儲能年度策略：不拘泥單一場景，看銷售區域和應用場景延展的強α

羅宋湯的味道 2023-01-27 發布于青海

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（報告出品方/分析師：天風證券孫瀟雅）

一、復盤：政策+需求刺激，22年5月后漲幅大幅領先

核心指數編寫

基于當前市面上儲能指數較少，且現有指數的標的質量參差不齊、某些標的相關度不高或者重要標的缺失，我們自行選取了各環節業務相關度較高的龍頭公司，主要包括大儲（7家）、戶儲（6家）。

指數編寫方法：采用市值加權法，并以滬深300指數為基準。

股價復盤：俄烏危機+中美表前儲能裝機量高增，打破碳酸鋰漲價帶來悲觀預期

復盤22年儲能板塊股價變化，大致可以22年5月作為重要時間節點。

1）22年1月-5月，受碳酸鋰及其他大宗原材料漲價影響，市場普遍擔心儲能系統價格上漲會影響市場需求，以及無法順利向下游傳導將影響相關公司的盈利能力；

2）22年5月后，市場擔憂逐步消除，股價開始向上快速增長：俄烏沖突爆發帶來了歐洲戶儲市場的明確需求增長；大儲方面，中國市場政策持續推進、獨立儲能商業模式逐步明確，美國市場從裝機量數據看成本壓力對下游影響好于預期，裝機量同比高速增長。

本篇報告，我們將著重分析中國、美國、歐洲三大儲能主要市場的未來需求確定性及裝機增速。需求+盈利有望向上，未來儲能板塊股價持續向上。

二、中國市場：商業模式加速明確，裝機動力有望從“被動”走向“主動”

行業需求：全年裝機量6.9GW，yoy+187.5%，裝機需求高速增長

裝機量：據CNESA統計，2022年中國新增投運新型儲能項目的裝機規模達6.9GW/15.3GWh，功率規模yoy+187.5%。

從應用分布上看，2022年Q3電網側的新增裝機規模最大，達到512.8MW，占據新型儲能一半以上的市場份額，電網側項目中有60%以上的份額是來自獨立儲能。

中標量：據CNESA統計，2022年儲能項目中標規模達49.23GWh。22H1/Q3/Q4儲能項目中標量分別為10.20/12.53/26.51GWh，呈逐季上升趨勢，其中Q4中標量數據亮眼，環比增長111.64%。

我們認為，22年風光發電的強制配儲+并網截止時間臨近，是下半年國內儲能項目中標量持續增長的主要原因。目前，已完成中標但未實現裝機的規模達34GWh，考慮國內電化學儲能項目建設周期在3-6個月，預計23年有望開工并實現裝機。

往未來看，2022年國內新增規劃、在建新型儲能項目規模已達101.8GW/259.2GWh，且大部分項目都將在近1-2年內完工并網。項目逐步落地將為儲能市場增長帶來支撐。

需求來源1：發電側強制配儲覆蓋省份、配儲比例、小時數呈上升趨勢

發電側方面，裝機需求高增長主要靠各省強制配儲政策帶動，趨勢上覆蓋省份數量變多、配儲比例及小時數增加。但我們亦有看到，目前已有部分省份不再要求強制配儲（山西），國家層面推動行業健康化發展成為趨勢。

主要政策變化：覆蓋省份數量增加，截至22年11月新能源強配政策（新能源與儲能需同時并網）已覆蓋40個省（市），較21年底增加了15個；配儲比例及小時數進一步上調，部分省市要求進一步上調：上海要求配儲比例20%+、時長4小時+；新疆要求配儲比例25%、時長4小時等。

? 國家層面：21年8月發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵新能源發電企業通過自建或購買的方式配置儲能或調峰能力，明確超過并網規模外的規模初期按15%的掛鉤比例（4小時以上，下同）配建調峰能力，按20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。

? 地方層面：截至21年底共25個省（市）出臺新能源電站的強配政策，2022年初至今再新增15個省（市）出臺強配政策，7個省（市）進一步調整要求，政策層面保障國內發電側儲能市場朝健康化發展。此外，部分地區最高配儲要求達到30%，最高配儲時長達到4小時。

需求來源2：加速捋順電網側獨立儲能商業模式，“被動”轉向“主動”可期

22年以來，另一大政策趨勢系電網側獨立儲能的商業模式加速探索，其中山東、山西、廣東等省份走在前沿。21年底至今，國家層面明確獨立儲能的市場主體地位，獨立儲能商業模式得到確立，而后各省紛紛上調輔助服務市場補償收益+推進電力現貨市場，逐漸明確獨立儲能經濟來源。

? 國家層面：

1）2021年12月，儲能的獨立主體身份得到確認，獨立儲能商業模式開始得到被探討的機會：2021年12月，國家能源局印發新版《電力輔助服務管理辦法》，核心變化包括確認儲能獨立主體身份、豐富輔助服務交易品種、擴大“付費群體”。

2）2022年年11月25日國家能源局綜合司發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，首次從國家層面圍繞容量補償、現貨市場、輔助服務市場提出指引。

