一、 新型储能高速发展，中国储能装机增速快于全球

1. 储能产业链介绍

储能产业链上游主要包括电池原材料、生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户。

2. 储能技术应用领域广泛，电力系统的应用最突出

(资料图片仅供参考)

储能技术的应用领域可以分为电力系统、通信基站、车载储能、移动储能、数据中心、UPS以及轨道交通、人工/机器智能、军事领域等。其中，在电力系统领域，储能的应用场景可分为发电侧、用户侧以及电网侧。储能在发电侧可用于系统调频、可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行等；在用户侧主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等；在电网侧主要用于可再生能源并网、缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等。

3. 储能分类多样，新型储能正当时

储能根据能量存储形式的不同，可分为电储能、热储能和氢储能。电储能是最主要的储能方式，按存储原理的不同可分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。按照 CNESA 口径，新型储能技术包括锂电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池等电化学储能技术，以及飞轮储能和压缩空气储能。

3.1 全球储能装机增速加快

根据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至 2022 年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模 237.2GW，同比增长 14.9%。其中，抽水蓄能的累计装机占比首次低于80%，比2021年同期下降 6.8 个百分点；新型储能的累计装机规模高达 45.7GW，同比增长79.9%，其中，锂离子电池占据绝对主导地位，市场份额高达 94.4%，同比提升3.5Pct。2016-2022 年，全球电力系统新型储能项目每年新增装机规模由0.7GW增加至20.4GW，年均复合增速达 75.4%；全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模在全球已投运电力储能项目中占比由 1.2%增加至 19.3%，尽管现阶段新型储能技术在电力系统的装机规模依然不大，但开发增速加快，发展潜力巨大。

从全球新增投运新型储能项目分布地区来看，中国、欧洲和美国在全球储能市场形成三足鼎立的局面，三者市场份额合计 86%，比 2021 年同期上升 6 个百分点。

3.2 中国储能装机增速加快，新型储能高速发展

中国电力储能项目累计装机规模增速快于全球增速。根据CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至 2022 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，在全球规模中占比 25.2%，同比增长 37.8%，增速快于全球增速，且较 2021 年增速提升15.9Pct。2016-2022年，中国已投运电力储能项目累计装机量年均复合增长率为 16.2%。抽水储能占比下降，新型储能累计装机规模高速发展。2022 年，从中国已投运的储能项目装机结构来看，仍以抽水储能为主，但抽水储能累计装机占比首次低于80%，为77.1%；新型储能高速发展，累计装机规模首次突破 10GW，达到13.1GW，同比增长129.8%，累计装机规模占比为 21.9%，较 2021 年增加了 9.4Pct。新型储能以锂离子电池储能为主，占比高达94.0%，铅蓄电池储能、压缩空气储能、液流电池储能、超级电容和飞轮储能占比分别为3.1%、1.5%、1.2%、0.1%和 0.1%。 从 2022 年新增装机规模看，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中新型储能新增规模创历史新高，达到 7.3GW，同比增长204.2%。

新型储能技术在电力系统中的应用迎来高速增长，其核心驱动因素来自于以下几个方面：一是锂电储能成本快速下降，技术经济性大幅提升；二是全球范围内可再生能源占比不断上升，电网层面需要储能来提升消纳与电网稳定性；三是电力自发自用需求推动家用储能市场快速增长；四是电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业发展；五是政策支持为储能发展创造良好市场机遇。

