1T行业报告│行业深度研究Table_FirstTable_Summary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，我们认为国内储能政策推进带来的大型储能，以及欧洲能源危机提振的分布式户储，是储能需求中最为突出的两个Alpha。➢配储政策强力驱动，预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10~25%。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，储能商业化路径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、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1.2pct，但采用共享储能租赁模式，IRR损失将减少0.5pct,共享储能对经济性改善显著。➢欧洲能源供需结构失衡，高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。从能源安全及经济性两个维度，新能源在欧洲都是刚需。➢高电价提振欧洲户储需求，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。➢投资建议我们重点推荐储能电池企业鹏辉能源、宁德时代、南都电源，受益于海外户用储能发展的德业股份、派能科技、昱能科技；同时建议关注科士达、科陆电子、永福股份、盛弘股份等优质储能企业。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。重点推荐标的简称EPSPECAGR-3评级2022E2023E2024E2022E2023E2024E宁德时代11.1117.1023.5038241853.26%买入派能科技5.3511.7417.01793625102.71%买入南都电源0.721.082.05312111-买入鹏辉能源1.382.313.44583523105.61%买入德业股份4.888.5013.0590523475.33%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Table_FirstTable_ReportDate2022年09月28日Table_FirstTable_Rating投资建议：强于大市(维持评级)上次建议：强于大市Table_FirstTable_Chart相对大盘走势Table_FirstTable_Author分析师：贺朝晖执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cnTable_FirstTable_Contacter联系人梁丰铄邮箱：liangfs@glsc.com.cnTable_FirstTable_RelateReport相关报告1、《新能源装机维持高增，高能电池加速产业化》2022.09.252、《全球海风投资加速，零部件龙头有望率先受益》2022.09.223、《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3002请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究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%。投资建议我们建议重点关注储能电池企业鹏辉能源、宁德时代、南都电源；受益于海外户用储能发展的德业股份、派能科技、昱能科技；同时建议关注科士达、科陆电子、永福股份、盛弘股份等优质储能企业。3请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究正文目录1.储能刚需属性深层原因分析...................71.1原因一：新能源发展持续提升消纳压力.....................................................71.2原因二：居民用电比例提升增加负荷波动..................................................91.3原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项........................................122.国内：风光配储主线地位不断夯实...............132.1配储政策已全面贯彻执行.........................................................................142.2发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈...................................................152.3电网侧：储能调频盈利能力突出..............................................................232.4用户侧：电价市场化是最强催化剂...........................................................292.5共享储能解决经济性痛点.........................................................................322.6中标价格回升改善厂商盈利......................................................................353.海外：能源危机带来欧洲户储机遇...............363.1供需失衡带来高电价将持续......................................................................363.2高电价奠定欧洲户储刚需属性..................................................................404.国内大储+海外户储主导需求增量...............424.1储能需求框架分析....................................................................................424.2国内储能需求快速提升.............................................................................434.3寻求能源独立推升欧洲储能需求..............................................................454.4全球储能高增共振....................................................................................495.投资建议..........................505.1宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态..........................515.2派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显........................................535.3南都电源：一体化布局，聚焦储能再出发................................................565.4鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量........................................585.5德业股份：逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场.............................606.风险提示..........................62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...............................................................................104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：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（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）....................................355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（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100：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..............................................................................556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..............................................................................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：德业股份各业务收入预测..............................................................................61图表124：德业股份盈利预测.........................................................................................627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.储能刚需属性深层原因分析1.1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。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0.2pct；单看6月份，全国弃光率同比上升了0.2pct，光伏消纳仍具有一定压力。图表1：全球风光装机占总发电装机的比例图表2：全球可再生能源发电量占比逐渐提升（TWh）来源：IRENA，国联证券研究所来源：BP，国联证券研究所图表3：我国新能源累计装机占比不断增长图表4：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%12.0%0100200300400500600700800900201620172018201920202021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%050001000015000200002500030000201620172018201920202021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%2015201620172018201920202021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%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%9.0%-1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0002015201620172018201920202021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│行业深度研究图表5：2019-2022H1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0.6pct；6月单月，全国弃风率同比上升了0.8pct，风电消纳形势依旧较为严峻。