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（報告出品方/作者：天風(fēng)證券，孫瀟雅）

一、復(fù)盤： 政策+需求刺激，22年5月后漲幅大幅領(lǐng)先

基于當前市面上儲能指數(shù)較少，且現(xiàn)有指數(shù)的標的質(zhì)量參差不齊、某些標的相關(guān)度不高或者重要標的缺失，我們自行選取了各環(huán)節(jié)業(yè)務(wù)相關(guān)度較高的龍頭公司，主要包括大儲（7家）、戶儲（6家）。 指數(shù)編寫方法：采用市值加權(quán)法，并以滬深300指數(shù)為基準。

復(fù)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(jié)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(dān)心儲能系統(tǒng)價格上漲會影響市場需求，以及無法順利向下游傳導(dǎo)將影響相關(guān)公司的盈利能力；2）22年5月后，市場擔(dān)憂逐步消除， 股價開始向上快速增長：俄烏沖突爆發(fā)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(xù)推進、獨立儲能商業(yè)模式逐步明確，美國市場從裝機量數(shù)據(jù)看成本壓力對下游影響好于預(yù)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(xù)向上。

二、中國市場： 商業(yè)模式加速明確，裝機動力有望從“被動”走向“主動”

裝機量：據(jù)CNESA統(tǒng)計，2022年中國新增投運新型儲能項目的裝機規(guī)模達6.9GW/15.3GWh，功率規(guī)模yoy+187.5%。從應(yīng)用分布上看，2022年Q3電網(wǎng)側(cè)的新增裝機規(guī)模最大，達到512.8MW，占據(jù)新型儲能一半以上的市場份額，電網(wǎng)側(cè)項目中有60%以上的份額是來自獨立儲能。

中標量：據(jù)CNESA統(tǒng)計，2022年儲能項目中標規(guī)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(shù)據(jù)亮眼，環(huán)比增長111.64%。我們認為，22年風(fēng)光發(fā)電的強制配儲+并網(wǎng)截止時間臨近，是下半年國內(nèi)儲能項目中標量持續(xù)增長的主要原因。目前，已完成中標但未實現(xiàn)裝機的規(guī)模達34GWh，考慮國內(nèi)電化學(xué)儲能項目建設(shè)周期在3- 6個月，預(yù)計23年有望開工并實現(xiàn)裝機。

發(fā)電側(cè)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(shù)量變多、配儲比例及小時數(shù)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(yè)健康化發(fā)展成為趨勢。

主要政策變化：覆蓋省份數(shù)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(wǎng)）已覆蓋40個省（市）， 較21年底增加了15個；配儲比例及小時數(shù)進一步上調(diào)，部分省市要求進一步上調(diào)：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(wǎng)側(cè)獨立儲能的商業(yè)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(yè)模式得到確立，而后各省紛紛上調(diào)輔助服務(wù)市場補償收益+推進電力現(xiàn)貨市場，逐漸明確 獨立儲能經(jīng)濟來源。

國內(nèi)儲能裝機量測算：考慮現(xiàn)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(wǎng)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(nèi)國內(nèi)儲能的主要需求來源或?qū)碜孕略鲲L(fēng)光電站裝機帶來的配儲需求，及少部分來自存量風(fēng)光電站帶來的改造需求。

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

存量發(fā)電站儲能裝機量：1）鋰電儲能滲透率：假設(shè)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(shè)21-25年配儲比例為4%/5%/8%/10%/10%；3）充電時長：假設(shè)21-25年充電時長為1.6/1.9/2.0/2.2/2.5小時。

測算結(jié)果：21-25年國內(nèi)發(fā)電側(cè)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(xù)高增，政策帶來戶儲經(jīng)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(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年全球新增投運的新型電力儲能項目裝機規(guī)模達10.2GW，同比增長117%。從國家及地區(qū)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(yè)面臨了電池采購短缺和漲價等問題，造成部分項目建設(shè)延遲，2021年裝機量仍實現(xiàn)同比增長198%。 此外，單個項目裝機規(guī)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(guī)模達11.1GWh，yoy+86%，高增速持續(xù)延續(xù)。

