普华永道-普华永道新能源投资风向标（光储篇）

普华永道新能源投资风向标前言1.前言1.光伏产业投资机会31.1光伏产业发展现状与趋势51.2光伏产业链各环节竞争格局清晰，龙头稳定71.3从中长期发展来看，光伏投资价值继续维持较高水平81.4光伏交易投资观察101.5结语152.光伏资产投资的未来机遇162.1分布式光伏受到企业及投资方青睐182.2光伏资产投资的价值及机遇202.3光伏投资面临的挑战及多元化的核心诉求212.4结语213.分布式光伏电站投资与交易的风险管理223.1风险与管理263.2分布式光伏电站各阶段风险管理要点273.3结语324.国内绿电交易现状、趋势与挑战334.1绿电交易的发展现状354.2绿电交易的未来趋势374.3当前绿电交易面临的挑战384.4结语395.储能产业投资机会405.1储能发展现状与趋势425.2储能交易投资观察465.3结语496.联系方式50普华永道新能源投资风向标––光储篇1当前，国际政治与全球经济正在经历百年未有之大变局，世界进入新的动荡变革期。全球各个国家在应对气候变化做出的承诺，以及各国对于保障能源安全变得更迫切的需求，持续推动着全球范围内的能源清洁与低碳转型。中国也在2020年明确提出“双碳”目标。在此大背景下，投建新能源电站不光只有传统能源公司，还包括基金、金融投资机构，园区/大中型制造业企业，跨行业进入者以此兑现投入绿色能源的社会承诺等。由于新能源市场的火爆，相关产业链的投资热度也愈发高涨。今年，普华永道相继发布了一系列与新能源投产业投资机会，到下游系统开发，与终端绿电使用等，覆盖整个产业链投资者与参与者感兴趣的热点话题。在此过程中，上海市太阳能学会给予了大力的支持和协助，普华永道联合上海市太阳能学会将其中光伏与储能相关的内容编成合辑，并向光伏和储能行业进行发布，目的是给光伏和储能产业链中各环节参与者对于市场更准确的认识，更前瞻的洞察，促进行业的健康良性发展。1.光伏产业投资机会普华永道整理过去三年光伏产业投资情况，并梳理顶层政策规划与行业发展趋势，结合产业链中的实际交易案例，分析光伏产业不同细分赛道和应用场景的投资机会。2.解码光伏资产投资的未来机遇普华永道举办了“双碳”新局面，多元化探索新能源转型中的光伏投资机遇与挑战”的线上研讨会，围绕光伏投资的机遇、挑战及技术革新等话题展开深入剖析。本文整理了来自电力系统、跨国能源企业、光伏行业、金融机构的嘉宾们在会上分享的各自领域中的真知灼见。3.分布式光伏电站投资与交易的风分布式光伏电站为代表的新能源基础设施投资机遇众多，但也存在诸多挑战。在本文中，普华永道介绍了风险识别与管理方法，梳理了项目开发、设计、建设、运营与交易各环节中潜在的法律、技术和经济风险，并给出相应的控制措施。4.国内绿电交易现状、趋势与挑战绿电交易规模快速增长，其市场化交易的前景也吸引着更多跨行业投资者投入新能源资产开机构、新能源发电企业等交易参与方，快速了解国内电交易的概况。5.储能产业投资机会新能源装机量节节攀升，以“源-网-荷-储”与多能互补为特征的新型电力系统应运而生，在新型应用的迫切需求背景以及国家政策指引之下，储能产业发展越发迅猛。普华永道分析过去三年的储能行业并购交易，探讨行业发展趋势以及未来的投资机会。中国光伏与新能源产业的发展需要业内的各组织、企业、专业服务机构形成合力，固本培元，守正创新，营造高质量健康发展的行业生！上海市太阳能学会投资风向标––光储篇21向标––光储篇在全球新能源转型的大背景下，光伏发电成为绿色低碳转型、实现净零排放的重要途径，全球光伏市场将继续保持高速增长。我国目前在上游硅片、硅料产量，中游电池片、组件产量，下游新增装机量、累计装机量等产业链各个环节均居全球首位，光伏产业链各环节得到投资人的持续关注。普华永道研究发现，近三年光伏行业投融资活跃度均维持较高水平，2021年光伏行业并购交易数量达到258笔，交易金额达到1,06279%。虽然光伏整体已发展成熟，但仍受到供应链价格波动、国际环境变化、技术更新迭代、电网消纳能力等因素影响。新兴企业需高强度的投入，通过技术研发实现弯道超车、扩大产能实现规模效应，而行业龙头更需广泛布局避免技术淘汰、纵向延伸提升行业地位。风向标––光储篇4光伏产业发展现状与趋势光伏已成为具有价格竞争力的绿色能源形式，行业长期发展空间广阔经过十余年的发展，光伏发电已经实现“平价上网”，成为最有竞争力的电源形式之一。近年来光伏在持续开发大规模电站的基础上，在建筑、农业、交通、通信等领域不断渗透，成为我国能源结构转型的重要途径，助力“双碳”目标的实现。此外，绿电交易系统的建立以及电力价格机制的完善进一步推动光伏产业蓬勃发展。2021年我国光伏发电新增装机量54.88GW，连续9年居全球首位，是全球光伏市场主要驱动力。全年发电量同比增长25.1%，占全年发电量的4%。受益于国家政策引导叠加发电经济性不断提升，2022年1-4月，我国光伏新增装机16.88GW，同比增长138%，预计全年装机量可达到75-90GW。同时，海外需求也保持了强劲增长的趋势，2022年1-4月我国光伏组件出口规模约51.42GW，同比增长79%。图图1海内外光伏新增装机量集中式+12%分布式~54.9~48.2901%2019202020210202220252030中国光伏新增装机量(GW)海外光伏新增装机量(GW)数据来源：国家能源局，国际可再生能源机构，CPIA(中国光伏行业协会)，普华永道分析注：装机量预测数据采用CPIA乐观、保守情况下预测数据平均值2019202020210202220252030+13%7%向标––光储篇光伏市场维持高速增长在“稳增长”大环境下，国家政策对新基建、新能源不断加码，持续催化行业发展。2022年6月，国家发改委、能源局等部委联合下发《“十四五”可再生能源发展规划》，明确提出到2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时，相关一系列政策将有效推动光伏等新能源基地建设、促进新能源与乡村振兴融合发展、打开新能源在工业与建筑等新型应用领域，光伏将继续迎来较高增量空间。分布式、集中式共同驱动未来光伏市场持续增长。