储能行业研究

储能行业研究一、国内大型储能招标超预期，需求增长有望拾级而上（一）国内新型储能招标量价齐升国内新型储能招标强劲，全年景气高增已成定局。根据我们对北极星储能网招标信息的不完全汇总，2021全年国内新型储能招标功率和容量达7.42GW、10.13GWh，其中2021下半年招标的功率和容量达到6.52GW、8.34GWh，在全年招标量中占87.87%、82.32%。下半年招标占比较高的主要原因，一是国内新型储能支持政策集中在2021年下半年出台，刺激招标起量；二是下半年为传统招标旺季，在风光大基地建设带动下需求高增。2022年1-8月国内储能招标功率和容量达13.82GW、27.70GWh，已达到去年全年的186.32%、273.45%，同比提升465.44%、496.17%。下半年作为招标旺季，有望带动需求进一步高增。特别地，消纳压力增大带动配储时长趋势性上行，2021年平均1.37小时，而2022年1-8月已达2.00小时。成本上涨、盈利机制创新及安全性要求提高，促使招标价格触底反弹。2020年以来，储能EPC中标价格先降后升。2020年1月至2021年11月，储能EPC月平均中标价格从2.15元/Wh下降至1.38元/Wh。主要原因在于，一是动力电池技术进步带动储能电池协同降本，二是自2021年下半年开始配储常作为新能源并网的前置条件，而届时储能盈利机制尚不明确，系统集成商多通过牺牲产品质量来压缩成本。2022年以来，在上游锂电材料价格大幅攀升、共享储能等商业模式推广应用、电网对新型储能安全性要求提升等多重因素作用下，储能系统和EPC中标价格均有所回升。目前储能系统报价在1.45元/Wh-1.65元/Wh左右；储能EPC报价因涉及不同的升压、接网、外送工程，价格差异较大，EPC均价范围在1.6元/Wh-2.5元/Wh之间，部分项目可能超3元/Wh。随着共享储能、独立储能等新兴模式的兴起，有望为储能构建起合理收益，储能利用率低、盈利能力差等困局有望逐步破除，行业有望迈入发展快车道。（二）新型储能规划规模逐级扩张国家规划“十四五”新型储能累计装机30GW以上，5年增长9倍以上。2021年7月，国家发改委、国家能源局在关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规〔2021〕1051号）提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。根据CNESA统计，2020年底中国新型储能累计装机仅3.3GW。与规划目标相比，十四五中国新型储能累计装机容量将增长约9倍。国网南网2030年新型储能装机规模或超140GW。2022年8月，国家电网董事长辛保安在求是杂志发文称，预计2030年国网经营区新型储能装机容量达到1亿千瓦（100GW），支持新型储能规模化应用。2021年5月，南方电网在南方电网公司建设新型电力系统行动方案(2021-2030年)白皮书中提出，“十四五”

期间推动新能源配套新型储能20GW。预计南网“十五五”新增新型储能不低于“十四五”规模，则2030年国网南网新型储能合计将超过140GW。各省新型储能规划规模进一步超预期，支撑“十四五”更高成长性。截止2022年8月，已有14个省市提出“十四五”新型储能发展规划，2025年累计装机目标合计达47.7GW，主要方向包括鼓励建设集中式共享储能、电网侧独立储能示范项目等。山西、甘肃、青海三省规划储能规模最大，2025年新型储能装机目标均达6GW。2021年以来，新型电力系统建设如火如荼。新型储能作为电力系统灵活性资源的重要组成部分，是实现高比例新能源消纳的有力支撑，其发展有望持续加速。（三）新型储能支持政策渐次铺开2021年以来，国家层面的新型储能支持政策加速出台。2021年7月，国家发改委、国家能源局在关于加快推动新型储能发展的指导意见提出，大力推进电源侧储能项目建设，积极推动电网侧储能合理化布局，积极支持用户侧储能多元化发展。2022年3月，“十四五”新型储能发展实施方案明确技术攻关、试点示范、规模应用、体制机制多方面举措，推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。2022年6月，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明确了新型储能的市场主体地位，优化市场、价格和运行机制，引导行业健康发展。多省积极开展储能商业模式创新，扩大储能盈利渠道，支撑新型储能规模化应用。