一、國內(nèi)大型儲能招標超預期，需求增長有望拾級而上

（一）國內(nèi)新型儲能招標量價齊升 國內(nèi)新型儲能招標強勁，全年景氣高增已成定局。根據(jù)我們對北極星儲能網(wǎng)招 標信息的不完全匯總，2021全年國內(nèi)新型儲能招標功率和容量達7.42GW、 10.13GWh，其中2021下半年招標的功率和容量達到6.52GW、8.34GWh，在全年 招標量中占87.87%、82.32%。下半年招標占比較高的主要原因，一是國內(nèi)新型儲 能支持政策集中在2021年下半年出臺，刺激招標起量；二是下半年為傳統(tǒng)招標旺季， 在風光大基地建設帶動下需求高增。2022年1-8月國內(nèi)儲能招標功率和容量達 13.82GW、27.70GWh，已達到去年全年的186.32%、273.45%，同比提升465.44%、 496.17%。

下半年作為招標旺季，有望帶動需求進一步高增。特別地，消納壓力增 大帶動配儲時長趨勢性上行，2021年平均1.37小時，而2022年1-8月已達2.00小時。 成本上漲、盈利機制創(chuàng)新及安全性要求提高，促使招標價格觸底反彈。2020年 以來，儲能EPC中標價格先降后升。2020年1月至2021年11月，儲能EPC月平均中 標價格從2.15元/Wh下降至1.38元/Wh。主要原因在于，一是動力電池技術進步帶動 儲能電池協(xié)同降本，二是自2021年下半年開始配儲常作為新能源并網(wǎng)的前置條件， 而屆時儲能盈利機制尚不明確，系統(tǒng)集成商多通過犧牲產(chǎn)品質(zhì)量來壓縮成本。2022 年以來，在上游鋰電材料價格大幅攀升、共享儲能等商業(yè)模式推廣應用、電網(wǎng)對新 型儲能安全性要求提升等多重因素作用下，儲能系統(tǒng)和EPC中標價格均有所回升。目前儲能系統(tǒng)報價在1.45元/Wh-1.65元/Wh左右；儲能EPC報價因涉及不同的升壓、 接網(wǎng)、外送工程，價格差異較大，EPC均價范圍在1.6元/Wh-2.5元/Wh之間，部分項目可能超3元/Wh。隨著共享儲能、獨立儲能等新興模式的興起，有望為儲能構建 起合理收益，儲能利用率低、盈利能力差等困局有望逐步破除，行業(yè)有望邁入發(fā)展 快車道。

（二）新型儲能規(guī)劃規(guī)模逐級擴張 國家規(guī)劃“十四五”新型儲能累計裝機 30GW 以上，5 年增長 9 倍以上。2021 年 7 月，國家發(fā)改委、國家能源局在《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā) 改能源規(guī)〔2021〕1051 號）提出，到 2025 年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī) ?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達 30GW 以上。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計，2020 年底我國新型 儲能累計裝機僅 3.3GW。與規(guī)劃目標相比，十四五我國新型儲能累計裝機容量將增 長約 9 倍。國網(wǎng)南網(wǎng) 2030 年新型儲能裝機規(guī)模或超 140GW。2022 年 8 月，國家電網(wǎng)董 事長辛保安在《求是》雜志發(fā)文稱，預計 2030 年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)新型儲能裝機容量達 到 1 億千瓦（100GW），支持新型儲能規(guī)模化應用。

2021 年 5 月，南方電網(wǎng)在《南 方電網(wǎng)公司建設新型電力系統(tǒng)行動方案(2021-2030 年)白皮書》中提出，“十四五” 期間推動新能源配套新型儲能 20GW。預計南網(wǎng)“十五五”新增新型儲能不低于“十 四五”規(guī)模，則 2030 年國網(wǎng)南網(wǎng)新型儲能合計將超過 140GW。 各省新型儲能規(guī)劃規(guī)模進一步超預期，支撐“十四五”更高成長性。截止 2022 年 8 月，已有 14 個省市提出“十四五”新型儲能發(fā)展規(guī)劃，2025 年累計裝機目標 合計達 47.7GW，主要方向包括鼓勵建設集中式共享儲能、電網(wǎng)側(cè)獨立儲能示范項 目等。山西、甘肅、青海三省規(guī)劃儲能規(guī)模最大，2025 年新型儲能裝機目標均達 6GW。2021 年以來，新型電力系統(tǒng)建設如火如荼。新型儲能作為電力系統(tǒng)靈活性資 源的重要組成部分，是實現(xiàn)高比例新能源消納的有力支撐，其發(fā)展有望持續(xù)加速。

（三）新型儲能支持政策漸次鋪開 2021 年以來，國家層面的新型儲能支持政策加速出臺。2021 年 7 月，國家發(fā) 改委、國家能源局在《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出，大力推進電 源側(cè)儲能項目建設，積極推動電網(wǎng)側(cè)儲能合理化布局，積極支持用戶側(cè)儲能多元化 發(fā)展。2022 年 3 月，《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》明確技術攻關、試點 示范、規(guī)模應用、體制機制多方面舉措，推動新型儲能規(guī)?；?、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā) 展。2022 年 6 月，《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》 明確了新型儲能的市場主體地位，優(yōu)化市場、價格和運行機制，引導行業(yè)健康發(fā)展。多省積極開展儲能商業(yè)模式創(chuàng)新，擴大儲能盈利渠道，支撐新型儲能規(guī)模化應用。山東、青海等省積極探索共享儲能發(fā)展模式，著力解決新能源電站配建儲能利 用率低、經(jīng)濟性差等關鍵問題。河南明確提出 200 元/kWh·年新能源租賃儲能容 量標準價格，具有指導借鑒意義；山東由省級電力交易中心按月組織儲能可租賃容 量與需求容量租賃撮合交易，容量租賃費用根據(jù)國家電投研究院預測約 350 元 /kW·年。 電力市場化改革有望建立健全長期機制，為儲能發(fā)展提供沃土。

新型儲能在電 力市場中的主體地位業(yè)已確立，在電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場中的參與度快速提 升。在成本疏導方面，抽水蓄能已建立兩部制電價機制，為新型儲能成本疏導提供 借鑒。在價格機制方面，對于獨立儲能，一是電力現(xiàn)貨市場最高限價逐漸突破，擴 大儲能盈利空間。2022 年 8 月，廣東電力交易中心《關于暫緩執(zhí)行價格限制相關 條款的通知》提出，結合當前電力供需形勢和一次能源價格水平，暫緩執(zhí)行分類型 設置現(xiàn)貨電能量報價上限和二級價格限值條款，以此確保有效發(fā)現(xiàn)現(xiàn)貨市場價格， 調(diào)動發(fā)電企業(yè)發(fā)電積極性。二是在尚無電力現(xiàn)貨市場地區(qū)，亦積極通過深度調(diào)峰輔 助服務等市場為儲能提供支持。2022 年 8 月，《河南省“十四五”新型儲能實施 方案的通知》提出，調(diào)峰補償費報價上限暫為 0.3 元/千瓦時，每年調(diào)用完全充放電 次數(shù)原則上不低于 350 次，并研究開展備用、爬坡等輔助服務交易。

對于用戶側(cè)儲 能，受益于終端用戶峰谷價差進一步拉大。2021 年 7 月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關 于進一步完善分時電價機制的通知》，要求合理確定峰谷電價價差，系統(tǒng)峰谷差率 超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。 （四）新型儲能應用領域全面拓張 源網(wǎng)側(cè)儲能占據(jù)主要份額，分布式微網(wǎng)和用戶側(cè)儲能具備增長潛力。根據(jù)CESA 統(tǒng)計，截至2021年末，中國電化學儲能市場中新能源配儲、電源側(cè)輔助服務、電網(wǎng) 側(cè)儲能、分布式微網(wǎng)、用戶側(cè)削峰填谷五類場景的裝機功率及規(guī)模分別為 1863.8MW/3649.2MWh 、 1574.5MW/2136.7MWh 、 1112.0MW/2252.4MWh 、211.6MW/612.0MWh、403.7MW/2029.5MWh。從規(guī)?？矗淳W(wǎng)側(cè)儲能仍占據(jù)主導 地位，主要得益于2018年起儲能支持政策的相繼出臺，大型儲能項目由試驗階段進 入小規(guī)模應用階段。從新增裝機規(guī)?？?，五類場景的裝機規(guī)模分別為837.5MW、 532.3MW、401.0MW、28.0MW、45.8MW，同比增長22.37%、0.17%、25.63%、 273.33%、68.38%，分布式及微網(wǎng)和用戶側(cè)削峰填谷用儲能得益于低基數(shù)保持快增 長。

