电化学储能研究框架：以中美欧为例国海证券研究所李航(证券分析师)邱迪(证券分析师)王刚(联系人)S0350521120006S0350522010002S0350122020033lih11@ghzq.com.cnqiud@ghzq.com.cnwangg06@ghzq.com.cn证券研究报告2022年12月21日电力设备请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明2相关报告《——电气设备行业深度研究：2022年一季度美国公用事业储能安装量同比高增（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-06-13《——电气设备行业深度研究：储能报告系列之四：户用储能旺盛需求持续性探究及投资思路（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-05-18《——电气设备行业深度研究：储能报告系列之三：储能助力温控企业开启重要增长极（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-04-25《——电气设备行业深度研究：储能报告系列之二：我国电化学储能收益机制及经济性测算（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-02-23《——电气设备行业深度研究：储能报告系列之一：从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空间（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-01-21请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明3重点关注公司及盈利预测重点公司代码股票名称2022/12/21EPSPE投资评级股价20212022E2023E20212022E2023E300750.SZ宁德时代406.826.8810.6917.3185.5138.0623.50买入002594.SZ比亚迪260.801.063.205.00252.9481.5052.16买入300014.SZ亿纬锂能89.161.541.623.6876.7455.0424.23买入300068.SZ南都电源22.31-1.600.841.11/26.6720.18未评级300438.SZ鹏辉能源73.600.431.52.67109.8649.0727.57买入002518.SZ科士达47.830.640.921.1839.2251.9940.53买入688063.SH派能科技289.022.046.8716.3896.5742.0717.64买入300274.SZ阳光电源95.481.081.983.74135.0048.2225.53买入002121.SZ科陆电子8.76-0.470.040.18/202.7848.83未评级300693.SZ盛弘股份50.310.550.841.3866.3859.9336.39未评级605117.SH德业股份316.823.705.317.8774.0059.6640.26买入300763.SZ锦浪科技165.371.932.875.64119.9757.6029.33未评级688390.SH固德威285.693.184.119.49144.6869.5730.10未评级688248.SH南网科技51.000.300.380.7977.00134.2164.56买入000400.SZ许继电气18.660.720.881.0836.3321.2917.23未评级002335.SZ科华数据44.150.951.051.4338.2741.9130.88未评级300827.SZ上能电气54.500.450.471.47202.00115.2236.99未评级002169.SZ智光电气7.560.44-0.060.2727.64/27.71未评级688663.SH新风光39.030.901.061.5752.4336.9624.79未评级688676.SH金盘科技33.180.570.681.1557.2848.5128.75未评级002837.SZ英维克29.560.630.590.8464.9050.1035.19买入300990.SZ同飞股份85.872.521.632.7650.7052.6331.07未评级301018.SZ申菱环境33.690.670.961.4639.5234.9723.13未评级资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（未评级公司采用wind一致预期数据）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明4核心提要第一部分：国内储能政策及经济性分析我国电化学储能政策解读与展望当前解读一：强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，并负担更多系统调节成本。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策也在引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政府基金及附加等额外成本。当前解读二：国内储能加速发展不在于储能单独盈利能力，而是主要取决于“新能源+储能”的综合收益率能否满足投资回报要求。随着光伏、储能上游原材料价格下行带来光伏和储能成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加，“新能源+储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速发展。近中期展望：调节服务市场化是实现储能经济性重点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大区域差异。加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段，用户电价承受力是各地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。展望看，北方地区预计可能将更多调节成本疏导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明5核心提要第一部分：国内储能政策及经济性分析我国电化学储能经济性分析电源与电网储能：储能通过减少新能源弃用、调峰、调频等单一渠道实现经济性仍有压力，暂不足以支撑储能大规模发展。减少新能源弃用方面，我们测算表明储能仅用于消纳弃用新能源的经济性不佳，除开当前新能源弃用率普遍较低外，新能源出力的季节不均衡特性也会导致配储的利用率偏低。调峰方面，我们测算表明电化学储能参与调峰辅助服务仍难以实现合理收益，原因在于调峰年平均价格偏低或调用次数不足。调频方面，我们测算表明电化学储能参与调频辅助服务有望具有较好经济性，但调频市场容量相对有限，难以支撑储能大规模发展。独立储能：预计当前共享储能发展趋势是发电集团建设独立储能用于内部共享，而强制配储退出仍需储能大幅降本。以山东为现状样本看，我们测算共享储能在较为理想条件下可实现资本金收益率7.3%，其中容量租赁收入占总收入的43.8%，实际总收入仍存不少风险。当前独立储能发展需要依赖新能源企业的容量租赁收入，第三方投建共享储能可能面临较高的租赁收入风险，当前共享储能发展阻力最小路径是发电集团自建独立储能用于内部共享。近期展望看，“新能源+储能”经济性的关键在于新能源降本幅度大于配储附加成本，我们测算表明单瓦容量新能源配储成本大致为0.30元/W。中期展望看，强制配储政策退出需要独立储能不再依赖容量租赁收入，不考虑辅助服务收入时，我们以山东算例测算实现6.5%收益率要求储能单位投资降至1.17-1.35元/Wh；若叠加的辅助服务年收入从300万元增加到1500万元时，对应要求的单位投资可由1.47元/Wh增至1.85元/Wh。需要指出的是，当前测算条件较为理想，对储能产品质量和运营水平要求较高。用户储能：我国部分省区工商业储能峰谷价差套利已初具经济性，相关需求更大规模释放仍有待储能进一步降本。根据我们测算，按照每日2充2放策略，在峰谷价差超过0.7元/kWh，且循环次数超过5000次时，电化学储能通过峰谷套利收益具有经济性。在我们理想测算条件下，每日2充2放策略下储能投资回收期可达5.8年，实际仍需储能进一步降本。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明6核心提要第一部分：国内储能政策及经济性分析我国电化学储能投资思路储能集成参与者众多，预计客户资源优势是短期竞争重点。国内独立储能预计渐成主流，且其投资运营发展阻力最小的方式是由发电或电网央国企投资运营。相应地，客户资源优势预计是储能EPC和集成商竞争重点。储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。国内储能短期仍面临较大盈利压力，当前储能项目仍更重视控制初始投资成本，成本竞争是产业链各环节难以避开的重点。同时不少上游企业将选择价格策略来抢占市场份额，市场初期预计自主生产制造能力强的企业更具先发优势，体现在成本控制力更优、产品迭代能力更强。国内储能投资建议：1.具有客户资源优势的储能投资、EPC和储能集成企业，建议关注【南网科技】、【南网储能】、【许继电气】、【平高电气】、【国电南瑞】、【宝光股份】、【智光电气】、【新风光】、【科陆电子】、【中天科技】、【林洋能源】、【永福股份】；2.具有成本竞争优势的电池和PCS企业，建议关注【南都电源】、【上能电气】、【科华数据】、【盛弘股份】；3.储能安全要求不断提升利好的温控消防企业，建议关注【英维克】、【同飞股份】、【申菱环境】、【高澜股份】、【青鸟消防】、【国安达】；4.现货交易相关服务软件企业，建议关注【国能日新】。风险提示：1）新能源降本不及预期；2）新能源建设规模不及预期；3）利空政策超预期；4）疫情等各种不可控风险超预期；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明7核心提要第二部分：美国表前储能需求及市场分析美国表前储能特征、驱动力回顾美国储能以表前储能为主，表前储能呈现三方面特征：1）高度集中在加州等少数地区；2）“光伏+储能”成为储能发展的重要形式；3）应用场景趋向移峰填谷。区域分布方面，加州累计并网储能规模占近一半份额，前三个州占比近80%；发展形式方面，当前以“光伏+储能”混合形式为主，且以现有光伏改建配储项目居多，筹备项目也以“光伏+储能”项目为主。应用场景方面，呈现持续时间加长趋势，且筹备项目时长均值在3h以上，相应移峰填谷逐步成为储能最主要应用场景。驱动力回顾：电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，成熟市场机制和用户电价承受能力是储能实现经济性的重要支撑，但扶持政策对于储能早期发展仍是重要助力。调节资源需求方面，高光伏渗透率引起的“鸭型”曲线问题，是加州“光伏+储能”根源性驱动力。成熟市场机制方面，同时参与电能量市场和辅助市场可显著改善储能收益情况，且预计容量机制为加州储能提供近半收入。扶持政策方面，之前投资税收抵免（ITC）政策仅适用于“光伏+储能”项目，是推动光储混合形式发展的重要原因。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明8核心提要第二部分：美国表前储能需求及市场分析美国表前储能持续性分析储能发展持续性的核心逻辑在于能源转型已转变为政策和经济双轮驱动，储能经济性也有望随政策配套完善而不断改善。能源转型方面，储能需求源自新旧能源转换带来的调节资源需求，技术进步和化石能源价格上涨推动新能源比价优势不断凸显，新能源已具备在政策驱动外自发发展的经济逻辑。但同时，新能源发展节奏与各地区的可再生能源政策目标紧密相关，未来美国表前储能发展依然存在较大的区域差异。储能经济性方面，传统电力机制主要是围绕传统可控的发电资源设计，电化学储能作为新型调节资源，其经济性对政策支持和电力机制设计十分敏感。由于政策和机制设计是服务于能源转型的宏观政策目标，储能经济性的政策环境有望不断改善，从而驱动储能加速发展。因素一：IRA法案扩围ITC政策到独立储能，且增大ITC政策的力度和持续时间，有望加速美国储能发展。储能应用场景具有多元化特点，ITC政策扩围有利于释放更多场景储能需求，尤其是“鸭型”曲线之外的其他类型移峰填谷需求，独立储能相应有望加速发展。因素二：“新能源+储能”正成为美国更多州新增电力装机主力，EIA数据显示2023/2024年美国规划建设的储能规模正持续增长。强化政策情形，以加州为代表地区加速零碳电力转型，“新能源+储能”是实现零碳电力的关键方案。常规政策情形，新能源性价比不断增强叠加IRA政策刺激，将驱动更多州加速新能源发展和传统电源退役，两者产生的调节资源缺口将驱动储能加速增长。规划数据方面，表前储能建设具有较强计划特征，EIA月度电力数据显示2023年美国储能规划并网规模逐月增长，2024年规划值在今年9月出现激增。因素三：ITC新政策将提升储能经济性。按照之前2023年22%ITC条件测算，我们预计加州储能IRR平均值可达9.79%。IRA法案预计将增大加州表前储能IRR平均值至13.12%，并提升储能投资方对市场收益波动的承受能力。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明9核心提要第二部分：美国表前储能需求及市场分析美国表前储能市场格局分析储能行业存在明显的垂直整合趋势，上下游纷纷进入集成环节。储能产业链从上游电池、PCS等核心设备企业到下游开发商，普遍出现垂直整合趋势，产业链上下游的竞合关系更加复杂多元。下游：开发商一超多强，较多新进入者为中上游企业开拓客户提供机遇期。现有格局方面，大型储能开发商市场一超多强，NextEraEnergy份额优势突出。趋势变化方面，份额头部企业多数为2021年开始投资大型储能项目，美国储能市场开发商格局处于早期阶段，预计更多开发商不断涌入，中上游供应链企业的客户开拓仍存大量机遇。中游：集成商竞争激烈，新进入开发商增多和集成商去中介化趋势或为国内集成商带来新机遇。国内企业参与美国储能市场主要集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口，相应分为国内集成商和海外集成商两条路径。海外集成商方面，Fluence、NextEraEnergy等海外头部集成商普遍拥有客户资源优势，PowinEnergy、LGES等企业通过并购正补齐技术短板。国内集成商方面，受益于国内产业链、成本竞争优势，国内储能集成商与海外集成商为竞合关系，也为部分海外集成商提供代工服务。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。上游：国内电池环节竞争优势明显，其它环节或有望通过直接出海迎新发展机遇。电池环节上，相较三元电池，国内磷酸铁锂电池在价格竞争力、安全性上优势不断凸显，海外主流集成商预计加速转向铁锂路线。除开宁德时代，亿纬锂能、南都电源、海辰储能、鹏辉能源等电池企业也纷纷加速走出去。其它环节上，尽管跟随国内集成商间接出海是国内储能产业链出口美国的重要路径，但这条路径也相对竞争更为激烈。考虑到美国储能市场集成商格局总体仍以海外企业占优，国内储能企业通过积极开拓海外集成商客户，有望迎来更多机遇。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明10核心提要第二部分：美国表前储能需求及市场分析美国表前储能投资思路美国表前储能是经济性驱动的市场，在IRA政策刺激下有望加速发展。国内集成商以技术和性价比优势见长，预计有望受益于美国市场新进入开发商增多和集成商去中介化趋势，集成商建议重点关注【阳光电源】、【比亚迪】、【科陆电子】，建议关注【东方日升】、【天合光能】、【科华数据】、【盛弘股份】。