大储加速迈进量利如日中升

国内市场规模高增，大储占比提升是趋势储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧、用户侧。其中，发电侧储能主要用于平抑新能源波动跟踪发电计划缓解弃风弃光接入位置为集中式新能源电站旁下游客户为承包商与大型发电集团。输配电侧储能主要用于保证电网安全可靠运行，调峰、调频、黑启动等电网辅助服务接入位置为独立建设或位于传统电站旁下游客户为C承包商、电网公司。用户侧储能主要用于峰谷套利，需量管理，动态扩容，需求侧响应；接入位置为家庭或工厂；下游客户为经销商、工商业用户、居民用户。图表：储能的应用场景绿色和平PWERAB，国内新型储能项目装机规模高速增长，表前市场占据主体。根据CNE，2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达6.W/1.3W，与1年同期相比，增长率均超过%。新增投运项目时长仍以-2小时为主，4小时以上的项目开始增多。根据储能与电力市场在2全年并网的储能项目中锂离子电池仍然是绝对的主力占比高达%。从2年已并网项目的应用领域来看可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达%和%。图表：中国电化学储能新增装机量 图表：2年已并网储能项目的应用域分布,00,00,00,00,00,00,00,00

0%新增装机量YOY新增装机量YOY0%0%0%

用户侧%调独立式可再生能源能0CNESA

07 08 09 00 01 02

10%

储能与电力市场，大储主要应用场景在发电侧与输配电侧，大储占比提升是趋势。大储是指功率规模较大的储能（我们定义为WWh以上，主要应用场景在发电侧与输配电侧，少部分应用在工商业储能。我国表前市场占据主体，大储规模效应、效率与管理优势明显。同时，1年7月国家发改委国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提到，对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，可在竞争性配置、项目核（备案并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。激励机制下发电侧收入有望受益提升“新能源储能”项目需求受到拉动随着风光储一体化项目及集中式共享储能迅猛发展大储需求有望被显著拉动。需求维度：新能源配储提供基本盘，多因素驱动助高增新能源配储：各地提出配储要求，提供储能需求基本盘保障性并网项目贡献国内储能需求的基本盘。保障性并网项目是各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，具体规模由各省根据各省情况测算，是各省份完成非水电最低消纳责任权重所必需的底线目标。保障性并网项目由电网公司实行保障性并网但是要求需要通过消纳技术电价等指标竞争上网额度我们认为保障性并网项目会贡献国内储能需求的基本盘。多地陆续发布新能源配储政策据我们统计截至目前已有8个省（自治区发布了配储政策保障性并网项目配储要求由各地发改委能源局决定配储比例普遍在1%2%，配储时长普遍在24小时，两者均存在一定的提升趋势。三北地区中的甘肃、新疆、内蒙古、河北、吉林整体配储要求更高，大基地增加后储能需求提升有望更加明显。图表：各地保障性并网项目配储要求北极星储能网，多省分布式光伏也需配备储能，带动户储需求增长。截至3年2月，已有7个省份发布了分布式配储政策，其中5个省份明确提出了配储要求。山东省分布式配储要求最高在%以上2年8月山东省印《山东省风电光伏发电项目并网保障实施办（试行（征求意见稿》要求，整县分布式光伏项目根据各县（市、区）规划要求积极配置储能设施，保障并网。浙江、宁夏要求配储比例%，广东、江苏要求配储比例%。分式光伏配储带动户储需求增长。图表：截至3年2月各地分布式配储政策汇总时间地区配储要求相关文件2/8/29山东胶州市%、《胶州市整市分布式光伏开发工作指导意见》28/11山东整县分布式光伏项目根据各县（市、区）规划要《山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）（征求意见稿）》求积极配置储能设施，保障并网2/5/6山东济南平阴县%、h 《关于进一步加强分布式光伏项目备案、建设及并网管理的意见》2/1/6山东枣庄%-%、-h 《枣庄市分布式光伏建设规范（试行》2/1/6浙江诸暨市% 《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》2/5/11浙江永康市% 《永康市整市屋顶分布式光伏开发试点实施方案》2/1/6浙江绍兴柯桥区%、h 关于柯桥区整区屋顶分布式光伏开发试点实施方案的公示2/1/9广东东莞% 《东莞市加快分布式光伏规模化开发利用工作方案》2/8/10四川攀枝花/ 《关于进一步规范农房分布式光伏安装的通知》2/7/15江苏昆山2W及以上分布式光伏% 《关于加快推进分布式光伏发电项目开发建设的工作意见的通知》2/5/1江苏苏州2W及以上分布式光伏% 《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见试行)》2/3/16河北/ 《屋顶分布式光伏建设指导规范试行)》2/6/29宁夏% 《关于报送整县市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》各地方官网，北极星储能网，市场化项目：配储要求更高，相较风光装机更为敏感电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。我们认为保障性并网项目将会贡献国内储能需求的基本盘市场化并网项目配储要求更高后续储能装机增速预计将高于新能源增速市场化并网项目超额建设规模需要配储上网电价按照指导价结算配储比例要求更高。市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，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，与保障性并网只是在并网条件上有差异。据发改委、能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率%的挂钩比（时长4小时以上下同配建调峰能力按照%以上挂钩比例进行配建的优先并网。图表：保障性并网和市场化并网项目对比保障性并网项目 市场化并网项目并网条件 由电网企业实行保障性并网 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入选要求 各省出台竞配办法，大同小异，一般来说，储能容量大、储能时间长或保障性并网范围以外仍有意愿并网一般来说储能容量大储能时间长或光储一光储一体化项目优先上网电价 普遍为当地火电标杆电价，部分水电丰富地区在丰水期安市场化交易价执行，部分地区将电价作为竞配评分要素

