储能系列研究报告：储能好“风光”-分析框架与投资机会判断

　　摘要

　　风光储产业的发展空间和长期投资机会具有高度确定性，同为成长赛道，其产业发展路径和特点在我国电力体制之下有着一定的相似点。考虑到政策对产业供需的影响，我们提出风光储行业在商业化初期和进入规模化阶段的分析框架。

　　核心观点

　　行业发展、投资方向和影响因素

　　通过装机增长率看储能行业所处发展位置，当前储能装机两年复合增长率在00%上下，相当于风电、光伏行业发展早期。我们对储能行业发展大势的研判如下：

　　1、行业发展判断方面，我们认为储能行业当前正处于向规模化、多元化、规范化发展转变的阶段。目前储能以投资驱动为主，但消费需求比例在不断提高;锂电池储能占绝对优势，但多元化技术应用正加速落地;行业全方位蓬勃发展，但产能过剩、安全隐患等风险需要警惕。

　　2、长期投资方向方面，我们建议把握长时储能技术和工商业储能场景投资机会。1)从技术需求上，看好长时储能技术需求，建议关注液流电池储能、压缩空气储能的行业龙头公司。2)从应用场景上，看好工商业储能应用场景，建议关注可提供工商业储能解决方案的龙头公司和锂电池储能产业链占优环节公司。

　　3、关键影响因素方面，可持续关注行业监管、制度完善、技术更新和补贴政策等变量。关注重要安全事件，超预期的行业监管政策、行业管理规范及标准发布等;关注电力现货市场、辅助服务市场、需求响应制度等的建立和完善;关注钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术突破及商业化应用;关注大范围地方储能补贴退坡情况出现。

　　风光行情复盘：五年一周期，政策与经济性的“跷跷板”

　　复盘风光发电近十年的政策变化、规模增长和市场表现，我们发现：

　　1、产业发展初期，风光装机增长为投资需求主导，二级市场对行业管理政策和补贴政策敏感。全面商业化后，消费需求拉动的装机占比增加，二级市场关注点回归业绩和重要技术突破。

　　2、风电、光伏产业发展和市场表现的大周期为五年左右，周期谷段是行业供给出清的阶段，除了企业营收和资产规模，更应关注企业的经营质量。

　　3、具体来看：1)风电呈现周期性行情：三上涨与两回调交错，对应行业扩张与严监管交替。风电周期性行情与行业供需均衡情况相匹配，行业快速扩张或增速放缓背后的原因在于政策引导或限制需求，复盘风电发展和指数表现，我们发现风电行情周期大约在5年左右，每2-3年进行一次峰谷切换。2)光伏“四上一下”行情：规划、补贴和需求是驱动因素。单复盘光伏指数走势，光伏1-2年出现一波行情，但结合行业监管和企业出清来看，光伏产业发展和行情周期仍为5年左右，期间受补贴退坡等事件驱动，指数出现阶段性行情。

　　储能发展现状：投资热、政策优、成本降

　　我国储能行业飞速发展，三年内装机规模增长近三倍，每年新增装机占全球新增装机比例近三成。同时，储能一级和二级市场投融资热度高涨，2021年储能披露融资金额近600亿元，2022年储能行业全年融资189次，近三年储能相关公司IPO多达97家。储能行业发展背后是行业管理政策、价格政策和经济性三重驱动因素：

　　1、行业管理政策方面，储能投资热度持续高涨，但安全问题不容忽视。装机规划目标跃升，新型储能进入发展“快车道”。强制配储政策客观上拉动储能装机需求。独立主体身份赋予大型储能更广阔的商业模式和盈利空间。储能安全重要性凸显，国标储能安全规范即将落地。

　　2、行业价格政策方面，地补政策和电价政策持续改善收益端。储能行业补贴政策以地方补贴为主，包括度电补贴和投资补贴两种。各地为吸引储能投资、加快当地储能行业发展，其补贴力度较高，政策出台层级细分至县区级，充分体现储能行业发展高景气。长期来看市场化体制机制是保障储能发展的关键，电价政策正是盈利机制的主要影响因素，近年来我国储能发展相关的电价政策在不断完善中。

　　3、经济性方面，储能成本快速下降，盈利模式趋于明朗。在持续的技术研发投入和规模效应作用下，储能成本快速下降。同时盈利模式也日益清晰，大储可通过共享租赁、现货市场套利、提供辅助服务和获取容量电价盈利，工商业储能通过峰谷价差套利以及节约用能成本盈利。