? 地方層面：2021年以來，山東、湖南、浙江、內蒙等多個省份陸續出臺了儲能建設指導意見，鼓勵投資建設獨立儲能電站，研究建立電網替代性儲能設施的成本疏導機制，采用政策傾斜的方式激勵配套建設或共享模式落實新型儲能的新能源發電項目。

各省上調輔助服務市場補償收益+推進電力現貨市場典型包括：山東電力現貨市場帶來峰谷價差套利，山西、廣東主推輔助服務市場帶來調峰調頻收益。

明確并提高儲能調峰調頻補償標準：截至21年9月，已有至少19個省（市）明確調峰調頻補償標準。此外，以廣東為例，儲能深度調峰補償標準約0.792元/千瓦時，較20年比提高0.292元/千瓦時，并明確了其他輔助服務品種的補償標準。

電力現貨市場試點省份擴大至14個，部分省份現貨市場電價差超過調峰補償標準：截至22年12月，兩批共14個電力現貨交易市場試點省份中，山東、山西、廣東及甘肅已進入以年為周期的長時間不間斷結算階段，以山東為例，參與電力現貨市場進行峰谷價差套利的收益超出調峰補償標準。

容量租賃+容量補償模式得到推廣，投資成本回收機制被進一步捋順：

1）容量租賃：以河南為例，全國層面首次提出了租賃費用標準建議（260元/kWh·年）；

2）容量補償：當前內蒙古、山東等省份已明確符合條件的儲能電站可獲容量補償，如內蒙古明確補償上限為0.35元/千瓦時，補償期不超過10年。

整體看，在2021年底國家層面明確獨立儲能的獨立主體身份后，2022年各省份對獨立儲能商業模式的探索超預期加速。在電網側獨立儲能項目的盈利能力逐步向上預期下，我們亦發現近期新增規劃、在建新型儲能項目中，電網側獨立儲能的應用形式顯著提升。

據 CNESA統計，22年11月新型儲能應用場景功率分布中，電網側儲能規模最大，達到10.8GW/25.4GWh，功率規模占比接近75%，全部為獨立儲能的應用形式。

接下來我們將以獨立儲能商業模式探索走在前列的省份——山東為例，測算以電力現貨+容量補償+容量租賃為主要收入來源，在理想情況下有望實現的IRR水平，并得出結論：我們認為，當前獨立儲能項目已具備較高的盈利模式，往未來看，中國儲能裝機需求持續向上，且驅動力由“被動”轉向“主動”帶來的行業健康化發展。

經濟性測算：核心假設

儲能系統的基礎假設（成本、循環壽命、放電深度等）如右圖。涉及山東模式的具體收入來源如下：

山東模式主要收入來源為電力現貨套利+容量補償+容量租賃。

核心假設：

現貨套利：基于山東電力現貨市場情況，假設年均峰谷價差0.6元/kwh；

容量補償電價：據現行政策按獨立儲能月度可用容量補償的2倍標準執行，即度電補償=0.0991元/kwh*2；

容量租賃：山東暫無租賃費用標準建議，我們以河南為例260元/kW·年。

經濟性測算：山東模式下，獨立儲能全生命周期IRR達8.97%

基于前述假設，獨立儲能在山東模式下，全生命周期15年（循環次數6000次，年衰減1.5%）的IRR可達8.97%，已具備一定的經濟性。

裝機量預測：預計25年國內儲能新增裝機量達98GWh，22-25年CAGR+85.4%

國內儲能裝機量測算：考慮現有強配政策下，新建新能源電站可通過自建/容量租賃的方式獲得并網許可，且容量租賃將作為獨立儲能較重要的收入獲取來源，因此我們認為，一段時間內國內儲能的主要需求來源或將來自新增風光電站裝機帶來的配儲需求，及少部分來自存量風光電站帶來的改造需求。

核心假設：

? 新增發電站儲能裝機量：1）強配地區占比：假設21-25年強配地區占比為83%/89%/91%/95%/95%；2）配儲比例：假設21-25年配儲比例為9%/11%/13%/15%/18%；3）鋰電儲能滲透率：假設21-25年鋰電儲能滲透率為 50%/80%/80%/90%/90%；4）充電時長：假設21-25年充電時長為1.9/2.1/2.3/2.5/2.8小時。

? 存量發電站儲能裝機量：1）鋰電儲能滲透率：假設21-25年鋰電儲能滲透率為0.3%/0.4%/0.5%/0.6%/1%；2）配儲比例：假設21-25年配儲比例為4%/5%/8%/10%/10%；3）充電時長：假設21-25年充電時長為1.6/1.9/2.0/2.2/2.5小時。