山东、青海等省积极探索共享储能发展模式，着力解决新能源电站配建储能利用率低、经济性差等关键问题。河南明确提出200元/kWh·年新能源租赁储能容量标准价格，具有指导借鉴意义；山东由省级电力交易中心按月组织储能可租赁容量与需求容量租赁撮合交易，容量租赁费用根据国家电投研究院预测约350元/kW·年。电力市场化改革有望建立健全长期机制，为储能发展提供沃土。新型储能在电力市场中的主体地位业已确立，在电力现货市场、辅助服务市场中的参与度快速提升。在成本疏导方面，抽水蓄能已建立两部制电价机制，为新型储能成本疏导提供借鉴。在价格机制方面，对于独立储能，一是电力现货市场最高限价逐渐突破，扩大储能盈利空间。2022年8月，广东电力交易中心关于暂缓执行价格限制相关条款的通知提出，结合当前电力供需形势和一次能源价格水平，暂缓执行分类型设置现货电能量报价上限和二级价格限值条款，以此确保有效发现现货市场价格，调动发电企业发电积极性。二是在尚无电力现货市场地区，亦积极通过深度调峰辅助服务等市场为储能提供支持。2022年8月，河南省“十四五”新型储能实施方案的通知提出，调峰补偿费报价上限暂为0.3元/千瓦时，每年调用完全充放电次数原则上不低于350次，并研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。对于用户侧储能，受益于终端用户峰谷价差进一步拉大。2021年7月，国家发展改革委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，要求合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。（四）新型储能应用领域全面拓张源网侧储能占据主要份额，分布式微网和用户侧储能具备增长潜力。根据CESA统计，截至2021年末，中国电化学储能市场中新能源配储、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式微网、用户侧削峰填谷五类场景的装机功率及规模分别为1863.8MW/3649.2MWh、1574.5MW/2136.7MWh、1112.0MW/2252.4MWh、211.6MW/612.0MWh、403.7MW/2029.5MWh。从规模看，源网侧储能仍占据主导地位，主要得益于2018年起储能支持政策的相继出台，大型储能项目由试验阶段进入小规模应用阶段。从新增装机规模看，五类场景的装机规模分别为837.5MW、532.3MW、401.0MW、28.0MW、45.8MW，同比增长22.37%、0.17%、25.63%、273.33%、68.38%，分布式及微网和用户侧削峰填谷用储能得益于低基数保持快增长。储能在西部地区配套风光大基地建设为主，在东部地区以用户侧削峰填谷为主。分区域看，新能源配储主要聚焦于内蒙古、青海、甘肃、新疆等风光大基地所在省份，通常为发电集团自建或在省内租赁共享储能的容量，未来向着1500V高电压PCS和液冷系统集成方案方向发展。调峰调频等电力辅助服务领域储能因其主要由第三方投资，建设规模与地方配套政策的盈利机制密切相关，山东、山西、河南、河北等政策机制领先省份储能建设积极。分布式微网与用户侧峰谷价差则主要聚集于东部峰谷价差较大省份。二、政策驱动大储发展，关注三大热点环节2021年7月，国家发展改革委和国家能源局印发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（发改运行〔2021〕1138号），指出中国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，提出超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例、时长4小时以上配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。自此，全国多个省（市、区）纷纷提出新能源强制配储要求。新型储能高成长贯穿“十四五”周期。目前国内大型储能需求主要应用于新能源配储，考虑到“十四五”期间新能源的高速发展与新型储能机制的完善，独立储能、共享储能等新型储能商业模式日趋成熟，且各省份将配储或租赁相应储能容量作为新能源并网的前置条件，我们预计新增项目配储渗透率将快速提升，预计2022-2025年达到30%、50%、70%、90%。功率配比方面，各省政策要求配储比例为15%-25%，高比例逐渐成为趋势。展望未来，随着储能系统成本的下行与商业模式的日趋完善，存量项目有望纳入配储考核。