孕生机，待花开电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28中信证券研究部核心观点华鹏伟装机增速放缓和产业链价格的下降短期对储能行业造成了冲击，但行业长期发电力设备与新能源展的变量在持续改善，包括可再生能源装机规模的提升，电价和电力体制改革的推进，电池成本和资金成本的下降，持续的政策支持等。多变量持续改善，行业首席分析师储能行业的发展也孕育着生机，一方面全球新增储能装机料将保持持续增长，另一方面政策、成本、利率等变量的持续改善有望推动商业模式的形成，同时S1010521010007我们还看到政策在鼓励多种储能形式，尤其是长时储能的发展。在储能行业长期发展趋势明确的情况下，我们建议关注在特定市场不断突破的储能企业，其华夏中包括关键零部件企业、相关材料企业和储能的系统集成商。电力设备与新能源▍多变量持续演进，推动储能行业发展。新能源装机保持持续稳定增长对电网调分析师节能源提出了更高的要求，储能是有效提升电网调节能力的方式之一。电力体制与电价改革持续推进，其中峰谷差电价持续拉大，多个省份也公布了分时电价政S1010520070003策，这些都有利于储能尤其是工商业储能商业模式的形成；而容量电价的出台和辅助服务市场的不断发展也为电网侧和电源侧储能的发展不断提供可能性。电池张志强价格的下降和资金成本的降低也会推动储能的发展。根据鑫椤锂电数据，2023电力设备与新能源年11月电池级碳酸锂价格相对去年同期降低超7成，动力电池同比降幅也超过7成，从而推动储能系统成本的不断下降。另外，美债利率有望继续回落从而推分析师动海外资金成本的降低，也有望推动海外装机的增长。政策也在积极支持储能行业的发展，积极鼓励多种储能形式，尤其是长时储能的发展。内外多个变量持续S1010521120001演进，将推动储能行业不断发展。电力设备及新能源行业▍锂电储能装机将保持增长，产业链价格承压下结构性机会浮现，国内和国外市场都值得期待。全球新型储能装机快速增长，根据中关村储能产业技术联盟评级强于大市（维持）（CNESA）数据，中美欧是全球领头羊，合计份额占比86%。国内储能方面，发电侧配储是增量重要支柱，独立储能商业模式更加多元，现实需求和政策推动是未来几年国内表前储能装机的主要驱动因素，政策刺激与产业链降本驱动表前储能招标量走高为后续装机提供项目储备；峰谷价差扩大叠加“两充两放”渗透率提高，国内工商业储能收益率持续抬升，推动国内工商业储能市场蓬勃发展。我们预计2024年全年装机量可达60GWh，新增装机同比增长71%。海外储能方面，新能源装机增长、电网基础薄弱和电力市场机制成熟，是推动美国大型储能发展的重要驱动因素。根据WoodMackenzie数据，过去三年美国表前储能市场复合增速或达57%，虽然短期受到资金成本的影响，但随着美债利率见顶回落，预计资金成本降低将推动储能装机继续保持增长，国内有实力参与其供应链的企业将受益。欧洲户储依然保持稳定增长，产业链上短期受到库存因素的干扰，但库存恢复到正常水平后，预计欧洲户储市场将迎来明显景气度修复。▍需求场景多元和调节资源需求增长，推动多种储能形式发展。为消纳高比例可再生能源、满足用户负荷需求，电力系统的储能应用存在多种时间尺度需求，包括短时、中时和长时储能。短时储能一般侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，长时储能一般侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。其中，超级电容在短时大功率场景上具有优势，混合调频项目或成未来放量路径；全钒液流电池初始投资成本边际改善明显，具备安全等多种优势，国内多家企业在积极推动其商业化进程；压缩空气储能规划建设有望加速，百兆瓦级的商业项目有望逐步落地；熔盐储能配套形式多元化展开，商业化方兴未艾；氢储能作为远景方案，2023年产业项目进展提速。另外，火电仍是我国存量装机最大的能源资源，在存量改造资源丰富、改造投资成本低、容量电价盈利托底等多方面刺激下，我们预计十四五期间灵活性改造市场空间中枢为158亿元，市场空间较大；抽水蓄能技术成熟度高，在容量电价政策刺激下行业需求或迎来加速。证券研究报告请务必阅读正文之后第42页起的免责条款和声明电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28▍风险因素：新型电力系统建设推进不及预期；产业链价格波动；能源数字化平台推广不及预期；电力市场改革不及预期；相关行业补贴提前退出；海外展业限制；压缩空气储能行业发展不及预期的风险；熔盐储能产业链降本不及预期。▍投资策略。虽然2023年的储能行业受到原材料价格大幅下降和海外资金成本较高的冲击，但新能源大幅并网带来全球储能配置的刚性需求，行业长期空间广阔，同时考虑到电价机制和电力体制改革的推进，海外资金成本的下降和锂电池价格触底，政策端的大力支持，我们预计2024年全球储能行业有望孕育生机。基于此，我们认为，国内市场，工商业储能在峰谷价差持续走阔及“两充两放”渗透率攀升背景下有望迎来高速增长；近期尖峰电价、容量电价、用户侧分摊成本的积极讯号频出，2024年国内大储有望实现商业模式加速闭环，盈利见底回升。海外市场，中国拥有完备的储能产业链，在内部环境存供给过剩风险的背景下通过出口寻找增量市场是未来的行业趋势。其中，美国是成长性与高确定性兼备的表前侧大储市场，欧洲户储库存有望在2024年中见底，预计届时户储市场将迎来明显景气度修复。需求场景化推动多种灵活性调节资源发展。2023年其他多种新型储能亦迎来产业化加速，全钒液流电池等技术在降本方面取得长足进步。同时，容量电价政策的推出为火电盈利水平托底、改善运营情况，有助于后续灵活性改造增量释放。结合以上行业发展趋势，我们建议围绕五条主线把握储能行业高速增长的机遇：1）国内外储能系统及EPC环节：重点推荐阳光电源、苏文电能、派能科技，建议关注南网科技、南都电源、南网能源、科士达、四方股份；2）储能逆变器环节：重点推荐固德威、德业股份、锦浪科技、盛弘股份；3）储能温控消防环节：重点推荐同飞股份、英维克、高澜股份、青鸟消防、国安达；4）具备能源管理和微网服务能力的细分龙头：建议关注国能日新、安科瑞、泽宇智能等。5）其他新型储能及灵活性改造：重点推荐钒钛股份，建议关注陕鼓动力、首航高科、中国电建、哈尔滨电气、上海电气、青达环保、华光环能、中国能建。重点公司盈利预测及投资评级简称代码收盘价EPSPE评级2225E23E24E25E2223E24E7买入阳光电源300274.SZ81.842.426.758.5211.0334121012买入苏文电能300982.SZ28.971.241.451.892.442320154买入7买入派能科技688063.SH99.007.2513.2518.8023.5114758买入13买入南都电源300068.SZ12.030.380.841.211.6832141010买入14买入固德威688390.SH121.205.277.3511.6216.0923161013买入22买入锦浪科技300763.SZ67.152.642.453.735.0825271820无评级10买入德业股份605117.SH80.853.534.546.218.3123181313买入14买入盛弘股份300693.SZ28.350.721.141.532.083925194买入9买入同飞股份300990.SZ40.870.761.432.343.1754291710买入33买入英维克002837.SZ26.570.500.700.941.2253382811买入高澜股份300499.SZ13.480.930.330.490.66144128青鸟消防002960.SZ13.220.770.951.141.35171412国安达300902.SZ31.780.120.951.642.492653319钒钛股份000629.SZ3.190.150.120.180.23212718中国电建601669.SH4.690.660.780.961.17765青达环保688501.SH15.750.480.991.371.76331611华光环能600475.SH10.020.770.840.910.98131211国能日新301162.SZ45.890.681.041.261.40674436泽宇智能301179.SZ24.550.951.221.722.25262014资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2023年12月26日收盘价请务必阅读正文之后的免责条款和声明2电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28目录多变量持续演进推动行业发展...........................................................................................6需求：可再生能源接入规模持续扩大驱动储能需求释放...................................................6模式：电力体制与电价改革持续推进，系统调节成本疏导机制改善.................................7降本：原材料降价及利率见顶回落降低边际成本..............................................................8政策：推动多路径发展，补贴机制多元化.........................................................................9锂电储能装机增长，关注降本下的结构性机会...............................................................10中美欧是全球储能领头羊，中长期需求空间广阔............................................................10国内储能：大储起量顺利但价格承压，工商业储能进入爆发期......................................12海外储能：美国大储景气度向上，欧洲户储逐步好转.....................................................15需求场景化推动多种灵活性调节资源发展.......................................................................18现实需求和政策支持推动灵活性调节资源多路径发展.....................................................18超级电容：在短时大功率场景具优势，混合调频项目或成未来放量路径........................19全钒液流电池：全生命周期成本优势大，初始投资成本边际改善明显...........................21压缩空气：规划建设加速，产业链成本改善...................................................................23熔盐储能：应用模式多元化展开，商业化方兴未艾........................................................26抽水蓄能：技术成熟，政策加码.....................................................................................29氢储能：远景方案，未来可期.........................................................................................31火电灵活性改造：存量机组改造潜力大且成本低............................................................35风险因素.........................................................................................................................38投资策略.........................................................................................................................39请务必阅读正文之后的免责条款和声明3mNxPqQtOnQoNyRtNsMtNnNaQaOaQsQmMoMsRjMqRnPeRnPyRbRpOoPuOnPsMvPnOrP电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28插图目录图1：国内光伏及风电新增装机情况.................................................................................6图2：国内光伏及风电发电量占比稳步提升......................................................................6图3：风电出力曲线与负荷曲线倒挂.................................................................................7图4：光伏并网加深鸭子曲线（一天中热电厂净负荷曲线）............................................7图5：2023年12月国内各省峰谷电价差趋势：峰谷价差中枢抬升.................................8图6：2022年储能系统成本拆分......................................................................................9图7：锂电池原材料价格大幅下行....................................................................................9图8：美国:国债收益率:10年............................................................................................9图9：全球新型储能市场新增装机..................................................................................11图10：2022年全球新型储能装机地区分布....................................................................11图11：