集中式光伏由于其投资规模、收入稳定、集中开发、集中运营等方面的特点，长期以来在我国并网装机量中占据主要地位。在经济与绿色双重属性的引领下，在“整县推进”政策加持下，布设更加灵活的户用光伏、公共建筑及厂房屋顶光伏等分布式光伏快速增长。2021年分布式装机占比首次超过50%，2022年第一季度分布式装机占比更是高达67%，预计短期内集中式、分布式将共同驱动光伏市场进一步扩展。传统市场与新兴市场并进，海外光伏装机增势不减。以欧美为代表的传统海外市场持续推动清洁能源转型，保障中长期需求高确定性。在国际形势不稳定下，保障能源安全成为欧洲各国的迫切要求，促进欧洲可再生能源装机量继续上移。同时，美国政府在2022年6月发表声明，准许美国企业在未来2年内免税进口来自柬埔寨、马来西亚、泰国和越南的光伏产品，这一举措也有望提振美国光伏装机需求，并减少反规避调查对中国光伏企业的影响。此外，中东、南美等地的光伏市场潜力也在逐渐兑现，以巴西为代表的地区市场快速扩张。能源投资风向标––光储篇6光伏产业链各环节竞争格局清晰，龙头稳定图图2光伏产业链上游原材料•多晶硅•颗粒硅 硅片利用注：EVA为聚乙烯-聚醋酸乙烯酯共聚物的简称•集中式•分布式下游光伏电站及终端处置电池片、辅材、组件短期内硅料供给是影响产业链成本与价格的核心因素光伏主产业链为硅料-硅片-电池片-组件-电站。中国光伏产业已实现产业链全覆盖，并在全球占有较高产能比重。在制造端各细分产业链中，排名前五的企业合计市场份额均超过50%，其中硅料、硅片环节超过80%，电池片最低，约占53%。由于2021年硅料产能供给滞后于下游需求，导致供需矛盾激化、下游硅片、电池片、组件各环节盈利能力大幅变动，产业链盈利水平呈现上游至下游递减情况。硅料环节在超额利润的吸引下，龙头企业积极扩产，有望缓解下游成本压力。标––光储篇向标––光储篇8从中长期发展来看，光伏投资价值继续维持较高水平光伏产业链各环节围绕降本增效核心，加速技术创新迭代、扩大产能规模、提高发电效率，孕育未来投资机会中国已成为全球光伏行业的推动者和引领者，在技术安全性和产业链成熟度方面已有充分保障。但是，追求更高的转换效率和更低的生产成本是产业发展的长期主题。产业制造端：垂直一体化趋势进一步增强。面对愈来愈激烈的市场竞争与产业链盈利环节的大幅变动，主赛道企业为抵抗风险、降低成本、强化优势，加固资源和技术壁垒、提升盈利能力及保障能力，积极向产业链上下游延伸。这不仅包括各环节企业分别向上游原材料拓展，或组件企业向上游电池片、下游电站资产进军，还包括上下游企业通过合资建厂、签长订单等方式愈来愈紧密的一体化合作。原料与辅材端：产业链细分环节技术革新与国产替代有望推动成本继续下降并打开新的市场空间。•颗粒硅：在成本、投料更具优势，随着产品品质提升、工艺成熟，将在硅料环节占有更大比重。•逆变器：技术不断革新，在分布式光伏市场带动下，组串式逆变器、微型逆变器以及优化器有效提高发电效率、提升安全性，并从适应电网向支持电网转变，其市场空间不断拓展。•银浆：N型电池片所需新型银浆以及上游银粉仍依赖进口，国产化替代有望进一步降低组件成本。此外，银包铜浆、下游金属化环节技术持续优化，赢得更多关注。•EVA胶膜：胶膜原料光伏级EVA树脂进口依存度高达70%，国内龙头企业积极扩产推进国产化；具备更优性能的共剂型POE胶膜(一种新型聚烯烃热塑性弹性体)接受度不断提高，拥有较大市场。产品端：尽管P型电池仍占行业主流，但随着效率接近极限，其扩产节奏放缓，隧穿氧化层钝化接触太阳能电池(TOPCon)、异质结(HJT)、叉指式背接触电池(IBC)等N型电池片技术具有更高理论极限效率，有望接棒P型成为下一代主流技术。短期新一代主流技术尚未明确的情况下，成本与量产效率的比拼将成为电池片赛道各玩家竞争的主旋律。此外，钙钛矿和钙钛矿在硅基及薄膜电池上的叠层技术正在积极从实验室迈向产业化。向标––光储篇盈利能力叠加绿电价值推动光伏行业及玩界发展在商业模式方面，“光伏+”复合模式层出。在绿色低碳的持续催化下，得益于可开发资源丰富、消费侧的光伏应用模式经济性提升，分布式在原有“农光互补”、“渔光互补”等传统形式的基础上，不断朝着跨行业合作的复合模式演化，衍生出“光伏+”工业、“光伏+”5G基站、“光伏+”加油站、合模式。一方面屋顶资源拥有者可以获得额外收益，另一方面能源消耗者通过投资光伏资产可以减小排放压力、降低产品使用成本、提升产品绿色属性。同时，跨界企业利用自身原有赛道的供应链、销售渠道等优势帮助其在光伏领域建立新的业务增长点。在入局行业玩家方面，也呈现出更加多元化的特征，跨界布局、跨行合作预演越烈。除了电力央企、新能源企业外，也吸引了燃气、城投、通信、石化、房地产、装备制造等业内名企以及来自制造、物流、能源、化工等行业的跨国企业投资。以“光伏+建筑”(BIPV)为例，作为光伏与建筑行业交叉领域，具有较强的进入壁垒。拥有产品优势的上游光伏组件厂商与拥有强劲的建筑订单获取与市场渠道开拓能力的建筑工程企业、建材公司积极开展合作，推动产业链进行整合升级。光伏交易投资观察图图32019年-2021年光伏产业交易金额及数量2502005000005001交易数量光伏产业交易金额注：投中数据、汤森路透、清科数据、Mergermarket及普华永道分析交易金额(人民币亿元)交易数量(笔)350300900整体而言，随着光伏发电成本不断随着规模效应和技术迭代而下降，投资回报前景明朗，投资人的热情也在不断加码。2021年光伏行业并购交易数量达到258笔，交易金额达到1,062亿元人民币，较2020年分别提升69%、79%。从标的公司类型来看，除了电站资产端的交易，投资人对产业链上游原材料、设备及组件制造商等领域的布局也在不断加深。从细分领域来看，下游光伏电站投资占比过半。目前中上游应用投资以硅料、硅片、电池片三条主线为主，逆变器、胶膜、玻璃、浆料等细分辅材赛道投资额有所增加。标––光储篇10图图42021年光伏领域投资交易占比注：投中数据、汤森路透、清科数据、Mergermarket及普华永道分析2021年光伏领域交易占比(按交易金额，亿元)359件制造8%料/硅片2021年光伏领域交易占比(按交易数量)18%原材料及零部件制造料/硅片5%%篇12光伏电站：集中式、分布式发展并举，各类投资人聚焦不同市场作为产业链终端，明确的“双碳”目标推动光伏电站持续稳定发展。