國內市場規模高增，大儲占比提升是趨勢

　　儲能的應用場景可分為發電側、輸配電側、用戶側。其中，發電側儲能主要用于平抑新能 源波動，跟蹤發電計劃，緩解棄風棄光;接入位置為集中式新能源電站旁;下游客戶為 EPC 承包商與大型發電集團。輸配電側儲能主要用于保證電網安全可靠運行，調峰、調頻、黑 啟動、等電網輔助服務;接入位置為獨立建設或位于傳統電站旁;下游客戶為 EPC 承包商、 電網公司。用戶側儲能主要用于峰谷套利，需量管理，動態擴容，需求側響應;接入位置 為家庭或工廠;下游客戶為經銷商、工商業用戶、居民用戶。

　　國內新型儲能項目裝機規模高速增長，表前市場占據主體。根據 CNESA，2022 年國內新 增投運新型儲能項目裝機規模達 6.9GW/15.3GWh，與 2021年同期相比，增長率均超過 180%。新增投運項目時長仍以 1-2 小時為主，4 小時以上的項目開始增多。根據儲能與電 力市場，在 2022 全年并網的儲能項目中，鋰離子電池仍然是絕對的主力，占比高達 93%。 從 2022 年已并網項目的應用領域來看，可再生能源儲能項目和獨立式儲能項目貢獻了絕大 多數增量，分別占比達 45%和 44%。

　　大儲主要應用場景在發電側與輸配電側，大儲占比提升是趨勢。大儲是指功率/規模較大的 儲能(我們定義為 50MW/100MWh 以上)，主要應用場景在發電側與輸配電側，少部分應 用在工商業儲能。我國表前市場占據主體，大儲規模效應、效率與管理優勢明顯。同時， 2021 年 7 月，國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意 見》提到，對于配套建設或共享模式落實新型儲能的新能源發電項目，可在競爭性配置、 項目核準(備案)、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考 核等方面給予適當傾斜。激勵機制下發電側收入有望受益提升，“新能源+儲能”項目需求 受到拉動。隨著風光儲一體化項目及集中式共享儲能迅猛發展，大儲需求有望被顯著拉動。

　　需求維度：新能源配儲提供基本盤，多因素驅動助高增

　　新能源配儲：各地提出配儲要求，提供儲能需求基本盤

　　保障性并網項目貢獻國內儲能需求的基本盤。保障性并網項目是各省(區、市)完成年度 非水電最低消納責任權重所必需的新增并網項目，具體規模由各省根據各省情況測算，是 各省份完成非水電最低消納責任權重所必需的底線目標。保障性并網項目由電網公司實行 保障性并網，但是要求需要通過消納/技術/電價等指標，競爭上網額度。我們認為保障性并 網項目會貢獻國內儲能需求的基本盤。多地陸續發布新能源配儲政策。據我們統計，截至目前已有 28 個省份(自治區)發布了配 儲政策，保障性并網項目配儲要求由各地發改委/能源局決定，配儲比例普遍在 10%~20%， 配儲時長普遍在 2~4 小時，兩者均存在一定的提升趨勢。三北地區中的甘肅、新疆、內蒙 古、河北、吉林整體配儲要求更高，大基地增加后儲能需求提升有望更加明顯。

　　多省分布式光伏也需配備儲能，帶動戶儲需求增長。截至 2023 年 2 月，已有 7 個省份發 布了分布式配儲政策，其中 5 個省份明確提出了配儲要求。山東省分布式配儲要求最高， 在 15%以上。2022 年 8 月，山東省印發《山東省風電、光伏發電項目并網保障實施辦法(試 行)(征求意見稿)》要求，整縣分布式光伏項目根據各縣(市、區)規劃要求積極配置儲 能設施，保障并網。浙江、寧夏要求配儲比例 10%，廣東、江蘇要求配儲比例 8%。分布 式光伏配儲帶動戶儲需求增長。

