请务必阅读正文之后的重要声明部分、新型电力系统系列2：共享储能——风光储运营商共赢之道公用事业证券研究报告/行业深度报告2022年9月15日评级：增持（维持）分析师：汪磊执业证书编号：S0740521070002电话：021-20315185Email：wanglei01@r.qlzq.com.cnTale_Profit]基本状况上市公司数79行业总市值(亿元)25,780行业流通市值(亿元)8,418[Table_QuotePic]行业-市场走势对比相关报告1《新型电力系统系列1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》[Table_Finance]重点公司基本状况简称股价EPSPEPEG评级21A22E23E24E21A22E23E24E同力日升39.700.901.421.862.3844.1127.9621.3416.681.75买入南网科技42.500.250.370.771.14170.00114.8655.1937.282.75未覆盖天能股份36.881.412.012.583.4326.1618.3514.2910.753.72未覆盖金盘科技30.380.550.71.151.8155.2443.4026.4216.785.18未覆盖智光电气8.660.43-0.060.270.5520.14-144.3332.0715.750.82未覆盖文山电力15.650.030.050.050.06521.67313.00313.00260.83-5.37未覆盖万里扬10.08-0.560.410.560.64-18.0024.5918.0015.752.24未覆盖林洋能源7.390.450.490.650.7916.4215.0811.379.352.15未覆盖中国电力4.04-0.070.240.350.47-57.7116.8311.548.600.71未覆盖申菱环境37.540.581.011.411.8764.7237.1726.6220.071.71买入英维克27.480.610.590.821.0845.0546.5833.5125.44-6.06未覆盖同飞股份91.392.311.662.834.139.5655.0532.2922.29-12.51未覆盖高澜股份9.650.230.320.480.6641.9630.1620.1014.629.04未覆盖国安达33.010.211.082.093.22157.1930.5615.7910.252.67未覆盖青鸟消防25.891.521.391.842.3817.0318.6314.0710.88-6.84未覆盖备注：股价取自2022年9月15日数据，未覆盖的公司采用Wind一致预期。3[Table_Summary]报告摘要新能源配储比例和时长有增加趋势，风光收益持续承压。根据北极星电力网统计，截至2022年7月，已有24个省级行政区和若干市级政府出台新能源配储规定。对比同一省份在不同时间发布的新能源配储政策，我们认为新能源配储比例和时长在政策上有增加趋势。目前，多地将配储比例纳入项目评分中，由于项目竞争激烈，投资方势必提高申报的配储比例以争取更高得分，则配储对新能源项目的投资压力较政策文件所显示的将更为严重。加之光伏组件价格仍处于高位，强制配储使得新能源收益率雪上加霜。推动电力系统健康发展，独立储能崭露头角。2022年5月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出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。2021年底至今，多省发布新型储能示范项目清单，我们统计其中共有电化学独立储能项目83个，建设规模合计8.73GW，平均单个项目规模在100MW以上。政策支持共享储能，拟建及在建规模快速增长。共享储能可视为独立储能的一种商业模式，收益点主要包括租赁费、场站服务费、辅助服务补偿、现货交易收益、优先发电权交易等。除国家多份文件指出鼓励探索共享储能模式外，十余个省份也发布了支持共享储能的文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。根据我们不完全统计，2022年新增共享储能项目127个，分布在18个省份，建设规模17.15GW、容量38.01GWh。共享储能对新能源和储能投资方均具备经济性。根据我们测算，对风电、光伏而言，项目IRR排序均为不配储能>共享租赁>自建配储。同时，在年调用完全充放电350次、补偿标准0.3元/kWh、单位年租金200元/MWh的假设下，共享储能项目IRR为9.16%；年租赁价格在160元/MW时项目IRR为6.53%，具备一定经济性。投资建议：共享储能模式具备一定经济性，且能减轻新能源配储负担，更兼多地政策倡导，投资有望迎来高峰。建议关注：1）储能集成与核心部件，电源侧分散配储转向集中式独立储能电站，势必提升对储能的性能要求，建议关注同力日升（重点推荐）、南网科技、金盘科技、智光电气、天能股份。2）独立储能电站建设运营商文山电力、万里扬、林洋能源、中国电力。3）储能安全系列，储能温控标的申菱环境（重点推荐）、英维克、同飞股份、高澜股份，和拓展储能消防应用场景的国安达、青鸟消防。风险提示：项目收益测算偏差的风险；项目推进不及预期；政策执行不及预期；市场请务必阅读正文之后的重要声明部分-2-行业深度报告竞争加剧；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。请务必阅读正文之后的重要声明部分-3-行业深度报告内容目录1.储能结构性转变：从分散配储到集中电站.......................................................-5-1.1.新能源配储日益严格，成本增加收益率承压.................................................-5-1.2.储能的结构性转变——从配建到独立，从分散到集中..................................-7-1.3.寻求共赢之道，共享储能之风渐烈..............................................................-9-2.新能源运营商和共享储能运营商收益测算.....................................................