在国家政策引导、经济性提升、电力市场改革推进的多重带动下，光伏电站资产在利用其固收属性给投资人带来稳定收益的同时，凭借其绿色附加价值，吸引各类投资人参与其中。集中式市场央企国企领衔扩张：大力发展可再生能源对降低中国对进口能源依赖、保证中国能源、经济安全具有重要意义。国企及及国企合作开发项目、提供光伏电站运营服务的方式活跃在电站开发市场。分布式光伏得到广泛认可：除了传统的集中式电站，过去3年间，分布式光伏也在受到投资人的瞩目，但与集中式不同，更多的民企、跨国企业投资者参与其中。在加油站、物流园区、工业园区等相对“集中”的分布式场景中，民企与跨国企业是积极的参与者。此类光伏电站投资规模小、操作空间大大，具有更好的流动性和交易性；叠加余电上网收益与绿色附加价值构成了对投资人的核心吸引力。另一方面，“整县推进”带来的户用光伏市场则由民企、国企及央企共同主导。户用光伏更为分散，前期开发看重渠道，建成后运维能力成为重点。民企拥有灵活的渠道建设、项目开发能力，而国企及央企可为长达25年的运维过程兜底。在关系到乡村振兴、基础民生的户用光伏市场中，两者竞争协同，缺一不可。央企在可再生能源替代、深化电力体制改革的过程中担负着重要责任，保证了下游光伏装机规模稳定增长。此外，光伏电站前期投资较高，回收期长，但建成后为企业带来稳定的现金流，在上网电价、度电折旧费用相差不大的情况下，拥有更低财务成本的央企及地方国企成为市场主要玩家。前期依靠补贴盈利、以高债务融资抢占市场的民企在补贴退出后，逐渐开始出售电站资产以缓解债务压力，但仍存在部分民企通过与大型央企电池片及组件：新一代主流技术呼之欲出，市场格局或将迎来重塑作为光伏产业链核心，电池片组件赛道竞争激烈、技术迭代迅速，在上游供应链投资中最为活跃。针对电池片、组件的投资占光伏上游供应链总投资额的近50%。无论是技术研发、投产、扩产、优化，每个环节都需要不断融资以加速落地、抢占市场，因而电池片环节吸引着财务投资人和产业资本持续关注和积极布局。电池片制造行业头部企业：TOPCon与现有PERC(钝化发射极和背面太阳能电池)产线存在一定兼容性，可延长现有设备寿命，目前成为传统大型电池厂商的首选落地量产方向，但现有龙头企业对多条技术路线 (HJT、IBC、钙钛矿叠层太阳能电池)均有布局。投融资活动主要表现为通过股权投资或合资建厂的方式参与到新兴技术产业化过程当中。财务投资人(PE/VC)：PE/VC是电池片产业链投资的重要参与者，2021年投资数量占比超过50%。投资对象除传统电池片厂商以外，还包括下游组件厂商、光伏玻璃制造商，以及积极向新能源转型的传统电力市场玩家，均试图在新一轮技术变革中赢得先发优势。工艺路线以HJT为主。HJT工艺步骤简化，降本潜力大，理论效率极限更高，不依赖传统生产技术储备，成为行业新兴玩家积极押注的新技术，有望实现弯道超车，为投资人带来超额收益。篇14核心设备：技术变革带来更新迭代，产能扩张维持快速增长光伏设备行业包含硅料、硅片、电池片等环节生产设备，该领域交易数量持续高增。由于光伏多个环节竞争加剧、技术迅速变革，频繁更换更为先进的设备成为现有厂商为维持自身竞争力并提升市场份额重要手段，光伏设备的更新周期出现比较明显的缩短，从而带动了光伏设备厂商的业绩增强，获得投资人关注。硅料、硅片环节：过去几年，硅片的大尺寸化、薄型化趋势明显。碳基复合材料热场凭借性能、成本上的优势将逐步替代传统石墨热场，2020年之前的单晶炉和切片机无法应用于210尺寸大硅片，需进行技术改造或更新。此外，具有更低生产成本、更优生产工艺的颗粒硅产品品质不断提高，随供给增加将进一步降低硅料成本，相关设备迎来投资机会。代带来设备更新需求。短期内TOPCon工 (LPCVD/PECVD)，以及HJT工艺非晶硅镀膜、TCO镀膜设备，组件端随串焊机等设备更新换代需求上升。辅材等产业链细分环节技术不断深化，聚焦新应用领域技术变革以及核心原材料、配件国产化逆变器、浆料、胶膜等环节行业集中度、国产化比例均较高，但其上游环节或部分核心部件仍有较高的进口依赖，比如逆变器核心元件IGBT(绝缘栅双极型晶体管)、银浆原料银粉及HJT所用低温银浆、胶膜原料光伏级EVA树脂等。为进一步降低产业链成本、保证供应链安全，以实现全产业链国产化为目标，产业投资人加大该领域投资力度。此外，光伏储能的加速渗透、双面双玻的占有率提升也给逆变器、胶膜、光伏玻璃领域带来投资人的关注。展望未来，在碳中和大背景下，随着政策加持和资本赋能，光伏产业中长期需求高增长趋势确定。纵观光伏行业过去数十年的发展，通过技术进步与规模效应降低度电成本始终是行业增长的核心驱动力。在上游制造端，光伏行业正在酝酿以新型电池技术为代表的新一轮技术周期，随着技术变革加速，更新周期缩短，竞争日益激烈，与其相关的技术革新也将成为下一阶段光伏产业链投资的风向标。在下游应用端，随着“平价上网”的实现，以及围绕着分布式光伏涌现出的新型商业模式逐步推广，终端电站基础设施的投资也将持续火热。篇1622由于全球能源危机、国际形势的不稳，石油、电力、天然气价格飙升。鉴于此，以西方国家为代表的“减碳主力军”正放慢低碳能源转型的脚步，并重启燃煤等传统能源的使用。全球能源转型遭遇前所未有的严峻挑战，全球碳排放量也达到了363亿吨的新高度。尽管能源危机不可避免地给世界经济带来重大损失，也导致各国在短期内采取一些临时应急措施来应对危机，但从中长期角度看，破解能源危机的关键仍然是可再生能源对石化能源的替代。这也从中国、欧盟及美国等主要世界经济体近期出台的一系列低碳转型政策和可再生能源发展目标中得到印证。随着技术革新，发电成本不断降低的风、光电站是加快可再生能源发展的重要支撑。至2030年，中国风、光装机将达到1200GW以上，催生出万亿级别的投资赛道。分布式光伏受到企业及投资方青睐普华永道发布的《2021年中国能源行业并购交易趋势》及《新能源投资风向标系列之光伏产业投资机会》等报告中指出，2021年中国能源行业并购交易持续活跃，交易笔数803笔，交易金额达到4,029亿元人民币。其中以光伏为代表的基础设施投资持续增长，并占据新能源领域投资的半壁江山。