測算結果：21-25年國內發電側儲能裝機量有望達到
4.9/15.3/31.2/59.3/97.6GWh，22-25年CAGR達到+85%。

三、美國市場：大儲基本盤持續高增，政策帶來戶儲經濟性

市場復盤：2020年美國儲能進入高增期，20-21年容量口徑裝機量yoy+237%/198%

全球維度，美國、中國、歐洲為電池儲能的主要裝機市場。據CNESA統計，2021年全球新增投運的新型電力儲能項目裝機規模達10.2GW，同比增長117%。

從國家及地區維度看，主要市場美國、中國、歐洲合計裝機量占全球市場的80%，分別占34%/24%/22%，其后為日韓、澳大利亞，分別占7%/6%。

美國市場方面，2020年進入電池儲能裝機高增期，2020-2021年容量口徑裝機量達到3.5、10.5GWh，yoy+237%/+198%。盡管2021年美國儲能行業面臨了電池采購短缺和漲價等問題，造成部分項目建設延遲，2021年裝機量仍實現同比增長198%。

此外，單個項目裝機規模也刷新歷史記錄，佛羅里達電力照明公司的409MW/900MWh Manatee儲能中心項目完成。

進入2022年，前三季度美國電池儲能新增裝機規模達11.1GWh，yoy+86%，高增速持續延續。

市場復盤：細化來看，美國以表前儲能為主，趨勢上配儲時長不斷提升

分應用場景看，美國以表前儲能為主。2022年前三季度美國表前儲能裝機量達3.2GW/9.7GWh，工商業116MW/258MWh，戶儲460MW/1109MWh，以容量口徑算，表前、工商業、戶用分別占比88%/2%/10%。

從裝機趨勢看，美國儲能的配儲時長不斷提升。平均配儲時長由2016年的1.4小時提升至2021年的3.0小時并延續至2022年前三季度，此外，2022Q3單季度配儲時長達到3.6小時。

大儲需求判斷-邊際變化1：IRA法案出臺，針對儲能的ITC政策期限延長、力度加強

2022年8月，美國總統拜登簽署了IRA（Inflation Reduction Act）法案，其中對ITC政策進行了更新。從邊際變化看，23年開始ITC政策的有效期限得到延長、稅收抵免力度進一步加強，美國光伏、儲能等項目的經濟性有望進一步增強。

有效期限進一步延長：補貼將持續至2033年而后開始退坡（上一版本2022年已開始退坡）。

抵免力度進一步加強：1）ITC抵免劃分為基礎抵免（6%/30%）+額外抵免（2%-40%）；2）獨立儲能首次納入ITC抵免范圍。

? 基礎抵免：滿足現行工資及學徒要求，則23-33年基礎抵免由此前22%上升至30%。更新的ITC政策中，1）1MW以上的光儲項目投資抵免基本稅率為6%，若在現行工資與學徒要求發布后60天內開工建設或滿足現行工資與學徒要求可以獲得30%的稅率抵免；2）對于1MW以內項目均給予30%的稅率抵免。

? 額外抵免：滿足以下三種情況可以獲得額外抵免，抵免力度進一步增加：

1）本土制造：全部使用美國制造鋼鐵產品、并滿足國產原材料占比40%（23年以后逐年提升5%至27年的55%）的項目，抵免稅率+2%（基礎抵免6%）或+10%（基礎抵免30%）；

2）項目位于能源社區（新市場稅收抵免規定的）+10%；3）5MW以下的項目，位于低收入社區或位于印第安保留地的+10%，滿足合格的低收入住宅建筑項目或經濟效益項目的+20%。

大儲需求判斷-邊際變化2：“雙反”調查邊際好轉，預計光儲延期情況將有所好轉

22年3月美國針對中國制造光伏產品實施“雙反”調查，22Q2光伏裝機同比下降25%，間接影響儲能需求。

2022年3月，美國商務部啟動對使用中國制造的零部件在柬埔寨、馬來西亞、泰國或越南組裝的太陽能電池和組件的反規避調查，318個光伏項目因此取消或推遲，二季度光伏裝機同比下降25%。光伏項目延期間接影響了光伏配建儲能需求。

邊際好轉——22年10月東南亞地區“雙反”關稅停征，光儲需求釋放現突破口。2022年10月，美國政府發布實施總統10414 公告的“最終規定”，中國制造的零部件在東南亞四國組裝的太陽能電池和組件征收的所有“雙反”稅得以豁免2年。中國光伏電池和組件在東南亞的產能進入美國市場的難度邊際減弱。

反規避調查的終裁結果將于23年5月發布，我們預計出于美國脫碳背景下電力供應問題，美國有望對中國光伏組件的進口開放。為實現脫碳方案，美國2035年需部署760-1000GW光伏裝機以滿足37%-42%電力需求。

戶儲需求判斷：ITC+SGIP+NEM 3.0，加州戶儲已具備投資品屬性

ITC基礎抵免由現行版的23年22%上升至30%，獨立儲能納入補貼。IRA同樣展期了對戶用光伏及光儲的稅收抵免，與大儲不同，戶儲ITC政策沒有過多的條件，亦無額外抵免，“本土制造”這一對中國供應商變相限制的額外抵免條件不存在，利好中國供應商對美國戶儲市場進行零部件與原材料的輸出。