-15-2.1.新能源运营商测算.......................................................................................-15-2.2.储能运营商测算...........................................................................................-16-3.投资建议.........................................................................................................-18-风险提示............................................................................................................-19-请务必阅读正文之后的重要声明部分-4-行业深度报告图表目录图表1：部分省份新能源配储政策对比...............................................................-5-图表2：安徽2021年新能源项目竞配结果.........................................................-6-图表3:多晶硅现货均价（元/千克）....................................................................-7-图表4：组件现货均价（元/瓦）.........................................................................-7-图表5：2021Q1&2022Q1电化学储能装机结构（MW）..................................-7-图表6：2021Q2&2022Q2电化学储能装机结构（MW）..................................-7-图表7：2022Q1&2022Q2拟建及在建电化学储能应用结构（MW）................-8-图表8：各省独立储能示范项目（电化学）.......................................................-8-图表9：7月国内储能项目中标情况...................................................................-9-图表10：共享储能技术方案示意图..................................................................-10-图表11：青海共享储能商业模式......................................................................-10-图表12：共享储能主要政策.............................................................................-11-图表13：2021年共享储能备案项目情况.........................................................-12-图表14：2022年新增共享储能项目.................................................................-13-图表15：2022年新增共享储能项目统计.........................................................-15-图表16：新能源不同配储情景项目IRR测算...................................................-16-图表17：风电配储项目IRR测算.....................................................................-16-图表18：光伏配储项目IRR测算.....................................................................-16-图表19：共享储能测算核心假设......................................................................-17-图表20：共享储能IRR对租金敏感性分析......................................................-17-图表21：共享储能IRR对容量租赁比例敏感性分析........................................-18-图表22：共享储能IRR对年调用次数及补偿标准敏感性分析.........................-18-请务必阅读正文之后的重要声明部分-5-行业深度报告1.储能结构性转变：从分散配储到集中电站1.1.新能源配储日益严格，成本增加收益率承压新能源配储已成定局，配臵比例和时长有增加趋势。根据北极星电力网统计，截至2022年7月，已有24个省级行政区和若干市级政府出台新能源配储规定。对比同一省份在不同时间发布的新能源配储政策，我们认为新能源配储比例和时长在政策上有增加趋势，主要体现在：（1）直接增加配储要求，如福建省2022光伏项目申报较2021增加了若储能设施未与项目同步投产，配建比例提高至15%、4h的要求；（2）市级政策较省级提高，如甘肃省级方案要求河西地区按10%、2h配储，嘉峪关市要求提高至20%、2h；（3）部分项目要求提高，如内蒙古保障性并网项目要求配储15%、2h，市场化并网项目要求提升至15%、4h，辽宁风电建设方案要求配储比例10%（无时长要求），增补方案提升至15%、4h。图表1：部分省份新能源配储政策对比地区日期文件配储要求辽宁2021/7/26辽宁省新增风电项目建设方案（征求意见稿）优先支持承诺配套储能设施10%以上的项目2021/12/14全省风电建设规模增补方案鼓励配套建设不少于风电装机规模15%（时长4小时以上）的新型储能设施。