图表6：2019-2022H1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%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1.2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，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，已分别达到17%和15%。图表9：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。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%20122013201420152016201720182019202020212022H1第一产业(%)第二产业(%)第三产业(%)城乡居民生活用电量(%)图表7：全国及部分地区弃风率图表8：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%2019202020212022H1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%2019202020212022H1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│行业深度研究图表10：2020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11：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。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(%)4,7492,2801,6752,4081,46176116%33%45%32%52%100%0%20%40%60%80%100%120%0500100015002000250030003500400045005000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│行业深度研究图表12：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。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2022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13：2022年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位：万千瓦）区域日期峰值负荷（万千瓦）备注湖北2022/8/848462021峰值负荷4175.5山东2022/8/310077.8深圳2022/7/252142.62江苏2022/7/12126002021峰值负荷12040河北2022/6/204276.82021峰值负荷4198.2河南2022/6/207108上海2022/7/143352.7浙江2022/7/11101902021峰值负荷10022广东2022/7/25142002021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。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14：多省市用电负荷增速高于用电量增速区域用电负荷（万千瓦）用电量（亿千瓦时）负荷增速与用电量增速差值20102021CAGR20102021CAGR广东6543135006.81%40607866.66.20%0.61%江苏6034120406.48%386471015.69%0.79%浙江4183100228.27%282155146.28%1.99%四川209151678.57%154932757.04%1.53%安徽187147408.82%107827158.76%0.06%重庆102524358.18%62613417.17%1.01%广西12443041.78.47%99322367.66%0.81%12请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究河南375065155.15%235436474.06%1.09%河北230041795.58%269242944.34%1.24%湖北2165.341766.15%133024725.80%0.36%辽宁207836545.26%171525763.77%1.50%山西1868.638216.72%146026085.42%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1.3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。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15：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。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。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16：储能在发电侧参与平抑波动的应用模式图表17：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来源：SolarPowerEurope，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。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19：储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资来源：SolarPowerEurope，国联证券研究所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.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2.1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。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10~25%，配置储能时长一般要求2小时以上。图表20：各地方政府新能源配置储能政策汇总来源：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。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│行业深度研究图表21：22H1我国新增储能功率同比高增（MW）图表22：22H1我国新增储能额定能量同比高增（MWh）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。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，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23：全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划时间省份政策名2025年储能规划（GW）2022年8月江苏江苏省“十四五”新型储能发展实施方案2.62022年7月江西江西省碳达峰实施方案12022年6月山东山东省能源保障网建设行动计划52022年6月广西广西可再生能源发展“十四五”规划22022年6月浙江浙江省“十四五”新型储能发展规划32022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）62022年5月湖北湖北省能源发展“十四五”规划22022年4月广东广东省能源发展“十四五”规划22022年4月河北河北省“十四五”新型储能发展规划42022年3月安徽安徽省新型储能发展规划（2022-2025）32022年3月内蒙古内蒙古自治区“十四五”电力发展规划52022年2月青海青海省能源发展“十四五”规划62022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2.22022年1月天津天津市可再生能源“十四五”发展规划0.52022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2.2发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈356646264351529801160204060801001201401602021年上半年2022年上半年819661333780231151744200501001502002503003504004502021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。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。综合各地调峰补偿费用规则，调峰补偿费用普遍在0.2~0.6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24：部分地区调峰补偿费用计算规则地区储能规模准入门槛调峰补偿费（元/kWh）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0.55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0.75-0.9517请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│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：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寿命，是最理想的调峰电源。