新版戶儲ITC同時包含對配儲和獨立儲能的補貼，但僅限 3kWh以上的儲能系統，補貼向大功率戶儲系統傾斜。

加州另有SGIP政策補貼，可與ITC政策同享。

加州SGIP（自我發電激勵計劃）政策根據設備裝機容量進行補貼“度電補貼”。現階段的SGIP補貼由普通預算、平衡預算及平衡彈性預算三大獨立部分構成。普通預算中針對不同規模儲能進行分輪次的補貼，享受ITC的儲能項目享受補貼將被削減。平衡預算專門為弱勢社區和低收入群體的儲能項目提供獨立的補貼。平衡彈性預算則為高山火威脅區域的儲能項目提供補貼。

戶儲需求判斷：ITC+SGIP+NEM 3.0，加州戶儲已具備投資品屬性

12月加州CPUC針對戶用光伏補貼的NEM3.0獲得投票通過，將于23年4月正式生效，預計余量上網電價將下降，戶用光伏配套建設儲能的經濟性有望凸顯。

NEM（Net Metering）是電力公司回購太陽能用戶余電的計價方式。CPUC（加州公共事業委員會）于 2022年11月發布NEM 3.0提案，并在12月獲得投票通過。

新政策大大降低了余量上網電價：NEM 2.0的余電上網價格≈居民購電電價，而NEM 3.0的余電上網價格不再約等于購電電價，而是等于用戶余電上網實際可減少公用事業的發電成本+額外電價-額外收取費用，加州太陽能與儲能協會 (CALSSA) 預計加州平均余量上網電價從30美分/kWh降至8美分/kWh。

此外，與NEM 2.0要求一致，NEM 3.0框架下安裝戶用光伏的用戶必須使用TOU電力計劃（即分時電價）。

我們認為，NEM 3.0的實施，將有望進一步刺激加州戶用儲能的裝機需求。

1）余電上網電價的降低，使得僅裝光伏的收益降低，配套安裝戶儲的經濟性有望凸顯；

2）根據NEM 3.0預計，光伏發電高峰期對應余量上網電價低谷期，預計僅裝光伏的收益將進一步下降。

戶用儲能-經濟性：不考慮分時電價，配置戶用光儲系統將在第6-7年體現經濟性

基于加州的ITC及SGIP補貼情況，以及特斯拉戶用光儲系統報價，我們核心假設如下表：

如結果所示，考慮光伏、儲能的初始投資費用，系統使用成本相比年累計電費，戶用光儲系統將在配置后第6-7年體現出經濟性。

四、歐洲市場：戶儲仍具高經濟性，REPower EU目標下大儲放量值得期待

戶儲：俄烏危機帶來天然氣斷供風險，歐洲居民用電貴+用電難問題帶來戶儲高需求

以歐盟為例，在其能源結構中，天然氣占據較大比例，且主要依賴外供，同時來源較為集中。根據《BP世界能源統計年鑒》，歐盟發電結構雖較為分散，但不可再生能源占比高，2021年天然氣發電占比20%，對發電成本影響較為明顯。

從結構上看，根據新華網，歐盟天然氣主要依賴進口，且來源較為集中，其中40%的進口來源于俄羅斯。

天然氣價格暴漲導致電價暴漲。因歐盟在天然氣需求方面對俄羅斯的依賴度較高，俄烏沖突顯著加深了其能源危機，在2022年2月24日俄烏沖突爆發之后的不到兩周時間內，德國-盧森堡地區的電力批發價格上漲了295%，法國上漲了189%。

對天然氣的高對外依存度顯著威脅能源安全，帶來能源供應的不穩定性。因此，從政府角度來看，在電價暴漲的大背景下，減小能源依賴以維護本國或本地區的能源安全將更加迫切；從居民角度來看，降低用電成本的需求也將變得更加強烈，由此促進分布式光伏及儲能需求。

以德國為例，高電價驅動居民配置戶用光儲，實現自發自用。德國居民電價多年不斷上漲，2021年達到0.32歐元/度；進入22年12月，居民電價已上漲至0.44歐元/度。

戶儲-邊際變化：控制電價相關政策出臺，但我們預計23年居民電價或仍在高位

歐盟層面：22年12月，歐盟能源部長會議最終通過180歐元/MWh的天然氣價格上限，此決議將在23年2月15日起實施。該價格上限觸發要求為，連續3天TTF天然氣期貨價格超過180歐元/MWh。預計實施后的歐洲居民電價：

1）對應現貨電價：以22年9月為例，當 TTF天然氣期貨價格超過180歐元/MWh時，對應當日歐洲現貨電價245.93–315.49歐元/MWh（23年1月5日現貨電價約107.46歐元/MWh）；

2）對應居民電價：現貨電價+200歐元/MWh的輸配電價及其他，終端電價約445.93-515.49歐元/MWh。

德國層面：22年11月，德國聯邦經濟部公布天然氣和電力價格剎車機制法律草案，草案已獲德國上議院表決通過并正式生效，下一步該機制將于23年3月1日啟動，持續至24年4月30日。該限價機制中，德國政府計劃耗資2000億歐元用于抵抗能源危機，其中將主要用于補貼居民、商業氣價及電價，預計2000億歐元預算將來自對非天然氣機組征收的暴利稅。