受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内优质储电池及储能集成企业在美国频传订单捷报，电池环节建议重点关注【宁德时代】、【南都电源】、【亿纬锂能】，建议关注【鹏辉能源】。受益于液冷技术占比快速提升，国内头部温控企业同样有望加速出海，温控环节建议重点关注【英维克】、【同飞股份】，建议关注【松芝股份】、【高澜股份】。风险提示：1）美国自身新能源政策变动风险；2）中美贸易摩擦导致国内出口限制风险；3）美国市场国际竞争加剧；4）国内企业出口竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明11核心提要第三部分：欧洲户用储能需求及市场分析欧洲户用储能发展驱动力分析欧洲居民电价已在2022年年初显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。2022年欧洲居民电价上涨的起点并非俄乌冲突，2021年下半年能源危机席卷全球，2021年年底欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。俄乌冲突导致欧洲天然气价格和电力期货价格高位大幅波动，直接或间接推动居民电价。据能源价格指数网站数据，2022年11月欧洲多国首都居民电价仍超过0.5欧元/kWh。经济性驱动：户用储能通过居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，高电价和户用光伏“自消费”政策是其实现经济性的前提。不少欧洲国家居民电价是类似国内电信服务的固定套餐价格，户用储能套利主要来自居民电价和白天户用光伏发电直接上网电价的差额。当前并网型户用光伏电价政策主要有“净计量”和“自消费”两大类，前者的户用光伏余电上网电价接近或等于居民用电价格，如美国大部分州；后者的户用光伏余电上网电价一般大幅低于居民电价，如德国、英国，因此户用光伏“自消费”也是户储经济性驱动的重要政策基础。基准情境下，在户用光伏FiT为0.07欧元/kWh，居民电价0.40欧元/kWh，德国单独户用光伏和配储后的投资回收期分别为7.2年和6.8年。补贴驱动：欧洲部分国家实施户用光伏和储能补贴政策，且在俄乌冲突下进一步加强了相关政策，有力促进了户用储能推广应用。例如，据中关村储能联盟资讯，2020年奥地利启动光储补贴计划，拥有储能系统的户主可返还200欧元/kWh资金；据PVtech资讯，2020年意大利规定与翻新或改造项目相关的光伏和储能系统的税收减免提高到110%。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明12核心提要第三部分：欧洲户用储能需求及市场分析欧洲户用储能发展持续性分析欧洲多国首都居民电价保持高位，天然气短期供过于求但危机并未解除。2022年9-10月欧洲多国首都居民电价仍在上涨，尽管11月有所回落，但德国、意大利、荷兰等多国仍超过0.5欧元/kWh，与天然气和和电力期货价格快速下行趋势相背离。近期天然气和电力期货价格下行主要系异常高温引起天然气供暖需求减少，且经济放缓与天然气限制使用措施也减少对天然气的需求。我们推测，居民电价高位是因为电力零售商新签居民电价合同对应的远期购电成本仍在上涨，这部分成本主要不是取决于短期电力期现货价格，而是大量未公开价格的远期电力合约，这部分合约新签价格可能水涨船高。但同时，批发电价下行和各国限价政策已开始抑制居民电价持续上涨。近中期看：加速能源绿色转型政策难免会持续推高欧洲相关国家电力成本和居民用电价格。一方面，化石燃料价格高涨固然与当前俄乌冲突引起的能源危机有关，但其根源则是欧盟未立先破的能源战略转型，且欧洲天然气供应由管道气转为LNG也将提升用气和发电成本。另一方面，新能源短期过快发展将快速提升系统平衡成本和补贴费用，也将带来电力成本持续上升。中远期看：随着光伏持续发展及其渗透率稳步提升，户用光储一体化预计将成为各国户用光伏发展的主流方向。欧洲正加速能源转型以增强能源独立性，屋顶光伏逐步成为强制性政策要求。2022年5月欧盟REPowerEUR提出实施“屋顶太阳能计划”，分阶段在新建公共和商业建筑、住宅安装太阳能电池板。随着光伏渗透率提升，中远期欧洲预计将面临类似美国加州净负荷“鸭型”曲线问题，由于户用光伏发电和居民用电天然存在时间错配，户用光储一体化预计将成为趋势。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明13核心提要第三部分：欧洲户用储能需求及市场分析欧洲户用储能市场分析预计户用储能市场2022年实现翻倍以上增长，2023-2025年后维持高速增长。据高工锂电预测数据，2021年户储需求为6.4GWh，2022年预计为15GWh，同比增长134.4%；2025年预计达100GWh，2023-2025年复合增速为88.2%。小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势，小电芯短缺有望逐步缓解。使用相同容量的电池，高压系统电流较小，转化效率更高；系统设计方面，高压混合逆变器的电路拓扑结构更为简化，尺寸小重量轻，故障率下降。在户储高景气吸引下，小电芯短缺问题已逐步改善。欧洲户用储能投资思路户用储能投资可聚焦于相关业务比重较高的企业，对于电池环节更看中户用储能业务占比，对于PCS环节更看重户用储能PCS和分布式光伏逆变器业务占比。电池环节建议重点关注【派能科技】、【鹏辉能源】、【科士达】；PCS环节建议重点关注【德业股份】、【锦浪科技】、【阳光电源】、【固德威】。风险提示：1）欧洲新能源政策变动风险；2）欧洲居民电价下降超预期；3）欧洲对华贸易政策限制风险；4）竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明14目录一、电化学储能基本概念二、国内储能政策及经济性分析三、美国表前储能需求及市场分析四、欧洲户用储能需求及市场分析请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明15目录一、电化学储能基本概念1.1引入一个概念：灵活性调节资源1.2电化学储能是未来重要的灵活性调节资源1.3不同类型电化学储能所适合的应用场景不同请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明161.1引入一个概念：灵活性调节资源资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海，《高比例新能源发展趋势下提升新型电力系统灵活性》黄豫，《季节性储能——未来高比例可再生能源电力系统必备技术》姜海洋，国海证券研究所图：电力系统灵活性不足原理表：电力系统各时间尺度调节需求时间尺度时间范围系统调节需求超短周期毫秒至秒级一次调频短周期分钟至小时级二次调频、备用等日内小时级至天调峰、经济调度多日及周多天多日机组组合跨季节月及数月灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要组成。传统电力系统以可控的火电、水电等常规电源为主体电源，通过控制常规电源出力实时响应电力需求变化。新型电力系统的主体电源转变为一次能源不可控的新能源，新能源供给与电力需求的不匹配需要大量灵活性调节资源作为媒介来满足电力系统固有的实时供需平衡特性要求。电力系统实时供需平衡是通过不同时间尺度的系统调节相互配合实现的，包括短周期的调频和日内的调峰等，以响应不同时间尺度的供给和需求变化。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明171.2电化学储能是未来重要的灵活性调节资源表：电力系统主要灵活性资源图：我国电力系统灵活性提升路线图类别灵活性资源电源侧资源可控的传统电源(燃煤发电、燃气发电、水电、核电等)、相对可控的可再生能源（光热、生物质、地热等）电网侧资源柔性输电、互联互济、微电网等用户侧资源可控负荷、电动汽车等储能资源抽水蓄能、电化学储能、飞轮储能、超级电容器等储能是我国构建新型电力系统的重要灵活性资源。储能对于提升电力系统灵活性的重要意义不断凸显，利好政策也频频出台。2021年7月，国家发改委和国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年实现新型储能装机规模30GW以上的发展目标。2021年9月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年和2030年实现抽水蓄能投产62GW以上和120GW左右的发展目标。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，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明181.3不同类型电化学储能所适合的应用场景不同表：电化学储能类型及应用场景类型储能时长应用场景容量型≥4h调峰能量型约1~2h调峰、调频、备用功率型≤30min调频备用型≥15min备用电源储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所适合的应用场景有所区别。其中，容量型、功率型专用性较强，前者一般要求连续储能时长不低于4h，主要用于移峰填谷或离网储能，可提升电力系统效率和设备利用率；后者的连续储能时长一般在15~30min，主要用于调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般为复合储能场景，可用于调峰、调频、备用等多重功能。备用型的连续储能时长一般不低于15min，主要作为不间断备用电源，用于数据中心和通讯基站等场景。储能按安装位置分为电源侧、电网侧和用户侧，三者之间的功能存在较多重叠。通常调峰和调频主要由电源侧和电网侧储能提供，在共享储能发展趋势下预计将弱化电源侧和电网侧储能的界限；备用电源主要用于用户侧。此外，用户侧储能通常还可用于峰谷分时套利及提升用电可靠性等场景，其中峰谷分时套利的实质与调峰相同，同样会起到对电力需求进行移峰填谷的功能。资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明19目录二、国内储能政策及经济性分析2.1我国电化学储能政策解读与展望2.2电源和电网侧储能主要商业模式及经济性2.3国内独立储能主要商业模式及经济性2.4用户侧储能主要商业模式及经济性2.5国内电化学储能投资思路及风险提示请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明202.1当前政策解读：强制配储政策是当前储能发展重要驱动力资料来源：中国政府网，山东能源局网站，国海证券研究所文件名时间主要内容国家发展改革委国家能源局关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知2022.011）加大“新能源+储能”支持力度；2）探索推广共享储能模式。国家发展改革委办公厅国家能源局综合司《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》2022.051）符合要求的新型储能可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场；2）独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东能源局关于印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知2022.091）示范项目作为独立储能可参与电力现货市场；2）对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿；3）示范项目容量可在全省范围内租赁使用。表：我国新型储能重要政策强制配储是当前我国储能发展的重要驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力，配储仍将是新能源企业的成本项。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，相关企业负担更多系统调节成本。尽管受到煤价上涨和供需形势趋紧影响，我国多地电价出现上涨，但平抑电价较快上涨对于各地政府降低工商业经营成本和优化营商环境具有重要意义，我们认为相应储能成本疏导到用户侧将需要时间。当前储能政策已在边际改善新能源配储成本，重点是鼓励独立储能发展和拓宽储能收益渠道。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政策基金及附加等额外成本。不过新能源共享租赁独立储能仍是强制配储政策的变体，以山东为代表的实践中，新能源企业租赁储能但不能分享其使用权和收益，共享储能仍是新能源企业成本项。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明212.1当前政策解读：储能发展关键在于“新能源+储能”综合收益率预计电化学储能容量电价缓步推进，包括发电侧的电力容量成本回收机制和电网侧的输配电价两条路径。电力容量成本回收机制有望加速推进，电化学储能预计受益但短中期力度渐进提升。此处所指电力容量成本回收机制对应电源侧，主要用于解决利用率较低的发电资源因收入不足退出、致使电力系统发电容量不足的问题。我们认为，从我国国情看，当前电力容量成本回收机制预计更多聚焦在解决火电企业可持续经营问题上，同时也为火电逐步由主体电源转变为调节性电源提供支撑机制。在用户侧电价上涨受限的条件下，有限的补偿资金预计更多倾斜火电，储能受益预计是个渐进过程。从山东实践看，用户侧的容量补偿电价提供资金来源，相应资金主要用于补偿火电，储能的容量补偿收益仅为火电的1/6。预计独立储能纳入输配电价的规模有限，且电网替代性储能纳入输配电价也会审慎推进。此处所指独立储能为起调峰调频作用的电化学储能，预计独立储能近中期较难大规模获得抽水蓄能同等的容量电价政策支持，我们判断的逻辑核心在于，一是电化学储能仍需进一步降本；二是输配电价机制更适宜便于成本监审的成熟技术；三是电价受限下输配电价可疏导成本规模也有限。此外，尽管电网替代性储能纳入输配电价顺理成章，但由于电网替代性储能成本监审和作用评估的复杂性，为避免盲目低效投资，我们认为相关政策推进的力度和进度将较为审慎，预计沿用先试点再逐步推广模式；同时这类储能的单体规模短期不会较大，常见规模预计为5-15MW。国内储能加速发展主要取决于“新能源+储能”的综合收益率能否满足投资回报要求“新能源+储能”的综合收益率是储能加速发展的关键。储能相关政策呈现边际渐进式改善趋势，有望不断降低新能源强制配储成本，但储能加速发展不一定在于储能单独盈利能力，而是主要在于“新能源+储能”的综合收益率能否满足发电企业的投资回报要求。新能源上游价格下行和储能收入增加是“新能源+储能”的综合收益率提升的主要方式。随着光伏上游原材料价格下行带来组件成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加，“新能源+储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速增长。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明222.1政策近中期展望：预计调节服务市场化是实现储能经济性的重点加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段。电力现货市场为储能提供日内价差套利空间，现货市场正从试点走向全国。电力现货市场可形成小时及更小时间尺度价格，短时价格变动有利于体现电化学储能日内调节价值。相较偏向行政化的调峰市场，现货市场可一定程度减少政策干预，提供更为稳定的收益预期。2022年11月，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见，这两份文件的出台意味着电力现货市场从试点向全国推广再进一步。电力辅助服务市场化丰富了储能收益来源，辅助服务新规正从全国总方针走向各地区细化落地。