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（報(bào)告出品方/作者：天風(fēng)證券，孫瀟雅）

一、復(fù)盤(pán)： 政策+需求刺激，22年5月后漲幅大幅領(lǐng)先

基于當(dāng)前市面上儲(chǔ)能指數(shù)較少，且現(xiàn)有指數(shù)的標(biāo)的質(zhì)量參差不齊、某些標(biāo)的相關(guān)度不高或者重要標(biāo)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(chǔ)（7家）、戶(hù)儲(chǔ)（6家）。 指數(shù)編寫(xiě)方法：采用市值加權(quán)法，并以滬深300指數(shù)為基準(zhǔn)。

復(fù)盤(pán)22年儲(chǔ)能板塊股價(jià)變化，大致可以22年5月作為重要時(shí)間節(jié)點(diǎn)。1）22年1月-5月，受碳酸鋰及其他大宗原材料漲價(jià)影響，市場(chǎng)普遍擔(dān)心儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格上漲會(huì)影響市場(chǎng)需求，以及無(wú)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(chǎng)擔(dān)憂(yōu)逐步消除， 股價(jià)開(kāi)始向上快速增長(zhǎng)：俄烏沖突爆發(fā)帶來(lái)了歐洲戶(hù)儲(chǔ)市場(chǎng)的明確需求增長(zhǎng)；大儲(chǔ)方面，中國(guó)市場(chǎng)政策持續(xù)推進(jìn)、獨(dú)立儲(chǔ)能商業(yè)模式逐步明確，美國(guó)市場(chǎng)從裝機(jī)量數(shù)據(jù)看成本壓力對(duì)下游影響好于預(yù)期，裝機(jī)量同比高速增長(zhǎng)。

【資料圖】

本篇報(bào)告，我們將著重分析中國(guó)、美國(guó)、歐洲三大儲(chǔ)能主要市場(chǎng)的未來(lái)需求確定性及裝機(jī)增速。我們認(rèn)為，需求+盈利有望向上，看好未來(lái)儲(chǔ)能板塊股價(jià)持續(xù)向上。

二、中國(guó)市場(chǎng)： 商業(yè)模式加速明確，裝機(jī)動(dòng)力有望從“被動(dòng)”走向“主動(dòng)”

裝機(jī)量：據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2022年中國(guó)新增投運(yùn)新型儲(chǔ)能項(xiàng)目的裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(jī)規(guī)模最大，達(dá)到512.8MW，占據(jù)新型儲(chǔ)能一半以上的市場(chǎng)份額，電網(wǎng)側(cè)項(xiàng)目中有60%以上的份額是來(lái)自獨(dú)立儲(chǔ)能。

中標(biāo)量：據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2022年儲(chǔ)能項(xiàng)目中標(biāo)規(guī)模達(dá)49.23GWh。22H1/Q3/Q4儲(chǔ)能項(xiàng)目中標(biāo)量分別為10.20/12.53/26.51GWh， 呈逐季上升趨勢(shì)，其中Q4中標(biāo)量數(shù)據(jù)亮眼，環(huán)比增長(zhǎng)111.64%。我們認(rèn)為，22年風(fēng)光發(fā)電的強(qiáng)制配儲(chǔ)+并網(wǎng)截止時(shí)間臨近，是下半年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目中標(biāo)量持續(xù)增長(zhǎng)的主要原因。目前，已完成中標(biāo)但未實(shí)現(xiàn)裝機(jī)的規(guī)模達(dá)34GWh，考慮國(guó)內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)周期在3- 6個(gè)月，預(yù)計(jì)23年有望開(kāi)工并實(shí)現(xiàn)裝機(jī)。

發(fā)電側(cè)方面，裝機(jī)需求高增長(zhǎng)主要靠各省強(qiáng)制配儲(chǔ)政策帶動(dòng)， 趨勢(shì)上覆蓋省份數(shù)量變多、配儲(chǔ)比例及小時(shí)數(shù)增加。但我們亦有看到，目前已有部分省份不再要求強(qiáng)制配儲(chǔ)（山西）， 國(guó)家層面推動(dòng)行業(yè)健康化發(fā)展成為趨勢(shì)。

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(qiáng)配政策（新能源與儲(chǔ)能需同時(shí)并網(wǎng)）已覆蓋40個(gè)省（市）， 較21年底增加了15個(gè)；配儲(chǔ)比例及小時(shí)數(shù)進(jìn)一步上調(diào)，部分省市要求進(jìn)一步上調(diào)：上海要求配儲(chǔ)比例20%+、時(shí)長(zhǎng)4小時(shí) +；新疆要求配儲(chǔ)比例25%、時(shí)長(zhǎng)4小時(shí)等。

22年以來(lái)，另一大政策趨勢(shì)系電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)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(guó)家層面明確獨(dú)立儲(chǔ)能的市場(chǎng)主體地位，獨(dú)立儲(chǔ)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(chǎng)補(bǔ)償收益+推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，逐漸明確 獨(dú)立儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)來(lái)源。

