78/0.77/0.77/0.73/0.69美元/W，对应的海外营收占比分别为87.05%/93.12%/76.71%/54.07%/54.54%。26请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表49：各光伏企业2012年单位售价、单位成本及毛利率情况单位售价（美元/W，左轴）单位成本（美元/W，左轴）毛利率（右轴）8.0%0.94.4%6.0%4.0%0.87.0%2.0%0.0%0.7-2.0%4.8%-4.0%0.60.50.40.30.2-0.8%晶澳科技0.1-3.2%英利0.0晶科能源天合光能阿特斯资料来源：各公司公告，iFind，国联证券研究所成本控制能力主要受硅片一体化率和对上游硅料锁价等因素的影响。2012年晶科/阿特斯/晶澳/天合/英利的单位成本分别为0.65/0.72/0.73/0.75/0.79美元/W。阿特斯从2009年开始修订大部分硅料协议为现货价格购买；而英利签订的硅料长期锁价协议，在2012年硅料价格大幅下跌的背景下，盈利能力受损严重。晶科、英利、晶澳的硅片一体化率在行业中处于领先水平。图表50：各光伏厂商硅片一体化率图表51：各光伏厂商海外营收占比晶科能源英利晶澳科技120%天合光能阿特斯尚德电力天合光能尚德电力阿特斯100%晶科能源英利晶澳科技120%201220142015100%80%80%60%60%40%40%20%20%0%20110%201020112012201320102009资料来源：各公司公告，国联证券研究所资料来源：各公司公告，国联证券研究所光伏行业资产较重，资金占用比例较高，强大的资金实力和健康的现金流是企业度过价格战的重要因素。2011年尚德电力资产负债率提升至79%，短期债务/总资产提升至34.68%；尚德规模扩张主要依靠短期借款为主的债务融资，一旦外部市场环境等因素导致营收、利润出现下滑，产能投资无法迅速收回现金，生产运营、产能投资和到期债务偿还将使得资金周转较为困难；在欧美“双反”导致下游需求持续萎缩的背景下，尚德最终债务违约破产。27请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表52：各光伏厂商短期资产负债率图表53：各光伏厂商应收账款周转天数阿特斯尚德电力英利天合光能尚德电力晶科能源天合光能晶澳科技60%晶科能源晶澳科技2014201520142015140阿特斯英利50%12040%10030%806020%4010%200%20102011201220130201020112012201320092009资料来源：各公司公告，国联证券研究所资料来源：各公司公告，国联证券研究所经历了价格战后，光伏组件行业洗牌出清，集中度有所提升。2011-2015年行业CR10分别为37.78%/37.49%/40.50%/45.88%/53.99%，2013年CR10同比+3.01pct，价格战使得落后产能出清，2011年底-2013年初价格战中，中国光伏企业破产/停产数量超过300家，市场集中度提升。图表54：价格战后行业集中度提升CR3CR5CR1060%50%40%30%20%10%0%20122013201420152011资料来源：智汇光伏，国联证券研究所图表55：2011-2015年光伏组件行业格局20112012201320142015公司市占率公司市占率公司市占率公司市占率公司市占率FisrtSolar5.98%尚德5.56%英利6.38%英利6.70%天合7.00%天合8.80%英利4.69%天合4.22%FisrtSolar5.03%天合5.41%英利6.42%阿特斯7.31%4.11%阿特斯3.50%天合4.50%尚德5.41%阿特斯5.94%晶科7.05%日本夏普2.55%2.41%阿特斯4.37%日本夏普3.81%晶澳5.94%晶澳6.32%韩华晶科尚德4.20%阿特斯3.72%晶科5.65%韩华5.33%日本夏普3.00%晶科3.50%韩华4.62%FirstSolar4.63%晶澳2.72%FirstSolar3.40%昱辉阳光3.84%协鑫集成4.31%晶科2.61%昱辉阳光3.40%FirstSolar2.95%英利4.11%28请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究赛维2.39%SunPower2.46%日本京瓷2.68%尚德2.42%尚德3.20%2.21%晶澳2.49%协鑫集成1.10%昱辉阳光2.91%SolarWorld2.38%韩华62.51%其他59.50%54.12%46.01%其他其他其他62.22%其他资料来源：智汇光伏，国联证券研究所3.2当前储能行业格局仍较分散当前国内储能系统格局较为分散。当前权威第三方数据普遍仅统计储能行业装机量，对于厂商出货总量以及行业市占率的研究较少，且缺乏可靠数据来源。据华经产业研究院，2020年国内储能系统出货量第一名为阳光电源，市占率为13%，CR3和CR10分别为29%和51%。