儲能在西部地區(qū)配套風光大基地建設為主，在東部地區(qū)以用戶側(cè)削峰填谷為主。分區(qū)域看，新能源配儲主要聚焦于內(nèi)蒙古、青海、甘肅、新疆等風光大基地所在省 份，通常為發(fā)電集團自建或在省內(nèi)租賃共享儲能的容量，未來向著1500V高電壓PCS 和液冷系統(tǒng)集成方案方向發(fā)展。調(diào)峰調(diào)頻等電力輔助服務領域儲能因其主要由第三 方投資，建設規(guī)模與地方配套政策的盈利機制密切相關，山東、山西、河南、河北等政策機制領先省份儲能建設積極。分布式微網(wǎng)與用戶側(cè)峰谷價差則主要聚集于東 部峰谷價差較大省份。

二、政策驅(qū)動大儲發(fā)展，關注三大熱點環(huán)節(jié)

2021 年 7 月，國家發(fā)展改革委和國家能源局印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電 企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138 號）， 指出我國可再生能源迅猛發(fā)展，但電力系統(tǒng)靈活性不足、調(diào)節(jié)能力不夠等短板和問 題突出，提出超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率 15%的掛鉤比例、 時長 4 小時以上配建調(diào)峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。自 此，全國多個?。ㄊ小^(qū)）紛紛提出新能源強制配儲要求。 新型儲能高成長貫穿“十四五”周期。目前國內(nèi)大型儲能需求主要應用于新能 源配儲，考慮到“十四五”期間新能源的高速發(fā)展與新型儲能機制的完善，獨立儲 能、共享儲能等新型儲能商業(yè)模式日趨成熟，且各省份將配儲或租賃相應儲能容量 作為新能源并網(wǎng)的前置條件，我們預計新增項目配儲滲透率將快速提升，預計 2022-2025年達到30%、50%、70%、90%。功率配比方面，各省政策要求配儲比 例為15%-25%，高比例逐漸成為趨勢。

展望未來，隨著儲能系統(tǒng)成本的下行與商業(yè) 模式的日趨完善，存量項目有望納入配儲考核。綜上，我們預計2022-2025年國內(nèi) 大型儲能容量需求達6.4GW、14.0GW、24.7GW、42.4GW，對應12.7GWh、27.9GWh、 54.3GWh、106.1GWh，新型儲能高成長性將貫穿“十四五”周期。 若充足配儲，則新能源+儲能在“十四五”尚難以實現(xiàn)平價。經(jīng)測算，若按照 20%、4 小時配置儲能，考慮光伏 LCOE 下降及儲能 EPC 下降 30%至 1.4 元/Wh， 即使忽略充放電損耗、運維成本，2025 年光伏+儲能度電成本仍將達到 0.393 元， 與全國平均燃煤標桿電價 0.37 元/kWh 相比，仍難以實現(xiàn)平價。

考慮到“十四五”新能源配儲無法平價，加之我國終端電價當前可能無法明顯 上漲，故儲能發(fā)展仍受成本問題牽制。在此背景下，應關注政策重點支持的熱點領 域和應用場景。

（一）共享儲能有望成為新能源配儲主流模式 （1）以租代建，共享儲能改善多方經(jīng)濟效益 新能源配儲盈利機制不明確背景下，儲能質(zhì)量不高、利用率偏下的問題不容忽 視。2021 年以來，隨著新能源并網(wǎng)提速，電網(wǎng)消納壓力驟增，各省相繼出臺新能 源場站配套 10%-20%功率、2 小時時長的儲能設施，并將配儲作為新能源并網(wǎng)的前 置條件，儲能需求快速增長。然而，在電價機制與成本疏導機制尚未理清背景下， 已建儲能項目大多仍未形成穩(wěn)定合理的收益模式，強配儲能并網(wǎng)項目利用率不高現(xiàn) 象普遍存在，行業(yè)發(fā)展步入瓶頸期。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021 年國內(nèi)規(guī)劃、在 建新型儲能項目規(guī)模達 23.8GW/47.8GWh，新增投運新型儲能項目裝機規(guī)模 2.4GW/4.9GWh，規(guī)劃項目大量延緩落地反映出上述問題亟待解決。 以租代建，共享儲能通過解決關鍵痛點有望成為新能源配儲行業(yè)新模式。共享 儲能是由第三方投資建設的集中式大型儲能電站，通過向新能源電站進行容量租賃 并參與電力市場，支持新能源發(fā)展并獲取合理收益。與新能源電站配建儲能的分散 式發(fā)展方式相比，共享儲能的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在：

（1）使用效果好，大容量有利于 電網(wǎng)調(diào)配；（2）安全性高，統(tǒng)一技術規(guī)范，提升安全標準與電池質(zhì)量；

（3）經(jīng)濟 性更好，配置于電網(wǎng)關鍵節(jié)點，直接響應省級電網(wǎng)調(diào)度需求，服務全網(wǎng)運行。對于滿足電網(wǎng)運行條件的配建儲能，可以轉(zhuǎn)為共享儲能參與電力市場交易，進一步打開 共享儲能發(fā)展空間。 分主體來看，電網(wǎng)公司、新能源電站、儲能運營商均能有所獲益，因此我們認 為共享儲能有望成本新能源配儲的主流模式。 據(jù)我們測算，誠然配儲影響新能源電站收益率，但共享儲能模式明顯優(yōu)于新能 源電站配建儲能模式。假設：

（1）光伏電站單位投資額：4.1 元/W，首年光衰 2.5%，次年后每年光 衰 0.6%；

（2）利用時長參數(shù)：年平均可利用小時數(shù) 1300h（實際大基地利用小時 數(shù)可能會更長，2021 年內(nèi)蒙古光伏資源利用小時數(shù)超 1600h，新疆、甘肅、青海、 寧夏、陜西、山西Ⅰ類均超 1300h）；

（3）價格參數(shù)：上網(wǎng)電價為各省燃煤發(fā)電 基準價平均值：0.3664 元/kWh；

（4）貸款參數(shù)：自有資金比例 30%，貸款利率為 4.5%，貸款年限 15 年。 模式一：新能源電站不配置儲能。測算全投資收益率 6.39%，平均度電成本 0.32 元/kWh；自有資金收益率 9.43%，平均度電成本 0.33 元/kWh。模式二：新能源電站配建儲能。假設新能源運營商自主配置 15%功率、2 小時 備電時長的儲能項目，儲能系統(tǒng) EPC 均價取 1.7 元/Wh，假設光伏電站全生命周期內(nèi)需要更換一次儲能系統(tǒng)，更換價格取目前儲能 EPC 均價一半對應 0.85 元/Wh， 測算全投資收益率 4.57%，平均度電成本 0.37 元/kWh；自有資金收益率 5.26%， 平均度電成本 0.36 元/kWh。模式三：新能源電站租用共享儲能。國家電投研究院預計山東儲能容量租賃費 為 350 元/kW·年左右，考慮到新能源配儲后運營商盈利性較低，實際租賃合同簽 訂時存在部分折價，選取 330 元/kW·年進行測算，假設前 10 年容量租賃費不變， 10-25 年每年下降 10%，測算全投資收益率 5.16%，平均度電成本 0.35 元/kWh；自有資金收益率 6.50%，平均度電成本 0.35 元/kWh，收益率高于新能源電站配建 儲能。