综上，我们预计2022-2025年国内大型储能容量需求达6.4GW、14.0GW、24.7GW、42.4GW，对应12.7GWh、27.9GWh、54.3GWh、106.1GWh，新型储能高成长性将贯穿“十四五”周期。若充足配储，则新能源+储能在“十四五”尚难以实现平价。经测算，若按照20%、4小时配置储能，考虑光伏LCOE下降及储能EPC下降30%至1.4元/Wh，即使忽略充放电损耗、运维成本，2025年光伏+储能度电成本仍将达到0.393元，与全国平均燃煤标杆电价0.37元/kWh相比，仍难以实现平价。考虑到“十四五”新能源配储无法平价，加之中国终端电价当前可能无法明显上涨，故储能发展仍受成本问题牵制。在此背景下，应关注政策重点支持的热点领域和应用场景。（一）共享储能有望成为新能源配储主流模式（1）以租代建，共享储能改善多方经济效益新能源配储盈利机制不明确背景下，储能质量不高、利用率偏下的问题不容忽视。2021年以来，随着新能源并网提速，电网消纳压力骤增，各省相继出台新能源场站配套10%-20%功率、2小时时长的储能设施，并将配储作为新能源并网的前置条件，储能需求快速增长。然而，在电价机制与成本疏导机制尚未理清背景下，已建储能项目大多仍未形成稳定合理的收益模式，强配储能并网项目利用率不高现象普遍存在，行业发展步入瓶颈期。根据CNESA统计数据，2021年国内规划、在建新型储能项目规模达23.8GW/47.8GWh，新增投运新型储能项目装机规模2.4GW/4.9GWh，规划项目大量延缓落地反映出上述问题亟待解决。以租代建，共享储能通过解决关键痛点有望成为新能源配储行业新模式。共享储能是由第三方投资建设的集中式大型储能电站，通过向新能源电站进行容量租赁并参与电力市场，支持新能源发展并获取合理收益。与新能源电站配建储能的分散式发展方式相比，共享储能的优势主要体现在：（1）使用效果好，大容量有利于电网调配；（2）安全性高，统一技术规范，提升安全标准与电池质量；（3）经济性更好，配置于电网关键节点，直接响应省级电网调度需求，服务全网运行。对于满足电网运行条件的配建储能，可以转为共享储能参与电力市场交易，进一步打开共享储能发展空间。分主体来看，电网公司、新能源电站、储能运营商均能有所获益，因此我们认为共享储能有望成本新能源配储的主流模式。据我们测算，诚然配储影响新能源电站收益率，但共享储能模式明显优于新能源电站配建储能模式。假设：（1）光伏电站单位投资额：4.1元/W，首年光衰2.5%，次年后每年光衰0.6%；（2）利用时长参数：年平均可利用小时数1300h（实际大基地利用小时数可能会更长，2021年内蒙古光伏资源利用小时数超1600h，新疆、甘肃、青海、宁夏、陕西、山西Ⅰ类均超1300h）；（3）价格参数：上网电价为各省燃煤发电基准价平均值：0.3664元/kWh；（4）贷款参数：自有资金比例30%，贷款利率为4.5%，贷款年限15年。模式一：新能源电站不配置储能。测算全投资收益率6.39%，平均度电成本0.32元/kWh；自有资金收益率9.43%，平均度电成本0.33元/kWh。模式二：新能源电站配建储能。假设新能源运营商自主配置15%功率、2小时备电时长的储能项目，储能系统EPC均价取1.7元/Wh，假设光伏电站全生命周期内需要更换一次储能系统，更换价格取目前储能EPC均价一半对应0.85元/Wh，测算全投资收益率4.57%，平均度电成本0.37元/kWh；自有资金收益率5.26%，平均度电成本0.36元/kWh。模式三：新能源电站租用共享储能。国家电投研究院预计山东储能容量租赁费为350元/kW·年左右，考虑到新能源配储后运营商盈利性较低，实际租赁合同签订时存在部分折价，选取330元/kW·年进行测算，假设前10年容量租赁费不变，10-25年每年下降10%，测算全投资收益率5.16%，平均度电成本0.35元/kWh；

自有资金收益率6.50%，平均度电成本0.35元/kWh，收益率高于新能源电站配建储能。（2）风光大基地等消纳能力受限地区共享储能有望加速放量风光大基地建设带动新型储能规模化需求。2021年11月，国家发改委和国家能源局联合发布了关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知，其涉及19个省，总规模97.05GW，风光比例约为4：6，并网时点集中于2022和2023年。