2022/7/12辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案优先鼓励承诺按照建设光伏功率15%的挂钩比例（时长3小时以上）配套储能（含储热）设施，并按照共享储能方式建设。福建2021/5/24关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知原则上同步配备不少于开发规模10%的储能能力。2022/3/29关于组织开展2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知试点项目必须同步配套建成投产不小于项目规模10%(时长不低于2小时)的电化学储能设施。储能设施未按要求与试点项目同步建成投产的，配建要求提高至不小于项目规模15%(时长不低于4小时)。甘肃2021/5/28关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知河西地区最低按电站装机容量的10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时。在满足储能配置最低比例基础上，配套储能规模比例、储能时长较高者得分高。2022/4/1嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配置公告申报项目储能规模不低于项目规模20%，储能放电时长不小于2小时。内蒙古2021/8/26关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知电化学储能容量应为不低于项目装机容量15%（2小时）。2021/12/24关于加快推动新型储能发展的实施意见新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上；新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。2022/8/2内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则（2022年版）所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的15%（4小时）。海南2022/1/5关于开展2022年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知同步配套建设不低于10%的储能装置。请务必阅读正文之后的重要声明部分-6-行业深度报告2022/4/11海南澄迈关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知技术方案中按照25%，2个小时配置电化学储能得10分；按照20%，2个小时配置电化学储能得5分；按照15%，2个小时配置电化学储能不得分。来源：各地政府官网，北极星电力网，中泰证券研究所配储比例纳入项目评分，项目竞配愈发激烈。安徽省2021年风电、光伏竞争性配臵评分细则中，配储分值占比高达45%，竞配结果显示，获配光伏项目平均配储比例22.73%，风电项目平均配储比例47.42%，远高于文件所要求的配储比例不低于10%（时长不低于1小时）。目前，多地将配储比例纳入项目评分中，由于项目竞争激烈，投资方势必提高申报的配储比例以争取更高得分，则配储对新能源项目的投资压力较政策文件所显示的将更为严重。图表2：安徽2021年新能源项目竞配结果光伏风电业主项目规模（MW）配储规模（MW）配储比例项目规模（MW）配储规模（MW）配储比例阳光新能源1030199.719.39%1005151.00%国电投605134.922.30%10038.538.50%中广核550110.5520.10%国家能源306.5107.335.01%12058.748.92%三峡2006030.00%1508758.00%特变电工2407230.00%1005050.00%信义光能306.571.523.33%林洋能源28052.518.75%大唐24071.629.83%通威股份20228.7814.25%中国能建20045.522.75%华润18083.646.44%晶科科技17024.614.47%金风科技1509060.00%华能10240.840.00%天合光能1002828.00%协和风电515098.04%远景能源135.26540.50%合计4230961.4322.73%1266600.36547.42%来源：北极星电力网，中泰证券研究所山东提出将配储作为项目竞配、并网最优先条件。近日，山东省印发《风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》征求意见稿，将接入公共电网的陆上集中式光伏、风电项目全部列为市场化项目，要求按照储能优先的原则由高到低排序，依次纳入年度开发建设容量，直至达到容量规模上限；将储能容量配臵比例作为风光项目并网的最优先条件，按照统一的排序规则依次保障并网。这一政策如正式执行，配储对新能源项目开发的重要性将提升到前所未有的高度。组件价格仍居高位，光伏配储收益率承压。年初至今，光伏组件价格约上涨0.1元/W，根据PVInfoLink数据，截至9月7日，单晶组件-182和单晶组件210现货均价均为1.98元/W。硅料产能大规模释放仍需时间，集中式光伏项目造价承受较大压力，相比同等规模风电项目，集中式光伏收益率水平更低、对配储比例更为敏感，强制配储使得项目收益率雪上加霜，造成项目收益率下降或开工进度不及预期。请务必阅读正文之后的重要声明部分-7-行业深度报告图表3:多晶硅现货均价（元/千克）图表4：组件现货均价（元/瓦）来源：PVInfoLink，中泰证券研究所来源：PVInfoLink，中泰证券研究所1.2.储能的结构性转变——从配建到独立，从分散到集中政策支持下，独立储能崭露头角。2022年5月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出独立储能的条件为：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。即独立储能主要包括电网侧储能，电源侧配建的表后储能满足条件也可转为独立储能。