图表25：典型调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26：10MW/40MWh储能系统调峰度电成本测算参数类型参数名称设置值单位备注储能电站参数储能电站功率10,000kW放电时间4h电池配置容量40,000kWh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%成本测算电站单位投资成本1.89元/Wh成本占比电池组PACK1.2元/Wh63.5%储能变流器(PCS)0.25元/Wh13.2%0.210.610.710.670.620.860.250.820.950.880.821.2600.20.40.60.811.21.400.20.40.60.811.21.4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│行业深度研究升压变0.05元/Wh2.6%能量管理系统0.04元/Wh2.1%EPC-线路、施工、土建0.30元/Wh15.9%前期开发、设计0.05元/Wh2.6%电站投资总额7,560.0万元运维成本1万元/年计算结果每天：一充一放系统工作年限14.29年LCOE0.7元/kWh每天：两充两放系统工作年限7.14年LCOE0.5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27：基于不同补偿费用以及储能成本的系统IRR计算补偿费用（元/kWh）0.20.40.60.81储能单位投资（元/Wh）17.7%14.3%22.9%34.2%48.5%1.25.1%10.5%17.2%25.5%35.8%1.43.2%7.7%13.2%19.8%27.7%1.61.5%5.4%10.1%15.6%22.0%1.80.1%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%-0.4%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│行业深度研究图表28：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29：光储一体模型参数假设类别参数设置值单位备注光伏电站装机容量100MW利用小时数1,163h2021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10MW日储能能力-放电时间2小时储能容量20MWh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0.877tCO2/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，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30：光储一体模型收益构成改变时IRR的变化（弃光率2%）.收益模型构成.变动幅度来源.全投资IRR光伏电站+=6.93%+有弃光+-0.22pct弃光=6.71%+储能消纳弃光+-0.83pct加储能仅消纳弃光=5.88%+储能消纳弃光+调峰+0.45pct储能调峰=6.33%+储能消纳弃光+调峰+调频+0.70pct储能调频=7.03%+储能消纳弃光+调峰+调频+碳排放收益+1.41pct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）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2~3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）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1000~1600h左右。以光伏、图表31：电池储能参与风电调峰示意图图表32：电池储能参与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40~60%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利用小时数80090010001100120013001400150016001700弃光率1%1.10%1.30%1.40%1.60%1.70%1.90%2.00%2.10%2.30%2.40%2%2.30%2.60%2.90%3.10%3.40%3.70%4.00%4.30%4.60%4.90%3%3.40%3.90%4.30%4.70%5.10%5.60%6.00%6.40%6.90%7.30%4%4.60%5.10%5.70%6.30%6.90%7.40%8.00%8.60%9.10%9.70%5%5.70%6.40%7.10%7.90%8.60%9.30%10.00%10.70%11.40%12.10%6%6.90%7.70%8.60%9.40%10.30%11.10%12.00%12.90%13.70%14.60%7%8.00%9.00%10.00%11.00%12.00%13.00%14.00%15.00%16.00%17.00%8%9.10%10.30%11.40%12.60%13.70%14.90%16.00%17.10%18.30%19.40%9%10.30%11.60%12.90%14.10%15.40%16.70%18.00%19.30%20.60%21.90%10%11.40%12.90%14.30%15.70%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34：以2021年弃光计算光伏电站调峰储能需求省份2021累计装机(GW)2021年利用小时数2021弃光率需配置储能功率(GW)需配置储能容量（GWh)需配置储能比例贵州11.379390.40%0.060.120.5%山东33.431,2330.90%0.531.061.6%河北29.211,1231.80%0.841.692.9%山西14.581,3630.90%0.260.511.8%陕西13.141,3822.00%0.521.043.9%浙江18.421,084---内蒙古14.121,5583.50%1.102.207.8%江苏19.161,250---青海16.321,30413.80%4.198.3925.7%安徽17.071,145---湖北9.531,155---宁夏13.841,5002.50%0.741.485.4%江西9.111,025---新疆13.541,5331.70%0.501.013.7%广东10.21,161---甘肃11.461,5571.50%0.380.763.3%河南15.561,0530.10%0.020.050.2%22请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究黑龙江4.21,6220.40%0.040.080.9%湖南4.511,061---辽宁4.781,4080.40%0.040.080.8%云南3.971,3600.20%0.020.030.4%重庆0.63736---福建2.771,109---上海1.681,183---天津1.781,2600.10%0.000.010.2%广西3.121,179---西藏1.3966719.80%0.260.5218.9%北京0.81,302---吉林3.461,5361.10%0.080.172.4%四川1.961,529---全国305.111,1632.00%9.6019.193.1%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1400~2400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50~60%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利用小时数140016001800200022002400260028003000弃风率1%1.00%1.10%1.30%1.40%1.60%1.70%1.90%2.00%2.10%2%2.00%2.30%2.60%2.90%3.10%3.40%3.70%4.00%4.30%3%3.00%3.40%3.90%4.30%4.70%5.10%5.60%6.00%6.40%4%4.00%4.60%5.10%5.70%6.30%6.90%7.40%8.00%8.60%5%5.00%5.70%6.40%7.10%7.90%8.60%9.30%10.00%10.70%6%6.00%6.90%7.70%8.60%9.40%10.30%11.10%12.00%12.90%7%7.00%8.00%9.00%10.00%11.00%12.00%13.00%14.00%15.00%8%8.00%9.10%10.30%11.40%12.60%13.70%14.90%16.00%17.10%9%9.00%10.30%11.60%12.90%14.10%15.40%16.70%18.00%19.30%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│行业深度研究图表36：以2021年弃风计算风电调峰储能需求省份2021累计装机(GW)2021年利用小时数2021弃风率需配置储能功率(GW)需配置储能容量（GWh)需配置储能比例河南18.52,1201.70%0.481.902.6%河北25.462,1454.60%1.797.187.0%山西21.232,0772.50%0.793.153.7%山东19.421,7981.50%0.371.501.9%青海8.41,47410.70%0.953.7911.3%江苏22.341,883--内蒙古39.962,4508.90%6.2224.9015.6%陕西10.211,7002.30%0.291.142.8%宁夏14.551,6532.40%0.411.652.8%广东11.951,826--湖南8.032,0281.00%0.120.471.4%广西7.412,745--福建7.352,836--湖北7.21,881--四川5.272,377--辽宁10.872,2442.00%0.351.393.2%贵州5.81,8510.50%0.040.150.7%江西5.472,104--吉林6.652,3092.90%0.321.274.8%新疆24.082,2097.30%2.7711.0911.5%安徽5.112,259--甘肃17.252,0224.10%1.024.095.9%重庆1.652,108--黑龙江8.352,2661.90%0.261.033.1%浙江3.642,131--上海1.072,289--天津1.31,769--云南8.812,6180.10%0.020.070.2%北京0.242,005--海南0.291,984--全国327.862,2463.10%16.1964.764.9%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。2.3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170GW，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3种不同规律的变动负荷：随机负荷分量：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：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：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37：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│行业深度研究图表38：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：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：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：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，AutomaticGenerationControl），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39：一次调频和二次调频的区别类别机理响应速度作用效果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10~30s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1~3%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2~3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6~15元/MW。