　　正文

　一、风光储发展初期的分析框架：政策驱动

　　气候问题是近年来国际社会普遍关注的焦点话题，世界各国相继公布各自的碳中和目标和规划，2020年9月我国宣布二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和的“双碳目标”，自此能源清洁低碳转型势不可当。电力系统是我国碳排放的主要来源，排放占比超40%，风电、光伏和储能作为电力系统低碳转型的关键技术，未来将发挥不可替代的重要作用。风光储产业的发展空间和长期投资机会具有高度确定性。

　　风光储同为确定性成长赛道，其产业发展路径和特点在我国电力体制之下有着一定的相似点。商业化初期，风光储成本较高、收益较低，投资动力明显依赖于政策要求和补贴。其中，风光需要电价补贴填补LCOE与电网购电价格的缺口，强制配储下的大型储能是风光投资的成本项，工商业储能则需要足够的电力峰谷价差支撑收益。

　　考虑到政策对产业供需的影响，我们提出风光储行业在商业化初期和进入规模化阶段的分析框架，借此开展行业基本面分析并指导投资。在框架中，市场对行业管理和价格政策较为敏感，相关政策变化会显著影响项目经济性和下游需求，进而反映到产业链各环节企业的业绩表现，通过产业链内部利润分配，形成整体行情或结构行情。因此在商业化初期，行业政策重大变化是影响板块市场表现的关键因子。此外，技术更迭、电力体制改革等长期系统性变化也会影响市场表现。

二、复盘风光行情：五年一周期，政策与经济性的“跷跷板”

　　当前风电、光伏产业已进入全面平价上网阶段，我们复盘了风光发电近十年的政策变化、规模增长和市场表现，有以下发现：

　　1、产业发展初期，风光装机增长为投资需求主导，二级市场对行业管理政策和补贴政策敏感。全面商业化后，消费需求拉动的装机占比增加，二级市场关注点回归业绩和重要技术突破。

　　行业管理政策反映国家对产业发展的认识，年度规划目标、清洁能源基地、整县光伏等规划大幅提振投资需求，供给过剩导致恶性竞争、质量问题和弃电率过高时，上层加强监管会抑制投资需求。政府补贴填补了投资成本与合理收益间的缺口，随着成本降低和收益提高，补贴政策逐步退坡过程中，投资方为获取更高收益会赶在新补贴标准实行前投运，引发“抢装潮”，相关产业链企业业绩将高增。

　　成本逐渐降低叠加商业模式日趋成熟，用户侧主动需求增加，例如工商业分布式光伏占比不断提升，用户“开源节流”，一方面参与余电上网，另一方面降低用电成本。行业步入正轨后，超预期政策减少，市场关注点回归业绩和重要技术突破，寻找产业链结构性机会。

　　2、风电、光伏产业发展和市场表现的大周期为五年左右，周期谷段是行业供给出清的阶段，除了企业营收和资产规模，更应关注企业的经营质量。

　　复盘风电发展和指数表现，我们发现风电行情周期大约在5年左右，每2-3年进行一次峰谷切换。复盘光伏指数走势，发现光伏1-2年即出现一波行情，但结合行业监管和企业出清来看，我们认为光伏产业发展和行情周期仍为5年左右。除市场供需匹配下的周期规律外，投资逐利行为导致的行业乱象会受到严监管，监管放松后产业发展又将提速，从而加强周期表现。

　　风光快速发展的周期底部，行业会面临严监管、产能过剩等挑战，大量经营质量不佳的企业被“淘汰”，即使是头部企业也存在掉队风险，例如2011年前占尽风头的某风电企业，上市后遭遇“十二五”的严监管时期，又接连暴露出质量不佳、过重债务负担、产业链主导权减弱等问题，最终退市没落。因此市场更应关注企业的经营质量、技术投入和可持续发展能力。

　　(一)风电周期性行情：三上涨与两回调交错，对应行业扩张与严监管交替

　　风电周期性行情与行业供需均衡情况相匹配，行业快速扩张或增速放缓背后的原因在于政策引导或限制需求，复盘风电发展和指数表现，我们发现风电行情周期大约在5年左右，每2-3年进行一次峰谷切换。

　　2008年底风电指数底部回升，2010年底指数见顶，期间补贴政策发布;2011年后指数开启下跌，于2012年末见底，期间风电遭遇行业出清和严监管;2013年指数缓慢反弹回升，2015年陆风抢装和市场大热推动指数快速爬升，至2015年6月见顶;2015年下半年开始，指数震荡下跌，并于2018年10月触底反弹;2020和2021年连续两年的抢装使得风电指数创新高，2021年11月指数见顶，虽在2022年有阶段性行情表现，但整体波动式下跌。