国内新型储能新增装机........................................................................................11图12：2022年国内电化学储能项目新增装机应用场景分布..........................................11图13：国内表前侧储能招标情况....................................................................................13图14：国内表前侧储能中标价格趋势.............................................................................13图15：国内用户侧储能新增装机....................................................................................14图16：国内用户侧储能累计装机量................................................................................14图17：美国用户侧储能新增装机....................................................................................15图18：美国用户侧储能累计装机量................................................................................15图19：产业链降本加速表前储能意向合约增长..............................................................16图20：美国储能总装机规模预测....................................................................................16图21：欧洲新增储能装机容量........................................................................................17图22：欧洲储能装机分类统计........................................................................................17图23：主要储能技术路线持续时间与装机容量对比.......................................................19图24：双电层超级电容（EDLC）技术介绍...................................................................19图25：全钒液流电池运行原理示意图.............................................................................21图26：全钒液流电池产业链示意图................................................................................22图27：10kW/120kWh全钒液流电池储能系统成本拆解.................................................22图28：全钒液流电池每kWh投资成本随储能时长增加而下降.......................................22图29：材料成本下降，寿命、效率提升对成本影响的敏感性分析.................................22图30：盐穴压缩空气储能原理示意图.............................................................................24图31：储能系统效率对比...............................................................................................25图32：2021-2022年国内部分招标储能项目单位能量成本............................................25图33：“十四五”期间压缩空气储能产业链市场规模测算.................................................26图34：中广核德令哈200万千瓦光热储一体化项目原理图...........................................26图35：一般光热电站原理图...........................................................................................26图36：嵌入高温熔盐储热系统的火电机组深度调峰工艺图............................................27图37：基于高温熔盐储能技术的火电机组工业供汽工艺图............................................27图38：抽蓄蓄能在我国存量储能装机中占比最高...........................................................30图39：抽水蓄能产业链一览...........................................................................................31图40：氢能利用系统示意图...........................................................................................32图41：氢储能产业链情况...............................................................................................33图42：质子交换膜电解池工作反应原理图.....................................................................34图43：氢燃料电池原理示意图........................................................................................35请务必阅读正文之后的免责条款和声明4电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图44：氢燃料电池内部结构...........................................................................................35图45：火电灵活性改造方向...........................................................................................36表格目录表1：近期国内新型储能容量补偿政策梳理......................................................................7表2：国内储能发展相关支持政策..................................................................................10表3：各省份新能源配储要求汇总..................................................................................12表4：2023年12月国内各省市峰谷电价差....................................................................13表5：浙江大工业储能项目（两充两放）IRR敏感性测算..............................................14表6：IRA政策更新后美国储能补贴相应增加.................................................................16表7：德国户储项目内部收益率敏感性测算....................................................................17表8：各应用模式及功能下的储能系统持续时长.............................................................18表9：超级电容与其他储能技术路径对比.......................................................................20表10：超级电容储能项目不完全汇总.............................................................................20表11：2023年全钒液流电池中标情况不完全统计.........................................................23表12：国内部分压缩空气储能项目案例.........................................................................24表13：年发电量为400GWh的“发电+储能”系统技术路线对比（德令哈案例）.............27表14：光热行业规模化发展后电站各部分造价降低汇总表............................................28表15：效率提升、度电成本下降汇总表.........................................................................28表16：部分储能技术功率成本与能量成本对比..............................................................29表17：抽水蓄能电价机制发展阶段................................................................................30表18：典型氢能利用案例...............................................................................................32表19：主要储氢技术对比...............................................................................................34表20：主要调节资源成本结构........................................................................................36表21：省级电网煤电容量电价表（2024-2025）...........................................................37表22：国网区域“十三五”期间火电机组灵活性改造统计表.............................................38表23：“十四五”期间火电灵活性改造市场空间测算........................................................38请务必阅读正文之后的免责条款和声明5电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28▍多变量持续演进推动行业发展需求：可再生能源接入规模持续扩大驱动储能需求释放风光发电比例提高叠加用电侧场景多元化加剧电力系统供需矛盾，催动更多储能需求释放以解决矛盾。根据国家能源局统计，2022年国内光伏/风电新增装机量分别达87.4/49.8GW，两者在新增电源装机量中占比达69%；光伏、风电发电量占国内总发电量比例分别达5.1%/9.1%，两者合计发电量占比达14.2%。我们预计2024年新增光伏风电有望保持稳定增长，从而继续提高风光发电的渗透率，而风光等间歇性可再生能源的大规模并网放大电力供给端的波动，而第三产业及居民侧占比加大放大电力需求侧波动，对电网消纳提出实质性挑战，解决电力系统供需矛盾需要配备储能系统。图1：国内光伏及风电新增装机情况（GW）图2：国内光伏及风电发电量占比稳步提升新增光伏装机新增风电吊装规模风电发电量占比光伏发电量占比光伏YoY风电YoY16%300150%14%250100%12%20050%10%1500%100-50%8%6%504%02%0%资料来源：国家能源局，中信证券研究部预测2013201420152016201720182019202020212022资料来源：国家能源局，中信证券研究部新能源装机提升影响电力系统稳定性，配套储能平滑电力供需曲线。具体来看，相比传统火力发电，风光发电的特性主要体现为间歇性、随机性、波动性，对电力系统灵活调节资源消耗加快。同时，基于风光新能源的新型电力系统低惯量、低阻尼、弱电压支撑等特征明显，随着新能源装机快速提升，高比例可再生能源的消纳和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显，系统运行压力持续增加。新能源作为不稳定出力电源对于电力系统稳定运行带来巨大挑战。因此，源网荷储协调发展成为新型电力系统的发展主线，储能通过大型能源基地平衡出力、加速新一代调度系统迭代等方式，未来将在新能源发电比例持续提升基础上维护电网稳定运行。请务必阅读正文之后的免责条款和声明6图3：风电出力曲线与负荷曲线倒挂电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图4：光伏并网加深鸭子曲线（一天中热电厂净负荷曲线）资料来源：中国电力科学研究院资料来源：GE中国模式：电力体制与电价改革持续推进，系统调节成本疏导机制改善辅助服务市场模式愈发健全，现货市场建设提速。自2021年“两个细则”明确将用户侧纳入分摊主体后，辅助服务市场的成本传导阻塞问题迎来积极改善。随着近年来各地方针对辅助服务市场规则的细化、完善，目前调峰、调频补偿机制已在全国大部分省份建立，亦成为表前侧大型储能的重要盈利途径之一。