（2）風光大基地等消納能力受限地區(qū)共享儲能有望加速放量 風光大基地建設帶動新型儲能規(guī)?；枨?。2021 年 11 月，國家發(fā)改委和國家 能源局聯(lián)合發(fā)布了《關于印發(fā)第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光 伏基地建設項目清單的通知》，其中共涉及 19 個省，總規(guī)模 97.05GW，風光比例 約為 4：6，并網(wǎng)時點集中于 2022 和 2023 年。2022 年 2 月，國家發(fā)改委、能源局 發(fā)布關于印發(fā)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案 的通知》，規(guī)劃第二批風光大基地，根據(jù)方案計劃以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、 巴丹吉林沙漠為重點，以其他沙漠和戈壁地區(qū)為補充，規(guī)劃總裝機量約 455GW。風光大基地建設有望帶來大型化、規(guī)模化新型儲能需求。

一期風光大基地項目主要進行本地消納和利用存量特高壓線路外送，對新型儲 能需求較少。特高壓作為遠距離、大容量、低損耗的輸電方式，可有效解決區(qū)域電 能不平衡問題，為風光大基地消納提供通道。截止 2022 年 6 月底，我國已建成“16 交 19 直”共 35 條特高壓工程，而根據(jù)國家能源局發(fā)布的 2020 年度全國可再生能 源電力發(fā)展監(jiān)測評價結果，除部分西南水電外送配套的特高壓直流工程實現(xiàn) 100% 清潔能源外送外，絕大多數(shù)線路輸送電量中的可再生能源占比不及 50%，清潔能源 輸送潛力較大。而根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2019 年全國特高壓輸電線路的平均利用 率僅為 53%，其中特高壓直流、交流輸電線路利用率分別為 61%、33%，特高壓 線路利用率仍有較大挖掘空間。國家能源局提出開發(fā)第一期 97W 風光大基地，可 利用存量特高壓線路外送，加之已有火電機組配套運行，對調(diào)節(jié)資源要求較少。

二期風光大基地遠離電網(wǎng)主干網(wǎng)架，配儲或成為剛需。2022 年 2 月，國家發(fā) 展改革委、國家能源局發(fā)布關于印發(fā)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電 光伏基地規(guī)劃布局方案》，規(guī)劃以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠為重 點，到 2030 年建設風光基地總裝機量 455GW，通過特高壓直流外送到東部負荷消 納地區(qū)。但特高壓直流因其采用晶閘管的技術特點，對輸送電源穩(wěn)定性有著較高要 求，運行過程通常需要搭配火電或儲能等靈活性資源進行調(diào)節(jié)，以酒泉-湖南±800 千伏特高壓直流為例，送電功率 800 萬千瓦，配套電源規(guī)模達 1580 萬千瓦，其中 風電 700 萬千瓦、光伏 280 萬千瓦，同時搭配燃煤機組 600 萬千瓦才能正常運行。與一期項目相比，二期項目以新疆、內(nèi)蒙古的荒漠隔壁為主，距離主網(wǎng)架距離更遠、 火電資源相對匱乏，對儲能需求進一步增強。以新能源配套 20%功率，2 小時備電 時長儲能測算，二期風光大基地需配套 182GWh 儲能。 風光大基地一期項目近乎全面開工，關注二期項目帶動共享儲能放量。國家能 源局 2022 年 5 月披露，第一批風光大基地進展順利，已開工規(guī)模占比超 9 成，第 二批大型風光基地加快推進。共享儲能有望以高利用率、以租代售降低新能源場站 初始投資壓力等技術經(jīng)濟性優(yōu)勢，隨著第二批大基地快速發(fā)展。

（二）電網(wǎng)側(cè)關注獨立儲能和電網(wǎng)替代型儲能

（1）獨立儲能有望獲得兩部制電價支持 獨立儲能深受政策支持，并網(wǎng)要求亦高。2021 年 12 月，國家能源局印發(fā)新版 “兩個細則”，首次從制度層面明確儲能的獨立主體地位；2022 年 6 月，兩部門 聯(lián)合印發(fā)《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，從 12 個 方面對新型儲能參與電力市場與調(diào)度運營做出規(guī)定，首次對獨立儲能進行官方定義， 即具備獨立計量、控制等技術條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符 合相關標準規(guī)范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項 目，鼓勵符合條件的項目轉(zhuǎn)為獨立儲能參與市場交易。通過參與多品種交易擴大收 入來源，以市場化方式發(fā)展新型儲能。獨立儲能完全接受電網(wǎng)調(diào)度、廣泛參與電力 市場（調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡等），自行挖掘盈利空間。此外，獨立儲能項目的質(zhì)量要 求也會更高。以文山電力擬籌建的獨立儲能項目為例，梅州五華與佛山南海儲能電 站建設均價分別為 2.81、2.79 元/Wh，高于目前所統(tǒng)計的 2.1 元/Wh 的 EPC 工程 均價，獨立儲能質(zhì)量溢價顯著。

參考抽水蓄能定價機制，獨立儲能有望以兩部制電價運行。2021 年 4 月，《國 家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕 633 號）給予抽蓄兩部制電價機制。獨立儲能與抽蓄同為電網(wǎng)側(cè)儲能，功能非常相 近，我們認為獨立儲能也有望獲得兩部制電價支持：通過容量電價回收部分固定成 本，通過電量電價進行市場化盈利。2022 年 6 月，國家發(fā)改委《關于進一步推動 新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》更是明確提出，建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電 站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收 益納入輸配電價回收。但與抽水蓄能全成本納入輸配電價并給予 6.5%的資本金收 益率來確定容量電價相比，獨立儲能參與電力市場更廣泛、盈利能力或更強，未來 成本納入輸配電價進行回收的比例或較抽蓄有所降低。

2022年獨立儲能規(guī)劃與設計如火如荼，建設進度逐步提速。根據(jù)儲能與電力市 場公眾號統(tǒng)計，2022年上半年并網(wǎng)投運的獨立儲能電站2座、啟動施工建設的項目 17個、進入/完成EPC和儲能設備招標的項目64個，總計規(guī)模9.24GW/18.55GWh， 其中儲能示范項目規(guī)劃較大的山西、寧夏、湖南、湖北等省份推廣進度較快。從項 目進度來看，處于規(guī)劃/可研的獨立儲能電站18.9GW、EPC/設備采購階段5.8GW、 建設階段1.8GW、投運0.1GW，項目總規(guī)模26.6GW/53.6GWh，未來隨著獨立儲能 相關機制的逐步落地，項目建設進度有望持續(xù)加快。

特別地，共享儲能與獨立儲能具有較多相似之處，在山東等地區(qū)已不作區(qū)分。我們認為，二者均具有兩部制電價特征，但“容量補償”的主要來源不同：共享儲 能主要依托新能源電站支付的容量租金；獨立儲能主要來自于容量電價，而容量電 價會隨輸配電價征收，成本分攤至全社會?？梢源擞枰詤^(qū)分。 （2）電網(wǎng)替代型儲能有望納入輸配電價 電網(wǎng)替代型儲能需求逐步顯現(xiàn)。在某些場景下，建設儲能比新建/擴容電網(wǎng)更加 便捷、經(jīng)濟，未來有望逐步通過配置儲能的方式延緩/替代電網(wǎng)升級改造。例如，商 場/居民小區(qū)內(nèi)電動車逐漸增多，而配電網(wǎng)擴容難度大、成本高，或通過建設儲能滿 足電動車充電需求，緩解電網(wǎng)改造壓力。政策鼓勵電網(wǎng)替代型儲能發(fā)展。

2022 年 1 月，國家發(fā)改委、國家能源局《“十 四五”新型儲能發(fā)展實施方案》提出，在輸電走廊資源和變電站站址資源緊張地區(qū)， 支持電網(wǎng)側(cè)新型儲能建設，延緩或替代輸變電設施升級改造，降低電網(wǎng)基礎設施綜 合建設成本。2022 年 5 月，國家發(fā)改委、國家能源局《關于進一步推動新型儲能 參與電力市場和調(diào)度運用的通知》提出，探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入 輸配電價回收。今年下半年將核定 2023-2025 年輸配電價，電網(wǎng)替代型儲能大概率 能夠納入其中。