新機制下：

1）電價上限：終端價格上限40歐分/kwh；

2）適用范圍：基于上一年的年度用電量，80%可享受電價上限，剩余20%用電量仍需跟著合同價格走。

測算居民電價：當前合同電價約44.21歐分/kwh，對應實際電價=40*80%+44.21*20%=40.8歐分/kwh。相較21年德國居民電價均價32.16歐分/kwh仍有明顯上漲。

戶儲-經濟性：德國限價政策下，配置戶用光儲系統將在第6-7年體現經濟性

基于德國電力市場及剎車機制（對應我們測算居民電價=40.8歐分/kwh），我們的核心假設如下表：

如結果所示，考慮光伏、儲能的初始投資費用，系統使用成本相比年累計電費，戶用光儲系統將在配置后第6-7年體現出經濟性。

大儲：對比中美，歐洲可再生能源裝機占比更高，但表前儲能增速相對更慢

歐洲整體再生能源裝機占比達24%，高于中國、美國。分國家看，德國、荷蘭、西班牙、英國等國的再生能源裝機占比達到 30%+，分別為37%、33%、35%、38%。

更高的風光裝機占比通常需要更高的表前儲能，以解決風光發電隨機性帶來的發電側、用電側兩端不匹配問題。但對比中國、美國近年的表前儲能裝機量及增速，歐洲裝機量相對較低、增速亦相對更緩慢。

主要原因：先進的電力市場平衡電力供需，擴建升級配電網以容納更多分布式能源

較高的跨國電網互聯，幫助電力在更大范圍內進行資源調度。

歐洲跨國輸電線路高度密集，大部分國家和其鄰國電網之間的互聯傳輸能力很高。通過高效的互聯電網和市場機制，北歐和南歐富余的可再生能源能夠輸往西歐東歐，替代當地的煤電，各國能夠利用跨國輸電容量來保證冬夏高峰負荷期的電力供給。

現貨市場電價調節機制+相對較高的靈活調節電源占比，提高了電力系統的整體靈活性。

1）德國批發市場中的現貨市場交易由歐洲電力交易所負責組織，2020年日前交易量占89%，日內交易量占11%（周期從15分鐘到1小時不等）。

期權、期貨交易（包括1年期、2年期、3年期和4年期及以上）中1年期占到交易電量的59%。總體趨勢看，日間交易量越來越大、電力短期合同越來越多，電價的調節機制趨于靈活。

2）歐洲國家靈活電源比重相對較高。德國、丹麥、西班牙、英國等國的靈活調節電源與可再生能源發電裝機的配比分別為44%、43%、140%和190%。

配電網的擴建、改造升級幫助更多分布式能源接入電網。配電網的擴建、改造升級強調對電網結構的優化、分布式能源資源的電網規劃與管理、電壓調整等，強調為輸電系統運營商提供分布式能源的觀測和預測信息，以及緊急情況下對分布式能源的控制等，可容納更多分布式能源接入電網。

以德國為例，絕大多數的可再生能源以分布式并接入電網，因而德國的電網投資主要亦用于升級改造配電網。

2019年，德國用于電網的投資高達106億歐元，其中約75億歐元用于配電系統建設。

大儲-邊際變化：可再生能源加速裝機，預計至30年歐洲儲能裝機量將達200GW

盡管歐洲電力系統的當前發展水平較高，可消納較多可再生能源裝機，但我們認為，歐洲可再生能源加速裝機趨勢下，歐洲將部署更多的表前儲能以滿足消納需求。

為擺脫對俄羅斯化石能源的依賴，2022年5月18日歐盟委員會正式發布了REPower EU計劃，同時發布了歐盟太陽能戰略。計劃明確提出目標：將歐盟“減碳55%”政策組合中2030年可再生能源的總體目標從40%提高到45%。

具體措施看，光伏方面發布《歐盟太陽能戰略》，提出到2025年光伏裝機容量達到320GW，到2030年達到600GW。

為解決風光等可再生能源裝機占比提高帶來的電力系統不穩定問題，我們亦有看到近期歐洲表前儲能的需求加速。歐洲儲能協會（EASE）的儲能分析師Susan Taylor表示，到2030年，歐洲（包括英國）將需要200GW的儲能以適應其追求的高比例可再生能源接入目標。

根據我們的不完全統計，近期意大利、德國、英國、荷蘭等國公告多個儲能項目規劃：

意大利：

1）Nidec ASI公司將在意大利部署總規模為1.35GW/5.4GWh的18個電池儲能系統，項目將于2024年1月完成部署并開通運營。

2）西班牙Ingeteam公司計劃今年在意大利部署一個持續時間為4.8小時的340MWh電池儲能系統。

德國：德國能源開發商RWE公司計劃在德國部署兩個總裝機容量220MW電池儲能系統，為德國電網提供平衡服務，項目計劃于2023 年開始部署，并將在2024年開始調試。