2023年10月，国家发改委办公厅等印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，国内现货市场建设加速，目前在山东等地已逐步进入现货市场过渡阶段，部分地区亦存在调峰与现货市场共存的局面。我们预计未来随着现货市场区域推进加速，调峰机制将逐步由其替代。电价政策不断出台，提升储能经济性。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局公布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确针对煤电施行两部制电价（电量+容量电价）。目前国内有部分省份如内蒙古、山东等率先实施新型储能容量电价补偿，需要特别注意的是，内蒙古、新疆目前施行的容量补偿是更为直接的基于电量给予激励，而非严格意义上基于“容量”补偿，该方式的益处是收益更加直观、稳定。我们预计煤电容量电价的推出或将加速新型储能容量电价政策的推出，期待2024年有更多省份推出、跟进相关政策，具体是基于容量还是电量补贴形式有待观察，但在方向上无疑将进一步提升国内独立储能经济性。表1：近期国内新型储能容量补偿政策梳理时间地单位政策补贴方式补贴细则区放电量容量独立储能电站享受容量补偿，按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补2023内《内蒙古自治区独立新放电量偿期10年，补偿所需资金暂由发电侧电源企业分摊，电源侧独立储年11蒙内蒙古自治型储能电站项目实施细容量能不参与补贴月古区发改委等则（暂行）》独立储能电站享容量补偿，用户侧容量电价标准暂为0.0991/KWh元。根据获资格机组可用容量份额将用户侧容量电价总额进行分配2023山山东省发改《支持新型储能健康有补偿，独立储能月度(份额)以可用容量补偿标准的2倍执行年11东委等序发展若干政策措施》月独立储能电站享受容量补偿，对新疆投运的独立储能先按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿，2024年后起逐年递减20%2023新新疆发改委《关于建立健全支持新年6月疆型储能健康有序发展配独立储能电站享受容量补偿，容量补偿申报和补偿标准上限暂按套政策的通知》300元/（MW·日）执行2023甘国家能源局《甘肃省电力辅助服务年1月肃甘肃能源监市场运营规则（试行）》管办资料来源：各地方政府或政府部门官网，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明7电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28解决国内表前储能商业模式问题的关键在于传导调节成本。在过往国内表前侧储能的确面临商业模式不明朗、盈利来源定性非定量等诸多问题，经济性层面一度存在压力，这背后一大原因在于辅助服务补偿、容量补偿等调节机制成本传导不畅，不论是由发电企业或是地方政府财政为调节市场买单，均未体现“谁受益、谁承担”原则，资金来源问题也影响相关市场发展速度。峰谷价差是电价市场化、传导调节成本的重要抓手，2023年来峰谷价差持续拉大，长期看或加速储能商业模式成熟。从目前情况看，解决问题的抓手在于电价，电价市场化——如何合理的向用户侧传导成本是解决上述问题的主要路径。从2021年国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来，各地峰谷价差逐步拉大。据我们基于北极星电力网数据统计，2023年12月平均峰谷价差较2022年提升17%，其中，同期超70%省份较2022年峰谷价差提升，提升幅度超20%的省份近半。从长期来看电力系统有望通过向用户侧传导系统调节成本，理顺调节市场商业逻辑，加速电力市场化进程。图5：2023年12月国内各省峰谷电价差趋势：峰谷价差中枢抬升2023年12月峰谷价差2023年6月峰谷价差2022年峰谷价差2022年均值2023年12月均值1.4001.2001.0000.8000.6000.4000.2000.000湖南广东江苏浙江四川上海天津重庆海南山东吉林安徽贵州江西北京黑龙江陕西辽宁河北广西福建山西新疆青海内蒙古宁夏甘肃资料来源：北极星电力网，中信证券研究部降本：原材料降价及利率见顶回落降低边际成本原材料碳酸锂价格同比降低超7成，美债利率2024年或见顶下行从而降低资金成本。储能系统主要由电池、PCS、BMS、EMS、消防温控、集成几个环节构成，锂电池成本占比接近60%。2021年起锂电池原材料碳酸锂的价格飞速飙升极大压制了下游储能收益率，同时阻碍了国内大储商业模式探索的步伐。2023年来电池级碳酸锂价格大幅下行，根据鑫椤锂电数据，2023年11月电池级碳酸锂价格相对去年同期降低超7成。同时，近年来美债利率上行在一定程度上压制了海外客户的配储需求，中信证券研究部宏观组预计本轮美联储加息或已结束，首次降息时点或在明年年中前后，2024年降幅或达到75-100bps。我们预计，2024年国内市场在1）商业模式加速成熟；2）产业链成本下行两者驱动下储能收益率将有较强提升预期，或对下游配储需求有明显拉动。海外市场方面，除了上述产业链降本利好，美债利率下行也是需求端的重要刺激，我们预计2024年海外储能需求释放亦将迎来加速。请务必阅读正文之后的免责条款和声明8电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图6：2022年储能系统成本拆分图7：锂电池原材料价格大幅下行电池PCSBMSEMS其他电池级碳酸锂：元/吨10%5%7000005%60000050000020%60%4000003000002000001000000资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：鑫椤锂电，中信证券研究部图8：美国:国债收益率:10年（%）6.00005.00004.00003.00002.00001.00000.0000资料来源：Wind，中信证券研究部政策：推动多路径发展，补贴机制多元化地方规模指引密集出台，强调新型储能多路径发展。国内储能政策密集出台，各地协同推动储能规模的扩张和行业发展。各地政府对“双碳”目标响应积极，风光配套储能规划也陆续出台。2021年7月国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年国内储能装机规模达到30GW以上。随后地方纷纷响应推出本地建设规划：2025年广东1GW，山东5GW，青海6.7GW，内蒙古5GW。同时，地方亦鼓励短时、长时储能等多种新型储能路线共同发展，强调多路径发展。补贴机制多元化，为储能发展托底、提速。补贴对象上看，目前储能补贴主要针对单独储能项目（包含用户侧储能、独立储能）以及新能源+储能类项目。补贴方式上看，1）表前储能项目建设/投资补贴与储能项目放电量补贴为最主要的两种补贴形式，多数地区皆出台该类政策。另外还有个别政策针对储能充电量进行补贴，以及安装储能参与需求响应服务后获得响应补贴；2）表后用户侧储能项目的补贴：包括一次性的投资补贴以及按放电量进行的补贴，作为峰谷套利外的增量盈利途径。请务必阅读正文之后的免责条款和声明9电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28表2：国内储能发展相关支持政策文件名称出台时间部门主要内容关于加快推动新型储能发展的2021/7/15国家发改委、国强化规划引导，鼓励储能多元发展；推动技术进步，壮大储能产业体系家能源局指导意见关于鼓励可再生能源发电企业2021/7/29国家发改委、国明确配置储能的比例及市场，形成更灵活的配置模式；奠定“十四五”时期自建或购买调峰能力增加并网规模的通知家能源局源侧储能发展规模新型储能项目管理规范（暂行）2021/9/24国家能源局全生命周期管理；安全第一，明确权责；无歧视并网、科学调用电化学储能电站并网调度协议2021/12/28国家能源局明确约束条款和考核标准，为并网双方提供更为标准化的执行细则。示范文本（试行）加快建设全国统一电力市场体2022/1/28国家发改委、国持续推动电力中长期市场建设；积极稳妥推进电力现货市场建设；持续完善系的指导意见家能源局电力辅助市场“十四五”新型储能发展实施方2022/1/29国家发改委、国电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组案家能源局抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破2022年能源工作指导意见2022/3/17国家能源局跟踪评估首批科技创新（储能）试点示范项目，研究建立大型风电光伏基地配套储能建设运行机制关于进一步推动新型储能参与国家发改委、国新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励配建新型储能与所属电源联合电力市场和调度运用的通知2022/5/24家能源局参与电力市场；加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰；充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务；优化储能调度运行机制；进一步支持用户侧储能发展；建立电网侧储能价格机制电力现货市场基本规则（征求国家能源局做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅意见稿）、电力现货市场监管办2022/11/25助服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合法（征求意见稿）理疏导；推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易新型储能主体注册规范指引2022/12/13北京电力交易中独立储能主体应签订并网调度协议，接入调度自动化系统可被电网监控和调（试行）心度，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求；新型储能主体参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场应满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间的准入条件新型电力系统发展蓝皮书（征2023/1/6国家能源局推动解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题，多时间尺度储能技术规模化应用，系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源求意见稿）网荷储”四要素转变；新能源坚持集中式开发与分布式开发并举，通过配置储能、提升功率预测水平、智慧化调度等手段有效提升可靠替代能力，推动新能源成为发电量增量主体；储能多应用场景多技术路线规模化发展资料来源：各部委官网，北京电力交易中心，中信证券研究部▍锂电储能装机增长，关注降本下的结构性机会中美欧是全球储能领头羊，中长期需求空间广阔全球新型储能装机快速增长，中美欧是全球领头羊。近年来，“碳中和”、“碳达峰”成为各国共识并驱动全球风光渗透率提升，新能源占比提高拉动全球储能需求，海内外储能装机齐升。根据CENSA（中关村储能产业技术联盟）数据，2022年全球电化学储能新增装机达20.2GW，同比增速96.3%保持高增势能，欧、美、中是储能的最重要市场；结构上，多由政府主导投资的发电侧与电网侧储能一度是全球储能需求的主要驱动，随着各国加大用电侧补贴力度、分布式光伏渗透率提升，2022年用户侧储能占比提升至39.0%。在可再生能源占比加速提升的背景下，储能中长期需求空间逐渐打开。请务必阅读正文之后的免责条款和声明10电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图9：全球新型储能市场新增装机（GW）图10：2022年全球新型储能装机地区分布全球新增装机全球新增装机YoY中国欧洲美国澳大利亚250%日本东南亚拉美地区其他25.002%1%3%20.003%15.00200%4%10.00150%5.000.0036%100%24%50%0%26%20182019202020212022资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部政策刺激收效显著，2022年国内储能高增。相比欧美，中国储能市场起步较晚且结构相对单一，以源网侧为主，主要由政策驱动。近年来政策端利好频出，各类储能商业模式逐渐清晰。根据CENSA统计，2022年国内新型储能装机7.35GW，同比增长283%；累计装机达13.08GWh，其中94%为锂电池储能。根据CNESA数据，2023年前三季度储能装机达到25.5GWh，我们预计2023年全年装机有望超35GWh，同比增长超过130%。目前国内储能主要由表前侧大储驱动，用户侧工商业、户用储能仍处于起步阶段。根据中电联数据，在2022年国内电化学储能装机结构中，表前源网侧储能以92%占据绝对比重。在风光消纳问题日趋严峻的背景下，我们预计国内储能将继续保持增长势能，结构上短期内仍然以表前侧储能为主。但随着电力市场机制日趋成熟、峰谷电价差拉大，工商业储能有望成为国内储能放量的第二支柱。图11：国内新型储能新增装机（GW）图12：2022年国内电化学储能项目新增装机应用场景分布国内新型储能新增装机300%国内新型储能新增装机YoY250%200%14150%12100%1050%0%86420资料来源：国家能源局，国家统计局，中信证券研究部资料来源：中电联，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明11电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28国内储能：大储起量顺利但价格承压，工商业储能进入爆发期表前储能：招标/装机景气度高但价格面临压力发电侧配储是增量重要支柱，独立储能商业模式更加多元化。表前储能包括发电侧配储及独立储能，发电侧明确的配储要求是保证国内表前储能新增装机的重要支柱。目前国内表前盈利途径主要有容量租赁、现货套利、容量补偿、辅助服务补偿等，具体执行情况因地而异，但独立储能相对更易被电网调度的特性决定其商业模式相比发电侧配储更加多元化，经济性亦更加优秀。现实需求和政策推动是未来几年国内表前储能装机的主要驱动因素：各地区逐步明确风光配储要求，推动发电侧储能发展。随着国家多部委的储能政策出台和持续细化，各地方政府也在积极响应和明确新增发电项目的强制性配储要求，配储比例在5%-10%，配储时长为2-4小时。除少数省份为部分项目配储和鼓励性配储要求之外，90%以上的地区都提出强制性配储要求。