电力设备与新能源行业市场前景及投资研究报告：国内大储能如日方升

国内大储：春风送暖，如日方升——长江证券研究所电力设备与新能源研究小组2022-10-17•证券研究报告

•评级

看好

维持目

录现状：商业模式优化，新一轮增长的拐点展望：从量到利，多因子共振的景气加速投资：弹性为先，重视“从零到一”机会01020301现状：商业模式优化，新一轮增长的拐点国内储能装机发展滞后，但发电量占比临近拐点01图：2021年新增装机（上）和历年发电量占比（下）120100806040200➢➢相较于可再生能源的引领全球，国内储能的发展是有所滞后的。从装机量上看，2021年国内光伏、风电装机合计超100GW，但储能新增装机4GWh左右；而美国风光装机约40GW，储能却并网了10.5GWh。从可再生能源发电量占比上看，国内虽低于美国（尤其是加州）、欧洲，但也已非常接近临界点，储能等调峰产能的增加迫在眉睫。图：国内、美国、欧洲的储能装机量对比（GWh）国内美国欧洲12108光伏风电15%10%5%6420%02011A

2012A

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欧洲2017A2018A2019A2020A2021A中国美国欧洲资料：CNESA，Woodmac

，长江证券研究所资料：BNEF，国家能源局

，长江证券研究所

注：上图单位GW、下图为风电+光伏的发电量占比商业模式不清晰是主因，本质上是成本分摊问题01➢国内表前市场储能发展滞后的本质原因是商业模式不清晰。美国储能通过获得RA合同（容量电价）、电价（较可再生能源溢价），并参与辅助服务市场，获得稳定且可观的盈利，最终是终端用户通过电价为储能付费。但国内电价机制仍未市场化，储能的大部分成本由可再生能源企业内部消化，无疑对商业模式的确定性、产业链盈利空间造成影响。图：国内、美国表前市场储能商业模式对比容量电价终端电价强配/租赁现货价差辅助服务电价美国大储国内大储可再生能源发电机组储能市场成本分摊市场交易所有发电机组资料：

长江证券研究所政策几经波折，商业模式完善带动装机高增长01➢国内储能市场2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长；但2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，在2020-2021年带动国内储能市场修复；2022年独立储能成为国内新的商业模式，拉动储能装机增速再度抬升。图：国内储能需求增长复盘（GWh）12500%400%300%200%100%0%立储能模式成型108《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价地方强配陆续出电网侧大规模投资带动，电网将储能纳入输配电成本6420-100%2017A2018A2019A2020A2021A同比2022E国内储能装机（GWh）资料：CNESA

，长江证券研究所

注：原数据为功率，折算为容量02展望：从量到利，多因子共振的景气加速1-9月储能中标超10GWh，反映需求有积极变化02➢2021年国内储能装机量在4GWh左右，2022年从中标量口径来看，预计会有显著增长。根据索比储能网统计，2022年1-9月国内储能系统中标10.8GWh，EPC中标12.6GWh，项目中标已经临近并网落地，预计2022年装机量有望突破10GWh。表：2022年国内储能中标量显著抬升索比储能网品类科目项目数功率单位个2022H1372022年7月2022年8月2022年9月241.02.215储能系统GWGWh个3.60.40.70.51.3容量6.6中标量：不可累加项目数功率17EPCGWGWh1.81.22.50.91.62.24.9容量3.6资料：索比储能网

，长江证券研究所需求启动的原因，是独立储能形成完整的盈利框架02➢2022年以前，国内储能多数是电源侧项目，存在明显弊端，一是储能作为可再生能源的成本项，定价不清晰；二是储能仅满足并网要求，诸多项目没有实际充放电；导致存在劣币驱逐良币。2022年独立储能成为主流，盈利模式更加清晰，包括容量租赁比例、容量补偿、现货价差和辅助服务收益，能够使得新能源建设规模增长，传导至储能的盈利和规模增长。图：国内独立储能市场的盈利模式容量租赁租赁比例取决于新能源建设节奏，和地方强配比例、执行力度容量补偿补偿标准由地方、能监办制定，传导至终端用户电价国内储能现货价差取决于现货市场的价差和规模，与可再生能源、试点扩容有关地方设定调峰、调频等补偿机制，由发电机组共同承担辅助服务资料：