CNESA及EESA每年统计行业前10厂商出货情况，但并未披露行业整体出货数据；我们假设其他厂商出货增速与当年新增装机增速相同，则估算得2021-2022年行业CR3及CR5分别为28%/69%和31%/72%。图表56：2020-2022年国内市场储能系统集成商出货量及竞争格局公司2020市占率公司2021市占率公司2022市占率阳光电源出货量13.00%海博思创出货量10.02%海博思创出货量12.43%（GWh）（GWh）（GWh）0.340.743.94海博思创0.2710.50%电工时代0.679.04%中车株洲所3.099.75%平高电气0.145.50%新源智储0.648.71%阳光电源2.88.83%6.82%上海电气0.134.90%阳光电源0.597.92%天合储能2.16国轩新能源猛狮科技0.103.70%科华数据0.577.72%远景能源2.096.59%科华数据0.093.30%林洋亿纬0.435.76%平高1.885.93%南都电源0.083.10%中天科技0.425.71%华能清能院1.765.55%科陆电子0.072.70%兴储世纪0.354.78%融和元储1.735.46%南瑞继保0.062.20%平高集团0.344.61%新源智储1.735.46%其他1.3351.10%采日能源0.334.44%中天储能1.735.46%其他2.3131.27%其他8.7827.72%合计2.60合计7.39合计31.69资料来源：CNESA、EESA，国联证券研究所整理并测算注：2021-2022年其他厂商和全部厂商的出货量数据缺少权威第三方统计，我们根据2020年其他厂商出货量情况，按照当年装机增速，测算得出2021-2022两年的其他厂商出货量，并进一步测算得到市占率的估算值。23年中标格局仍较分散，但或好于2020年。我们统计了各厂商在2023年1-10月储能公开系统采购招标、EPC招标、框架性采购招标和集中采购招标中的中标情况，测算得当前行业CR3为33.6%，CR10为64.4%；整体略好于2020年第三方机构统计的情况，但CR10较我们估算的2022年情况有所下滑，行业集中度仍较分散，呈现出长尾效应的特征。29请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表57：2023年前10月国内储能系统中标格局2023年中标量（MWh）市占率700018%600015.74%16%500010.58%14%400012%10%30007.32%8%20006%10006.10%5.31%4%1.532%%4.85%4.44%4.09%3.37%2.64%2.61%2.25%1.93%1.61%1.54%00%比中电阳天海宁远林中科许南南天海亚车工光诚博德景洋天华继都瑞合得迪株时电同思时能亿储数电电继储控洲代源创创代源纬能据气源保能制所资料来源：北极星储能网、CNESA、储能头条、储能与电力市场、中国招标投标公共服务平台，国联证券研究所整理并测算全球市场格局同样分散，北美地区头部集中度较高。据SMM储能，2023H1全球储能集成商出货量CR3为30%，CR10为61%；全球市场格局同样较分散。北美地区大储市场相对集中，2022年出货量CR5为81%，前三名供应商及其市占率分别为特斯拉（25%）、Fluence（22%）、阳光电源（13%）。图表58：2020-2023国内市场储能集成行业集中度图表59：2023H1全球储能集成商出货格局CR3CR10特斯拉10%80%68.73%72.28%70%64.0%比亚迪33.5%10%2023E其他60%50.90%40%50%40%27.77%31.01%阳光电源29.00%10%30%20%海博思创6%10%南都电源NextEraEnergy0%3%华为6%2020科华数据PowinFluence5%202120223%3%4%资料来源：CNESA、EESA，国联证券研究所整理并测算资料来源：SMM储能，国联证券研究所3.3成本优势或为竞争的入场券储能系统成本相对透明，锂价大幅下跌过程中集成商利润易受挤压；当前锂价或阶段性触底，储能中标价相应趋稳。据SMM，23年10月底280Ah储能电芯报价0.48元/Wh，较2022年底高点下跌0.5元/Wh，降幅达51%。2023年10月国内0.5C储能系统采购中标均价0.92元/Wh，环比9月微降2.1%；较2022年底高点下跌0.64元/Wh，降幅为41%。30请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表60：国内储能电芯价格图表61：储能系统采购中标价企稳方形磷酸铁锂动力电芯（元/Wh）储能系统采购中标均价（元/Wh）1.2方形磷酸铁锂280Ah储能电芯（元/Wh）2.51储能EPC中标均价（元/Wh）0.820.61.50.410.20.5002022年3月2022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年1月2023年2月2023年3月2023年4月2023年5月2023年6月2023年7月2023年8月2023年9月2023年10月资料来源：SMM，国联证券研究所资料来源：储能头条、储能与电力市场，国联证券研究所较高比例的设备自研自制能力是当前价格水平下厂商能够盈利的关键因素。