图表40：各地AGC调频服务补偿标准地区补偿方式可用时间调节里程调节容量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/MWh)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、相应速度，是比较理想的调频电源。图表41：典型调频用储能技术的里程成本对比（元/MW）来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，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。6.346.086.1812.749.239.089.788.4617.3912.750510152002468101214161820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│行业深度研究图表42：9MW/6MWh储能系统调频里程成本测算类别参数设置值单位备注储能电站参数储能电站功率9MW放电时间0.67h考虑40min时长，可以满足最长15min二次调频需求电池配置容量6MWh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%成本测算电站单位投资成本3.09元/Wh成本占比电池组PACK1.50元/Wh48.6%储能变流器(PCS)0.90元/Wh29.0%升压变0.30元/Wh9.7%能量管理系统0.04元/Wh1.4%EPC-线路、施工、土建0.30元/Wh9.7%前期开发、设计0.05元/Wh1.6%电站投资总额1,863.0万元运维成本1.0万元/年计算结果每天：应对3min级别AGC调频指令每天可输出调节里程2,160MW里程成本6.59元/MW每天：应对2min级别AGC调频指令每天可输出调节里程3,240MW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%Q28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43：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3~6%，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=218MW40s+10%Q+10%Q计算得到0.8Q1=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%~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=218MW（15min-30s）+10%Q+10%Q计算得到0.8Q2=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(18MW,18MW)=18MWQ=Q1+Q2=0.5MWh+10.875MWh=11.375MWh29请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│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1.5~2GW。图表44：各类电源累计装机量（GW）来源：Wind，国联证券研究所2.4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）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%。-5001,0001,5002,0002,5002012201320142015201620172018201920202021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│行业深度研究图表45：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。我们测算对于典型储能电池，峰谷价差在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46：2021年初各地区工商业及其他用电峰谷电价表（元/kWh）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│行业深度研究图表47：2022年8月工商业1-10kW各地区峰谷电价表（元/kWh）省市尖峰电价1高峰电价2平段电价3低谷电价4最大峰谷价差（1-4）峰平价差（2-3）峰谷电价倍数尖峰电价上浮比例海南省1.64821.37350.81900.34371.300.554.0020.00%广东省（珠三角五市）1.51221.21530.72630.29321.220.494.1424.43%湖南省1.43451.20310.76930.33551.100.433.5919.23%重庆市1.32061.10840.71070.29961.020.403.7019.14%黑龙江省1.34271.12300.75700.39090.950.372.8719.56%浙江省1.32290.98270.75590.40060.920.232.4534.62%吉林省1.31211.10090.74900.39700.920.352.7719.18%安徽省1.22121.15390.69050.30660.910.463.765.83%湖北省1.29061.07610.73710.37730.910.342.8519.93%辽宁省1.25111.00770.68310.35840.890.322.8124.15%江苏省1.17381.17380.70210.31720.860.473.70暂无尖峰电价内蒙古自治区（蒙东）1.10260.92260.62250.32250.780.302.8619.51%陕西省1.10170.92580.63260.33950.760.292.7319.00%广西壮族自治区1.07920.90800.62260.33720.740.292.6918.85%山东省1.13970.97120.69030.40950.730.282.3717.35%天津市1.11851.11850.76960.39280.730.352.85暂无尖峰电价河南省1.06961.06960.69170.36030.710.382.97暂无尖峰电价新疆0.85040.70870.43090.15310.700.284.6319.99%四川省0.93960.93960.61270.28580.650.333.29暂无尖峰电价北京市（城区）1.21881.14640.84350.57420.640.302.006.32%河北省（冀北）0.93680.80510.58560.36610.570.222.2016.36%河北省（南网）0.99510.86400.64540.42680.570.222.0215.17%福建省（福州）0.87670.87670.59370.31070.570.282.82暂无尖峰电价山西省0.85790.85790.56630.29890.560.292.87暂无尖峰电价贵州省（两部制电度电价）0.83200.83200.56310.29420.540.272.83暂无尖峰电价宁夏回族自治区0.75450.75450.51010.26570.490.242.84暂无尖峰电价上海市0.93830.93830.82110.45220.490.122.07暂无尖峰电价内蒙古自治区（蒙西）0.74620.64850.49000.31510.430.162.0615.07%青海省0.68160.56800.41880.26960.410.152.1120.00%江西省0.88830.88830.68950.49070.400.201.81暂无尖峰电价云南省0.58680.58680.40400.23390.350.182.51暂无尖峰电价甘肃省0.74710.74710.61120.49420.250.141.51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/kWh；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48：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。图表49：基于不同峰谷价差以及成本的系统IRR计算峰谷价差（元/kWh）0.20.40.60.70.811.2建设成本（元/KWh）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2.5共享储能解决经济性痛点由第三方运营的，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│行业深度研究图表50：第三方投资共享储能模式示意图来源：《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，已有多个省份发文明确容量租赁价格。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IRR。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51：光伏电站租赁储能可较自建获得更高的IRR假设条件单位数值弃光率2.5%利用小时数h1500光伏建设成本元/W4.2储能建设成本元/Wh1.9储能租赁成本元/kWh/年150光伏上网电价元/kWh0.36光伏装机容量MW100配储比例10%配储时长h2情景项目IRR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150元/kWh/年的条件下，即使储能建设投资降低至1.4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52：储能租赁相较自建IRR提升幅度敏感性分析储能租金（元/kWh/年）120130140150160170180190200储能建设投资（元/Wh）1.30.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%-0.43%-0.52%1.40.30%0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%-0.43%1.50.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.06%-0.16%-0.25%-0.34%1.60.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.07%-0.16%-0.25%1.70.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.03%-0.07%-0.16%1.80.