4. 电源侧应用场景成为主流

电源侧装机规模在全球及中国新增新型储能项目中占比最高。根据CNESA的统计，2021年全球新增新型储能项目中，电源侧、电网侧和用户侧中的新增装机占比基本都在30%左右，相对比较均衡，其中电源侧占比最高，为 37%。根据 CNESA 的数据统计，截至2021年，从中国累计投运的新型储能项目的应用分布上看，无论是累计装机规模还是新增装机规模，电源侧继 2020 年首次位列第一之后，2021 年继续保持装机规模第一的位置，所占比重均超过40%。截至 2021 年底，电源侧的累计装机规模超过 2.5GW，同比增长65%，其中，新增投运规模超过 1.0GW，同比增长 2%。 电源侧储能在电化学储能装机中占比接近 50%。新型储能中电化学储能占首要位置，据中电联统计，2022 年，电化学储能各应用场景新增装机占比与2021 年基本保持不变，其中，电源侧新增 3.87GWh，占比 49.24%，电网侧和用户侧分别占比43.13%和7.63%。

全球不同国家储能应用场景侧重点不同，电源侧可再生能源并网是主要应用方向。截至2021 年末，韩国、澳大利亚和日本在新能源发电侧的累计电化学储能装机应用占比均超过40%，德国和英国在电源侧辅助服务的使用占比分别为 61.80%、48.10%，中国、美国电化学储能在新能源发电侧、辅助服务和电网侧的应用三方并重。

二、 可再生能源并网配储受政策和需求双轮驱动，特定条件下已具备经济性

1. 促进电网消纳，强制配储政策驱动性强

国内多地政府规定了对可再生能源并网侧保障性规模内的强制配储要求及支持政策，有望加快储能产业的发展。从总指引上看，2022 年 6 月《“十四五”可再生能源发展规划》表示：以储能促进新能源的高效消纳利用，保障可再生能源规模化发展。各地储能产业扶持政策积极响应，截至 2022 年末，已有 25 个省市区提出新能源配储需求，配储比例要求多在10%-20%之间，配储时长要求多在 2h 以上（部分省配置要求高达 4h）。另外部分地区对并网侧储能电站根据发电量给予 0.3-0.8 元/Kwh 补贴，各省市落实储能相关政策将进一步加大储能在新能源并网侧的应用，储能产业有望健康快速发展。

2. 新能源并网侧配储需求持续提升

随着新能源在总发电量的应用比例加大，新能源并网侧配储需求持续提升。2022年度，全口径并网风电、太阳能发电量分别同比增长 16.3%和 30.8%，分别达到7,623Gwh 和4,276Gwh。2016-2022 年，全口径非化石能源发电量占总发电量的比例从29.3%上升至36.2%。在新能源发电并网侧配储，将风电、太阳能转化的电力存储后移至其他时段并网，可以降低新能源出力波动、有效跟踪计划出力、提升新能源电站可调度性、降低弃风弃光率、有助于提升新能源消纳能力。因此，我们预计随着非化石能源发电的比重增长，配储需求持续提升。

3. 大电站配储在特定条件下已具备经济性

1）上网电价与电站配储 IRR 敏感性测算

假设电站规模为 100MW，配储 10%*2h，循环次数为 7000 次，在二类地区光伏有效利用小时数为 1300h/年。通过赋值不同的上网电价，测算出目前光伏电站三类资源区（光伏有效利用小时数分别为 1600h/1300h/1100h）的上网电价分别为0.32/0.40/0.48元/kWh 时，比较具备经济性（IRR>5%）。

2）电站配储循环次数与 IRR 敏感性测算

假设电站规模为 100MW，配储 10%*2h，在二类地区光伏有效利用小时数为1300h/年，上网电价为 0.36 元/kWh。通过调整循环次数以及相对应的运营年限，测算出循环次数达 8500 次，电站配储收益率在 5%以上，具备经济性。

3）电站配储成本与 IRR 敏感性测算

假设电站规模为 100MW，配储 10%*2h，在二类地区光伏有效利用小时数为1300h/年，上网电价为 0.36 元/kWh。通过赋值不同的电站配储总成本，测算出配储后成本在 4.20 元/W 以下具备经济性。