　　1)2008-2010年指数上行：装机高增和补贴政策发布

　　2008年至2010年间，在明确的补贴政策和持续高增的装机刺激之下，风电指数(中信风电CI005284.WI，下同)走出明显的二连涨行情。

　　2008年是我国风电发展里程碑的一年。根据中国风能协会数据，2008年全年风电新增装机容量615.37万千瓦，同比大幅增长85.8%，年末累计装机首次突破1000万千瓦，达到1200.21万千瓦，累计装机同比增加105.2%。装机高增背景之下，2008年底至2009年中，指数最大涨幅达到194.6%。

　　乘着风电行业快速发展的契机，国内领头风电制造商占有巨大市场份额。以彼时的风电龙头企业华锐科技为例，2008年华锐装机新增140.25万千瓦，占据了当年全国新增装机的29.8%。

　　2009年7月20日，发改委发布1906号文《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，文件首次将全国分为四类风能资源区，并相应制定了风电标杆上网电价，风电项目上网电价超出当地脱硫煤电标杆电价的部分通过全国征收的可再生能源电价附加分摊补贴。受补贴政策利好驱动，2009年风电装机加速高增，全年风电新增装机1380.32万千瓦，同比增长124.3%，年末累计装机达2580.53万千瓦，累计装机同比增加115.0%。2009年第三季度至2010年第二季度，指数再度开启上涨，最大涨幅为49.4%。

　　2)2011-2013年指数下行：安全和消纳问题使风电“遇冷”

　　经过前期的快速粗放式发展，风电设备安全问题和风电消纳问题逐步显现，2011年上半年连续三起风电机组大规模脱网事故暴露出当时风电发展过程中存在明显安全问题，同时2011年和2012年全国弃风率高达16%、17%，风电消纳难题突出。此后，风电行业步入规范期和“洗牌调整”期，受严监管影响，指数持续下行。

　　为抑制过热投资情绪和加强安全管理，国家电监会启动全国风电安全大检查，2011年下半年和2012年国家能源局相继发布《大型风电场并网设计技术规范》、《风力发电机组振动状态监测导则》等18项风电行业重要技术标准，同时还下发了《关于“十二五”第一批拟核准风电项目计划安排的特急通知》，风电审批权收紧。

　　2012年风电新增装机规模同比负增长，风电行业增长势头受阻。同时，风电行业“遇冷”还体现在供给端风电设备制造商和开发商经营压力显著，由于受需求低迷、价格战竞争加剧和原材料涨价两头挤压，风电设备制造商、开发商利润大幅缩减，多家风电企业被迫重组、被收购，风电开发商开启向产业链中上游延伸的大潮。这个阶段的华锐科技仍采取激进的经营策略，甚至2011年进行财务造假，寄希望于行业“冷冬”快速度过，然而长达两三年的强监管和弱需求使得华锐不堪重负，最终于2013年爆出财务造假事件。尔后，华锐科技还频繁爆出违约、产品质量等问题，其市场份额和市值均持续下降，最终于2020年退市。

　　行业严监管的大环境之下，风电指数持续下跌，2011年3月底至2012年底，指数自前期高点跌去72.4%。

　　3)2014-2015年指数上行：补贴退坡引发“抢装潮”

　　尽管行业遭受强监管，投资热情受到短暂性的压制，但在持续的研发投入和项目实践中，风电成本快速降低。风电的经济性改善促使了国家补贴逐步退坡，由此引发了补贴退坡时点前的风电“抢装潮”，在业绩高增预期之下指数开启抢装驱动的阶段性上涨行情。

　　2014年国家层面多次释放风电调价信号和重要时间节点信息，受此影响风电行业出现大规模“抢装潮”，2014年底《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》印发，提出2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目适用新的补贴价格。风电补贴调价信号释放后，风电企业加快风电场投资建设步伐。2014年全年风电新增装机容量1981万千瓦，同比增长36.7%，其中下半年新增装机占比近70%。2015年风电装机继续保持高增长，全年新增3297万千瓦，同比增长66.4%。

　　大规模“抢装潮”催化风电企业业绩上涨预期，风电指数开启上涨。而在2014年报业绩验证后，指数加速上涨。2014年5月底至2015年中，指数自前期低点快速攀升，最大涨幅达259.6%(2014.5.20的1663点-2015.6.12的5979点)。