文件提出，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。电网侧储能拟建及在建项目快速增加。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2022年Q1和Q2，集中式新能源配储并网规模分别为17MW、120MW，占全部储能并网的36.19%和37.08%；电网侧储能并网规模分别为10MW、70MW，占全部储能并网的21.29%和21.73%。从规划项目看，2022Q1和2022Q2拟在建电网侧储能规模分别为501MW、2428MW，环比增加384.69%，高于集中式新能源配储的210.93%。我们认为，电网侧储能的高增所体现的是当前新能源主流的分散自建配储模式不能完全满足电网对稳定运行及新能源消纳的需求，独立储能正在登上舞台。图表5：2021Q1&2022Q1电化学储能装机结构（MW）图表6：2021Q2&2022Q2电化学储能装机结构（MW）1001502002503002021/42021/52021/62021/72021/82021/92021/102021/112021/122022/12022/22022/32022/42022/52022/62022/7多晶硅致密料1.51.71.92.12.32021/42021/52021/62021/72021/82021/92021/102021/112021/122022/12022/22022/32022/42022/52022/6单晶组件-182单晶组件-210请务必阅读正文之后的重要声明部分-8-行业深度报告来源：中国储能网，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，中泰证券研究所来源：中国储能网，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，中泰证券研究所图表7：2022Q1&2022Q2拟建及在建电化学储能应用结构（MW）来源：中国储能网，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会，中泰证券研究所多省发布示范项目推动独立储能发展。2021年底至今，山西、浙江、山东、河北省先后发布新型储能示范项目清单，其中以电化学独立储能项目为主，我们统计其中共有电化学独立储能项目83个，建设规模合计8.73GW，平均单个项目规模在100MW以上。图表8：各省独立储能示范项目（电化学）地区日期文件项目数量建设规模（MW）容量（MWh）山西2021/11/29关于首批“新能源+储能”试点示范项目的公示11500浙江2022/4/15省发展改革委关于浙江省新型储能示范项目的公示1910062012山东2022/4/15关于公布2022年度储能示范项目的通知252568冀北电网2022/5/172022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单11231015720河北南网2022/5/172022年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单1723504550合计838734来源：各地政府官网，北极星电力网，中泰证券研究所从电力系统角度看，集中式独立储能比新能源分散配储优势明显。独立储能优势主要体现在：（1）新能源配储分散在各个场站，与场站作为同一调度主体，调度权在场站而不在电网。由于各个场站出力曲线的不同，这种做法将使得场站各自为政，造成储能资源的闲臵和浪费。而集中式储能被电网调度，可以集中区域内储能资源统一控制调配，发挥规模和集群效应。（2）独立储能单体容量大，直接并入主网接受调度，对储能系统的运作性能及可靠性要求更高；而多数新能源项目业主将配储视为纯成本项，对价格更为敏感。我们统计7月储能项目招标价格，新能源配储平均中标价为1.56元/W，而独立储能平均中标价为2.15元/W，体现独立储能对系统及设备的要求相对更高，将对电力系统发挥更为积极的作用。请务必阅读正文之后的重要声明部分-9-行业深度报告图表9：7月国内储能项目中标情况新能源配储项目中标价格（元/Wh）独立储能项目中标价格（元/Wh）达拉特旗“黄河流域生态保护和高质量发展”恩格贝200MW风电项目储能设备1.41中节能崇阳沙坪项目集中式（共享式）储能系统1.52内蒙古华电阿拉善右旗15完千瓦风电工程EPC总承包项目电化学储能系统设备1.50应县独立储能项目EPC3.01水库光伏项目储能系统1.43大唐龙感湖储能电站示范项目EPC1.68仙桃西流河200兆瓦渔光互补发电项目储能设备1.49华能湖南共享储能电站项目EPC1.97节能公司北京新能源乌海光伏+矿山生态修复综合利用项目一期海南区、二期乌达区光伏项目储能系统1.49天镇源网荷共享储能电站项目2.63大唐玉门昌马50MW并网光伏发电项目储能工程1.68利通区同利变新型电化学储能电站EPC2.06国神公司国合乌拉特续建100MW风电项目储能系统1.44广东能源佛山三水南山镇光伏负荷项目储能系统1.87洛浦100MW/400MWh储能配套套400MW光伏发电项目储能系统工程EPC1.42昌都察雅县吉塘一期200MW复合型光伏发电项目20MWh储能系统设备采购及安装工程1.77温泉发电公司储能系统1.70平均1.56平均2.15来源：北极星电力网，中泰证券研究所当前独立储能仅在部分地区具备可行性。在此前发布的《新型电力系统系列1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》中我们测算，在造价1.80元/Wh、年调用500次、调峰补偿标准0.7元/kWh的条件下，调峰储能电站的项目IRR为9.16%；当调峰补偿在0.5元/kWh以下时，独立储能项目经济性表现不佳。同时，当前大多数地区未对独立储能年调用次数做出保障，项目收益率测算难度大，降低企业投资积极性。因此，在当前辅助服务补偿标准/峰谷价差下，独立储能想要达到全面经济性，还需寻找其他盈利途径。1.3.寻求共赢之道，共享储能之风渐烈共享储能商业模式：租金+场站服务/辅助服务/现货交易共享储能降低新能源投资支出，增加独立储能收入来源。2021年8月，国家发改委、国家能源局发布《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》，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模，确立支持共享储能发展的基调。