上能电气股份有限公司
向不特定对象发行可转换公司债券
募集资金使用可行性分析报告
二〇二一年九月
一、本次募集资金使用计划
本次发行募集资金总额不超过 42,000.00 万元（含本数），扣除发行费用后，募集资金拟全部用于以下项目：
单位：万元
序号 项目名称 预计投资总额 拟用募集资金金额
年产 5GW 储能变流器及储能系
1 统集成建设项目 36,122.14 25,000
2 研发中心扩建项目 5,214.72 5,000
3 补充流动资金 12,000.00 12,000
总计 53,336.86 42,000
在本次发行可转换公司债券募集资金到位之前，公司将根据募集资金投资项目实施进度的实际情况通过自有或自筹资金先行投入，并在募集资金到位后按照相关法律、法规规定的程序予以置换。如本次发行实际募集资金（扣除发行费用后）少于拟投入本次募集资金总额，公司董事会将根据募集资金用途的重要性和紧迫性安排募集资金的具体使用，不足部分将以自有资金或自筹方式解决。在不改变本次募集资金投资项目的前提下，公司董事会可根据项目实际需求，对上述项目的募集资金投入顺序和金额进行适当调整。
公司已经制订了募集资金管理相关制度，本次发行可转换公司债券的募集资金将存放于公司董事会指定的募集资金专项账户中，具体开户事宜将在发行前由公司董事会确定，并在发行公告中披露募集资金专项账户的相关信息。
二、项目实施背景
（一）发展储能是清洁能源转型下的必然选择
双碳目标下电气化大势所趋。2020 年 9 月，习近平主席在第 75 届联合国大
会上提出中国将力争在 2030 年前实现碳排放达峰、2060年前实现碳中和的目标，强调中国在应对气候变化中的责任与担当。过去的十年里，电力行业通过改进燃煤机组、发展非化石能源、提高清洁能源发电量，多措并举降低供电煤耗，2020年单位发电量二氧化碳排放量较 2011 年下降 27.3%。而在电力消费侧，终端用
能电气化态势逐步清晰，2020 年电能占终端能源消费比重持续提高至 27.0%，电气化大势所趋。
新能源装机趋势方兴未艾。受光伏逐步进入全面平价期和陆上风电补贴退坡带来的抢装潮影响，2020 年全国光伏、风电新增装机达 48.2GW 和 71.7GW，同比大幅增长 60.1%和 177.9%，截至 2020 年末，全国风电、光伏累计装机规模达
253.4GW 和 281.7GW，同比增长 24.1%和 34.1%。新能源发电方面，2020 年光
伏、风电发电量占比进一步提高至 3.5%和 6.3%，未来随着新能源技术的不断升级，风光发电成本进一步下降带动清洁能源的推广普及，根据国家能源局发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，预计到 2025 年风光发电量占比将提升至 16.5%，2030 年全国风光装机规模将超 1200GW，新能源发电在电力体系中的地位愈发重要。
新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配储能呼之欲出。新能源出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统提供调节能力，而电网则需要根据发电机组出力功率和用电需求对电网进行调节以维持 50Hz 频率稳定运行，高比例可再生能源并网更加考验电力系统的调节能力。传统模式下功率的调节通常依靠 AGC 调频机组或调峰机组，而储能的应用则可以解放传统机组，使其更多保持在额定工作状态，进而减少损耗、降低碳排放、提高传统机组的利用效率，同时平抑电力供需矛盾、消纳弃风弃光。
（二）电化学储能是未来发展趋势
储能技术路线主要包括电化学储能、机械储能和电磁储能。机械储能以抽水蓄能为主，目前技术成 熟，建设成本相对较 低，转换效率约 70%-80%，但对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达 3-5 年；电化学储能主要以锂电池、铅酸电池和全钒液流电池为主，其中锂电池储能拥有更高的能量密度，转换效率可超 90%，产业链配套更加成熟，相较于其他电化学储能在技术、成本上更具优势；而电磁储能则更适用于放电时间短且迅速的功率型储能。
各类储能技术性能不同，适用的应用场景和领域存在差异。根据储能所需功率和放电时长的不同，可将储能应用领域分为功率型、容量型和能量型。抽水蓄能和压缩空气适用于长时间大规模能量调配的储能需求，主要应用于大规模可再生能源并网、电网侧电力辅助服务等来实现长时段能源管理；铅酸电池、液流电
池、锂电池等电化学储能的功率范围在千瓦至兆瓦级，放电时间灵活，适用于短时电网调频和能量调度等场景；飞轮、超级电容和超导储能技术响应速度快，具有高度的灵活性，一般用于应急不间断供电等领域。