　　市場化項目：配儲要求更高，相較風光裝機更為敏感

　　電網每年參考自身調節能力，設置保障性并網項目規模，超出保障性并網規模的項目進入 市場化并網項目，需要自建更多的儲能項目。我們認為保障性并網項目將會貢獻國內儲能 需求的基本盤;市場化并網項目配儲要求更高，后續儲能裝機增速預計將高于新能源增速。 市場化并網項目：超額建設規模需要配儲，上網電價按照指導價結算，配儲比例要求更高。

　　市場化并網項目針對保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，通過自建、合建共享或購 買服務等市場化方式落實并網條件后并網，與保障性并網只是在并網條件上有差異。據發 改委、能源局《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》， 為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照 功率 15%的掛鉤比例(時長 4 小時以上，下同)配建調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進 行配建的優先并網。

　　市場化并網項目配儲要求更高，后續儲能裝機增速預計將高于新能源增速。經過我們預測， 在所有電站均為平價電站，保障性并網項目配儲 10%，儲能時長 2 小時，市場化并網項目 配儲 15-20%，儲能時長 4 小時，全國保障性并網項目總規模 100GW 的假設下，風光并網 總規模超過 100GW 后，儲能規模隨著風光并網規模增長的速度將加快。具體到市場化并網 項目配儲 17.5%時，當風光并網規模低于 100GW，并網規模每增加 10GW 儲能規模將增 加 1GW，當風光規模高于 100GW，并網規模每增加 10GW 儲能規模將增加 1.75GW。

　　硅料降價：大基地建設節奏或超預期，儲能需求受益明顯

　　硅料價格進入下降通道，集中式大基地需求受益最明顯。截至 3 月 31 日，光伏級多晶硅價 格為 24.76 美元/千克，相比于 22 年 8 月的高點降幅達 35.4%。我們預計 23 年光伏裝機量 130GW，風電裝機量 70GW，從結構上看，對組件價格更為敏感的集中式電站是增量主體。 若大基地建設節奏超預期，假設各比預期高 10GW，則按照大基地平均更高的配儲比例， 或可帶來 2.6GW/6GWh 左右的儲能裝機增量。

　　火電退役：老舊火電機組提升，后續儲能需求有支撐

　　火電占比下降，可再生能源發電占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源發展規劃》提 出，2025 年，可再生能源年發電量達到 3.3 萬億千瓦時左右;“十四五”期間，可再生能 源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過 50%，風電和太陽能發電量實現翻倍。據 IEA 預測，在實現“雙碳”目標的預設下，到 2060 年，中國的太陽能和風能發電量相對于 2020 年將增加 7 倍，占總發電量比例從 25%提升至 2030 年的 40%和 2060 年的 80%，其 中，太陽能發電的占比由 2020 年的 4%提升至 45%。可再生能源發電比例的提升是政策推 進和度電成本(LCOE)下降綜合作用的結果，目前光伏發電和陸上風電已初步具備在 LCOE 上和燃煤電廠競爭的能力，火電占比將逐步下降，可再生能源發電占比有望大幅提升。

　　火電機組退役帶來更多的電化學儲能需求。從火電新增發電設備的歷史數據上看， 2005-2010 年時我國火電建設的高峰期，且 2006 年新增火電發電設備容量達 9244 萬 kW 的峰值。按照 20 年設計壽命計算，對應 2025-2030 年起，我國將進入火電機組退役的高峰 期。參考美國隨著天然氣發電廠逐步退役，從而實現可再生能源配合儲能系統替代原有天 然氣發電的案例，且考慮到后續國內風光大基地的建成投運，預計 2025-2030 年國內電化 學儲能的需求提升。(詳見我們于 2022 年 10 月 20 日發布的報告《儲能協助能量時移，護 航能源變革》)。

　　規模預測：預計23年裝機規模有望達到17.9GW/41.1GWh

　　我們預計 23 年新型儲能裝機規模有望達到 17.9GW/41.1GWh。據北極星儲能網統計，國 內 2022 年單年新增規劃在建的新型儲能項目規模達 101.8GW/259.2GWh，并且大部分項 目都將在近 1-2 年內完工并網，這些規模數字已顯著超國家發改委、國家能源局于 2021 年 7 月發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中設置的 2025 年實現 30GW 裝機的 目標。我們預計 23 年新型儲能新增規模有望達到 17.9GW/41.1GWh，增速達到 158.8%/168.4% ， 我 們預計23-25年新型儲能新增規模復合增速有望達到 93.0%(GW)/103.5%(GWh)。