而具有生产消费一体化特点的分布式光伏在双碳目标的引领以及整县推进、分时电价、绿电交易等政策推动下，催生出诸如“光伏+工业或建筑或物流”、“光储充”一体化等多元化的商业模式，满足了用能方绿电需求，降低其整体产业链的碳排放量，也降低企业的用能成本。同时，余电可上网销售，叠加CCER(国家核证自愿减排量)或绿证等绿色权益变现及碳税的影响等，为用能企业或投资方带来额外的经济收益，不仅受到在转型中的传统能源企业的青睐，也受到制造、化工、物流、建筑等跨界企业的追捧。图图52019-2021年新能源并购交易产业链占比(按披露交易金额，人民币亿元)8%)3%) 2%)1及设备制造他%)%)90标––光储篇18方国企是市场主要玩家•民企在补贴退出后，逐渐开始出售电站资产以缓解债务压力，但仍存过与大型央国企合作开发项目、提供电站运营服务的方中式电站市场和交易性；叠加余电上网收益与绿色附加价值构成了对投资人的核心吸引力图62021年新能源基础设施投资(按发电方式，交易数量)9%202022年上半年，光伏电站领域披露交易共84笔，交易金额342亿元，占光伏电•在风电、水电等“传统”新能源之外，充电桩、加氢站等新兴新能源电注：综合发电指包括一种以上发电类型的混合资产包，其中大部分仍以风电+光伏为主在光伏投资持续火热的大环境下，普华永道在近期举办了“双碳”新局面，多元化探索新能源转型中的光伏投资机遇与挑战”的线上研讨会。进一步围绕光伏投资的机遇、挑战及技术革新等话题展开深入剖析。会上，来自电力系统、跨国能源企业、光伏行业、金融机构的嘉宾们相继分享了在各自领域中的真知灼见，也表达出对光伏资产投资持续看好的一致观点，并对国内光伏投资的健康发展建言献策。篇20光伏资产投资的价值及机遇普华永道举办了研讨会聚焦光伏资产投资。在研讨会上，来自电力系统和光伏行业的嘉宾共同表示，以光伏为代表的新能源基础设施投资是实现我国双碳目标的重要途径，也是各企业实现低碳转型的重要手段；光伏电站投资不仅有利于快速降低企业自身及整体供应链的碳排放量，同时能够获得政府、金融机构及投资人所提供的税收优惠、绿色金融、ESG投资等方面的定向激励，是企业展现社会责任、践行低碳承诺的利器，同时随着其绿色环境溢价的显现，也有利于企业整体的估值。在细分领域方面，来自跨国能源企业及光伏行业的嘉宾指出，能源企业、跨界企业在寻求低碳转型过程中，更加关注分布式光伏电站的投资价值。一方面，分布式光伏资产投资有利于其锁定长期的绿电需求，另一方面，分布光伏电站投资前期开发手续便捷、建设周期短、投资门槛低、商业模式成熟、收益渠道多元、整体收益率更高，是市场化程度高、兼具经济性以及绿色属性的优质资产。根据普华永道观察，随着光伏技术的革新及成本的不断下降，光伏电站已实现平价上网，叠加不断深化的市场化改革，其现金流的稳定性和可预测性正日趋改善，投资价值不断获得资本市场认可，交易模式也日趋成熟。光伏资产的类固收属性、良好的流通性以及绿色价值，使其受到越来越多的投资人及跨界企业关注。展望未来，随着技术革新，更高效率、轻质化及柔性组件的生产，将不断拓宽光伏在建筑一体化屋顶、玻璃幕墙等场景的应用，此外以虚拟电厂为代表的模式创新，也将为分布式光伏电站带来更广阔的发展机遇和投资空间。光伏投资面临的挑战及多元化尽管以分布式光伏电站为代表的新能源基础设施投资机遇众多，但也存在诸多挑战。来自金融机构的嘉宾指出，在融资过程中，金融机构在识别分布式光伏电站资产质量和资产自偿能力方面依然存在难点。另一方面，根据参会企业的现场互动结果显示，投资过程中存在经济性、安全性、运维、资金来源等多方面的投融资难点，将对项目安全开发和平稳运营造成潜在风险。普华永道中国能源、基础设施及矿业并购交易主管合伙人翟黎明及交易战略与运营合伙人邹驰骋进一步总结指出：面向不同类型的参与方，分布式光伏投资的核心诉求和关键痛点呈现出差异化的特点。对用能企业、能源企业及新能源设备组件商而言，绿电需求和资产配置是其核心诉求，投资的可行性及安全性、系统方案合理性以及工程质量可靠性是其关键痛点；对银行、融资租赁等债权投资人而言，稳健收益和风险把控是其核心诉求，项目合规性、资产自偿能力以及抵押品价值变现能力的评估是其关键痛点；对于基础设施投资基金、产业基金等股权投资人而言，项目价值和投资策略是其核心诉求，项目经济性、合规性、融资方案合理性以及资产运营稳定性是其关键痛点。针对上述不同参与方的诉求与痛点，普华永道推出了“NEI(NewEnergyInfrastructure)”新能源基础设施投融资咨询服务，以客户为导向，并创新性地将新能源投资中具有重要价值的技术咨询服务融入到传统的商业、财税、法律咨询服务，形成一体化、综合性的咨询服务。助力企业在交易的全生命周期中发现投资机会、平衡投资风险与价值杠杆、降低交易不确定性、增加投后的价值协同。博观约取、铸就斐然，普华永道将以“NEI”新能源基础设施投融资咨询服务助力企业投资履践至远。向标––光储篇篇2233向标––光储篇随着光伏技术的革新及成本的不断下降，光伏电站已实现平价上网，叠加不断深化的市场化改革，其现金流的稳定性和可预测性正日趋改善，投资价值不断获得资本市场认可，交易模式也日趋成熟。光伏资产的类固收属性、良好的流通性以及绿色价值，使其受到越来越多的投资人及跨界企业关注。尽管以分布式光伏电站为代表的新能源基础设施投资机遇众多，但也存在诸多挑战。在光伏项目开发与交易过程中，所有利益相关者都需要在整个项目生命周期中识别潜在的法律、技术和经济风险，并需要对这些风险进行定量和定性评估、管理和控制。各方通常根据自己的侧重，采用专业的风险识别方法或聘请专业机构，在各阶段中进行自己所关注问题的风险识别，并对识别出的风险进行详细分析，评估出其对于资产长期运行与收益的影响，针对不同的风险来源与影响程出相应的风险管理意见与控制措施。