摘要

　　風光儲產業的發展空間和長期投資機會具有高度確定性，同為成長賽道，其產業發展路徑和特點在我國電力體制之下有著一定的相似點。考慮到政策對產業供需的影響，我們提出風光儲行業在商業化初期和進入規模化階段的分析框架。

　　核心觀點

　　行業發展、投資方向和影響因素

　　通過裝機增長率看儲能行業所處發展位置，當前儲能裝機兩年復合增長率在00%上下，相當于風電、光伏行業發展早期。我們對儲能行業發展大勢的研判如下：

　　1、行業發展判斷方面，我們認為儲能行業當前正處于向規模化、多元化、規范化發展轉變的階段。目前儲能以投資驅動為主，但消費需求比例在不斷提高;鋰電池儲能占絕對優勢，但多元化技術應用正加速落地;行業全方位蓬勃發展，但產能過剩、安全隱患等風險需要警惕。

　　2、長期投資方向方面，我們建議把握長時儲能技術和工商業儲能場景投資機會。1)從技術需求上，看好長時儲能技術需求，建議關注液流電池儲能、壓縮空氣儲能的行業龍頭公司。2)從應用場景上，看好工商業儲能應用場景，建議關注可提供工商業儲能解決方案的龍頭公司和鋰電池儲能產業鏈占優環節公司。

　　3、關鍵影響因素方面，可持續關注行業監管、制度完善、技術更新和補貼政策等變量。關注重要安全事件，超預期的行業監管政策、行業管理規范及標準發布等;關注電力現貨市場、輔助服務市場、需求響應制度等的建立和完善;關注鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等技術突破及商業化應用;關注大范圍地方儲能補貼退坡情況出現。

　　風光行情復盤：五年一周期，政策與經濟性的“蹺蹺板”

　　復盤風光發電近十年的政策變化、規模增長和市場表現，我們發現：

　　1、產業發展初期，風光裝機增長為投資需求主導，二級市場對行業管理政策和補貼政策敏感。全面商業化后，消費需求拉動的裝機占比增加，二級市場關注點回歸業績和重要技術突破。

　　2、風電、光伏產業發展和市場表現的大周期為五年左右，周期谷段是行業供給出清的階段，除了企業營收和資產規模，更應關注企業的經營質量。

　　3、具體來看：1)風電呈現周期性行情：三上漲與兩回調交錯，對應行業擴張與嚴監管交替。風電周期性行情與行業供需均衡情況相匹配，行業快速擴張或增速放緩背后的原因在于政策引導或限制需求，復盤風電發展和指數表現，我們發現風電行情周期大約在5年左右，每2-3年進行一次峰谷切換。2)光伏“四上一下”行情：規劃、補貼和需求是驅動因素。單復盤光伏指數走勢，光伏1-2年出現一波行情，但結合行業監管和企業出清來看，光伏產業發展和行情周期仍為5年左右，期間受補貼退坡等事件驅動，指數出現階段性行情。

　　儲能發展現狀：投資熱、政策優、成本降

　　我國儲能行業飛速發展，三年內裝機規模增長近三倍，每年新增裝機占全球新增裝機比例近三成。同時，儲能一級和二級市場投融資熱度高漲，2021年儲能披露融資金額近600億元，2022年儲能行業全年融資189次，近三年儲能相關公司IPO多達97家。儲能行業發展背后是行業管理政策、價格政策和經濟性三重驅動因素：

　　1、行業管理政策方面，儲能投資熱度持續高漲，但安全問題不容忽視。裝機規劃目標躍升，新型儲能進入發展“快車道”。強制配儲政策客觀上拉動儲能裝機需求。獨立主體身份賦予大型儲能更廣闊的商業模式和盈利空間。儲能安全重要性凸顯，國標儲能安全規范即將落地。

　　2、行業價格政策方面，地補政策和電價政策持續改善收益端。儲能行業補貼政策以地方補貼為主，包括度電補貼和投資補貼兩種。各地為吸引儲能投資、加快當地儲能行業發展，其補貼力度較高，政策出臺層級細分至縣區級，充分體現儲能行業發展高景氣。長期來看市場化體制機制是保障儲能發展的關鍵，電價政策正是盈利機制的主要影響因素，近年來我國儲能發展相關的電價政策在不斷完善中。

　　3、經濟性方面，儲能成本快速下降，盈利模式趨于明朗。在持續的技術研發投入和規模效應作用下，儲能成本快速下降。同時盈利模式也日益清晰，大儲可通過共享租賃、現貨市場套利、提供輔助服務和獲取容量電價盈利，工商業儲能通過峰谷價差套利以及節約用能成本盈利。