（三）分布式及微網(wǎng)儲能有望成為潛在增量

（1）海外戶儲高景氣無虞，國內(nèi)工商業(yè)經(jīng)濟性初現(xiàn) 俄烏沖突大幅拉高用電成本，海外小型戶儲高景氣延續(xù)無虞。根據(jù)歐洲統(tǒng)計局 數(shù)據(jù)，歐洲天然氣發(fā)電占比始終維持在 20%左右，電力市場對天然氣價格敏感。2022 年大宗商品價格上漲與俄烏沖突大幅推高天然氣價格，進而推動電價大幅上漲。以 德國為例，2022 年 6 月日前電價達到 218.2 歐元/MWh，相較于 2021 年 7 月的 81.3 歐元/MWh 上漲 168.4%，用電成本大幅提升，疊加 PPA 電價下行，直接帶動戶用 儲能市場高速發(fā)展。根據(jù) HIS Markit 統(tǒng)計，德國作為戶儲裝機第一大市場，占比達25.2%，美國、日本占比達 23.6%、17.9%，歐洲裝機量合計占比達 40.4%，高用 電依賴疊加高電價、供電可靠性不足等多種因素驅(qū)動下，歐美日澳等多地區(qū)戶用儲 能景氣度有望延續(xù)。 國內(nèi)居民電價受到保護，而工商業(yè)峰谷價差逐步拉大，工商業(yè)儲能有望加快增 長。

相較于歐美高居民電價，國內(nèi)居民電價仍保持較低水平，電力供應保障相對充 足，短期內(nèi)仍不具備發(fā)展戶用儲能客觀條件。根據(jù)國家電網(wǎng)統(tǒng)計，與可獲得數(shù)據(jù)的 全球35個OECD國家比較，2019年中國銷售電價每千瓦時約0.62元，約為各國平均 水平的60%，居民用電價僅高于墨西哥。而電力市場化改革下工商業(yè)用戶峰谷價差 擴大，目前國內(nèi)用戶側(cè)配儲主要應用于工商業(yè)領域，通過峰谷價差套利降低整體用 能成本，根據(jù)各省最新的代理購電價格數(shù)據(jù)，2022年9月16個省峰谷價差擴大，21 個省市最大峰谷價差超0.7元/Wh，工商業(yè)配儲降低整體用能成本效應愈發(fā)顯著。

儲能成本下降有望帶動工商業(yè)儲能放量。據(jù)我們測算，以中國電價水平最高的 珠三角五市為例，假設：

（1）儲能系統(tǒng)技術與投資參數(shù)：EPC 價格 2 元/Wh，系 統(tǒng)容量年衰減 2%，每天完整充放電 2 次，預計使用年限 10 年，充放電效率 90%， 運維費用為每年收入的 5%。

（2）價格參數(shù)：采用珠三角五城 5 月公布的一般工商業(yè)電價，夏季尖峰電價 1.7021 元/kWh、高峰電價 1.3672 元/kWh、平段電價 0.8156 元/kWh、低谷電價 0.3271 元/kWh?？紤]全年運行 330 天（夏季 62 天、非夏季 268 天），夏季尖峰、高峰放電各 1 次+低谷、平段充電各 1 次，非夏季高峰放電 2 次+ 低谷、平段充電各 1 次，則全年平均充放電價差 0.8273 元/kWh，測算全投資收益 率 5.63%。若考慮貸款、稅收優(yōu)惠或地方儲能安裝或運行補貼后收益率將更高。若 僅改變儲能系統(tǒng)投資成本參數(shù)，在 1.5 / 1.6 / 1.7 / 1.8 / 1.9 元/Wh 的 EPC 成本下， 測算全投資收益率分別達 12.83% / 11.11% / 9.55% / 8.13% / 6.83%。

（2）整縣光伏推進下消納壓力初現(xiàn)，分布式光伏配儲漸行漸近 2021年6月，國家能源局印發(fā)《關于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā) 試點方案的通知》，分布式光伏整縣推廣的序幕拉開；2022年3月，國家能源局印 發(fā)《2022年能源工作指導意見》，提出繼續(xù)實施整縣屋頂分布式光伏開發(fā)建設，因 地制宜組織開展“千鄉(xiāng)萬村馭風行動”和“千家萬戶沐光行動”，整縣光伏、風機 下鄉(xiāng)等建設如火如荼。 分布式新能源消納問題日漸嚴峻，山東、河南等分布式光伏規(guī)模較大省份的消 納率已出現(xiàn)下滑。

根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心披露信息，從光伏逐月累計消 納率看，山東由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。從逐月數(shù)據(jù)看，在節(jié)假日等用電負荷低 谷時期消納壓力已經(jīng)明顯加大。2022年春節(jié)假期為1月31日至2月6日，2月用電量較 低，山東、河南2月光伏消納率分別為92.5%、98.5%，明顯低于全年平均水平。 戶用分布式光伏考驗配電變壓器容量和線路載流能力，有望帶動配電臺區(qū)儲能 需求放量。根據(jù)《2020 年國家電網(wǎng)公司年鑒》，2019 年國家電網(wǎng)公司供區(qū)農(nóng)網(wǎng)戶 均配變?nèi)萘繛?2.76kVA，假設單戶農(nóng)村屋頂鋪設光伏 10kW，正午時分平均出力 8kW， 此時用電功率最多為 2.76kW，則會反送電 5.24kW，是戶均供電有功功率（亦為戶 均配變?nèi)萘浚┑?1.9 倍，或超過變壓器容量和線路載流能力限制。

解決容量不足問 題存在三種思路：一是替換原有變壓器和線路，進行擴容。由于“十二五”、“十 三五”我國大力推進農(nóng)網(wǎng)改造，農(nóng)村地區(qū)配網(wǎng)設備還遠未達到使用壽命，因此該方 法經(jīng)濟代價較大，較少采用。二是新建變壓器和線路（可以與原低壓供電線路相連， 也可單獨與分布式電源相連、實現(xiàn)專線專變并網(wǎng)），分擔反送電潮流。該方法解決 本電壓等級容量不足問題，但要關注上級變壓器容量是否充足，若不足還需要對上 級變壓器進行擴容，而為應對峰值功率新建變壓器及線路，經(jīng)濟性難以滿足。三是 配置儲能，降低反送電功率。通過配置儲能既可以使分布式光伏整體出力更加平滑 可調(diào)度，增加本地消納能力，有望成為整縣推進新能源消納新思路。

三、產(chǎn)業(yè)鏈百花齊放，龍頭企業(yè)率先受益

儲能建設參與企業(yè)漸多，產(chǎn)業(yè)鏈百花齊放。從需求端看，目前儲能需求主要集 中于兩大電網(wǎng)、五大六小等發(fā)電集團的大型儲能與新能源運營商、工商業(yè)企業(yè)等分 布式及微網(wǎng)儲能，市場需求較大。從供給端看，儲能系統(tǒng)集成商呈現(xiàn)百花齊放格局， 能源建設集團、大型設計院、電網(wǎng)產(chǎn)業(yè)公司、電池企業(yè)、逆變器企業(yè)、組件企業(yè)、 風機主機廠、電力電子企業(yè)等紛紛入局，不同企業(yè)通過差異化戰(zhàn)略競爭市場，行業(yè) 格局較分散。從產(chǎn)業(yè)鏈看，各類型企業(yè)依托自身優(yōu)勢切入儲能賽道，搶占行業(yè)高速 發(fā)展紅利。

（一）永福股份：邁向新能源+儲能的電力綜合服務商 公司具備電力行業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈系列資質(zhì)，支撐公司業(yè)務全面拓張。作為國內(nèi)唯一 一家自主上市的能承擔大型發(fā)電、輸變電業(yè)務勘察設計的民營企業(yè)，公司同國家電 網(wǎng)公司、大型發(fā)電集團等30多家大型國有企業(yè)及其下屬公司建立了長期穩(wěn)定的合作 關系，在分布式能源站、海上風電、光伏發(fā)電、特高壓等領域積累了豐富項目經(jīng)驗。公司擁有電力設計最高資質(zhì)等級—工程設計（電力行業(yè)）甲級資質(zhì)，具備領先的發(fā) 電（核電、燃氣發(fā)電、風電、光伏等清潔能源及新能源）、電網(wǎng)（包括特高壓在內(nèi) 的全電壓等級）、綜合能源、智慧能源、儲能等電力能源系統(tǒng)集成解決方案能力， 資質(zhì)全面支撐公司業(yè)務全國擴張。 民營勘察設計龍頭企業(yè)加速向電力能源綜合服務商轉(zhuǎn)型，“新能源+儲能”產(chǎn)業(yè) 鏈生態(tài)日益完善。