共享储能的特点是向多个新能源场站收取租赁费用，租金成本通常低于场站自行建设储能的成本，从而降低场站配储投资压力，同时增加储能投资方收入来源，每年提供稳定现金流。请务必阅读正文之后的重要声明部分-10-行业深度报告图表10：共享储能技术方案示意图来源：能研慧道，中泰证券研究所共享储能可视为独立储能的一种商业模式，收益点主要包括租赁费、场站服务费、辅助服务补偿、现货交易收益、容量补偿、优先发电权交易等。我们将当前全国实践的主要共享储能模式划分为三类：（1）场站交易模式，储能和新能源场站交易，通过双边竞价或协商，达成包含交易时段、电量、价格等内容的交易意向，代表地区为青海；（2）辅助服务模式，储能接受电网统一调度，通过提供辅助服务（主要是调峰）获得对应补偿，同时向新能源场站收取固定租金，当前多数地区采取这一模式；（3）现货交易模式，储能通过用电低谷充电、用电高峰放电获得峰谷电价差，同时向新能源场站收取固定租金，代表地区为山东等启动电力现货市场交易的省份。以上模式可以共存，如电网调度储能时提供辅助服务，其他时间进行场站服务或现货交易。图表11：青海共享储能商业模式来源：青海省电力公司，中泰证券研究所多地发布政策支持共享储能发展。除国家多份文件指出鼓励探索共享储能模式外，甘肃、宁夏、山东、湖南等十余个省份也发布了支持共享储能的文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。此外，部分省份出台共享储能建设具体规划，如河北规划到十四五末新建500万请务必阅读正文之后的重要声明部分-11-行业深度报告千瓦、27个共享储能电站；河南规划十四五期间新能源新增装机规模50万千瓦以上的地市，原则上建设容量不低于20万千瓦时共享储能电站，新增新能源100万千瓦以上的，原则上建设容量不低于40万千瓦时共享储能。图表12：共享储能主要政策区域文件时间发布部门主要内容全国关于加快推动新型储能发展的指导意见2021/7/15国家发改委、国家能源局鼓励探索建设共享储能。对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。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2021/8/10国家发改委、国家能源局鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模。购买调峰资源指发电企业通过市场交易的方式向抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展灵活性改造的火电等市场主体购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和购买调峰储能服务两种方式。鼓励签订10年以上的长期协议或合同。“十四五”新型储能发展实施方案2022/3/21国家发改委、国家能源局探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。甘肃关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知2021/5/28甘肃发改委积极鼓励保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目通过自建、合建共享或购买服务等市场或方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。宁夏关于加快促进储能健康有序发展的通知2021/7/14宁夏发改委鼓励采用发电侧储能、电网侧、区域联合共享、第三方独立储能等多种投资方式建设储能电站。鼓励优先在新能源富集、电网送出断面受限地区，建设电网区域性共享储能设施，创造共享储能电站盈利模式。山东山东省能源发展“十四五”规划2021/8/11山东人民政府支持建设运营共享储能设施,鼓励风电、光伏项目优先租赁共享储能设施。湖南关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见2021/10/13湖南发改委建立储能服务购买机制，储能项目投运后，可向风电、光伏发电项目有偿提供调峰服务，服务费用按年度租赁方式支付。鼓励新能源发电企业与储能企业签订绑定协议，协议年限原则上不低于3年，鼓励签订5年以上的长期协议或合同。浙江关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见2021/11/19浙江发改委支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能（服务）。内蒙古关于加快推动新型储能发展的实施意见2021/12/31内蒙古人民政府在新能源资源较丰富、系统消纳能力较差或电网调峰需求较为集中的地区，因地制宜布局建设独立共享式新型储能电站。鼓励发电企业、电网企业和电力用户租赁、购买储能电站服务，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展独立共享储能应用示范。独立共享式新型储能电站应集中建设，电站功率原则上不低于5万千瓦，时长不低于4小时。请务必阅读正文之后的重要声明部分-12-行业深度报告河北全省电源侧共享储能布局指导方案（暂行）2022/5/20河北发改委规划到“十四五”末，在全省23个重点县区，新建共享储能电站27个，建设规模约500万千瓦。辽宁辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案2022/7/12辽宁发改委优先鼓励承诺按照建设光伏功率15%的挂钩比例（时长3小时以上）配套储能（含储热）设施，并按照共享储能方式建设。青海青海省国家储能发展先行示范区行动方案2022年工作要点2022/7/20青海发改委开工建设吉瓦级源网共建共享储能示范项目，力争年内建成50万千瓦。安徽安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）2022/8/17安徽能源局积极支持各类主体开展共享储能等创新商业模式的应用示范，营造开放共享的储能生态体系。鼓励有配置储能需求的新能源发电企业就地就近、长期租赁共享独立储能电站。