　　4)2016-2019年指数震荡下行：消纳困境、补贴拖欠、小规模抢装交织

　　在经历两年的快速发展后，进入“十三五”时期，风电行业再度面临供需失衡导致的多重挑战，一方面全社会用电量增速下滑，新能源装机仍快速提高，弃风现象再度凸显;另一方面，新能源补贴出现高额缺口、拖欠等问题，使得供给侧出清调整加速。尽管期间补贴调价催生数次下半年小规模“抢装潮”，但整体来看指数呈震荡下行趋势。

　　2015、2016年弃风率再度飙升至15%、17%，三北地区部分省份弃风率更是高达三四成，在此背景下国家能源局采取风电投资预警监测、可再生能源消纳责任权重等措施严控弃电，限制行业无序粗放发展。2015年至2019年间，风电年均新增装机规模约2000万千瓦，期间风电上网电价三次调价，均于来年初按新电价执行，受此影响风电主要集中在下半年投运。

　　5)2020-2021年上行：平价上网前最后一波“抢装潮”

　　2022年陆上、海上风电全面平价上网，2020和2021年风电大规模“抢装潮”再现，企业业绩上涨预期大热，指数快速上行。

　　2019年5月《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》发布，要求不同时间核准的陆上、海上风电项目，须分别在2020、2021年底前完成并网才能执行核准时的上网电价，而2022年及以后并网的风电机组执行并网年份的指导价。《通知》发出后，风电行业迎来全面平价前的最后一波大规模“抢装潮”。2019年下半年风电新增装机容量1665万千瓦，同比增长31.6%。2020年全年新增风电装机7167万千瓦，其中下半年新增6535万千瓦，同比高增292.5%。2021年全年新增风电装机3763万千瓦，下半年新增装机占比近80%。此外，2021年海上风电全年新增1793万千瓦，同比增长199.2%。

　　大规模“抢装潮”也再度开启了新一轮风电上涨行情。2020年下半年，指数自前期低点爬升，最大涨幅达65.5%。经过短暂回调休整，2021年下半年指数再度上行，最大涨幅达到96.2%。

　　(二)光伏“四上一下”行情：规划、补贴和需求是驱动因素

　　光伏行情主要受到规划情况、补贴政策和海外需求驱动。单复盘光伏指数走势，光伏1-2年即出现一波行情，但结合行业监管和企业出清来看，光伏产业发展和行情周期仍为5年左右，期间受到补贴退坡等事件驱动，指数会出现阶段小规模行情。

　　2011年欧债危机影响未消，加之美国实行“双反”，大量依赖出口盈利的中国光伏企业出现产能过剩、严重积压的情况，指数持续下跌，并于2012年末见底回升。2015年规划装机高增，叠加市场大热的拉动作用，指数于2015年中见顶;2018年“531新政”使得指数大跌，2018年10月末见底;后受到双碳目标提出、平价上网催生的多次“抢装潮”等推动，光伏指数大涨，2021-2022年处于顶部，目前仍处于持续下跌中。按照5年周期计算，预计2024年光伏有望见底回升。

　　1)2015年上行：装机规划超预期高增

　　2015年3月国家能源局下发《关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》，提出2015年全国新增光伏电站建设规模规划为1780万千瓦，同比增加67.9%，按此目标推进，中国将成为光伏装机第一大国。当年我国光伏新增装机1513万千瓦，累计装机达到4318万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家，为我国光伏制造业发展提供了良好的市场支撑。

　　2015年二季度乘股市大热的“东风”，光伏指数(中信太阳能CI005286.WI，下同)表现极佳，但到达高点后受到大盘下跌恐慌情绪影响而快速下行。2015年二季度光伏指数大幅上涨97.8%，又于一月内跌去53%。

　　2)2018年下行：光伏“531新政”带来寒冬

　　2015年底国家发改委下发《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，要求2016年6月30日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价。自此之后，每年底发改委下发下一年的光伏电价政策，并给予半年的缓冲期。2015年至2018年间，为在补贴退坡前投运，光伏开发商会在每年6月30日前抢装，直到2018年“531”新政下发，光伏“630”节点成为历史。

　　2018年6月1日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发文《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(落款为5月31日，因此称作“531新政”)，通知废止了2017年底印发的补贴标准，大幅下调度电补贴，并且限定了10GW的分布式电站规模指标。“531新政”下发以后，光伏行业反响剧烈，国家积极听取各方反馈，并结合当时国际国内宏观形势，于2018年底多次稳定行业预期，并继续给予户用光伏支持。