体化项目优先并网并网条件主要为配套新增的抽水蓄能储热型光热发电电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力储能要求 部分地区要求配储，普遍%-%，时长2小时；部分作为竞争要素%以上，时长4小时以上相同点 保障性并网和市场化并网只是并网条件有差异，两类项目在并网后执行同等的消纳政策国家能源局，市场化并网项目配储要求更高后续储能装机增速预计将高于新能源增速经过我们预测在所有电站均为平价电站，保障性并网项目配储%，储能时长2小时，市场化并网项目配储1-%储能时长4小时全国保障性并网项目总规模0W的假设下风光并网总规模超过0W后储能规模随着风光并网规模增长的速度将加快具体到市场化并网项目配储%时，当风光并网规模低于0W，并网规模每增加1W储能规模将增加1W，当风光规模高于0W，并网规模每增加0W储能规模将增加1.5W。图表：储能对于风光装机规模敏感性分（功率） 图表：储能对于风光装机规模敏感性分（电量）储能规模功率储能规模功率)864200 0 00 10 20 30 40 50

GWh储能规模储能规模电量)50

0 0 00 10 20 30 40 50资料来源：预测 资料来源：预测硅料降价：大基地建设节奏或超预期，储能需求受益明显硅料价格进入下降通道集中式大基地需求受益最明显截至3月1日光伏级多晶硅价格为26美元千克相比于2年8月的高点降幅达%我们预计3年光伏装机量10W风装机量7W从结构上看对组件价格更为敏感的集中式电站是增量主体。若大基地建设节奏超预期，假设各比预期高W则按照大基地平均更高的配储比例，或可带来2.W/6Wh右的储能装机增量。图表：光伏级多晶价格 图表：大基地通常要求更高比例，增加储能需求提升更明显元千克元千克中国现货价周平均价光伏级多晶硅 政府公告火电退役：老旧火电机组提升，后续储能需求有支撑火电占比下降，可再生能源发电占比有望大幅提升“十四五”可再生能源发展规划》提出，5年，可再生能源年发电量达到3万亿千瓦时左右“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过%，风电和太阳能发电量实现翻倍。据IA预测在实“双碳目标的预设下到0年中国的太阳能和风能发电量相对于0年将增加7倍占总发电量比例从%提升至0年的4%和0年的%中太阳能发电的占比由0年的%提升至%可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成（CO下降综合作用的结果目前光伏发电和陆上风电已初步具备在LCOE上和燃煤电厂竞争的能力，火电占比将逐步下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。图表：双碳目标下的发电量预测注：CCUS=caonctr,utilistinndstae：EA《AnergysctrodmptocabnetrlityinChia》，火电机组退役带来更多的电化学储能需求。从火电新增发电设备的历史数据上看，-210年时我国火电建设的高峰期，且6年新增火电发电设备容量达4万的峰值按照0年设计寿命计算对应-0年起我国将进入火电机组退役的高峰期。参考美国随着天然气发电厂逐步退役，从而实现可再生能源配合储能系统替代原有天然气发电的案例，且考虑到后续国内风光大基地的建成投运，预计-2030年国内电化学储能的需求提升（详见我们于22年0月0日发布的报《储能协助能量时移，护航能源变革。图表：2001-021年火电新增发电设备及其增速 0,00

火电新增发电设备（万kW）

0%,00,00,00,00,00,00,00,00,00

0%0%0%0%2%0102030405060010203040506070809000102030405060708090001，规模预测：预计3年装机规模有望达到1.GW411GWh我们预计3年新型储能装机规模有望达到GW/4.GWh。据北极星储能网统计，国内2年单年新增规划在建的新型储能项目规模达11.W/29.Wh，并且大部分项目都将在近-2年内完工并网这些规模数字已显著超国家发改委国家能源局于1年7月发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见中设置的5年实现3GW目标。我们预计3年新型储能新增规模有望达到W/4.Wh，增速达到5.%/1%，我们预计3-5年新型储能新增规模复合增速有望达到%(W/13.%(W。图表：5年国内储能装机规模OGW右轴OGW右轴GW/Wh 储能规模OGW右轴OGW右轴2000