　　正文

　　一、風光儲發展初期的分析框架：政策驅動

　　氣候問題是近年來國際社會普遍關注的焦點話題，世界各國相繼公布各自的碳中和目標和規劃，2020年9月我國宣布二氧化碳排放力爭2030年前達到峰值，力爭2060年前實現碳中和的“雙碳目標”，自此能源清潔低碳轉型勢不可當。電力系統是我國碳排放的主要來源，排放占比超40%，風電、光伏和儲能作為電力系統低碳轉型的關鍵技術，未來將發揮不可替代的重要作用。風光儲產業的發展空間和長期投資機會具有高度確定性。

　　風光儲同為確定性成長賽道，其產業發展路徑和特點在我國電力體制之下有著一定的相似點。商業化初期，風光儲成本較高、收益較低，投資動力明顯依賴于政策要求和補貼。其中，風光需要電價補貼填補LCOE與電網購電價格的缺口，強制配儲下的大型儲能是風光投資的成本項，工商業儲能則需要足夠的電力峰谷價差支撐收益。

　　考慮到政策對產業供需的影響，我們提出風光儲行業在商業化初期和進入規模化階段的分析框架，借此開展行業基本面分析并指導投資。在框架中，市場對行業管理和價格政策較為敏感，相關政策變化會顯著影響項目經濟性和下游需求，進而反映到產業鏈各環節企業的業績表現，通過產業鏈內部利潤分配，形成整體行情或結構行情。因此在商業化初期，行業政策重大變化是影響板塊市場表現的關鍵因子。此外，技術更迭、電力體制改革等長期系統性變化也會影響市場表現。

　　二、復盤風光行情：五年一周期，政策與經濟性的“蹺蹺板”

　　當前風電、光伏產業已進入全面平價上網階段，我們復盤了風光發電近十年的政策變化、規模增長和市場表現，有以下發現：

　　1、產業發展初期，風光裝機增長為投資需求主導，二級市場對行業管理政策和補貼政策敏感。全面商業化后，消費需求拉動的裝機占比增加，二級市場關注點回歸業績和重要技術突破。

　　行業管理政策反映國家對產業發展的認識，年度規劃目標、清潔能源基地、整縣光伏等規劃大幅提振投資需求，供給過剩導致惡性競爭、質量問題和棄電率過高時，上層加強監管會抑制投資需求。政府補貼填補了投資成本與合理收益間的缺口，隨著成本降低和收益提高，補貼政策逐步退坡過程中，投資方為獲取更高收益會趕在新補貼標準實行前投運，引發“搶裝潮”，相關產業鏈企業業績將高增。

　　成本逐漸降低疊加商業模式日趨成熟，用戶側主動需求增加，例如工商業分布式光伏占比不斷提升，用戶“開源節流”，一方面參與余電上網，另一方面降低用電成本。行業步入正軌后，超預期政策減少，市場關注點回歸業績和重要技術突破，尋找產業鏈結構性機會。

　　2、風電、光伏產業發展和市場表現的大周期為五年左右，周期谷段是行業供給出清的階段，除了企業營收和資產規模，更應關注企業的經營質量。

　　復盤風電發展和指數表現，我們發現風電行情周期大約在5年左右，每2-3年進行一次峰谷切換。復盤光伏指數走勢，發現光伏1-2年即出現一波行情，但結合行業監管和企業出清來看，我們認為光伏產業發展和行情周期仍為5年左右。除市場供需匹配下的周期規律外，投資逐利行為導致的行業亂象會受到嚴監管，監管放松后產業發展又將提速，從而加強周期表現。

　　風光快速發展的周期底部，行業會面臨嚴監管、產能過剩等挑戰，大量經營質量不佳的企業被“淘汰”，即使是頭部企業也存在掉隊風險，例如2011年前占盡風頭的某風電企業，上市后遭遇“十二五”的嚴監管時期，又接連暴露出質量不佳、過重債務負擔、產業鏈主導權減弱等問題，最終退市沒落。因此市場更應關注企業的經營質量、技術投入和可持續發展能力。

　　(一)風電周期性行情：三上漲與兩回調交錯，對應行業擴張與嚴監管交替

　　風電周期性行情與行業供需均衡情況相匹配，行業快速擴張或增速放緩背后的原因在于政策引導或限制需求，復盤風電發展和指數表現，我們發現風電行情周期大約在5年左右，每2-3年進行一次峰谷切換。

　　2008年底風電指數底部回升，2010年底指數見頂，期間補貼政策發布;2011年后指數開啟下跌，于2012年末見底，期間風電遭遇行業出清和嚴監管;2013年指數緩慢反彈回升，2015年陸風搶裝和市場大熱推動指數快速爬升，至2015年6月見頂;2015年下半年開始，指數震蕩下跌，并于2018年10月觸底反彈;2020和2021年連續兩年的搶裝使得風電指數創新高，2021年11月指數見頂，雖在2022年有階段性行情表現，但整體波動式下跌。