确定的风险检查清单/期初始风险确定的风险确确定的风险检查清单/期初始风险确定的风险确定的风险剩余风险营利性构“基础设施效率”EPC“可投资性”“可融资性”司“可保险性”主员商件来源：Solarbankability图8光伏项目风险管理的潜在计划确确定的风险未识别风险(缺口)来源：Solarbankability光储篇24/设计/施工阶段段N服务质保(材料和工艺)证险债权人违约风险(融资/设计/施工阶段段N服务质保(材料和工艺)证险债权人违约风险(融资EPC/安装人员服务质保(材料和工艺)造商役及处置产品质保(材料和工艺)险险保险(业主/运营商)险险债权人违约风险(融资图9光伏项目风险转移的潜在计划来源：Solarbankability向标––光储篇纳情况与设计性能偏差缺陷与故障导致电站缺陷电站可利用率开裂板材锈蚀增加OPEX难与OPEX增加安全风险导致意外支出发电量风险与管理在各个阶段中，大部分的风险都有的共性特点就是在项目初期开发阶段直至正式运营阶段，其风险的可控等级逐步降低，风险等级也会相应增高。例如，在初期可行性研究时，对于财务模型的入参进行仔细调研与各项成本与预算的控制，可在初期初步判断项目的回收期与收益率，若不在初期采取相应措施，在实际建设期间则将面临投资成本(CAPEX)变高，影响财务模型的风险；或者到项目运营阶段发现用能方实际消纳能力不达预期的风险，而类似情况的风险已经无法控制，只能想办法将其转移给其他利益相关者。各方需要平衡各阶段对于风险管理的投入与后续对风险承担的能力，对于项目在开发与交易时做好相应的风险管理方案。下表列举了部分的风险与相应阶段的部分管理措施。分布式光分布式光伏电站收益的风险与影响因素项目阶段风险等级可控等级风险管理措施(部分列举)(部分列举)••••••••••••••询评估权评估资本性质以及成本结构资本性质以及成本结构型的准确性CAPEX运成本(OPEX)以成本(LCOE)的测算准确性中高电分析性测算作方资信评估/尽职调查方案评估…高高评估书审核型复核性核算…高中量检查……•建成光伏电站综合尽调服务运营中低•关键设备性能检查•年度系统质量检查…光储篇26分布式光伏电站各阶段风险管理光伏资产开发阶段在分布式光伏电站的开发阶段，国家与地区层面的政策变化和调整会对项目的开发带来决策性的影响：有风险，例如较多省份针对可再生能源配置储能的比例有要求，项目的收益空间受到影响，对于分布式光伏项目与光伏建筑一体化(BIPV)项目的补贴不断降低；也有机遇，如跨省跨区资源市场化配置、绿色电力交易、碳排放权交易、分时电价政策等进一步促进了分布式光伏电站的发展。在项目开发的阶段需要对市场情况进行关注。关键设备的采购价格受技术发展、上游供应链与大宗商品交易价格的影响。例如2022年硅料价格的持续波动上涨，直接影响光伏组件的价格与交货，对于项目财务模型的建立与整体开发进度产生影响。此外，项目地情况的前期勘查与综合尽调也很重要。其间会发现潜在风险，诸如项目地实际光照情况是否与初步测算相符，是否会有阴影遮挡或受到周边其他环境与规划的影响；项目房屋与屋顶的产权情况实际如何；屋顶的结构设计与实际维护情况是否会有隐患或者需要增加额外的维修加固成本；项目初步设计与屋顶的匹配性与合理性。对于项目的用电方也需要包括在综合尽调的范围中，调查用电企业的资信与运营可持续性，电量的消纳情况，潜在的生产安全影响，对于电站施工与后期运维的接受度等等。这些风险需要项目开发早期阶段做好尽职调查，以避免后续例如施工受阻、用电消纳、电费收缴困难等收益风险。向标––光储篇光储篇28开发商或业主对项目本身的财务模型与决策标准也需要在前期进行充分的评估，包括确认融资背景、初始投资的资本性质以及成本结构、投资成本(CAPEX)、营运成本 (OPEX)以及度电成本(LCOE)的测算准确性、出资方的出资占比、股权的分配、利率浮动、内部收益率(IRR)的门槛设定等等问题。另外，还有项目的风控管理，例如在特设项目公司(SPV)的管理模式下，需要确认资金管控风险，对于拖欠工程款、银行到款延误、成本超出预算、延期支付等带来工程进度的影响以及投资方突然撤资等情况，需要做好预案或者规避。各方在签订能源管理合同(EMC)时需要关注合同条款中是否存在未澄清的事宜，例如涉及屋面维护维修更换的权责界定等问题，减少后期遇到相关问题时的沟通与争议。对于项目决策本身也需要考虑包括内部收益率(IRR)门槛的设定，时效性对于项目执行的影响、风险控制措施是否有在决策时充分有效发挥等等。光伏资产设计阶段设计阶段通常是指在项目已确认立项与主体的股权结构、资金来源，需要对项目进行细化的设计，根据最终实际的成本与设备参数对财务模型进行复核。在设计方案落实后，项目才能正式开展采购设备与建设施工。这个阶段首先需要择定各合作方，包括总包方、设备供应商、出资方(银行、融资租赁机构等)以及入股参与SPV管理的各方的选择、技术支持单位、运维企业的选择等。一般来说，在项目初步方案确定后，开发商或业主就会引入总包方(EPC)进行工程设计的细化。这一步对于项目的成功与否至关重要，EPC可以说是设计与后期建设期间，对投资风险不确定性的影响最大的相关方，直接影响了项目的施工质量和投资收益。在合作前，业主与投资方需要了解EPC的公司规模、资质与资信、既往项目情况与违约情况、财务状况等等。另外在对于关键设备的供应商选择上，也建议业主与投资方多做关注，以减少因产能、质量与售后问题导致的额外风险。关于设备供应商的择定，可以关注其产能产量、产品技术路线、市场占有率、售后服务与条款、财报与合规等企业背景信息。在协商采购协议时，也应该对于其关键部分，例如技术要求、质量控制、交货时间、产品性能保障、违约赔偿、售后服务等方面做具体的审阅与协商，做好风险管理，并通过一定约束使供应商交付出符合预期的设备。在总包的设计单位进行设计细化的时候，最终的设计往往会给初期的项目财务模型带来影响与相当大的不确定性，因此基于发电量预测结果建立的财务模型的准确性以及投资收益测算的复核相当重要。气候不确定性辐照量的定量总辐照度转换为阵列平面仿真模型模型入参模型入参不确定度范围来源：Solarbankability资源系统设计时是否有考虑电气设备之间的兼容性，接地防雷系统与线缆敷设的设计是否合理且符合标准，电站的结构设计是否符合法规、保险公司(如FMGlobal)、业主与物业等各相关方的要求，并网配套设备是否符合电网等。电站设计若未全面考虑充分，也容易为后期的运维造成困难，比如未预留充分的运维通道造成运维困难、未计划配备监控系统造成故障诊断和识别不力的等问题。最终的设计对于财务模型的收益、回收周期等有关键影响。