表3：各省份新能源配储要求汇总省级行政区配置要求省级行政区配置要求安徽10%，1h河北10%福建山西5-20%江西10%山东10%，1h辽宁10-15%河南10%，2h湖北10%，2h吉林部分项目10%青海内蒙10%江苏鼓励广西10%，2h宁夏15%，2-4h浙江鼓励天津5-10%，2h新疆10%，2h湖南10-20%，2h10-15%海南10%10-15%，2h贵州10%云南鼓励陕西10-20%，2h甘肃5-20%，2h资料来源：各地方政府官网，中信证券研究部政策刺激与产业链降本驱动表前储能招标量走高，我们预计2024年全年装机量可达64GWh。2023年以来储能行业景气度持续向上，根据CNESA数据，2023年前三季度储能装机达到25.5GWh，我们预计2023年全年装机有望超35GWh。通过北极星储能网新闻，我们统计，截至2023年11月，表前储能全年招标量已达47GWh，相比2022年同期增长87%，多数月份同比大幅增长。若以招标作为装机前瞻指标，以9个月为招标发布到装机确认的时间间隔，那么2024年将确认至少36GWh储能装机，假设全年装机节奏大体趋同，叠加一定的增量需求释放，我们预计2024全年国内表前储能装机可达60GWh，同比增速71%。请务必阅读正文之后的免责条款和声明12电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图13：国内表前侧储能招标情况（MWh）图14：国内表前侧储能中标价格趋势（元/Wh）2022年月招标量2023年月招标量EPC价格储能系统价格90001.980001.770001.560001.350001.140000.930000.720000.510004月5月6月7月8月9月10月11月01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月资料来源：北极星储能网，中信证券研究部资料来源：北极星储能网，中信证券研究部工商业储能：收益率仍有向上空间，更多地区的投资机会显现峰谷价差扩大叠加“两充两放”渗透率提高，工商业储能收益率持续抬升。峰谷价差是国内工商业储能的主要盈利途径。自2021年以来，全国各地峰谷价差逐步拉大，据我们基于北极星电力网数据统计，2023年12月平均峰谷价差较2022年提升17%，其中，同期超70%省份较2022年峰谷价差提升，提升幅度超20%的省份近半。同时，目前近9成省份工商业储能可获得“两充两放”收益。我们测算，“两充两放”下浙江大工业储能项目IRR超过15%，其他省份收益率普遍超过10%，我们预计高收益率将刺激工商业储能在国内更多的省份加速涌现。表4：2023年12月国内各省市峰谷电价差省份2023年122022年峰2023年6月峰2022年2023年12较2023年6较2022是否支持“两充两放”均值月均值月涨幅年涨幅（含部分支持）月峰谷价差谷价差谷价差0.7040.82157%支持0.7040.821-1%38%支持湖南1.2940.9400.8270.7040.82127%6%支持0.7040.821-6%支持广东1.1861.1151.1940.7040.82136%28%支持0.7040.82135%11%支持江苏1.1120.8720.8790.7040.82125%52%支持0.7040.821150%108%支持浙江1.0860.9781.1510.7040.821-22%45%支持0.7040.82134%4%四川1.0840.7140.7950.7040.8210%-13%支持上海1.0350.4980.7650.7040.8210%26%支持天津1.0330.7120.8290.7040.82133%-2%支持重庆0.9600.9220.3840.7040.82130%2%支持海南0.9341.0701.1930.7040.82135%57%支持山东0.9310.7390.6930.7040.82130%97%支持0.7040.821155%50%支持吉林0.9040.9260.9020.7040.8211%4%安徽0.8730.8550.8730.7040.8210%33%支持贵州0.8660.5530.6510.7040.82121%-7%江西0.8590.4360.6610.7040.8211%39%支持北京0.8570.5730.6340.7040.82123%-9%支持黑龙江0.8540.8230.6577%12%陕西0.8350.6290.328辽宁0.8330.9000.821河北0.8280.5950.827广西0.7060.7770.582福建0.6390.5970.635山西0.6340.5680.515请务必阅读正文之后的免责条款和声明13电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28省份2023年122022年峰2023年6月峰2022年2023年12较2023年6较2022是否支持“两充两放”均值月均值月涨幅年涨幅（含部分支持）月峰谷价差谷价差谷价差0.7040.82118%支持0.7040.82111%-19%支持新疆0.5070.6240.4280.7040.821-26%8%支持0.7040.8211%支持青海0.4730.4380.4270.7040.821-10%-17%支持-40%内蒙古0.4000.4840.544-54%宁夏0.2940.4890.292甘肃0.1370.2960.152资料来源：北极星储能网，中信证券研究部表5：浙江大工业储能项目（两充两放）IRR敏感性测算项目IRR峰谷价差（元/kWh）0.700.750.800.850.900.9518.3%20.2%1.8010.5%12.5%14.5%16.4%18.5%20.3%18.7%20.5%1.6510.7%12.7%14.7%16.6%18.8%20.7%系统成本10.9%12.9%19.0%20.9%11.1%13.1%14.9%16.8%1.50（元/Wh）15.1%17.0%1.351.2011.3%13.3%15.2%17.1%资料来源：国网浙江省电力有限公司，中信证券研究部测算国内工商业储能市场蓬勃发展，我们预计2023年装机增速超400%。在工商业峰谷电价差拉大、补贴等支持政策逐步落地、供应链成本大幅下降等多方面积极推动下，国内工商业储能装机迎来加速增长。中电联披露数据显示，2022年，国内用户侧广义工商业储能（含普通工商业、产业园、EV充电站）装机达534MWh，同比增长268%；其中普通工商业储能装机390MWh，同比增长200%。其中，项目经济效益较好的浙江、广东、安徽、江苏是目前工商业储能装机的主力军。对比国内表前源网侧大型储能，工商业储能审批验收流程简洁、商业模式清晰、内生需求旺盛。据能源电力说微信公众号统计，仅浙江一省2023H1用户侧储能备案规模便超830MWh，基本为工商业储能项目，且其中约8成项目容量拟于2023年内完工；结合浙江、广东、江苏等重点省份项目签约规模和拟完工进度统计，我们预计2023年全年国内工商业储能项目装机累计规模有望达3GWh以上，增速超400%，2024年延续增长趋势，开启高速放量阶段。图15：国内用户侧储能新增装机（MWh）图16：国内用户侧储能累计装机量（MWh）3500工商业用户侧800%4000工商业用户侧500%3000工商业yoy用户侧yoy700%3500工商业yoy用户侧yoy400%2500600%3000300%20002020202120222023E500%25002020202120222023E200%1500400%2000100%1000300%15000%200%1000500100%00%500-100%020192019资料来源：中电联，中信证券研究部预测资料来源：中电联，中信证券研究部预测请务必阅读正文之后的免责条款和声明14电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28海外储能：美国大储景气度向上，欧洲户储逐步好转美国：成长性与高确定性兼备的大型储能市场美国电网基础薄弱且电力市场机制成熟，是成长性与高确定性兼备的大型储能市场。根据WoodMackenzie数据，美国储能2022年新增储能装机14.0GWh，同比增长32.2%，2023年持续高增。自FERC841法案扫清电池储能进入辅助服务市场的阻碍后，美国表前侧储能迎来春天，2020-2022年储能装机季度环比增速平均超78.1%，进入高速发展阶段。考虑到光储原材料降本叠加美国成熟的电力市场机制，预计美国表前侧储能在1-2年内仍将是美国储能市场的主力，且将在IRA法案的助力下进一步打开美国储能的广阔市场。图17：美国用户侧储能新增装机（MWh）图18：美国用户侧储能累计装机量（MWh）8000工商业储能户用储能70001%5%60005000表前储能400094%3000200010000资料来源：WoodMackenzie，中信证券研究部资料来源：WoodMackenzie，中信证券研究部美国表前储能市场三年复合增速或达57%，眼下正处于绝对量与增速并存阶段，国内有实力参与其供应链的企业将显著受益。2022年，美国推出的《降低通胀法案》（IRA）将光伏ITC期限延长10年，税收减免由26%提升到30%，并将独立储能纳入ITC补贴范围，对表前储能、特别是独立储能模式运营的项目形成有效激励。在补贴新政及产业链降本双重刺激下，根据WoodMackenzie数据，2023年第二、第三季度美国储能装机同比大幅增长96%/47%，在三季度产业链大幅降本背景下（同比降低35%），表前储能意向合约（pipeline）相较去年同期上升36%。该机构预测，2023-2025年美国储能总装机规模将达24.6/39.2/46.8GWh，对应CAGR57%。美国储能市场盈利水平较国内优势明显，眼下正处于绝对量与增速并存阶段，我们认为2024年有实力通过零部件或储能系统供给美国储能产业链的国内企业将显著受益，其中包括提供大储PCS及集成的阳光电源、盛弘股份等，以及通过ODM方式提供户储产品的德业股份、科士达等。请务必阅读正文之后的免责条款和声明15电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28表6：IRA政策更新后美国储能补贴相应增加项目类型IRA通过前的政策IRA通过后的政策2020-2022年ITC抵免①税收抵免额度提升至30%并延迟至2032年；②满足本土要求再加10%;户储26%,2023年为22%,此后③首次提出超过3KWh的独立储能也可享受税收抵免，之前则要求必须与太阳能绑定且100%能量源于太阳能。无补贴。①大于5KWh的独立储能也可享受税收抵免，之前则要求必须与太阳能绑定且工商业储能(不超过1MW的光2020-2022年ITC抵免75%能量源于太阳能；储项目)&满足条件的表前储能26%，2023年为22%，②基础抵免提升至30%并延迟至2032年；(超过1MW,在发布现行工资和2024年起降至10%并永③满足以下条件可获额外抵免：满足本土制造要求+10%，项目位于能源社区学徒要求后60天内开工或满足久保持该抵免税率。+10%，位于低收入社区或印第安保留地的5MW以下项目+10%，满足合格要现行工资和学徒要求)求的低收入住宅项目或合格的低收入经济效益项目+20%。不满足条件的表前储能(超过2020-2022年ITC抵免①大于5KWh的独立储能也可享受税收抵免；1MW,在发布现行工资和学徒要26%，2023年为22%，②基础抵免降至6%;求后60天内未开工且不满足现2024年起降至10%并永③满足条件可获额外抵免：满足本土制造要求+2%,项目位于能源社区+2%。行工资和学徒要求)久保持该抵免税率。资料来源：美国国务院官网，中信证券研究部图19：产业链降本加速表前储能意向合约增长（GW，US$/KW）图20：美国储能总装机规模预测（GWh）在建项目表前储能价格605456.860022005046.85502000500180039.2450160040400140035012003024.63001000800202022Q310.8912.182023Q3103.5202020202120222023E2024E2025E2026E2027E资料来源：WoodMackenzie，中信证券研究部资料来源：WoodMackenzie预测，中信证券研究部欧洲：收益率和需求仍维持较高水平，库存问题预计2024Q2显著好转欧洲作为全球清洁能源转型的推动者，是现阶段户用储能的最重要市场之一。俄乌冲突加剧能源紧张局势，高电价驱动欧洲户用装机热情。2022年欧洲新增储能装机容量7.0GWh，同比103.4%。考虑到欧洲土地稀缺、建筑以独栋为主，加之政府主导投资意愿弱，预计未来户用储能将成为欧洲储能的主要推手。结构上，德国、意大利率先落地补贴政策刺激户储市场需求，2022年分别在欧洲新增装机中占比38.1%、29.3%，是欧洲储能放量的关键市场。请务必阅读正文之后的免责条款和声明16电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图21：欧洲新增储能装机容量：MWh图22：欧洲储能装机分类统计：MWh英国德国意大利公共事业（集中电站）工商业住宅（户用）其他法国欧洲其他欧洲增速8000800020182019120%70007000100%6000600080%5000500060%4000400040%3000300020%200020000%100010000020202021202220182019202020212022资料来源：BNEF，中信证券研究部资料来源：BNEF，中信证券研究部能源结构转型及能源独立诉求是用户侧储能主要推动力，收益率和需求仍维持较高水平。对用户侧光储场景而言，经济性是决定内生需求释放的关键因素。用户侧储能经济性与光伏卖电-用电价差挂钩，在欧美普遍压低光伏上网电力收益的背景下，用电价格成为影响用户侧储能经济性的重要变量。目前欧洲电价在政策干预下逐步回落至俄乌冲突前水平，达到政策目标，后续电价下行空间有限。以德国户储项目为例，我们测算，在系统成本2.05欧元/W，系统功率7KW、配储时长2h、每天充放1次、上网电价7欧分/KWh、居民电价30欧分/KWh的假设下，无任何补贴和贷款申请的用户9年即可收回投资额，对应内部收益率8.79%以上，仍处于较高水平，户储的内生需求有支撑。表7：德国户储项目内部收益率敏感性测算IRR0.180.21电价（欧分/kWh）0.240.270.300.330.360.390.424.34%10.12%11.44%12.72%2.250.93%2.70%4.96%5.89%7.35%8.76%10.89%12.24%13.57%5.63%11.72%13.12%14.49%2.151.48%3.29%6.34%6.54%8.04%9.49%12.62%14.07%15.50%7.12%13.60%15.11%16.59%单瓦成本2.052.08%3.92%7.96%7.25%8.79%10.28%14.68%16.25%17.80%8.88%15.87%17.52%19.14%（欧元1.952.71%4.59%8.01%9.59%11.13%/Wh）1.853.39%5.31%8.83%10.47%12.06%1.754.12%6.10%9.72%11.42%13.07%1.654.92%6.96%10.71%12.48%14.19%资料来源：Nordpool，中信证券研究部测算欧洲户储渠道库存有望在2024年中见底，届时户储市场将迎来明显景气度修复。