　　1)2008-2010年指數上行：裝機高增和補貼政策發布

　　2008年至2010年間，在明確的補貼政策和持續高增的裝機刺激之下，風電指數(中信風電CI005284.WI，下同)走出明顯的二連漲行情。

　　2008年是我國風電發展里程碑的一年。根據中國風能協會數據，2008年全年風電新增裝機容量615.37萬千瓦，同比大幅增長85.8%，年末累計裝機首次突破1000萬千瓦，達到1200.21萬千瓦，累計裝機同比增加105.2%。裝機高增背景之下，2008年底至2009年中，指數最大漲幅達到194.6%。

　　乘著風電行業快速發展的契機，國內領頭風電制造商占有巨大市場份額。以彼時的風電龍頭企業華銳科技為例，2008年華銳裝機新增140.25萬千瓦，占據了當年全國新增裝機的29.8%。

　　2009年7月20日，發改委發布1906號文《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，文件首次將全國分為四類風能資源區，并相應制定了風電標桿上網電價，風電項目上網電價超出當地脫硫煤電標桿電價的部分通過全國征收的可再生能源電價附加分攤補貼。受補貼政策利好驅動，2009年風電裝機加速高增，全年風電新增裝機1380.32萬千瓦，同比增長124.3%，年末累計裝機達2580.53萬千瓦，累計裝機同比增加115.0%。2009年第三季度至2010年第二季度，指數再度開啟上漲，最大漲幅為49.4%。

　　2)2011-2013年指數下行：安全和消納問題使風電“遇冷”

　　經過前期的快速粗放式發展，風電設備安全問題和風電消納問題逐步顯現，2011年上半年連續三起風電機組大規模脫網事故暴露出當時風電發展過程中存在明顯安全問題，同時2011年和2012年全國棄風率高達16%、17%，風電消納難題突出。此后，風電行業步入規范期和“洗牌調整”期，受嚴監管影響，指數持續下行。

　　為抑制過熱投資情緒和加強安全管理，國家電監會啟動全國風電安全大檢查，2011年下半年和2012年國家能源局相繼發布《大型風電場并網設計技術規范》、《風力發電機組振動狀態監測導則》等18項風電行業重要技術標準，同時還下發了《關于“十二五”第一批擬核準風電項目計劃安排的特急通知》，風電審批權收緊。

　　2012年風電新增裝機規模同比負增長，風電行業增長勢頭受阻。同時，風電行業“遇冷”還體現在供給端風電設備制造商和開發商經營壓力顯著，由于受需求低迷、價格戰競爭加劇和原材料漲價兩頭擠壓，風電設備制造商、開發商利潤大幅縮減，多家風電企業被迫重組、被收購，風電開發商開啟向產業鏈中上游延伸的大潮。這個階段的華銳科技仍采取激進的經營策略，甚至2011年進行財務造假，寄希望于行業“冷冬”快速度過，然而長達兩三年的強監管和弱需求使得華銳不堪重負，最終于2013年爆出財務造假事件。爾后，華銳科技還頻繁爆出違約、產品質量等問題，其市場份額和市值均持續下降，最終于2020年退市。

　　行業嚴監管的大環境之下，風電指數持續下跌，2011年3月底至2012年底，指數自前期高點跌去72.4%。

　　3)2014-2015年指數上行：補貼退坡引發“搶裝潮”

　　盡管行業遭受強監管，投資熱情受到短暫性的壓制，但在持續的研發投入和項目實踐中，風電成本快速降低。風電的經濟性改善促使了國家補貼逐步退坡，由此引發了補貼退坡時點前的風電“搶裝潮”，在業績高增預期之下指數開啟搶裝驅動的階段性上漲行情。

　　2014年國家層面多次釋放風電調價信號和重要時間節點信息，受此影響風電行業出現大規模“搶裝潮”，2014年底《國家發展改革委關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》印發，提出2015年1月1日前核準但于2016年1月1日以后投運的陸上風電項目適用新的補貼價格。風電補貼調價信號釋放后，風電企業加快風電場投資建設步伐。2014年全年風電新增裝機容量1981萬千瓦，同比增長36.7%，其中下半年新增裝機占比近70%。2015年風電裝機繼續保持高增長，全年新增3297萬千瓦，同比增長66.4%。

　　大規模“搶裝潮”催化風電企業業績上漲預期，風電指數開啟上漲。而在2014年報業績驗證后，指數加速上漲。2014年5月底至2015年中，指數自前期低點快速攀升，最大漲幅達259.6%(2014.5.20的1663點-2015.6.12的5979點)。

　　4)2016-2019年指數震蕩下行：消納困境、補貼拖欠、小規模搶裝交織

　　在經歷兩年的快速發展后，進入“十三五”時期，風電行業再度面臨供需失衡導致的多重挑戰，一方面全社會用電量增速下滑，新能源裝機仍快速提高，棄風現象再度凸顯;另一方面，新能源補貼出現高額缺口、拖欠等問題，使得供給側出清調整加速。盡管期間補貼調價催生數次下半年小規模“搶裝潮”，但整體來看指數呈震蕩下行趨勢。