4. 新能源配储现状：需求空间有限，利用率和调度不足，转变定位或可迎来转机

电源侧储能中新能源配储运行情况不佳，远低于火储、电网侧配储及用户侧配储。（1）新能源配储调用频次低。目前，新能源配储一般是在弃电时段进行充放运行，至多“一充一放”运行，部分区域配置的电化学储能基本未调用；电网侧、用户侧配储多为“两充两放”运行模式；火储调频由于受 AGC 调度指令响应，储能调用频繁。（2）新能源配储利用率低。据中电联统计，目前新能源配储的平均运行系数仅为0.06（日均运行小时 1.44h）、平均利用系数仅为 0.03（日均利用小时0.77h）、平均备用系数高达0.92（日均备用小时 22.17h）、平均日利用指数仅为 17%（日均等效利用次数0.22 次）。与火储、电网配储、用户侧配储相比，新能源配储平均两日才能实现一次完整的充电，且等效利用系数和日利用小时数均为最低。

新能源配储利用率的调度低的重要原因在于需求空间有限。随着电力市场化改革进程的深入推进，以可再生能源为主的能源结构调整不断倒逼现有煤电行业转型升级，占据主力地位的火电厂响应国家号召积极进行以热储能技术为主的灵活性改造，同时用户侧也在进行灵活性需求响应。新能源发电量并不会持续维持高位，电网侧消纳困难也不是一直存在，因此新能源配储如果局限于内部使用，那需求和应用场景、时段都会受到一定限制，进而导致新能源配储的利用率和调度明显低于火储、电网侧配储以及用户侧配储。 推动新能源+配建储能作为联合主体参与市场交易，增加新能源配储利用率和调用频次。上述提到的局限于内部使用则需求收到一定限制，若上升至解决整个电网的需求，新能源配储的利用率和调用频次或将得到改善。即在新能源配储的同时具备独立控制的要求和条件，可转为独立储能参与现货市场以及全省的调频辅助服务，那需求或将会大幅提升，利用率和调用不足的现状得到一定改善。目前国家和各地政府也在积极推动新能源配储运行机制的完善工作：

（1）国家政策推动。2022 年 5 月国家发改委和国家能源局发布《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》，其中提出鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。（2）地方政策推动。2023 年 2 月 22 日，山东能源监管办、山东省发展改革委、山东省能源局印发《关于 2023 年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，首次明确了新能源与配建储能作为联合主体参与市场的方式。 其次，对于还未进行新能源配储的项目，还可通过集中建设储能电站实现新能源配储需求，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用，降低成本的同时增加其利用率和调用频次。

三、 用电侧：工商业储能实现经济性，海外户储需求高增

1. 分时价差拉大，部分工商业储能已具备经济性

国内因峰谷价差拉大，促进工商业储能配套以节省用电成本，工商业储能具备经济性。储能在用电侧主要功能为与工商业、户用等分布式电源配套或作为独立储能电站，盈利模式为峰谷价差套利或自发自用。2021 年 7 月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求“系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于 3:1；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%”。在电价谷段、平段时从电网向储能装置充电，在电价尖峰、峰值时段储能装置向电网负荷放电，通过削峰填谷可降低企业用电成本。 2023 年 3 月，我国多个省区的一般工商业峰谷平均价差超过0.7 元/kWh，且广东、山东地区的工商业峰谷价差甚至超过 1 元/kWh。据 CNESA 披露，0.7 元/kWh 正是用户侧储能实现经济性的门槛价差。因此，即使考虑到用户侧峰谷电价波动，电化学储能在我国部分省区工商业用户情景已具备经济性。

2. 峰谷时段和峰谷价差的利用使得用户侧储能具备更可观的经济性

相较于电网侧和电源侧储能项目，用户侧储能项目投资回收期更短。2022 年，广东省（珠三角五市）以全年平均 1.259 元/kWh 的价差位居第一。CNESA 通过对该地区用电侧工商业储能进行经济性分析，假设 10MW/20MWh 储能项目总投资为 4000 万元，系统循环效率90%，充放电深度 90%、全年运行 330 天，分析结果如下：广东省在执行尖峰电价以及2h 储能系统的充放电策略情境下，每日两充两放的度电净收益为 1.359 元/kWh（有尖峰）和0.985 元/kWh（无尖峰），静态回收周期约为 5.58 年。相较于电源侧和电网侧储能项目大多10 年以上的投资回收期来看，在峰谷价差较大的地方用户侧储能具有更可观的经济性。