电化学储能凭借灵活性高、响应速度快、环境资源约束小等优势，在电力辅助服务中具有较大应用空间。我国辅助服务市场化程度相对有限，2021年12月国家能源局印发的“两个细则”从全国层面进一步明确了辅助服务市场化的方向，提出在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，有望丰富储能收益来源。此后，南方能监局、西北能监局等各机构进一步细化了辅助服务在所属地区的落地细则。容量机制可保障储能合理收益，发电侧容量补偿机制有望在更多地方拓展试点。容量收入是实现调节资源固定成本回收的有效手段，我们认为电化学储能作为调节资源，一般更适宜在发电侧容量补偿机制中获取报酬。我国华北、山东、西北等地区正开展容量市场建设，目前山东已将储能纳入到了容量机制覆盖范围，西北也正考虑将储能纳入容量市场。从实践看，目前发电侧容量补偿主要针对顶峰容量和调峰容量。我们认为，从近期看容量机制的核心关注点仍在火电上，但有望惠及储能，改善储能收益。调节服务成本分摊机制是改革难点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大区域差异用户电价承受力是各地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。我国之前主要通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本，尤其是火电机组，该方式限制了我国辅助服务市场空间。尽管2021年12月国家能源局印发的“两个细则”提出建立用户参与的分担共享机制，但疏导辅助服务到用户侧可能难以避免引起用户电价上涨。由于我国各地用户电价承受能力存在很大差别，辅助服务中的用户分摊比例预计也将相应存在较大地域差异。相较而言，经济相对发达、第三产业比重相对较高的省份有望更大比例向用户分担，而欠发达地区分摊到用户比例受到更大限制。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明232.1政策近中期展望：预计调节服务市场化是实现储能经济性的重点调节服务成本分摊机制是改革难点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大区域差异。北方地区预计可能将更多调节成本疏导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。我国北方地区的新能源资源较为丰富，随着西北风光大基地建设不断推进，对电化学储能等系统调节资源的需求也相对更为迫切。但我国西北区域经济发展相对滞后，对电价上涨承受力相对较弱，预计调节成本疏导到用户侧的比例受到制约。从甘肃省级政策到西北区域政策导向看，西北地区调节成本预计将更多疏导到新能源侧，将有利于扩大西北调节服务市场空间，增厚各类调节资源收益。我们认为，随着未来新能源不断降本，不少北方地区可能趋向疏导更多调节成本到新能源侧，并不断扩大调节服务市场空间。相应地，储能政策可能由行政化的强制配储政策推动转向市场化的机制驱动。文件名时间主要内容国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》2022.111）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；2）各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。国家能源局关于印发《电力辅助服务管理办法》的通知2021.121）扩大电力辅助服务新主体；2）丰富电力辅助服务新品种；3）完善用户分担共享新机制；4）健全市场形成价格新机制。南方能源监管局关于印发《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知2022.061）新版南方区域“两个细则”重新定义了独立储能电站的涵义；2）增加一次调频有偿化、爬坡、调相等新品种；3）独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准，其他辅助服务如一次调频、AGC、无功调节等品种采用与常规机组一致补偿标准。甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》2022.091）根据其运营模式和发挥作用电网侧储能可分为独立共享储能和独立储能；2）在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场。西北能源监管局发布《西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿）》2022.121）增加的电网灵活调节资源容量，现阶段仅开展调峰容量市场、顶峰容量市场；2）各省（区）内部按照8:2的比例在电源侧和用户侧分别分摊。表：我国电力现货和辅助服务市场相关政策文件资料来源：国家能源局官网，北极星火力发电网，南方能源观察，储能与电力市场，中关村储能产业技术联盟，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明242.2电源和电网侧储能主要商业模式及经济性投资成本（元/Wh）1.60系统效率（%）85%循环次数（次）6500时长（h）2使用寿命（年）15运行天数（天）330容量年衰减（%）2.00%折现率（%）6.5%表：报告测算的主要假设资料来源：储能与电力市场，北极星储能网，中国政府网，国海证券研究所储能在电源侧、电网侧主要起到减少新能源弃用、调峰、调频等作用；在强制配储政策下，独立储能可通过为新能源场站提供租赁容量获取租金收益，租金范围为150-350元/kWh·年。由于独立储能的重要性和特殊性，相关内容在2.3节单独阐述。本报告测算：测算电化学储能消纳弃用新能源、调峰、调频、峰谷电价套利等主要收益途径的经济性，以单位容量收入和收入成本比作为衡量指标。报告进行电化学储能经济性测算的基本假设如下表，为加强分析可比性，以2h时长的能量型电化学储能为分析基准。单位容量收入定义为电化学储能未来现金净流量现值除以储能容量，可用于反推盈亏平衡点的电化学储能能量成本。收入成本比定义为电化学储能单位容量收入与当前能量成本的比值，当该比值大于1表明当前条件可实现盈利。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明25测算表明储能仅用于消纳弃用新能源的经济性不佳，除开当前新能源弃用率普遍较低外，新能源出力的季节不均衡特性也会导致配储的利用率偏低。2.2.1电源和电网侧储能商业模式一：弃用新能源收益盈亏平衡：经我们模型测算，配储比例10%时在高达20%的弃光率情景下也不足以实现6.5%的收益率，其它更高配储比例则更难以获得合理回报。原因：以山东为例，山东弃风弃光主要集中在1月份到3月份，3个月新能源弃用量占到全年近70%。新能源出力的季节不均衡特性导致配储的利用率偏低且较高配储比例也难以完全消纳高比例新能源弃用问题。弃用率偏低：在当前新能源弃用率较低情况下，通过配储消纳新能源的经济性不佳。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2021年我国全年光伏利用率98%，风电利用率96.9%，仅西藏、青海、蒙西、新疆等省或地区的风电（或光伏）利用率低于95%。表：消纳弃光的单位容量收入和收入成本比资料来源：中国政府网，山东省政府网，国家税务总局，储能与电力市场，北极星储能网，中国电力网，中科院青岛生物能源研究所网站，《电力现货市场背景下的山东新能源储能应用模式研究》裴善鹏，国海证券研究所10%2h无储弃光率%1.03.05.07.09.011.013.015.020.0配储弃光率%0.00.00.21.63.04.45.87.210.7单位容量收入元/Wh0.150.460.740.830.921.011.101.201.42收入成本比%9.5428.6246.1251.8457.5763.2969.0274.7489.0515%2h无储弃光率%1.03.05.07.09.011.013.015.020.0配储弃光率%0.00.00.00.01.32.74.15.59.0单位容量收入元/Wh0.100.310.510.710.780.840.910.971.12收入成本比%6.3619.0831.8044.5348.9852.8056.6160.4369.9720%2h无储弃光率%1.03.05.07.09.011.013.015.020.0配储弃光率%0.00.00.00.00.01.02.43.87.3单位容量收入元/Wh0.080.230.380.530.690.760.810.850.97收入成本比%4.7714.3123.8533.3942.9447.5550.4153.2760.43请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明26测算表明电化学储能参与调峰辅助服务仍难以实现合理收益，原因在于调峰年平均价格仍偏低或调用次数不足。2.2.2电源和电网侧储能商业模式二：调峰辅助服务收益表：电化学储能参与调峰辅助服务的单位容量收入和收入成本比盈亏平衡：电化学储能参与调峰辅助服务收益取决于平均调峰电价和循环天数的乘积，根据测算，当平均调峰电价达0.7元/kWh，且循环天数达300天以上时，电化学储能参与调峰辅助服务收益才足以实现合理收益。平均调峰电价偏低：当前我国调峰服务的平均调峰电价较低，以河南2020年数据为例，一年启动调峰服务300天，平均调峰价格仅为0.16元/kWh；对于保障调峰价格的地区，如新疆明确储能0.55元/kWh的调峰补偿价格，但年调峰平均利用小时数仅为140小时左右，调用次数也不足。后续展望：新能源占比将进一步提升，后续电化学储能参与调峰服务收益有望不断增长。调峰天数200天调峰电价元/kWh0.10.20.30.40.50.60.7单位容量收入元/Wh0.160.320.490.650.810.971.14收入成本比%10.1520.2930.4440.5850.7360.8771.02调峰电价0.3元/kWh调峰天数天50100150200250300350单位容量收入元/Wh0.120.240.370.490.610.730.85收入成本比%8.5217.0425.5634.0842.6051.1259.63调峰电价0.5元/kWh调峰天数天50100150200250300350单位容量收入元/Wh0.200.410.610.811.011.221.42收入成本比%12.6825.3638.0450.7363.4176.0988.77调峰电价0.7元/kWh调峰天数天50100150200250300350单位容量收入元/Wh0.280.570.851.141.421.701.99收入成本比%17.7535.5153.2671.0288.77106.52124.28资料来源：储能与电力市场，北极星储能网，中国政府网，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明27盈亏平衡：电化学储能参与调频辅助服务收益取决于平均调频里程价格和年运行比例的乘积，根据测算，当平均调频里程价格达10元/MW，且年运行比例（年运行比例=电化学储能参与调频服务的天数/365天）在0.9以上时，电化学储能参与调频辅助服务收益足以实现合理收益。市场空间相对较小：新能源装机占比还不高时，传统调频市场需求相对有限。以广东为例，火储联合调频市场近年快速饱和，广东已调整调频市场规则和下调竞价范围，调频补偿收入已显著下降。后期展望：传统调频市场容量较小，但火储联合调频扩围仍有空间，同时光伏等新能源快速发展有望推动调频市场扩容，如山东新能源比例上升也一定程度推动调频补偿费用规模上涨。2.2.3电源和电网侧储能商业模式三：调频辅助服务收益测算表明电化学储能参与调频辅助服务有望具有较好经济性，但调频市场容量相对有限，难以支撑储能大规模发展。年运行比例0.3里程价格元/MW4.06.08.010.012.014.016.0单位容量收入元/Wh0.220.330.440.550.660.770.88收入成本比%13.8120.7227.6334.5441.4448.3555.26年运行比例0.6里程价格元/MW4.06.08.010.012.014.016.0单位容量收入元/Wh0.440.660.881.111.331.551.77收入成本比%27.6341.4455.2669.0782.8996.70110.52年运行比例0.9里程价格元/MW4.06.08.010.012.014.016.0单位容量收入元/Wh0.660.991.331.661.992.322.65收入成本比%41.4462.1782.89103.61124.33145.05165.78表：电化学储能参与调频辅助服务的单位容量收入和收入成本比资料来源：储能与电力市场，北极星储能网，中国政府网，《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明28独立储能商业模式发展沿革2.3国内独立储能主要商业模式及经济性第一代：输配电价模式江苏省政策，由电网主导，起先以纳入输配电价为主要成本疏导方式，但后来受制于国家输配电价监审办法，电化学储能无法纳入输配电价。始于青海、湖南，改进于山东，电力投资企业都可参与，储能可参与辅助服务获取收入，部分地区保障储能参与辅助服务的利用小时数和价格；共享储能可获取新能源企业租金收入，在电价方面明确了充放电电价相抵原则，明确充放电损耗部分电价。宁夏、浙江跟进。山东省政策，保留新能源租赁的租金收入，调峰辅助服务和优先发电量计划不复存在，储能可以赚取现货市场套利收入，考虑给予储能电源侧容量电费。不再依赖租金，主要收入包括现货市场套利、辅助服务收入，可能还包括容量电价，预计以电源侧容量电价为主，如顶峰容量电价、调峰容量电价等。第二代：辅助服务+共享租金第三代：现货市场+共享租金等资料来源：《山东电力现货市场条件下的独立储能电站发展》裴善鹏，储能与电力市场，CNESA，国海证券研究所第四代：现货市场+辅助服务+容量电价（展望）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明292.3独立储能商业模式之现状样本：山东独立储能经济性分析山东独立储能支持政策山东于2022年9月初发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，以框定最新电力现货市场环境下的储能政策机制，尤其是收益模式。以100MW/200MWh项目为例，假设单位投资为2.2元/Wh，资本金比例20%，长期贷款利率4.9%，还款期和折旧期均为5年，所得税率25%，年收入5480万元，理想情况资本金收益率为7.3%。值得说明的是，山东储能发展同样处于政策探索期，实际收益仍存较多风险。现货套利收益：平均两小时最高电价约0.7元/kWh，平均最低电价是约0.1元/kWh左右，承担容量电价0.0991元/kWh、现货交易附加成本0.02元/kWh，在循环效率85%、全年运行330天的条件下，年收入达2480万元。由于现货价格实时波动且存在预测偏差，该收入存在较大不确定风险。容量租赁收入：按300元/kW年租赁价格，若出租率为80%，则年收入2400万元。容量补偿收入：按2倍标准补偿为600万元。山东独立储能趋势分析第三方建设共享储能的租赁收入面临较高不确定性，投资可能存较大风险。以山东为例，容量租赁收入占据储能总收入的43.8%，其中出租率和租赁价格面临较大不确定性，可能将给第三方投建共享储能带来较高风险。我们认为，如果独立储能发展需要依赖新能源企业的容量租赁收入，第三方投建共享储能模式都会受到诸多限制。发电集团内部共享的独立储能是阻力最小共享储能发展路径，预计将成为国内独立储能发展的主流。我们认为，新能源项目使用所属同一集团及其控股企业在省内建设的大型独立储能可规避第三方储能的租赁收入风险，是当前新能源配建储能租赁最小路径。山东于2022年9月初发布《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行）》也将该类储能作为更为优先支持的储能模式，而共享租赁反而放置最后。