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.12%0.02%-0.07%1.90.75%0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.21%0.11%0.02%20.84%0.75%0.66%0.57%0.48%0.39%0.30%0.20%0.11%2.10.93%0.84%0.75%0.66%0.57%0.48%0.38%0.29%0.20%2.21.02%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。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需求，因此以较高比例配建的储能存在容量过剩的风险，从而造成利用率较低，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53：青海省个别光伏电站年度弃光情况光伏电站A光伏电站B光伏电站C弃光电量超15%天数145141194弃光电量超10%天数170151203弃光电量超7.5%天数185159206弃光电量超2.5%天数224175225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IRR。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54：共享储能电站收益模式多元化可获得更高IRR参数设置值单位功率100MW容量200MWh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天情景项目IRR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：国联证券研究所测算2.6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。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55：磷酸铁锂正极价格大幅上涨（元/吨）图表56：磷酸铁锂电解液价格走势（元/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57：磷酸铁锂电芯原材料成本涨幅明显（单位：元/kWh）21Q121Q221Q321Q422Q122Q222M8磷酸铁锂正极102.3117.6134.8209.4339.3375.5366.6电解液47.972.594.3113.5117.981.768.0铜箔72.482.485.588.086.987.472.8负极材料53.856.358.466.468.870.972.5隔膜36.036.036.036.337.537.537.5其他145.0145.0145.0145.0145.0145.0145.0合计457.4509.7553.9658.6795.4798.0762.4环比增长11.4%8.7%18.9%20.8%0.3%-0.24%来源：百川盈孚，国联证券研究所测算050000100000150000200000全国磷酸铁锂均价02000040000600008000010000012000014000036请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│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58：22年8月储能电站成本构成图表59：储能系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22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.海外：能源危机带来欧洲户储机遇3.1供需失衡带来高电价将持续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60：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）0510152025303540451970-011971-011972-011973-011974-011975-011976-011977-011978-011979-011980-011981-011982-011983-011984-011985-011986-011987-011988-011989-011990-011991-011992-011993-011994-011995-011996-011997-011998-011999-012000-012001-012002-012003-012004-012005-012006-012007-012008-012009-012010-012011-012012-012013-012014-012015-012016-012017-012018-012019-012020-012021-012022-01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61：部分欧洲国家居民电价（欧分/kWh）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62：天然气占欧洲发电结构的20%左右图表63：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：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。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。01020304050607020092010201120122013201420152016201720182019202020212022德国意大利英国瑞士法国欧洲平均价格-500.01000.01500.02000.02500.03000.03500.04000.04500.02012201320142015201620172018201920202021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│行业深度研究图表64：欧盟天然气对俄依赖程度在2012-2019年期间明显提升来源：IEA，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。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65：英国发电装机结构变化（单位：MW）图表66：德国发电装机结构变化（单位：MW）来源：IRENA，国联证券研究所来源：IRENA，国联证券研究所2021年，英国燃煤发电量为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，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%020000400006000080000100000120000140000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%050000100000150000200000250000300000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│行业深度研究图表67：英国煤炭及核能发电量明显下降（TWh）图表68：德国煤炭及核能发电量明显下降（TWh）来源：BP，国联证券研究所来源：BP，国联证券研究所本土供给不足的情况难以改善，预计25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69：欧洲天然气产量及消耗量（十亿立方米）图表70：欧洲天然气需求及价格预测来源：BP，国联证券研究所来源：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。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。-20.040.060.080.0100.0120.0140.0160.020112012201320142015201620172018201920202021煤炭天然气核电-50.0100.0150.0200.0250.0300.0350.020112012201320142015201620172018201920202021煤炭天然气核电01002003004005006007002008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0510152025303501002003004005006002019202020212022E2023E2024E2025E欧洲天然气需求量（十亿立方米）荷兰TTF（美元/百万英热）美国HenryHub（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│行业深度研究图表71：欧盟寻求建立更多元的能源供给体系来源：EuropeanCommission，国联证券研究所3.2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IRR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72：德国光储系统参数以及假设条件参数数值参数数值参数数值光伏功率（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│行业深度研究图表73：欧洲户用光伏储能系统收益测算有光伏无储能系统有光储系统初始安装成本（欧元）700012000政府补贴（欧元）0500光伏利用效率25%85%光伏发电自用量（kWh）27722.4694256.38发电量自用收益（欧元）11088.9937702.55上网电价收益（欧元）7152.401430.48投资回收期（年）7.35.5IRR12%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5.5年后安装光储系统累计支出小于电网购电成本。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74：欧洲户用光伏储能系统累计费用支出(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系统安装成本接受度较高。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。01000020000300004000050000600007000001234567891011121314151617181920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│行业深度研究图表75：基于不同电价以及光储系统成本的IRR敏感性分析电价（欧元/kWh）0.20.30.40.50.60.7光储成本（欧元）800013%20%27%34%41%48%900011%17%24%30%36%42%100009%15%21%27%32%37%110008%13%19%24%29%34%120006%12%17%22%26%31%130005%11%15%20%24%28%140004%9%14%18%22%26%150004%8%13%17%20%24%160003%7%12%15%19%22%来源：国联证券研究所测算4.国内大储+海外户储主导需求增量4.1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。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76：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4.2国内储能需求快速提升光伏在建项目规模较大。