3. 全国各地储能补贴政策出台，助力工商业储能经济型的提升

为鼓励工商业用户兴建储能电站，政府出台了一系列储能补贴政策，税收政策以及市场准入政策等，这在一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，提升工商业储能经济性，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。目前，全国各地正在实施的储能补贴政策超过30 项，主要集中在用户侧，并注重与分布式光伏相结合。补贴方式主要包括容量补贴、放电补贴和投资补贴，其中与分布式光伏结合的补贴方向最为主要。

4. 峰谷价差高位在用电需求的增加下得以稳固，用户侧工商业储能配置需求提升

我国第三产业和城乡居民用户的用电量占比不断提升，电力系统峰谷差率拉大，峰谷价差有望维持高位，继而提升储能配置需求。2016 年至 2022 年，第三产业用电量占全国全社会用电量比例从 13.5%上升至 17.2%，城乡居民用户用电量占比从13.6%上升至15.5%。2022年度，第三产业用电量达到 14,859 亿 kWh，同比增长 4.41%。随着电力市场化改革的推进，工商业用户逐步进入电力市场，分时电价机制完善、高耗能用电成本上升将刺激工商业用户的电化学储能配置需求。

工商业用电需求居高不下，限电政策的出台进一步提升工商业储能配置需求。对于用电需求量大的工商业用户来说，限电政策无疑不增加其用电焦虑，进而考虑配置光储一体系统来保障电力供应和正常生产。工商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。

5. 海外户储需求景气度持续攀升

2021 年全球户用储能需求爆发，2022 年，能源危机叠加过高电价导致需求进一步激发，其中欧洲为户储最大市场。2021 年下半年，能源危机爆发，欧洲天然气供应短缺导致电价大幅上涨甚至限电，欧洲居民新合同电价在年底也开始相应上涨。2022 年2 月俄乌冲突爆发，进一步加剧了能源危机，欧洲电力现货价格随之迎来骤增。据 TRADING ECONOMICS统计，德国电力现货月均价格在 2022 年 8 月迎来历史新高，为 571.20 欧元/MWh，而2021 年12月价格仅为 82.58 欧元/MWh。能源危机下电价持续上涨刺激户储需求进一步高增，当前欧洲为户储最大市场，其中德国占据 70%以上的新增储能市场，是欧洲户用储能的绝对主力军。2015-2021年，欧洲户储复合增速达 63%，增长十分快速。2021 年德国新增户用储能1.48GWh，同增45%，占全球的 34%；累计装机 3.92GWh，同比增加 60.60%，占全球的32%。2021 年德国光储渗透率为 3.60%，位居全球第一。未来随着居民电价以及光储系统成本的差额逐渐拉大，户储的经济性将会愈发显著。

四、电网侧：独立储能调峰调频+共享储能盈利模式，成熟模式仍在探索

我国电网侧储能商业模式尚未成熟，大体可分为输配电成本监管模式和竞争性业务模式两大类，前者可细分为有效资产回收模式和租赁模式，后者可细分为合同能源管理模式、两部制电价模式、辅助服务市场模式、现货交易市场模式和综合模式。其中，有效资产回收模式由于资产要进入输配电价核算，因此只能由业务受到监管的电网主业投资，其他可由社会资本投资。在探索成熟商业模式的道路上，2022 年，国家发展改革委、国家能源局先后发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、《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》，要求在电网关键节点配置储能，提高大电网安全运行水平，在站址和走廊紧张地区延缓和替代输变电设施投资；并进一步明确了新型储能市场定位，逐步建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制。《方案》提出建立电网侧独立储能电站的容量电价机制，即将容量电价对应的容量电费纳入输配电价回收，探索替代输配电的储能设施成本收益纳入输配电价。建议积极探索竞争性两部制电价机制，通过竞价模式降低容量电费和电量电费，优化资源配置。同时，建议积极整合电源、电网和用户侧储能资源，采取共享储能模式，争取多重收益。