　　2015、2016年棄風率再度飆升至15%、17%，三北地區部分省份棄風率更是高達三四成，在此背景下國家能源局采取風電投資預警監測、可再生能源消納責任權重等措施嚴控棄電，限制行業無序粗放發展。2015年至2019年間，風電年均新增裝機規模約2000萬千瓦，期間風電上網電價三次調價，均于來年初按新電價執行，受此影響風電主要集中在下半年投運。

　　5)2020-2021年上行：平價上網前最后一波“搶裝潮”

　　2022年陸上、海上風電全面平價上網，2020和2021年風電大規模“搶裝潮”再現，企業業績上漲預期大熱，指數快速上行。

　　2019年5月《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》發布，要求不同時間核準的陸上、海上風電項目，須分別在2020、2021年底前完成并網才能執行核準時的上網電價，而2022年及以后并網的風電機組執行并網年份的指導價。《通知》發出后，風電行業迎來全面平價前的最后一波大規模“搶裝潮”。2019年下半年風電新增裝機容量1665萬千瓦，同比增長31.6%。2020年全年新增風電裝機7167萬千瓦，其中下半年新增6535萬千瓦，同比高增292.5%。2021年全年新增風電裝機3763萬千瓦，下半年新增裝機占比近80%。此外，2021年海上風電全年新增1793萬千瓦，同比增長199.2%。

　　大規模“搶裝潮”也再度開啟了新一輪風電上漲行情。2020年下半年，指數自前期低點爬升，最大漲幅達65.5%。經過短暫回調休整，2021年下半年指數再度上行，最大漲幅達到96.2%。

　　(二)光伏“四上一下”行情：規劃、補貼和需求是驅動因素

　　光伏行情主要受到規劃情況、補貼政策和海外需求驅動。單復盤光伏指數走勢，光伏1-2年即出現一波行情，但結合行業監管和企業出清來看，光伏產業發展和行情周期仍為5年左右，期間受到補貼退坡等事件驅動，指數會出現階段小規模行情。

　　2011年歐債危機影響未消，加之美國實行“雙反”，大量依賴出口盈利的中國光伏企業出現產能過剩、嚴重積壓的情況，指數持續下跌，并于2012年末見底回升。2015年規劃裝機高增，疊加市場大熱的拉動作用，指數于2015年中見頂;2018年“531新政”使得指數大跌，2018年10月末見底;后受到雙碳目標提出、平價上網催生的多次“搶裝潮”等推動，光伏指數大漲，2021-2022年處于頂部，目前仍處于持續下跌中。按照5年周期計算，預計2024年光伏有望見底回升。

　　1)2015年上行：裝機規劃超預期高增

　　2015年3月國家能源局下發《關于下達2015年光伏發電建設實施方案的通知》，提出2015年全國新增光伏電站建設規模規劃為1780萬千瓦，同比增加67.9%，按此目標推進，中國將成為光伏裝機第一大國。當年我國光伏新增裝機1513萬千瓦，累計裝機達到4318萬千瓦，成為全球光伏發電裝機容量最大的國家，為我國光伏制造業發展提供了良好的市場支撐。

　　2015年二季度乘股市大熱的“東風”，光伏指數(中信太陽能CI005286.WI，下同)表現極佳，但到達高點后受到大盤下跌恐慌情緒影響而快速下行。2015年二季度光伏指數大幅上漲97.8%，又于一月內跌去53%。

　　2)2018年下行：光伏“531新政”帶來寒冬

　　2015年底國家發改委下發《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，要求2016年6月30日以前仍未全部投運的，執行2016年上網標桿電價。自此之后，每年底發改委下發下一年的光伏電價政策，并給予半年的緩沖期。2015年至2018年間，為在補貼退坡前投運，光伏開發商會在每年6月30日前搶裝，直到2018年“531”新政下發，光伏“630”節點成為歷史。

　　2018年6月1日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發文《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(落款為5月31日，因此稱作“531新政”)，通知廢止了2017年底印發的補貼標準，大幅下調度電補貼，并且限定了10GW的分布式電站規模指標。“531新政”下發以后，光伏行業反響劇烈，國家積極聽取各方反饋，并結合當時國際國內宏觀形勢，于2018年底多次穩定行業預期，并繼續給予戶用光伏支持。

　　“531新政”明顯抑制了光伏行業投資熱情。2018年上半年光伏新增裝機2431萬千瓦，而下半年僅新增1995萬千瓦，同比減少30%，環比減少18%。2019年光伏“冷氣”延續，上、下半年分別新增1140、1871萬千瓦，同比分別減少53%、6%;2020年上半年又受到疫情影響，光伏新增并網規模1152萬千瓦。