英國：

1）RPC公司和Eelpower公司成立的合資公司將部署1GW電池儲能系統，為英國電網運營商National Grid公司提供輔助服務及參與電力現貨市場。

2）英國Centrica公司在林肯郡部署50MW/100MWh電池儲能系統，該系統將于2023年底投入運營。

3）西班牙能源開發商FRV公司從可再生能源項目開發商REPD公司收購兩個英國電池儲能項目，總裝機容量為100MW，預計將在2023Q3進入準備建設階段。

荷蘭：羅爾斯·羅伊斯公司正在荷蘭部署一個30MW/63MWh電池儲能項目，該項目在開通運營之后將成為荷蘭規模最大的電池儲能系統，將在2023年春季上線運營。

該電池儲能系統將支持將可再生能源發電設施整合到荷蘭電網，可以通過緩解風力發電和太陽能發電的間歇性以及提供頻率響應服務來實現。

五、需求預測：預計25年全球新增裝機達464GWh，22-25年CAGR+78.1%

全球裝機量：預計25年有望達463.7GWh，22-25年CAGR+78.1%

我們預計：22-25年全球儲能裝機量有望達到82.1/174.7/287.5/463.7GWh，4年CAGR+78.1%。

核心假設：

? 表前儲能：

新增風光裝機量及配儲比例：預計22-25年集中式光伏裝機133/186/241/313GW，配儲比例6%/8%/10%/13%；預計22-25年風電新增裝機量112/126/147/163GW，配儲比例2%/3%/4%/5%。

存量風光裝機量及配儲比例：預計22-25年未配儲風光裝機量分別達1491/1637/1803/1988GW，配儲比例0.39%/0.53%/0.64%/0.81%。

? 工商業：預計22-25分布式光伏新增裝機58/81/105/136GW，配儲比例5%/8%/12%/15%；分布式存量裝機212/266/340/431G W，配儲比例0.2%/0.3%/0.3%/0.3%；

? 戶儲：預計22-25年戶用分布式光伏新增裝機分別60/84/109/142GW，配儲比例10%/15%/18%/21%；戶用存量裝機分別為198/250/318/403GW，配儲比例1.0%/1.3%/1.5%/1.7%。

六、報告總結：

大儲：看歐美市場政策變化刺激需求、中國市場商業模式改善帶來盈利向上

全球市場：看美國市場ITC政策加碼、歐洲市場Repower EU政策對儲能需求起量刺激作用的邊際變化下，已形成出貨的相關企業。

我們預計，25年全球表前儲能新增裝機量達282GWh，22-25年CAGR+82%。在行業高景氣度發展下，我們看好相關供應鏈公司憑借前瞻布局及客戶、渠道積累，充分受益行業增長。

對歐美本土集成商已形成供貨、或已實現歐美表前儲能訂單或出貨的中國集成商及相關供應鏈均有望受益海外表前儲能的持續增長。

我們認為，國內系統集成商及其供應鏈企業，以及美國、歐洲系統集成商的供應鏈公司，均有望受益于海外表前端儲能市場的邊際變化。

中國市場：強配政策下需求增速具備較高確定性，我們看好的邊際變化——獨立儲能商業模式加速探索，行業健康化發展趨勢下相關企業盈利能力有望邊際向上。截至22年11月強制配儲政策已覆蓋40個省（市），較21年底增加了15個，同時配儲比例及小時數要求亦進一步上調，基于我們前文對強配政策下的中國儲能裝機量預測，預計25年中國儲能新增裝機量達98GWh，22-25年CAGR+93%，需求增速具備較高確定性。

中國儲能市場機會，我們看的邊際變化是相關企業的盈利能力有望邊際向上：我們測算理想情況下山東模式獨立儲能的IRR可達8.97%，已具備一定的盈利能力，各省獨立儲能商業模式加速探索背景下，我們認為行業健康化發展，將有望帶來相關供應鏈環節的盈利邊際好轉。

電池及系統：海外市場取得進展、產品力提升、產能積極擴張的相關標的

基于我們對全球大儲及細分市場（歐美、中國市場）未來增速及行業發展判斷：

【寧德時代】：與海外部分客戶的項目采購和長期訂單超過22GWh，戶外液冷電池系統EnerOne的循環壽命達10000次；

【鵬輝能源】：280Ah電芯在22年9月獲得美國認證，我們預計公司儲能電芯產品有望在23年實現對美國市場出貨帶來需求增量；

【億緯鋰能】：22年10月推出560Ah儲能電池，電池循環壽命達到12000次；

【南都電源】：公司在德國已有運行項目（為虛擬電廠提供儲能電站），22年與意大利國家電力公司簽訂總容量597.88MWh的儲能項目，項目實施地包括美國、意大利項目。

逆變器及系統：相關標的國內市場盈利好轉+海外市場需求放量

逆變器及系統方面，我們亦有看到相關公司積極開拓海外市場、發布新品提高產品力等。

國內儲能市場商業模式逐步跑通帶來的供應鏈盈利能力向上+已形成對海外出貨或取得進展、充分受益需求放量的相關標的：【陽光電源】、【科華數據】、【上能電氣】、【盛弘股份】；