2023年以来，欧洲户储库存高企成为行业无法回避的问题。2022年因俄乌冲突而起的户储高景气赛道吸引大批玩家入欧供货，导致高库存积压。根据EESA（储能领跑者联盟）统计，2022年末欧洲户储库存达5.2GWh，而2023H1欧洲户储市场装机仅5.1GWh。故欧洲渠道商一度出现暂缓甚至暂停要货的情况，对国内户储企业经营造成影响。根据EESA统计，2023H1全球对欧洲户储出口达6.3GWh，同时，其预计2023年全年新增户储装机9.57GWh，那么我们测算可得2023年末剩余库存约为4.47GWh，约为5个月库存，环比上半年已出现好转。参考SolarEdge2023年三季度电话会指引，欧洲户储库存将在2024年二季度完全见底。考虑到欧洲现阶段户储渗透率仍低、经济性较好及长期能源自足可控诉求，我们长期看好欧洲户储的增长潜力，我们预计在2024年二季度前后以欧洲为代表的海外户储分销市场将迎来明显景气修复，海外分销占比较高的厂商有望加快出货放量。请务必阅读正文之后的免责条款和声明17电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28▍需求场景化推动多种灵活性调节资源发展现实需求和政策支持推动灵活性调节资源多路径发展为消纳高比例可再生能源、满足用户负荷需求，电力系统的储能应用存在多种时间尺度需求。用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统为维持功率平衡存在较大困难，需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上预先规划以保证电力系统灵活性。储能作为当前最重要的灵活性调节资源之一，在提高电力系统风光消纳能力、供电可靠性、微网运行能力及参与服务辅助方面均得到了广泛的应用。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异——短时储能一般侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，而长时储能一般侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。表8：各应用模式及功能下的储能系统持续时长应用模式示范功能与目的储能系统持续时长/min平滑风电场或光伏出力，抑制爬坡15~40提高大容量风电场或提升风电场或光伏电站跟踪日前调度计划能力30~120光伏电站接入能力调峰30~240有功控制与无功补偿，减少系统旋转备用0.5~15测试储能系统的运行性能特征60~420输电线路容量阻塞，推迟线路走廊建设30~240提高输配电及用电侧减小变电站内变压器峰值负荷与功率流的可变性30-60供电可靠性用电侧峰谷调节，尝试峰谷套利120~240负荷用电管理30~120用电侧电能质量与动态稳定性0.5~30提升分布式发电或微提升高渗透分布式发电的运行稳定性15~40电网的运行能力提升微电网中功率控制和能量管理能力15~40提升分布式发电设备的有序并网15~40调频15辅助服务调峰80~6300快速旋转备用和电能质量1~420黑启动电源120资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、张健、孟之绪等），中信证券研究部不同技术类型储能各有优劣。受到储能介质本身影响，不同技术类型对应的储能功率及放电持续时长存在一定的差异，我国均有示范工程正在规划或已投入使用。此外，铁-空气电池储能、热岩储能、二氧化碳电池储能等新兴长时储能技术目前正处于中早期研发示范阶段，短时、长时储能技术研究仍处于动态发展过程中。请务必阅读正文之后的免责条款和声明18电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图23：主要储能技术路线持续时间与装机容量对比资料来源：IRENA，中信证券研究部超级电容：在短时大功率场景具优势，混合调频项目或成未来放量路径结构类似电池，双电层超级电容产业化（EDLC）程度最高。超级电容的结构与电池类似，结构上由正负电极、电解液及防止发生短路的隔膜构成，电极材料具备高比表面积的特性，一般采用活性炭材料体系，而隔膜一般为纤维结构的电子绝缘材料，电解液根据电极材料的性质进行选择。当前产业化程度较高的主要是EDLC，EDLC的正负极由两块相同的碳材料电极构成，因此被称为双电层超级电容，双电层超级电容具有极优异的循环寿命，但具有能量密度较低、耐压低的问题。EDLC具有充放电速度快、使用寿命长、适用温度范围宽、安全可靠性高等重要性能特征，从而在电网调频、风电变桨、轨道交通、车载辅助电源等领域具备了广阔需求空间。图24：双电层超级电容（EDLC）技术介绍资料来源：TDK，储能日参，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明19电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28超级电容在短时大功率、多次循环放电场景下具有适用性和经济性优势。其特性主要体现在功率密度高、能量效率高、充电速度快、响应速率高等诸多方面，得益于其功率密度较高，超级电容（以EDLC为例）在功率成本方面相较其他路径电池具备明显优势，但能量密度上存在一定劣势，上述特性决定了超级电容更适用于短时大功率、多次循环放电场景下与火电、锂电池协同调频。表9：超级电容与其他储能技术路径对比能量密度(Wh/kg)双电层电容器铅酸电池锂电池(LFP)飞轮功率密度(kW/kg)(EDLC)6-1530-60120-1801-50>15<0.10.2-10.1-10.3-1-150充放电倍率（C）1-9600.2-0.5循环寿命(万次)1000.050.1-0.5100工作温度摄氏（℃）-20-500-50充放电效率(%)-40-70-20-6075-8585-90响应时间(s)90-9870-80>0.1功率成本>0.002>10>10高高低低良/优爆燃/中安全/环保优/优有毒/污染资料来源：SkeletonTech，中国储能网，中信证券研究部二次调频市场化程度较高，调频能力决定其项目的盈利水平。目前一次调频领域在2022年《并网电源一次调频技术规定及试验导则》发布后正式被要求应用于高电压等级火电、及各类可再生能源并网配置，但多数地区商业模式尚不明朗。相比之下，二次调频目前市场化程度较高，商业机制相对成熟，各机组通过竞标方式执行电网调令，综合调频能力决定项目的盈利水平，而调频能力主要由响应速度、调节速率及调节精度三个指标决定。通过超级电容混合调频能够有效提升调频能力从而提升参与调频获益，产业化进程与落地应用项目持续推进。将盈利水平与调频能力挂钩后火电机组响应时间长、爬坡速率低、调频精度差的局限性就逐渐显露，故火电与储能联合调频的方案为市场所推崇，而超级电容作为功率密度较高的储能技术具有出色的功率密度及性价比，近年起逐步以混合储能的方式与锂电池协同调频。2023年5月，华能罗源电厂“5MW超级电容+15MW锂电池”混合储能调频系统经过一个月的联调试验，进入成熟稳定运营阶段。该系统应用了全国目前容量最大的超级电容系统，在大容量超级电容储能技术集成与调频应用难题上持续突破。我们预计随着超级电容产业化持续推进、调频市场机制逐步健全，未来超级电容将以更大体量通过混合储能形式参与到调频项目当中。表10：超级电容储能项目不完全汇总项目性质项目信息储能配置规模磷酸铁理储能系统16MW/8MWh，超级电容储能系统电源侧火储联合调频2022年金湾电厂火储联合调频项目4MW/0.67MWh500kW/84kWh的功率型储能单元（(含飞轮、锂电池、超级电容)电源侧一次调频2022年黄河公司大庆基地-次调频系统包括搭载超级电容的无功补偿系统电网侧调频2022年西门子能源电网稳定系统项目锂电池储能系统4MW/4MWh，超级电容储能系统1MW15s用电侧储能2022年江苏连云港岸电储能一体化项目锂电池储能系统05MW/1MWh，超级电容储能系统1MW/0.1MWh电源侧调频2022年乌兰察布混合储能系统项目磷酸铁理储能系统15MW/7.5MWh，超级电容储能系统5MW/0.333MWh电源侧调频2022年华能西安超容混合储能工程项目锂电池混合储能调频系统15MW，超级电容5MW电源侧火储联合调频2023年华能集团福建罗源电厂超级电容混合储能辅助火电机组AGC调频示范项目请务必阅读正文之后的免责条款和声明20电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28项目性质项目信息储能配置规模锂电池储能系统240MW/400MWh，其中40MW/20s为超级电容系电网侧调频2023年国电投（天津）磷酸铁锂电池+超级统电容方案的储能项目资料来源：北极星储能网，中国储能网，中信证券研究部全钒液流电池：全生命周期成本优势大，初始投资成本边际改善明显全钒液流电池长寿命、高能量密度、快速充放电能力使其成为大规模储能项目的理想选择之一。全钒液流电池主要通过钒离子价态的变化实现电能储存和释放，其电解液为水溶液故安全性更高、可扩展性强，反应过程只涉及钒离子价态的变化，电解液可以循环再生，循环次数高可达15000次以上，寿命可长达20年，同时我国钒储量及产量均位居世界第一，发展钒电池所需资源自主可控。其缺点主要体现在初装成本较高、能量密度和转换效率低于锂电池，可以通过提高电池的功率密度、提升关键材料的有效使用面积、降低材料成本等方式解决电堆成本问题。全钒液流电池在储能领域的特点包括长寿命、高能量密度、快速充放电能力、深度放电能力、环保性和低维护需求，这些特点使其成为大规模储能项目的理想选择之一。图25：全钒液流电池运行原理示意图资料来源：电规总院微信公众号全钒液流电池产业主要可主要化分为原材料加工、钒电池系统生产等环节。全钒液流电池储能系统由电堆、电解液及其他周边设备（电解液罐、电子器件等）构成，根据《Techno-EconomicModelingandAnalysisofRedoxFlowBatterySystems》（JensNoack，LarsWietschel，NataliyaRoznyatovskaya等）测算结果，10kW/120kWh全钒液流电池储能系统中电堆和电解液分别占据40%和31%的成本。而随着储能容量的进一步增长以及技术进步带来的电堆降本空间，和电解液可再生循环使用、不需要报废处理，使得全钒液流电池储能项目的规模化投资成本有望下降，且生命周期的价格低、经济性好。请务必阅读正文之后的免责条款和声明21电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图26：全钒液流电池产业链示意图图27：10kW/120kWh全钒液流电池储能系统成本拆解3%3%40%电堆7%电解液8%控制系统电子器件8%组装流体组件31%储存罐资料来源：Wind，中信证券研究部资料来源：《Techno-EconomicModelingandAnalysisofRedoxFlowBatterySystems》（JensNoack，LarsWietschel，NataliyaRoznyatovskaya等），中信证券研究部初始投资成本是目前钒液流电池大规模应用的重要阻碍。根据北极星储能网数据，全钒液流电池相较锂离子电池优势主要体现在循环寿命（>15000次vs.<2000次）,进而在全生命周期成本方面相较锂离子电池有明显优势（0.2元/Whvs.0.7元/Wh）。但基于当下政策引导，及实际行业发展现状来看，在下游主体选择储能设备的诸多考量中，初始投资成本的权重要显著大于全生命周期成本。我们测算，钒液流电池仅在配置4小时及以上情况，单位成本才能控制在3元/Wh以下，相较锂电池存在劣势。产业化进程是决定全钒液流电池何时大范围投入使用的关键，产业化的显性指标便在于降本提效。目前全钒液流电池降本路径包括：1）提高材料化学循环稳定性，提高在液流电池结构中的电解液材料、电极材料以及隔膜材料的化学稳定性，延长使用寿命；2）降低材料成本，降低全钒液流电池系统中所主要使用的活性氧化还原物质、电解液以及电池堆材料等的成本；3）提高系统整体性能，包括提高薄膜电导率，促进电极催化反应动力学过程，提升反应活性，进而提高效率，实现均化成本的降低。图28：全钒液流电池每kWh投资成本随储能时长增加而下降（元图29：材料成本下降，寿命、效率提升对成本影响的敏感性分析/kWh）资料来源：中信证券研究部测算，注：采用5%贴现率8000750030002250210070001h4h8h6000150050004000300020001000010h锂电池资料来源：北极星电力网，中信证券研究部测算请务必阅读正文之后的免责条款和声明22电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.282023年初始投资成本边际改善明显，预计后续规模效应释放将持续带来系统成本降低，届时产业链公司将迎来从0到1的放量机会。从2023年至今最大规模的两个全钒液流电池中标情况看，初期投资成本进一步下降，多家公司4h储能系统报价在3元/Wh以内，其中，在中核汇能2023新能源储能系统集中采购标段一中，液流储能科技有限公司报价一度达到2.2元/Wh水平，考虑上在全生命周期方面的成本优势，该价格已具备一定吸引力。当下以2h储能为主的储能配置方案在实质上离解决电网中长周期的波动问题还有一定距离，未来配储时长增长或是行业趋势。随着全钒液流电池产业化加速，我们预计后续规模效应释放将持续带来系统成本降低，届时相关产业链公司将迎来从0到1的放量机会，建议对全钒液流电池系统中标价格与市场招标量持续关注。表11：2023年全钒液流电池中标情况不完全统计项目名称采购规模中标候选人投标报价（万元）投标单价（元/Wh）标段一：上海电气（安徽）储能有限公司2389622.39国家电投2023年储1GWh，4h全标段二：液流储能科技有限公司2380002.38能系统电商化采购钒液流电池标段三：大连融科储能技术发展有限公司2799012.799标段四：北京和瑞储能科技有限公司2836102.836大连融科储能技术发展有限公司2650392.65中核汇能2023新能1GWh，4h全四川伟立得能源股份有限公司3466203.47源储能系统集中采购钒液流电池液流储能科技有限公司标段一国网电力科学研究院武汉南瑞责任有限公司2200002.23571003.57山西国润储能科技有限公司3620803.62资料来源：北极星储能网，中信证券研究部压缩空气：规划建设加速，产业链成本改善压缩空气储能，是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式，通过空气的内能与电能之间相互转换实现储能。我国于2005才开始研究压缩空气储能，历经十余年建设规模已实现从千瓦级到百兆瓦级的重大跨越，在国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中，将百兆瓦级压缩空气储能技术作为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。请务必阅读正文之后的免责条款和声明23电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图30：盐穴压缩空气储能原理示意图资料来源：电规总院微信公众号2021年起，我国压缩空气储能建设加速。