0%8%6%4%2%0%0%0%0%0%000

02

03E

04E

05E：CNESA、预测结构优化：共享储能助力降本，协助理顺商业模式共享储能协助降本增效，规模效应明显。根据各地风电建设要求，新能源电站可以通过租用共享储能方式满足配储要求共享储能位于电网侧规模高于发电侧小型储能CM箱体及C建设均有规模效应有助于实现成本优化此外大型储能电站多建1K/20KV并网点，相较于建在5V并网点的发电侧储能更容易被调度系统调用，增加调峰和调频收入。针对发电侧改进模式，针对电网侧提升收入来源。按照配储要求，发电侧通过租用储能换来风光核准运营便利，需要付出对应租金成本。共享储能相较于发电侧自用模式，可以在辅助服务市场获得辅助服务收益，实现模式优化；相较于传统的电网侧储能，能够获得租金收入拓展收入来源如我们测算新疆调峰用储能项目IRR约%若按照0年折旧支付租金，则回报率可达1.6%，显著提升储能项目RR。图表：共享储能模式分——以新疆调用储能项目为例收益模式发电自用模式电网侧模式共享储能模式全年运行天数（天）运行时间（年份）充放电深度.%.%.%循环效率.%.%.%日充电量（kW）0.00.00.0日放电量（kW）9.09.09.0充电价格（元/kW）-.25.25充电（调峰）补偿（补贴）价格（元/kW）-.55.55放电电价（元/kW）.25.25.25日充电（调峰）收益（万元/天）-不含税-.20.20日放电收益（万元天）不含税.17.17.17全天收益降本（万元）不含税.17.37.37全年辅助服务收益降本（万元）-不含税.41.91.9租金设置折旧年限.0年化租金额不含税.6年均回报5.5回收期（年）.4.92.67RR.%.2%.8%资料来源：华泰研究预测辅助服务价格多在8元千瓦时以上，收入租金规模在高于总投资的5即可满足以上的IRR要求。我们梳理了部分省份（地区）的调峰补偿价格，价格区间范围较大。比如在2年6月发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则中广东广西云南贵州海南调峰补偿价格分别为/0.36/0.62/0.37/0.592元W，不同省份之间存在显著差异，较多省份调峰补偿价格具有较强吸引力。我们测算，当辅助服务价格在8元Wh时，收入租金规模在高于总投资的5即可满足%以上的IRR要求。图表：部分省份（地区）储能调峰补偿格时间0年5月地区新疆政策文件《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》调峰补偿价格电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿2年8月河南《河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》标准为.5元/kWh调峰补偿价格报价上限暂为.3元千瓦时后期根据市场发展情况适时调整完善按效0年8月山西《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市果付费”辅助服务补偿机制。独立储能市场主体申报价格70元-0元/Wh场交易实施细则（试行》0年9月0年1月东北三省江苏《东北电力辅助服务市场运营规则》《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，0W/Wh以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场，报价范围为.41元/kWh中长期可调负荷调峰交易报价：谷段报价上限：0元兆瓦时；平段报价上限：0元/0年2月青海交易规则（试行》《青海省电力辅助服务市场运营规则（征求意见兆瓦时；峰段报价上限：90元/兆瓦时。“共享储能调峰”的交易模式分为双边协商交易和市场竞价交易，且两种模式交易后储稿）能电站仍可用剩余电力参与电网调峰，已并网的共享储能电站项目电网调用调峰价格为.5元/kW。0年2月江西《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行》鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场。根据火电调峰报价，最低档不超过0年2月湖南《湖南省电力辅助服务市场交易规则（征求意见.2元/kW，最高档不超过0.6元/kWh由原来的不超过0.5元/Wh下调至不超过.2元/Wh稿）2年6月广东《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实.72元/kWh施细则》2年6月广西《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实.36元/kWh施细则》2年6月云南《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实.64元/kWh施细则》2年6月贵州《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实.26元/kWh施细则》2年6月海南《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实.52元/kWh施细则》1年9月2年9月山东甘肃《山东电力辅助服务市场运营规则(试行21修订版)征求意见稿》《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）试运行初期，储能设施有偿调峰报价上限暂按00元兆瓦时执行。储能示范应用项目参与有偿调峰交易时报量不报价，按照200元兆瓦时给予补偿。电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿标准上限00元/W·日。各地能监局官网，各地发改委官网，租金折旧年限0.200.24辅助服务价格0.28 0.32 0.360.400.440.48图表：当辅助服务价格在.8元Wh时，收入租金规模在高于总投资的租金折旧年限0.200.24辅助服务价格0.28 0.32 0.360.400.440.48.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%.0.%.%.%.%.%.%.%.%注：1）辅助服务价格单位为元/kWh；2）“租金等效折旧年限”：租金绝对值等于总投资除以折旧年限资料来源：预测发电侧租金承受力公司资本成本在以上时能够承受3年折旧租金对于发电侧，租用份额可以减轻现金流压力，我们用租金现值初始投资成本计算，发现当公司资本成本高于4%时，能够承受3年折旧租金。图表：当公司资本成本高于.时，发电侧能够接受3年以上租金等效折旧年限公司资本成本10.0011.0012.00租金折旧年13.00限14.0015.0016.0017.00.