2020年12月寧德時代受讓公司8%股票成為第二大股東，雙方合 作持續(xù)深化，2021年2月合資設立時代永福，聚焦智慧能源與新能源產(chǎn)業(yè)，共同研 發(fā)“光伏+儲能”核心技術，2022年6月與啟迪設計全資子公司嘉力達合資成立永福綠能，正式進軍戶用光伏開發(fā)市場，2022年7月公司基于輕資產(chǎn)運營需求向?qū)幍聲r 代轉(zhuǎn)讓時代永福股權，更加聚焦綠色能源開發(fā)與數(shù)字能源服務領域。此外，公司近 一年不斷開拓業(yè)務邊界，投資一道新能源開展分布式光伏合作、投資索英電氣合作 儲能集成產(chǎn)品研發(fā)、入股上?？觳沸履茉慈谌雽幍聲r代光儲充檢項目，將公司數(shù)字 化技術與產(chǎn)業(yè)鏈融合，實現(xiàn)公司向電力能源綜合服務商轉(zhuǎn)型。

風光儲EPC齊發(fā)力，業(yè)務步入加速兌現(xiàn)期。公司EPC業(yè)務貼合新型電力系統(tǒng)建 設方向，聚焦于風光儲等新能源領域，2016年起EPC業(yè)務占營收份額逐年提升，2018 年和2019年占比分別達到62.30%、82.72%，2020年受疫情影響，EPC工程進度放 緩，收入有所下降，新簽項目訂單業(yè)績未能充分釋放。2021年隨著疫情緩和EPC進 程加快，單項業(yè)務貢獻營收12.62億元，同比增長101.34%，占營收比重達80.50%， 同比提升16.56pct。毛利率方面，2021年公司整體毛利率21.99%，同比下滑5.36pct。2022年上半年同樣實現(xiàn)高速增長，EPC業(yè)務實現(xiàn)營收7.65億元，同比增長82.86%， 毛利率受成本端上漲有所承壓。 優(yōu)秀資質(zhì)與民營機制體現(xiàn)風光儲項目拿單能力，海上風電（2022上半年）、戶 用光伏（2022下半年）、儲能（2023）先后共振。同時，寧德時代作為第二大股東 有助于幫助公司加速完成邁向設計-開發(fā)-安裝-運維全流程數(shù)字化的新能源服務商，風光儲訂單放量與數(shù)字能源模式稀缺迎來戴維斯雙擊。

（1）風電：與荷蘭SPT合作吸力樁技術在海風加速平價下有望大規(guī)模應用于海 上風電基礎。目前公司該技術已成功應用于福州長樂外海AC區(qū)海上風電場基礎施工 及吸力式導管架貫入技術服務，中標金額合計0.83億元。2022年2月，公司公告作為 聯(lián)合牽頭人中標平潭外海100MW海上風電場項目EPC項目（5*8MW+6*10MW）， 其中歸屬于公司金額為4.33億元，該項目再次采用吸力樁技術凸顯公司技術優(yōu)勢。

（2）光伏：集中式與分布式戶用齊發(fā)力。公司與寧德時代合作開發(fā)寧德時代廠 房屋頂光伏項目以滿足其清潔能源需求，與啟迪設計全資子公司嘉力達合資成立永 福綠能，以“設計標準化+產(chǎn)品工業(yè)化+運維智能化”創(chuàng)新戶用光伏商業(yè)模式，將傳 統(tǒng)EPC轉(zhuǎn)變?yōu)楫a(chǎn)品化、標準化，提升周轉(zhuǎn)率與盈利性，滿足整縣光伏規(guī)?；?、低成 本開發(fā)需要，項目儲備豐富。

（3）儲能：作為寧德時代上下游一體化布局的重要環(huán)節(jié)，公司與龍頭企業(yè)合作 高度協(xié)同與互補，共同打造儲能行業(yè)護城河。寧德時代憑借規(guī)模優(yōu)勢和品牌競爭力 與全球范圍內(nèi)眾多企業(yè)展開合作，儲能方面先后與星云股份、科士達、易事特、國 網(wǎng)綜能、福建百城新能源、永福股份等行業(yè)龍頭入股成立合資公司，全面切入風電、 光電等發(fā)電側(cè)儲能、儲充電站等電網(wǎng)側(cè)儲能和充電樁、家用儲能柜等用戶側(cè)儲能， 共同發(fā)力布局儲能全產(chǎn)業(yè)鏈。目前在手示范項目包括為國網(wǎng)時代華電大同熱電儲能 工程并提供全過程咨詢服務，為寧德霞浦儲能項目數(shù)字化技術服務，實現(xiàn)儲能站設 計、施工、移交、運維等全生命周期數(shù)字化服務。公司作為寧德時代儲能產(chǎn)業(yè)鏈關 鍵一環(huán)，2022年下半年隨著國內(nèi)大型儲能需求放量，公司有望憑借從設計到運維的 全產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，疊加寧德時代支持實現(xiàn)儲能業(yè)務加速拓張。

（二）南網(wǎng)科技：“儲能+”全面精通，智能電網(wǎng)設備乘勢而上 兩次重大重組，南網(wǎng)賦能實現(xiàn)業(yè)績騰飛。南網(wǎng)科技前身為1988年成立的廣華實 業(yè)，2004年經(jīng)南方電網(wǎng)同意由全民所有制改制為有限責任公司。2017年，廣東電網(wǎng) 剝離公司原代理的電力進出口業(yè)務及收取核電補償費業(yè)務，并入廣東電科院市場化 運營的電源側(cè)技術服務業(yè)務，更名為能源技術，完成第一次資產(chǎn)重組。2019年，廣 東電科院將下屬的涉及新能源技術的相關部門劃轉(zhuǎn)至公司旗下，包括智能電網(wǎng)所、 直流輸電 與新能源所、超導技術研究所、儲能技術研究所、人工智能與機器人研究 所，完成第二次重大重組，業(yè)務結構不斷完善。2020年公司更名為南網(wǎng)科技，2021 年正式登陸科創(chuàng)板上市。

“技術服務+智能設備”兩線齊發(fā)，電力重點賽道大顯身手。公司核心業(yè)務覆蓋 新型電力系統(tǒng)關鍵環(huán)節(jié)，目前已形成技術服務和智能設備兩大業(yè)務體系，包括儲能 系統(tǒng)技術服務、試驗檢測及調(diào)試服務、智能監(jiān)測設備、智能配用電設備和機器人及 無人機五個類別，產(chǎn)品布局電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)各環(huán)節(jié)。公司電源清潔化和電 網(wǎng)智能化主線契合新型電力系統(tǒng)發(fā)展趨勢，主營產(chǎn)品智能設備、新型儲能等卡位電 力系統(tǒng)發(fā)展重點賽道，未來成長空間廣闊。 儲能EPC放量在即，多元業(yè)務前景廣闊，自建產(chǎn)線有望進一步加強成本管控。2021年公司公司智能監(jiān)測設備、智能配用電設備、機器人及無人機、試驗檢測及調(diào) 試服務、儲能系統(tǒng)技術服務收入分別為2.28/2.12/1.86/3.13/1.91億元，占比16.46%、 15.31%、13.43%、22.60%、13.79%，毛利率分別為31.11%、25.52%、30.78%、 40.9%、27.29%。

其中儲能系統(tǒng)技術服務主要包括集成服務與調(diào)試技術服務，2021 年該業(yè)務整體毛利率較高主要系部分EPC項目進展放緩、毛利率較高的調(diào)試技術服 務收入占比增加所致。2022年公司對內(nèi)部組織結構及考核分部進行劃分，明確新能 源裝備、電源、試驗檢測、機器人、智能成套設備和智能終端六大事業(yè)部，其中新能源裝備即儲能業(yè)務實現(xiàn)營收1.94億元，毛利率17.30%。同時，公司布局建設1GWh 儲能PACK產(chǎn)線，成本控制能力有望進一步提升。 集成服務與技術服務齊發(fā)力，承接多個火儲聯(lián)調(diào)、獨立儲能等標桿項目，技術 實力行業(yè)領先。