　　結構優化：共享儲能助力降本，協助理順商業模式

　　共享儲能協助降本增效，規模效應明顯。根據各地風電建設要求，新能源電站可以通過租 用共享儲能方式，滿足配儲要求。共享儲能位于電網側，規模高于發電側小型儲能，PCS、 BMS、箱體及 EPC 建設均有規模效應，有助于實現成本優化。此外，大型儲能電站多建在 110KV/220KV 并網點，相較于建在 35KV 并網點的發電側儲能更容易被調度系統調用，增 加調峰和調頻收入。 針對發電側改進模式，針對電網側提升收入來源。按照配儲要求，發電側通過租用儲能換 來風光核準/運營便利，需要付出對應租金成本。共享儲能相較于發電側自用模式，可以在 輔助服務市場獲得輔助服務收益，實現模式優化;相較于傳統的電網側儲能，能夠獲得租 金收入，拓展收入來源。如我們測算新疆調峰用儲能項目 IRR 約 6.22%，若按照 20 年折舊 支付租金，則回報率可達 11.86%，顯著提升儲能項目 IRR。

　　輔助服務價格多在 0.28 元/千瓦時以上，收入租金規模在高于總投資的 1/15 即可滿足 6% 以上的 IRR 要求。我們梳理了部分省份(地區)的調峰補償價格，價格區間范圍較大。比 如，在 2022 年 6 月發布的《南方區域新型儲能并網運行及輔助服務管理實施細則》中，廣 東、廣西、云南、貴州、海南調峰補償價格分別為 0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952 元/kWh， 不同省份之間存在顯著差異，較多省份調峰補償價格具有較強吸引力。我們測算，當輔助 服務價格在 0.28 元/kWh 時，收入租金規模在高于總投資的 1/15 即可滿足 6%以上的 IRR 要求。發電側租金承受力：公司資本成本在 4.5%以上時，能夠承受 13 年折舊租金。對于發電側， 租用份額可以減輕現金流壓力，我們用租金現值/初始投資成本計算，發現當公司資本成本 高于 4.5%時，能夠承受 13 年折舊租金。

　　通過我們上面的測算，當租金折舊年限為 13-15 年時，共享儲能針對儲能運營方及發電側 均為效率更優的方案。

　　項目測算：山東理想情況下回報率可達 11.93%。2022 年 9 月，山東省能源局發布《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》 的通知，措施提出，依托現貨市場，推動新型儲能市場化發展。包括 4 項措施：一是支持 示范項目作為獨立儲能參與電力現貨市場，獲得電能量收益;二是允許示范項目容量在全 省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益;三是對參與電力現貨市場的示范項目按 2 倍標準 給予容量補償，獲得容量補償收益;四是支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得 輔助服務收益。

　　發電方租賃需求：電力交易中心承擔租賃撮合市場，多配備儲能電站有望優先并網 具體來講，租賃規范方面，儲能項目在山東電力交易中心統一登記，組織發電企業與儲能 運營方合同期限不低于 2 年。權益傾斜方面，配儲電站并網時序傾斜已落地，電網企業將 按照儲能容量比例由高到低安排并網順序，配儲比例多的電站可以優先并網。租賃費方面， 預計仍以倒算方式確定，當前山東項目針對容量租賃費大概 1000-1500 萬元/MWh。

　　共享儲能方：交易+容量租賃模式盈利 。政策給予儲能主體地位，電力現貨市場賺取價格差，規定充電電量不承擔輸配電價以及政 府性基金附加，電力市場價格波動以及交易影響共享儲能利潤，根據山東電網披露，當前 日內價格波動差為 0.448 元/wh，仍可提供可觀的回報。規定對參與電力現貨市場的示范項 目按 2 倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益。當前參與電力現貨市場的發電機組容量 補償費用為 0.0991 元/kwh，雙倍補償約 0.2 元/kwh。我們測算當極端情況下(儲能公司拿 到全部電價差)，回報率可達 11.93%。