河南河南省“十四五”新型储能实施方案2022/8/21河南发改委鼓励新能源企业以容量租赁的模式配置储能需求，支持共享储能项目企业通过租赁费用回收建设成本并获得合理收益。山东关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施2022/9/1山东发改委、山东能源局示范项目容量应在山东电力交易中心统一登记并开放，由省内新能源企业租赁使用。新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量。来源：各地政府网站，中泰证券研究所政策鼓励下共享储能蓬勃发展，2021年备案项目超24GWh。根据北极星储能网统计，2021年我国共有84个共享储能项目通过备案/公示，项目建设规模合计12.81GW，建设容量合计24.49GWh。这84个项目分布在9个省份，其中湖北备案项目最多，达到34个，山西备案项目建设规模和容量最大，出现了多个300MW以上的项目，规模合计达到5.02GW/7.81GWh。图表13：2021年共享储能备案项目情况来源：北极星储能网，中泰证券研究所不完全统计2022年新增共享储能项目达17.15GW/38.01GWh。根据我们不完全统计，2022年新增共享储能项目127个，分布在18个省份，建设规模17.15GW、容量38.01GWh。其中，建设规模最大的为河南，28个项目合计6.20GWh。其余项目容量超过3GWh的地区还有：山东（5.80GWh）、陕西（5.06GWh）、宁夏（4.93GWh）、河北（3.80GWh）、内蒙古（3.20GWh）。请务必阅读正文之后的重要声明部分-13-行业深度报告图表14：2022年新增共享储能项目地区项目建设规模（MW）容量（MWh）进度地区项目建设规模（MW）容量（MWh）进度山西晋能控股电力集团大同新型储能电站示范项目50河南中核汇能濮阳县共享储能项目200400接入设计山西平鲁区共享储能项目200400EPC河南中核汇能项城共享储能项目200400接入设计山西朔城区共享储能400800EPC河南中核汇能确山县共享储能项目200400接入设计山西新华电力共享储能项目300600EPC河南新乡县200MW共享储能项目200400风险评估山西中核怀仁200MW400MWh共享储能项目200400接入设计河南罗山县电化学储能电站项目200400山西东方日升万荣县共享储能项目300600河南封丘县越翎220KV变电站电网侧共享储能示范项目浙江温州乐青湾港区共享储能电站50100河南杞县共享储能电站建设项目200400浙江舟山定海工业园区共享储能电站项目50100河南开封分布式光伏+共享储能光储充一体化综合能源项目浙江中核汇能浙江公司中核田湾200MW400MWh共享储能项目200400可研河南华润电力鹤壁山城区共享储能电站项目山东水发烟台福山区集中式共享储能电站100200EPC河南华润电力安阳县共享储能电站项目山东国家能源莘县共享储能项目400备案河南河南龙源新能源发展有限公司卢氏共享储能电站项目山东国家能源枣庄共享储能项目202404备案河南特变电工源汇区共享储能示范项目山东山东能源集团东营独立共享储能电站项目400备案河南中广核宝丰共享电储能项目100200山东淄博高新区卫蓝智慧共享储能电站项目备案河南河南龙源新能源发展有限公司共享储能电站建设项目山东烟台福山区东厅街道集中式（共享）储能电站200400备案河南信阳市光山县产业集聚区共享集中储能示范项目100200山东泰安市新泰市集中式（共享）储能电站200400备案河南河南100MW/200MWh共享集中储能示范项目100200山东国家能源东昌府区共享储能项目400备案河南驻马店高新区共享集中储能示范项目200400山东水发立达集中式（共享）储能电站项目100200备案河南中广核浚县产业集聚区共享电储能项目100200山东枣庄欣鼎共享储能项目400800备案河南安阳市叶县龚店共享电储能项目100200山东威海荣成共享储能项目200400备案河南平顶山市汝州市沛阳共享集中储能示范项目100200山东远景滨州北海100MW/200MWh储能电站示范项目100200河南平顶山市郏县冠上共享集中储能示范项目100200山东华能山丹东乐北滩200兆瓦光伏发电项目及250MW/1000MWh共享储能电站项目2501000可研河南平顶山舞钢市双山共享集中储能示范项目100200山东国网时代兖州共享储能工程项目河南平顶山市宝丰县宝丰共享集中储能示范项目100200山东中广核冠县清水储能电站项目200400黑龙江哈尔滨市通河县大型集中式共享储能示范项目山东林洋能源潍坊高新区共享储能电站项目100200辽宁康平县独立共享储能项目100200宁夏五凌电力红寺堡鲁家窑储能电站100200内蒙古突泉县200MW/800MWh共享储能电站项200800可研宁夏国电电力宁夏牛首山变电站共享储能项目200400内蒙古呼和浩特市独立共享储能电站项目2400备案请务必阅读正文之后的重要声明部分-14-行业深度报告宁夏华电灵武一期共享储能电站负荷项目200400内蒙古天翊达新能源达茂旗共享储能电站项目宁夏华电灵武二期共享储能电站项目200400内蒙古通辽科尔沁区共享储能电站项目宁夏华能宁夏新能源分公司中卫、同利、隆桥储能电站项目64128甘肃凉州区九墩滩光伏产业园300MW/600MWh共享储能电站300600EPC宁夏大唐中宁网侧共享储能电站-压缩空气100200EPC甘肃临泽天海200MW/400MWh共享储能电站项目200400风险评估宁夏大唐中宁网侧共享储能电站-液流电池100400EPC广东兴宁市集中式共享储能电站项目200400宁夏佳洋能源余丁乡金沙村储能电站安徽龙源电力天长市共享储能电站项目5001000备案宁夏五凌北方宁夏舟塔乡舟塔村储能电站江苏如东共享储能项目5001000备案宁夏欣文能源恩和镇恩和村储能电站EPC江苏东海县李埝乡集中式（共享）储能电站项目300600宁夏宁夏电投宁东基地新能源共享储能电站示范项目一期100200河北邢台隆尧新型共享储能项目5001000宁夏候桥330变电站电网侧共享储能示范项目200400EPC河北河北黄骅灵活性共享储能10002000宁夏国电投宁夏盐池县能源科技有限公司盐洲变共享储能电站建设项目200400EPC河北丰宁县集中式（共享式）储能项目300600宁夏新梁变100MW/200MWh新型电化学储能电站(共享型)100200EPC河北蔚县同兴垣集团共享储能项