公司深耕電力行業(yè)多年，對源網(wǎng)側(cè)生態(tài)和儲能需求有更充分了解， 能為用戶提供從源頭設計規(guī)劃到終端運維檢測的全產(chǎn)業(yè)鏈整體解決方案，用戶粘性 高、項目獲取能力強。公司注重研發(fā)力度，集成服務方面：基于電網(wǎng)理解自研EMS 系統(tǒng)，重點設計“智能熱管理+集中式多傳感”的電池系統(tǒng)集成方案，掌握系統(tǒng)設計、 建模仿真、熱管理、火災自適應預警在內(nèi)的多項核心技術，集成產(chǎn)品處于行業(yè)領先 地位。技術服務方面：公司同時擁有“電網(wǎng)特級調(diào)試資質(zhì)”和“電源特級調(diào)試資質(zhì)”， 具備提供電力能源系統(tǒng)從電源、電網(wǎng)到用戶側(cè)的全產(chǎn)業(yè)鏈技術服務能力。此外，公 司相繼承接全球首例由電化學儲能系統(tǒng)黑啟動9F級重型燃機項目、全球首個±10kV、 ±375V、±110V多電壓等級多端交直流混合配電網(wǎng)項目，技術實力廣獲認可。

南網(wǎng)“十四五”儲能持續(xù)發(fā)力，公司儲能業(yè)務市場空間持續(xù)突破。根據(jù)《南方 電網(wǎng)“十四五”電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》，“十四五”期間推動新能源配套儲能2000萬千瓦。假設十四五期間，廣東省新增新能源配套儲能占南網(wǎng)規(guī)劃的1/3（與新能源裝機占比 一致），電源和電網(wǎng)側(cè)儲能占比76%，儲能時長在2h，儲能系統(tǒng)單位成本1.5元/Wh 測算，同時假設公司在廣東地區(qū)儲能項目的市場占有率為35%，對應“十四五”期 間公司儲能系統(tǒng)技術服務的收入規(guī)模為53億元，而如果考慮公司優(yōu)質(zhì)技術服務帶動 業(yè)務拓展至南方電網(wǎng)其他省份，儲能項目技術服務市場空間有望進一步打開。在手訂單充沛，潛在訂單潛力較大。

（1）在手訂單方面：2022年以來，公司 相繼中標廣東臺山電廠量靈活性改造 EPC、陽江沙扒海上風電儲能電站 EPC 項目、 廣西南寧武鳴50MW/100MWh共享儲能電站項目EPC、廣東金灣發(fā)電3、4號機組 AGC混合儲能輔助調(diào)頻EPC等多個共享儲能與火儲聯(lián)調(diào)EPC項目， 在手訂單充沛。

（2）潛在訂單方面：根據(jù)南方電網(wǎng)旗下調(diào)峰調(diào)頻公司置入的文山電力公告，調(diào)峰調(diào) 頻公司擬在 2023 年前建成佛山南海（300MW/600MWh，2.79元/Wh）、梅州五華 （ 70MW/140MWh ， 2.81 元 /Wh ） 等 三個百兆瓦級儲能電站， 合 計 規(guī)模達 470MW/940MWh，公司有望承接文山電力部分EPC或系統(tǒng)集成與檢測服務。 加碼布局儲能產(chǎn)業(yè)鏈，長期有望迎來量利齊升。2021年以來公司發(fā)布多批次電 池組招標公告，其中2022年7月發(fā)布的022-2024年儲能電池單體框架協(xié)議總量尤為 顯著，項目共采購0.5C磷酸鐵鋰電池單體5.56GWh，共有湖北億緯動力、力神、寧 德時代、海辰新能源、中創(chuàng)新航五家公司中標，彰顯公司未來強勁需求。此外，公 司公告布局建設1GWh儲能PACK產(chǎn)線，進一步管控成本，未來儲能項目有望迎來量 利齊升。

（三）陽光電源：大型集中式 PCS 龍頭企業(yè)，充分受益大儲高成長 立足逆變器領域龍頭企業(yè)，產(chǎn)品拓展強化多業(yè)務布局。公司成立于1997年，專 注于逆變器的自主研發(fā)與制造。公司依托逆變器產(chǎn)品及電力電子領域優(yōu)勢向下游應 用延伸，2013年公司拓展電站業(yè)務；2014年，與三星SDI合資建廠布局儲能電池與 集成業(yè)務。2018年以來公司儲能PCS與系統(tǒng)集成出貨量穩(wěn)居國內(nèi)前五，龍頭地位穩(wěn) 固。近年來，公司積極拓展新業(yè)務，業(yè)務布局覆蓋光、風、儲、電、氫五大新能源 板塊，打造全生命周期的新能源解決方案集成商。 產(chǎn)品齊全滿足多元化需求，迭代創(chuàng)新構筑差異化優(yōu)勢。公司以集中式大型逆變 器產(chǎn)品起家，技術積淀深厚，近年來公司持續(xù)加大各類型逆變器產(chǎn)品研發(fā)，目前逆 變器產(chǎn)品涵蓋各電壓等級光伏逆變器、儲能逆變器與儲能系統(tǒng)集成，其中光伏逆變 器產(chǎn)品涵蓋集中式、組串式及戶用逆變器等解決方案，功率覆蓋3-8800kW，滿足全 場景多元化需求。根據(jù)Wood Mackenzie數(shù)據(jù)，2021年公司光伏逆變器全球市場份 額近21%，僅次于華為位居全球第二。

儲能業(yè)務依托于公司在交直流變換領域的技 術優(yōu)勢，產(chǎn)品覆蓋儲能PCS、EMS等儲能核心設備與集中式、工商業(yè)、戶用儲能系 統(tǒng)集成方案，滿足輔助新能源并網(wǎng)、調(diào)頻調(diào)峰、需求側(cè)響應、微電網(wǎng)等需求。 儲能需求旺盛帶動營收高增。公司業(yè)務主要包括電站系統(tǒng)集成、光伏逆變器、 儲能逆變器、風能變流器與光伏電站發(fā)電五大板塊，2022年H1分業(yè)務營收 59.33/28.77/23.86/4.01/2.89億元，同比+65.21%/6.98%/159.33%/-15.8%/29.05%。儲能逆變器受益于國內(nèi)與海外儲能需求放量增速強勁。毛利率方面，2022年H1光伏 逆變器、電站投資開發(fā)與儲能系統(tǒng)三大主要業(yè)務板塊毛利率32.51%/15.74%/18.37%， 同比-5.64pct/+2.74pct/-2.86pct。逆變器毛利率下滑主要系原材料價格高漲與疫情影 響下運費上升影響。預計2022年下半年隨著海外與戶用逆變器發(fā)貨量的提升、上游 原材料價格向需求端傳導會使逆變器毛利率狀況有所改善。

渠道端: 共享海外渠道，客戶粘性不斷提升。2017年起公司加大海外市場銷售 力度，聚焦B端地面電站與大型工商業(yè)客戶，2020年起公司加大海外分布式與戶用 渠道變革，加強與地區(qū)渠道商合作。目前，公司已在海外建成20余家分子公司、70 余家全球服務中心、180余家授權服務商，全球化出海戰(zhàn)略不斷落實，有望充分享受 海 外 高 毛 利 率 發(fā) 展 紅 利 。

2018-2021 年 ， 公 司 逆 變 器 產(chǎn) 品 海 外 出 貨 量 4.8W/9GW/22GW/29GW，同比增長45.5%/87.5%/144.44%/31.82%，海外營收占 比達32.39%/78.12%/29.02%/59.38%。毛利率方面，2018-2021年公司海外毛利率 為48.49%/40.56%/35.16%/27.09%，較國內(nèi)高27.24pct/22.42pct/18.57pct/8.01pct。2022年，公司與澳洲知名分銷商Solar Juice簽署2GW儲能與光伏供貨協(xié)議；為英國 提供27MW/30MWh光儲融合項目；在東南亞、中東、北非、南非等新興市場積極設 立子公司及售后服務網(wǎng)點，有望共享渠道，持續(xù)拓寬客戶粘性。 國內(nèi)大儲高成長背景下增長潛力可期。公司儲能PCS主要聚焦海外市場，根據(jù) CNESA數(shù)據(jù)，2021年公司儲能PCS全球出貨超2460MW，位居國內(nèi)第一，國內(nèi)新增 裝機176MW，國內(nèi)與全球龍頭優(yōu)勢顯著。系統(tǒng)集成方面，2021年公司儲能系統(tǒng)全球 出貨量近3GWh，已連續(xù)6年位居中國儲能系統(tǒng)集成市場出貨量第一名，國內(nèi)出貨 577MWh，僅次于海博思創(chuàng)、電工時代、新源智能位居第四。公司儲能產(chǎn)品主要聚焦于大型光儲電站與工商業(yè)儲能電站，22年下半年隨著國內(nèi)大型儲能放量與海外大 儲市場開啟，公司儲能業(yè)務有望迎來加速期。