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108GW，同比去年装机量将提升97%。图表77：预计下半年国内光伏装机大幅提升（单位：GW）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。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升。图表78：钢材价格回落风电成本下降图表79：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。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。54.8830.8810802040608010012020212022H12022E差值约77GW-40%-20%0%20%40%60%80%100%0501001502002017-012018-012019-012020-012021-012022-01钢材综合价格指数YoY-100%-50%0%50%100%150%200%250%024681012141618201520162017201820192020202122年H1海风招标量（GW）YoY44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80：22年1-7月储能投运、在建及规划规模大幅提升（MW）来源：中国储能网，国联证券研究所预计22年国内储能功率需求同比增长227%，容量需求同比增长276%。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81：我国储能装机需求预测202020212022E2023E2024E2025E发电测新能源配储光伏新增装机（GW）48.254.980.096.0115.2138.2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）223333风电新增装机（GW）54.445.256.667.477.291.3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）333333发电侧合计-储能功率需求（GW）0.71.53.67.415.431.6发电侧合计-储能容量需求（GWh）1.83.710.822.146.294.7电网侧调频需求可再生能源新增装机（GW）189.5169.0193.8208.5225.6251.1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）0.670.670.670.670.670.67可再生能源累计装机（GW）2200.42369.42563.32771.72997.43248.5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│行业深度研究配置时长（h）0.670.670.670.670.670.67电网侧合计-储能功率需求（GW）0.60.72.85.28.111.9电网侧合计-储能容量需求（GWh）0.40.51.93.55.48.0用户侧储能需求分布式光伏新增装机（GW）15.522.030.038.045.052.0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）444444分布式光伏累计装机（GW）78.5100.5130.5168.5213.5265.5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）444444用户侧合计-储能功率需求（GW）0.20.41.42.74.26.0用户侧合计-储能容量需求（GWh）0.91.45.710.616.624.0需求合计新增-储能功率需求(GW）1.62.47.915.227.749.5功率需求同比增速55%227%93%82%79%新增-储能容量需求（GWh）3.14.918.436.168.2126.7容量需求同比增速58%276%96%89%86%来源：国联证券研究所测算4.3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。据BNEF，2021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│行业深度研究图表82：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，2021年德国新增装机量占欧洲的比例达到60%。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%；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83：2021年欧洲户用储能市场格局图表84：德国储能新增装机量（MWh）来源：IHSMarkit，国联证券研究所来源：RWTHAachenUniversity，国联证券研究所为寻求能源独立，欧盟发布“REPowerEU”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%010002000300040005000600020142015201620172018201920202021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%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%02004006008001000120014001600201320142015201620172018201920202021家用储能工商业储能大型储能YoY47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85：REPowerEU计划在2030年前新增600GW光伏装机来源：EuropeanCommission，国联证券研究所光储成本下降，户用储能经济性凸显。据SolarPowerEurope，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86：德国家庭购电成本与光储LCOE价差将持续拉大（单位：欧分/kWh）来源：SolarPowerEurope，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。欧洲太阳能协会SPE此前已宣布上调2022-2025年光伏装机预期至39/59/83/112GW，相比原场景的30/38/45/50GW分别上调30%/55%/84%/124%。0510152025303520152016201720182019202020212022e2023e德国家庭购电成本光伏LCOE光储LCOE48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87：欧洲光伏装机预期上升（单位：GW）来源：SolarPowerEurope，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。2020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88：2020年德国户用光储市场情况参数设置值单位家庭户数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3753MW户用储能新增装机容量66MWh户用光伏累计装机容量8375MW户用储能累计装机容量2077MWh来源：EUPDResearch，ECIC，SolarPowerEurope，BNEF，国联证券研究所预计25年欧洲户用储能新增装机18.42GW/36.84GWh。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89：欧洲户用储能需求测算20202021E2022E2023E2024E2025E德国家庭户数(百万户）42.242.342.442.542.642.6户用光伏渗透率（%）4.0%4.7%8%12%15%20%户用光伏累计装机（GW)8.410.117.025.531.942.6户用储能渗透率(%)12.4%22.9%25%30%35%40%户用储能累计装机（GW)1.02.34.27.611.217.1户用储能新增装机（GW)0.351.271.943.413.535.88配储时长(h）22222202040608010012020182019202020212022E2023E2024E2025E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│行业深度研究户用储能新增装机（GWh)0.702.533.876.827.0511.77意大利家庭户数(百万户）25.425.325.325.325.325.3户用光伏渗透率（%）3.3%3.9%5%7%10%15%户用光伏累计装机（GW)4.15.06.38.912.719.0户用储能渗透率(%)3.3%4.6%10%15%20%25%户用储能累计装机（GW)0.10.20.61.32.54.7户用储能新增装机（GW)0.030.100.400.701.202.21配储时长(h）222222户用储能新增装机（GWh)0.060.190.801.392.404.43英国家庭户数(百万户）27.727.627.727.828.028.1户用光伏渗透率（%）1.7%2.1%5%7%10%15%户用光伏累计装机（GW)2.42.96.99.714.021.0户用储能渗透率(%)2.9%3.9%10%15%20%25%户用储能累计装机（GW)0.10.10.71.52.85.3户用储能新增装机（GW)0.020.040.580.771.332.47配储时长(h）222222户用储能新增装机（GWh)0.040.081.161.542.674.93奥地利家庭户数(百万户）4.04.04.04.04.04.0户用光伏渗透率（%）4.7%5.6%7%10%15%20%户用光伏累计装机（GW)0.91.11.42.03.04.0户用储能渗透率(%)8.7%25%30%35%40%42%户用储能累计装机（GW)0.10.30.40.71.21.7户用储能新增装机（GW)0.030.200.140.280.510.49配储时长(h）222222户用储能新增装机（GWh)0.060.400.280.561.010.98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（GW)0.861.783.606.8710.9518.42YoY106.7%102.5%90.9%59.3%68.3%户用储能新增装机（GWh)1.723.567.2013.7521.8936.84YoY106.7%102.5%90.9%59.3%68.3%来源：EUPDResearch，ECIC，SolarPowerEurope，BNEF，国联证券研究所4.4全球储能高增共振预计25年全球储能新增装机107.82GW/285.35GWh。