目100200宁夏宁储利通区板桥100兆瓦/200兆瓦时共享储能电站100200EPC陕西榆林靖边县杨桥畔共享储能电站400800宁夏惠农区靖安220KV变电站电网侧共享储能示范项目陕西榆林榆阳区共享储能电站项目宁夏特变电工鲁家窑集中式（共享式）储能电站项目100200陕西马合共享储能电站一期项目300600宁夏国家电投集团月牙湖乡新能源共享储能电站项目200400陕西小壕兔共享储能电站一期项目300600宁夏疆能汇联同心县王团镇启明共享储能项目200400陕西营盘山共享储能电站一期项目100200宁夏奥能瑞拉100MW/200MWh（一期40MW/80MWh）钠盐共享储能电站示范项目100200陕西白泥井共享储能电站一期项目300600宁夏中节能宁夏原州区共享储能电站项目100200陕西罗敷共享储能电站项目100200江西普慧能源有限公司进贤县独立共享储能电站项目陕西安塞共享储能示范项目50100江西景能（南昌）零碳产业基地500MW共享绿电储能站项目500陕西吴起共享储能示范项目60120湖南中车株所茶陵百亿绿色能源项目共享储能基地100200开工陕西黄龙共享储能示范项目50100湖南华能湖南共享储能电站项目100200EPC陕西宜川共享储能示范项目50100广西广西南宁武鸣共享储能电站项目50100EPC陕西延川共享储能示范项目50100湖北襄州襄北90MW/180MWh集中式（共享式）储能电站项目90180陕西马合共享储能示范项目100200湖北监利昌昊50MW/100MWh储能项目50100EPC陕西锦界共享储能示范项目50100湖北国华仙桃市郭河镇50MW/100MWh集中式（共享式）储能电站项目50100EPC陕西白泥井共享储能示范项目100200湖北华能星泽咸宁黄荆50MW100MWh集中式（共享式）储能项目50100EPC陕西营盘山共享储能示范项目50100湖北孝感华能应城集中式（共享式）储能电站项目60120陕西郝滩共享储能示范项目50100请务必阅读正文之后的重要声明部分-15-行业深度报告湖北信义武穴市梅川镇集中式（共享式）储能电站项目50100陕西澄县共享储能示范项目50100湖北华能荆门东宝美满集中式（共享式）储能电站50100陕西富平共享储能示范项目50100湖北林洋湖北仙桃200MW光伏/120MWh储能项目120陕西大荔（高明）共享储能示范项目110220河南河南豫能新能源有限公司集中式电化学储能项目100200可研陕西罗敷共享储能示范项目50100河南大唐城乡一体化示范区共享储能电站200400可研陕西白水共享储能示范项目50100河南中核汇能夏邑县共享储能项目200400可研陕西潼关共享储能示范项目60120河南中核汇能浚县共享储能项目100200可研陕西韩城共享储能示范项目50100河南中核汇能固始县共享储能项目200400接入设计来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，储能与电力市场，北极星电力网，中国招标投标公共服务平台，中泰证券研究所注：EPC阶段为进行EPC招标，不代表实际开工图表15：2022年新增共享储能项目统计来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，储能与电力市场，北极星电力网，中国招标投标公共服务平台，索比光伏网，中泰证券研究所2.新能源运营商和共享储能运营商收益测算2.1.新能源运营商测算风电、光伏租赁储能下项目IRR均优于自建储能。我们测算，假设100MW风电项目，本体造价6.50元/W，年利用小时数2200h，上网电价0.37元/kWh，在不配臵储能的条件下项目IRR为7.36%；以1.50元/Wh的价格自建20MWh储能时项目IRR下降至6.64%；以200元/kW.年的价格租赁20MWh共享储能时项目IRR为7.07%，IRR情况为不配储>租用>自建。同时，风电对配储比例的容忍度较高，在租赁情况下，租赁50%（1h）储能，项目IRR依然能达到6.00%。请务必阅读正文之后的重要声明部分-16-行业深度报告图表16：新能源不同配储情景项目IRR测算风电光伏不配储自建储能租用储能不配储自建储能租用储能项目容量（MW）100100年利用小时数（h）22001200上网电价（元/kWh）0.370.37项目本体造价（元/W）6.504.00配储比例（注：1小时）0%20%20%0%20%20%自建造价（元/Wh）1.501.50共享储能租金（元/W.年）0.200.20弃电率3%3%0%2%2%0%项目IRR7.36%6.64%7.07%5.84%4.84%4.87%来源：国家电网，中泰证券研究所光伏对租赁价格相对敏感。我们测算，假设100MW光伏项目，本体造价4.00元/W，年利用小时数1200h，上网电价0.37元/kWh，在不配臵储能的条件下项目IRR为5.84%；以1.50元/Wh的价格自建20MWh储能时项目IRR下降至4.84%；以0.20元/Wh.年（200元/kW.年）的价格租赁20MWh共享储能时项目IRR为4.87%，略高于自建。由于光伏弃电率低于风电（根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2021年我国风电、光伏弃电率分别为3.1%和2.0%），独立储能进行调峰、辅助新能源消纳的作用在光伏项目上相对不显著，光伏对共享储能租金会更为敏感。图表17：风电配储项目IRR测算图表18：光伏配储项目IRR测算来源：中泰证券研究所来源：中泰证券研究所2.2.储能运营商测算2022年8月，河南省发改委下发了《河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》，提出：（1）2022年电化学共享储能容量租赁参考价为200元/kWh.年；（2）示范项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次；调峰补偿价格报价上限暂定为0.3元/kWh。我们以此为边界条件测算造价为1.8元/Wh的共享储能项目收益。请务必阅读正文之后的重要声明部分-17-行业深度报告图表19：共享储能测算核心假设参数假设数值参数假设数值储能项目容量（MW）100充放电深度93%储能时长（h）2能量转换效率88%储能系统成本（元/Wh)1.50系统循环次数5000其中：电池成本（元/Wh)0.80电池终止容量80%土建安装成本（元/Wh)0.20年调用次数350电气设备成本（元/Wh）0.10调用充电时长（h)2电池折旧年限10补偿标准（元/kWh）0.30其他资产折旧年限20电价（元/kWh）0.37年运维费用（元/Wh）0.025租金（元/kW.