　　“531新政”發布以后，光伏公司股價出現明顯調整，光伏指數下跌近40%。至10月國家發展改革委聯合財政部、國家能源局三部分發文對“531新政”中的戶用光伏支持政策等做了補充說明后，市場逐步止跌回升。

　　3)2020年上行：光伏電站平價前的“搶裝潮”

　　2019年5月《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》指出，將推進光伏發電平價上網作為今后制定光伏電價政策的發展方向。此后關于2021年集中式光伏電站將全面平價上網的消息頻出，2020年底前光伏電站大規模“搶裝潮”再現，2020年下半年，光伏新增裝機規模3668萬千瓦，同比增長96%，其中光伏電站新增2560萬千瓦，同比高增131%，分布式光伏新增規模也大幅增長45%。

　　2021年6月，集中式光伏平價上網的政策發布，《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目(以下簡稱“新建項目”)，中央財政不再補貼，實行平價上網。

　　大規模“搶裝潮”疊加雙碳目標及2030年風光12億千瓦規劃目標的提出，光伏開啟一輪大幅上漲行情。2020年公布年度補貼預算額度后，指數一路上漲至2021年初，最大漲幅達246.8%。

　　4)2021年上行：戶用光伏補貼退出前的“搶裝潮”

　　2021年是戶用光伏補貼退出前的最后一年，2021年4月的《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知(征求意見稿)》指出2022年起新建戶用分布式光伏項目中央財政不再補貼。戶用光伏迎來大規模“搶裝潮”。2021年全年光伏新增裝機規模5488萬千瓦，其中分布式光伏2928萬千瓦，首次超過光伏電站新增規模，同比高增84.6%。

　　光伏指數自2021年4月低點至2021年11月高點，最大漲幅達95.8%。

　　5)2022年Q2上行：大型光伏基地+整縣分布式+海外戶用三重需求刺激

　　2022年光伏裝機再次迎來爆發，全年光伏新增裝機容量8740萬千瓦，同比高增59.3%，集中式、分布式光伏分別新增3629、5111萬千瓦，同比增長41.8%、74.6%。其驅動因素有三：一是沙漠、戈壁和荒漠地區建設大型光伏清潔能源基地貢獻集中式光伏需求;二是整縣分布式和農業光伏政策推動分布式光伏需求高漲，2021年6月，國家能源局下發《關于報送整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，同年9月全國600+國家整縣屋頂分布式光伏開發試點縣名單公布。年底，國家能源局下發《加快農村能源轉型發展助力鄉村振興的實施意見》;三是地緣政治沖突導致的能源緊缺背景下，海外戶用光伏需求大漲。

　　2022年光伏“大熱”，全年多家巨頭企業成功上市，股價漲幅明顯。2022年5月開始，光伏指數見底反彈，開啟一波上漲行情，至2022年8月中最大漲幅70.9%。

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　　三、儲能快速發展：投資熱+政策優+成本降

　　2021年以來全球儲能行業快速發展，尤其是中國儲能裝機規模飛速增長，單年新增規模均超過上年累計總裝機規模，截至2022年底中國新型儲能裝機規模13.08GW，占全球新型儲能裝機的28.6%，較2020年底中國累計裝機提高298.8%。

　　從儲能公司投融資角度來看，近兩年儲能一級和二級市場投融資熱度高漲。不完全統計數據顯示，截至2023年一季度，300余家儲能企業獲得融資，涉及投融資事件900余件、已披露融資金額近2000億元。其中，2021年儲能披露融資金額近600億元，2022年儲能行業全年融資189次。二級市場方面，近三年儲能相關公司IPO多達97家，占儲能指數(885921.TI)比重達24.8%，此外也有部分上市公司于近些年實現儲能業務的突破和轉型。

　　我國儲能行業飛速發展有行業管理政策、價格政策和經濟性三重驅動因素，具體為：各地儲能規劃投資熱度高漲，同時強制配儲政策支撐儲能需求;地補政策和電價政策改善收益端;持續的技術研發投入和規模效應作用下，儲能成本快速下降，且大儲和工商業儲能的盈利模式也日益清晰。

　　(一)儲能行業管理政策：投資熱度高漲，安全問題不容忽視

　　裝機規劃目標躍升，新型儲能進入發展“快車道”。進入“十四五”以來，國家及地方密集發布儲能政策。2021年7月，國家發改委、國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》指出，到2025年實現新型儲能裝機3000萬千瓦以上。2022年以來，廣東、青海、甘肅等26省市提出“十四五”新型儲能裝機目標，合計規劃裝機6585萬千瓦，遠超3000萬千瓦的裝機目標，新型儲能已進入快速增長的發展階段。

