儲能行業(yè)研究

儲能行業(yè)研究一、國內(nèi)大型儲能招標超預(yù)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(fēng)光大基地建設(shè)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(shù)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(yīng)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(gòu)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(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)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年底中國新型儲能累計裝機僅3.3GW。與規(guī)劃目標相比，十四五中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)?；虺?40GW。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(yù)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(yīng)用。2021年5月，南方電網(wǎng)在南方電網(wǎng)公司建設(shè)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(yù)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(yù)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(shè)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(shè)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(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見提出，大力推進電源側(cè)儲能項目建設(shè)，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(shù)攻關(guān)、試點示范、規(guī)模應(yīng)用、體制機制多方面舉措，推動新型儲能規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展。2022年6月，關(guān)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(dǎo)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)?；瘧?yīng)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(guān)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(dǎo)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(yù)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(wù)市場中的參與度快速提升。在成本疏導(dǎo)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(dǎo)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(guān)于暫緩執(zhí)行價格限制相關(guān)條款的通知提出，結(jié)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(shè)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(wù)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(wù)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(guān)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(yīng)用領(lǐng)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(xué)儲能市場中新能源配儲、電源側(cè)輔助服務(wù)、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(dǎo)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(yīng)用階段。從新增裝機規(guī)模看，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(fēng)光大基地建設(shè)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(fēng)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(wù)領(lǐng)域儲能因其主要由第三方投資，建設(shè)規(guī)模與地方配套政策的盈利機制密切相關(guān)，山東、山西、河南、河北等政策機制領(lǐng)先省份儲能建設(shè)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(guān)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(guān)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），指出中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?、區(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(yīng)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(yīng)儲能容量作為新能源并網(wǎng)的前置條件，我們預(yù)計新增項目配儲滲透率將快速提升，預(yù)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(yù)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(yīng)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，加之中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(yīng)關(guān)注政策重點支持的熱點領(lǐng)域和應(yīng)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(shè)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(dǎo)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(guān)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(shè)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(shù)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(guān)鍵節(jié)點，直接響應(yīng)省級電網(wǎng)調(diào)度需求，服務(wù)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(shè)：（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(shè)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(shè)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(yīng)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(yù)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(shè)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(fēng)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(fēng)光大基地建設(shè)帶動新型儲能規(guī)?；枨蟆?021年11月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布了關(guān)于印發(fā)第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)項目清單的通知，其涉及19個省，總規(guī)模97.05GW，風(fēng)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(guān)于印發(fā)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案的通知，規(guī)劃第二批風(fēng)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(fēng)光大基地建設(shè)有望帶來大型化、規(guī)模化新型儲能需求。一期風(fēng)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(fēng)光大基地消納提供通道。截止2022年6月底，中國已建成“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(jié)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(fēng)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(fēng)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(guān)于印發(fā)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)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(shè)風(fēng)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(shù)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(fēng)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(fēng)光大基地需配套182GWh儲能。風(fēng)光大基地一期項目近乎全面開工，關(guān)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(fēng)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(fēng)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(shù)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(guān)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(guān)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(shù)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(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)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(shè)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(guān)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(guān)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(shè)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(shè)計如火如荼，建設(shè)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(shè)的項目17個、進入/完成EPC和儲能設(shè)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(shè)備采購階段5.8GW、建設(shè)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(guān)機制的逐步落地，項目建設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)，延緩或替代輸變電設(shè)施升級改造，降低電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施綜合建設(shè)成本。