（四）科華數(shù)據(jù)：技術為王，雙子星戰(zhàn)略開啟新征程 以數(shù)據(jù)中心與智慧電源為基，新能源業(yè)務蓬勃發(fā)展。公司前身于1988年在福建 漳州成立，至2006年發(fā)展成為國內(nèi)最大的UPS制造商之一；2007年公司依托已有的 電力電子技術推出光伏逆變器、風電變流器，進入新能源領域；2010年在深交所上 市，聚焦高端電源、綠色數(shù)據(jù)中心、新能源三大產(chǎn)品線；2016年公司在北上廣自建 數(shù)據(jù)中心，推進云基礎服務并全國布局；2019年向智慧電能綜合管理服務商轉(zhuǎn)型， 風光儲等新能源業(yè)務加速拓展；2020年剝離充電樁業(yè)務聚焦數(shù)據(jù)中心主業(yè)發(fā)展；2021年成立全資子公司廈門科華數(shù)能科技有限公司，打造以“科華數(shù)據(jù)+科華數(shù)能” 為主的“雙子星”發(fā)展戰(zhàn)略。

公司成立30余年來始終立足電力電子核心技術，以數(shù) 據(jù)中心和智慧電源板塊為基，光儲逆變器、儲能系統(tǒng)等新能源業(yè)務蓬勃發(fā)展。 新能源板塊聚焦光伏及儲能領域，厚積薄發(fā)開啟第二成長曲線。公司新能源產(chǎn) 品主要包含光伏逆變器、光伏離網(wǎng)控制器、儲能變流器、離網(wǎng)逆變器等產(chǎn)品及系統(tǒng) 解決方案。其中儲能產(chǎn)品已應用于電源、電網(wǎng)、用戶及微電網(wǎng)等全場景領域，在火 電調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)、節(jié)點儲能、數(shù)據(jù)中心、光儲充檢系統(tǒng)、智能家用光儲等 場景經(jīng)驗豐富。

根據(jù)CNESA統(tǒng)計數(shù)據(jù)，公司2021年中國企業(yè)全球儲能中大功率PCS 出貨量排名第二，僅次于陽光電源，龍頭地位凸顯。 雙子星戰(zhàn)略支撐三大業(yè)務齊發(fā)力。為響應公司發(fā)展戰(zhàn)略，2020年公司對業(yè)務進 行調(diào)整，目前主要包括數(shù)據(jù)中心（產(chǎn)品+IDC服務）、智慧電能和新能源行業(yè)三大板塊，2022H1分業(yè)務營收13.13/4.51/4.14億元，同比-6.09%/-8.25%/+40.42%，新能 源產(chǎn)品受雙碳目標驅(qū)動下光儲行業(yè)景氣高增，業(yè)務實現(xiàn)快速增長。

毛利率方面，三 大業(yè)務2022H1毛利率29.79%/34.37%/27.00%，同比-1.20pct/+6.75pct/+3.51pct， 數(shù)據(jù)中心與新能源業(yè)務毛利率下滑主要系原材料價格高企與產(chǎn)品結構調(diào)整。2022年 上半年受疫情與經(jīng)濟周期影響，傳統(tǒng)主業(yè)有所下滑，新能源產(chǎn)品通過積極拓展渠道， 傳統(tǒng)業(yè)務有望重回景氣周期，新興業(yè)務仍將保持高速發(fā)展。

渠道端：海外渠道逐步鋪開，充分享受出口高毛利率紅利。近年來，公司逐步 拓展海外銷售渠道，目前已在美國、法國、意大利、波蘭、巴西、澳大利亞、印度、 越南、沙特、印尼等30多個國家設有營銷和服務團隊，與當?shù)丶缮探⒉少応P系， 全新一代250kW組串式逆變器在烏克蘭、越南、波蘭、巴西等國成功應用并得到客 戶認可。據(jù)IHS Markit統(tǒng)計，公司2020年三相大功率（>501kW）光伏逆變器出貨量 全球排名第九、亞洲第六，海外市場開拓蓄勢待發(fā)。從同類企業(yè)盈利情況看，陽光 電源、錦浪科技、固德威逆變器產(chǎn)品海外市場毛利率均顯著高于國內(nèi)，雖然近年來 海外市場毛利率有所下滑，國內(nèi)受分布式光伏帶動的組串式及微逆需求影響毛利率 有所提升，但海外業(yè)務仍較國內(nèi)高10%以上毛利率，公司有望受益于前期渠道構建， 持續(xù)開拓海外業(yè)務享受海外盈利紅利。 產(chǎn)業(yè)鏈：縱向深化拓展核心客戶，橫向合作產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同共贏。

2021年以來，公 司加大產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同合作力度，縱向?qū)用妫汗旧罨c能源央企等大型國企合作關系， 先后與國投新能源、國網(wǎng)綜能達成戰(zhàn)略合作，深耕國內(nèi)電源側(cè)與電網(wǎng)側(cè)大型儲能市 場；與地方性國企廣州恒運深度合作開發(fā)華南地區(qū)儲能項目；與東方國際、中機國 際等大型國企合作出海進一步拓展海外市場。橫向?qū)用妫汗九c億緯鋰能、中天科 技簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，保障電芯等關鍵原材料供應能力，通過強化產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同合作， 進一步拓展市場份額，打開成長空間。 受益于先進技術與早期布局市場的先發(fā)優(yōu)勢，公司儲能PCS與系統(tǒng)集成出貨量 全球名列前茅。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2021年公司儲能PCS及系統(tǒng)在國內(nèi)裝機與全球 出貨量上均名列前茅，其中國內(nèi)新增裝機中儲能PCS供應546MW，僅次于上能電氣， 儲能PCS全球出貨量1410MW，僅次于陽光電源。

從系統(tǒng)集成的角度看，公司仍主 要聚焦于國內(nèi)市場，21年國內(nèi)市場系統(tǒng)出貨量約560MWh排名第五，海外市場僅 90MWh。我們認為，隨著上半年國內(nèi)大型儲能備案、招標進度超預期，全年需求高 增已成定局，下半年國內(nèi)有望迎來投運高峰，對PCS及系統(tǒng)需求進一步加大，而公 司作為國內(nèi)一流的儲能系統(tǒng)供應商，項目案例得到能源央企等大客戶認可，未來有 望充分受益行業(yè)景氣需求。根據(jù)公司中標公告與北極星儲能網(wǎng)，公司近期中標儲能 系統(tǒng)成套設備2.31億元、預中標寧東基地新能源共享儲能電站示范項目一期 100MW/200MWh工程EPC總承包3.50億元（均價1.75元/Wh），在手訂單充沛支撐 公司新能源業(yè)務放量。 發(fā)力歐美戶儲市場，打開成長新空間。公司自2015年推出SPH系列逆變器產(chǎn)品 進入歐洲、澳洲戶用儲能市場，逐步積累客戶資源與市場口碑。目前公司海外市場 主要以光伏逆變器、儲能變流器、光儲一體化產(chǎn)品及儲能微網(wǎng)系統(tǒng)為主，2022年推 出iStoragE系列光儲一體機以滿足海外戶儲需求，新產(chǎn)品有望借公司成熟海外渠道 迅速打開歐美戶儲市場，形成業(yè)績增長新支點。