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%注：1）表中数字表示折旧租金现值/初始投资额；2）“租金等效折旧年限”：租金绝对值等于总投资除以折旧年限资料来源：预测通过我们上面的测算，当租金折旧年限为-5年时，共享储能针对储能运营方及发电侧均为效率更优的方案。项目测算：山东理想情况下回报率可达1.3%2年9月，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，措施提出，依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。发电方租赁需求：电力交易中心承担租赁撮合市场，多配备储能电站有望优先并网具体来讲，租赁规范方面，储能项目在山东电力交易中心统一登记，组织发电企业与储能运营方合同期限不低于2年。权益倾斜方面，配储电站并网时序倾斜已落地，电网企业将按照储能容量比例由高到低安排并网顺序配储比例多的电站可以优先并网租赁费方面预计仍以倒算方式确定，当前山东项目针对容量租赁费大概0-0万元/W。共享储能方：交易容量租赁模式盈利政策给予储能主体地位，电力现货市场赚取价格差，规定充电电量不承担输配电价以及政府性基金附加，电力市场价格波动以及交易影响共享储能利润，根据山东电网披露，当前日内价格波动差为8元w仍可提供可观的回报规定对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。当前参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用为1元kh双倍补偿约2元k我们测算当极端情况（储能公司拿到全部电价差，回报率可达1.3。图表：市场化交易电价情况（元W）资料来源：山东省电力交易中心，图表：下表测算假设储能系统成本假设表发电侧单价（元W）容量（Wh）循环寿命（次）40总成本（万元）800年后残值率%增值税%资料来源：华泰研究预测图表：储能公司拿到全部电价差的极端况下，回报率可达.%收益模式 发电自用模式电网侧模式共享储能模式全年运行天数（天） 运行时间（年份） 充放电深度 .%.%.%循环效率 .%.%.%日充电量（kW） 0.00.00.0日放电量（kW） 9.09.09.0充电价格（元/kW） -.29.29充电调峰)补偿(补贴)价格（元/kW） -放电电价（元/kW） .39.64.64日充电(调峰收益万元天)不含税 -.1.1日放电收益万元天-不含税 .26.46.46全天收益降本万元-不含税 .26.24.24容量补偿价格（元/kW）.20.20核定月度可用容量占比每天容量补偿收益万元)不含税.14.14全年电力交易收益万元)不含税 .17.57.5租金设置折旧年限.0年化租金额不含税6.9年均回报3.4回收期（年） .5.76.64RR .2%.2%.9%资料来源：北极星储能网，华泰研究预测敏感性分析：维持发电侧租金按照5年折旧计算电网侧容量核定比例为%的情况下，改变储能建设成本和日内电价差假设我们看到当日内电价差在5元以上时储能初始投资成本在2元kh以下时，可以保障IRR达到以上。当储能C成本下降到元W，0元的日内电价差也可以满足投资方的运营要求。图表：敏感性分析测算资料来源：预测项目测算：河南理想情况下回报率可达1.9%河南省出台了《“十四五”新型储能实施方案，政策较为简单，一贯表明了对于储能的支持态度，增量信息主要系首次在政策中租赁费，电站收益详情如下：1）收益：发电侧的容量租赁和电网侧辅助服务收益，暂未提及电网侧容量租赁。2）容量租赁：新建并网新能源项目，要购买一定挂钩比例储能规模，租赁费为每年0元W；调峰补偿费报价上限暂为3元千瓦时并研究开展备用爬坡等辅助服务交易）调用次数：每年调用完全充放电次数原则上不低于0次。图表：下表测算假设储能系统成本假设表发电侧单价（元W）容量（Wh）循环寿命（次）40总成本（万元）800年后残值率%增值税%资料来源：华泰研究图表：储能公司拿到全部电价差的极端况下，回报率可达.%收益模式 发电自用模式电网侧模式共享储能模式全年运行天数（天） 运行时间（年份） 充放电深度 .%.%.%循环效率 .%.%.%日充电量（kW） 0.00.00.0日放电量（kW） 9.09.09.0充电价格（元/kW） -.39.39充电调峰)补偿(补贴)价格（元/kW） -.30.30放电电价（元/kW） .39.39.39日充电(调峰收益万元天)不含税 -.9.9日放电收益万元天-不含税 .25.25.25全天收益降本万元-不含税 .25.15.15全年辅助服务收益降本万元)不含税 .4.6.6年化租金额税前0.0年化租金额不含税6.9年均回报1.5回收期（年） .4.5.00RR .%.%.0%资料来源：北极星储能网，华泰研究预测敏感性分析：河南省因收取的租金较高，可以看到当辅助服务价格在2元kh以上时，C建成本低于2元kh即可满足%以上的回报率。图表：敏感性分析测算资料来源：北极星储能网，预测前期共享储能主要由谈判协商的盈利模式规定回报率%以上山东和河南共享储能汇报政策落地开启了共享储能规范化建设进程考虑实际情况我们预计仍可以实现%以的回报率。供给维度：环节价值量变化，行业格局尚未定局产业链内企业纵横延伸，温控消防环节价值量有望提升储能产业链包括上游原材料中游储能系统下游终端用户三个环节储能系统包括电芯、C温控消防M（能量管理系统M（电池管理系统等多个环节再由系统集成商进行集成，出售给下游终端客户。产业链内企业具有纵横延伸趋势，比如动力消电池企业大力发展储能电池业务光伏逆变器企业开拓储能CS业务温控消防企业追随储能行业热潮开拓产品应用领域；产业链内部分电芯、CS公司纵向拓展业务至系统集成与C环节。图表：储能产业链资料来源：电池环节成本占比高拥有较高话语权根据储能领跑者联盟2年储能系统成本构成中，电芯成本占比%，CS占比%，MS占比%，M、温控、消防及其他占比%。储能电池价值量占比高，其成本对储能电站的成本起到决定性作用，我们预计储能电池厂商未来在产业链中仍将保持较高的话语权。温控与消防环节的价值量有望提升。随着储能行业从导入期到快速发展期迈进，我们认为后续储能安全的重要性有望逐步凸显。2年～8月，全国电化学储能项目非计划停机9次电化学储能的安全标准管理规范亟待提升从1年底开始从国家到地方出台了多项政策，着力储能电站安全管理。涵盖了安全风险隐患整治、储能电站安全管理、储能电站并网运行管理等多个方面《电化学储能电站安全规程》将于今年7月1日实施，系储能安全领域的首个指引性文件，文件规定了电化学储能电站设备设施安全技术要求、运行、维护、检修、试验等方面的安全要求，涉及储能电池、M、C、监控、消防等各类设备的检修规定。文件提出了“每个电池模块可单独配置探测器“锂离子电池室舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块，每个电池模块可单独配置灭火介质喷头或探火管灭火由舱级簇级精准到CK级我们认为目前国内储能电站温控和消防投入有望进一步提高，相关公司有望量利齐升。图表：2年储能系统成本占比% % %%%其他PckPCS BS电芯