长江证券研究所然而目前经济性仍不足，因租赁率偏低和政策不确定02表：2022年山东独立储能示范项目的盈利模型➢➢今年实际运行的山东示范项目，经济性仍有所不足，100MW/200MWh的商业模式科目运营规模系统单价系统造价租赁标准租赁比例年收益单位MWh元/KWh万元数值200项目造价在3.6-4亿元，每年能够获得容量租赁费600万、容量补偿600万、现货价差收益2000万左右，合计约3200万，IRR不足4%。项目参数1,80036,000150容量租赁比例偏低、容量补偿政策波动大，是导致经济性不足的主要原因。元/KWh·年%表：2022年山东独立储能示范项目的盈利水平收益一：容量租赁20%收益规模山东示范项目万元600100MW/200MWh补偿单价年收益元/KW万元60收益二：容量补偿600容量租赁参考价为300元/KW/年，2022H1项目租赁比例20%，对应每年600万元充放价差全年充放次数年收益元/KWh次0.4按照火电机组容量补偿标准的1/6进行补偿，100MW项目年补偿600万元（6月以前与火电相同，年收益3000万）容量补偿收益三：现货价差300万元2,0403,2403.4%平均价差约0.4元/kWh左右，475号文免除独立储能充电的输配电价和政府性基金，按年充放300次、效率86%计算，年收入2000万元现货市场年收益年收益合计IRR万元收益率目前在3200万元左右%资料：储能与电力市场

，长江证券研究所资料：储能与电力市场

，长江证券研究所容量租赁：比例主要受强制配储的执行力度影响02省份年份能源类型光伏功率比例10%10%备电时长（h）省份年份能源类型光伏、风电光伏、风电光伏、风电光伏、风电光伏、风电光伏、风电光伏、风电光伏功率比例15%备电时长（h）4.04.02.02.02.02.02.02.02.01.03.0-2022年1月2021年7月2021年11月2.02.02.0-2022年1月宁夏山东山西湖北湖南10%光伏、风电光伏、风电光伏河北15%10%2021年9月2021年6月2022年3月10%10-15%10%2021年9月2021年6月2021年10月10%风电-河南15%光伏、风电风电10%2.02.02.02.01.02.0-20%15%10%江苏江西辽宁光伏5%光伏8%2022年3月2021年8月2022年3月2021年5月光伏、风电光伏、风电光伏10%2021年3月2022年5月2021年7月2022年3月2021年1月光伏10%安徽福建甘肃10%光伏15%10%风电10%光伏10%内蒙古青海光伏、风电光伏、风电光伏15%2.02.0-光伏、风电光伏、风电光伏10%2.02.02.02.0-10%2021年5月5%10-20%10%陕西2021年6月15%风电-广西海南2021年10月2021年3月光伏10%1.01.04.0风电20%天津新疆2022年6月2022年3月风电15%光伏10%光伏、风电20-25%资料：

地方能源局，长江证券研究所容量租赁：强配理论空间大，执行取决于迫切性02➢➢据不完全统计，目前已有16个省份发布了可再生能源强制配储的计划，目前平均在10%的功率、2h的备电时长；结合各省“十四五”新能源装机规划，在考虑地面电站、分布式强制配储的情况下，可测算储能至少需要100GWh。值得一提的是，目前已披露的18个省份储能“十四五”规划目标为52GW（约100GWh），国家层面的目标是2025年累计装机30GW。地方执行强配储能的力度，也需要视电源平衡的实际情况而定，从消纳率来看，内蒙、甘肃、陕西、山东、山西、湖南等可能相对迫切。图：主要省份“十四五”新能源规划和储能配比图：国内新能源发电消纳较低的省份10080604020030252015105100%95%90%85%80%75%0光伏风电新能源储能配置储能配置风电：2021A光伏：2021A风电：22年1-5月光伏：22年1-5月-仅地面电站-地面电站+分布式资料：能源局