抽水蓄能是目前主要储能方式，电化学储能增长潜力较大。抽水储能是在电网低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存，在电力负荷高峰时放水发电，将重力势能重新转换为电能，是目前最主要的储能形式。根据 CNESA，截至 2020 年底全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW，同比增长 3.4%；中国已投运储能项目累计装机规模 35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长 9.8%，涨幅较 2019 年同比增长 6.2%。其中抽水蓄能占据绝对
主导地位，占比分别达到 90.3%和 89.3%，但份额较 2019 年下降 2.3%和 4.1%。
2020 年国内储能新增装机中，锂电池储能占比达 47.6%，全球范围内占比更高，达到 71.5%，新增装机呈现向电化学储能转变趋势。
电化学储能受政策影响呈现周期性，2020 年步入快速增长期。受益于 2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的出台与国内电力体制改革市场化推进所释放的政策红利，2018 年电网侧储能实现快速增长，国内新增电化学储能 643.9MW，同比大幅增长 432.6%。2019 年国家发改委明确电储能设施成本不得计入输配电价，电网侧储能成本回收受阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020 年起随着一系列政策的密集出台和碳中和目标的高导向性，“储能+”模式在多个应用场景实现规模扩张，叠加磷酸铁锂技术进步带动的成本下探，储能进入快速发展期。截至 2020 年底，全球与中国累计电化学储能达
14.2GW 和 3.3GW，同比增长 49.6%和 91.2%，当年新增 4.7GW 和 1.6GW，同比
增长 63.8%和 130.7%，中国增速引领全球。
（三）政策与成本推动，储能商业化拐点到来
政策支持频繁加码，呵护储能行业健康发展。光伏风电等可再生能源作为实
现“30·60”目标与能源革命的重要举措，未来在能源生产端将扮演更加重要作
用，伴随可再生能源装机量与发电量的持续增长，大规模能源消纳问题亟待解决。
2021 年以来储能相关政策频发出台，如《关于加快推动新型储能发展的指导意
见》、《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》等，加快“十四五”期间
储能商业模式形成。
时间 政策文件 储能支持内容 阶段
明确2025年30GW的发展目标，未来五年将实现新型储能从商业化
《关于加快推动新型储能发展 初期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化发展，鼓励
2021.07
的指导意见》 储能多元发展，进一步完善储能价格回收机制，支持共享储能发展
。
推行热电联产、分布式能源及光伏储能一体化系统应用，完善新能
2021.07 《“十四五”循环经济发展规划》 源汽车动力电池回收利用溯源管理体系，推动能源梯级利用。加强
废旧动力电池再生利用与梯次利用成套化先进技术装备推广应用。
进一步完善能源资源价格形成机制，推进输配电价和上网电价市场
化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型
《关于“十四五”时期深化价格
2021.05 储能价格机制；针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电
机制改革行动方案的通知》
价等绿色电价政策；降低岸电使用服务费，推动长江经济带沿线港
口全面使用岸电。 规模应用
探索新能源汽车参与电力现货市场的实施路径，研究完善新能源汽 期
《关于进一步提升充换电基础
车消费和储放绿色电力的交易和调度机制，促进新能源汽车与电网
2021.05 设施服务保障能力的实施意见
能量高效互动。加强“光储充放”新型充换电站技术创新与试点应用
（征求意见稿）》
。
完善容量电价核定机制，容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调
《关于进一步完善抽水蓄能价
2021.05 压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量
格形成机制的意见》
电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。
《中华人民共和国国民经济和
在氢能、储能等前沿科技领域，组织实施未来产业孵化和加速计划
2021.03 社会发展第十四个五年规划和
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