集装箱温控消防EESA电池：储能电池增量足，大电芯叠片或是趋势储能电池增量足，新老厂商积极扩产。据1世纪经济报道不完全统计，2年以来国内动力与储能电池扩产金额高达7亿元扩产规模4W储能电池扩产幅度大众多动力消费电池企业大力发展储能电池业务，同时也不乏跨界企业，包括纺织业巨头盛虹集团主营大气污染控制领域环保产品的T龙净食品企业黑芝麻等均跨界布局储能电池生产。图表：2年动力与储能电池扩产情况企业时间事件建设周期投资产能规划亿元)GW)中创新航2/1/25中创新航动力电池及储能系统江门基地项目签约-2/1/26中创新航动力电池及储能系统广州基地项目签约-2/3/22中创新航眉山基地项目签约-2/5/11中创新航武汉基地0Wh动力及储能电池扩产项目签约-欣旺达2/3/18欣旺达什邡动力电池和储能产业生产基地项目(暂定签约计划02年实施，建设周期约2个月。2/9/20欣旺达义乌新能源动力电池生产基地项目暂定签约从事锂分两期实施一期计划投入约8亿元计划建设产能3W:离子动力电池及储能电池等产品的生产和销售。二期计划投入约5亿元，计划建设产能Wh。宁德时代2/4/22拟投建厦门时代新能源电池产业基地项目，包括动力电池系各期预计自开工建设起不超过6个月9月6日一期正式开-统及储能系统生产线。工2/5/30广东瑞庆时代动力电池一工厂投产构建包含动力电池电芯从开工到投产共历时4个月锂电材料、储能应用、电池回收、新能源汽车，驱动电机及电控等领域的新能源产业链。2/9/28拟投建洛阳新能源电池生产基地项目 项目建设期预计不超过6个月-亿纬锂能2/4/27拟在成都经开区龙泉驿区内投资建设动力储能电池项目 分两期建设，一期包含0Wh动力储能电池生产基地和研究院一期，二期包含3Wh动力储能电池生产基地和研究院二期2/5/17在玉溪高新技术产业开发区龙泉片区投资建设1Wh动力-储能电池项目2/6/8在曲靖经开区管委会区域内投资建“年产0Wh动力储手续齐备后，建设周期不超过8个月。能电池项目"2/6/8在武汉东湖新技术开发区建设“亿纬锂能储能总部及储能技--术研究院项目”2/9/22在沈阳经开区管委会范围内投资建设“亿纬锂能储能与动力分两期建设。其中，一期项目投资50亿元建设2GW储能与电池项目” 动力电池智能制造工厂及配套设施。派能科技2/6/9发布定增预案募售资金不超过0亿元该公司0Wh锂分二期建设，一期项目计划于今年2月开工建设，预计224电池研发制造基地项目，总部及产业化基地项目及补充流动年2月建成投产，一期项目计划024年2月开工建设。预计资金 5年4月投产鹏辉能源2/7/20拟在浙江省衢州市智造新城建设年产20Wh储能电池项目分三期建设，其中项目一期、二期均建设年产GW储能电池项目，项目三期建设年产0Wh储电池项目宁德时代2/7/20发布定增方案募资不超过5亿元其中年产GWh储项目分两期进行其中一期GWh储锂离子电池产能建设期能电池项目1、2期）项目通过新设子公司实施，总投部为为16个月，项目二期Wh储能锂离子电池产能，建设期为0亿元，拟使用募集资金4亿。 8个月。天能股份2/3/30将在湖州投资建设年产1Wh储能及动力锂电池项目。计划分为三期建设，预计05年全部建成达产。.7孚能科技2/9/16拟在安宁工业园区麒麟片区投资建设“孚能科技GWh磷项目建设期预计6个月预计本酸铁锂电池项目”，项目分为两期，一期、二期均为建设年项目金产Wh磷酸铁锂电池产品，将主要应用于储能领域。额较大德赛电池2/1/20拟在湖南望城经开区建设“德赛电池储能电芯项目”，包括预计03年投产Wh储能电芯项目总部及研发中心、生产中心珠海冠宇2/2/28全资子公司浙江冠宇拟在重庆市万盛经开区内建设投资高性计划于02年开工建设，25年建成投产能新型锂离子电池项目，建设6条高性能新型锂离子电池智能化生产线，形成年产GWh高性能新型锂离子电池产能规模，主要为储能电池。百斯德新2/1/19碳中和储能产业基地5Wh磷酸铁锂储能电池生产项目签约项目建设期为三年，拟分三期建设5源力神电池2/2/8力神电池中52亿元的滁州3Wh电池项目启动建设，据一期项目Wh力争年内建成，223年上半年投产，05悉该项目主要产品为储能电池。 年三期项目全部建成投产宝丰集团2/3/180Wh锂离子储能全产业链项目正式开工，该项目总投资-2亿元海辰储能2/5/18海辰新能源西南智能制造中心及研发中心项目在铜梁区签约预计于04年以前逐步完成建设并陆续投产2/6/1海辰储能锂电研发及智能制造项目二期规划，主要生产磷酸3年开始陆续投用达产铁锂储能电芯产品远景动力2/9/14在沧州打造智能电池产业基地规划年产W生产最新预计04年建成投产-一代动力电池与储能电池产品智泰新能源2/1/4智泰新能源0Wh储能电池项目在江苏盐城东台开工 由智泰新能源和清陶能源共同投资兴建一期项目年产Wh储能电池，投资0亿元，预计3年10月份投产。合计1.71世纪经济报道，公司公告，电池产能快速落地大电芯&叠片或是新趋势大电芯逐渐成为国内集中式和工商业储能系统的主流选择2年以来华能等招标明确要求电芯单体容量不低于20据GGI，截至22H1280Ah在国内工商业侧渗透率已达%以上截止2年9月底纯20h独立线（特指专线专供20h储能电芯，除动储共线企业外）产能合计约3W，除上述产能以外，到22H1将新建20h专线的投产产能约8W。此外，叠片工艺也成为了大型储能电站电芯的新趋势，叠片工艺能让大电芯更好发挥安全性、能量密度、工艺控制上的优势据GGII，02H1方形叠片电池在储能市场已出货3Wh以上整体渗透率约为%，广泛应用到户用储能、国内工商业储能和源网侧储能项目中。图表：国内品牌0h电芯情况序号电池企业0Ah电芯上市时间1宁德时代192瑞浦能源193亿纬动力214海辰储能215力神216国轩高科217鹏辉能源218中创新航219南都电源22楚能新能源22远景动力22海基新能源22德晋新能源22天能锂电22GGII图表：0年以来国内部分0h电池产线扩张情况扩产企亿纬动楚能新能源扩产事件亿纬林洋项目一（亿纬锂能第十九工厂总投资0亿元年产1Wh磷酸铁锂电池，主要生产8Ah储能电芯总投资5亿元规划建设5Wh电池产能可生产2Ah大电芯，一期（计划）投产时间2年1月8日建成投产，预计销售额将达0亿元2年后W;海辰新能源厦门基地新建共6条电芯智能制造产线释放Wh锂电池电芯(可兼容生23年底产8Ah大电芯瑞浦兰钧启动三期温州GWh和四期温州5W可兼容生产2Ah大电芯)23年后中创新航在成都经开区总投20亿元，新建0Wh动力电池及储能。电池成都基地项4年前目含8Ah大电芯)GGIIPS：国产IGBT产能释放，市场向头部聚集海外IGT大厂预计短期供应仍处于紧缺状态IGT作为CS的核心部件，2年曾一度成为制约CS出货供应的关键要素据英飞凌2年1月年报交流会公司部分产品已正常供应但用于可再生能源的GT仍处于紧缺状态考虑到GT未来的下游需求英飞凌将继续投资扩大IGT生产。我们预计3年储能将面临与新能源汽车争夺GT产能的局面，海外IGT的供应情况短期内或难以好转。图表：全球市场GT分立器件市占率情况 图表：全球市场GT模块市占率情况英飞富三意法半导体安森东芝ittlfuse士兰ReessMgCip