2021年12月，“张家口100MW先进压缩空气储能示范项目”标志着国际首次实现百兆瓦级压缩空气储能项目送电成功，压缩空气储能技术目前正在向单机300MW规模进展。随着技术进一步突破，目前百兆瓦级以上的系统设计效率可以达到70%，单位投资成本持续下降。2021年全年压缩空气储能新增投运规模达170MW，接近2020年累计装机规模的15倍。2022年开始，百MW级项目加速推进，目前规划并招标建设的项目接近2GW。《“十四五”新型储能发展实施方案》中指出将重点试点示范压缩空气等多时间尺度的新型储能技术，政策推动下压缩空气储能项目工程建设有望进一步加速。表12：国内部分压缩空气储能项目案例投产年份项目名称类型规模能效参与单位临界压缩1.5MW储能系统效率约中科院工程热物理研究所2013河北廊坊1.5MW超临界压缩空气500kW52%国家电网投资3000万元空气储能示范压缩空气10MW储能效率为中科院工程热物理研究所研制500kW33%2014安徽芜湖500kW压缩空气储压缩空气60MW额定工况下的效/能示范项目100MW/400MWh率为60.2%中盐集团、清华大学及中国华能液态空气投资：张北巨人能源；2017贵州毕节10MW压缩空气储能压缩空气/技术：中科院工程热物理研究所；验证平台（盐穴）压缩空气储能系统设计效2018国网江苏同里500kW液态空率为58.2%气储能示范项目液态空气系统设计效率70.4%2021中盐金坛60MW盐穴压缩空气储能示范项目2021张家口100MW先进压缩空气储能示范项目请务必阅读正文之后的免责条款和声明24电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28投产年份项目名称类型规模能效参与单位设备：中储国能；工程总承包：中国电建2022年2湖北应城300MW级压缩空气压缩空气300MW国网湖北综合能源服务有限公司、中能建数字科技有限公司、应城市人民政府月开始储能电站示范工程/2022年2山东泰安2300MW级盐穴压压缩空气600MW中国能建数科集团、鲁银投资、国网山东省电力公司月开始缩空气储能创新示范工程/2022年2瑞昌市压缩空气储能调峰调频压缩空气1GW/6GWh葛洲坝能源重工有限公司月开始电站项目/资料来源：《压缩空气储能示范进展及商业应用场景综述》（郭祚刚，马溪原，雷金勇等），中国储能网，中信证券研究部压缩空气储能初始投资单位能量成本快速下降，全生命周期度电成本表现优异。从初始投资端来看，长时储能技术中部分技术路线在单位功率成本上稍显不足，但随着备电时长的拉长，单位能量成本优势渐渐清晰，其中压缩空气储能均可以将单位能量成本控制到1元/Wh以下。根据北极星储能网数据，从全生命周期角度对比各类储能系统的度电成本来看，压缩空气储能成本普遍在0.4-0.5元之间（剔除电价差异）。在配储时长4h的情况下，锂离子电池度电成本为0.4-0.6元，相比之下成本差距不明显，且压缩空气后续随着产业化进程加速，成本还有进一步下降空间。图31：储能系统效率对比图32：2021-2022年国内部分招标储能项目单位能量成本（元/Wh）资料来源：北极星电力网，前瞻经济学人，中信证券研究部资料来源：北极星储能网，中信证券研究部“十四五”期间压缩空气储能有望迎来快速增长，结合目前储备项目数量及规模情况，我们预计“十四五”期间国内压缩空气储能装机规模有望达10GW，假设单GW投资61亿元，我们测算（按照湖北应城项目测算），产业总投资规模超600亿元。2022年11月10日，陕鼓动力公告与湖北楚韵储能科技有限责任公司签订《湖北应城300MW级压缩空气储能电站示范工程空气压缩机组及配套和辅助系统设备订货合同》，合同标的为8台（套）大型空气压缩机组，合同金额2.26亿元；湖北应城300MW压缩空气储能项目总投资18.4亿元，压缩机作为核心部件成本占比12.3%。假设其他压缩空气储能项目投资中，压缩机对应成本比例为12.3%，则对应“十四五”期间储能压缩机市场需求规模约75亿元（按10GW算），预计2025年储能压缩机市场规模将提升至38亿元（按照5GW算）。请务必阅读正文之后的免责条款和声明25电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图33：“十四五”期间压缩空气储能产业链市场规模测算资料来源：索比储能网，陕鼓动力公司公告，中信证券研究部预测熔盐储能：应用模式多元化展开，商业化方兴未艾熔盐储能通过加热熔盐实现对热能的存储，在供电时利用高温熔盐换热产生的高温高压蒸汽推动汽轮机组发电：1）熔融盐是无机盐的熔融态液体，在高温下熔化后形成离子溶体，一般具有储热密度大、放热工况稳定、价格低等优点。在实际应用中一般采用槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式四种方式聚光并加热工质，实现光能到热能的转化。熔盐热储的储热功率可以达到百兆瓦级别，并实现单日十小时以上的储热能力，使用寿命可达30年以上。2）中广核德令哈光热储一体化项目位于青海省海西州德令哈市光伏(光热)产业园区，项目总装机容量200万千瓦，其中光伏160万千瓦、光热熔盐储能40万千瓦，储能配比率25%、储能时长6小时。在新疆哈密建成的50MW熔盐塔式光热发电，采用熔盐储热可实现12小时连续发电，充分具备长时储能应用潜力。图34：中广核德令哈200万千瓦光热储一体化项目原理图图35：一般光热电站原理图资料来源：环球网资料来源：《太阳能光热发电技术及其发展综述》（张金平、周强、请务必阅读正文之后的免责条款和声明王定美等）26电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28熔盐储能在新型储能赛道上具备显著优势。熔盐储热具有储能规模大、储能时间长的优点，例如甘肃省金昌市高温熔盐储能绿色调峰电站储能规模达到600MW/3600MWh，兰州大成敦煌50MW线菲项目中配备熔盐储热系统的储热市场可达15小时，显著高于电化学等新型储能方式。表13：年发电量为400GWh的“发电+储能”系统技术路线对比（德令哈案例）项目单位光伏+电池光伏+抽水蓄能光伏+塔式光热215395492215216227建设成本万元696120.960.9230.813建设周期月度电成本元/kWh资料来源：CSPPLAZA，中信证券研究部熔盐储能使用寿命可达25-30年，运行稳定性好，无爆炸、火灾等危险，具备安全友好等特性。中控太阳能测算，光热储能调峰电站为光伏配置20%熔盐储能服务可以有效解决光伏弃光问题，同时在相同的储能调峰补贴下，光伏+光热储能调峰电站的综合上网电价低于光伏+锂电池储能。除光热电站配套外，熔盐储能还可用于清洁供热、提供工业蒸汽、火电灵活性改造等方面。熔盐储能系统可以使用太阳能、谷电、工业余热等方式加热熔盐工质进行储存，在需求时段通过熔盐放热转换为热能实现工业蒸汽制备、建筑供热等用途。以熔盐储热供暖系统为例，在夜间谷电时段可以通过谷电加热熔盐进入高温熔盐罐，在用热时段通过熔盐泵抽出高温熔盐与市政用水在换热器中进行热交换为住宅小区提供热水。熔盐储热供暖系统改造时只需要将燃煤锅炉替换为熔盐储热-加热-换热系统，供水管道和末端设备可继续使用无需改造，改造建设成本较低；与电采暖相比，充分利用谷电加热使运行费用大幅下降，提高了供暖系统的经济性。图36：嵌入高温熔盐储热系统的火电机组深度调峰工艺图图37：基于高温熔盐储能技术的火电机组工业供汽工艺图资料来源：《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应资料来源：《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前用前景分析》（李峻，祝培旺，王辉，仇晓龙）景分析》（李峻，祝培旺，王辉，仇晓龙）光热发电网（CSPPLAZA）预测，未来光热行业规模化发展将促使光热系统成本整体降低18.42%-27.56%。CSPPLAZA测算，在塔式电站中设备购置费用约占总投资的73%，我们预计随着光热行业进一步规模化发展后，定日镜、熔盐、吸热系统等光热电站主要设备成本将有下降空间，将带动光热电站造价进一步降低。随着塔式电站中关键技术的优化，光电转换效率有望获得进一步提升。通过光热行业规模化发展、实现完全国产化替代和相请务必阅读正文之后的免责条款和声明27电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28关技术突破，未来光热发电度电成本预计将有进一步改善空间。表14：光热行业规模化发展后电站各部分造价降低汇总表序号设备成本下降途径电站造价降低值（≥，绝对值）定日镜：用钢量降低、生产效率提高、新的传动结构、10.7%-15.4%↓1镜场竞争效益镜场控制系统：软件、硬件成本降低1.03%-1.49%↓3.59%-5.66%↓2吸热系统材料国产化、加工优化及产业规模化1.4%-2.1%↓1.2%-2.16%↓3储换热系统储罐设计优化、加工成熟、集中采购；熔盐阀门及熔0.5%-0.75%↓盐泵国产化、运维费降低；熔盐：规模化发展18.42%-27.56%↓4热力系统设计优化及集中采购5土建工程设计优化及集中采购6机电安装工程施工方案优化及集中采购总计资料来源：CSPPLAZA（含测算），中信证券研究部表15：效率提升、度电成本下降汇总表序号技术优化项提升值（≥，绝对值）1定日镜镜面工艺反射率0.4%-1%↑0.4%-0.7%↑2镜场排布优化镜场效率1%-2%↑2%-6%↑3截断效率优化截断效率1%-2%↑1%-1.5%↑4定日镜清洁技术清洁度/5吸热器涂层吸热器表面吸收率2%-4%↑6汽轮机效率汽轮机效率1%-2%↑1%-2%↑7改进系统的保温效果厂用电4%-6%↑储热效率2分↓8云预测技术弃光率9设备的可靠性模型研究设备可用率10全场优化运营技术发电量11光伏代替部分厂用电厂用电率12最佳规模带来经济性的改善成本资料来源：CSPPLAZA（含测算），中信证券研究部同时，考虑到国内电力系统转型同时从“大基地+大电网”和“分散式电源+分布式智能电网”双线并行，两种模式下产生了当下不同的技术路线、解决方案偏好。前者重点在国内“十四五”期间约450GW风光大基地的基础上，配置灵活性资源；扣除前两批大基地中较多配置在原有大基地及特高压外输通道周围，剩余风光大基地结合目前已落地项目来看，主灵活性资源一般会结合当地资源条件选择灵活性火电或抽水蓄能电站，并补充一定的锂电储能电站及光热（熔盐储热）电站。后者考虑分布式系统对灵活布点、项目规模的需求差异，多以电化学储能电站为主。预计在现行政策引导及项目储备背景下，“十四五”期间光热电站（熔盐储能）新增装机规模4-5GW，对应EPC造价空间约640-800亿元，在“十四五”期间国内新增储能装机中占比约3-4%。请务必阅读正文之后的免责条款和声明28电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28抽水蓄能：技术成熟，政策加码抽水蓄能是目前最成熟且装机规模最大的长时储能技术，通过上下水库的落差实现势能和电能的相互转换。其主要优点体现在储能容量大、技术成熟、运行效率高、运行寿命长、维护费用低等方面，但其对地理资源条件要求高、建设周期相对较长。抽水蓄能电站储能一般时长为4-10小时，单机容量在30-40万千瓦，充分满足长时储能需求。从实际案例来看，装机容量世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站，其总装机达360万千瓦，12台机组满发利用小时数为10.8小时。投资成本高但长时场景下能量成本优势明显。和许多长时储能类似，抽水蓄能作为储能调节资源的劣势在于前期投资成本高、在单位功率成本上稍显不足，但随着备电时长的拉长，单位能量成本优势渐渐清晰，横向比较看，抽水蓄能的能量成本遥遥领先。以抽水蓄能为例（假设考虑备电时长平均10h），对比平均2~4h备电的锂电池储能项目，在初始投资中单位功率成本较高的情况下，单位能量成本会呈现更高的经济性。表16：部分储能技术功率成本与能量成本对比类型功率成本(万元/MWh)能量成本(万元/MWh)抽水蓄能550-700120-170铅蓄电池90-120全钒液流电池1500-1950350-420800-1500钠硫电池480-1000200-230150-230磷酸铁锂电池180-300200-240400-600三元锂电池150-300100000-15000060000-80000钛酸锂电池250-300飞轮1000-1500超级电容1000-1500资料来源：中科院电工所，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，中信证券研究部技术成熟，空间广阔。据CNESA统计，截至2022年底，中国累计投运储能装机规模59.8GW，其中77.1%，约46.1GW为抽水蓄能，占比远超其他储能技术路线。早于1972年，我国首批自产的抽水蓄能机组便在北京密云水电站投运。经过多次设备技术迭代，目前抽水蓄能已成为国内存量最大、技术最为成熟的储能技术。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指引，我们预计2025年抽水蓄能投产总规模达到62GW以上具备强确定性，在2030年投产总规模达到120GW左右的目标指引下，抽水蓄能预期将长期保持较快发展态势。请务必阅读正文之后的免责条款和声明29电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图38：抽蓄蓄能在我国存量储能装机中占比最高资料来源：CNESA电价机制改革打开抽水蓄能经济性，2021年后抽水蓄能迎来发展热潮。国内抽水蓄能的装机与电价机制的发展有密不可分的关系。早期国内抽水蓄能电价在租赁制和单一制阶段时，机组普遍面临收益较低、电站建设成本回收期长的问题。在2014年-2016年，我国首次尝试抽蓄两部制电价，取得长足进展，但由于彼时政策偏重于定性要求而非定量，且在实施细则方面有所欠缺，最终导致容量电价及抽蓄辅助服务市场的成本疏导渠道不明确，价格传导受阻，政策落地存在阻力。2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的出台确定了抽蓄电站按40年经营期核定，以资本金6.5%为统一基准给予容量电价为抽蓄经营兜底，同时完善了容量电费在多个省级电网以及特定电源和电力系统间的分摊方式，进一步理顺成本传导逻辑。在政策加持之下，抽水蓄能电站普遍亏损的状况扭转，电站签约、核准不断，行业迎来前所未有的发展热潮，发电企业、金融资本、地方民营企业等步入抽水蓄能市场。表17：抽水蓄能电价机制发展阶段阶段电价机制内容实行情况2008年以前租赁制为电网按照补偿固定成本和合理收益的原则核定每年定额费用,不单独核定电价。事先按"成电站收益较低主本+预期收益"的方式核定,抽水蓄能资源的利用与否与收入不直接挂钩,费用无法反映抽蓄电站的真实价值。电站建设成本难以收回2008年-2014年单一制2008年《关于将抽水蓄能电站"租赁费"改为"容量电费"问题的批复》明确,抽蓄电站的"租两部制电价缺赁费"统一改为容量电费",原核定的标准不变。抽水蓄能电价基本以单容量电价为主。