ITC基礎(chǔ)抵免由現(xiàn)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(yīng)商變相限制的額外抵免條件不存在，利好中國供應(yīng)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(tǒng)，補貼向大功率戶儲系統(tǒng)傾斜。

加州另有SGIP政策補貼，可與ITC政策同享。加州SGIP（自我發(fā)電激勵計劃）政策根據(jù)設(shè)備裝機容量進行補貼“度電補貼”。 現(xiàn)階段的SGIP補貼由普通預(yù)算、平衡預(yù)算及平衡彈性預(yù)算三大獨立部分構(gòu)成。普通預(yù)算中針對不同規(guī)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(yù)算專門為弱勢社區(qū)和低收入群體的儲能項目提供獨立的補貼。平衡彈性預(yù)算則為高山火威脅區(qū)域的儲能項目提供補貼。

四、歐洲市場： 戶儲仍具高經(jīng)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(jié)構(gòu)中，天然氣占據(jù)較大比例，且主要依賴外供，同時來源較為集中。根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒》，歐盟發(fā)電結(jié)構(gòu)雖較為分散， 但不可再生能源占比高，2021年天然氣發(fā)電占比20%，對發(fā)電成本影響較為明顯。從結(jié)構(gòu)上看，根據(jù)新華網(wǎng)，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(dǎo)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(fā)之后的不到兩周時間內(nèi)，德國-盧森堡地區(qū)的電力批發(fā)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(yīng)的不穩(wěn)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(qū)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(qū)動居民配置戶用光儲，實現(xiàn)自發(fā)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(fā)要求為，連續(xù)3天TTF天然氣期貨價格超過180歐元/MWh。預(yù)計實施后的歐洲居民電價：1）對應(yīng)現(xiàn)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(yīng)當日歐洲現(xiàn)貨電價245.93–315.49歐元/MWh（23年1月5日現(xiàn)貨電價約107.46歐元 /MWh）；2）對應(yīng)居民電價：現(xiàn)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(yù)測： 預(yù)計25年全球新增裝機達464GWh，22-25年CAGR+78.1%

我們預(yù)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(shè)：

表前儲能：

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

存量風(fēng)光裝機量及配儲比例：預(yù)計22-25年未配儲 風(fēng)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(yè)：預(yù)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(yù)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(guān)企業(yè)。 我們預(yù)計，25年全球表前儲能新增裝機量達282GWh，22-25年CAGR+82%。在行業(yè)高景氣度發(fā)展下，我們看好相關(guān)供應(yīng)鏈公司憑借前瞻布局及客戶、渠道積累，充分受益行業(yè)增長。對歐美本土集成商已形成供貨、或已實現(xiàn)歐美表前儲能訂單或出貨的中國集成商及相關(guān)供應(yīng)鏈均有望受益海外表前儲能的持續(xù)增長。我們認為，國內(nèi)系統(tǒng)集成商及其供應(yīng)鏈企業(yè)，以及美國、歐洲系統(tǒng)集成商的供應(yīng)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(yè)模式加速探索，行業(yè)健康化發(fā)展趨勢下相關(guān)企 業(yè)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(shù)要求亦進一步上調(diào)，基于我們前文對強配政策下的中國儲能裝機量預(yù)測，預(yù)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(guān)企業(yè)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(yè)模式加速探索背景下，我們認為行業(yè)健康化發(fā)展，將有望帶來相關(guān)供應(yīng)鏈環(huán)節(jié)的盈利邊際好轉(zhuǎn)。

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

歐盟層面對天然氣設(shè)置價格上限：對應(yīng)居民電價：現(xiàn)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(yīng)居民電價：當前合同電價約44.21歐分/kwh，對應(yīng)實際電價=40*80%+44.21*20%=40.8歐分/kwh。兩個層面的預(yù)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(jīng)濟性凸顯帶來的戶儲市場需求起量。1）ITC：ITC基礎(chǔ)抵免由現(xiàn)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(xié)會 (CALSSA) 預(yù)計加州平均余量上網(wǎng)電價從30美分/kWh降至8美分/kWh，疊加分時電價，預(yù)計僅裝光伏的收益將下降，加裝儲能的經(jīng)濟性有望凸顯。

報告節(jié)選：

關(guān)鍵詞： 盈利能力 中國市場