我们测算以不同方式参与市场的储能系统集成商理论盈利能力，在0.45元/Wh的电芯价格和0.9元/Wh的系统中标价的假设条件下，测算得若全部设备外采，系统集成毛利率仅为5%，扣除各项费用后厂商大概率出现亏损；外采电芯，自制PACK+BMS+EMS系统，或者自制PCS系统的毛利率为7-8%左右，扣除费用后或能获得微薄利润；拥有较高水平的电芯产能，可自制直流侧系统的毛利率约14%，或具备进一步小幅降价抢占市场份额的能力。图表62：高设备自制比例的集成商可获得较高的毛利率水平（单位：元/Wh）各环节全部设备PACKPAC自K制+EMSPCS自制除电芯外主直流侧电芯+PCS毛利率外采自制设备自制自制全自制0.38250.3825电芯15%0.450.450.450.450.450.1350.135PACK及BMS0.1350.150.120.120.0150.012等10%0.150.1350.1350.150.0120.050.050.050.020.02PCS+变压器20%0.150.150.150.120.020.020.020.020.77250.7395EMS20%0.0150.0150.0120.0150.807温控25%0.050.050.050.0514.17%17.83%消防30%0.020.020.020.0210.33%其他设备0.020.020.020.02储能系统成本0.8550.840.8370.825储能系统中标价0.9储能系统毛利率5.00%6.67%7.00%8.33%资料来源：各公司公告，百川盈孚，北极星储能网，索比咨询，国联证券研究所电芯环节的规模效应对直接材料及非材料成本的压缩均具有显著影响，但10GWh产能以上的边际影响明显减弱。通过观察相关公司的主营产品销量及单位成本变化，我们认为电芯环节在产能10GWh以下的阶段，通过规模效应摊薄非材料成本的空间较大，但在10GWh以上的规模进一步压缩非材料成本的空间有限；规模效应有望明显提高原材料采购过程的议价能力，获得相对同行业小厂商较低的直接材料成本。31请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表63：宁德时代电池销量及单位成本情况图表64：南都电源锂电池销量及单位成本情况电池系统销量（GWh，左轴）锂电池销量（GWh，左轴）锂电原材料单位成本（元/Wh，右轴）350锂电非材料单位成本（元/Wh，右轴）1.20锂电原材料单位成本（元/Wh，右轴）3.0锂电非材料单位成本（元/Wh，右轴）1.403001.061.002.51.111.201.202500.930.890.781.000.760.802.00.800.802000.720.740.671.50.620.600.580.600.550.551501.00.400.400.401000.50.290.230.260.150.200.200.28500.210.200.080.020.010.060.100.020.00.0000.020.0020152016201720182019202020212022资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所系统集成环节和PCS环节非材料成本压缩空间较小。2021-2022年海博思创储能销量由0.66GWh扩大至2.15GWh，对应的非材料单位成本反而小幅上升；储能PCS与光伏逆变器技术同源，制造方式类似，2020-2022年，上能电气光伏逆变器销量由5.97GW扩大至10.09GW，对应的非材料单位成本整体稳定小幅上涨。我们认为系统集成环节和PCS环节通过规模效应压缩非材料成本的空间较小。图表65：海博思创电池系统销量及单位成本情况图表66：上能电气光伏逆变器销量及单位成本情况储能及动力电池系统销量（GWh，左轴）光伏逆变器销量（GW，左轴）直接材料单位成本（元/Wh，右轴）2.5非材料单位成本（元/Wh，右轴）1.20直接材料单位成本（元/W，右轴）12.00.120非材料单位成本（元/W，右轴）2.01.0010.00.1000.800.608.00.0800.401.50.200.0310.0020226.00.0601.04.00.0400.52.00.0200.0000.0930.0050.0060.00720220.00.0290.02020202120202021资料来源：ifind，国联证券研究所资料来源：ifind，国联证券研究所3.4技术优势有望沉淀为标准制定基础的技术区别的在于安全性，质保风险或将加速规模较小厂商出清。当前头部集成商产品安全配置愈发丰富，即便前端探测预防失效，电池发生热失控，也有望将危害控制在单个电池舱甚至单个电池簇内，各类泄压装置的加入提高了对人员的安全防护。