乏落地政策2014年-2016年2014年《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》明确,在形成竞争性电力大部分电站亏市场以前,对抽水蓄能电站实行两部制电价,容量电价弥补固定成本及准许收益,电量电价损严重弥补抽发电损耗等变动成本,电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算。容量电价保障2016年-2021年两部制电2015年新一轮电改开始《国家发改委国家能源局关于印发输配电定价成本监审办法(试资金收回价行)》明确市场化用户执行"市场化交易的上网电价+输配电价+政府性基金电价"不包括抽水蓄能容量电价;2016、2019年发改委再发文明确抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围，抽水蓄能电站不允许计入输配电成本。2021年《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确以两部制电价政策为主体，2021年-2023年以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。2023年国家发改委核定48座抽水蓄能电站容量电价。资料来源：北极星电力网，国家发改委，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明30电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28抽水蓄能产业链主要包含设备制造、工程建设、电站运营等环节，水轮机环节集中度较高且格局稳定：抽水蓄能产业链上游主要为设备制造商，包括水轮机、水泵、发电机和主变压器等设备制造企业。水轮机主要供应商为东方电气、哈尔滨电气；水泵主要供应商为凌霄泵业、大元泵业等；变压器主要供应商包括保变电气、新华都等。抽水蓄能产业链中游主要为电站设计建设及电站资产的持有运营公司，具体包括电站设计、建设、电站运营。抽水蓄能产业链下游主要为抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括调峰、调频等用途。在其中我们认为，水轮机行业竞争格局料将长期稳定，据东方电气及哈尔滨电气公告，两家公司合计市占率接近90%。且水轮机技术壁垒较高，在2003年国家发改委启动抽蓄设备国产化的计划中，上述两家公司是国内唯二全面承担引进法国阿尔斯通公司抽蓄机组技术及制造任务的公司，并在此之后成功实现自主研发。图39：抽水蓄能产业链一览资料来源：水电水利规划设计总院，中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，中信证券研究部氢储能：远景方案，未来可期氢储能利用电解制氢及燃料电池发电等方式，实现电能和氢能的相互转化。氢储能系统可以实现大规模、长周期储能，但目前尚存在系统效率较低、燃料电池寿命低等问题，目前我国主流制氢技术仍为化石原料副产制氢（蓝氢），绿电电解制氢技术（绿氢）成熟度和系统寿命有待进一步验证，氢储能系统需求有望进一步挖掘。氢储能在储存成本方面仍有较大优势，未来随着PEM电解效率和寿命的提升，可以结合氢能运输等手段进一步挖掘氢储能应用潜力。请务必阅读正文之后的免责条款和声明31电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图40：氢能利用系统示意图资料来源：北极星储能网目前国内规模化的氢储能应用较少，2023年行业项目进展加速。2021年11月13日，中国百兆瓦级氢储能项目“张家口200MW/800MWh氢储能发电工程”初步设计通过专家评审，该项目投资约30亿元，规划于2023年建成投运，是目前全球最大的氢储能发电项目，标志着氢能大规模储能调峰应用迈出实质性一步。在国家发展改革委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中指出，预期到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。2023年，5月，辽宁营口500MW，制氢建设规模20000Nm3/h风光氢储一体化示范项目签约；7月，青海德令哈100万千瓦光氢储项目投产；9月，全国首个氢储能调峰电站项目于新疆启动，首期建设1GW光伏发电场，年发电量约14亿千瓦时，配套180万千瓦时氢储能调峰电站；11月，国内首个且容量功率最大的绿电制氢储氢发电商业应用项目签约仪式在东方锅炉举行。2023年，更多的企业重视氢储能发展，行业相关项目进展加速。表18：典型氢能利用案例项目名称关键技术关注焦点位置应用领域兆瓦级制氢综合利用示1MW质子交换膜电解制氢，余热利1MW分布式氢能综合利用站，是中国第一用技术个兆瓦级氢能源储能电站，实现电解制氢、中国安徽交通运输、能源企业范工程储氢、售氢、氢能发电等功能中法油氢合建项目35MPa储氢技术及加氢技术加氢能力约1000kg/天，商用加氢站的运行中国上海交通运输成本、多元能源供应商业模式Centurion项目工业规模电解制氢、管道输送、地下盐洞储英国朗科恩工业用户、住宅、交通地下盐洞储氢存、气网注入，天然气和电力网络接口处最运输大的储能系统GetH2计划100MW的风电制氢技术、电解余热130km输氢管道建设、液态有机氢存储和德国埃姆斯工业用户、交通运输、进行区域供热、60MW氢燃气轮机运输系统及Lingen加氢站规划、建设成本兰住宅技术NortH2项目海上大型风电制氢、智能运输网络绿色电力到绿色氢气的规模化输送，天然气荷兰埃姆沙工业用户、交通运输技术管网运行商Gasunie的基础设施规划，实文现净零排放及碳税方面的贡献请务必阅读正文之后的免责条款和声明32电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28项目名称关键技术关注焦点位置应用领域日本-澳大利亚及日本-褐煤制氢-液氢运输关键技术，天然氢能源大规模国际运输的可行性，大规模液日本能源企业、工业用户、文莱氢供应链项目气重整制氢MCH（氢与甲苯）运输态氢供应链商业化进程，国际氢贸易的尝试交通运输关键技术FH2R项目20MW光伏发电–10MW碱性电解“PowertoX”供应链的示范，氢能发电技日本福岛能源企业、交通运输、制氢技术，氢能供应链优化技术术及对电网的影响，实现氢能生产和存储以工业用户及电网供需动态平衡的氢能管理系统Puertollano项目碱性、质子交换膜、固体氧化物电可再生能源制氢，项目方计划建设容量西班牙普托工业用户解技术，氢存储技术100MW光伏、20MW·h储能，碳足迹为拉诺零的绿色氢能产业链资料来源：北极星储能网，中信证券研究部氢储能相关产业链可分为电制氢、储氢及氢转电三个部分，目前仍处于示范应用阶段，未来商业化前景广阔。目前利用可再生能源产生的绿氢为氢能源电动汽车供能方面已有一定的商业化应用，相关产业链也因此具备一定的发展基础，而大规模氢储能因转化效率问题经济性尚未显现。中国氢气联盟预测，在碳达峰、碳中和愿景下，2060年我国氢气年需求量1.3亿吨左右，其中将有600万吨用于发电与电网平衡，市场前景广阔。图41：氢储能产业链情况资料来源：Wind，中信证券研究部电制氢方面，主体技术较为成熟，未来关注高效低成本大规模制氢能力提升。目前碱性水电解（AE）和质子交换膜水电解（PEM）两种技术已较为成熟，前者成本低但快速启动与变载能力相对较差，后者效率高、运行灵活、与可再生能源适配性更强，但目前成本仍然较高。阳光电源、宝丰能源、隆基绿能等公司均布局电解水制氢项目。请务必阅读正文之后的免责条款和声明33电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28图42：质子交换膜电解池工作反应原理图资料来源：《高效质子交换膜电解水制氢技术的研究进展》（温昶，张博涵，王雅钦等）储氢方面，车载储氢产业发展相对成熟，大容量储氢产业方兴未艾。现有储氢技术中，高压气态储氢技术较为成熟，液态储氢和固态储氢仍处于示范应用阶段。京城股份、亚普股份、中材科技、国富氢能等公司均在储氢瓶方面均有布局，相关技术已用于氢能源汽车产业。由于高压气态储氢技术中储氢密度低，针对氢能发电场景下的大规模储氢需求同时存在一定的安全问题，预计随着液氢、固氢存储技术突破，大容量发电用储氢能力有望进一步发展。表19：主要储氢技术对比储氢材料单位质量优点缺点储氢方式主要原理储氢密度技术1.0%-5.7%气态储氢高压气态储氢高压条件下对氢气进耐高压材料成本低；能耗低；充放储量小；耗能大；氢气密度受压行压缩氢速度快；容器结构简力影响较大；储罐的材料限制压单力；运输具有危险借助烃类储氢剂与氢环己烷；甲基环己反应温度较高；脱氢效率较低；有机液体储氢气发生可逆反应烷；十氢化萘等5.0%-7.2%储氢密度高、效率高；氢载体储存运输安全催化剂成本高且易被中间产物毒化液态储氢将氢气冷却至-253℃耐超低温和保持液化成本高；能量损失大（损耗储氢密度高；储氢量的能量约为氢气储存热值的一低温液态储氢时氢气液化超低温的特殊材4.7%-10%大；储存运输简单半），且存在蒸发损失;运输具有危料险物理吸附储氢利用氢气与储氢材料金属有机框架;纳储氢密度大；充放氢速之间发生物理或者化米结构碳材料度适宜、可逆性好；具重量储氢率较低；轻质储氢材料有高度的安全性；储氢充放氢温度偏高、循环性能较差固体储氢化学氢化物储学变化从而转化为固金属氢化物;络合1.0%-4.5%材料成本低廉、循环寿氢溶体或者氢化物的形氢化物;有机氢化命好式来进行氢气储存物资料来源：《氢能利用与发展综述》（于蓬，王健，郑金凤等），中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明34电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28氢气发电方面，燃料电池企业有望具备先发优势。将氢能转化为电能主要有燃料电池发电、氢燃气机组发电以及氢气燃烧释放热量发电三种方式，其中燃料电池转化效率相对较高，且汽车所用的小功率氢燃料电池已具备一定的研究基础。华电集团与东方电气联手制定了100kW冷热电三联供系统解决方案，打通了水电制氢、氢气发电等环节，探索了氢能在发电应用推广的有效模式。2022年7月，由国家电网、中国科学院、清华大学、中国能建等公司联合研发、建设的国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通。美锦能源、雄韬股份、雪人股份等公司均在燃料电池系统方面具备一定的商业化基础，待氢能源发电效率提升、相关产业政策完善后有望具备先发优势。图43：氢燃料电池原理示意图图44：氢燃料电池内部结构资料来源：亿华通招股说明书资料来源：亿华通招股说明书火电灵活性改造：存量机组改造潜力大且成本低火电转型支撑性电源，是参与调节电力系统的重要手段。资源禀赋决定了燃煤发电在中国发电结构中的主导地位。随着“双碳”目标的提出，以风光能源为主的不稳定电源在发电结构中的比例上升，火电的角色由过去的基荷电源向支撑电源转移。我国存量火电机组资源丰富，在储能等资源尚未规模化应用的阶段，火电机组参与调节电力系统是解决前文所述电力系统的供需矛盾问题的重要手段。火电仍是我国存量装机最大的能源资源，改造潜力巨大。“十一五”以来，出于节能减排及后续完成“双碳”等目标的考量，火力发电结构调整，地方持续淘汰落后机组。根据中电联数据，“十一五”到“十三五”关停火电机组分别为77/32/30GW；“十四五”阶段各地关停机组趋势延续，火电的全国累计火电装机量增长放缓，发电占比由2012年71%降至2023年10月的49%水平。但需要强调的是，火电仍为我国存量装机最大的能源资源，在火电定位由基荷电源向支撑电源转移的背景下，通过灵活性改造盘活存量低利用小时数的火电资源无疑事半功倍。火电灵活性改造通过提高机组灵活性以实现深度调峰，且可调用、易调用。火电机组单机容量大、输出稳定，具备成为优质调节资源的潜力，但未经灵活性改造的机组调节范围受限、调节速率慢且启动时间长，改造即是为解决上述问题以实现电网更好、更易调用。请务必阅读正文之后的免责条款和声明35电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28其中，拓宽调节范围即增加调峰能力，一般指的是降低机组最小出力，是目前最为广泛和主要的改造目标。据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、张健）一文所述，我国纯凝机组最小稳定出力通常为额定功率的50%，热电联产机组为80%，相比国际先进水平（纯凝机组20%，热电联产机组40%）有较大提升空间。图45：火电灵活性改造方向资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》（袁家海，席星璇），中信证券研究部初始投资成本显著低于其他灵活性资源。据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、张健）数据，相较其他灵活性资源，火电灵活性改造的固定成本投资仅300-700元/KW，相较燃气电厂（7013-9457元/KW）、抽水蓄能（6300-7200元/KW）及电化学储能（1500元/KWh）等主流调节手段优势明显。同时，国内有庞大的存量火电资源可改，侧面减少了新建抽水蓄能及电化学储能等在选址、立项、审批过程中的时间及其他隐性成本。考虑到目前主流灵活性调节资源的盈利模式大都仍在逐步完善中，初始投资成本低在决策中的权重相对较高，在该角度上火电灵活性改造目前是最优解。表20：主要调节资源成本结构灵活性成本结构资源固定成本投入成本增量机会成本灵活性改造火电常规纯凝机组灵活性改造投资成本低负载运行产生机组的加速折损失部分发热电联产机组600-700元/KW的可变成本增量旧和部件磨电收益灵活性改造投资成本14-20克/KWh损、更换成本300-500元/KW增量燃气电厂建设投资成本气电置运行维护成本低负载运行时高于换煤电：7013-9457元0.56-0.58元/KWh/KW抽水蓄能投资建设成本运行维护成本6300-7200元/KW电化学储能投资建设成本1500元运行维护成本退役处置成本/KWh资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、张健），中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明36电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28煤电容量电价关键政策靴子落地。2023年11月，国家发改委、国家能源局对外公布《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确纳入容量定价，于2024年对煤电实行两部制电价。