　　敏感性分析：維持發電側租金按照 15 年折舊計算/電網側容量核定比例為 50%的情況下， 改變儲能建設成本和日內電價差假設，我們看到當日內電價差在 0.15 元以上時，儲能初始 投資成本在 2.2 元/kwh 以下時，可以保障 IRR 達到 6%以上。當儲能 EPC 成本下降到 1.8 元/Wh，0.10 元的日內電價差也可以滿足投資方的運營要求。

　　供給維度：環節價值量變化，行業格局尚未定局

　　產業鏈內企業縱橫延伸，溫控/消防環節價值量有望提升

　　儲能產業鏈包括上游原材料、中游儲能系統、下游終端用戶三個環節。儲能系統包括電芯、 PCS、溫控、消防、EMS(能量管理系統)、BMS(電池管理系統)等多個環節，再由系統 集成商進行集成，出售給下游終端客戶。產業鏈內企業具有縱橫延伸趨勢，比如動力/消費 電池企業大力發展儲能電池業務，光伏逆變器企業開拓儲能 PCS 業務，溫控、消防企業追 隨儲能行業熱潮開拓產品應用領域;產業鏈內部分電芯、PCS 公司縱向拓展業務至系統集 成與 EPC 環節。電池環節成本占比高，擁有較高話語權。根據儲能領跑者聯盟，2022 年儲能系統成本構成 中，電芯成本占比 59%，PCS 占比 16%，BMS 占比 9%，EMS、溫控、消防及其他占比 16%。儲能電池價值量占比高，其成本對儲能電站的成本起到決定性作用，我們預計儲能 電池廠商未來在產業鏈中仍將保持較高的話語權。

　　溫控與消防環節的價值量有望提升。隨著儲能行業從導入期到快速發展期邁進，我們認為 后續儲能安全的重要性有望逐步凸顯。2022 年 1～8 月，全國電化學儲能項目非計劃停機 329 次，電化學儲能的安全標準、管理規范亟待提升。從 2021 年底開始，從國家到地方出 臺了多項政策，著力儲能電站安全管理。涵蓋了安全風險隱患整治、儲能電站安全管理、 儲能電站并網運行管理等多個方面。《電化學儲能電站安全規程》將于今年 7 月 1 日實施， 系儲能安全領域的首個指引性文件，文件規定了電化學儲能電站設備設施安全技術要求、 運行、維護、檢修、試驗等方面的安全要求，涉及儲能電池、BMS、PCS、監控、消防等 各類設備的檢修規定。文件提出了“每個電池模塊可單獨配置探測器”、“鋰離子電池室/艙 自動滅火系統的最小保護單元宜為電池模塊，每個電池模塊可單獨配置滅火介質噴頭或探 火管”，滅火由艙級、簇級精準到 PACK 級。我們認為目前國內儲能電站溫控和消防投入有 望進一步提高，相關公司有望量利齊升。

　　電池：儲能電池增量足，大電芯&疊片或是趨勢

　　儲能電池增量足，新老廠商積極擴產。據 21 世紀經濟報道不完全統計，2022 年以來國內 動力與儲能電池擴產金額高達 3013.7 億元，擴產規模 840GWh。儲能電池擴產幅度大，眾 多動力/消費電池企業大力發展儲能電池業務，同時也不乏跨界企業，包括紡織業巨頭盛虹 集團、主營大氣污染控制領域環保產品的 ST 龍凈、食品企業黑芝麻等均跨界布局儲能電池 生產。

　　電池產能快速落地，大電芯&疊片或是新趨勢。大電芯逐漸成為國內集中式和工商業儲能系 統的主流選擇，2022 年以來，華能等招標明確要求電芯單體容量不低于 280Ah。據 GGII， 截至 2022H1，280Ah 在國內工商業側滲透率已達 60%以上，截止 2022 年 9 月底，純 280Ah 獨立線(特指專線專供 280Ah 儲能電芯，除動儲共線企業外)產能合計約 34GWh，除上 述產能以外，到 2023H1 將新建 280Ah 專線的投產產能約 80GWh。此外，疊片工藝也成 為了大型儲能電站電芯的新趨勢，疊片工藝能讓大電芯更好發揮安全性、能量密度、工藝 控制上的優勢。據 GGII，2022H1 方形疊片電池在儲能市場已出貨 3GWh 以上，整體滲透 率約為 7%，廣泛應用到戶用儲能、國內工商業儲能和源網側儲能項目中。