据EPRI统计，过往67个储能事故平均项目运行时间为1.5年；2023年国内储能装机规模大幅增长，众多新厂商涌入市场，若发生安全事故，相关集成商或将在2024-2025年面临较大的质保赔付压力。32请务必阅读报告末页的重要声明图表67：头部系统集成商产品安全配置愈发丰富行业报告│行业深度研究图表68：储能系统集成商较高的售后质保风险资料来源：Fluence，国联证券研究所资料来源：MunichRE，国联证券研究所进阶的技术区别在于基于算法的交易能力，或将进一步拉大储能集成商之间的差距。当前多数集成商均可提供配套硬件使用的储能电站运维软件，其主要功能体现在对电站状态的识别和监控，差异性体现在监控的细化程度（如对单颗电芯状态的性能评估、热失控特征的提前识别等）。下一阶段的竞争或将体现在通过对电价的预测，自动执行收益最大化的运行控制策略。届时各厂商产品差别或将体现得更为直观，提前在海外市场经历过市场化交易沉淀，以及在运项目体量更大的厂商的竞争优势或将更加明显。图表69：Fluence投标软件可提升储能项目收益资料来源：Fluence，国联证券研究所研发驱动降本，并构建储能系统的交易能力；头部厂商研发投入体量与二线厂商差距明显，但二三线厂商或可通过高人均研发投入弥补差距。提升PCS单机功率等级、提升电芯容量、提升系统集成度等是主要可通过研发驱动的降本方式，而对于交易算法等软件能力的建设对于相关技术人才的需求进一步提升。以阳光电源为代表的头部储能厂商的研发投入规模与二线厂商的差距明显，不过金盘科技、海博思创、南都电源等厂商的人均研发投入居于行业前列。33请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表70：储能公司2022年研发费用及研发费用率研发费用（亿元，左轴）研发费用率（右轴）1812%1610%14128%106%864%42%200%资料来源：Wind、各公司公告，国联证券研究所图表71：储能公司2022年研发人员人均投入研发人员人均投入（万元）1009080706050403020100资料来源：Wind、各公司公告，国联证券研究所头部厂商深度参与国家标准制定。我们认为评判储能厂商技术实力的一个重要维度是企业对于储能行业相关的国家标准制定的参与度。根据全国标准信息公共服务平台中披露的各主要储能行业国家标准中“起草单位”情况的梳理，宁德时代、南都电源、阳光电源等厂商在较多的储能国家标准的制定过程中发挥了重要作用。图表72：储能厂商参与储能相关国家标准制订情况梳理国家标准名称宁德南都阳光亿纬智光大连海博华为比亚迪中创蜂巢科陆国轩厦门时代电源电源锂能电气融科思创新航能源电子高科海辰《电力储能用电池管理系统》√√√√√√√《电力储能用锂离子电池》√√√√（现行）《电力储能用锂离子电池》√√√√√√√√√√√（修订）《电力系统电化学储能系统√√√通用技术条件》《电化学储能电站调试规程》√√√√《电化学储能系统储能变流√√√√器技术要求》《电化学储能电站安全规程》√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《电力系统电化学储能系统√√√√通用技术条件》《电化学储能电站检修规程》√√√√《能源互联网与储能系统互√√√动规范》《并网型微电网运行特性评√√价技术规范》《预制舱式锂离子电池储能√√√√系统技术规范》合计数量87655533222111资料来源：全国标准信息公共服务平台，国联证券研究所整理3.5渠道和资金优势较难复制大储出海仍是少数厂商的市场。海外大储壁垒较高，业主对性能、过往业绩、碳足迹等多维度要求较高。海外集成商多数缺乏电芯和变流器等关键部件的生产制造能力，技术壁垒主要由BMS、EMS等控制层，以及运维监控、电价预测、自动投标等基于算法能力差距体现。目前可实现独立系统集成出海的国内厂商仍相对较少，设备厂商切入海外集成商供应链是积累海外业绩的关键。图表73：2023年以来部分国内储能厂商海外合作情况时间国内企业海外合作方合作领域规模储能电池450MWh+5GWh2023年3月宁德时代美电池储能开发公司HGP电池储能项目2023年6月HGP储能电池系统及逆变器450MWh储能电池2023年9月西澳大利亚州政府液冷储能电池系统3GWh大型储能项目10GWh2023年4月瑞浦兰钧Powin方形磷酸铁锂电池8GWh2023年5月Energy、Vault方形磷酸铁锂电池10GWh储能电池13.389GWh2023年8月VENAENERGY储能电芯20GWh储能产品5.1GWh2023年6月亿纬锂能Powin合资公司2023年6月ABS储能系统/2023年6月蜂巢能源Tesvolt等先进储能电池产品3GWh2023年6月鹏辉能源DiscoverEnergySystems锂电储能系统2GWh2023年上半年国轩高科Nextera储能锂电池系统1.5GWh2023年4月中集集团Powin储能系统1.36GWh2023年2月土耳其五