.%%..%%.%.%.%.%.%.%%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%.%

英飞三菱富士赛米Vinctech斯达半导博世Dafoss日时代电

33.0%36.5%12.4%933.0%36.5%12.4%9.7%11.4%11.4%6.6%5.8%3.6%3.3%3.0%2.8%2.6%2.1%2.6%2.5%2.6%2.7%2.0%% % 0% 5% 0% 5% 0% 5% % 0% 0% 0% 0%注：20/21年市场规模./22亿美元资料来源：英飞凌，Omia

注：20/21年市场规模./42亿美元资料来源：英飞凌，Omia国产GBT厂商积极扩建，市占率逐步提升。据ma数据，国内厂商时代电气1年首次进入IGT模块排名前十据时代电气2年8月6日交流会公司3年IGT订单已全部锁定国内半导体厂商在全球市占率正逐步提升海外IGT紧缺对在国内销售的储能产品影响或将减小市场对GT需求火热据半导体产业纵横国内半导体厂商华半导体、中芯国际、积塔半导体、士兰微、华润微、比亚迪半导体、时代电气等普遍扩建意愿积极。图表：国产GT部分产能梳理厂商产线所在地产线建设投产规格规划产能应用领域比亚迪长沙比亚迪半导体湖南0年建设8英寸0万片年-济南比亚迪半导体山东1年投产8英寸2万片/年-宁波比亚迪半导体浙江8年建设6英寸0万片/年新能源汽车和家电时代电气时代电气IBT一期产线湖南4年建设8英寸2万片年轨道交通领域用高压GBT时代电气IBT二期产线湖南1年投产8英寸4万片/年车规和新能源等中低压GBT芯片士兰微杭州士兰集成浙江1年建设/6英寸2万片/年只测算GBT部分厦门士兰集科(一期)福建0年投产2英寸4万片/年根据士兰集科GBT渗透率测算，产能将继续爬坡杭州士兰集昕浙江7年投产8英寸2万片/年只测算GBT部分，产能将继续爬坡斯达半导高压特色工艺功率芯片研发及产业化项目浙江1年建设6英寸0万片/年尚未投产闻泰SiC芯片研发及产业化项目Nept临港浙江-上海1年建设1年建设6英寸8英寸2英寸6万片年2万片/年-尚未投产只测算GBT部分汽车、计算通信IBT积塔半导体Sic化合物半导体生产线上海0年投产6英寸.4万片年只测算GBT部分先进特色工艺生产线上海0年投产8英寸.4万片年只测算GBT部分华润微无锡AB2江苏9年投产8英寸6万片年只测算GBT部分重庆润西微电子重庆预计02投产2英寸.4万片年中高端GBT，尚未投产中芯国际绍兴SEC浙江8年建设8英寸4万片/年根据SECIB渗透率测算华虹华虹AB2上海8年投产8英寸2万片年根据AB2IB渗透率测算无锡AB7国内总产能万片等效8英寸年)江苏9年投产2英寸0万片/年根据AB7IB渗透率测算1万片年约8万片月)资料来源：半导体产业纵横，大储是B端市场厂商价格直面竞争产品优势公司脱颖而出储能CS在初期单价和利率较高，随着头部厂商不断扩产和新的厂商不断进入，产业竞争加剧，价格和毛利率逐渐走低。上能电气8年储能CS营收5亿元，产品单价7元W，2年储能CS营收2亿元较8年增长近9倍产品单价9元W降幅%规模效应尽显阳光电源光伏逆变器价格稳中有降由8年2元W降至2年0.9元W。图表：上能电气储能S销售情况 图表：阳光电源光伏逆变器销售情况.6.4.2.0.8.6.4.2.0

08 09 00 01

.0上能电气储能cs营收（亿元）上能电气储能cs营收（亿元） 上能电气储能cs单价元W）上能电气储能cs单位净利元W）.0.5.0.5.0.5.0

000

08 09 00 01

.5阳光电源光伏逆变器阳光电源光伏逆变器营收（亿元） 阳光电源光伏逆变器单价元W）阳光电源光伏逆变器单位净利元W）.5.0.5.0资料来源：公司公告， 资料来源：公司公告，B端市场加速出清，市场集中度提升。集采和项目制招标下，产品价格竞争日趋激烈化。规模效应与成本控制成为企业盈利的关键，头部企业在规模优势的加持下，盈利能力持续提升，市场格局由进一步向头部集中。1年，全球CR10相比于220年（%）有显著提升，占据九成以上市场，市场加速出清；同时中国企业市场份额大幅上升。图表：0年全球S市场格局 图表：1年全球储能逆变器市场格局其他 SolarEdge 盛弘电气盛弘电气EPCPowerSolarEdgeGPTech上能电气

Powerelectronics

古瑞瓦

锦浪科德业股份

Powerelectronic科华数能

上能电气 s阳光电源

SMA Tesla

科华数能

SMA

阳光电源S&PGlobal GROWATT招股说明书，温控：成本下降叠加要求提升，液冷趋势已现液冷针对大储优势凸显未来市场规模将快速提升冷在技术上具备优势当前大容量、高功率储能系统的快速应用，对于储能系统散热效率要求更高。液冷技术相比于传统风冷散热效率更高，同时噪音更小、能耗更低，具有显著优势，单位价值量相比风冷也会有明显提升。随着储能电站大型化、集约化的不断发展，储能系统大容量、高密度的趋势不断凸显未来液冷市场规模预计会快速增长根据GGI1年中国储能温控市场整体规模为7亿元液冷温控市场规模3亿元GGII预计到5年中国储能温控市场总规模将达到6亿元液冷储能市场价值将达到1亿元占比约%年复合增长率超过%。图表：液冷风冷对比 图表：中国储能温控及液冷技术市场规模亿元00500050000