如关键设备如光伏组件的选型时，应确认各项参数是否与发电量预测时的参数相符，尤其是在功率衰减、不同温度与辐照度下的性能、不同入射角的性能输出等。现有产品的技术路线也在不断更新，新的技术在可能会缺乏长期安全可靠性与性能稳定性的验证，这方面的风险需要咨询专业的技术专家或者审阅相应的验证测试结果。向标––光储篇光储篇30光伏资产建设阶段在分布式光伏电站建设阶段，建材与设备入场，施工人员进行相应的屋顶加固、支架基础安装、设备安装等工作。在此阶段中，比较大的风险来源于以下几点。一个是设备实际的质量。尽管前期对于关键设备的采购技术协议中多加约束，在实际生产阶段仍需要对质量进行一定管控。在既往项目中，普华永道在对业内人士访谈后发现，光伏组件产品质量在实际项目中参差不齐，例如在生产期间发现不合规原材料使用、产品设计本身未经认证、生产时的品控管理未充分实施、产品实际性能不达标或者出现电致发光才可发现的缺陷等等。部分的产品缺陷可以通过产品质保进行规避，但也会造成后期的额外成本。因此最好的方法还是能在项目初期进行风险的规避。另外，光伏组件在运输、装卸、吊装、搬运、安装的过程中，也非常容易受到额外的损伤。尤其是分布式电站有时由于场地的限制，会有一定的安装难度。因此对于安装人员的培训与管理，以及安装后的验收要求十分重要。对于不同阶段造成的缺陷需要在第一时间明确责任，并按照约定的质保或者技术条款进行补救或者赔偿，对于无法补救且无安全风险的缺陷，需要在后期运维时格外关注。此外，施工质量风险还包括土建安装工程质量缺陷，如支架基础不符合设计要求、混凝土配重不够、混凝土质量不满足对应标号要求、安装夹具不符合设计或现场施工条件等，以及地系统布置不符合图纸设计要求、线缆敷设、桥架盖板走线布线等不符合设计和施工要求等。在光伏电站建设过程中，项目经理需要谨慎把控项目的进度和成本，避免项目进度拖延导致延迟并网、项目超预算、项目节点款项支付不及时造成工期延误等问题造成的损失。另外对于所有关键节点都应给制定相应的验收程序，验收测试和检查程序不完整会导致设备运行缺陷不能被及时识别。在验收时还应为后期运维做准备，比如预留适当的备品备件，以此避免后期运维过程中电站的可利用率下降的问题。验收移交时，完备的项目资料可以避免后期质保维权困难，或者运维商服务的困难。标––光储篇光伏资产运营阶段普华永道通过专家访谈与行业调查观察到，对于已建成在运营阶段的光伏电站有常见下列缺陷与问题，在对已建电站进行交易时应该尤为关注。设备相关的问题主要表现在发电量低、光伏组件性能衰减大、设备故障率高等所导致的电费收益不达预期。针对发电量应该建立相应的监控跟踪、设立KPI，并在发现问题时及时进行专业评估与检测，排查问题来提升发电量。光伏组件其他的问题，例如隐裂以及热斑，电势诱导衰减(PID)等状况，也会影响发电量。在EPC质保期与产品性能质保期可以通过双方认可的第三方实验室测试手段对具体的光伏发电性能衰减量进行判定，若偏离厂商质保的线性衰减值，可进行相应索赔。逆变器的常见故障包括通讯问题、风机故障、防雷器失效等。对于其他设备的技术协议也进行一定审阅，以保障在出现问题时供应商提供约定服务进行售后保障。在财务与政策合规方面，需关注电站所在地区包括电价补贴发放、税收优惠政策调整、限电情况、市政规划如拆迁、或者业主造成的连带风险、电价波动、电费收缴、运维实际支出、用电方实际消纳比例、电网考核情况等，对财务模型影响较大的风险，这些都应该纳入电站交易综合尽调的考量之中。另外，如开发与设计阶段一样，应深入了解电站所在地的环境影响并将风险纳入财务模型中，如光照资源的波动以及原有发电量评估所使用气象数据的准确性、气候的异常变化(例如台风、暴雪、沙尘、冰雹等带来的直接影响以及间接的可利用率影响)、周围环境变化(如屋顶锈蚀、加装设备遮挡、周围工厂污染)带来的发电量影响与额外的运维成本等。在项目交易时，还应关注合作方风险并进行相应调查评估。业主与用电方对于电站风险与运维活动的接受程度，例如并网电压不符合电网电能质量的要求而被电网公司进行停电处理进而影响了用电企业的生产而造成争议和矛盾，从而影响了电费的收缴工作。业主在电站25至35年的运营期中是否会出现主体变更而导致EMC重新议价更新、经营变化导致用电消纳比例变动等。在确定收购一个已建电站以后，新的业主需要对于运维服务提供商进行考核。包括运维企业及人员资质与服务能力、管理体系与质量保障措施、软硬件配备、考核绩效管理、客户服务与合同履约等方面。围绕光伏电站的运营，安全风险是首要的考量。安全是一切工作的前提，做好日常的安全管理，完善设备的运行维护要求等是可以进一步管控安全风险的有效措施。电站自身的安防设施布置(门禁、围栏、安全标示、监控设备、消防设施等)，设备的运行故障或异常气候都会带来电站的安全风险。运维人员的不当操作也会造成人员伤亡以及电站财产安全等问题。需要建立完善的安全培训制度，强化运维人员安全意识，实施有效的安全演练和考核等。Infrastructure)”新能源基础设施投融资咨询服务，以客户为导向，并创新性地将新能源投资中具有重要价值的技术咨询服务融入到传统的商业、财税、法律咨询服务，形成一体化、综合性的咨询服务。针对投资分布式光伏在不同阶段的风险，我们的服务覆盖项目初期规划至建成运营，为屋顶资源高效开发、项目高质量落地、平稳安全运营等阶段性目标的达成保驾护航。光储篇3244标––光储篇我国新能源(特别是风电、光伏)资源禀赋丰厚，且技术迭代不断推升成本经济性，带来了新能源装机占比的不断攀升。然而，当前电网接纳新能源的能力已经成为制约风、光等可再生能源发展的瓶颈。为适应新能源出力的间歇性与波动性特征，构建以新能源为主体的新型电力系统，将从根本上改变以化石能源为主的发展现状，是我国实现碳中随着电力系统消费侧的一系列市场化改革政策逐步落地，用能企业积极、深度参与消费侧的市场化举措，在满足自身用能需求、节约用能成本、取得绿色权益的同时，还可以助力构建新型电力系统。一方面，集成用能企业“源-网-荷-储”终端系统，实现源、网、荷、储间协调互动，可以提升用电可靠性与稳定性；另一方面，发挥企业自身的负荷调节能力，对电网更加友好，利于消纳可再生能源电力，最终助力碳中和目标的实现。普华永道站在用能企业的立场，融合自身对新能源行业的研究与理解，通过系列专题文章帮助用能企业提升绿色意识，了解和熟悉相关的热门话题，有利于用能企业以多元化的方式深度参与共建新型电力系统。