家能源公司直流电池储能178MWh2023年5月华为PowinEnergy液冷储能系统40mwh海辰储能大型光储项目1GWh光储项目825MWh2023年2月南都电源意大利某主要电力公司储能电池采购2023年10月阿特斯英国某储能公司美国联合建设光储项目860MWh2023年6月Unibal电池储能系统/2023年10月液冷系统DEPCOMPower和TucsonElectricPower860MWh437MWh2023年3月阳光电源Constantine25MW/58MWh2023年8月ZENEnergy2023年8月远景动力Powin2023年8月Fluence2023年10月晶科能源2023年10月科陆电子Powin2023年2月天合光能美洲某能源企业英国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2023年9月SMS50MW/58MWh2023年10月G2、Energy电池储能项目50MW/102MWh电池储能电站总包项目105MWh2023年7月科特迪瓦北部储能系统200kW/800kWh2023年7月华自科技巴基斯坦北部喀喇昆仑山区火储多能互补电厂项目2023年9月柬埔寨奥多棉芷电力产业有限公司及合作方20MWh储能装置多台60kW/129kWh爱沙尼亚奶牛农场、种子研究所（ETKI）两地储能装置2023年10月储能项目资料来源：GGII、储能与电力市场、各公司官方公众号，国联证券研究所强大的资金实力和健康的现金流是支撑厂商平稳度过价格战的重要因素。我们以各厂商2023年三季报披露的货币资金+交易性金融资产-有息负债（包括短期借款、长期借款、一年内到期的非流动负债、应付债券等）的情况衡量各企业当前的资金充裕度，当前头部厂商资金实力普遍较强，部分二线厂商存在不同程度的债务压力。图表74：2023年三季报部分储能公司资金情况公司货币资金（亿元）交易性金融资产（亿元）有息负债（亿元）货币资金+交易性金融资产-有息负债（亿元）1,210.981,126.70宁德时代2,337.600.08252.24411.4896.9975.81比亚迪557.60106.120.0465.4324.4227.69阳光电源111.8460.96101.1822.450.8521.53派能科技43.4122.060.0821.230.0319.51德业股份33.3718.731.955.620.005.28东方日升122.880.752.424.978.394.57固德威22.390.000.083.956.452.64四方股份20.670.6326.211.288.08-1.04科士达19.470.0830.97-9.2918.66-11.37盛弘股份6.561.0116.66-12.1042.53-25.15新风光5.280.0061.32-33.4381.48-58.78海得控制7.390.00344.20-73.46上能电气12.940.02宝光股份4.030.00禾望电气7.721.38鹏辉能源27.330.15华自科技6.990.05科华数据16.685.00金盘科技7.280.00智光电气3.740.82科陆电子17.380.00南都电源27.850.04锦浪科技13.858.85天合光能270.260.48资料来源：Wind，国联证券研究所4.投资建议海内外需求共振，未来5年全球储能需求CAGR有望达37%。国内储能招投标数据持续高增，2023年1-10月EPC中标量同比增长72.5%；美国23年10月底大型储能在建项目规模同比增长64%；欧洲可再生能源目标上调，有望推动大储需求逐36请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究渐起量；澳洲、中东、东南亚等市场需求共振，有望推动未来5年全球储能需求CAGR达37%。国内现货市场建设提速，推动储能项目经济性向好。参考海外储能盈利机制，以现货交易为代表的电能量交易是储能项目收入的重要来源；23年9月以来，国内重磅政策频出，推动电力现货市场发展提速，2024年全国多数省区有望开启长周期结算试运行，进展较快的4-5个省区有望转入正式运行；叠加山东及广东引领的对独立储能同时参与现货电能量和辅助服务市场的推动，预计24年国内储能项目盈利的政策基础或将趋于完善。交易能力拉大厂商差距，价格战后行业集中度有望提升。储能电站参与市场化电量交易的比例提升，有望破除当前行业供给端的同质化局面。海外头部集成商将基于电价预测算法的报价策略软件作为主要卖点和竞争优势；市场化交易过程中，各厂商产品的性能差异和策略优劣有望直观体现。早期通过渠道复用率先出海的厂商或将打造更强技术壁垒，一方面于国内价格战期间通过出口订单获得较高盈利能力，另一方面随着行业出清，有望凭借国内市场化交易的完善和自身预测能力的提升共振，获取更高市场份额。建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；优质电网供应商，政府资源优势助力快速出海的金冠股份。