　　強制配儲政策客觀上拉動儲能裝機需求。2021年2月，國家發改委、能源局出臺《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，明確增量風光儲一體化要優化配套儲能規模，充分發揮儲能調峰、調頻作用。5月出臺的《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》也指出保障性并網以外的項目，需通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后并網。自此，多地相繼發布電源側風光強制配儲政策，多要求10%/2h的配置比例和時長，并且政策要求逐漸向15-30%和4-5h的高比例、長時儲能發展。事實上，多地風光項目招標競爭過程中，實際配儲情況高于政策要求。

　　獨立主體身份賦予大型儲能更廣闊的商業模式和盈利空間。2022年5月，國家發改委、能源局出臺《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，明確了新型儲能可以獨立主體身份參與電力市場交易，有利于儲能創新商業模式，擴大盈利空間，有助于新型儲能行業良性發展。以獨立儲能的代表性商業模式共享儲能為例，獨立儲能電站一方面能夠為新能源電站提供容量租賃服務，降低其強制配儲成本，另一方面可以直接參與電力現貨交易或提供輔助服務，獲取直接收益。盡管大型儲能(主要為電源側強制配儲)仍是風光投資的成本項，但共享獨立儲能模式的出現新能源開發商強制配儲的成本明顯降低，同時大大提高電源側強制配儲的實際利用效率，因此共享儲能成為當前主流模式和政策推動方向。

　　儲能安全重要性凸顯，國標儲能安全規范即將落地。近年來，全球儲能安全事故頻發，且多為電池熱失控引發的火災事故，2021年4月，北京大紅門儲能電站起火爆炸，導致1名值班人員遇難、2名消防員犧牲，直接財產損失1660萬元。儲能質量和安全管理重要性不斷提升，2022年4月國家能源局印發《關于加強電化學儲能電站安全管理的通知》，2023年6月國家標準《電力儲能系統 并網儲能系統安全通用規范》征求意見，文件規定了電力儲能系統接入電網的安全風險識別、安全風險評估和降低風險措施等通用安全技術要求。儲能安全規范在行業發展初期更早地介入有助于促進行業有序良性競爭，減少階段性嚴監管對行業發展的非市場化影響。

　　(二)儲能行業價格政策：地補政策和電價政策改善收益端

　　現階段儲能行業正處于發展初期，未來一片藍海，價格政策中補貼力度較大，地方對于項目投資、產業發展的競爭熱度居高不下;價格政策中的電價政策不斷調整以適應行業發展需要。地補政策和電價政策兩相作用之下，儲能投資收益端不斷改善。

　　儲能行業補貼政策以地方補貼為主，包括度電補貼和投資補貼兩種。各地為吸引儲能投資、加快當地儲能行業發展，其補貼力度較高，政策出臺層級細分至縣區級，充分體現儲能行業發展高景氣。

　　1)近期政策中度電補貼以放電量0.3元/kWh為主，少部分地區補貼力度較高，如浙江溫州龍港市、天津濱海高新區儲能項目度電補貼分別達到0.8元、0.5元/kWh;

　　2)投資補貼有總投資按比例補貼、容量一次性補貼和容量分期補貼等方式。

　　補貼政策能在短期內為儲能電站投資帶來一定收益，推動儲能行業早期快速發展，但長期來看市場化體制機制才是保障儲能發展的關鍵，而電價政策正是盈利機制的主要影響因素。近年來我國儲能發展相關的電價政策在不斷完善中。

　　對于大儲而言，過去電源側配套建設儲能的方式主要為平抑風光出力波動、提高新能源利用率，因此其投資僅能依靠新能源發電回收，基本可以看作成本項。而在《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》、新版《并網主體并網運行管理規定》和《電力系統輔助服務管理辦法》等文件發布以后，儲能參與市場的主體地位得到認可，催生了共享獨立儲能模式，其可通過共享租賃、現貨套利、輔助服務、容量電價獲取收益(詳見下節)。

　　對于用戶側儲能而言，2021年發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求完善分時電價機制，引導用戶削峰填谷、改善電力供需情況，其后各省市分時電價機制趨于完善，工商業用電峰谷差持續拉大，顯著地提升了工商業建設儲能電站的經濟性。截至2023年8月底，除甘肅、寧夏等七省市(自治區)外，其余各省均執行尖峰電價。2023年8月上海市執行兩部制1.5倍尖峰電價時，峰谷價差達到1.7585元/kWh，廣東珠三角五市單一制峰谷電價差為1.4366元/kWh，多省市最大峰谷電價差超過1元/kWh。