普华永道致力于帮助企业深度洞察绿色低碳转型的实现路径，为企业获取绿色能源提供一体化解决方案。根据中电联统计数据，2022年1-8月份，全国省内绿电交易规模快速增长，交易量达到113.4亿千瓦时。钢铁、IDC(数据中心)等高耗能行业的头部企业、大型央国企、跨国企业在绿电采购中持续保持活跃。以国内某领先钢铁企业为例，其在2022年上半年已购16.3%。绿电电力作为企业获得绿色权益的方式之一，正在获得规模化的应用。制约交易与面业的，快光储篇34绿电交易的发展现状近年来，全国市场化交易电量占全社会用电量比例稳步攀升，已经从2017年的26%提升的46%。“绿电交易”是在现有中长期电力市场化交易框架下，独立设立的交易产品，由用电企业与发电企业通过PPA协议(购售电协议)的方式直接开展绿色电力交易，完成绿电交易的同时，用电企业将同步获得对应绿证，实现绿色证明和交易电量的“证电合一”。目前，可认证绿电的电站类别主要为陆上集中式风电和光伏项目，未来将逐步扩大到水电等其他可再生能源。整体上，中国的绿电交易市场处于建设初期，图图102017-2022年7月中国电力市场化交易电量占总用电量比例656%2%%210市场交易占总用电量比例省内交易省间交易数据来源：中国电力企业联合会7890143标––光储篇22021年8月，国家发改委、能源局正式批复了两网公司制定的《绿色电力交易试点工作方案》。随后，全国绿色电力交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体，以线上+线下方式完成了首批79.35亿千瓦时绿电交易，成交价格较当地电力中长期交易价格高0.03~0.05元/千瓦时。伴随着全国绿电交易市场开市，2022年上半年，北京、广州均发布了绿色电力交易实施细则。两份细则在主体内容上基本相似，均优先组织无补贴的新能源电量参与交易，鼓励有补贴项目自愿参与。值得一提的是，针对分布式新能源，北京地区交易细则提出了“可通过聚合的方式参与绿色电力交易”，进一步扩大了绿电交易范围。随着全国绿色电力交易试点范围扩大，各省陆续以绿电专场等形式组织不定期交易。2022年1-7月，全国绿电交易达到96亿千瓦时，总体成交规模仍较小且以省内交易为主，不足以在全国范围内形成常态化交易。图图112017-2022年7月中国电力市场化交易电量占总用电量比例易数据来源：中国电力企业联合会光储篇36绿电交易的未来趋势绿电交易将充分反应绿电在不同时间维度上的供需与成本原则上，绿电交易价格应分别明确“电能量价格”与“绿色环境溢价”，分别体现生产运营成本与环境权益价值。由于风光等新能源发电具备随机性、波动性、间歇性的特点，随着新能源发电占比提升，对电力系统的实时平衡提出了更高的要求。交易周期也将呈现更加多元的趋势，除了“以年(多年)、月(多月)、月内(旬、周)等为周期”，为促进电网平衡，未来也会出现分时段或带电力曲线的电力交易模式，并与电力现货市场价格形成动态平衡，以反映不同时段的供需关系，同时也为绿电供需匹配带来了更高的质量要求。绿电的环境溢价支撑力度增强，常态化交易或成为大趋势一方面，相较于证电分离的绿证交易，绿电交易具有可追溯性，即绿电交易可以关联到具备绿色属性的新能源电站，有效保障绿电权益的唯一性，推动绿电交易“证电合一”成为主要的绿色环境溢价机制之一。另一方面，随着全国碳市场正式运行、能耗双控制度进一步完善、欧盟碳关税出台以及ESG监管强化的影响，国内外重视ESG责任的企业、承诺碳中和目标的行业龙头企业、大型国有企业、跨国企业(如RE100会员企业1)及出口导向型企业成为使用绿电减少碳排的主要用户，进一步激活了国内绿电交易市场。伴随着绿电需求的可持续性、高确定性提升，绿电刚需的目标市场逐步开始显现，绿电环境溢价的支撑性增强。目前，以广东、江苏及浙江为代表的发达省份已经逐步展开常态化绿电交易。标––光储篇光储篇38当前绿电交易面临的挑战在东部用能旺盛的省份，积极参加绿电交易的平价新能源从项目类型上看，带补贴项目参与绿电交易需退出国家新能源补贴，目前发电企业仍以平价项目参与绿电交易为主，即2021年及以后的平价项目，较短的时间区间致使当前积极申请绿电交易的可再生能源装机量有限。从项目分布上看，东部发达省份的平价新能源装机规模小，省内绿电供应不足，绿电缺口需要电网公司从省外调配交易。大规模绿电需求暂未形成，绿电溢价的转嫁成交量有限尽管2022年以来，绿电交易量有大幅上升的整体趋势，但成交规模仍较小，今年1-7月绿电累积交易量不到100亿千瓦时，仅占市场交易电量的0.3%，且以省内交易为主。当前绿电机制系自愿市场化交易，为有意愿采购绿电的企业提供采购机制，帮助企业履行ESG责任，实现绿色发展。2022年1月，国部门发布《促进绿色消费实施方案》，明确提出，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。但由于绿电消费观念尚未完全深入人心，同时，政府考核、激励与监管机制尚未形成，不足以促进企业形成规模化绿电采购需求，绿电的实际需求量相对有限。绿电跨省跨区电力交易尚缺乏常态化交易基础尽管跨省跨区电力市场交易平台已经建立，但在中长期电力直接交易市场中，仍以省内直接交易为主，省间直接交易占比仅2%，省间绿电的直接交易案例不多且规模有限。一方面是因为绿电交易试点省份的交易规则存在差异化、交易手续相对繁琐、交易主体众多、跨省供需匹配困难等因素影响，加大了市场主体参与交易的难度；另一方面，对于用能企业而言，跨省绿电交易较高的电网通道费也导致交易成本增加，一定程度上削减了跨省绿电交易需求。在进一步推动双碳目标的背景下，越来越多的企业开始布局可再生能源电力，通过投资、采购可再生能源电力来实现其绿色可持续的发展战略。随着十四五期间，风、光发电量总体目标确立，电力市场化机制的改革深化和不断完善，绿电市场化交易将逐步成为规模化常态机制，并成为提升可再生能源消费需求的有效机制。但同时绿电市场整体仍存在着一定阻碍，即绿电的区域供需市场不均衡、省间交易机制有待完善、规模化绿电需求尚未完全释放等。