　　“531新政”明显抑制了光伏行业投资热情。2018年上半年光伏新增装机2431万千瓦，而下半年仅新增1995万千瓦，同比减少30%，环比减少18%。2019年光伏“冷气”延续，上、下半年分别新增1140、1871万千瓦，同比分别减少53%、6%;2020年上半年又受到疫情影响，光伏新增并网规模1152万千瓦。

　　“531新政”发布以后，光伏公司股价出现明显调整，光伏指数下跌近40%。至10月国家发展改革委联合财政部、国家能源局三部分发文对“531新政”中的户用光伏支持政策等做了补充说明后，市场逐步止跌回升。

　　3)2020年上行：光伏电站平价前的“抢装潮”

　　2019年5月《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》指出，将推进光伏发电平价上网作为今后制定光伏电价政策的发展方向。此后关于2021年集中式光伏电站将全面平价上网的消息频出，2020年底前光伏电站大规模“抢装潮”再现，2020年下半年，光伏新增装机规模3668万千瓦，同比增长96%，其中光伏电站新增2560万千瓦，同比高增131%，分布式光伏新增规模也大幅增长45%。

　　2021年6月，集中式光伏平价上网的政策发布，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目(以下简称“新建项目”)，中央财政不再补贴，实行平价上网。

　　大规模“抢装潮”叠加双碳目标及2030年风光12亿千瓦规划目标的提出，光伏开启一轮大幅上涨行情。2020年公布年度补贴预算额度后，指数一路上涨至2021年初，最大涨幅达246.8%。

　　4)2021年上行：户用光伏补贴退出前的“抢装潮”

　　2021年是户用光伏补贴退出前的最后一年，2021年4月的《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》指出2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴。户用光伏迎来大规模“抢装潮”。2021年全年光伏新增装机规模5488万千瓦，其中分布式光伏2928万千瓦，首次超过光伏电站新增规模，同比高增84.6%。

　　光伏指数自2021年4月低点至2021年11月高点，最大涨幅达95.8%。

　　5)2022年Q2上行：大型光伏基地+整县分布式+海外户用三重需求刺激

　　2022年光伏装机再次迎来爆发，全年光伏新增装机容量8740万千瓦，同比高增59.3%，集中式、分布式光伏分别新增3629、5111万千瓦，同比增长41.8%、74.6%。其驱动因素有三：一是沙漠、戈壁和荒漠地区建设大型光伏清洁能源基地贡献集中式光伏需求;二是整县分布式和农业光伏政策推动分布式光伏需求高涨，2021年6月，国家能源局下发《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，同年9月全国600+国家整县屋顶分布式光伏开发试点县名单公布。年底，国家能源局下发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》;三是地缘政治冲突导致的能源紧缺背景下，海外户用光伏需求大涨。

　　2022年光伏“大热”，全年多家巨头企业成功上市，股价涨幅明显。2022年5月开始，光伏指数见底反弹，开启一波上涨行情，至2022年8月中最大涨幅70.9%。

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三、储能快速发展：投资热+政策优+成本降

　　2021年以来全球储能行业快速发展，尤其是中国储能装机规模飞速增长，单年新增规模均超过上年累计总装机规模，截至2022年底中国新型储能装机规模13.08GW，占全球新型储能装机的28.6%，较2020年底中国累计装机提高298.8%。

　　从储能公司投融资角度来看，近两年储能一级和二级市场投融资热度高涨。不完全统计数据显示，截至2023年一季度，300余家储能企业获得融资，涉及投融资事件900余件、已披露融资金额近2000亿元。其中，2021年储能披露融资金额近600亿元，2022年储能行业全年融资189次。二级市场方面，近三年储能相关公司IPO多达97家，占储能指数(885921.TI)比重达24.8%，此外也有部分上市公司于近些年实现储能业务的突破和转型。

　　我国储能行业飞速发展有行业管理政策、价格政策和经济性三重驱动因素，具体为：各地储能规划投资热度高涨，同时强制配储政策支撑储能需求;地补政策和电价政策改善收益端;持续的技术研发投入和规模效应作用下，储能成本快速下降，且大储和工商业储能的盈利模式也日益清晰。

　　(一)储能行业管理政策：投资热度高涨，安全问题不容忽视

　　装机规划目标跃升，新型储能进入发展“快车道”。进入“十四五”以来，国家及地方密集发布储能政策。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年实现新型储能装机3000万千瓦以上。2022年以来，广东、青海、甘肃等26省市提出“十四五”新型储能装机目标，合计规划装机6585万千瓦，远超3000万千瓦的装机目标，新型储能已进入快速增长的发展阶段。