1. 以独立储能形式通过调峰、调频获取市场收益

独立储能指“独立式储能电站”，区别于新能源或者火电厂联合设立的形式，独立储能电站的“独立性”体现在具备独立计量、控制等技术条件，可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制，作为独立主体参与电力市场。独立储能建设渐入佳境，2022 年并网投运+启动项目总规模达16.5GW/35GWh。据统计，2022 全年并网投运电站 38 座，总规模 3GW/6GWh；启动施工建设和EPC/设备招标的电站109座，总规模 13.6GW/29GWh。2022 年公开宣布但未进入实质阶段的独立式储能电站142座，总规模 28.3GW/67.6GWh，将成为 2023 年独立式储能增长的最强储备力量。具体至各地区来看，宁夏独立式储能全年投运项目规模达到 0.9GW/1.8GWh，已进入实施阶段的项目超2GW/4GWh，宁夏已成为国内最大的独立式储能市场；山东引领“容量租赁+调峰/电力现货+容量补偿”的商业模式，2022 年启动了总计 29 个、总规模超过 3.1GW 的第二批市场项目，后续实际投运规模有待持续关注。

调峰基本原理即在负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，以维持用功功率平衡，主要通过赚取峰谷价差以及获取调峰度电补偿来获取收入。目前常用的调峰机组有燃煤火电机组和抽水储能机组，储能电站调峰占地面积少，在接收调峰调频指令后快速进行充放电，因此在电网调峰的应用日益增多。 调频是指当电力系统负荷或发电发生较大变化时联合常规电源调频，储能系统能够实现功率的正反双向调节，有效提升常规机组的调频性能指标，减少AGC 及调频考核费用，主要通过调频里程补偿获取收益。

2. 共享储能优势明显，商业模式多样化

共享储能是独立储能的一种商业运营模式，是将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，推动源、网、荷各端储能能力全面释放，提高储能资源利用率。从已开展的项目来看，商业模式归纳为 4 类：1）为新能源电站提供储能容量租赁服务，获取租赁收益，为当前大部分共享储能电站的主要收益来源；2）通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式与新能源发电企业进行中长期电力交易；3）参与电力调峰、调频辅助服务，获取辅助服务收益；4）电力现货市场交易，实现峰谷价差套利。

共享储能可提高储能使用率，降低发电企业为强制配储的初始投资成本，规模化建设更利于集中管理。传统单个新能源场站配储利用率低，且新能源场站按固定比例配置储能需增加初始资本开支，此外，分散场站的储能难以实现多种电网侧辅助服务的统一调度结算。而由第三方或厂商负责投资、运维的共享储能电站以电网为纽带，可对多个分散的电网侧、电源侧、用户侧储能资源整合优化，通过向周边新能源电站收取容量租赁费回收投资，不仅可以满足强配储能有关要求，也可以更加集中参与电网调峰调频，规模化建设利于降低管理和运营成本。

五、储能市场空间测算

储能系统主要包括电池模组、逆变器、EMS、BMS 等多个部件。基于储能系统的构成，储能产业链上游包括电芯厂家和各类电子元器件厂家；储能产业链中游主要包括储能电池厂家、逆变器厂家、BMS 厂家、EMS 厂家以及储能系统生产商等；储能产业链下游则包括储能系统销售渠道（安装商、贸易商等）以及包括发电侧、电网侧和用户侧在内的各类用户。其中，储能电池和储能逆变器为储能系统两大关键材料，成本占比分别为60%、20%。因此，储能市场空间测算主要以测算储能逆变器以及储能锂电池市场规模为主。