01 02E 03E 04E 05E

8%储能温控价值量液冷储能储能温控价值量液冷储能市场价值液冷增长率.1.4.76.837.6.84%2%0%0%0%0%0%资料来源：《大容量锂离子电池储能系统的热管理技术现状分析》——钟国彬.王羽平.王超.相佳媛.苏伟.陈建.储能科学与技术.2018,7（02），

GGII行业内积极布局，液冷成本有望降低。行业内目前已有包括英维克、奥特佳、高澜股份、同飞股份等多家公司布局储能温控市场并进行液冷产品相关业务开发，其中英维克和奥特佳已有完善客户体系和产品生产线，先发优势明显，其余公司也积极布局多项液冷产品规划，抢占市场空间。风冷系统结构相对简单，价值量低于液冷。其中，压缩机、风机价值量最大，二者主要原材料为铜、钢等大宗商品。未来，水冷主机将趋于标准化、规模化生产大宗商品价格进入下行区间液冷风冷系统成本有望逐步降低且差距或将逐步缩小。图表：国内储能温控市场竞争格局公司风冷液冷储能温控业务发展情况英维克√√ 公司拥有成熟的储能温控方案，包括风冷系统和液冷系统，容量跨度从W到1kW，已应用于国内外众多项目。公司推出BatCol储能全链条液冷解决方案适用超宽温度运行范围对不同环境适应度强温控精准度和稳定性高。公司“02年度中国储能产业最佳液冷技术解决方案奖客户包括宁德比亚迪华为阳光平高集团海博思创等2年上半年来自储能应用的营业收入约.5亿元。银轮股份-√ 公司深度合作宁德，合作研发储能柜冷却系统，目前已有储能热管理订单。同飞股份√ √ 公司建设投产多条液冷和空冷生产线，同时新建储能热管理系统项目厂区，全面进行储能行业产能储备。公司温控产品应用于国内众多项目中。公司客户包括阳光电源、南都电源、天合储能等。高澜股份- √ 公司已有基于锂电池单柜储能液冷产品大型储能电站液冷系统预制舱式储能液冷产品等技术储备和解决方案公司拟投资0亿元建“全场景热管理研发与储能高端制造项目”，布局液冷温控。松芝股份- √ 公司的储能电站电池热管理业务已有数款产品满足量产条件截至22年8月已采购两条相关产品装备线公司客户包括宁德时代远景能源等。申菱环境√ √ 公司推出储能系统整体置顶式空调、储能系统分体式列间空调等产品各公司公告消防：行业集中度低，渠道布局为关键行业集中度低渠道布局为关键消防行业集中度低截至9年青鸟消防威海广泰和天广中茂三家企业市占率分别为%%和%行业CR3仅%格局分散。各传统消防企业积极拓宽产品类别，开发储能产品，行业内比较重视渠道布局与产品解决方案的提供。图表：储能消防环节的公司布局消防企业储能业务布局青鸟消防在2022年初成立储能消防业务群组，充分整合旗下“探测+灭火”端的产品矩阵、市场渠道、服务网络、技术研发等多方位资源，秉承“早发现、早处置”的原则，从“精准探测”+“系统架构”+“聚焦灭火”三个维度构建储能消防整体解决方案，目前已形成从站级、舱级、簇级到PACK级的多场景、“一站式”整体解决方案，能够满足不同客户的配置需求。国安达21年下半年推出“锂电池储能柜火灾抑制系统”，①使用自主研发的多组份混合灭火剂，灭火效能更好、环保性更强、性价比更高，可持续抑制、惰化抑爆。②灭火产品做到PACK电芯级，探测技术有别于传统的探测温度变化的技术，是深入到电池箱内部，探测锂电池箱内部化学成分的变化，由芯片对各参数的变动情况进行分析计算，从而判断是否启动灭火措施。能够较早期地干预火灾的发生，阻止锂电池热失控扩展及储能柜爆炸的发生，进行点对点、精准灭火。③在产品研发时就与锂电池厂商或储能集成商共同合作，直接与客户的电池参数对接，产品专用性更强，不易被替代。各公司公告集成&P：多方企业涌入，渠道是拿单关键多方企业涌入行业竞争加剧集成商与C方通过采购设备系统集成后打包出售给下游客户，是储能电站各组件与下游客户的连接人，也是储能电站安全运行的负责人。当前大量企业涌入储能赛道，集成商与C方主要可分为三类：）产业链内电芯、CS等企业纵向延伸，如宁德时代、比亚迪、阳光电源等，利用其品牌、成本与渠道优势迅速打开市场业务发展壮大关联赛道企业利用技术与渠道优势横向切入储能赛道如阿特斯、天合光能等；）具备电网背景的地方资源型企业，如南网科技、许继电气、海博思创等，这类企业对于电网具有深刻的理解，技术经验丰富，手握地方资源，订单更有保障。2年储能系（不含C中标结果中比亚迪遥遥领先但行业整体集中度仍较低储能与电力市场2年共计追踪到0家企业有中标记录其中比亚迪以超1.GWh的总量遥遥领先累计中标规模超过50Wh的其他系统集成商还包括江苏中天南都电源海博思创和许继电（注以C方式获得项目订单的储能系统集成商并不在本榜单的统计之列，行业整体集中度较低。图表：2年储能系统中标情况Wh8060402000000000000比江南海许天南山融新远科福国阳林采神国东南平鹏中长天宝华威广蜂东亚苏都博继城瑞东合源景陆建能光洋日州轩营瑞高辉东虹合光能胜州巢方迪中电思电同太电元智能电智信电亿能数高昆继天源创气创阳工储储源子储控源纬源码科宇