　　强制配储政策客观上拉动储能装机需求。2021年2月，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确增量风光储一体化要优化配套储能规模，充分发挥储能调峰、调频作用。5月出台的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》也指出保障性并网以外的项目，需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网。自此，多地相继发布电源侧风光强制配储政策，多要求10%/2h的配置比例和时长，并且政策要求逐渐向15-30%和4-5h的高比例、长时储能发展。事实上，多地风光项目招标竞争过程中，实际配储情况高于政策要求。

　　独立主体身份赋予大型储能更广阔的商业模式和盈利空间。2022年5月，国家发改委、能源局出台《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》，明确了新型储能可以独立主体身份参与电力市场交易，有利于储能创新商业模式，扩大盈利空间，有助于新型储能行业良性发展。以独立储能的代表性商业模式共享储能为例，独立储能电站一方面能够为新能源电站提供容量租赁服务，降低其强制配储成本，另一方面可以直接参与电力现货交易或提供辅助服务，获取直接收益。尽管大型储能(主要为电源侧强制配储)仍是风光投资的成本项，但共享独立储能模式的出现新能源开发商强制配储的成本明显降低，同时大大提高电源侧强制配储的实际利用效率，因此共享储能成为当前主流模式和政策推动方向。

　　储能安全重要性凸显，国标储能安全规范即将落地。近年来，全球储能安全事故频发，且多为电池热失控引发的火灾事故，2021年4月，北京大红门储能电站起火爆炸，导致1名值班人员遇难、2名消防员牺牲，直接财产损失1660万元。储能质量和安全管理重要性不断提升，2022年4月国家能源局印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》，2023年6月国家标准《电力储能系统 并网储能系统安全通用规范》征求意见，文件规定了电力储能系统接入电网的安全风险识别、安全风险评估和降低风险措施等通用安全技术要求。储能安全规范在行业发展初期更早地介入有助于促进行业有序良性竞争，减少阶段性严监管对行业发展的非市场化影响。

　　(二)储能行业价格政策：地补政策和电价政策改善收益端

　　现阶段储能行业正处于发展初期，未来一片蓝海，价格政策中补贴力度较大，地方对于项目投资、产业发展的竞争热度居高不下;价格政策中的电价政策不断调整以适应行业发展需要。地补政策和电价政策两相作用之下，储能投资收益端不断改善。

　　储能行业补贴政策以地方补贴为主，包括度电补贴和投资补贴两种。各地为吸引储能投资、加快当地储能行业发展，其补贴力度较高，政策出台层级细分至县区级，充分体现储能行业发展高景气。

　　1)近期政策中度电补贴以放电量0.3元/kWh为主，少部分地区补贴力度较高，如浙江温州龙港市、天津滨海高新区储能项目度电补贴分别达到0.8元、0.5元/kWh;

　　2)投资补贴有总投资按比例补贴、容量一次性补贴和容量分期补贴等方式。

　　补贴政策能在短期内为储能电站投资带来一定收益，推动储能行业早期快速发展，但长期来看市场化体制机制才是保障储能发展的关键，而电价政策正是盈利机制的主要影响因素。近年来我国储能发展相关的电价政策在不断完善中。

　　对于大储而言，过去电源侧配套建设储能的方式主要为平抑风光出力波动、提高新能源利用率，因此其投资仅能依靠新能源发电回收，基本可以看作成本项。而在《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》、新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》等文件发布以后，储能参与市场的主体地位得到认可，催生了共享独立储能模式，其可通过共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价获取收益(详见下节)。

　　对于用户侧储能而言，2021年发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善分时电价机制，引导用户削峰填谷、改善电力供需情况，其后各省市分时电价机制趋于完善，工商业用电峰谷差持续拉大，显著地提升了工商业建设储能电站的经济性。截至2023年8月底，除甘肃、宁夏等七省市(自治区)外，其余各省均执行尖峰电价。2023年8月上海市执行两部制1.5倍尖峰电价时，峰谷价差达到1.7585元/kWh，广东珠三角五市单一制峰谷电价差为1.4366元/kWh，多省市最大峰谷电价差超过1元/kWh。

　　(三)储能经济性提升：成本下降+盈利模式趋于明朗

　　当下储能发展主要制约在于经济性不佳，但在技术更迭和机制完善的背景之下，储能成本快速下降，盈利模式日益清晰，其投资经济性在边际改善。

　　在持续技术研发投入和规模效应下，储能成本快速下降。以锂电池储能为例，得益于新能源汽车和储能行业共同发展，锂电池储能成本以年均15%的速度下降，2013年锂电储能建设成本约为4.5-6.0元/Wh，2017年成本降至1.6-2.0元/Wh，近两年受上游锂价上涨影响，锂电储能成本降幅放缓，2023年上半年锂电储能成本约为1.24-1.61元/Wh。