2022年2月，国家发改委、能源局发布关于印发以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案的通知，规划第二批风光大基地，根据方案计划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，规划总装机量约455GW。风光大基地建设有望带来大型化、规模化新型储能需求。一期风光大基地项目主要进行本地消纳和利用存量特高压线路外送，对新型储能需求较少。特高压作为远距离、大容量、低损耗的输电方式，可有效解决区域电能不平衡问题，为风光大基地消纳提供通道。截止2022年6月底，中国已建成“16交19直”共35条特高压工程，而根据国家能源局发布的2020年度全国可再生能源电力发展监测评价结果，除部分西南水电外送配套的特高压直流工程实现100%清洁能源外送外，绝大多数线路输送电量中的可再生能源占比不及50%，清洁能源输送潜力较大。而根据国家能源局统计，2019年全国特高压输电线路的平均利用率仅为53%，其中特高压直流、交流输电线路利用率分别为61%、33%，特高压线路利用率仍有较大挖掘空间。国家能源局提出开发第一期97W风光大基地，可利用存量特高压线路外送，加之已有火电机组配套运行，对调节资源要求较少。二期风光大基地远离电网主干网架，配储或成为刚需。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，规划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，到2030年建设风光基地总装机量455GW，通过特高压直流外送到东部负荷消纳地区。但特高压直流因其采用晶闸管的技术特点，对输送电源稳定性有着较高要求，运行过程通常需要搭配火电或储能等灵活性资源进行调节，以酒泉-湖南±800千伏特高压直流为例，送电功率800万千瓦，配套电源规模达1580万千瓦，其中风电700万千瓦、光伏280万千瓦，同时搭配燃煤机组600万千瓦才能正常运行。与一期项目相比，二期项目以新疆、内蒙古的荒漠隔壁为主，距离主网架距离更远、火电资源相对匮乏，对储能需求进一步增强。以新能源配套20%功率，2小时备电时长储能测算，二期风光大基地需配套182GWh储能。风光大基地一期项目近乎全面开工，关注二期项目带动共享储能放量。国家能源局2022年5月披露，第一批风光大基地进展顺利，已开工规模占比超9成，第二批大型风光基地加快推进。共享储能有望以高利用率、以租代售降低新能源场站初始投资压力等技术经济性优势，随着第二批大基地快速发展。（二）电网侧关注独立储能和电网替代型储能（1）独立储能有望获得两部制电价支持独立储能深受政策支持，并网要求亦高。2021年12月，国家能源局印发新版

“两个细则”，首次从制度层面明确储能的独立主体地位；2022年6月，两部门联合印发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，从12个方面对新型储能参与电力市场与调度运营做出规定，首次对独立储能进行官方定义，即具备独立计量、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，鼓励符合条件的项目转为独立储能参与市场交易。通过参与多品种交易扩大收入来源，以市场化方式发展新型储能。独立储能完全接受电网调度、广泛参与电力市场（调峰、调频、爬坡等），自行挖掘盈利空间。此外，独立储能项目的质量要求也会更高。以文山电力拟筹建的独立储能项目为例，梅州五华与佛山南海储能电站建设均价分别为2.81、2.79元/Wh，高于目前所统计的2.1元/Wh的EPC工程均价，独立储能质量溢价显著。参考抽水蓄能定价机制，独立储能有望以两部制电价运行。2021年4月，国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格〔2021〕633号）给予抽蓄两部制电价机制。独立储能与抽蓄同为电网侧储能，功能非常相近，我们认为独立储能也有望获得两部制电价支持：通过容量电价回收部分固定成本，通过电量电价进行市场化盈利。2022年6月，国家发改委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更是明确提出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。但与抽水蓄能全成本纳入输配电价并给予6.5%的资本金收益率来确定容量电价相比，独立储能参与电力市场更广泛、盈利能力或更强，未来成本纳入输配电价进行回收的比例或较抽蓄有所降低。2022年独立储能规划与设计如火如荼，建设进度逐步提速。