，长江证券研究所

注：储能配置规模为右轴，单位：GW、GWh资料：能源局

，长江证券研究所容量租赁：降本趋势下，配储经济性问题将得以解决02➢要求可再生能源强制配储的前提是项目经济性，2022年由于光伏组件价格处于高位，配储后的经济性较差，也影响了集中式电站建设和独立储能容量租赁的比例。不过从敏感性分析来看，在1.8元/Wh的储能系统价格下，光伏组件价格下降至1.8元/W左右即能够实现5.4%的IRR，若组件价格下降至1.65元/W，则项目IRR抬升至6%；这也就意味着技术进步和降本趋势下，风、光是具备配储条件的。表：不同组件、储能价格下，光伏配储的IRR测算表：不同组件价格、配储要求下的IRR测算储能系统价格（元/Wh）储能配置比例（功率配比×备电时长）光伏配储项目的光伏配储项目的IRR敏感性分析IRR敏感性分析2.01.91.81.71.620%5.4%5.8%6.2%6.7%7.1%7.6%30%4.6%5.0%5.3%5.7%6.1%6.6%40%3.8%4.1%4.5%4.8%5.2%5.6%50%3.1%3.4%3.7%4.0%4.3%4.7%60%2.4%2.7%3.0%3.2%3.6%3.9%2.01.94.6%4.9%5.3%5.7%6.1%6.5%4.7%5.0%5.4%5.8%6.2%6.6%4.7%5.1%5.4%5.8%6.2%6.7%4.8%5.2%5.5%5.9%6.3%6.8%4.9%5.2%5.6%6.0%6.4%6.8%1.81.7光伏组件价格（元/W）1.81.71.61.5光伏组件价格（元/W）1.61.51.41.3资料：

长江证券研究所资料：

长江证券研究所容量租赁：从经济性角度考量，租赁要好于自建02➢对于可再生能源企业而言，自建储能、租赁独立储能主要是出于经济性考虑：1）从自建转为租赁，可以减小可再生能源运营企业的初始投资压力；2）在容量租赁价格200元/KWh/年以下的情况下，租赁能够比自建实现更高的IRR水平；3）政策方面，出于鼓励储能与电网连接的考虑，政策鼓励独立储能，包括参与现货交易时免输配电价和基金附加，给予独立储能容量补偿等。表：容量租赁价格在200元/KWh以下时有经济性表：独立储能从政策层面能获得更多支持省份具体内容容量租赁价格（元/KWh/年）租赁-自建的IRR差值发布《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》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2001800.3%0.2%0.1%0.1%0.0%1600.5%0.4%0.3%0.2%0.2%1400.7%0.6%0.5%0.4%0.4%2.01.91.81.71.60.1%国家推动独立储能参与各类电力市场，除调峰市场和电力现货市场外，还包括电力中长期市场，签订顶峰时段和低谷时段的市场合约，提供有功平衡服务、无功平衡等辅助服务，提供电网事故时的快速有功响应服务等0.0%储能系统价格（元/Wh）-0.1%-0.1%-0.2%容量租赁：建议价格为200元/KWh·年河南山东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独立储能容量补偿按月度可用容量补偿标准的2倍执行，能源局

，长江证券研究所资料：长江证券研究所资料：容量租赁：比例提升、成本下降，助推经济性改善02➢积极看好独立储能的经济性改善和需求的进一步增长：1）在光伏、风电持续降本下，地面电站需求有望重返高增，打开储能配置空间。2）独立储能容量租赁比例达到35%、系统价格降至1800元/KWh的情况下，独立储能IRR接近6%；若系统价格下降至1600元/KWh（且仍可实现6000次循环寿命），则在25%的租赁比例下，也能实现6%以上的IRR（不过储能商业模式较风光不确定性更大，理论上需要更高的溢价）。3）以山东为例测算来看，2021年山东集中式光伏+风电装机4.1GW，强配比例为10%、2h，对应需要储能容量0.8GWh，但是35%的租赁比例即可实现经济性，也就是支撑的独立储能装机为2.4GWh，是存在可观空间的。表：不同系统价格、租赁比例下的储能IRR测算图：山东省理论配储空间测算（GW、GWh）76543210容量租赁比例独立储能IRR敏感性分析20%1.7%3.4%5.4%25%2.4%4.2%6.3%30%3.1%4.9%7.1%35%3.8%5.7%8.0%40%4.5%6.5%8.8%2,0001,8001,600储能系统价格（元/KWh）2019A2020A2021A光伏：分布式储能空间：含分布式2022H1光伏：集中式风电储能空间：不含分布式资料：