　　成本下降的同时，大储和工商业储能的盈利模式也日益清晰，大储可通过共享租赁、现货市场套利、提供辅助服务和获取容量电价盈利，工商业储能通过峰谷价差套利以及节约用能成本盈利。

　　大储方面，独立储能可以获取四类收益：

　　1)共享租赁收入，即部分容量租赁以满足风光项目配储需求，获得容量租赁收入。对于新能源业主而言，其可以大幅降低一次性资本开支，因此也有极大意愿与独立储能电站合作。

　　2)现货市场套利，主要通过充放电价差获利。2022年6月国家发改委、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》明确指出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，政策进一步拉大充放电价差，利于储能提高经济性。国内初步建立的区域现货市场中，山东允许独立储能采取报量不报价的方式参与现货市场，山西允许独立储能按月自选报量报价或报量不报价的方式参与现货市场。

　　3)辅助服务补偿，目前储能可参与的辅助服务产品主要有调峰和调频，分别依据调峰电量和调频里程补偿，具体补偿标准因地各异。

　　4)容量电价，山东启动现货市场试运行后，参照火电标准给予电化学储能容量电价;湖南发布了全国首个储能容量交易试点方案，推动独立储能进入容量租赁市场交易;河南、广西等省区基于政府指导价，通过双边协商开展容量交易。事实上现货市场和辅助服务收益体现的是储能调用的变动成本，而储能的投资成本需要通过容量价值回收，共享租赁收入一定程度上体现了这点。进一步地，储能对于电力系统的价值需要建立更为完备的容量补偿机制或容量市场。

　　工商业储能方面，伴随各省市区分时电价机制逐步完善，工商业储能通过峰谷价差套利的空间逐步扩大，同时工商业光储系统“自发自用，余电上网”等运营模式持续高毛利，叠加谷电峰用的用能成本降低，投资小型储能电站(或分布式光伏+储能联合投资)的经济性凸显。

　　四、储能板块投资建议

　　通过装机增长率看储能行业所处发展位置，当前储能装机两年复合增长率在100%上下，相当于风电、光伏行业发展早期。

　　得益于风电、光伏的持续增长，强制配储政策下储能装机也将保持增长，叠加用户侧工商业储能的兴起，储能装机需求持续高涨。但另一方面，受上游碳酸锂原材料价格波动影响，储能中标价格持续下行，2023年9月储能EPC中标均价1.407元/Wh，同比下降25%，环比下降8%，储能系统中标均价0.993元/Wh，2小时磷酸铁锂储能系统最低中标价格跌破0.9元/Wh，持续的“价格战”反应了产能过剩情况严重，储能企业盈利企稳向好不确定性较大。

　　关于储能板块的投资建议，我们判断：1)储能行业当前正处于向规模化、多元化、规范化发展转变的阶段;2)长期投资方向建议选择技术方面的长时储能和场景方面的工商业储能;3)并且持续关注监管、补贴、制度、技术等对储能行业发展影响权重较高的关键变量。

　　(一)储能行业发展的基本判断：规模化、多元化、规范化

　　结合风光新能源发展的复盘和储能发展的驱动因素分析，我们认为储能行业当前正处于向规模化、多元化、规范化发展转变的阶段，具体呈现以下特点：

　　1)以投资驱动为主，但消费需求比例在不断提高。强制配储政策背景下，大储是我国储能新增装机的主体，但随着政策端加大补贴支持、峰谷价差拉大增厚投资收益，工商业主动投资储能的意愿在提高，GGII数据显示2023年国内工商业储能新增装机规模为8GWh，同比高增300%，按照CNESA统计2023年上半年我国储能新增规模8.0GW/16.7GWh的数据计算，工商业储能新增规模占比约48%;

　　2)锂电池储能占据优势，但多元化技术应用正加速落地。当下锂电池储能技术成熟度和经济性都更占优势，截至2022年底，我国已投运的新型储能项目中锂离子电池占比高达94.5%，压缩空气储能占比约2.0%，液流电池占比约1.6%。但电力系统调节需求的多样性决定了锂电池储能未必均是最佳选择，例如液流电池储能技术更适宜作为长时储能，飞轮储能联合火电调频既能增强火电机组调频能力又能较快收回投入。事实上，压缩空气储能、液流电池储能等示范试点项目正快速推进中。