随着一系列鼓励企业使用绿色电力、畅通绿电采购渠道、提升绿电在整体能源消耗占比等实施细则出台，绿电交易的刚需场景将会逐步清晰，并成为电力市场化交易的主要产品之一。作为用能企业获取绿色能源的优质合作伙伴，普华永道深度洞察绿电交易等各类提升企业绿色能源比例的路径，同时能够立足用能企业视角，提供务实全面、从整体规划至落地实施的“绿色能源一体化解决方案”，帮助企业获得安全、稳定和具备经济性的绿色能源，助力企业参与新型电力系统的构建，实现能源脱碳及减碳目标。标––光储篇篇4055投资风向标––光储篇“双碳”目标下，可再生能源装机量节节攀升，以新能源为主体，以“源-网-荷-储”与多能互补为特征的新型电力系统应运而生，以储能为代表的灵活性电力资源在发电侧、电网侧、用户侧均有广阔的落地前景。2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。在政策指引之下，储能产业越来越受到市场和投资机构的关注，这其中电化学储能因其产业链成熟、部署灵活等特性，增长前景和投资机会最被市场和投资机构看好。普华永道研究发现，近三年储能产业投融资活跃度持续增加，2021年储能行业并购交易数量和金额皆创历史新高，分别达到63笔和173亿元人民币。但仍需客观冷静地看待储能行业仍存在发电侧、电网侧盈利模式不明确、用户侧盈利模式单一、供应链材料端涨价等问题。案例同细资机篇42储能发展现状与趋势储能将成为新型电力系统的第四大基本要素，推动整个电力系统从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化。储能行业的发展受到多种因素的推动，其中包括大规模可再生能源的接入并网；储能成本尤其是电池成本在过去十年间不断下降；电力体制改革，包括电价机制的不断完善和辅助服务市场的兴起。储能形式多样，抽水蓄能和电化学储能发展领先。截至2021年底，国内储能累计装机中，抽水蓄能装机依然占据主力位置，占比超过90%；但近年来，以锂离子电池为核心的电化学储能系统在新增储能装机中占主要地位，主要得益于逐渐下降的成本和其灵活的调节能力。当前储能产业整体处于快速发展期，但在各领域仍面临一定挑战。目前储能仍存在盈利模式单一、盈利性不足的问题。主要盈利模式为用户侧峰谷价差的套利，在发电侧和电网侧配置储能仍较难盈利。要解决发电侧和电网侧的配置储能暂不具备盈利性，和用户侧配置储能盈利性有待提升等问题，总体而言需依靠政策的不断放开，以及市场交易机制的成熟。参考海外储能市场，一些储能企业在社区微电网、虚拟电厂等领域已形成一定的规模，让参与的用户不仅可获取本地峰谷价差的收益，更是能参与到与电网交互的虚拟电厂中，获取更多的收益。国内政策的不断放开，具体有以下两个方向：一是扩大储能的盈利途径，如有偿参与电力辅助市场、虚拟电厂等；二是让储能在现有途径下赢得更多的回报，如进一步拉开用户侧工商业的电价差。未来储能盈利性的问题相信将有望逐步好转。锂离子电化学储能生产成本在过去一年里涨幅较大，主要源于电池上游原材料的涨价，电池作为锂离子储能的核心，占据约60%的成本，磷酸铁锂电池作为储能场景下较为合适的电池类型，其原材料碳酸锂在过去一年里从单价5万元人民币/吨，最高上涨至超过50万元人民币/吨，尽管存在主客观及偶然因素，但电池上游原材料成本上涨对储能发展的影响不可忽视。当前储能产业整体处于快速发展期，但在各领域仍面临一储能顶层规划落地，国家和地方政府层储能的发展得到了国家顶层能源战略的支持，2021年3月国家发改委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，指出“到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段。到2030年，新型储能全面市场化发展。”《实施方案》进一步细化发电侧、电网侧、用户侧各类应用场景发展模式。如配储项目优先并网、建立电网侧独立储能电站容量电价机制，落实分时电价政策、拉大峰谷价差、增加用户侧储能收益渠道等相关具体落实措施。在国家顶层战略的支持下，相关部委和地方政府也相继出台了一百多项的政策和细则鼓励储能的建设和发展。储能整体发展依托于可再生能源发电的比例增加，市场规模空间较大，中期内可再生能源发电量占比的增加，使得储能成为刚需，整体潜在需求有望在3年左右增长至6000亿元人民币市场规模。图图12储能产业规模(人民币亿元)0+0委，普华永道分析15投资风向标––光储篇~x%：系统成本占比~x%：系统成本占比图13电化学储能产业链主要包括上游设备厂商、中游系统集成及安装、下游应用场景(下图及部分信息参考清新资本分析)。储能安装储储能变流器(PCS)电电池管理系统(BMS)能量管理系统(能量管理系统(EMS)等其他统运维储系统集成运营能系统委，普华永道分析篇44投资风向标––光储篇上游部件：电池作为储能设备的核心，最受市场的关注。储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)上的竞争，主要体现在转换效率、电池管理、电网交互等作用上，将体现长期竞争力，有望孵化细分市场。当前阶段电池环节价值量最高，属于储能产业链核心环节；PCS环节成本占比不高但重要性较高，且有一定的壁垒，主要参与企业多为光伏逆变器企业，竞争格局稳定，单位价值量、单位利润均高于光伏逆变器；软件环节BMS和EMS目前还处于起步阶段，但是具有高毛利特点，远期来看，EMS对能耗的管理能力、及BMS对电池健康度的管理能力是区分储能系统优劣的关键，将体现长期竞争力，有望孵化细分市场。中游集成：现阶段，掌握渠道和核心零部件话语权的储能系统集成商(以下简称“集成商”)将占据一定优势，但未来的竞争不仅限于硬件的集成能力，更在于软件层面和长期运营能力的比拼。集成商作为起量最快的细分领域，在中游最受关注。掌握核心零部件话语权的集成商现阶段盈利能力较强；初显规模效应和具有渠道优势的集成商有利于抢占更高的市场份额。由于储能产业仍处于高速发展期，相关市场和政策仍在不断开放中，竞争格局也远未确定。在未来，集成商的核心壁垒不仅在于硬件的集成，更在于软件的算法、与电网的交互以及对下游应用的理解。下游应用：用户侧现阶段已具备投资价值，市场前景广大；发电侧和电网侧随着政策的