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明302.3独立储能商业模式之近期展望：“新能源+储能”经济性分析新能源企业租赁储能成本低于自建，且租赁费用存在进一步下降空间。自建储能附加成本：据储能与电力市场统计的2022年9月储能项目数据，新能源配储项目EPC的平均中标价格为1.53元/Wh，而独立储能项目EPC的平均中标价格为2.06元/Wh，因为后者单个项目规模大、工程复杂，同时包含升压站、送出线路等更多施工内容。租赁储能附加成本：以山东政策为基准，储能租赁价格为300元/kW·年（对应2h，折合150元/kWh·年），按照6.5%折现率和15年租赁期（对应储能日历寿命），租赁模式下新能源的储能附加成本为1.41元/Wh，低于新能源自建配储EPC平均中标价格。考虑到租赁价格存在下调空间，租赁模式的附加成本可能会进一步下降。“新能源+储能”经济性的关键在于新能源降本幅度大于配储附加成本。自建储能单位容量附加成本：按照10%/2h配储政策要求、自建储能附加成本1.53元/Wh测算，单瓦容量新能源配储成本为0.31元/W。租赁储能单位容量附加成本：按照10%/2h配储政策要求、租赁储能附加成本1.41元/Wh测算，单瓦容量新能源配储成本为0.28元/W。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明312.3独立储能商业模式之中期展望：预计强制配储退出仍需储能大幅降本强制配储政策退出需要独立储能不再依赖容量租赁收入，而是完全依靠市场化收入实现合理收益。以山东算例为基础，先不考虑调频等辅助服务收入，反算了独立储能在不依赖容量租赁收入情况下实现合理收益（假设为6.5%）所需满足的单位投资，主要考虑容量补偿收入、容量补偿电价两个因素影响；接着考虑在峰谷容量补偿电价下，辅助服务收入变化对单位投资要求的影响。值得说明的是，山东现货市场收入风险并未在下述算例中考虑。容量补偿收入的影响：由于山东储能容量补偿标准仅为火电的1/6，若充电按固定容量补偿电价（0.0991元/kWh），容量补偿收入的贡献可能不一定足以抵消充电时容量补偿电价带来的成本增加，有无容量补偿对储能的降本要求差别有限，要实现合理收益储能单位投资需要降至1.172-1.175元/Wh。峰谷容量补偿电价的影响：按照山东2022年11月印发《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，容量补偿电价区分峰谷系数，按照谷段系数0.3测算，充电容量补偿电价下降可显著改善储能经济性，此时储能实现合理收益的单位投资需要降至1.346元/Wh。辅助服务收入的灵敏度分析：诚然考虑辅助服务收入可显著改善储能经济性，辅助服务年收入从300万元增加到1500万元时，储能实现6.50%资本金收益率对应的单位投资可由1.471元/Wh增至1.845元/Wh。需要指出的是，上述经济性测算是在储能充分利用的情形下实现的，对储能产品质量和运营水平要求较高。情形单位投资（元/Wh）考虑容量补偿，固定补偿容量电价1.175考虑容量补偿，峰谷补偿容量电价1.346不考虑容量补偿1.172表：不同情形下储能实现合理收益的单位投资反算考虑容量补偿，峰谷补偿容量电价辅助服务收入（万元）30060090012001500单位投资（元/Wh）1.4711.5661.6601.7551.845表：不同辅助服务收入储能实现合理收益的单位投资反算资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，储能与电力市场，山东能源局，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明322.4用户侧储能主要商业模式及经济性用户侧储能的服务类型主要是参与峰谷电价、需求响应、分布式交易及虚拟电厂，或减少容（需）量电价。其中，仅峰谷电价相对成熟，需求响应正有序推进，分布式交易（虚拟电厂）仍面临较多阻碍，减少容（需）量电价与用户负荷特性紧密相关。峰谷分时电价：在成熟电力市场中，零售商可以和用户签订峰谷电价零售合同。在零售市场尚未建立的地区，可通过政府定价的方式实施峰谷电价政策；但各国、各地区峰谷时段的划分存在差异，甚至可能相反。需求响应：大致分为价格型需求响应和激励型需求响应。国内通常所说的需求响应更多的是激励性需求响应，这种需求响应主要应对年度级别的负荷尖峰，存在响应次数有限、响应价格较高的特点。减少容（需）量电费：减少用户侧的最大负荷，主要为了减少电网配套的变电容量，也相应减少用户的容（需）量电价支出；和前面容量机制主要针对发电容量存在显著差别。分布式交易：“隔墙售电”在正式推行过程中遭遇了重重阻碍，试点交易迟迟无法落地。究其核心原因，是因为在当前的电力体制下，开展“隔墙售电”仍面临电网与其他相关方之间的“权、责、利”短期内难以重新分配的问题。虚拟电厂（VPP）：在国内还处于示范期，距离真正发挥作用还有些差距。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明33盈亏平衡点：电化学储能通过峰谷价差套利的收益取决于各地区峰谷价差、储能充放电策略和储能循环次数等。根据测算，按照每日2充2放的充放电策略，在峰谷价差超过0.7元/kWh，且电化学储能循环次数超过5000次时，电化学储能通过峰谷套利收益足以实现合理收益。充电策略比较：在该充放电策略下电化学储能使用年限会缩短，该策略更适合循环次数更高的电化学储能电池。对比每日2充2放策略和每日1充1放策略，在5000次循环次数和0.7元/kWh峰谷价差的同等条件下，每日2充2放策略通过增加日循环次数，缩短投资回收期至5.8年；而后种策略的投资回收期达9.1年。但同时每日2充2放策略会缩短电化学储能使用年限，且由于多出的1充1放对应的峰平时段电价差较小，该策略的投资回报率小于同等条件下的1充1放策略。上述测算条件较为理想，工商业储能需求大规模释放仍需储能进一步降本。2.4用户侧储能主要商业模式：峰谷价差套利表：电化学储能价差套利的单位容量收入和收入成本测算表明我国部门省区工商业储能峰谷价差套利已初步具备经济性，相关需求更大规模释放仍有待储能进一步降本。每日2充2放，循环次数5000次峰谷价差元/kWh0.50.60.70.80.911.1单位容量收入元/Wh1.131.351.581.812.032.262.48收入成本比%70.5584.6698.77112.88126.99141.10155.21每日2充2放，峰谷价差0.7元/kWh循环次数次4500500055006000650070007500单位容量收入元/Wh1.461.581.691.791.891.982.06收入成本比%91.5498.77105.59112.01117.95123.49128.71每日1充1放，循环次数5000次峰谷价差元/kWh0.50.60.70.80.911.1单位容量收入元/Wh1.141.371.591.822.052.282.50收入成本比%71.1485.3799.60113.83128.06142.28156.51资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明342.5国内电化学储能投资思路及风险提示国内储能需求仍主要依靠强制配储政策驱动，储能需求高增的关键在于“新能源+储能”的综合收益率能否满足投资要求。储能集成参与者众多，预计客户资源优势是短期竞争重点。国内独立储能预计渐成主流，且其投资运营发展阻力最小的方式是由发电或电网央国企投资运营。相应地，客户资源优势预计是储能EPC和集成商竞争重点。储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。国内储能短期仍难单独盈利，当前储能项目仍更重视控制初始投资成本，成本竞争是产业链各环节难以避开的重点。不少企业将选择价格策略来抢占市场份额，市场初期预计自主生产制造能力强的企业更具先发优势，体现在成本控制力更优、产品迭代能力更强。国内储能投资思路：具有客户资源优势的储能投资、EPC和储能集成企业，建议关注【南网科技】、【南网储能】、【许继电气】、【平高电气】、【国电南瑞】、【宝光股份】、【智光电气】、【新风光】、【科陆电子】、【中天科技】、【林洋能源】、【永福股份】；成本竞争优势的电池和PCS企业，建议关注【南都电源】、【上能电气】、【科华数据】、【盛弘股份】；储能安全要求不断提升的温控消防企业，建议关注【英维克】、【同飞股份】、【申菱环境】、【高澜股份】、【青鸟消防】、【国安达】；现货交易相关服务软件企业，建议关注【国能日新】。风险提示：1）新能源降本不及预期；2）新能源建设规模不及预期；3）利空政策超预期；4）疫情等各种不可控风险超预期；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明35目录三、美国表前储能需求及市场分析3.1美国表前储能特征分析3.2美国表前储能驱动力回顾3.3美国表前储能持续性分析3.4美国表前储能市场格局分析3.5美国表前储能投资思路及风险提示请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明363.1美国储能特征：电池储能以表前储能为主资料来源：《USEnergyStorageMonitor》系列报告-WoodMackenzie，国海证券研究所美国储能在2021年进一步迎来高速增长，且2021年和2022H1均以表前储能为主。2021年美国储能迎来高速增长，储能新增规模首次突破10GWh。据WoodMackenzie统计，2019年美国新增电池储能首次突破1GWh，规模达510MW/1046MWh；2020年首次突破1GW，达到1472MW/3529MWh；2021年首次突破10GWh，规模达3509MW/10499MWh，同比增长138%/198%。2021年和2022H1，表前储能在美国新增储能中占比均超80%。据WoodMackenzie，2021年，美国新增电池储能3508MW/10499MWh。其中，表前储能为2910MW/9200MWh，占比83%/88%；户用储能为436MW/949MWh，12%/9%；非户用储能为162MW/350MWh，占比5%/3%。2022H1，美国新增电池储能2305MW/5917MWh，同比新增183%/155%。其中，表前储能新增1917MW/5007MWh，占比达83%/85%；户用储能新增299MW/709MWh，占比13%/12%；非户用储能新增89MW/201MWh，占比4%/3%。图：美国各年新增电池储能规模（2016-2021）图：2021年和2022H1美国储能构成请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明373.1.1表前储能特征一：高度集中在加州等少数地区图：美国逐年新增电池储能能量容量（2010-2021，EIA数据）图：美国逐年新增电池储能功率容量（2010-2021，EIA数据）资料来源：EIA，国海证券研究所美国储能装机区域高度集中，加州累计并网储能规模占近一半份额，前三个州占比近80%。我们分析统计EIA储能数据得到，至2021底美国累计并网储能规模为4772MW/10693MWh，其中加州（CA）为2339MW/6406MWh，占比达49%/60%。其次是德州（TX）和佛罗里达州（FL），前者累计规模为792MW/999MWh，占比为17%/9%；后者累计规模为509MW/1160MWh，占比为11%/11%。这三个州累计规模达3641MW/8565MWh，占比高达76%/80%。2021年美国新增储能装机仍高度集中在前三个州，内华达州、马萨诸塞州也开始快速增长。我们分析统计EIA储能数据得到，2021年美国新增储能装机3252MW/8437MWh，进一步集中到加州（CA）、德州（TX）和佛罗里达州（FL），三者的合计份额进一步提升到88%/87%。其中，加州新增储能装机1810MW/5529MWh，占比达56%/66%。此外，内华达州（NV）、马萨诸塞州（MA）开始快速增长，两者的新增规模分别为125MW/425MWh和111MW/236MWh。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明383.1.2表前储能特征二：“光伏+储能”成为储能发展的重要形式图：美国年度和累计光伏项目装机（含混合项目）资料来源：《Utility-ScaleSolar2022EditionReport》LBNL，《CleanPowerQuarterlyReport2022Q2》ACP，国海证券研究所储能项目以“光伏+储能”混合形式为主，且以现有光伏改建配储项目居多。结合美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）和WoodMackenzie统计数据，我们计算得出2021年以“光伏+储能”形式建设的储能规模为2218MW，占美国新增表前电池储能份额为76.23%；对应光伏装机3530MW，光伏配储比例62.84%。其中，新建光伏配建储能833MW，对应光伏装机1800MW，光伏配储比例46.28%；现有光伏改建储能1385MW，对应光伏装机1730MW，光伏配储比例为80.06%。储能筹备项目也以混合项目为主，且混合项目预计以“光伏+储能”项目为主。据ACP数据，截止2022Q2，美国筹备（Pipeline）储能项目规模14499MW/36200MWh，其中69%为风电或光伏相关混合项目。参照ACP历史数据统计，截止2022Q2，累计共有12663MW混合项目在运，其中8787MW为“光伏+储能”项目。早期混合项目以“风电+储能”项目为主，从2017年“光伏+储能”项目占据更大份额。图：美国累计运行的混合项目容量请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明393.1.3表前储能特征三：应用场景趋向移峰填谷图：电池储能分应用场景的能量容量和平均持续时间资料来源：《CleanPowerQuarterlyReport2022Q1》ACP，EIA，国海证券研究所美国表前储能呈现持续时间加长趋势，且筹备项目时长均值在3h以上。据ACP报告数据，在过去的十年里，美国储能平均持续时间增加了近2.5h，从2012年的1h增加到2022年Q1的3.46h；在建项目和前期开发储能项目的平均时长分别为3.34h和3.52h。此外，目前有5个并网储能项目的持续时间为8h，合计规模20.8MW/163.4MWh。储能持续时间增大表明移峰填谷需求逐步成为储能最主要应用场景，而辅助服务份额相应在逐步下降。表前电池储能的持续时间取决于它们的使用场景，可以简化分为辅助服务（对应gridservices）和移峰填谷（对应electricityshifting）。其中，储能用于辅助服务对应时长通常在1h以内，用于移峰填谷对应时长在4h左右。依据上述ACP报告电池储能持续时间数据，当前美国电池储能需求应用场景进一步趋向于移峰填谷。图：储能项目按功率容量加权平均持续时间请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明403.2美国表前储能驱动力回顾电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，其中移峰填谷需求是储能大幅增长的重要驱动力。表前储能驱动力根源来自新能源渗透率快速提升和传统电源加速退出，且呈现较强的区域差别。从需求根源来看，表前储能需求一方面来自于匹配新增新能源的调节资源需求，另一方面也来自于传统电源退出造成的调节资源新增缺口。相较而言，电力机制设计更多是为配套电力行业发展需要。由于不同区域经济发展、能源资源禀赋等多方面复杂条件的差别，不论中国还是美国，电力行业的发展都呈现较强的区域差别，带来了各区域对储能这类调节资源需求的较大差异。高价调频等辅助服务是储能早期发展动力，但移峰填谷需求更容易带来储能大规模发展。从储能应用来看，全球多个地区都是优先将储能用于调频等辅助服务，预计是因为调频这类需求普遍对应更高价格和更高利用率。