　　3)行业全方位蓬勃发展，但产能过剩、安全隐患等风险需要警惕。2021年以来储能行业蓬勃发展，储能扩产积极，但供需失衡、产能过剩的风险在逐步显现。EVTank数据显示截至2023年中，中国锂电动力(储能)电池行业实际产能约1878GWh，以其计算的实际需求量来看，行业名义产能利用率仅为46%，且将持续下滑。以某龙头的微观数据为例，其产能利用率已由2022年的83.4%降至2023年上半年的60.5%。

　　供需失衡使得行业竞争激烈是行业发展的周期规律，这一点无可厚非，但其中暴露出的利用率低下、劣币驱逐良币等风险将会受到行业的严监管，9月刘吉臻院士在储能产学研融合发展论坛上指出其在考察中发现调峰电站利用率极低，甚至难以给出运行数据。此外，自2021年4月16日北京大红门储能电站起火爆炸以来，储能电站安全隐患一直备受关注，过去系统集成设计、能量管理系统、电池管理系统等相关安全和标准体系缺位，未来储能安全规范会进一步完善。

　　(二)储能长期投资方向：长时储能、工商业储能

　　基于对储能行业发展的基本判断和思考，我们提出储能板块两大长期投资方向：

　　1)技术需求上，长时储能：随着电力系统中新能源发电渗透率进一步提高，以及火电向托底保障性电源转变，长时储能所提供的充裕度保障能力在电力系统安全中逐渐重要和稀缺。眼下市场关注和讨论的技术多集中于锂电池储能，但受限于充放电特性的限制，锂电池储能提供长时储能的能力不及压缩空气储能、液流电池储能等技术。鉴于我们对长时储能需求的确定性判断，我们建议关注液流电池储能、压缩空气储能的行业龙头公司。

　　2)应用场景上，工商业储能：由于工商业飞速发展、城镇化率快速提高和居民生活水平提高，我国电力负荷持续增长并且用电特性恶化，叠加近些年厄尔尼诺等极端天气带来的缺水缺电，电力安全供应压力极大，而需求侧管理是缓解电力供需紧张的有效措施，用户侧需求响应已成为我国电力系统发展的确定性方向，而其中工商业储能作为参与需求响应的重要部分，将随着政策端给予更大支持、收益端参与市场而更具经济性、竞争力和发展动力。建议关注可提供工商业储能解决方案的龙头公司和锂电储能产业链占优环节公司。

　　(三)关注关键变量：监管、补贴、制度、技术

　　1)监管政策：关注重要安全事件，超预期的行业监管政策、行业管理规范及标准发布等。行业倍增式发展背景下，资本和企业跨界参与现象突出，易出现无序竞争、过度投资，同时叠加强制配储政策影响，电源侧储能或出现利用率低下、劣质项目低价中标的情况。面对上述发展风险，行业主管部门加强投资效率管控、质量把控和安全管理是影响行业发展的重要变量。

　　2)制度改革：关注电力现货市场、辅助服务市场、需求响应制度等的建立和完善。适宜的市场规则是储能行业长期向好发展的基础保障，目前来看电力市场制度改革会对储能产生利好的有：建立健全区域电力现货市场，允许储能深度参与电力现货交易，优化利好储能的辅助服务产品及收益，建立容量市场，完善需求响应制度等。

　　3)技术突破：关注钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术突破及商业化应用。短时储能方面，尽管钠离子电池能量密度低、循环寿命相对较短，但相较锂离子电池其具有成本低、安全性高、快充倍率高、高低温性能优异等优势，因此适宜作为大规模储能应用技术，下一步可关注钠离子电池在储能领域的试点项目运行情况和商业化发展节奏。长时储能方面，液流电池和压缩空气储能等技术正处于快速降本发展中，下一步可关注其商业化、规模化推广应用。

　　4)补贴政策：关注大范围地方储能补贴退坡情况出现。当下各地补贴政策或为吸引储能投资、加快当地储能行业发展，但由于动力电池发展较为成熟，且电力市场改革进程稳步推进，我们预计储能经济性提升路径较风电、光伏更为顺畅，未来关注地方储能补贴退坡节奏，但同时考虑到储能无国家补贴政策，未来各省市补贴退坡节奏不一，未必会出现明显“抢装潮”。

五、风险提示

　　行业及技术发展不及预期、政策力度不及预期、海外出口限制。

　　本文源自：券商研报精选

　　作者：粤开策略研究