长江证券研究所资料：国家能源局

，长江证券研究所现货价差：独立储能套利机制逐步完善，增厚盈利02➢➢在容量租赁之外，电力现货市场的价差套利是独立储能另一个重要的收入点。山东是国内首个允许独立储能参与到电力现货市场的省份，山东的现货价差达到0.4元/KWh，且得益于475号文免除独立储能充电的输配电价和政府性基金及附加，现货价差能够获得可观收益。在平均价差0.4元/KWh、循环寿命6000次、储能租赁比例35%的情况下，独立储能的IRR能够达到5.7%。不过现货市场套利也存在不确定性，主要是对峰谷电价的预测偏差，导致实际价差可能不及预期。图：山东省日前市场的现货价差达到0.4元/KWh表：现货市场价差、循环寿命对储能IRR的影响6005004003002001000现货市场价差（元/KWh）独立储能IRR敏感性分析0.2-7.8%-2.5%0.3%2.0%3.2%0.3-4.3%0.6%3.1%4.6%5.6%0.4-1.0%3.5%5.7%7.1%7.9%0.52.2%6.3%8.2%9.4%10.2%4,0005,0006,0007,0008,000循环寿命（次）日前市场分时均价（元/MWh）资料：山东电力现货市场，长江证券研究所资料：

长江证券研究所

注：建立在容量租赁比例35%的假设下现货价差：电力现货市场加速建设，容量预计可观02表：现货市场套利的潜在市场空间分析➢电力现货市场目前在国内正如火如荼的推进，第一批8个省预计将进入长周期连续试运行，第二批6个省也将全部进入结算试运行；其余省份以及省间试运行也在积极推进。现货市场套利预计蕴含可观的空间，假设2025年全国非居民及第一产业全部匹配现货交易，现货占总电量的5%-8%，套利时段4h，可测算出日套利空间在227-371GWh。现货市场全国电力需求-2021A全国电力需求-2025E非居民+一产占比非居民+一产用电中期现货占比单位万亿KWh万亿KWh%谨慎8.3乐观8.39.59.7表：全国电力现货市场试点正积极推进85.9%8.285.9%8.3第一批广东蒙西浙江山西山东福建四川甘肃所处阶段第二批上海江苏安徽辽宁河南湖北所处阶段其他万亿KWh%5%8%2022年6月底前，省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案现货年交易电量峰谷时段占比万亿KWh%0.40.7已全部启动模拟试运行，预计年底全部进入结算试运行原则上2022年实现现货市场长周期连续试运行17%68,15922717%年套利电量GWh111,176371日套利电量GWh资料：国家，国家能源局，长江证券研究所资料：Wind

，长江证券研究所辅助服务：准入、补偿机制逐步清晰，增量盈利模式02➢辅助服务市场同样有积极变化，国内各大电网相继发布“两个细则”，引入储能参与调峰、调频、备用等市场，逐步形成商业模式。表：各大电网相继发布“两个细则”纳入储能省份发布时间政策方向调频具体内容将“调频辅助服务（AGC）”变更为“自动功率控制（APC）服务”，补偿标准为火电机组5元/MW、水电机组和直控新型储能取2.5元/MW抽水蓄能、独立储能，暂时还不能参与辅助服务；火电功率50%-70%上限0.3元/KWh风电要求日前准确率≥85%，10天预测准确率≥70%，超短期功率预测准确率≥90%调峰华北电网2022年9月新能源功率预测光伏要求日前准确率≥85%，10天预测准确率≥75%，超短期功率预测准确率≥90%容量补偿调频提供服务的主体为火电机组，依据调节深度的不同从10元/MW·日-950元/MW·日一次调频补偿标准数值为400元/兆瓦时；新型储能AGC补偿数值为360元/兆瓦·月华东电网南方电网2022年8月2022年6月调峰新型储能深度调峰补偿标准为160元/兆瓦时；可调节负荷削峰补偿标准，取800元/兆瓦时；为可调节负荷调峰补偿标准，取240元/兆瓦时可中断负荷旋转备用补偿标准，取1000元/兆瓦时备用容量补偿调频明确纳入输配电价疏导或参加其他疏导机制的，相关辅助服务补偿有关条款另行制定独立储能电站参与一次调频、