在欧洲及国内储能市场需求高速增长的基础上，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90：全球储能需求测算202020212022E2023E2024E2025E中国储能新增装机需求（GW）1.552.407.8615.2027.6549.5050请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究储能新增装机需求（GWh）3.104.9018.4536.1468.23126.69美国储能新增装机需求（GW）0.893.174.509.4715.2019.76储能新增装机需求（GWh）1.809.1413.5028.4045.6059.28欧洲储能新增装机需求（GW）1.462.915.559.7815.3124.97储能新增装机需求（GWh）2.466.2011.8721.3234.1156.49日本、韩国、澳洲储能新增装机需求（GW）0.871.202.713.724.807.05储能新增装机需求（GWh）2.232.664.999.8716.0225.63其他国家储能新增装机需求（GW）-0.070.520.661.623.366.54储能新增装机需求（GWh）-0.185.891.564.068.7317.26全球储能新增装机需求（GW）4.7010.2021.2839.8066.33107.82YoY117.0%108.6%87.0%66.6%62.6%储能新增装机需求（GWh）9.4028.7950.3699.79172.70285.35YoY206.2%75.0%98.1%73.1%65.2%来源：BNEF，国联证券研究所测算5.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、宁德时代、南都电源，受益于海外户用储能发展的德业股份、派能科技、昱能科技；同时关注科士达、科陆电子、永福股份、盛弘股份等优质储能企业。图表91：重点公司估值表代码简称总市值（亿元）归母净利润(亿元)PE（倍）归母净利润三年CAGR2021A2022E2023E2024E2022E2023E2024E300750.SZ宁德时代10171.64159.31271.23417.38573.4938241853.3%300438.SZ鹏辉能源371.341.826.3710.6415.86583523105.6%605117.SH德业股份1053.675.7911.6620.3231.1890523475.3%688063.SH派能科技657.783.168.2918.1926.34793625102.7%300068.SZ南都电源193.04-13.706.229.3717.77312111-002518.SZ科士达283.013.735.086.748.4056423431.1%002121.SZ科陆电子108.44-6.650.363.485.793013119-300712.SZ永福股份85.120.411.923.074.31442820119.0%300693.SZ盛弘股份76.081.132.362.403.2632322342.3%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。5.1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。作为全球领先的新能源创新科技公司，储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。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。公司始终重视技术研发，近年来公司研图表92：宁德时代总营收及增速图表93：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，国联证券研究所图表94：宁德时代近年归母净利润及增速图表95：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%0200400600800100012001400201620172018201920202021营业收入（亿元）YOY（%）-200%0%200%400%600%800%1000%1200%020406080100120140160201620172018201920202021营业收入（亿元）YOY（%）-50%0%50%100%150%200%250%020406080100120140160180201620172018201920202021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%201620172018201920202021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96：宁德时代储能业务布局历程时间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：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请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表97：宁德时代各业务收入预测202020212022E2023E2024E动力电池系统营业收入（亿元）394.26914.912,134.342,723.943,315.93YoY132.06%133.28%27.62%21.73%毛利率26.56%22.00%22.94%23.08%22.50%锂电池材料营业收入（亿元）34.29154.57442.42714.501,143.20YoY350.77%186.22%61.50%60.00%毛利率20.45%25.12%24.17%23.53%22.92%储能系统营业收入（亿元）19.43136.24372.22669.50972.26YoY601.18%173.21%79.87%45.22%毛利率36.03%28.52%16.67%20.51%22.67%其他营业收入（亿元）55.2197.85136.99191.79268.50YoY77.23%40.00%40.00%40.00%毛利率38.01%65.06%50.00%50.00%50.00%合计营业收入（亿元）503.191,303.563,085.964,299.725,699.90YoY159.06%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98：宁德时代盈利预测202020212022E2023E2024E营业收入(百万元)50319130356308596429971569989增长率9.90%159.06%136.73%39.33%32.56%EBITDA（百万元）1113825593409186123383512归母净利润（百万元）558315931271234173857349增长率（%）22.43%185.34%70.25%53.88%37.40%EPS（元/股）2.296.5311.1117.1023.50市盈率（P/E）182.263.837.524.417.7市净率（P/B）15.812.09.36.85.0EV/EBITDA70.953.324.816.411.7来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取2022年9月28日收盘价5.2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。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│行业深度研究业收入20.63亿元，同比增长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。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5V~1500V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。5G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99：派能科技近年营业收入及增速图表100：派能科技近年归母净利润及增速来源：iFinD，国联证券研究所来源：iFinD，国联证券研究所图表101：派能科技近年收益率情况图表102：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%051015202520172018201920202021营业收入（亿元）YOY（%）-50%0%50%100%150%200%250%-10123420172018201920202021归母净利润（亿元）YOY（%）20.24%30.27%37.03%43.52%30.03%-30.78%10.67%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%20172018201920202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）0%50%100%150%200%250%051015202520172018201920202021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│行业深度研究图表103：派能科技2022年募集资金投资项目基本信息项目项目实施进度安排投资金额派能科技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%/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104：派能科技各业务收入预测2019202020212022E2023E2024E储能电池系统营业收入（百万元）744.521,044.631,987.935,517.7511,473.9416,932.97YoY92.44%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%其他营业收入（百万元）75.3375.4474.5985.7898.65113.44YoY0.15%-1.13%15.00%15.00%15.00%毛利率40.13%41.81%24.80%20.00%20.00%20.00%合计营业收入（百万元）819.851,120.072,062.525,603.5311,572.5817,046.41YoY92.44%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105：派能科技盈利预测202020212022E2023E2024E营业收入(百万元)1120206356041157317046增长率36.62%84.14%171.68%106.52%47.30%EBITDA（百万元）363389103521823105归母净利润（百万元）27431682918192634增长率（%）90.46%15.19%162.17%119.39%44.83%EPS（元/股）1.772.045.3511.7417.01市盈率（P/E）239.6208.079.436.225.056请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究市净率（P/B）24.122.118.113.09.2EV/EBITDA104.976.262.529.720.5来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取2022年9月28日收盘价5.3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。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。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。