然而调频需求相对规模较小，储能进一步发展一般更主要来自移峰填谷需求，即需要存储大规模电能来改善电力供需的时间错配。成熟市场机制和用户电价承受能力是储能实现经济性的重要支撑，但扶持政策对于储能早期发展仍是重要助力。成熟市场机制有利于储能成本疏导，容量机制和稀缺定价是两类重要支持机制。即使美国也存在大量地区仍是垂直一体化的电力体制，而7个竞争性电力市场区域的市场设计也存在很大差别。用户电价的承受能力和上涨是否受限是关键，同时更为成熟的市场机制也有利于储能成本疏导。对于储能发展来说，我们认为可以粗略分为两类市场机制设计，一类在容量机制下给予容量电价支持，但容量机制带来充足容量的同时也会限制电价的波动，缩小储能价差套利空间，以美国加州的CAISO为代表；另一类采用稀缺定价机制，通过电力短缺的极高电价来吸引发电投资，也可以给储能带来更大的价差套利空间，以美国德州的ERCOT为代表。当前电化学储能成本仍相对高昂，ITC等扶持政策仍是重要助力。电化学储能发展仍处于早期阶段，短期看调节成本相对抽水蓄能、火电灵活性改造处于劣势地位，ITC等扶持政策更有利于加速电化学储能发展。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明413.2.1表前储能驱动力一：“鸭型曲线”问题驱动加州“光伏+储能”快速发展图：加州电力净负荷典型“鸭型”曲线资料来源：《Utility-ScaleSolar2022EditionReport》LBNL，美国能源部高光伏渗透率引起的“鸭型”曲线问题，是加州“光伏+储能”根源性驱动力。优越光照条件和强有力能源转型政策推动加州光伏渗透率迅速提升。加州位于美国光照资源最为优越的西南地区，同时州政府持续大力支持光伏发展，关键政策文件包括2006年的《太阳能倡议》、2015年《清洁能源和污染减少法案》等。据EIA和LBNL数据，至2021年加州光伏累计装机超14GW，占美国全国份额的26%；发电量渗透率超过21.2%，显著领先其他州。高光伏渗透率导致加州面临突出的“鸭型”曲线问题，也催生了新的移峰填谷需求。据美国能源部资讯，加州面临较为突出的“鸭型”曲线问题，即电力负荷扣减光伏发电功率的净负荷曲线呈现鸭型形状。“鸭型”曲线可归因于两个方面，一是负荷特性为晚负荷高峰更为突出，加州在较低光伏渗透率的2012年已呈现该特征；二是光伏渗透率的不断提升。净负荷曲线表示的是电力系统调节资源的需求，在“鸭型”曲线下，调节资源的需求谷时已转变为白天10a.m.-4p.m.，峰时为夜间7-9p.m.，且峰谷差最高达14GW，峰谷差率超50%。除开加州，内华达州和新墨西哥州也出现类似趋势。图：美国各州光伏发电渗透率请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明423.2.1表前储能驱动力一：“鸭型曲线”问题驱动加州“光伏+储能”快速发展图：美国区域（BA）光伏价值系数和渗透率（2012-2021）图：加州电能量市场价格（2021）资料来源：《2021AnnualReportonMarketIssuesPerformance》CAISO，《Utility-ScaleSolar2022EditionReport》LBNL“鸭型”曲线带来“光伏+储能”价值提升，是加州“光伏+储能”重要的经济性驱动力之一。“鸭型”曲线降低了光伏收益，提升了储能价差套利价值。据2021年CAISO运行数据，加州现货电能量市场价格曲线形状和“鸭型”净负荷曲线一致，电价在白天为低谷，在夜间7-9p.m.为高峰，因此光伏发电通常处于低电价时段。据LBNL报告数据，加州光伏价值系数（solarvaluefactor）仅为60%左右，该指标表示光伏发电商获取的收入对应批发市场平均水平的比例。在“鸭型”曲线下，光伏配储可获得显著的价差套利收益，因此加州适宜“光伏+储能”发展。2021年，加州不仅新增光伏配储，对应新增储能394MW/1321MWh；现有光伏也扩建储能，对应新增828MW/3478MWh。“鸭型”曲线问题预计将推动加州更大范围光伏配储。据PVMagazine2022年4月资讯，在未来三年内，德州预计将部署比加州多出50%的太阳能容量，但光伏+储能项目的比例仅约为28%，而在加州这一比例高达近99%。德州情况也从反面验证了上述结论，尽管德州也迎来了光伏快速发展，但其光伏+储能项目占比却远远低于加州。预计该现象是因为德州（对应ERCOT）光伏渗透率仍相对较低，其“鸭型曲线”问题仍不太明显，因此其光伏配储价值不及加州。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明433.2.2表前储能驱动力二：成熟市场机制为储能提供合理收益回报除开现货电能量市场和辅助市场，预计容量机制为加州储能提供近半收入。同时参与现货电能量市场和辅助市场能显著改善储能收益情况，2021年两者收益之和均值为104$/kW-yr。据CAISO的模拟仿真结果，储能同时参与电能量市场和辅助服务市场的收益情况如左下图所示，在加州不同地区的净收益介于100-143$/kW·yr，均值为113$/kW·yr。根据CAISO在2021年结算数据，现有储能实际市场收益介于47-137$/kW·yr，均值为104$/kW·yr，与仿真模拟结果相近。容量短缺仍然是加州电力行业发展面临的重要挑战，预计容量机制为储能提供了近半收入。除开电能量市场和辅助市场外，加州还存在容量机制用于解决电力资源充裕性问题，主要包括长期容量购买计划（偏向长期）和容量充裕性市场（偏向年度以内）。据BNEF资讯，为满足加州公用事业委员会（CPUC）于2021年6月发布的中期可靠性采购决定，南加州爱迪生电力公司（SCE）将斥资12亿美元在短期内投入523MW电池储能，预计这些电池储能具有20年的长期资源充裕性合约（long-termresourceadequacycontract），合约价格达到9.23$/kW·月（折算为110.76$/kW·yr），可贡献近半收入。图：加州容量充裕性合约价格曲线（2011-2022）资料来源：《2021AnnualReportonMarketIssuesPerformance》CAISO，BNEF图：加州电池储能参与电能量和辅助服务市场收益模拟结果请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明443.2.2表前储能驱动力二：成熟市场机制为储能提供合理收益回报储能在加州移峰填谷中的作用不断增大，但价差套利对于储能收益贡献较为有限。电池储能在加州系统调节中作用不断增强，在电能量市场移峰填谷作用提升最为突出。据2021年CAISO官方市场运行报告，2021年电池储能在加州所有电力市场服务品种中作用都有很大提升。其中，2021年电能量市场（Energy）调用较2020年高出10倍，辅助服务（Reg/Spin）调用高出2倍，灵活性向上爬坡服务（Flexup）高出5倍。电池储能在电能量市场主要进行移峰填谷，在夜间负荷高峰放电，在中午和非高峰时段充电。加州电能量市场价差有限，储能价差套利收入较为有限。据CAISO的模拟仿真结果，100MW/400MWh电池储能在PG&E服务区采用单独价差套利场景的收益情况如右下图所示。仿真结果显示，2021年加州PG&E服务区日前电力市场的平均最大价差仅为0.06$/kWh左右，4h时长的平均最大价差进一步下降到0.04$/kWh左右，2021年价差套利收入平均仅为13.53$/kW·yr。资料来源：《2021AnnualReportonMarketIssuesPerformance》CAISO图：加州独立电池储能实时市场小时级平均调用情况（2020-2021）图：加州电池储能参与价差套利场景模拟结果（2021，PG&E）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明453.2.3表前储能驱动力三：强力政策支持是光储混合形式发展的重要推动力之前投资税收抵免（ITC）政策仅适用于“光伏+储能”项目，是推动光储混合形式发展的重要原因。之前ITC政策仅适用于光伏储能混合建设形式：依据之前政策，储能若要获得ITC资格，需要储能和太阳能同时安装，并且必须在五年内储能至少75%的时间由太阳能供电。这意味着配对储能不能执行许多额外的价差套利功能，否则它们将失去ITC。之前光伏ITC退出安排：据美国光伏产业协会（SEIA）资料，美国光伏ITC政策在2020年成功延长，对应政策提出，1）2021年和2022年开始建设的项目可获得26%的ITC；2）2023年开始建设的项目为22%；3）2023年后，住宅降至零，而商业降至永久性的10%。“鸭型”曲线是加州能源转型政策的结果，宏观能源政策是推动储能发展的重要源动力。除开前述关于光伏支持政策外，近年来加州进一步提升了清洁能源发展目标，2018年“SB100”法案要求加州在2030年至少60%电力来自可再生能源，在2045年实现100%清洁电力。随着新能源加速发展和传统化石能源退出，储能作为新型调节资源的作用正不断凸显，因此加州储能发展在很大程度上也是由宏观能源政策推动的。资料来源：SEIA，美国能源部图：美国光伏投资税收抵免政策（IRA之前政策）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明463.3美国表前储能持续性分析能源转型已转变为政策和经济双轮驱动，政策支持仍是储能发展的重要加速器。储能需求源自新旧能源转换带来的调节资源需求，新能源发展已具有政策和经济双轮驱动。推动新旧能源转换仍是美国及其多个州政府的能源政策重心，这是新能源发展的政策逻辑。但同时，但同时，新能源技术不断成熟和化石能源价格高涨强化了新能源的比价优势，则是推动新能源自发发展的经济逻辑。这意味着，自发发展的经济逻辑赋予了新能源和储能发展更多的韧性，和对政策波动一定程度的免疫能力。政策支持是新能源发展的助推器，同样也是储能发展加速器。新能源发展节奏与各地区的可再生能源政策目标紧密相关，如加州更具雄心的可再生能源比例目标会加速新能源发展，同样加速储能发展。由于美国各州能源政策目标差异，未来各州储能发展依旧会存在发展节奏的较大差异。储能经济性是政策支持和机制设计的结果，但后两者本质是为服务配套电力零碳转型。储能作为新型调节资源，其经济性对政策支持和电力机制设计十分敏感。我们认为，传统电力机制主要是围绕传统可控的发电资源设计的，核心是依靠发电赚取的电能量市场收入，同时这些可控发电资源兼具调节功能。储能是无法直接发电的调节资源，即便成熟的抽水蓄能也曾在收益机制上面临不少问题。作为尚不成熟的新型储能，对于政策支持和电力机制设计也更为敏感。能源转型需要政策支持和机制设计配套，储能经济性的政策环境有望不断改善。看好储能持续性的核心逻辑在于，储能根源性需求来自能源转型带来的调节资源需求，政策和机制设计是服务于能源转型的宏观政策目标，因此储能经济性的政策环境有望不断改善，从而驱动储能加速发展。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明473.3.1表前储能持续性因素一：IRA法案预计将加速美国储能发展资料来源：EnergySage，每日光伏新闻，国海证券研究所IRA法案增大了储能和光伏ITC政策支持范围、力度和持续时间，有望加速美国储能发展。适用范围：根据2022年8月美国总统签署的IRA法案，首次将ITC政策拓展到独立储能，不再需要与光伏配对。ITC政策：（1）户用项目：对于户用太阳能和所有超过3kWh的户用储能，从2023年起将有资格获得30%的ITC，2033年开始递减。（2）商业项目：小于1MWAC的商业太阳能可以获得30%ITC；对于大于1MWAC的商业太阳能和高于5kWh的商业储能项目，基础抵免为6%，在满足现行工资和学徒制要求进一步获得24%抵免，总抵免同样为30%。商业项目抵免政策直至2025年，2025年及之后的抵免取决于财政部确定是否达到了碳减排目标。（3）附加条款：1）40%以上美国本土制造，额外抵免10%；2）位于棕地或关闭燃煤电厂的“能源社区”，额外抵免10%；3）位于低收入社区或部落土地，且项目容量小于5MW，额外抵免10%；4）作为低收入住宅建筑或经济效益系统的一部分，额外抵免20%。2022202320242025.......2032203320342035IRA出台前太阳能26%22%10%0%0%0%0%0%储能必须在五年内至少75%的时间由太阳能供电，才可获得太阳能的ITC抵免IRA出台后户用项目30%30%30%30%30%30%26%22%0%商业项目30%30%30%30%取决于财政部确定是否达到了碳减排目标大于1MWAC需满足现行工资和学徒制要求，否则抵免为6%额外抵免1）本土制造，10%；2）能源社区，10%；3）低收入，10%/20%图：IRA前后ITC政策对比请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明483.3.1表前储能持续性因素一：IRA法案预计将加速美国储能发展资料来源：《ResourceAdequacyChallengesinTexas》EDF，EIA，国海证券研究所最新ITC政策扩围到独立储能项目，有望释放更多场景的储能需求。储能应用场景具有多元化特点，ITC政策扩围有利释放更多场景储能需求。基于EIA的2021年电池储能数据，我们统计分析可以看出2021年新增的各电池储能项目普遍同时应用于多个场景，包括价差套利、调频、爬坡/旋转备用等。尽管未来价差套利仍有可能是储能重要的场景，但其他场景需求仍有增大趋势，ITC政策扩围有利于其他场景储能需求的释放。ITC扩围有利于释放“鸭型”曲线外的其他类型移峰填谷需求，独立储能相应有望加速发展。发电结构和负荷曲线的特征决定了各地区净负荷特性，美国各州电源结构差异较大，净负荷特性也存在较大差别。其中，高光伏占比的加州等地区容易产生“鸭型”曲线问题，即低谷在白天、高峰在晚上的净负荷曲线，光储混合建设有利于实现该情形的移峰填谷。但对于风电占比较高的德州等地区，净负荷曲线的峰值通常出现在下午4点之前，早于负荷峰值2小时左右，因为4点以后风电的出力增长快于负荷需求。对于后种情形，光伏配储起到移峰填谷的作用大幅减弱，而独立储能更适合该情形。图：2021年美国新增电池储能应用场景（EIA）图：美国德州6-8月最大负荷和净负荷时刻分布（EDF）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明493.3.2表前储能持续性因素二：新能源加速发展预计将增强储能发展确定性资料来源：《MidtermReliabilityAnalysis2021》CEC，《LevelizedCostsofNewGenerationResourcesintheAnnualEnergyOutlook2022》EIA“新能源+储能”正成为美国更多州新增电力装机主力，能源转型政策和经济性因素构成双重动力。以加州为代表地区通过政策加速零碳电力转型，“新能源+储能”是实现零碳电力的关键方案。以加州为例，2021年6月加州公用事业委员会（CPUC）决议于2023-2026年新增并网11500MW净合格容量（NQC），原决议包含1500MW火电采购计划。但为落实加州“SB100”法案，CPUC最终决议取消火电采购，采用了以“新能源+储能”为主的零碳方案。加州能源委员会（CEC）论证表明，为满足加州电力可靠性要求，零碳方案将采购超过10000MW储能。新能源性价比不断增强，经济动力也将驱动更多州加速新能源发展和传统电源退役。即使不考虑IRA的最新ITC政策影响，EIA的2022年能源展望报告预计后续几年美国新能源度电成本（LCOE）仍将低于天然气发电，尤其在新旧能源转换过程中天然气价格上涨压力不断增大，新能源在很大程度上已由政策驱动转变为经济驱动。叠加最新IRA政策刺激，以及更多传统电源退役，预计美国更多州将加速新能源发展，新能源也将成为满足负荷需求增长和补充传统电源退役缺口的主力。预计IRA将扩大传统调节资源缺口，储能有望迎来加速增长。预计IRA法案将加速新能源成为更多州新增电源主力，伴随传统电源退役增加且增量份额减少，因此调节资源缺口增速将显著高于新能源增速，驱动储能加速发展。图：加州中期可靠性采购方案（零碳方案vs.