年）200来源：中泰证券研究所共享储能具备经济性。在年调用完全充放电350次、补偿标准0.3元/kWh、单位年租金200元/kWh的假设下，共享储能项目IRR为9.16%，经济性较好。根据测算，年租赁价格在160元/kWh项目IRR为6.53%。目前除河南外尚无省份公开发布共享储能指导价格，根据储能与电力市场信息，山东省共享储能年租赁费用普遍在350元/MW左右，按时长2h计算，即175元/MWh，在假设条件下同样具备经济性。同时，在200元/MWh年租金的条件下，补偿标准在0.3元/kWh以上、年调用完全充放电200次以上的项目均能达到6.5%以上的项目IRR。租金作为重要收入来源，租用比例对收益影响较大。我们测算在上述假设下，200MWh的储能电站首年含税调峰收入为1939万元，扣除电费损耗后调峰净收入为1811万元，而容量100%租赁情况下租金收入为4000万元，占比较高，因此出租的容量比例对项目IRR影响较大。出租容量下降到储能电站容量的80%时，项目IRR将下降到6.53%。图表20：共享储能IRR对租金敏感性分析来源：中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-18-行业深度报告图表21：共享储能IRR对容量租赁比例敏感性分析来源：中泰证券研究所图表22：共享储能IRR对年调用次数及补偿标准敏感性分析补偿标准（元/kWh）年调用次数0.20.30.40.50.61004.72%5.33%5.93%6.52%7.10%2005.75%6.89%8.02%9.13%10.23%3006.75%8.41%10.04%11.64%13.23%4007.73%9.89%12.01%14.09%16.14%5008.66%11.31%13.89%16.43%18.94%来源：中泰证券研究所3.投资建议共享储能是新能源和储能运营商的双赢之选：对新能源投资方而言，免去较高的一次性初始投入成本，同时享受到储能对区域电网的调峰调频、帮助消纳的作用，弃电率相对较高、IRR空间较大的风电通过租赁形式配储收益或更加明显。对储能投资方而言，通过租金+辅助服务补偿/现货市场套利的模式已具备一定经济性，且租金占到收入的相当比重，收益较单纯通过辅助服务或现货套利的储能电站收益更为稳定。对电网而言，集中配储使得调度难度降低，储能的并网性能和安全性更方便管理，增强电网运行保障。能源结构低碳化转型持续推进，风电、光伏在“十四五”期间装机规模高增长的确定性高。风光大规模并网带来电网运行安全和效率问题，建设可调节电源势在必行。共享储能模式具备一定经济性，且能减轻新能源配储负担，更兼多地政策倡导，投资有望迎来高峰。建议关注：1）储能集成与核心部件，电源侧分散配储转向集中式独立储能电站，势必提升对储能的性能要求，建议关注同力日升（重点推荐）、南网科技、天能股份、金盘科技、智光电气。2）独立储能电站建设运营商万里扬、林洋能源、中国电力。3）储能安全系列，储能热管理标的申菱环境（重点推荐）、英维克、同飞股份、高澜股份，和拓展储能消防应用场景的国安达、青鸟消防。请务必阅读正文之后的重要声明部分-19-行业深度报告风险提示项目收益测算偏差的风险：报告中的项目收益测算基于一定假设条件，若实际情况与假设存在较大偏差，存在不及预期的风险。政策执行不及预期：政策落地执行对行业中的企业业绩有重大影响，若新能源配储、电力辅助服务机制完善等相关政策推进不及预期，可能会对行业内上市公司业绩带来不利影响，进而影响公司的市场表现。项目推进不及预期：项目执行进度对行业内企业的营业收入确定影响重大，若项目推进不及预期，将会使得企业业绩增长不及预期，对企业市场表现带来不利影响。市场竞争加剧：若未来电化学储能内部以及电化学储能和其他储能形式的市场竞争激烈程度不断增加，将会影响企业的业绩增长，同时对企业盈利能力带来不利影响。研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。请务必阅读正文之后的重要声明部分-20-行业深度报告投资评级说明：评级说明股票评级买入预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在15%以上增持预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在-10%~+5%之间减持预期未来6~12个月内相对同期基准指数跌幅在10%以上行业评级增持预期未来6~12个月内对同期基准指数涨幅在10%以上中性预期未来6~12个月内对同期基准指数涨幅在-10%~+10%之间减持预期未来6~12个月内对同期基准指数跌幅在10%以上备注：评级标准为报告发布日后的6~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。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，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。重要声明：中泰证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。但本公司及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整。本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者应注意，在法律允许的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在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。本公司及其本公司的关联机构或个人可能在本报告公开发布之前已经使用或了解其中的信息。本报告版权归“中泰证券股份有限公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。如引用、刊发，需注明出处为“中泰证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。