2022年5月，國家發(fā)改委、國家能源局關(guān)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(shè)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)HISMarkit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(yīng)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(yīng)用于工商業(yè)領(lǐng)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(yīng)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(shè)：（1）儲能系統(tǒng)技術(shù)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(yù)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(guān)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(dǎo)意見，提出繼續(xù)實施整縣屋頂分布式光伏開發(fā)建設(shè)，因地制宜組織開展“千鄉(xiāng)萬村馭風(fēng)行動”和“千家萬戶沐光行動”，整縣光伏、風(fēng)機下鄉(xiāng)等建設(shè)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(yù)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?.76kVA，假設(shè)單戶農(nóng)村屋頂鋪設(shè)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┑?.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”中國大力推進農(nóng)網(wǎng)改造，農(nóng)村地區(qū)配網(wǎng)設(shè)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(guān)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(yīng)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(shè)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(shè)集團、大型設(shè)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(fēng)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(wù)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(wù)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(wù)勘察設(shè)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(guān)系，在分布式能源站、海上風(fēng)電、光伏發(fā)電、特高壓等領(lǐng)域積累了豐富項目經(jīng)驗。公司擁有電力設(shè)計最高資質(zhì)等級—工程設(shè)計（電力行業(yè)）甲級資質(zhì)，具備領(lǐng)先的發(fā)電（核電、燃氣發(fā)電、風(fēng)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(wù)全國擴張。民營勘察設(shè)計龍頭企業(yè)加速向電力能源綜合服務(wù)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(shè)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(shù)，2022年6月與啟迪設(shè)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(quán)，更加聚焦綠色能源開發(fā)與數(shù)字能源服務(wù)領(lǐng)域。此外，公司近一年不斷開拓業(yè)務(wù)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(shù)與產(chǎn)業(yè)鏈融合，實現(xiàn)公司向電力能源綜合服務(wù)商轉(zhuǎn)型。風(fēng)光儲EPC齊發(fā)力，業(yè)務(wù)步入加速兌現(xiàn)期。公司EPC業(yè)務(wù)貼合新型電力系統(tǒng)建設(shè)方向，聚焦于風(fēng)光儲等新能源領(lǐng)域，2016年起EPC業(yè)務(wù)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(wù)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(wù)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(fēng)光儲項目拿單能力，海上風(fēng)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(shè)計-開發(fā)-安裝-運維全流程數(shù)字化的新能源服務(wù)商，風(fēng)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(fēng)電：與荷蘭SPT合作吸力樁技術(shù)在海風(fēng)加速平價下有望大規(guī)模應(yīng)用于海上風(fēng)電基礎(chǔ)。目前公司該技術(shù)已成功應(yīng)用于福州長樂外海AC區(qū)海上風(fēng)電場基礎(chǔ)施工及吸力式導(dǎo)管架貫入技術(shù)服務(wù)，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(fēng)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(shù)凸顯公司技術(shù)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(shè)計全資子公司嘉力達合資成立永福綠能，以“設(shè)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(fēng)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(wù)，為寧德霞浦儲能項目數(shù)字化技術(shù)服務(wù)，實現(xiàn)儲能站設(shè)計、施工、移交、運維等全生命周期數(shù)字化服務(wù)。公司作為寧德時代儲能產(chǎn)業(yè)鏈關(guān)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(shè)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(wù)加速拓張。（二）南網(wǎng)科技：“儲能+”全面精通，智能電網(wǎng)設(shè)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(zé)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(wù)及收取核電補償費業(yè)務(wù)，并入廣東電科院市場化運營的電源側(cè)技術(shù)服務(wù)業(yè)務(wù)，更名為能源技術(shù)，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(shù)的相關(guān)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(dǎo)技術(shù)研究所、儲能技術(shù)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(wù)結(jié)構(gòu)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?！凹夹g(shù)服務(wù)+智能設(shè)備”兩線齊發(fā)，電力重點賽道大顯身手。公司核心業(yè)務(wù)覆蓋新型電力系統(tǒng)關(guān)鍵環(huán)節(jié)，目前已形成技術(shù)服務(wù)和智能設(shè)備兩大業(yè)務(wù)體系，包括儲能系統(tǒng)技術(shù)服務(wù)、試驗檢測及調(diào)試服務(wù)、智能監(jiān)測設(shè)備、智能配用電設(shè)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(shè)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(wù)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(shè)備、智能配用電設(shè)備、機器人及無人機、試驗檢測及調(diào)試服務(wù)、儲能系統(tǒng)技術(shù)服務(wù)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(shù)服務(wù)主要包括集成服務(wù)與調(diào)試技術(shù)服務(wù)，2021年該業(yè)務(wù)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(shù)服務(wù)收入占比增加所致。2022年公司對內(nèi)部組織結(jié)構(gòu)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(shè)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(wù)實現(xiàn)營收1.94億元，毛利率17.30%。同時，公司布局建設(shè)1GWh儲能PACK產(chǎn)線，成本控制能力有望進一步提升。集成服務(wù)與技術(shù)服務(wù)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(shù)實力行業(yè)領(lǐng)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(shè)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(wù)方面：基于電網(wǎng)理解自研EMS系統(tǒng)，重點設(shè)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(shè)計、建模仿真、熱管理、火災(zāi)自適應(yīng)預(yù)警在內(nèi)的多項核心技術(shù)，集成產(chǎn)品處于行業(yè)領(lǐng)先地位。技術(shù)服務(wù)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(shù)服務(wù)能力。此外，公司相繼承接全球首例由電化學(xué)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(shù)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(wù)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(shè)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(shè)公司在廣東地區(qū)儲能項目的市場占有率為35%，對應(yīng)“十四五”期間公司儲能系統(tǒng)技術(shù)服務(wù)的收入規(guī)模為53億元，而如果考慮公司優(yōu)質(zhì)技術(shù)服務(wù)帶動業(yè)務(wù)拓展至南方電網(wǎng)其他省份，儲能項目技術(shù)服務(wù)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(fēng)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(wù)。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(shè)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(lǐng)域龍頭企業(yè)，產(chǎn)品拓展強化多業(yè)務(wù)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(lǐng)域優(yōu)勢向下游應(yīng)用延伸，2013年公司拓展電站業(yè)務(wù)；2014年，與三星SDI合資建廠布局儲能電池與集成業(yè)務(wù)。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(wù)，業(yè)務(wù)布局覆蓋光、風(fēng)、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(gòu)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(shù)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)WoodMackenzie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(wù)依托于公司在交直流變換領(lǐng)域的技術(shù)優(yōu)勢，產(chǎn)品覆蓋儲能PCS、EMS等儲能核心設(shè)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(yīng)、微電網(wǎng)等需求。儲能需求旺盛帶動營收高增。公司業(yè)務(wù)主要包括電站系統(tǒng)集成、光伏逆變器、儲能逆變器、風(fēng)能變流器與光伏電站發(fā)電五大板塊，2022年H1分業(yè)務(wù)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(wù)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(yù)計2022年下半年隨著海外與戶用