火电）图：美国电源LCOE比较（旧版ITC政策，EIA）蓝色表示天然气绿色表示风电黄色表示光伏红色表示美国平均水平请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明503.3.2表前储能持续性因素二：新能源加速发展预计将增强储能发展确定性资料来源：EIA，国海证券研究所表前储能建设具有较强计划特征，EIA月度电力数据显示2023/2024年美国规划建设的储能规模正持续增长。表前储能通常纳入电力规划，规划数据按月动态更新。当前美国表前储能纳入到EIA电力规划项目清单中，相关数据月度更新，规划数据统计相较月度更新数据发布时间存在2个月滞后。2022年储能并网延期现象较为突出，强化后续年份增长预期。据EIA历史数据，2022年储能规划并网6123MW，其中前8个月规划并网3851MW。据EIA最新数据（2022.10），2022年前8个月储能实际建成并网2253MW，延期现象较为突出，主要系供应链紧张和美国光伏反规避调查所致。预计随着这些负面因素缓解，延期将会强化后续年份增长预期。2023年储能规划并网规模逐月增长，2024年规划值在今年9月出现激增。对比EIA各月电力规划数据，我们发现2023年储能规划规模不断增长，2022年2月、8月、9月和10月发布2023年储能规划规模分别为4321MW、7415MW、7616MW、8107MW。对于2024年，8月和9月之间发布的储能规划规模出现跃升，两者分别为3756MW和9241MW。2024年规划跃升主要来自德州地区，我们认为可能与IRA政策刺激有关，该政策利好德州独立储能发展。图：2022-2024年美国新增电池储能规划动态更新（EIA）图：2022年年前规划落地情况（EIA）注：2022年8-10月的“other”项含已建成并网储能规模，因建成项目缺乏所在区域信息请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明513.3.3表前储能持续性因素三：ITC政策和储能降本预计将提升储能经济性资料来源：BNEF,NREL，CEIC，Investopedia，tradingeconomics，宁德时代官网，国海证券研究所按照IRA前2023年22%ITC和5年加速折旧条件测算，我们预计加州储能IRR平均值可达9.79%。0123456...1617181920一、现金流入—214821322116210120852070191418981882186718511.销售收入—21482132211621012085207019141898188218671851二、现金流出6000401038283646346432823006396366326296261.销售收入6000—2.经营成本—300300300300300300300300300300300折旧费用—80004800288017281037—3.本金偿还—28002800280028002800—4.利息支付—910728546364182—5.所得税—339336332329326三、税收抵扣4400—四、净现金流-1600-1862-1696-1530-1363-1197177012751262125012381225五、IRR9.79%参数名称单位数值参数名称单位数值参数名称单位数值参数名称单位数值功率MW100单位投资$/Wh0.50资本金比例%30%所得税率%21%容量MWh400运维成本比例%1.50%长期贷款利率%6.50%ITC%22%效率%85%能量和辅助年收入$/kW-yr104还款期年5日历寿命年20容量收入$/kW-yr111折旧年限年5表：美国表前储能经济性测算核心参数表：美国表前储能经济性测算算例请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明523.3.3表前储能持续性因素三：ITC政策和储能降本预计将提升储能经济性IRA法案预计将增大加州表前储能IRR平均值至13.12%，并提升储能投资方对市场收益波动的承受能力。在IRA法案下，2023年基础ITC可提升至30%，加州表前储能IRR平均值可增大3.33pct。据CAISO在2021年结算数据，加州储能实际市场收益介于47-137$/kW·yr，反映了不同市场主体的市场收益之间存在较大差别。此外，参与电能量市场和辅助服务市场的收益本身也存在年度间波动。从左下图可以看出，市场收益波动很容易导致在22%ITC下储能收益率降至合理收益要求（例如8%）以下，而更高ITC可显著改善对市场收益波动的承受能力。储能降本是持续改善表前储能经济性的重要动力，尤其是对于缺乏容量收入支持的地区。对于德州等缺乏容量机制地区，储能收益几乎完全取决于参与电能量和辅助服务市场收益，这些收益受到不同市场供需关系影响，面临较大波动风险。储能经济性最终的关键动力仍依赖储能系统降本。据NREL分析，与持续时间较短的电池储能相比，较长时间的电池储能的预计总系统成本下降得更快，该降本特点也正好契合储能持续时长增加的趋势。图：不同ITC下加州市场收益与IRR关系图：表前电池储能中等情景下的成本预测（NREL）资料来源：BNEF,NREL，CEIC，Investopedia，tradingeconomics，宁德时代官网，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明533.4美国表前储能市场格局分析储能行业存在明显的垂直整合趋势，一个典型特征是上下游纷纷进入集成环节。储能行业竞争加剧，多环节出现垂直整合趋势。储能产业链从上游电池、PCS等核心设备企业到下游开发商，普遍出现垂直整合趋势，产业链上下游的竞合关系更加复杂多元。下游开发商涉足储能集成环节，典型如Fluence、NextEraEnergy。美国头部电力公司NextEraEnergy和AES等纷纷进入储能集成环节，后者和西门子合资成立储能集成公司Fluence。较多上游电池企业和PCS企业进入集成环节，但贯穿电池和PCS环节的集成企业较少。CATL、LG、三星等上游电池巨头加码集成业务，但普遍存在PCS环节短板；阳光电源、SMA等PCS企业纷纷拓展集成业务，一般需要外采电池。仅特斯拉、比亚迪、松下等企业具有电池和PCS环节的综合能力。资料来源：IHS，国海证券研究所图：储能系统集成生态图谱和典型企业（IHS）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明543.4.1市场格局之下游：下游开发商一超多强，新进入者较多美国较大规模（25MWh及以上）储能项目占比高，且项目开发商的头部效应明显。基于EIA的储能历史项目清单，我们梳理了截止2021年容量规模在25MWh及以上储能项目的开发商，分析美国现有储能项目开发商特点。储能单体规模在2021年大幅提升，25MWh及以上项目占比高达95%。为便于分析，我们选取了25MWh及以上规模储能项目，样本覆盖截止2021年EIA储能项目库能量容量的85%，而项目数量占比仅为18%。逐年看，较大规模储能项目高占比主要源自2021年美国储能市场高增，且该年较大单体规模项目占比显著提升，对应能量容量占比高达95%。项目开发商头部效应明显，样本中CR3超过50%。CRn数据以各公司的累计储能规模作为选取依据，选取样本中龙头企业累计份额仅40%，主要由2021年贡献；累计容量中CR3和CR5分别为53%和64%，同样主要由2021年贡献；累计容量中前15家份额占比超90%，呈现较高的集中度。累计202120202019功率能量数量功率能量数量功率能量数量功率能量数量合计(MWh，>=25)340589455829417851392502501462436CR1(%)30%39%19%34%43%18%0%0%0%22%16%17%CR3(%)40%53%29%44%56%28%0%0%0%44%33%33%CR5(%)57%64%41%62%67%41%0%0%0%65%50%50%CR10(%)75%81%55%73%81%51%100%100%100%65%50%50%CR15(%)89%91%72%88%91%69%100%100%100%65%50%50%所有合计(MWh)472610570324320383051064925745717045941统计占比(%，>25)72%85%18%92%95%37%51%44%2%27%53%15%图：截止2021年美国25MWh及以上规模储能项目所属开发商统计分析（EIA项目库）资料来源：EIA，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明553.4.1市场格局之下游：下游开发商一超多强，新进入者较多美国大型储能开发商市场呈现一超多强特征，2021年新进入者众多。大型储能开发商市场一超多强，NextEraEnergy份额优势突出。截止2021年EIA统计的25MWh及以上规模项目中，NextEraEnergy投资项目规模达1027MW/3508MWh，其中2021年投资项目规模达992MW/3348MWh，显著领先其他开发商。AES、Terra-Gen两家累计规模均达600MWh，Vistra、SouthernCompany、StrataCleanEnergy、CapitalDynamics累计规模在350MWh以上。份额头部企业多数为2021年开始投资大型储能项目，普遍单体规模在100MWh以上。我们对比累计项目和2021年项目规模和数量发现，Terra-Gen、SouthernCompany、StrataCleanEnergy、CapitalDynamics均为2021年开始投资大型储能项目，且项目数量均少于3个，单体规模达100MWh以上。图：EIA美国25MWh及以上规模储能项目开发商（能量容量）图：EIA美国25MWh及以上规模储能项目开发商（项目数量）资料来源：EIA，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明563.4.1市场格局之下游：下游开发商一超多强，新进入者较多预计美国储能市场开发商格局处于早期阶段，上游供应链企业的客户开拓仍存大量机遇。在前述大型储能项目开发商中，NextEraEnergy、AES、Vistra、SouthernCompany等是美国本土头部电力企业，总体份额暂居前列。同时，更多资本加入到储能投资中，典型企业包括Terra-Gen、CapitalDynamics、Arevon。从前述储能开发商市场数据可以看出，美国储能开发商格局尚未定型，相应的上游供应链格局预计同样仍处于早期阶段，供应链企业的客户开拓仍存在大量机遇。图：截止2021美国年25MWh及以上规模储能项目所属开发商简介公司名称储能主要区域分布公司概述NextEraEnergyCA,FL,AZ,NY,TX美国市值最大的电力公用事业公司，子公司包括FloridaPower&Light（FPL）、NextEraEnergyResources（NEER）等AESCA,HI,MA,AZ,NY美国大型电力公用事业公司，业务覆盖15个国家/地区；Fluence是其与西门子的合资公司Terra-GenCA美国可再生能源开发商，成立于2007年，由私募股权公司EnergyCapitalPartners持有，后者专注北美能源基础设施投资VistraCA,TX美国大型综合发电和电力零售公司，业务覆盖美国6个竞争性批发市场（总计7个），子公司包括TXUEnergy、Dynegy等SouthernCompanyCA美国客户规模第二的天然气和电力公用事业公司，业务覆盖美国南部6州，子公司包括SouthernPower、AlabamaPower等StrataCleanEnergyCA美国公用事业规模太阳能和电池储能系统供应商，成立于2008年，家族持有能源企业CapitalDynamicsNV总部位于瑞士的全球资产管理公司，成立于1988年，投资范围涵盖私募股权、私人信贷和清洁能源SDG&ECA美国加州西南部电力公用事业公司，服务加州圣地亚哥和奥兰治县南部地区TeslaTX,HI,MA美国跨国汽车和清洁能源公司，通过特斯拉能源成为美国光伏和电池储能主要供应商LSPowerCA韩国跨国能源公司，由LG集团控股ArevonCA美国可再生能源公司，成立于2021年，由APG、加州教师退休系统和阿布扎比投资局组成的投资集团持有BroadReachPowerTX美国可再生能源和公用事业级储能公司，得到EnCapInvestmentsL.P.、ApolloGlobalManagement等投资支持SCECA美国加州电力公用事业公司，服务加州中部、沿海和南部地区EDFCA法国跨国电力公司，由法国政府持有，在美国控股UnistarNuclearEnergy、EDF-RE等多家子公司GoldmanSachsCA美国跨国投资银行和金融服务公司，旗下控股高盛可再生能源公司（GSRP），后者可再生能源业务覆盖美国27个州资料来源：各公司官网，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明573.4.2市场格局之中游：集成商竞争激烈，国内集成商或迎新机遇集成商是国内企业参与美国储能市场的重要入口，相应分为国内集成商和海外集成商两条路径。国内企业参与美国储能市场集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口。预计受限于政策等多方面因素，国内企业难以参与到美国储能项目投资和EPC等下游环节，基本都是供应设备。集成商是储能设备组装、调试的最终环节，因此也是国内企业参与美国储能下游市场的入口。美国储能集成商市场格局较为集中，头部企业背景各异。据IHS数据，2021年按功率容量排序全球储能集成商份额CR3为43%，CR10为71%。前三家企业Fluence、NextEraEnergy、Tesla均由可再生能源开发业务切入该赛道，Wärtsilä、NEC、NidecASI偏向电网技术与设备公司，Sungrow、SMASunbelt以电力电子技术见长，PowinEnergy过去则以软件为中心。图：2021年按功率容量排序的全球前10储能集成商（IHS）资料来源：IHS，Guidehouse，国海证券研究所类型（起步阶段）代表公司可再生能源开发Fluence,NextEraEnergyResources,RES,Tesla电网技术与设备Wärtsilä,NidecASI,NECEnergySolutions,LGCNS,GEEnergyStorage电力电子技术Sungrow,SMASunbelt软件为中心PowinEnergy,Greensmith,DoosanGridTech,Younicos图：集成商分类及代表公司请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明583.4.2市场格局之中游：集成商竞争激烈，国内集成商或迎新机遇集成商是国内企业参与美国储能市场的重要入口，相应分为国内集成商和海外集成商两条路径。海外头部集成商普遍拥有客户资源优势，部分企业通过并购补齐技术短板。NextEraEnergy、AES（Fluence母公司）、Tesla、同样也是头部的储能开发商，FlexGen和开发商BroadReachPower有较深渊源。PowinEnergy、LGES则通过并购完善技术实力，尤其是电力电子技术。此外，海外集成商普遍强调自身的能源管理系统研发实力。国内集成商以技术和性价比优势见长，预计有望受益于美国市场新进入开发商增多和集成商去中介化趋势。除开上榜的阳光电源（Sungrow），比亚迪、科陆电子、东方日升（双一力）、天合光能、科华数据等国内集成商都已在美国开展业务。受益于国内产业链、成本竞争优势，国内储能集成商与海外集成商存在竞合关系，也为部分海外集成商提供代工服务。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。