2022年已簽署訂單中海外市場占比達到80%，美的定增完成后公司財務危機有望好轉的【科陸電子】。

溫控：液冷系統滲透率有望提高，具備非標定制化+先發優勢的相關標的

隨著儲能系統容量、充放電倍率的提升，中高功率儲能產品使用液冷的占比將逐步提升，液冷有望成為未來主流方案。根據我們不完全統計，截至22 年12月，已有10家儲能系統集成企業發布液冷系統產品。

行業層面：風冷→液冷趨勢下，產品單位價值量將有明顯提高，液冷滲透率提升有望進一步打開行業市場空間。根據我們測算，2021年液冷溫控系統價值量約為 9000 萬元/GWh，風冷系統價值量約為3000 萬元/GWh 左右。

當前儲能溫控市場參與者主要由具備技術相似性的行業參與者跨行業切入。從當前儲能溫控市場格局看，主要參與者均是由精密空調、工業制冷設備等行業切入。

我們認為，具備非標定制化經驗+已有先發優勢綁定主流集成商共同研發產品的溫控供應商有望充分受益行業由風冷轉向液冷的趨勢變化+儲能需求快速增長：

【同飛股份】：已有客戶包括陽光電源、科陸電子、南都電源、天合儲能等主流儲能系統集成商。

【英維克】：先發優勢較強，2021年儲能溫控收入達到3.37億元，2022年11月發布儲能溫控新產品——BattCool儲能全鏈條液冷解決方案2.0，電芯溫差有望從3℃降到2℃。

新技術趨勢-高壓級聯：效率較常規系統高，未來有望成為國內大儲主流技術路線

18年以來高壓級聯儲能技術主要應用于火電廠調頻輔助服務場景，隨著近兩年國家電網、南方電網、華能集團、華電集團、中廣核集團等高壓級聯儲能項目紛紛落地，高壓級聯技術認可度逐步提升。

目前國內高壓級聯技術滲透率還不高，未來隨著獨立儲能大型化發展趨勢，有著大容量優勢的高壓級聯技術有望成為國內大儲主流技術路線。

高壓級聯儲能系統是以H橋級聯式電力電子拓撲結構通過無變壓器模式接入交流電網，可直接實現6-35kV并網運行，主要應用于大型儲能電站。高壓級聯方案無需升壓變壓器，效率比常規儲能系統高。

相較于集中式系統，高壓級聯方案不存在短板效應，提升了整體容量利用率，且電池溫差小，散熱可靠性高；

相較于組串式系統，高壓級聯方案可節省占地面積30%，系統響應時間短，可以實現更大的單機容量。

建議關注掌握高壓級聯技術的相關企業：高壓級聯技術經過二十余年的發展，其拓撲結構基于高壓SVG和高壓變頻器技術演變而來，有較高的技術壁壘，其主要技術難點體現在絕緣技術和后期運維兩方面。

目前掌握高壓級聯技術的企業：【智光電氣】、【金盤科技】、【新風光】等。

格局優秀的環節-電力熔斷器：國內新能源熔斷器龍頭【中熔電氣】

使用數量多+電壓平臺高+多個電池簇并聯電流更大，儲能熔斷器價值量高于光伏、風電、電動車。

儲能熔斷器主要用在三處：1）電池模組 2）電池簇/電池組 3）交流直流轉換逆變器。從電壓等級看，風光儲電壓平臺高于電動車。儲能需要1000V、1500V平臺，而電動車電壓平臺多數為500V、800V。儲能系統功率大、電壓高、電源內阻低，一般短路電流幅值高，對熔斷器分斷能力提出更高的要求，產品難度大。

相比光伏、風電，電化學儲能市場發展較晚，中熔與外資企業處于同一起跑線。在儲能領域，由于電化學儲能市場發展較晚，中熔憑借快速市場跟蹤、及時產品研發能力在國內市場取得領先。客戶包括寧德時代、陽光電源等。

新能源熔斷器國內龍頭【中熔電氣】：增長來自 1）電動車：海外市場占比提升+激勵熔斷器滲透ASP提升；2）大儲：儲能產品在營收占比不斷提升。我們預計2023年儲能貢獻收入4.2億元，營收占比超過30%。

戶用儲能：限電價后預計歐洲市場仍具高經濟性，美國市場新政策凸顯戶儲經濟性

戶儲：預計歐美市場仍具高經濟性，具備客戶、渠道優勢的相關標的有望持續受益

歐洲市場：市場當前擔心主要集中在歐洲及德國限電價政策下，戶儲經濟性被大幅削減，但我們測算后預計終端電價仍處高位，對應德國戶用光儲系統的回本周期僅6-7年。

歐盟層面對天然氣設置價格上限：

對應居民電價：現貨電價+200歐元/MWh的輸配電價及其他，終端電價約445.93-515.49歐元/MWh；

德國層面的天然氣和電力價格剎車機制：

對應居民電價：當前合同電價約44.21歐分/kwh，對應實際電價=40*80%+44.21*20%=40.8歐分/kwh。兩個層面的預期價格相較21年德國居民電價均價32.16歐分/kwh仍有明顯上漲。