　　PCS：國產IGBT產能釋放，市場向頭部聚集

　　海外 IGBT 大廠預計短期供應仍處于緊缺狀態。IGBT 作為 PCS 的核心部件，22 年曾一度 成為制約 PCS 出貨供應的關鍵要素。據英飛凌 2022 年 11 月年報交流會，公司部分產品已 正常供應，但用于可再生能源的 IGBT 仍處于緊缺狀態，考慮到 IGBT 未來的下游需求，英 飛凌將繼續投資擴大 IGBT 生產。我們預計 2023 年儲能將面臨與新能源汽車爭奪 IGBT 產 能的局面，海外 IGBT 的供應情況短期內或難以好轉。

　　國產 IGBT 廠商積極擴建，市占率逐步提升。據 Omdia 數據，國內廠商時代電氣 2021 年 首次進入 IGBT 模塊排名前十。據時代電氣 22 年 8 月 26 日交流會，公司 2023 年 IGBT 訂 單已全部鎖定。國內半導體廠商在全球市占率正逐步提升，海外 IGBT 緊缺對在國內銷售的 儲能產品影響或將減小。市場對 IGBT 需求火熱，據半導體產業縱橫，國內半導體廠商華虹 半導體、中芯國際、積塔半導體、士蘭微、華潤微、比亞迪半導體、時代電氣等普遍擴建 意愿積極。

　　大儲是 B 端市場，廠商價格直面競爭，產品優勢公司脫穎而出。儲能 PCS 在初期單價和毛 利率較高，隨著頭部廠商不斷擴產和新的廠商不斷進入，產業競爭加劇，價格和毛利率逐 漸走低。上能電氣 2018 年儲能 PCS 營收 0.15 億元，產品單價 0.37 元/W，2022 年儲能 PCS 營收 1.42 億元，較 2018 年增長近 9 倍，產品單價 0.19 元/W，降幅 50%，規模效應 盡顯。陽光電源光伏逆變器價格穩中有降，由 2018 年 0.22 元/W 降至 2022 年 0.19 元/W。

　　溫控：成本下降疊加要求提升，液冷趨勢已現

　　液冷針對大儲優勢凸顯，未來市場規模將快速提升。液冷在技術上具備優勢，當前大容量、 高功率儲能系統的快速應用，對于儲能系統散熱效率要求更高。液冷技術相比于傳統風冷 散熱效率更高，同時噪音更小、能耗更低，具有顯著優勢，單位價值量相比風冷也會有明 顯提升。隨著儲能電站大型化、集約化的不斷發展，儲能系統大容量、高密度的趨勢不斷 凸顯，未來液冷市場規模預計會快速增長。根據 GGII，2021 年中國儲能溫控市場整體規模 為 24.7 億元，液冷溫控市場規模 3 億元。GGII 預計到 2025 年，中國儲能溫控市場總規模 將達到 164.6 億元，液冷儲能市場價值將達到 74.1 億元，占比約 45.1%，年復合增長率超 過 89%。

　　行業內積極布局，液冷成本有望降低。行業內目前已有包括英維克、奧特佳、高瀾股份、 同飛股份等多家公司布局儲能溫控市場并進行液冷產品相關業務開發，其中英維克和奧特 佳已有完善客戶體系和產品生產線，先發優勢明顯，其余公司也積極布局多項液冷產品規 劃，搶占市場空間。風冷系統結構相對簡單，價值量低于液冷。其中，壓縮機、風機價值 量最大，二者主要原材料為銅、鋼等大宗商品。未來，水冷主機將趨于標準化、規模化生 產，大宗商品價格進入下行區間，液冷、風冷系統成本有望逐步降低且差距或將逐步縮小。