根据储能与电力市场公众号统计，2022年上半年并网投运的独立储能电站2座、启动施工建设的项目17个、进入/完成EPC和储能设备招标的项目64个，总计规模9.24GW/18.55GWh，其中储能示范项目规划较大的山西、宁夏、湖南、湖北等省份推广进度较快。从项目进度来看，处于规划/可研的独立储能电站18.9GW、EPC/设备采购阶段5.8GW、建设阶段1.8GW、投运0.1GW，项目总规模26.6GW/53.6GWh，未来随着独立储能相关机制的逐步落地，项目建设进度有望持续加快。特别地，共享储能与独立储能具有较多相似之处，在山东等地区已不作区分。我们认为，二者均具有两部制电价特征，但“容量补偿”的主要来源不同：共享储能主要依托新能源电站支付的容量租金；独立储能主要来自于容量电价，而容量电价会随输配电价征收，成本分摊至全社会。可以此予以区分。（2）电网替代型储能有望纳入输配电价电网替代型储能需求逐步显现。在某些场景下，建设储能比新建/扩容电网更加便捷、经济，未来有望逐步通过配置储能的方式延缓/替代电网升级改造。例如，商场/居民小区内电动车逐渐增多，而配电网扩容难度大、成本高，或通过建设储能满足电动车充电需求，缓解电网改造压力。政策鼓励电网替代型储能发展。2022年1月，国家发改委、国家能源局“十四五”新型储能发展实施方案提出，在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。2022年5月，国家发改委、国家能源局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，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。今年下半年将核定2023-2025年输配电价，电网替代型储能大概率能够纳入其中。（三）分布式及微网储能有望成为潜在增量（1）海外户储高景气无虞，国内工商业经济性初现俄乌冲突大幅拉高用电成本，海外小型户储高景气延续无虞。根据欧洲统计局数据，欧洲天然气发电占比始终维持在20%左右，电力市场对天然气价格敏感。2022年大宗商品价格上涨与俄乌冲突大幅推高天然气价格，进而推动电价大幅上涨。以德国为例，2022年6月日前电价达到218.2欧元/MWh，相较于2021年7月的81.3欧元/MWh上涨168.4%，用电成本大幅提升，叠加PPA电价下行，直接带动户用储能市场高速发展。根据HISMarkit统计，德国作为户储装机第一大市场，占比达25.2%，美国、日本占比达23.6%、17.9%，欧洲装机量合计占比达40.4%，高用电依赖叠加高电价、供电可靠性不足等多种因素驱动下，欧美日澳等多地区户用储能景气度有望延续。国内居民电价受到保护，而工商业峰谷价差逐步拉大，工商业储能有望加快增长。相较于欧美高居民电价，国内居民电价仍保持较低水平，电力供应保障相对充足，短期内仍不具备发展户用储能客观条件。根据国家电网统计，与可获得数据的全球35个OECD国家比较，2019年中国销售电价每千瓦时约0.62元，约为各国平均水平的60%，居民用电价仅高于墨西哥。而电力市场化改革下工商业用户峰谷价差扩大，目前国内用户侧配储主要应用于工商业领域，通过峰谷价差套利降低整体用能成本，根据各省最新的代理购电价格数据，2022年9月16个省峰谷价差扩大，21个省市最大峰谷价差超0.7元/Wh，工商业配储降低整体用能成本效应愈发显著。储能成本下降有望带动工商业储能放量。据我们测算，以中国电价水平最高的

珠三角五市为例，假设：（1）储能系统技术与投资参数：EPC价格2元/Wh，系统容量年衰减2%，每天完整充放电2次，预计使用年限10年，充放电效率90%，运维费用为每年收入的5%。（2）价格参数：采用珠三角五城5月公布的一般工商业电价，夏季尖峰电价1.7021元/kWh、高峰电价1.3672元/kWh、平段电价0.8156元/kWh、低谷电价0.3271元/kWh。考虑全年运行330天（夏季62天、非夏季268天），夏季尖峰、高峰放电各1次+低谷、平段充电各1次，非夏季高峰放电2次+低谷、平段充电各1次，则全年平均充放电价差0.8273元/kWh，测算全投资收益率5.63%。若考虑贷款、税收优惠或地方储能安装或运行补贴后收益率将更高。若仅改变储能系统投资成本参数，在1.5/1.6/1.7/1.8/1.9元/Wh的EPC成本下，测算全投资收益率分别达12.83%/11.11%/9.55%/8.13%/6.83%。