CNESA 基于全球储能数据库，结合中国项目规划信息和政策发展规划，预测2027年中国新型储能累计规模在保守和理想场景下将分别达到 97.0GW、138.4GW，2023-2027 年CAGR分别为 49.3%、60.3%，且年度新增储能装机规模将呈平稳上升态势，年均新增储能装机约为16.6GW-25.1GW。我们结合上述数据做出以下假设： 1) 全球新型储能新增装机量同比增长 100%、95%、80%、50%、30%；2) 中国新型储能新增装机量同比增长 150%、100%、60%、50%、30%3) 储能逆变器单瓦时需求为 6.90 万台/GW； 4) 储能逆变器价格为 7036.79 元/台； 5) 储能运行时间 2h，储能锂电池放电深度 90%，储能锂电池单瓦时价格1 元//Wh经测算，我们预计 2027 年，全球及中国储能逆变器需求分别为1605.72 万台、654.81万台，市场规模将达到 1129.91 亿元、460.78 亿元；全球及中国储能锂电池需求分别为589.54GWh、240.41GWh，市场规模将达到 5895.40 亿元、2404.13 亿元。

六、投资分析

派能科技

公司主要从事磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统的研发、生产和销售，产品可广泛应用于电力系统的发、输、配、用等环节以及通信基站、车载储能、移动储能等场景，是行业领先的储能电池系统提供商，在全球电化学储能市场中具有较高品牌知名度和较强市场竞争力。2021-2022 年公司产品销售量分别为 1,540.34/3,535.40MWh，其中储能系统产品销售量分别为1,455.89/3,505.83MWh。 公司以海外户储为主要市场，与英、德、意等国领先的光伏、光储、储能系统提供商建立了长期稳定合作关系，在欧洲、非洲部分国家市场占有率极高，并同时积极拓展美洲、亚太区域等家用储能市场。此外公司还积极参与美洲、亚太区域和既有欧洲市场的电网级项目，为公司快速发展打下基础。据 IHS 统计，2019 年公司自主品牌家用储能产品出货量约占全球出货总量的 8.5%，位居全球第三名，仅次于特斯拉和 LG 化学；2020 年和2021 年，公司自主品牌家用储能产品出货量分别约占全球出货总量的 12%和 14%，均仅次于特斯拉，位居全球第二名。

在国内市场，公司同时关注长期战略客户和发展型客户，向全球领先的通信设备制造商中兴通讯提供通信基站后备锂电池；同时公司的大容量储能电池系统已在国内工商业储能、可再生能源配套储能、微电网储能等场景实现商用，积累了丰富的产品应用经验和优质客户资源。公司拥有产业链垂直整合的综合服务优势，是国内少数具备电芯、模组、电池管理系统及能量管理系统等储能核心部件的自主研发和生产能力，同时具备储能系统集成解决方案设计能力的企业。海外户储需求景气度的提升，有望助力公司业绩稳健增长；目前国内户储市场还未打开，未来随着相关政策的落地和实施，公司凭借成熟的产品和市场经验将具备先发优势。

阳光电源

公司专注于太阳能、风能、储能、电动汽车等新能源电源设备的研发、生产、销售和服务，主要产品有光伏逆变器、风电变流器、储能系统、新能源汽车驱动系统、水面光伏系统、智慧能源运维服务等，并致力于提供全球一流的清洁能源全生命周期解决方案。公司自成立之初就致力于以光伏逆变器为核心的光伏系统设备研发和生产，是国内最早从事逆变器产品研发生产的企业，产品连续四年发货量全球第一，截至2021 年12 月，阳光电源在全球市场已累计实现逆变设备装机超 224GW，2021 年光伏逆变器全球发货量47GW，其中国内 18GW，海外 29GW，出货量全球市占率 30%以上。