　　消防：行業集中度低，渠道布局為關鍵

　　行業集中度低，渠道布局為關鍵。消防行業集中度低，截至 2019 年青鳥消防、威海廣泰和 天廣中茂三家企業市占率分別為 2.2%、0.95%和 0.39%，行業 CR3 僅 3.54%，格局分散。 各傳統消防企業積極拓寬產品類別，開發儲能產品，行業內比較重視渠道布局與產品解決 方案的提供。

　　集成&EPC：多方企業涌入，渠道是拿單關鍵

　　多方企業涌入，行業競爭加劇。集成商與 EPC 方通過采購設備、系統集成后打包出售給下 游客戶，是儲能電站各組件與下游客戶的連接人，也是儲能電站安全運行的負責人。當前 大量企業涌入儲能賽道，集成商與 EPC 方主要可分為三類：1)產業鏈內電芯、PCS 等企 業縱向延伸，如寧德時代、比亞迪、陽光電源等，利用其品牌、成本與渠道優勢迅速打開 市場，業務發展壯大;2)關聯賽道企業利用技術與渠道優勢橫向切入儲能賽道，如阿特斯、 天合光能等;3)具備電網背景的地方資源型企業，如南網科技、許繼電氣、海博思創等， 這類企業對于電網具有深刻的理解，技術經驗豐富，手握地方資源，訂單更有保障。

　　2022 年儲能系統(不含 EPC)中標結果中比亞迪遙遙領先，但行業整體集中度仍較低。儲 能與電力市場 2022 年共計追蹤到 70 家企業有中標記錄，其中比亞迪以超 1.6GWh 的總量 遙遙領先。累計中標規模超過 500MWh 的其他系統集成商還包括江蘇中天、南都電源、海 博思創和許繼電氣，行業整體集中度較低。

　　強者恒強，出清紅海。集成商與 EPC 方獲取項目主要取決于：1)與下游客戶的關系親密 及穩定程度，集成商與 EPC 方的下游客戶較為穩定，主要是五大四小發電集團以及國南兩 網;2)項目經驗，招標方往往會重點考察投標方的相關項目經驗，其亦體現著投標方的技 術水平。長期來看，集成商與 EPC 方能夠突出重圍還需具備兩個關鍵要素：1)資金保障， 大儲建設對于資金的墊用要求較高;2)成本優勢，大型電站產品趨于同質化，產品價格競 爭日趨激烈化。規模效應與成本控制成為企業盈利的關鍵。我們認為，行業將會呈現強者 恒強，出清紅海的局面，具備項目經驗與規模效應的企業優勢將會進一步加強，企業的渠 道優勢將會成為訂單保障的關鍵。

　　利潤維度：被上游擠壓利潤逐步修復，規模效應增強

　　上游原料價格回落，產業利潤有望修復

　　各環節 22H1 毛利率相比 21 年全年普遍走低，消防環節毛利率水平最高。21 年電芯環節 兩家企業儲能業務毛利率處于 28%-30%，22H1 受到上游鋰礦價格高漲且傳導滯后影響， 盈利空間被顯著壓縮，以寧德時代為例，22H1 毛利率下滑至 6.43%。消防環節毛利率最高， 且兩家公司 22H1 毛利率相比 21 年均有提升，我們認為主要系公司產品結構優化致整體毛 利率水平抬升。儲能 PCS 及系統集成環節內各公司由于業務結構及出貨市場的不同毛利率 水平差異較大，陽光電源/上能電氣 2021 年儲能業務毛利率水平分別為 14.11% /24.52%。 溫控環節毛利率普遍在 25%-30%之間。EPC 環節 21 年毛利率普遍在 20%-30%之間，22H1 毛利率水平出現明顯下滑。

　　國內儲能加速放量，規模效應有望凸顯

　　國內儲能行業放量后，企業的營業成本有望通過規模效應下降。國內和海外儲能所在產業 階段不同，海外儲能已經處于業績釋放期，銷售放量帶來顯著規模效應，期間費用率已經 下降到較低位置。國內市場仍處于從前期導入到快速發展期的過渡階段，潛在規模效應仍 有較大空間。以國內外市場典型公司為例，21 年期間費用率差距 4.4pct，22 年前三季度有 系統集成業務放量，規模效應帶動下整體期間費用率已逐步接近。我們認為除了業務占比 不同外，原有逆變器/PCS 業務仍存在較高的規模效應空間，如上能電氣的研發費用率顯著 高于錦浪科技，20 年-3Q22 分別高出 3.1/3.3/1.5pct。