该通知从政策实施范围、容量电价水平、电费分摊机制、及电费考核机制四方面入手阐释容量电价实施方案，政策实施范围：明确将自备电厂、不符合规划及能耗的机组排除在补贴外；容量电价水平：规定煤电容量电价标准全国统一确定为每年330元/KW，并根据各地电力系统需要、煤电机组功能转型速度不同，设置不同比例容量电价：将青海、云南、四川等7个转型较快地区设为50%，即每年165元/KW，将其他地区设为30%，即每年100元/KW，且规定2026年起将各地回收比例统一提升至50%以上；电费分摊机制：将煤电容量电价纳入系统运行费用，每月由工商业用户分摊；电费考核机制：规定对无法调度及出力未达标的机组的惩罚措施。容量电价实质上为当前煤电机组盈利能力兜底，缓解煤电运营行业当下盈利困境，帮助灵活性改造及煤电新增装机释放。上述容量电价新规带来的变化主要在于：1）在火电利用小时数下降背景下为火电机组盈利能力兜底；2）明确用户侧为容量电价补偿承担主体，为补偿政策的可实施性及延续性打下坚实基础。近年来在利用小时数下降、“市场煤，计划电”等问题困扰下，盈利问题逐渐成为火电企业现阶段的最大痛点，引入容量电价将有助于确保煤电行业持续健康运行，缓解煤电运营行业当下盈利困境，帮助灵活性改造及煤电新增装机释放。表21：省级电网煤电容量电价表（2024-2025）省级电网容量电价(元/KW年,含税)省级电网容量电价(元/KW年,含税)北京100河南165天津100湖北100冀北100湖南165165河北100重庆165100山西100四川100165山东100陕西100100蒙西100新疆100100蒙东100青海165100辽宁100宁夏100165吉林100甘肃黑龙江100深圳上海100广东江苏100云南浙江100海南安徽100贵州福建100广西江西100资料来源：国家发展改革委，国家能源局，中信证券研究部我们预计十四五期间火电灵活性改造市场空间中枢为158亿元。灵活性改造价值量参考前文所引用《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、张健）数据，以300-700元/KW作为价值量假设，我们测算，十四五期间火电灵活性改造市场空间84-245亿，中枢在158亿元左右，重要假设如下：改造目标：根据国家能源局在《关于政协第十四届全国委员会第一次会议第01806号（工交邮电类256号）提案答复的函》的回复，“十四五”期间完成灵活性改造2亿千瓦，请务必阅读正文之后的免责条款和声明37电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28提升灵活调节能力3000万~4000万千瓦。完成度：根据《国家电网服务新能源发展报告2021》披露数据看，“十三五”期间国网地区完成度达74%，我们预计随着风光并网加速，“十四五”消纳压力加剧将倒逼完成度提高。同时，“十三五”期间火电灵活性改造经济性尚不明朗，而该问题在“十四五”得到一定解决，且随着电改进程推进及电力保供压力加大，我们预计火电经济性仍有上升空间，故我们以80%完成度为最低假设。表22：国网区域“十三五”期间火电机组灵活性改造统计表区域数量（台）容量（万千瓦）供热期提升调节能非供热期提升调节力（万千瓦）能力（万千瓦）华北341185305272606366东北813378590559783西北74367886586224442062华中9447华东1167521总计31416209资料来源：《国家电网服务新能源发展报告2021》，中信证券研究部表23：“十四五”期间火电灵活性改造市场空间测算灵活性改造价值量假设：“十四五”提升灵活性调节能力3500万千瓦3004005006007008419680%89.25112140168208.2585%94.5220.590%99.75119148.75178.5232.7595%105245“十四五”目标完成度100%126157.5189资料来源：中信证券研究部133166.25199.5140175210▍风险因素新型电力系统建设推进不及预期：用电侧的变革与分布式能源发展和终端能源电气化高度相关，如果新型电力系统建设不及预期，则有行业增长放缓的风险；产业链价格波动：分布式光伏、工商业储能等依赖光伏组件、储能电池等，如果价格出现上涨，则有发展不及预期的风险；能源数字化平台推广不及预期：能源数字化平台需要实现各环节的整合，如果无法打通各环节壁垒，则有发展不及预期的风险；电力市场改革不及预期：工商业储能、表前侧储能的商业模式依赖于电力现货市场建设及后续电价改革传导系统成本，如果电力市场改革不及预期，则有行业放缓的风险；相关行业补贴提前退出：目前各地针对工商业储能补贴集中在投资、放电、容量三个维度，如果补贴提前退出，虽不改配储高经济性，但仍有行业增速不及预期风险；海外展业限制：目前全球出现一定逆全球化趋势，各国贸易保护意识增强，中国储能厂商在美及其他海外地区业务开展有受当地政策限制风险；请务必阅读正文之后的免责条款和声明38电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28压缩空气储能行业发展不及预期的风险：风光装机量的进一步提升推动储能行业发展，压缩空气储能从政策、技术的层面到达商业化的阶段，但行业发展仍需要经济性的体现和政策的持续性推进，因此存在发展过程中不及预期的风险；熔盐储能产业链降本不及预期：熔盐储能目前成本仍相对较高，如果产业链的成本下降趋势比预期缓慢，则有降本不及预期导致经济性不足，从而抑制行业发展的风险。▍投资策略虽然2023年储能行业受到原材料价格大幅下降和海外资金成本较高的冲击，但新能源大幅并网带来全球储能配置的刚性需求，行业长期空间广阔，同时考虑到电价机制和电力体制改革的推进，海外资金成本的下降和锂电池价格触底，及政策端的大力支持，我们预计2024年全球储能行业有望孕育生机。国内来看，峰谷价差持续走阔及“两充两放”渗透率攀升提供的高收益水平是2024年工商业储能板块业绩高速增长的基石，若终端能实现15%以上的收益水平也对供应链盈利提供保障；表前侧大储在眼下仍面临盈利艰难问题，但近期尖峰电价普及、火电及部分地区新型储能容量电价推出、更加明确的向用户侧传导成本的政策方向似乎向市场释放电改的积极讯号，2024年国内大储盈利水平有望起底回升。海外来看，中国拥有从锂电池、逆变器到集成端的完备的储能产业链，在内部环境存供给过剩风险的背景下通过出口寻找增量市场是未来的行业趋势。其中，美国电网基础薄弱、电力市场机制成熟且市场壁垒高，是成长性与高确定性兼备的表前侧大储市场，眼下正处于绝对量与增速并存阶段，盈利水平亦较国内有明显优势，预计国内有实力参与其供应链的企业将显著受益；欧洲仍是全球新能源最具潜力的市场之一，当下户储库存有望在2024年中见底，届时户储市场料将迎来明显的景气度修复。需求场景化推动多种灵活性调节资源发展。2023年其他多种新型储能亦迎来产业化加速，全钒液流电池等技术在降本方面取得长足进步。同时，容量电价政策的推出为火电盈利水平托底、改善运营情况，有助于后续火电灵活性改造增量释放。结合以上行业发展趋势，我们建议围绕五条主线把握储能行业高速增长的机遇：1）国内外储能系统及EPC环节：重点推荐阳光电源、苏文电能、派能科技，建议关注南网科技、南都电源、南网能源、科士达、四方股份；2）储能逆变器环节：重点推荐固德威、锦浪科技、德业股份，盛弘股份；3）储能温控消防环节：重点推荐同飞股份、英维克、高澜股份、青鸟消防、国安达；4）具备能源管理和微网服务能力的细分龙头：建议关注国能日新、安科瑞、泽宇智能等。5）其他新型储能及灵活性改造：重点推荐钒钛股份，建议关注陕鼓动力、首航高科、中国电建、哈尔滨电气、上海电气、青达环保、华光环能、中国能建。请务必阅读正文之后的免责条款和声明39电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28▍相关研究电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察10—山西现货市场正式运行，电改进程迎来加速(2023-12-25)电力设备及新能源行业电力设备及工控2024年投资策略—循增长，谋突破(2023-12-14)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察9—常州负荷聚合平台投运，助力分布式能源消纳(2023-12-12)电力设备及新能源行业-储能行业观察6—分时电价频出，或利好工商业储能(2023-11-30)电力设备及新能源行业先进制造业&充换电设施观察9—超充桩部署有望提速，关注整桩及零部件(2023-11-30)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察8—欧洲推电力基础设施投资计划，关注设备企业出海提速(2023-11-27)电力设备及新能源行业电网变革专题七—特高压与柔直共振，直流项目加速落地(2023-11-24)电力设备及新能源行业光伏行业专题—激光辅助烧结，开启提效新阶段(2023-11-21)电力设备及新能源行业风电行业观察13—英国海风电价大涨，欧洲海风增长空间打开(2023-11-17)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察7—稳定基荷电源，打开转型和增长空间(2023-11-14)电力设备及新能源行业先进制造业&充换电设施观察8—800V车型快速渗透，超充发展可期(2023-11-12)电力设备及新能源行业光伏行业观察32—激光辅助烧结，助力N型电池提效降本(2023-11-10)电力设备及新能源行业储能行业观察5—规范行业标准，推动用户侧储能发展(2023-11-08)电力设备及新能源行业核能行业观察1—高温超导技术突破，可控核聚变东风将至(2023-11-06)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察6—定调电力系统适度超前建设，关注技术发展与商业模式演进(2023-11-03)电力设备及新能源行业风电行业观察12—风能大会中的产业和技术趋势(2023-10-20)电力设备及新能源行业风电行业观察11—海风项目推进加速，景气度持续回升(2023-10-16)电力设备及新能源行业先进制造业&充换电设施观察7—节假日需求显著，液冷超充发展可期(2023-10-10)电力设备及新能源行业海外市场系列报告3&电力设备系列报告6—完善渠道，布局产能，开拓海外市场(2023-09-22)电力设备及新能源行业风电行业观察10—海风项目推进加速，景气度边际回升(2023-09-22)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察5—基本规则出台，电力现货市场有望提速请务必阅读正文之后的免责条款和声明40电力设备及新能源行业储能板块2024年投资策略｜2023.12.28(2023-09-19)电力设备及新能源行业光伏行业观察31—龙头加码BC电池，新技术催化新机遇(2023-09-06)电力设备及新能源行业先进制造&充换电行业观察6—周期复苏和技术进步，工控行业景气提升(2023-08-21)电力设备及新能源行业先进制造业&充换电设施观察5—多种因素驱动，充电桩需求景气度高(2023-08-15)电力设备及新能源行业光伏行业观察30—产业链价格企稳回升或进一步推动需求改善(2023-07-31)电力设备及新能源行业储能系列专题报告五—工商业储能：模式渐晰，需求放量(2023-07-27)电力设备及新能源行业风电板块2023年下半年投资策略—景气回暖，掘金两海(2023-07-20)电力设备及新能源行业光伏板块2023年下半年投资策略—技术突破，均值回归(2023-07-17)电力设备及新能源行业电力设备及工控2023下半年投资策略—投资所向，技术所往(2023-07-12)电力设备及新能源行业光伏行业观察29—TOPCon组件功率衰减和无酸胶膜(2023-07-10)电力设备及新能源行业电网行业观察—投资延续高景气，板块中报展望向好(2023-07-06)电力设备及新能源行业光伏行业观察28—TOPCon电池扩产加速N型浆料放量(2023-07-04)电力设备及新能源行业海外市场系列报告2&风电系列报告5—海外需求方兴未艾，风电出口迎来机遇(2023-07-03)电新行业海外市场系列报告1&充电桩系列报告3—海外充电桩星辰大海，国内企业扬帆起航(2023-07-02)请务必阅读正文之后的免责条款和声明41分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明投资建议的评级标准评级说明买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级股票评级增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个行业评级持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上或三板做市指数（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；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。42特别声明在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问https://research.citics.com/disclosure。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发；在英国由CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：8/F,DalamalHouse,NarimanPoint,Mumbai400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎，电话：+85226007233。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及CLSA的附属公司。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系CLSASingaporePteLtd，地址：80RafflesPlace,#18-01,UOBPlaza1,Singapore048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePteLtd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSASingaporePteLtd豁免遵守《财务顾问法》（第110章）、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。对于英国分析员编纂的研究资料，其由CLSA（UK）制作并发布。就英国的金融行业准则，该资料被制作并意图作为实质性研究资料。CLSA（UK）由（英国）金融行为管理局授权并接受其管理。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSAIndia“关联方”的更多详情，请联系Compliance-India@clsa.com。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2023版权所有。保留一切权利。43