在储能系统领域，公司具备全球领先的新能源电源变换技术和一流的储能系统集成技术，专注于锂电池储能系统研发、生产、销售和服务，可提供储能变流器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备，实现辅助新能源并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网、户用等储能系统解决方案，是全球一流的储能设备及系统解决方案供应商。目前公司储能系统广泛应用在美、英、德等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。2021 年公司储能系统发货量实现几何级增长，当年全球发货量达 3GWh。据 CNESA 披露，公司储能系统出货量连续五年位居第一。在电站投资开发业务领域，公司构建起以中国为根基、海外快速发展的多元业务协同产业布局，截至 2021 年 12 月，在全球累计开发建设光伏、风电项目超2500 万千瓦。同时紧抓户用市场爆发机遇，创新推出“家阳光”合作共建业务模式，与央国企携手合作，共同推进居民屋顶分布式光伏电站项目开发。2021 年，公司家庭光伏全年装机量同比增长超过500%，稳居户用第一阵营。公司在光伏逆变器、风电变流器、储能及电站投资开发等领域协同发展，凭借全球营销渠道布局海内外业务，加速全球战略部署，夯实市场地位。

锦浪科技

公司主要从事组串式逆变器研发、生产、销售和服务，主要产品为并网组串式逆变器和储能组串式逆变器，2021 年二者合计销售占比高达 91.13%。2019 -2021 年公司光伏逆变器业务的年均复合增长率为 66.39%。自 2019 年以来，公司通过全资子公司锦浪智慧从事新能源电力生产业务，进行太阳能光伏电站开发、建设及运营，以作为公司现有业务的重要补充，实现公司业务的多元化布局和产业链延伸。截至 2022 年 9 月 30 日，公司分布式光伏电站累计并网装机容量 239.63MW，2019-2021 年，公司营业收入年均复合增长率为70.53%。公司作为组串式逆变器龙头，储能逆变器业务占比不断提升，由2019 年的1.52%增加至2022H1 的 12.21%，2022H1 储能逆变器毛利率为 30.82%，显著高于并网逆变器24.92%，未来随着海外户储需求的不断增加，公司储能逆变器业务有望迎来快速增长。

固德威

公司主要从事太阳能、储能等新能源电力电源设备的研发、生产和销售，致力于为家庭、工商业用户及地面电站提供智慧能源管理等整体解决方案。公司产品主要包括光伏并网逆变器、储能产品和户用系统等，其中，光伏并网逆变器均为组串式逆变器，目前已广泛应用于住宅、商业屋顶、农场、地面电站等光伏发电系统。另外，公司已研发出并网及储能全线多个系列逆变器产品，功率覆盖范围广泛（0.7kW～250kW），可充分满足户用、扶贫、工商业及大型电站需求。其次，公司通过控股子公司昱德新能源积极布局户用光伏发电系统，为中小型经销商和家庭户用投资业主提供户用光伏系统技术支持和安装解决方案，逐步推进户用领域光伏系统品牌建设。 2021 年，公司推出两款储能锂电池产品，均可与其双向储能逆变器搭配使用，组成“光伏+储能”系统，实现家庭电力自发自用。公司产品立足中国，并针对不同国家的需求开发匹配的产品，并已批量销往德、意、澳等全球多个国家和地区。

公司经营业绩稳步增长，2020 年之后增速维持在 70%左右，2018-2021 年营业总收入的年复合增长率为 47.47%，且以海外营收为主，2021 年公司海外营收占比达到63.48%。光伏储能逆变器占比逐年提升，从 2018 年 5.27%提升至 2021 年 17.85%。公司整体销售毛利率约为30%，与并网逆变器毛利率接近，但低于储能逆变器。公司储能逆变器毛利率较高，2019年毛利率达到 52.64%，2021 年储能逆变器毛利率为 40.18%。未来随着海外户储需求则增加以及国内储能相关政策的大力推动，公司储能逆变器业务占比有望进一步提升，进而推动公司毛利率的增长。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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