　　政策催化：發電側配儲權益傾斜/電網側替代儲能設施

　　發電側配儲權益傾斜：2021 年 7 月國家發展改革委、國家能源局發布了《關于加快推動新 型儲能發展的指導意見》， “大力推進”發電側儲能，“積極推進”電網側儲能，“積極支 持”用戶側儲能，發電儲能核心地位不變。意見中針對新能源配儲項目，在項目核準備案、 并網以及運營中調度、保障利用小時數和輔助服務補償上均給與政策傾斜，激發發電側自 發性配置需求。目前發電側還是純粹的租金付出方，該項政策落地后能夠為發電側帶來收 入，發電側和共享儲能方均將受益，國內商業模式有望理順。

　　電網側替代性儲能設施：國內電網側替代性儲能設施對于減少電網波動性具有重要作用， 未來建設費用有望納入輸配電價回收，支撐大型儲能需求。 電網替代性儲能是指建設在電網側適當位置的儲能電站，作為電網公司的一種輸配電固定 設施，進行削峰填谷轉移負荷，具有替代輸配電設備投資、提升線路的傳輸容量等多種功 能。替代儲能能夠在低谷時段充電、高峰時段放電，從而產生峰谷套利收益;同時能夠發 揮調頻、調峰、備用、黑啟動、調壓等輔助功能，對于減少電網波動性、維持電網安全可 靠運行具有重要作用。

　　板塊觀點：大儲潛在催化充分，業績估值均有向上支撐

　　板塊行情：儲能指數大幅提升，基本面/預期差共振向上

　　復盤：儲能指數走勢整體與新能車、光伏相似，21 年以來漲幅高于新能源車及光伏指數。 儲能電池/PCS 多由傳統動力電池/逆變器公司提供，整體走勢與光伏/新能源車類似。儲能 板塊逐步從“偽”需求向內生需求轉變，21 年以來漲幅高于新能源車及光伏指數。 儲能指數大幅提升，背后原因是基本面與預期差共振向上。基本面：根據 CNESA，2022 年國內新增投運新型儲能項目裝機規模達 6.9GW/15.3GWh，與 2021 年同期相比，增長率 均超過 180%。預期差：儲能板塊逐步從偽需求邁向真實需求，新能源配儲+成本分攤機制 逐步理順，正外部性逐步內化，行業預期差帶動增長。

　　產業階段：平價前后撐起高估值，利潤有較大上漲彈性

　　國內大儲正在向驗證放量期邁進，能夠撐起更高的估值。產業階段基本可劃分為萌芽期、 過熱期、驗證放量期、穩健增長期、成熟期。目前從產業階段來看，國內儲能市場處在從 前期導入到快速發展的階段，處于平價前后的時間點，我們認為估值水平有望提升。其背 后的邏輯在于，平價之后，行業的需求量會大幅提升，業內公司的 ROE 也有提升的動力; 同時平價后需求的穩定性也會有所提升。

　　頭部公司估值回調后逐步進入可買區間，大儲利潤上漲彈性較大。目前國內大儲估值已經 修復到合理區間，盈利預測的提升仍需等待公司出貨量預期提升和利潤率提升的信號。量 的增加主要來自于市場化并網項目、硅料降價以及火電機組退役，高招標量提供放量基礎， 后續可以重點跟蹤在手訂單情況。利潤率提升主要來自于上游原料價格下降帶來產業鏈各 環節利潤修復以及放量后帶來的規模效應。同時，潛在催化政策(電網替代性儲能/各地共 享儲能政策/發電側配儲權益傾斜)充裕，我們認為國內大儲利潤上漲彈性充足，后續估值 及業績均有提升空間。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

　　精選報告來源：【未來智庫】