AGC

服务、无功电压均可获得相应补偿费用分摊多数补偿费用均由发电侧并网主体和市场化电力用户按照各50%比例分摊，现阶段独立储能电站不参辅助服务补偿费用的分摊资料：国家能源局，长江证券研究所容量电价：长期引导方向，中期或以试点形式开展02表：目前抽蓄采用容量电价➢➢关于独立储能构建容量电价政策，并纳入输配电成本核算，是在容量电价抽水蓄能具体定价政策2021年4月就明确的方向；后广东出台过具体文件，山东正式出台过容量补偿标准，从山东政策变化频繁可以看出，容量电价仍有经济性问题。参考抽水蓄能的容量电价，预计独立储能的容量电价或是以地方示范形式开展；或是不进行全成本补偿，结合现货/辅助服务盈利。按40年经营期，内部收益率6.5%核算容量电价，纳入销售电价表：指引容量电价方向，广东、山东率先跟进日期文件主要内容健全新型储能价格机制，包括电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，完善峰谷电价政策2021年4月《加快推动新型储能发展的指导意见》代理购电用户：10千伏及以上工商业用户价格机制：电网企业代理购电用户电价包括代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加，其中代理购电价格包括平均上网电价、辅助服务费用、新增损益分摊；辅助服务费用即包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用（相关费用由全体工商业用户共同分摊）2021年12月广东省《电网企业代理购电实施方案（试行）》最初山东对于新型储能的容量补偿参照火电机组，100MW/200MWh项目年补偿收益接近3600万元；6月山东已进行修正，储能容量补偿需要考虑K/24的系数（K为等效小时数，通常为2），因此容量补偿年收益降至300万左右；本次文件给予2倍标准补偿，即达到600万元/年2022年9月山东省《新型储能示范项目健康发展的若干措施》资料：，能源局

，长江证券研究所用户侧储能：削峰填谷+需量管理构建内生盈利模式02➢➢➢国内用户侧储能调峰，更多是自发的经济性行为，典型的商业模式包括：1）削峰填谷：即夜间谷电价或白天平电价时充电，上午及傍晚峰值电价时放电，赚取充放电价差；2）需量管理，以容量电价为例：部分省份对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，即容量电价与电度电价，其中容量电价由业主最大需量或最大变压器容量决定；采用储能方案后，通过调峰可以减小企业的最大需量，进而减少容量电价的支出，带来相对收益。图：储能在用户侧削峰填谷示意图图：通过储能进行需量管理，减少企业容量电价资料：北极星储能网，长江证券研究所资料：北极星电力网，长江证券研究所用户侧储能：分时电价改革，峰谷价差有望拉大02➢用户侧削峰填谷的经济性核心取决于峰谷电价差，从全国各地的数据看，北京峰谷价差最大，最高超过1元/Wh；江苏、广东、浙江等地接近0.8元/Wh，大多数地区在0.6-0.7元/Wh，最低在0.3-0.4元/Wh。2021年7月，

发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，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。后续随地方政策陆续支撑，国内有望有更多的省份达到0.7元/KWh以上的峰谷价差。图：全国各地工商业、大工业峰谷价差（元/kwh）图：全国各地大工业/部分工商业容量电价情况1.21.00.80.60.40.260504030201000.0北