资料来源：各公司官网，国海证券研究所公司核心优势概述FluenceAES项目资源；西门子相关技术AES和西门子合资公司，累计项目规模达5140MW，兼具强大软硬件实力NextEraEnergy自身项目资源；电力市场经验美国最大可再生能源和储能开发商，也是最大电力批发商之一Tesla自身项目资源；软硬件技术参与储能项目投资开发，具备电池、PCS等核心技术Wärtsilä电气设备技术，软件平台全球能源公司，具备基于GEMS平台的混合能源软件优化能力PowinEnergy客户资源；自研软件平台，EKS的PCS技术近十年储能历史，并购EKS获得PCS和EMS技术实力，融资获得三星EPC公司C&T支持FlexGen客户资源；EMS软件和储能开发商BroadReachPower有较深渊源，EMS软件实力较为突出，优势区域为美国德州LGES电池技术；NEC集成技术全球头部电池厂商，收购NECenergysolution获得储能交流集成能力和软件平台SMASunbelt电力电子技术德国老牌逆变器厂商SunGrow电力电子技术中国头部逆变器厂商NidecASI电气设备技术意大利电气设备公司（母公司是日本企业），优势区域在欧洲，2020年进入美国市场图：全球部分头部储能集成商简介请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明593.4.3市场格局之上游：国内储能产业链企业加速美国出口国内电池环节竞争优势明显，优质电池企业有望迎来更多大额订单。磷酸铁锂电池安全性和价格竞争优势尽显，国内企业大额订单不断。以Fluence、Tesla为代表的海外头部集成商之前主要和以三元电池为主的日韩电池企业合作，但近年来纷纷转向与以铁锂路线为主的宁德时代等国内电池合作。相较三元电池，国内磷酸铁锂电池在价格竞争力、安全性优势不断凸显，海外主流集成商预计加速转向铁锂路线。除开宁德时代，亿纬锂能、南都电源、海辰储能、鹏辉能源等电池企业也纷纷加速走出去。质量是国内电池出海第一要素，同时价格、供应量、电池资质等也是海外合作重要考量标准。由于美国储能市场主要受经济性驱动，储能电池品质对于储能安全经济运行的影响更为突出。以Powin对电池供应商合作要求可以看出，美国储能客户对储能电池要求第一位是质量，其次是成本、供应量，还有公司资金和电池资质等。除开通过国内集成商间接出海，预计直接出海是国内储能其它产业链环节的重要机遇。尽管跟随国内集成商间接出海是国内储能产业链出口美国的重要路径，但这条路径也相对竞争更为激烈。考虑到美国储能市场集成商格局总体仍以海外企业占优，如PCS、温控等环节国内储能企业通过积极开拓海外集成商客户，有望迎来更多机遇。资料来源：各公司官网，国海证券研究所图：国内部分储能企业出口美国情况汇总公司合作对象近年公开订单情况宁德时代Fluence，NextEra、Tesla、Wartsila、Powin、FlexGen、Primergy、SDG&E等2022年4月，BroadReachPower采购900MWh；11月，协议供货Primergy电池1.416GWh；11月，三年供货FlexGen总计10GWh储能产品亿纬锂能Powin2021年8月，协议两年供货Powin总计1GWh电池南都电源意大利国家电力公司等2022年3月，签署597.88MWh供货合同，含两个美国光储项目；至11月总计1.8GWh订单，70%为海外阳光电源Vistra、KCE等2022年5月，供货Vistra规模260MW/260MWh项目开始调试；上半年实现2GWh储能发货比亚迪RES等截至2022年10月，在美国市场累计出货约3.6GWh科陆电子未披露于2021年12月、2022年1/3/5月，与某美国客户签署3MWh、69MWh、485MWh、201MWh供货合同东方日升未披露2022年，与北美地区客户签订245MWh储能项目合同请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明603.5美国表前储能投资思路及风险提示美国表前储能是经济性驱动的市场，在IRA政策刺激下有望加速发展。国内集成商以技术和性价比优势见长，预计有望受益于美国市场新进入开发商增多和集成商去中介化趋势，集成商建议重点关注【阳光电源】、【比亚迪】、【科陆电子】，建议关注【东方日升】、【天合光能】、【科华数据】、【盛弘股份】。受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内优质储电池及储能集成企业在美国频传订单捷报，电池环节建议重点关注【宁德时代】、【南都电源】、【亿纬锂能】，建议关注【鹏辉能源】。受益于液冷技术占比快速提升，国内头部温控企业同样有望加速出海，温控环节建议重点关注【英维克】、【同飞股份】，建议关注【松芝股份】、【高澜股份】。风险提示：1）美国自身新能源政策变动风险；2）中美贸易摩擦导致国内出口限制风险；3）美国市场国际竞争加剧；4）国内企业出口竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明61目录四、欧洲户用储能需求及市场分析4.1欧洲户用储能需求景气度持续攀升4.2欧洲户用储能发展驱动力4.3欧洲户用储能发展持续性4.4户用储能市场分析4.5户用储能投资思路及风险提示请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明62资料来源：EnergyPriceIndex，TradingEconomics，国海证券研究所欧洲居民电价已在2022年年初显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。2021年下半年，能源危机席卷全球，欧洲电力批发价格持续快速上涨。2021年年底，欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。据能源价格指数网站数据，2022年1月，德国柏林居民电价上涨至0.5欧元/kWh，同比增长50%以上。2022年2月底爆发的俄乌冲突导致欧洲天然气价格和电力期货价格高位大幅波动，同时俄罗斯天然气断供风险也增大了欧洲国家对于能源安全的担忧。据能源价格指数网站数据，2022年11月，欧洲多国首都居民电价仍超过0.5欧元/kWh。2021年户用储能需求快速增长，2022年户用储能景气度进一步攀升。近年来持续上涨的电价已经推动户用储能在部分国家和地区快速发展，德国是其中典型代表。据德国BVES报告数据，至2021年底，德国户用储能总销量43万台，新增14.5万台，同比新增45%。受俄乌冲突对能源价格的影响，户用储能需求近期进一步加速增长。该报告预计2022年德国户用储能全年新增27万台，同比新增86%。同时，近86%的受访者对2022年的户用储能市场前景评为“非常积极”或“相当积极”。4.1欧洲户用储能需求持续景气图：2022年荷兰TTF天然气价格走势图（EUR/MWh）图：202101-202211欧洲典型国家首都居民平均电价（欧分/kWh）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明634.2驱动力一：高电价和备电需求是户用储能发展的重要源动力资料来源：Globalpetrolprices，Electricrate，IHSMarkit，PVMagazine，SolarEU，国海证券研究所当前户用储能主要集中在高电价国家或地区，备电需求也是重要驱动力。IHSMarkit数据显示，2020年全球户用储能主要集中在德国、意大利、英国等欧洲国家，以及日本、澳大利亚、美国等其他国家。其中，德国、美国、日本和澳大利亚的户用储能合计占比达74.8%。对照2021年9月全球同期居民电价，德国、日本和澳大利亚的平均居民电价位居全球前列，分别高达0.33、0.23和0.22美元/kWh。美国户用储能发展较好地区，如夏威夷、加州，同样也面临较高的居民电价，2022年两者分别为0.31和0.21美元/kWh。由于电网基础设施老化和居民用电可靠性诉求提升，将储能作为备用电源也是欧美等发达国家户用储能发展的重要驱动力。户用储能通过居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，高电价和光储系统降本是实现户用储能经济性的重要前提。不少欧洲国家居民电价是类似国内电信服务的固定套餐价格，户用储能主要获利来自于晚上居民用电价格与白天户用光伏上网电价的差额，通过提高户用光伏自发自用电量来节省电费。尽管各国户用光伏上网电价政策有所不同，但其电价很大程度上与户用光伏成本紧密相关。随着户用光伏和储能系统成本不断下降，以及部分国家居民电价逐年攀升，居民电价和光储系统成本差额不断拉大，部分国家户用储能经济性愈发显著。尽管2021年以来光储系统成本快速上升，但部分地区居民电价也在快速上涨，对户用储能发展仍有很强经济性支撑。图：2020年全球户用储能主要分布地区图：欧洲居民电价和光储系统成本变化趋势请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明644.2驱动力二：户用光伏“自消费”是户储经济性驱动的重要政策基础资料来源：《ResidentialMarketOutlookForResidentialBatteryStorage2020-2024》Solarpowereurope，国海证券研究所户用光伏电价实施“自消费”政策是户用储能发展的重要政策基础。当前并网型户用光伏电价政策主要有“净计量”和“自消费”两大类，两者的核心区别在于户用光伏余电上网电价。前者的户用光伏余电上网电价接近或等于居民用电价格，光伏电价与居民电价的套利空间过小，居民也失去配置储能的经济动力；后者的户用光伏余电上网电价一般大幅低于居民电价，居民可通过配置储能提高户用光伏自发自用比例来节省电费。此外，由于部分地区的分时电价呈现白天低、晚上高的特点，其峰谷时段和国内相反，即使采取“净计量”政策，户用储能仍可以通过居民电价的价差实现套利。“净计量”政策不利居民户用光伏配储：即Netmetering，以居民用电量与户用光伏发电量净值计算居民电费，等效于户用光伏发电量上网电价以居民电价结算。该政策进一步细分为全额净计量和部分净计量，后者的余电上网电价在居民电价基础上适当打折。当前美国大部分州、比利时、匈牙利、荷兰、希腊等国家或地区采用净计量政策。“自消费”政策有利居民户用光伏配储：即Self-consumption，这是从效果视角对多种政策的概括，其本质是户用光伏余电上网价格接近常规电源发电价格，相应大幅低于居民电价，户用光伏更适合自发自用。尤其是，不少国家居民电价没有交叉补贴，显著高于工商业电价。该类政策包括固定上网电价及溢价（FiT/FiP）、净计量计费（Net-billing）以及市场化交易（Market-based），具体如下表。不过早期户用光伏成本高，对应的FiT价格偏高，之前不宜归为自消费。类别形式主要特点典型国家或地区净计量全额净计量等效于全部户用光伏上网电量计为居民电价美国多数州、比利时、匈牙利、荷兰等部分净计量户用光伏余量上网电量以居民电价折价计算，例如80%波兰、罗马尼亚等自消费固定上网电价及溢价户用光伏余量上网电价为固定价格或市场价叠加溢价，略高于常规电源价格，实施周期通常为20年；新增装机的FiT/FiP不断下降，已显著低于居民电价德国、奥地利、法国、瑞典等净计量计费户用光伏余量上网电价参照电力批发价格，一般远低于居民零售价格西班牙、葡萄牙、挪威等市场化交易由电力零售商提供电力买卖合同选项，形式多样，实际效果通常趋向鼓励居民户用光伏发电自发自用。英国、瑞士、捷克等表：户用光伏电价分类请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明654.2驱动力二：户用光伏“自消费”是户储经济性驱动的重要政策基础资料来源：ISE，DSIRE，国海证券研究所德国、日本、澳大利亚户用光伏普遍实施基于FiT的“自消费”政策，FiT价格不断降低甚至退出。德国、日本、澳大利亚居民余电上网电价主要实施FiT政策，且价格呈现不断下降趋势。例如，据ISE统计，2005年以来德国居民屋顶光伏FiT价格下降超80%，2021年仅为0.07欧元/kWh，同时居民电价不断上升，两者之间的套利空间不断拉大。此外，据索比光伏网资讯，日本FiT价格有效期仅为10年，此前高价的户用光伏FiT从2019年11月开始依次到期，到期后的户用光伏余电上网电价大幅降低。当前美国仅少数州采用户用光伏“自消费”政策，部分地区采取有利户用储能的居民分时电价。美国大部分州的户用光伏实行“净计量”政策，但以夏威夷州为代表的户用储能市场已取消“净计量”的户用光伏政策。而以加州为代表的户用储能市场尽管仍采用“净计量”政策，但对于居民电价实施分时电价政策，且居民电价峰谷时段与国内电价峰谷时段相反。加州公用事业公司是按照光伏发电曲线特性制定实施居民分时电价，在光伏发电高峰期，按低谷电价向用户收取电费；对日落后增长的电力需求，考虑启动天然气调峰发电的成本，相应按高峰电价向用户收取电费。图：2000-2020年德国光伏上网电价FiT变化图：美国各州净计量规则情况（2021/8）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明664.2驱动力二：户用光伏“自消费”是户储经济性驱动的重要政策基础资料来源：高工储能，索比储能网，北极星太阳能光伏网，Wind，cleanenergyreviews，国海证券研究所基准情境下，在户用光伏FiT为0.07欧元/kWh，居民电价0.40欧元/kWh，德国居民户用光伏投资回收期7.2年，IRR为20.1%；户用光伏配储后缩短至6.7年，IRR为21.9%。单独光伏情形：白天用电比例是影响单独光伏投资回收期的重要参数，若该比例超20%，单独光伏的投资回收期可缩短至5.6年，反而少于配储情形（5.9年）。光伏配储情形：居民电价是该情形下投资回收期的重要影响参数，当居民电价为0.3欧元/kWh，则投资回收期延长至8.6年，对应IRR为13.6%；当居民电价上涨至0.5欧元/kWh，则投资回收期缩短至5.4年，对应IRR为31.8%。参数名称单位数值参数名称单位数值参数名称单位数值参数名称单位数值组件功率kW5电池包容量kWh10Hybrid功率kW5白天用电比例%10%组件价格欧元2800电池包价格欧元4000Hybrid价格欧元1500储能效率%90%发电小时h1200循环次数天6000日历寿命年15年运行天数天330贷款比例%80%贷款利率%4.5%还款期年5用电量kWh5000表：户用储能核心参数图：单独光伏和光伏配储的IRR和投资回收期vs.居民电价请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明674.2驱动力二：户用光伏“自消费”是户储经济性驱动的重要政策基础基准情境下，在户用光伏FiT为0.07欧元/kWh，居民电价0.40欧元/kWh，德国居民户用光伏投资回收期7.2年，IRR为20.1%；户用光伏配储后缩短至6.7年，IRR为21.9%。单位012345...151617181920光伏容量kW5.004.904.884.854.834.804.554.534.504.484.454.43发电量kWh58805850582057905760546054305400537053405310储能价值储能容量kWh10.009.809.609.409.209.007.00储能储电量kWh291128512792273226732079储能价值欧元864847829812794617光伏价值白天光伏自用收益欧元200200200200200200200200200200200上网收益欧元377375372370368347345343341339337收益指标光储合计收益欧元144114211402138213621165545543541539537支出欧元-1660-1513-1513-1513-1513-1513净现金流欧元-1660-71-91-111-131-1501165545543541539537累计现金流欧元-1660-1731-1823-1934-2064-2215103201086511408119491248813025表：户用储能经济性测算表资料来源：高工储能，索比储能网，北极星太阳能光伏网，Wind，cleanenergyreviews，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明684.2驱动力三：补贴政策支持是海外户用储能快速发展的助推剂资料来源：全球光伏公众号，PVtech，中关村储能联盟，集邦新能源网，国海证券研究所欧洲部分国家实施户用光伏和储能补贴政策，且在俄乌冲突下进一步加强了相关政策，有力促进了户用储能推广应用。