（2）整县光伏推进下消纳压力初现，分布式光伏配储渐行渐近2021年6月，国家能源局印发关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知，分布式光伏整县推广的序幕拉开；2022年3月，国家能源局印发2022年能源工作指导意见，提出继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，整县光伏、风机下乡等建设如火如荼。分布式新能源消纳问题日渐严峻，山东、河南等分布式光伏规模较大省份的消纳率已出现下滑。根据全国新能源消纳监测预警中心披露信息，从光伏逐月累计消纳率看，山东由2021年的99.1%下降至2022年1-7月的97.7%，下降1.4pct；河南由2021年的99.9%下降至99.5%，下降0.4pct。从逐月数据看，在节假日等用电负荷低谷时期消纳压力已经明显加大。2022年春节假期为1月31日至2月6日，2月用电量较低，山东、河南2月光伏消纳率分别为92.5%、98.5%，明显低于全年平均水平。户用分布式光伏考验配电变压器容量和线路载流能力，有望带动配电台区储能需求放量。根据2020年国家电网公司年鉴，2019年国家电网公司供区农网户均配变容量为2.76kVA，假设单户农村屋顶铺设光伏10kW，正午时分平均出力8kW，此时用电功率最多为2.76kW，则会反送电5.24kW，是户均供电有功功率（亦为户均配变容量）的1.9倍，或超过变压器容量和线路载流能力限制。解决容量不足问题存在三种思路：一是替换原有变压器和线路，进行扩容。由于“十二五”、“十三五”中国大力推进农网改造，农村地区配网设备还远未达到使用寿命，因此该方法经济代价较大，较少采用。二是新建变压器和线路（可以与原低压供电线路相连，也可单独与分布式电源相连、实现专线专变并网），分担反送电潮流。该方法解决本电压等级容量不足问题，但要关注上级变压器容量是否充足，若不足还需要对上级变压器进行扩容，而为应对峰值功率新建变压器及线路，经济性难以满足。三是配置储能，降低反送电功率。通过配置储能既可以使分布式光伏整体出力更加平滑可调度，增加本地消纳能力，有望成为整县推进新能源消纳新思路。三、产业链百花齐放，龙头企业率先受益储能建设参与企业渐多，产业链百花齐放。从需求端看，目前储能需求主要集中于两大电网、五大六小等发电集团的大型储能与新能源运营商、工商业企业等分布式及微网储能，市场需求较大。从供给端看，储能系统集成商呈现百花齐放格局，能源建设集团、大型设计院、电网产业公司、电池企业、逆变器企业、组件企业、风机主机厂、电力电子企业等纷纷入局，不同企业通过差异化战略竞争市场，行业格局较分散。从产业链看，各类型企业依托自身优势切入储能赛道，抢占行业高速发展红利。（一）永福股份：迈向新能源+储能的电力综合服务商公司具备电力行业全产业链系列资质，支撑公司业务全面拓张。作为国内唯一一家自主上市的能承担大型发电、输变电业务勘察设计的民营企业，公司同国家电网公司、大型发电集团等30多家大型国有企业及其下属公司建立了长期稳定的合作关系，在分布式能源站、海上风电、光伏发电、特高压等领域积累了丰富项目经验。公司拥有电力设计最高资质等级—工程设计（电力行业）甲级资质，具备领先的发电（核电、燃气发电、风电、光伏等清洁能源及新能源）、电网（包括特高压在内的全电压等级）、综合能源、智慧能源、储能等电力能源系统集成解决方案能力，资质全面支撑公司业务全国扩张。民营勘察设计龙头企业加速向电力能源综合服务商转型，“新能源+储能”产业链生态日益完善。2020年12月宁德时代受让公司8%股票成为第二大股东，双方合作持续深化，2021年2月合资设立时代永福，聚焦智慧能源与新能源产业，共同研发“光伏+储能”核心技术，2022年6月与启迪设计全资子公司嘉力达合资成立永福绿能，正式进军户用光伏开发市场，2022年7月公司基于轻资产运营需求向宁德时代转让时代永福股权，更加聚焦绿色能源开发与数字能源服务领域。此外，公司近一年不断开拓业务边界，投资一道新能源开展分布式光伏合作、投资索英电气合作储能集成产品研发、入股上海快卜新能源融入宁德时代光储充检项目，将公司数字化技术与产业链融合，实现公司向电力能源综合服务商转型。风光储EPC齐发力，业务步入加速兑现期。公司EPC业务贴合新型电力系统建设方向，聚焦于风光储等新能源领域，2016年起EPC业务占营收份额逐年提升，2018年和2019年占比分别达到62.30%、82.72%，2020年受疫情影响，EPC工程进度放缓，收入有所下降，新签项目订单业绩未能充分释放。2021年随着疫情缓和EPC进程加快，单项业务贡献营收12.62亿元，同比增长101.34%，占营收比重达80.50%，同比提升16.56pct。