　　(三)儲能經濟性提升：成本下降+盈利模式趨于明朗

　　當下儲能發展主要制約在于經濟性不佳，但在技術更迭和機制完善的背景之下，儲能成本快速下降，盈利模式日益清晰，其投資經濟性在邊際改善。

　　在持續技術研發投入和規模效應下，儲能成本快速下降。以鋰電池儲能為例，得益于新能源汽車和儲能行業共同發展，鋰電池儲能成本以年均15%的速度下降，2013年鋰電儲能建設成本約為4.5-6.0元/Wh，2017年成本降至1.6-2.0元/Wh，近兩年受上游鋰價上漲影響，鋰電儲能成本降幅放緩，2023年上半年鋰電儲能成本約為1.24-1.61元/Wh。

　　成本下降的同時，大儲和工商業儲能的盈利模式也日益清晰，大儲可通過共享租賃、現貨市場套利、提供輔助服務和獲取容量電價盈利，工商業儲能通過峰谷價差套利以及節約用能成本盈利。

　　大儲方面，獨立儲能可以獲取四類收益：

　　1)共享租賃收入，即部分容量租賃以滿足風光項目配儲需求，獲得容量租賃收入。對于新能源業主而言，其可以大幅降低一次性資本開支，因此也有極大意愿與獨立儲能電站合作。

　　2)現貨市場套利，主要通過充放電價差獲利。2022年6月國家發改委、能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》明確指出獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，政策進一步拉大充放電價差，利于儲能提高經濟性。國內初步建立的區域現貨市場中，山東允許獨立儲能采取報量不報價的方式參與現貨市場，山西允許獨立儲能按月自選報量報價或報量不報價的方式參與現貨市場。

　　3)輔助服務補償，目前儲能可參與的輔助服務產品主要有調峰和調頻，分別依據調峰電量和調頻里程補償，具體補償標準因地各異。

　　4)容量電價，山東啟動現貨市場試運行后，參照火電標準給予電化學儲能容量電價;湖南發布了全國首個儲能容量交易試點方案，推動獨立儲能進入容量租賃市場交易;河南、廣西等省區基于政府指導價，通過雙邊協商開展容量交易。事實上現貨市場和輔助服務收益體現的是儲能調用的變動成本，而儲能的投資成本需要通過容量價值回收，共享租賃收入一定程度上體現了這點。進一步地，儲能對于電力系統的價值需要建立更為完備的容量補償機制或容量市場。

　　工商業儲能方面，伴隨各省市區分時電價機制逐步完善，工商業儲能通過峰谷價差套利的空間逐步擴大，同時工商業光儲系統“自發自用，余電上網”等運營模式持續高毛利，疊加谷電峰用的用能成本降低，投資小型儲能電站(或分布式光伏+儲能聯合投資)的經濟性凸顯。

　　四、儲能板塊投資建議

　　通過裝機增長率看儲能行業所處發展位置，當前儲能裝機兩年復合增長率在100%上下，相當于風電、光伏行業發展早期。

　　得益于風電、光伏的持續增長，強制配儲政策下儲能裝機也將保持增長，疊加用戶側工商業儲能的興起，儲能裝機需求持續高漲。但另一方面，受上游碳酸鋰原材料價格波動影響，儲能中標價格持續下行，2023年9月儲能EPC中標均價1.407元/Wh，同比下降25%，環比下降8%，儲能系統中標均價0.993元/Wh，2小時磷酸鐵鋰儲能系統最低中標價格跌破0.9元/Wh，持續的“價格戰”反應了產能過剩情況嚴重，儲能企業盈利企穩向好不確定性較大。

　　關于儲能板塊的投資建議，我們判斷：1)儲能行業當前正處于向規模化、多元化、規范化發展轉變的階段;2)長期投資方向建議選擇技術方面的長時儲能和場景方面的工商業儲能;3)并且持續關注監管、補貼、制度、技術等對儲能行業發展影響權重較高的關鍵變量。

　　(一)儲能行業發展的基本判斷：規模化、多元化、規范化

　　結合風光新能源發展的復盤和儲能發展的驅動因素分析，我們認為儲能行業當前正處于向規模化、多元化、規范化發展轉變的階段，具體呈現以下特點：

　　1)以投資驅動為主，但消費需求比例在不斷提高。強制配儲政策背景下，大儲是我國儲能新增裝機的主體，但隨著政策端加大補貼支持、峰谷價差拉大增厚投資收益，工商業主動投資儲能的意愿在提高，GGII數據顯示2023年國內工商業儲能新增裝機規模為8GWh，同比高增300%，按照CNESA統計2023年上半年我國儲能新增規模8.0GW/16.7GWh的數據計算，工商業儲能新增規模占比約48%;

　　2)鋰電池儲能占據優勢，但多元化技術應用正加速落地。當下鋰電池儲能技術成熟度和經濟性都更占優勢，截至2022年底，我國已投運的新型儲能項目中鋰離子電池占比高達94.5%，壓縮空氣儲能占比約2.0%，液流電池占比約1.6%。但電力系統調節需求的多樣性決定了鋰電池儲能未必均是最佳選擇，例如液流電池儲能技術更適宜作為長時儲能，飛輪儲能聯合火電調頻既能增強火電機組調頻能力又能較快收回投入。事實上，壓縮空氣儲能、液流電池儲能等示范試點項目正快速推進中。