德国：据全球光伏公众号资讯，从2023年起，德国将为满足条件的屋顶光伏和储能系统免除所得税和相应的增值税。意大利：据PVtech资讯，2020年意大利规定与翻新或改造项目相关的光伏和储能系统的税收减免提高到110%。奥地利：据中关村储能联盟资讯，2020年奥地利启动光储补贴计划，拥有储能系统的户主可返还200欧元/kWh资金。瑞典：据PVMagazine资讯，2021年年初瑞典对部署小型太阳能、储能和电动汽车充电桩相关的劳动力和材料成本实行税收减免。表：欧洲部分国家储能补贴政策国家时间政策内容德国2022（1）任何人在单户住宅或商业物业上运行不超过30千瓦的光伏系统，将不再需要为发电量缴纳所得税。（2）多户连体住宅和混合用途的物业系统商不超过15KW的光伏系统，将免收所得税。（3）光伏系统和储能系统的采购、进口和安装将不再征收增值税（VAT）。意大利2020（1）翻新项目的税收减免从65%提高到110%。（2）与此类改造相关的光伏和储能系统的税收减免从50%提高到110%。奥地利2020启动3600万欧元的优惠计划，用于支持小型太阳能+储能设备的应用。其中，1200万欧元则用于支持储能系统；拥有储能系统的户主可以返还200欧元/kWh的资金。瑞典2016补贴支持与户用光伏配套的储能系统的安装应用，范围包括了储能系统中的电池、BMS等组件，补贴上限为SEK50,000，最高可以占到系统成本的60%。2021对部署小型太阳能、储能和电动汽车充电桩相关的劳动力和材料成本实行税收减免。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明694.3持续性之近中期：新旧能源转换和地缘政治冲突推动居民电价持续上行资料来源：能源价格指数网站，21经济网，国海证券研究所短期内，欧洲多国首都居民电价保持高位，天然气短期供过于求但短缺危机并未解除。天然气短期供过于求但后续形势不容乐观：近期天然气供过于求主要系因为异常高温引起供暖需求减少，且经济放缓与天然气限制使用措施也减少对天然气的需求。在需求弱于预期的同时，欧盟平均储气水平已接近满额，且大批天然气油轮仍不断驶向欧洲。但IEA报告认为，欧洲在2023年夏季补充其储气库时可能面临多达300亿立方米的天然气缺口，主要由于明年俄罗斯供应大幅减少且中国等其他LNG市场需求有望恢复。居民电价和电力期现货批发价格走势出现背离：欧洲天然气和电力期货价格已从8月高点大幅回落，但9-10月欧洲多国首都居民电价仍在上涨，尽管11月有所回落，但德国、意大利、荷兰等多国仍超过0.5欧元/kWh。我们推测，居民电价高位是因为电力零售商新签居民电价合同对应的远期购电成本仍在上涨，该成本不是取决于短期电力期现货价格，而是大量未公开价格的远期电力合约，这部分合约新签价格可能水涨船高；不过批发电价下行和各国限价政策开始抑制居民电价上涨。限价政策场景测算：欧盟计划限定非天然气发电机组收入上限为0.18欧元/kWh，但并非限定市场价格，若完全以天然气边际定价，假设天然气价格为0.18欧元/kWh，以德国为例的居民电价上限可达0.76欧元/kWh。考虑德国限定80%居民用电量的价格为0.40欧元/kWh，居民实际电价上限可达0.47欧元/kWh。电力价格构成价格主要参数数值居民电价0.757天然气发电价格0.514能源支出0.514天然气价格0.180电网支出0.067天然气发电效率50%能源税0.057天然气燃料成本占比70%增值税0.119表：限价政策下德国电价上限测算（单位：欧元/kWh，%）图：欧洲典型国家首都居民平均电价趋势（欧分/kWh）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明704.3持续性之近中期：新旧能源转换和地缘政治冲突推动居民电价持续上行资料来源：EIA，《StrompreisanalyseJanuar2022》BDEW，国海证券研究所近中期看，加速能源绿色转型政策难免会持续推高欧洲相关国家电力成本和居民用电价格。化石能源政策影响：尽管受俄乌冲突影响，欧盟不得不逐渐改变之前对化石燃料“零容忍”的态度，但欧盟最新的“RepowerEU”方案反映其仍将坚持绿色能源转型的长期能源战略不变。尽管大型油气公司在今年盈利颇丰，但他们都不愿大幅增加对上游的资本支出。据EnergyAspects预测，全球油气投资金额将从今年的3900亿美元提升至2024年的4500亿美元，但想要弥补能源缺口则至少需要5500亿美元。因此，化石燃料价格高涨固然与当前俄乌冲突引起的能源危机有关，但其根源则是欧盟未立先破的能源战略转型。另外，欧洲天然气供应由管道气转为LNG也将提升用气和发电成本。新能源加速发展影响：尽管随着硅料价格下降，光伏初始投资和度电成本有望进一步下降；但同时，新能源短期过快发展将快速提升系统平衡成本和补贴费用，将带来电力成本持续上升。以德国为例，尽管新能源的度电成本持续下降，但2014-2021年德国居民电价仍持续上涨。尤其需要指出的是，管道天然气发电本该是支撑欧洲电力系统绿色转型的重要廉价灵活性资源，但在当前俄乌冲突下，欧洲不得不选择更加昂贵的调节资源，这将进一步抬升新能源引起的系统平衡成本。图：2010-2020年德国发电量构成图：2014-2021年德国居民电价走势及构成请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明714.3持续性之中远期：中长期能源绿色转型推动户储需求增长具有持续性资料来源：CASEnergy，NSEnergy，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，国际太阳能光伏网，国际风力发电网，国海证券研究所欧洲正加速能源转型以增强能源独立性，屋顶光伏逐步成为强制性政策要求。俄乌冲突下，欧洲能源对外依存度过高及其带来的能源安全问题进一步凸显，欧洲亟需通过能源绿色转型来增强能源独立性。今年5月，欧盟发布REPowerEUR计划的详细方案，包括《欧盟太阳能战略》等文件，提出实施“屋顶太阳能计划”，分阶段在新建公共和商业建筑、住宅安装太阳能电池板，包括：到2026年，所有实用面积超过250平方米的新公共和商业建筑；到2027年，所有实用建筑面积超过250平方米的现有公共和商业建筑；到2029年，所有的新建住宅。国家可再生能源政策户用光伏政策欧盟2022年5月发布REPowerEUR计划详细方案，将其可再生能源在能源消费中的占比目标从之前设定的40%提高到45%。预计到2030年欧盟可再生能源装机累计达到1236GW，其中，光伏发电累计装机达到600GW，包括陆上和海上在内的风电累计装机达到480GW。实施“屋顶太阳能计划”，分阶段在新建公共和商业建筑、住宅强制安装太阳能电池板。德国2022年7月通过“复活节一揽子计划”，提出在2030年可再生能源发电占比达到80%（约600TWh），其中2030年太阳能光伏累计装机215GW，陆上风电115GW，海上风电30GW。意大利发布《意大利2030年气候与能源国家综合计划》，将2030年可再生能源占比目标提升至30%，2017年这一比例为18.3%。与翻新项目相关光伏系统的税收减免从65%升至110%；与建筑保温项目/供热系统替代有关的光伏系统税收减免110%。英国《英国能源安全战略》提出加大核能、海上风电、氢能等可再生能源领域投资，力争到2030年，95%的电力将来源于低碳能源。2015年修订屋顶光伏的许可开发权，门槛从50kW提高到1MW；近期取消户用光伏系统的增值税。西班牙2021年5月通过首个能源转型法案，计划到2030年实现可再生能源占能源消耗总量的42%，至少74%的电力来自可再生能源。2013年取消FiT计划，釆用市场交易模式代替上网电价。表：部分国家可再生能源政策与户用光伏政策请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明724.3持续性之中远期：中长期能源绿色转型推动户储需求增长具有持续性资料来源：美国能源部网站，IRENA，NREL随着光伏持续发展及其渗透率稳步提升，户用光储一体化预计将成为各国户用光伏发展的主流方向。由于户用光伏发电和居民用电天然存在时间错配，不少欧洲正不断退出户用光伏净计量政策，其本质是促进户用光伏配储实现居民发用电的自平衡，以应对光伏渗透率不断提升导致的净负荷“鸭型”曲线问题。净负荷“鸭型”曲线：指电力负荷减去光伏发电形成的净负荷曲线呈现下图所示“鸭型”形态，它具有较大的系统峰谷差，将大幅增大系统调节成本，常见于第三产业和居民用电占比高的国家和地区。不配储能的户用光伏发电将进一步恶化“鸭型”曲线问题，因此随着光伏渗透率持续提升，各国将有必要推动户用光储一体化发展。中远期户用储能增长的关键在于户用光储系统成本持续下降，使户用光储系统成为更广泛地区居民可负担的绿色电力选择。尽管短期内光伏和储能价格受上游原材料短缺影响有所反弹，但从长期看技术进步仍将推动两者持续下降。随着户用光储系统成本的持续降低，户用光储系统有望在更广泛地区得到推广。图：加州电力净负荷典型“鸭型”曲线图：光伏发电成本趋势图：锂电池储能成本趋势请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明734.4户用储能市场分析资料来源：GGII，国海证券研究所需求：预计户用储能市场2022年实现翻倍以上增长，2023-2025年后维持高速增长。据高工锂电预测数据，2021年户储需求为6.4GWh，2022年预计为15GWh，同比增长134.4%；2025年预计达100GWh，2023-2025年复合增速为88.2%。供给：小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势。小电芯、高压化成为趋势：使用相同容量的电池，高压系统电流较小，转化效率更高；系统设计方面，高压混合逆变器的电路拓扑结构更为简化，尺寸小重量轻，故障率下降。在户储系统容量有限的情况下，户储高压主要是通过50Ah及更小规格小电芯串联实现的。小电芯短缺有望逐步缓解：今年户储市场需求高速增长，小电芯供不应求。之前由于小电芯投入产出比低，主流厂商的小电芯投入相对不足；且之前50-100Ah的产品并非面向储能领域，因此在循环寿命、高低温等方面要求无法完全满足户用家储工况需求，原产线需要进行技改和配方调整，使得旧产能应用有限。在户储高景气吸引下，小电芯短缺问题已逐步改善。表：全球户用储能市场需求预测（GGII）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明744.5欧洲户用储能投资思路及风险提示电池企业核心逻辑在于小电芯短缺，推荐派能科技、鹏辉能源和科士达。派能科技：全球户用储能市场龙头企业，2021年出货量市占全球前二，且海外户用储能在公司营收占比高。公司具有资质认证全、客户资源丰富、自主品牌占比高等特点，先发优势显著。随着公司产能稳步提升，海外旺盛户用储能需求有望推动公司业绩快速增长。鹏辉能源：聚焦储能业务成效不断凸显，2021年全球电力储能电池出货跃居全国第二，且海外户用储能营收贡献快速提升。公司不断拓宽市场覆盖，且加大对户用储能产线倾斜，有望在满产满销的行情下受益。科士达：公司在户用储能市场的优势一方面体现在供应链管理成效显著，通过时代科士达与关键材料供应商建立良好合作关系；另一方面在海外具有渠道、平台优势，以品牌直销+ODM结合模式，与大客户、代理商建立长期合作关系，迅速占领市场。逆变器企业核心逻辑在于细分赛道需求高景气以及渠道、品牌壁垒，推荐德业股份、锦浪科技、阳光电源和固德威。德业股份：逆变器行业新秀，光伏和储能逆变器业务发展迅速，且聚焦在海外分布式光伏和户用储能市场。公司凭借快速的产品迭代和出色的精细化控本能力，以及市场开拓的不断突破，有望在当前分布式光伏和户用储能需求旺盛行情下，业绩保持快速增长。锦浪科技：组串式逆变器龙头企业，且组串式并网逆变器为公司营收主力，同时储能逆变器实现快速增长。受俄乌冲突影响，欧洲分布式光伏和户用储能需求激增，该地区作为公司业务传统优势区域，将利好公司今年业绩高增。阳光电源：公司紧抓时机大力布局户储赛道，欧洲渠道布局有望逐步进入收获期，公司品牌优势和渠道布局共振有望推动公司户用储能业务快速增长。固德威：全球逆变器龙头品牌，出货量位居前列，储能业务快速增长。由于芯片紧缺叠加期间费用大幅增加，公司盈利前期承压，随着规模化效应不断增强，营收持续增长，费用率不断摊薄，盈利能力正逐步回升。公司高度重视研发投入，有望为公司持续增长注入源源动力。风险提示：1）欧洲新能源政策变动风险；2）欧洲居民电价下降超预期；3）欧洲对华贸易政策限制风险；4）竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明755风险提示国内储能风险提示：1）新能源降本不及预期；2）新能源建设规模不及预期；3）利空政策超预期；4）疫情等各种不可控风险超预期；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。美国储能风险提示：1）美国自身新能源政策变动风险；2）中美贸易摩擦导致国内出口限制风险；3）美国市场国际竞争加剧；4）国内企业出口竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。欧洲储能风险提示：1）欧洲新能源政策变动风险；2）欧洲居民电价下降超预期；3）欧洲对华贸易政策限制风险；4）竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明76研究小组介绍李航,邱迪,本报告中的分析师均具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。分析师承诺行业投资评级国海证券投资评级标准推荐：行业基本面向好，行业指数领先沪深300指数；中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。股票投资评级买入：相对沪深300指数涨幅20%以上；增持：相对沪深300指数涨幅介于10%～20%之间；中性：相对沪深300指数涨幅介于-10%～10%之间；卖出：相对沪深300指数跌幅10%以上。电新小组介绍李航，首席分析师，曾先后就职于广发证券、西部证券等，新财富最佳分析师新能源和电力设备领域团队第五，卖方分析师水晶球新能源行业前五，新浪财经金麒麟电力设备及新能源最佳分析师团队第四，上证报最佳新能源电力设备分析师第三等团队核心成员。邱迪，中国矿业大学（北京）硕士，电力电子与电气传动专业，4年证券从业经验，曾任职于明阳智能资本市场部、华创证券等，主要覆盖新能源发电、储能等方向。王刚，华中科技大学博士，电气工程专业，近4年电网企业实业经历，具有能源战略与政策研究经验，主要覆盖储能及电力设备等方向。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明77免责声明和风险提示本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料，本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证，不保证其中的信息已做最新变更，也不保证相关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考，在任何情况下，本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。免责声明市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。风险提示本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任。郑重声明心怀家国，洞悉四海国海研究深圳深圳市福田区竹子林四路光大银行大厦28F邮编：518041电话：0755—83706353国海研究上海上海市黄浦区福佑路8号人保寿险大厦7F邮编：200010电话：021-60338252国海研究北京北京市海淀区西直门外大街168号腾达大厦25F邮编：100044电话：010-88576597国海证券·研究所·电新研究团队78