毛利率方面，2021年公司整体毛利率21.99%，同比下滑5.36pct。2022年上半年同样实现高速增长，EPC业务实现营收7.65亿元，同比增长82.86%，毛利率受成本端上涨有所承压。优秀资质与民营机制体现风光储项目拿单能力，海上风电（2022上半年）、户用光伏（2022下半年）、储能（2023）先后共振。同时，宁德时代作为第二大股东有助于帮助公司加速完成迈向设计-开发-安装-运维全流程数字化的新能源服务商，风光储订单放量与数字能源模式稀缺迎来戴维斯双击。（1）风电：与荷兰SPT合作吸力桩技术在海风加速平价下有望大规模应用于海上风电基础。目前公司该技术已成功应用于福州长乐外海AC区海上风电场基础施工及吸力式导管架贯入技术服务，中标金额合计0.83亿元。2022年2月，公司公告作为联合牵头人中标平潭外海100MW海上风电场项目EPC项目（5*8MW+6*10MW），其中归属于公司金额为4.33亿元，该项目再次采用吸力桩技术凸显公司技术优势。（2）光伏：集中式与分布式户用齐发力。公司与宁德时代合作开发宁德时代厂房屋顶光伏项目以满足其清洁能源需求，与启迪设计全资子公司嘉力达合资成立永福绿能，以“设计标准化+产品工业化+运维智能化”创新户用光伏商业模式，将传统EPC转变为产品化、标准化，提升周转率与盈利性，满足整县光伏规模化、低成本开发需要，项目储备丰富。（3）储能：作为宁德时代上下游一体化布局的重要环节，公司与龙头企业合作高度协同与互补，共同打造储能行业护城河。宁德时代凭借规模优势和品牌竞争力与全球范围内众多企业展开合作，储能方面先后与星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源、永福股份等行业龙头入股成立合资公司，全面切入风电、光电等发电侧储能、储充电站等电网侧储能和充电桩、家用储能柜等用户侧储能，共同发力布局储能全产业链。目前在手示范项目包括为国网时代华电大同热电储能工程并提供全过程咨询服务，为宁德霞浦储能项目数字化技术服务，实现储能站设计、施工、移交、运维等全生命周期数字化服务。公司作为宁德时代储能产业链关键一环，2022年下半年随着国内大型储能需求放量，公司有望凭借从设计到运维的全产业链优势，叠加宁德时代支持实现储能业务加速拓张。（二）南网科技：“储能+”全面精通，智能电网设备乘势而上两次重大重组，南网赋能实现业绩腾飞。南网科技前身为1988年成立的广华实业，2004年经南方电网同意由全民所有制改制为有限责任公司。2017年，广东电网剥离公司原代理的电力进出口业务及收取核电补偿费业务，并入广东电科院市场化运营的电源侧技术服务业务，更名为能源技术，完成第一次资产重组。2019年，广东电科院将下属的涉及新能源技术的相关部门划转至公司旗下，包括智能电网所、直流输电与新能源所、超导技术研究所、储能技术研究所、人工智能与机器人研究所，完成第二次重大重组，业务结构不断完善。2020年公司更名为南网科技，2021年正式登陆科创板上市。“技术服务+智能设备”两线齐发，电力重点赛道大显身手。公司核心业务覆盖新型电力系统关键环节，目前已形成技术服务和智能设备两大业务体系，包括储能系统技术服务、试验检测及调试服务、智能监测设备、智能配用电设备和机器人及无人机五个类别，产品布局电源侧、电网侧和用户侧各环节。公司电源清洁化和电网智能化主线契合新型电力系统发展趋势，主营产品智能设备、新型储能等卡位电力系统发展重点赛道，未来成长空间广阔。储能EPC放量在即，多元业务前景广阔，自建产线有望进一步加强成本管控。2021年公司公司智能监测设备、智能配用电设备、机器人及无人机、试验检测及调试服务、储能系统技术服务收入分别为2.28/2.12/1.86/3.13/1.91亿元，占比16.46%、15.31%、13.43%、22.60%、13.79%，毛利率分别为31.11%、25.52%、30.78%、40.9%、27.29%。其中储能系统技术服务主要包括集成服务与调试技术服务，2021年该业务整体毛利率较高主要系部分EPC项目进展放缓、毛利率较高的调试技术服务收入占比增加所致。2022年公司对内部组织结构及考核分部进行划分，明确新能源装备、电源、试验检测、机器人、智能成套设备和智能终端六大事业部，其中新能源装备即储能业务实现营收1.94亿元，毛利率17.30%。同时，公司布局建设1GWh储能PACK产线，成本控制能力有望进一步提升。集成服务与技术服务齐发力，承接多个火储联调、独立储能等标杆项目，技术实力行业领先。