（五）科士達：雙輪驅(qū)動，光儲業(yè)務再添發(fā)展新動力 UPS龍頭，新能源業(yè)務高速增長。公司成立于1993年，致力于UPS設備研發(fā)與 制造，自2000年起公司連續(xù)21年位居UPS銷量國內(nèi)第一；2005年起公司依托UPS 同源技術推出光伏逆變器，進入新能源領域；2010年在深交所上市，確定以數(shù)據(jù)中 心和新能源為核心的雙輪驅(qū)動戰(zhàn)略布局；2019年公司與寧德時代合作成立時代科士 達新能源科技有限公司，合作開發(fā)儲能PCS、儲能PACK、充電樁與光儲充一體化 產(chǎn)品，合作推出戶儲一體機，發(fā)力歐美戶儲市場。

2021年公司收購時代科士達31% 股份，持股合計達80%實現(xiàn)并表。公司充分利用逆變器與UPS同源技術優(yōu)勢，在UPS 業(yè)務穩(wěn)定擴張的基礎上，新能源板塊布局進入收獲期，光儲業(yè)務高速增長。 新能源板塊以逆變器切入光儲系統(tǒng)，打通系統(tǒng)集成全鏈路解決方案。公司光儲 產(chǎn)品主要包含光伏逆變器、儲能變流器產(chǎn)品以及光伏逆變器一體化解決方案、戶用 儲能一體化解決方案、工商業(yè)儲能集裝箱系統(tǒng)等系統(tǒng)解決方案。其中儲能產(chǎn)品已應 用于電源、電網(wǎng)、用戶等多場景領域。解決方案覆蓋火電調(diào)峰調(diào)頻、新能源平滑出 力、電網(wǎng)側(cè)儲能、退役電池梯次利用等多領域。

雙輪驅(qū)動戰(zhàn)略，數(shù)據(jù)中心業(yè)務穩(wěn)定發(fā)力，新能源業(yè)務高速增長。2019年起公司 對業(yè)務進行調(diào)整，將UPS、精密空調(diào)等業(yè)務并入數(shù)據(jù)中心產(chǎn)品，目前主要業(yè)務包括 數(shù)據(jù)中心產(chǎn)品、新能源產(chǎn)品兩大板塊。2022H1年分業(yè)務營收10.48/4.54億元，同比 +7.29%/134.90%，其中光儲逆變器及系統(tǒng)與電動汽車充電樁業(yè)務增速分別為 160.00%/98.08%，新能源產(chǎn)品充分受益于行業(yè)景氣度高增，業(yè)務實現(xiàn)快速增長。毛 利率方面，2022H1分業(yè)務板塊毛利率30.93%/27.55%，同比-1.74pct/+2.38pct，其 中光儲逆變器及系統(tǒng)與充電樁毛利率25.85%/21.13%，同比+6.41pct/-3.39pct，光 儲逆變器毛利率提升主要系較原材料成本傳導完成、高毛利率海外市場持續(xù)擴張。公司數(shù)據(jù)中心業(yè)務長期穩(wěn)定增長，2021年以來隨著公司新能源業(yè)務布局初見成效， 新能源業(yè)務觸底回升，進入高速發(fā)展快車道。 產(chǎn)品端與渠道端：認證提速，海外渠道布局初見成效。

渠道方面：公司作為全 球UPS行業(yè)領先企業(yè)，依托UPS現(xiàn)有成熟渠道，同時積極開拓海外光儲集成商與安 裝商渠道，推動光儲產(chǎn)品快速滲透。產(chǎn)品方面：公司采用寧德時代電芯的BluE系列 產(chǎn)品已在歐洲多家知名集成商官網(wǎng)上線銷售，成功進入當?shù)丶缮坦w系，有望 充分享受歐美戶儲高成長紅利。此外，公司加快海外產(chǎn)品認證，目前已在歐洲、澳 洲、東南亞等地獲得準入憑證。據(jù)IHS Markit統(tǒng)計，公司2020年逆變器出貨量全球 排名第十；據(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年公司儲能PCS全球出貨量排名第十、2021年國 內(nèi)系統(tǒng)集成商中儲能系統(tǒng)海外出貨量第四，海外渠道布局成效凸顯。 產(chǎn)業(yè)鏈與產(chǎn)能：攜手寧德時代，發(fā)力海外戶用儲能。2019年公司與寧德時代合 資成立時代科士達新能源科技有限公司，經(jīng)過股權收購后目前公司持股80%。公司 深化與寧德時代合作關系，在電芯保供與采購成本上方面保持較強優(yōu)勢，此外公司 產(chǎn)能加速建設，目前時代科士達一期2GW PACK產(chǎn)線已實現(xiàn)投產(chǎn)，二期項目加速推 進，充分保障公司交付能力。

（六）盛弘股份：海外工商業(yè)儲能與國內(nèi)大儲厚積薄發(fā) 深耕電力電子十五載，技術同源引領四大業(yè)務。公司成立于2007年，起步階段 專注于電能質(zhì)量領域中有源濾波器（APF）的研發(fā)和設計，2008年推出國內(nèi)首款模 塊化APF產(chǎn)品；2012年公司以APF硬件技術平臺為基礎，推出靜止無功發(fā)生器（SVG）， 形成以APF和SVG等電能質(zhì)量產(chǎn)品及相關技術為發(fā)展基石不斷拓展業(yè)務的發(fā)展戰(zhàn)略；2010年涉足新能源領域，推出光伏逆變器及儲能變流器；2011年研制并推出電動汽 車充電樁模塊；2016年以來，公司確立以電能質(zhì)量設備、電動汽車充電樁、儲能微 網(wǎng)、電池化成與檢測四大業(yè)務為主的發(fā)展戰(zhàn)略。 四大業(yè)務齊驅(qū)業(yè)績增長，市場需求高漲推動儲能釋放彈性。2022H1公司電能質(zhì) 量設備、電動汽車充電樁、化成與檢測設備、電能變換設備營收2.09/1.30/1.03/0.81 億元，同比+27.52%/+54.50%/+104.46%/-4.04%，電能變換設備板塊即逆變器與儲 能集成產(chǎn)品小幅下滑主要系國內(nèi)大型儲能盈利性下滑、海外受疫情影響導致新能源業(yè) 務 推 廣 進 度 放 緩 所 致 。毛 利 率 方 面 ， 四 大 業(yè) 務 2022H1 毛 利 率 52.38%/35.54%/35.52%/44.90%，同比-2.50pct/-5.73pct/-10.92pct/+6.08 pct，新 能源業(yè)務通過調(diào)節(jié)產(chǎn)品結構、提高海外營收占比帶動毛利率提升。

電能質(zhì)量技術雄厚切入逆變器領域，先發(fā)優(yōu)勢及產(chǎn)品創(chuàng)新支撐儲能業(yè)務發(fā)展。公司以電力電子技術為基礎，2010年進入光伏及儲能PCS領域，產(chǎn)品相繼獲得ETL、 TUV、CE、SAA、UL等多家國際權威認證機構的認證與測試，技術與資質(zhì)優(yōu)勢凸顯。業(yè)務布局方面，公司儲能業(yè)務已覆蓋全球五大洲、五十多個國家和地區(qū)，儲能項目 應用超過1000個，全球裝機容量超過1GW，具備豐富的儲能項目經(jīng)驗。根據(jù)CNESA 數(shù)據(jù)，2021年中國儲能PCS提供商國內(nèi)新增投運裝機約160MW、全球新增投運裝機 480MW，均排名第六。在產(chǎn)品創(chuàng)新方面，公司優(yōu)化創(chuàng)新模塊化儲能變流器，首創(chuàng)多 分支儲能變流器，可解決電池大規(guī)模成組利用所導致的電池不一致性、環(huán)流性問題。目前，大型儲能電站具有容量大、電芯數(shù)量多、安全要求高等特點，對運行過程中 電芯一致性要求嚴苛。公司多分支儲能變流器將多組電池分散接入儲能變流器，減 少電池簇并聯(lián)，降低電池損耗，可進一步提升大型儲能系統(tǒng)的安全性能與效率，此 外公司豐富的全生命周期解決方案項目經(jīng)驗及行業(yè)領先的逆變器產(chǎn)品力，支撐儲能 業(yè)務發(fā)展。

編輯：黃飛

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