随着全球锂离图表106：南都电源近年营业收入（百万元）及增速图表107：南都电源归母净利润（百万元）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108：南都电源近年收益率情况图表109：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%020004000600080001000012000140002017201820192020202122H1营业收入YoY-600%-400%-200%0%200%400%600%800%1000%1200%1400%1600%-1500-1000-500050010002017201820192020202122H1归母净利润YoY-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%2017201820192020202122H1毛利率净利率净资产收益率0%1%2%3%4%5%6%7%8%2017201820192020202122H1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110：南都电源各业务收入预测20212022E2023E2024E锂电储能业务营业收入（百万元）1933.165221.3610892.9619425.15YoY170.09%108.62%78.33%毛利率3.93%21.02%21.66%21.57%锂回收业务营业收入（百万元）54.19500600720YoY822.68%20.00%20.00%毛利率29.52%65.00%55.00%50.00%再生铅业务营业收入（百万元）3721.425663.905833.816008.83YoY52.20%3.00%3.00%毛利率2.72%5.00%5.00%5.00%铅蓄电池营业收入（百万元）6138.48200018001620YoY-67.42%-10.00%-10.00%毛利率5.03%16.00%16.00%16.00%合计营业收入（百万元）11847.613385.2619126.7727773.98YoY12.98%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111：南都电源盈利预测202020212022E2023E2024E营业收入(百万元)1026011848133851912727774增长率13.89%15.48%12.98%42.89%45.21%EBITDA（百万元）284-923137118602993归母净利润（百万元）-281-1370622937177758请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究增长率（%）-176.23%-387.46%145.40%50.69%89.56%EPS（元/股）-0.33-1.580.721.082.05市盈率（P/E）-68.7-14.131.020.610.9市净率（P/B）3.24.23.73.12.4EV/EBITDA60.5-17.416.912.77.8来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取2022年9月28日收盘价5.4鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量明确转型储能战略，资源配置聚焦储能。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。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112：鹏辉能源近年营业收入及增速图表113：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，国联证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%0102030405060201620172018201920202021营业收入（亿元）YOY（%）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%0123201620172018201920202021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116：鹏辉能源2022年募集资金投资项目基本信息项目项目建设内容投资金额年产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/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，首次覆盖，给予“买入”评级。图表117：鹏辉能源各业务收入预测2019202020212022E2023E2024E二次锂离子电池营业收入（百万元）2,989.503,214.385,153.4210,184.6414,767.7320,378.82YoY7.52%60.32%97.63%45.00%38.00%毛利率23.57%18.01%14.92%18.00%18.00%18.00%其他营业收入（百万元）318.95427.85539.47647.36776.84932.20YoY34.14%26.09%20%20%20%毛利率25.44%13.58%28.53%20%20%20%图表114：鹏辉能源近年收益率情况图表115：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%30%201620172018201920202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）-2%0%2%4%6%8%10%201620172018201920202021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│行业深度研究合计营业收入（百万元）3,308.453,642.235,692.8910,832.0015,544.5621,311.03YoY10.09%56.30%90.27%43.51%37.10%毛利率23.75%17.49%16.21%16.92%17.10%17.21%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118：鹏辉能源盈利预测202020212022E2023E2024E营业收入(百万元)36425693108321554521311增长率10.09%56.30%90.27%43.51%37.10%EBITDA（百万元）38155193514141999归母净利润（百万元）5318263710641586增长率（%）-68.38%242.90%249.43%66.84%49.09%EPS（元/股）0.120.401.382.313.44市盈率（P/E）698.0203.658.334.923.4市净率（P/B）15.813.811.89.67.4EV/EBITDA30.339.139.825.717.4来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取2022年9月28日收盘价5.5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。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。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。公司顺应市图表119：德业股份近年营业收入及增速图表120：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%051015202530354045201620172018201920202021营业收入（亿元）YOY（%）0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%01234567201620172018201920202021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。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123：德业股份各业务收入预测2019202020212022E2023E2024E逆变器营业收入（百万元）1,197.533,193.766,520.7111,232.34YoY166.70%104.17%72.26%毛利率37.19%40.94%38.74%36.38%热交换器营业收入（百万元）1,802.722,070.502,327.642,094.882,199.622,309.60YoY14.85%12.42%-10.00%5.00%5.00%毛利率13.23%13.00%13.00%13.00%除湿机营业收入（百万元）562.77545.46562.25674.70742.17816.39YoY-3.08%3.08%20%10%10%毛利率32.27%30%30%30%其他营业收入（百万元）204.52407.6780.5188.5697.42107.16YoY10%10%10%毛利率20%20%20%合计营业收入（百万元）2,570.013,023.634,167.936,051.909,559.9114,465.49YoY17.65%37.85%45.20%57.97%51.31%毛利率21.16%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表121：德业股份近年收益率情况图表122：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%201620172018201920202021毛利率（%）净利率（%）净资产收益率（%）0%1%2%3%4%5%6%201620172018201920202021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124：德业股份盈利预测202020212022E2023E2024E营业收入(百万元)302441686052956014465增长率17.65%37.85%45.20%57.97%51.31%EBITDA（百万元）505718137923983660归母净利润（百万元）382579116620323118增长率（%）47.26%51.28%101.56%74.23%53.48%EPS（元/股）1.602.424.888.5013.05市盈率（P/E）275.5182.190.451.933.8市净率（P/B）121.539.929.820.714.1EV/EBITDA208.262.975.042.727.5来源：iFind，国联证券研究所；注：股价取2022年9月28日收盘价6.风险提示1）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：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│行业深度研究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（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。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：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场1座37层电话：0510-82833337电话：021-38991500传真：0510-82833217传真：021-38571373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：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心29层电话：010-64285217电话：0755-82775695