　　3)行業全方位蓬勃發展，但產能過剩、安全隱患等風險需要警惕。2021年以來儲能行業蓬勃發展，儲能擴產積極，但供需失衡、產能過剩的風險在逐步顯現。EVTank數據顯示截至2023年中，中國鋰電動力(儲能)電池行業實際產能約1878GWh，以其計算的實際需求量來看，行業名義產能利用率僅為46%，且將持續下滑。以某龍頭的微觀數據為例，其產能利用率已由2022年的83.4%降至2023年上半年的60.5%。

　　供需失衡使得行業競爭激烈是行業發展的周期規律，這一點無可厚非，但其中暴露出的利用率低下、劣幣驅逐良幣等風險將會受到行業的嚴監管，9月劉吉臻院士在儲能產學研融合發展論壇上指出其在考察中發現調峰電站利用率極低，甚至難以給出運行數據。此外，自2021年4月16日北京大紅門儲能電站起火爆炸以來，儲能電站安全隱患一直備受關注，過去系統集成設計、能量管理系統、電池管理系統等相關安全和標準體系缺位，未來儲能安全規范會進一步完善。

　　(二)儲能長期投資方向：長時儲能、工商業儲能

　　基于對儲能行業發展的基本判斷和思考，我們提出儲能板塊兩大長期投資方向：

　　1)技術需求上，長時儲能：隨著電力系統中新能源發電滲透率進一步提高，以及火電向托底保障性電源轉變，長時儲能所提供的充裕度保障能力在電力系統安全中逐漸重要和稀缺。眼下市場關注和討論的技術多集中于鋰電池儲能，但受限于充放電特性的限制，鋰電池儲能提供長時儲能的能力不及壓縮空氣儲能、液流電池儲能等技術。鑒于我們對長時儲能需求的確定性判斷，我們建議關注液流電池儲能、壓縮空氣儲能的行業龍頭公司。

　　2)應用場景上，工商業儲能：由于工商業飛速發展、城鎮化率快速提高和居民生活水平提高，我國電力負荷持續增長并且用電特性惡化，疊加近些年厄爾尼諾等極端天氣帶來的缺水缺電，電力安全供應壓力極大，而需求側管理是緩解電力供需緊張的有效措施，用戶側需求響應已成為我國電力系統發展的確定性方向，而其中工商業儲能作為參與需求響應的重要部分，將隨著政策端給予更大支持、收益端參與市場而更具經濟性、競爭力和發展動力。建議關注可提供工商業儲能解決方案的龍頭公司和鋰電儲能產業鏈占優環節公司。

　　(三)關注關鍵變量：監管、補貼、制度、技術

　　1)監管政策：關注重要安全事件，超預期的行業監管政策、行業管理規范及標準發布等。行業倍增式發展背景下，資本和企業跨界參與現象突出，易出現無序競爭、過度投資，同時疊加強制配儲政策影響，電源側儲能或出現利用率低下、劣質項目低價中標的情況。面對上述發展風險，行業主管部門加強投資效率管控、質量把控和安全管理是影響行業發展的重要變量。

　　2)制度改革：關注電力現貨市場、輔助服務市場、需求響應制度等的建立和完善。適宜的市場規則是儲能行業長期向好發展的基礎保障，目前來看電力市場制度改革會對儲能產生利好的有：建立健全區域電力現貨市場，允許儲能深度參與電力現貨交易，優化利好儲能的輔助服務產品及收益，建立容量市場，完善需求響應制度等。

　　3)技術突破：關注鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等技術突破及商業化應用。短時儲能方面，盡管鈉離子電池能量密度低、循環壽命相對較短，但相較鋰離子電池其具有成本低、安全性高、快充倍率高、高低溫性能優異等優勢，因此適宜作為大規模儲能應用技術，下一步可關注鈉離子電池在儲能領域的試點項目運行情況和商業化發展節奏。長時儲能方面，液流電池和壓縮空氣儲能等技術正處于快速降本發展中，下一步可關注其商業化、規模化推廣應用。

　　4)補貼政策：關注大范圍地方儲能補貼退坡情況出現。當下各地補貼政策或為吸引儲能投資、加快當地儲能行業發展，但由于動力電池發展較為成熟，且電力市場改革進程穩步推進，我們預計儲能經濟性提升路徑較風電、光伏更為順暢，未來關注地方儲能補貼退坡節奏，但同時考慮到儲能無國家補貼政策，未來各省市補貼退坡節奏不一，未必會出現明顯“搶裝潮”。

　　五、風險提示

　　行業及技術發展不及預期、政策力度不及預期、海外出口限制。

　　本文源自：券商研報精選

　　作者：粵開策略研究