图表75：储能行业代表公司估值表分类公司总市值（亿元）归母净利润（亿元）PE（倍）2024E2023E2024E2025E2023E142025E181511宁德时代7817.10440.10566.03706.66221411201410鹏辉能源151.537.0410.4414.42201111电芯912.3946.7667.0489.451411919299亿纬锂能159171726/11平均值/14/191412阳光电源1288.9689.19121.43151.0422149191411南都电源121.256.5010.6814.14241510381511科陆电子98.320.623.345.922815102013金盘科技136.495.238.1912.68大储智光电气56.72无预测无预测无预测新风光39.052.052.713.36华自科技49.452.243.665.55科华数据134.597.019.3812.54海得控制53.452.243.945.21平均值PCS上能电气101.003.576.539.88禾望电气105.275.346.808.4137请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究盛弘股份88.403.845.497.48231612平均值241612科士达160.0110.2414.1517.7116119锦浪科技282.3213.4620.8428.25211410户储德业股份293.6623.1133.0140.621397固德威193.9514.0220.2826.3814107派能科技193.4213.1419.2224.9815108平均值16118英维克156.483.915.307.06403022温控/消防同飞股份77.482.133.525.21362215国安达44.611.011.832.97442415平均值402517中国天楹139.566.128.7911.94231612易成新能107.284.736.488.73231712新技术钒钛股份325.3312.8617.0120.52251916河钢股份227.4216.5419.6421.71141210振华股份52.684.135.025.9313109平均值191512资料来源：iFind，国联证券研究所注：总市值选取2023/11/23收盘价，红色标的盈利预测来自国联证券研究所，其他公司盈利预测来自iFind一致预测5.风险提示1）政策落地不及预期：如果现货市场推进及其他影响储能商业模式的政策落地不及预期，或将影响我们对于市场空间的预测。2）中国厂商出海进程不及预期：海外储能市场空间广阔，且价格敏感度相对较低，如果中国储能厂商的出海进程受到阻碍，或将影响我们对于市场空间的预测。3）行业竞争加剧：目前行业处于发展初期，竞争格局尚不明朗，如果行业竞争及价格战情况加剧，将影响相关厂商的盈利能力。38请务必阅读报告末页的重要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买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12股票评级增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间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。其中：A股市场以卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上沪深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）为强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市行业评级中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上场以柯斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。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、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。联系我们上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇二座25楼北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场A塔4楼深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心大厦45楼无锡：江苏省无锡市金融一街8号国联金融大厦12楼电话：0510-8518758339请务必阅读报告末页的重要声明