（報告出品方/作者：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

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。

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。

【資料圖】

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。我們認為，需求+盈利有望向上，看好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”

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。

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。

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

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。

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。

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

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。

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。

五、需求預測： 預計25年全球新增裝機達464GWh，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19 8/250/318/403GW，配儲比例1.0%/1.3%/1.5%/1.7%。

六、投資分析

全球市場：看好美國市場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。中國儲能市場投資機會，我們看好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。

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。

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關鍵詞： 盈利能力 中國市場