能株电储智清电智能源洲源能中研气光源能 所 院注：仅列举中标总规模在00Wh及以上的系统集成储能与电力市场强者恒强，出清红海。集商与C方获取项目主要取决于：）与下游客户的关系亲密及稳定程度集成商与C方的下游客户较为稳定主要是五大四小发电集团以及国南网项目经验招标方往往会重点考察投标方的相关项目经验其亦体现着投标方的技术水平长期来看集成商与C方能够突出重围还需具备两个关键要素资金保障大储建设对于资金的垫用要求较高成本优势大型电站产品趋于同质化产品价格争日趋激烈化。规模效应与成本控制成为企业盈利的关键。我们认为，行业将会呈现强者恒强，出清红海的局面，具备项目经验与规模效应的企业优势将会进一步加强，企业的渠道优势将会成为订单保障的关键。利润维度：被上游挤压利润逐步修复，规模效应增强上游原料价格回落，产业利润有望修复各环节H1毛利率相比1年全年普遍走低，消防环节毛利率水平最高。1年电芯环节两家企业储能业务毛利率处于%-%，H1受到上游锂矿价格高涨且传导滞后影响，盈利空间被显著压缩以宁德时代为例H1毛利率下滑至%消防环节毛利率最高，且两家公司2H1毛利率相比1年均有提升我们认为主要系公司产品结构优化致整体毛利率水平抬升储能CS及系统集成环节内各公司由于业务结构及出货市场的不同毛利率水平差异较大，阳光电源上能电气1年储能业务毛利率水平分别为1.1%/24.2%。温控环节毛利率普遍在%-%之间C环节1年毛利率普遍在%-%之间H1毛利率水平出现明显下滑。原料价格回落联动机制逐步完善各环节利润有望逐步修复根据储能与电力市场统计，1月储能系统(2及C(2h)中标平均价格分别为6元W相较于2年全年平均价格1.7/.81元Wh已有明显回落。我们认为2年由于上游原材料涨价，价格传导存在滞后性，产业链各环节利润受到不同程度的侵蚀。随着上游价格逐步下行，联动机制逐步完善，我们认为各环节利润将逐步恢复，其中C环节利润有望实现明显好转。图表：各环节公司储能业务毛利率情况 图表：储能系统及C中标价格情况年毛利率年毛利率H毛利率0宁派阳

1984321英同高申1984321

国永苏南

元/Wh 储能EPCh 储能系统.2.1.0.9.8.7.6.5.4德能光时科电代技源

维飞澜菱克股股环份份境防

安福文达股电份能技

年年年月月月

年年765月月765

年年年年年月月月月月注：温控、消防、EPC环节永福股份与苏文电能的数据为公司整体毛利率资料来源：公司公告，

资料来源：储能与电力市场，国内储能加速放量，规模效应有望凸显国内储能行业放量后，企业的营业成本有望通过规模效应下降。国内和海外储能所在产业阶段不同，海外储能已经处于业绩释放期，销售放量带来显著规模效应，期间费用率已经下降到较低位置。国内市场仍处于从前期导入到快速发展期的过渡阶段，潜在规模效应仍有较大空间以国内外市场典型公司为例1年期间费用率差距4.pc2年前三季度有系统集成业务放量，规模效应带动下整体期间费用率已逐步接近。我们认为除了业务占比不同外原有逆变器/CS业务仍存在较高的规模效应空间如上能电气的研发费用率显著高于锦浪科技，0年-3Q22分别高出/5ct。图表：上能电气与锦浪科技利润率及费情况18192021Q22上能电气毛利率.%.%.%.%.%销售费用率.%.%.%.%.%管理费用率.%.%.%.%.%研发费用率.%.%.%.%.%财务费用率.%.%.%.%.%期间费用率.%.%.%.%.%净利率.%.%.%.%.%锦浪科技毛利率.%.%.%.%.%销售费用率.%.%.%.%.%管理费用率.%.%.%.%.%研发费用率.%.%.%.%.%财务费用率.%.%.%.%.%期间费用率.%.%.%.%.%净利率.%.%.%.%.%公司公告政策催化：发电侧配储权益倾斜电网侧替代储能设施发电侧配储权益倾斜1年7月国家发展改革委国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见，“大力推进”发电侧储能“积极推进”电网侧储能“积极支持用户侧储能发电储能核心地位不变意见中针对新能源配储项目在项目核准备案、并网以及运营中调度、保障利用小时数和辅助服务补偿上均给与政策倾斜，激发发电侧自发性配置需求。目前发电侧还是纯粹的租金付出方，该项政策落地后能够为发电侧带来收入，发电侧和共享储能方均将受益，国内商业模式有望理顺。电网侧替代性储能设施：国内电网侧替代性储能设施对于减少电网波动性具有重要作用，未来建设费用有望纳入输配电价回收，支撑大型储能需求。电网替代性储能是指建设在电网侧适当位置的储能电站，作为电网公司的一种输配电固定设施，进行削峰填谷转移负荷，具有替代输配电设备投资、提升线路的传输容量等多种功能。替代储能能够在低谷时段充电、高峰时段放电，从而产生峰谷套利收益；同时能够发挥调频、调峰、备用、黑启动、调压等辅助功能，对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。图表：电网侧替代性储能的价值示意图资料来源：《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》（廖菁等发表于《价值理论与实践》2021年第12期），根据廖菁等在《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》一文中的测算，1W/2Wh电网侧储能一年所产生的整体价值为1元而当前情况（假设峰谷价差为5元/千瓦时初始投资成本为5元/千瓦财务效益仅有37.2元/每年无法满足在电池寿命期限内回收成本1年7月国家发展改革委国家能源局发《关于加快推动新型储能发展的指导意见提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。随着对平滑电网波动性的需求增加，有关政策正在逐步致力于缓解当前电网侧储能投资和发展困境，电网替代性储能设施需求有望随经济性提升而大幅增长。图表：W/Wh电网侧储能的财务电力系统整体效益项目 数额元备注财务效益地储高发收益9.2峰谷价差为.5元千瓦辅助服务收