公司深耕电力行业多年，对源网侧生态和储能需求有更充分了解，能为用户提供从源头设计规划到终端运维检测的全产业链整体解决方案，用户粘性高、项目获取能力强。公司注重研发力度，集成服务方面：基于电网理解自研EMS系统，重点设计“智能热管理+集中式多传感”的电池系统集成方案，掌握系统设计、建模仿真、热管理、火灾自适应预警在内的多项核心技术，集成产品处于行业领先地位。技术服务方面：公司同时拥有“电网特级调试资质”和“电源特级调试资质”，具备提供电力能源系统从电源、电网到用户侧的全产业链技术服务能力。此外，公司相继承接全球首例由电化学储能系统黑启动9F级重型燃机项目、全球首个±10kV、±375V、±110V多电压等级多端交直流混合配电网项目，技术实力广获认可。南网“十四五”储能持续发力，公司储能业务市场空间持续突破。根据南方电网“十四五”电网发展规划，“十四五”期间推动新能源配套储能2000万千瓦。假设十四五期间，广东省新增新能源配套储能占南网规划的1/3（与新能源装机占比一致），电源和电网侧储能占比76%，储能时长在2h，储能系统单位成本1.5元/Wh测算，同时假设公司在广东地区储能项目的市场占有率为35%，对应“十四五”期间公司储能系统技术服务的收入规模为53亿元，而如果考虑公司优质技术服务带动业务拓展至南方电网其他省份，储能项目技术服务市场空间有望进一步打开。在手订单充沛，潜在订单潜力较大。（1）在手订单方面：2022年以来，公司相继中标广东台山电厂量灵活性改造EPC、阳江沙扒海上风电储能电站EPC项目、广西南宁武鸣50MW/100MWh共享储能电站项目EPC、广东金湾发电3、4号机组AGC混合储能辅助调频EPC等多个共享储能与火储联调EPC项目，在手订单充沛。（2）潜在订单方面：根据南方电网旗下调峰调频公司置入的文山电力公告，调峰调频公司拟在2023年前建成佛山南海（300MW/600MWh，2.79元/Wh）、梅州五华

（

70MW/140MWh，2.81元/Wh

）等三个百兆瓦级储能电站，合计规模达470MW/940MWh，公司有望承接文山电力部分EPC或系统集成与检测服务。加码布局储能产业链，长期有望迎来量利齐升。2021年以来公司发布多批次电池组招标公告，其中2022年7月发布的022-2024年储能电池单体框架协议总量尤为显著，项目共采购0.5C磷酸铁锂电池单体5.56GWh，共有湖北亿纬动力、力神、宁德时代、海辰新能源、中创新航五家公司中标，彰显公司未来强劲需求。此外，公司公告布局建设1GWh储能PACK产线，进一步管控成本，未来储能项目有望迎来量利齐升。（三）阳光电源：大型集中式PCS龙头企业，充分受益大储高成长立足逆变器领域龙头企业，产品拓展强化多业务布局。公司成立于1997年，专注于逆变器的自主研发与制造。公司依托逆变器产品及电力电子领域优势向下游应用延伸，2013年公司拓展电站业务；2014年，与三星SDI合资建厂布局储能电池与集成业务。2018年以来公司储能PCS与系统集成出货量稳居国内前五，龙头地位稳固。近年来，公司积极拓展新业务，业务布局覆盖光、风、储、电、氢五大新能源

板块，打造全生命周期的新能源解决方案集成商。产品齐全满足多元化需求，迭代创新构筑差异化优势。公司以集中式大型逆变器产品起家，技术积淀深厚，近年来公司持续加大各类型逆变器产品研发，目前逆变器产品涵盖各电压等级光伏逆变器、储能逆变器与储能系统集成，其中光伏逆变器产品涵盖集中式、组串式及户用逆变器等解决方案，功率覆盖3-8800kW，满足全场景多元化需求。根据WoodMackenzie数据，2021年公司光伏逆变器全球市场份额近21%，仅次于华为位居全球第二。储能业务依托于公司在交直流变换领域的技术优势，产品覆盖储能PCS、EMS等储能核心设备与集中式、工商业、户用储能系统集成方案，满足辅助新能源并网、调频调峰、需求侧响应、微电网等需求。储能需求旺盛带动营收高增。公司业务主要包括电站系统集成、光伏逆变器、储能逆变器、风能变流器与光伏电站发电五大板块，2022年H1分业务营收59.33/28.77/23.86/4.01/2.89亿元，同比+65.21%/6.98%/159.33%/-15.8%/29.05%。储能逆变器受益于国内与海外储能需求放量增速强劲。毛利率方面，2022年H1光伏逆变器、电站投资开发与储能系统三大主要业务板块毛利率32.51%/15.74%/18.37%，同比-5.64pct/+2.74pct/-2.86pct。逆变器毛利率下滑主要系原材料价格高涨与疫情影响下运费上升影响。预计2022年下半年随着海外与户用