美國市場：當前體量仍較小（22年前三季度共裝機1.1GWh），我們看好ITC+SGIP+NEM3.0政策變化下，加州戶儲經濟性凸顯帶來的戶儲市場需求起量。

1）ITC：ITC基礎抵免由現行版的23年22%上升至30%；

2）NEM3.0：12月加州CPUC針對戶用光伏補貼的NEM3.0獲得投票通過，將于23年4月正式生效，加州太陽能與儲能協會 (CALSSA) 預計加州平均余量上網電價從30美分/kWh降至8美分/kWh，疊加分時電價，預計僅裝光伏的收益將下降，加裝儲能的經濟性有望凸顯。

行業標的：

電芯及系統：【派能科技】、【鵬輝能源】；

逆變器及系統：【錦浪科技】、【固德威】、【科士達】；

結構件：【銘利達】、【祥鑫科技】。

七、類儲能機會：消納問題凸顯，重視特高壓建設加速帶來相關標的彈性

新能源電力消納問題凸顯，“十四五”特高壓規劃項目有望加速推進

可再生能源發電裝機規模全球領先，21-22年風光大基地發電項目陸續啟動。

根據國際可再生能源署發布的2022可再生能源發電量統計報告，2021年全球新增257GW，其中中國新增121GW，占比47%，位列全球首位。

截至2021年底，我國風電、光伏發電裝機規模均占全球發電裝機的1/3以上，分別連續12年、7年穩居全球首位。

在國家政策的鼓勵下，2021-2022年以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的風光大基地發電項目陸續啟動。

我國電力資源與符合嚴重不均，解決新能源消納問題迫在眉睫。由于我國電力資源與負荷嚴重不均，80%以上的能源資源分布在我國西部和北部地區，而70%以上的電力消費集中在東部和中部，供需距離相距約800-3000km。

由于西部和北部的資源豐富區經濟較落后，人口較稀少，產生的電量在當地無法完全消納，且電力資源不易存儲，如果沒有辦法強力輸送出去，資源就會浪費。

目前風光大基地的建設速度短則數月長則一年，只有保障特高壓建設速度與大型風光基地建設速度的一致性，才能保證電源外送，確保其在解決新能源消納問題上發揮作用。

為解決新能源大基地送出問題，提出了包含特高壓輸電的我國新能源發展合理路徑。

適合我國國情的新能源發展合理路徑：以風光電大基地、支撐性煤電、特高壓輸電三位一體的新能源供給消納體系。特高壓即1000kV及以上的交流電或±800kV及以上的直流電，相較普通電線，特高壓的輸送距離是普通線路的2-3倍。

針對我國的地理環境和響應的電力消納問題，特高壓輸變電線路作為重要的跨省區資源配置載體，既推動資源豐富區能源的規模化開發和持續供給能力，又加強電力消費區對新能源的使用以實現碳達峰碳中和。

往未來看，我們預計特高壓項目建設將有望加速提高。

1）“十四五”期間，國家電網規劃建設特高壓工程“24交14直”，從以往的建設經驗看，特高壓項目涉及眾多環節，一條線路分幾段，一段大概需要1-2年的時間，為滿足“十四五”規劃目標，預計23-25年將加速建設特高壓項目；

2）22年8月國家電網公司重大項目建設推進會議提及，年內將再開工建設“四交四直”特高壓工程，加快推進“一交五直”等特高壓工程前期工作，爭取早核準早開工。

特高壓項目加速建設，各環節均有望受益帶來業績彈性

“十四五”期間，國家電網規劃建設特高壓工程“24交14直”，涉及線路3萬余公里，變電換流容量3.4億千伏安，總投資3800億元。

今年1-7月，福州-廈門、駐馬店-武漢特高壓交流開工建設，白鶴灘-江蘇特高壓直流竣工投產。年內，建成投產南陽-荊門-長沙、荊門-武漢特高壓交流等工程，計劃陸續開工建設“四交四直”8項特高壓工程，總投資超過1500億元，進一步發揮電網投資拉動作用。同時加快推進“一交五直”6項特高壓工程前期工作，總投資約1100億元。

看風光大基地裝機規模提升下，特高壓項目相關產業鏈的機會。

相關受益產業鏈及標的：

換流閥：換流閥是直流輸電工程的核心設備，其價值約占換流站成套設備總價的22～25%。我國特高壓換流閥市場較為集中，換流閥市場份額占絕對優勢的【國電南瑞】、【許繼電氣】；

換流閥水冷設備：【高瀾股份】；

變壓器：在交流變壓器和換流變壓器市場份額均較大的【特變電工】、【中國西電】、【保變電氣】；

GIS（氣體絕緣金屬封閉開關）：【平高電氣】、【中國西電】；