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南网

网江工商业峰谷价差大工业峰谷价差最大需量（元/千瓦·月）变压器容量（元/千伏安·月）资料：地方，长江证券研究所资料：地方，长江证券研究所用户侧储能：峰谷价差0.7元以上的地区具备经济性02➢假设储能价格1800元/KWh，循环寿命6000次，可以得出在工商业峰谷电价差在0.7元/KWh以上的地区，在电价分成比例10%情况下，能够具备经济性（IRR达到7%以上），而自主建设（没有电价分成）的项目经济性将更为突出。表：考虑容量电价收益的用户侧储能IRR测算峰谷价差（元/KWh）国内工商业储能IRR分析0.40-2.2%-1.5%-0.6%0.3%0.45-0.9%0.0%0.8%1.8%2.8%4.0%0.500.5%1.3%2.2%3.2%4.3%5.6%0.551.7%2.6%3.6%4.6%5.8%7.1%0.603.0%3.9%4.9%6.0%7.2%8.6%0.654.2%5.1%6.2%7.3%8.6%10.1%0.705.3%0.756.5%0.807.6%2,0001,9001,8001,7001,6001,5006.3%7.6%8.7%7.5%8.7%10.0%11.3%12.8%14.6%投资成本元/KWh8.7%10.0%11.4%13.1%1.3%10.0%11.6%2.4%资料：北极星储能网，长江证券研究所用户侧储能：预计国内存量装机空间240-480GWh02➢峰谷价差拉大将显著提升用户侧削峰填谷的经济性，进而带来国内储能需求空间的扩容，定量分析来看，目前国内主要省份的峰值负荷合计在1000-1200GW，假设凭借最大系统峰谷差率达到30%，考虑一定的冗余下，预计对应的错峰功率将达到200GW，假设其中60-80%的错峰需要电化学储能调节，备电时长2-3h，则对应的用户侧储能市场空间达到240-480GWh，提供了广阔的增长空间。图：全国各省峰、谷负荷及波动情况（粗略估计）表：国内用户侧锂电储能需求空间测算120100806040200252015105用户侧储能需求估算全国主要省份峰谷功率差数量36020060%2单位GWGW%估算数据假设一错峰功率差电化学储能配套率备电时长假设h对应储能容量需求电化学储能配套率备电时长假设24080%3GWh%0北冀山蒙辽黑江安江湖广海四云陕青新假设二h京北西东宁龙苏徽西北东南川南西海疆江对应储能容量需求480GWh峰值负荷谷值负荷峰谷功率波动资料：国家电网，长江证券研究所

单位：GW资料：国家电网，长江证券研究所需求测算：预计国内储能2025年超100GWh02国内储能装机测算单位GWGW%2020A52.12021A58.32022E87.535.010%50.0120.00.02023E120.049.015%80.0155.03.42024E156.063.720%2025E202.882.830%光伏：户用10.020.0：保障性户用风电可再生能源GWGWGW%36.040.090.095.0180.020.035%120.0200.064.845%保障性规模市场化规模渗透率可再生能源调峰需求4%10%2.00.712%10%2.015%10%2.028%10%2.0功率比例%11%12%保障性市场化备电时长h2.02.0调峰资源需求调峰资源需求GWhGWhGWh%1.93.28.713.99.021.629.250.865%0.00.01.0调峰资源需求合计0.710%20%0.40.60.61.61.93.29.722.965%占比20%20%1.950%20%8.060%35%16.63.9电网侧-独立储能租赁比例储能需求储能需求储能需求%40%45%表前市场表后市场GWhGWhGWhGWh%37.28.073.317.816.0107.1101%电源侧用户侧1.51.60.82.04.08.0国内储能装机合计同比4.211.5173%24.5112%53.2117%166%资料：CNESA

，CPIA，长江证券研究所03投资：弹性为先，重视“从零到一”机会储能EPC：循环寿命、系统效率是差异化的关键03➢➢储能EPC目前来看仍有差异化，原因是储能系统涉及到数千颗电芯的集成、复杂的充放电策略，且经济性对系统循环寿命、能量转换效率的敏感性高。目前储能电芯能够实现7000-8000次的循环，但系统层面的差距可能是4000次与6000次，对经济性影响较大。储能EPC有低压塔式、高压级联、智能模块等不同技术路线，目前看传统方案是低压塔式，高压级联通过减少变压器提高转换效率、通过串联高电压方案减少损耗；智能模块则通过EMS、BMS、热管理的精确控制，算法对电芯容量的模拟，实现循环和效率的提升。表：储能IRR对系统循环寿命、转换效率的敏感性图：储能EPC有4-5种不同的技术方案系统转