國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)量測(cè)算：考慮現(xiàn)有強(qiáng)配政策下，新建新能源電站 可通過(guò)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(dú)立儲(chǔ)能較重要的收入獲取來(lái)源，因此我們認(rèn)為，一段時(shí)間內(nèi)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能的主要需求來(lái)源或?qū)?lái)自新增風(fēng)光電站裝機(jī)帶來(lái)的配儲(chǔ)需求，及少部分來(lái)自存量風(fēng)光電站帶來(lái)的改造需求。

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

存量發(fā)電站儲(chǔ)能裝機(jī)量：1）鋰電儲(chǔ)能滲透率：假設(shè)21-25年鋰電儲(chǔ)能滲透率為0.3%/0.4%/0.5%/0.6%/1%；2）配儲(chǔ)比例： 假設(shè)21-25年配儲(chǔ)比例為4%/5%/8%/10%/10%；3）充電時(shí)長(zhǎng)：假設(shè)21-25年充電時(shí)長(zhǎng)為1.6/1.9/2.0/2.2/2.5小時(shí)。

測(cè)算結(jié)果：21-25年國(guó)內(nèi)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)量有望達(dá)到4.9/15.3/31.2/59.3/97.6GWh，22-25年CAGR達(dá)到+85%。

三、美國(guó)市場(chǎng)： 大儲(chǔ)基本盤(pán)持續(xù)高增，政策帶來(lái)戶(hù)儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性

全球維度，美國(guó)、中國(guó)、歐洲為電池儲(chǔ)能的主要裝機(jī)市場(chǎng)。據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2021年全球新增投運(yùn)的新型電力儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模達(dá)10.2GW，同比增長(zhǎng)117%。從國(guó)家及地區(qū)維度看，主要市場(chǎng)美國(guó)、中國(guó)、歐洲合計(jì)裝機(jī)量占全球市場(chǎng)的80%，分別占 34%/24%/22%，其后為日韓、澳大利亞，分別占7%/6%。 美國(guó)市場(chǎng)方面，2020年進(jìn)入電池儲(chǔ)能裝機(jī)高增期，2020-2021年容量口徑裝機(jī)量達(dá)到3.5、10.5GWh，yoy+237%/+198%。 盡管2021年美國(guó)儲(chǔ)能行業(yè)面臨了電池采購(gòu)短缺和漲價(jià)等問(wèn)題，造成部分項(xiàng)目建設(shè)延遲，2021年裝機(jī)量仍實(shí)現(xiàn)同比增長(zhǎng)198%。 此外，單個(gè)項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模也刷新歷史記錄，佛羅里達(dá)電力照明公司的409MW/900MWh Manatee儲(chǔ)能中心項(xiàng)目完成。 進(jìn)入2022年，前三季度美國(guó)電池儲(chǔ)能新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(dú)立儲(chǔ)能納入補(bǔ)貼。IRA同樣展期了對(duì)戶(hù)用光伏及光儲(chǔ)的稅收抵免，與大儲(chǔ)不同，戶(hù)儲(chǔ)ITC政策沒(méi)有過(guò)多的條件，亦無(wú)額外抵免， “本土制造”這一對(duì)中國(guó)供應(yīng)商變相限制的額外抵免條件不存在，利好中國(guó)供應(yīng)商對(duì)美國(guó)戶(hù)儲(chǔ)市場(chǎng)進(jìn)行零部件與原材料的輸出。 新版戶(hù)儲(chǔ)ITC同時(shí)包含對(duì)配儲(chǔ)和獨(dú)立儲(chǔ)能的補(bǔ)貼，但僅限 3kWh以上的儲(chǔ)能系統(tǒng)，補(bǔ)貼向大功率戶(hù)儲(chǔ)系統(tǒng)傾斜。

加州另有SGIP政策補(bǔ)貼，可與ITC政策同享。加州SGIP（自我發(fā)電激勵(lì)計(jì)劃）政策根據(jù)設(shè)備裝機(jī)容量進(jìn)行補(bǔ)貼“度電補(bǔ)貼”。 現(xiàn)階段的SGIP補(bǔ)貼由普通預(yù)算、平衡預(yù)算及平衡彈性預(yù)算三大獨(dú)立部分構(gòu)成。普通預(yù)算中針對(duì)不同規(guī)模儲(chǔ)能進(jìn)行分輪次的補(bǔ)貼， 享受ITC的儲(chǔ)能項(xiàng)目享受補(bǔ)貼將被削減。平衡預(yù)算專(zhuān)門(mén)為弱勢(shì)社區(qū)和低收入群體的儲(chǔ)能項(xiàng)目提供獨(dú)立的補(bǔ)貼。平衡彈性預(yù)算則為高山火威脅區(qū)域的儲(chǔ)能項(xiàng)目提供補(bǔ)貼。

四、歐洲市場(chǎng)： 戶(hù)儲(chǔ)仍具高經(jīng)濟(jì)性，REPower EU目標(biāo)下大儲(chǔ)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(lài)外供，同時(shí)來(lái)源較為集中。根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計(jì)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(duì)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(lài)進(jìn)口，且來(lái)源較為集中，其中40%的進(jìn)口來(lái)源于俄羅斯。

天然氣價(jià)格暴漲導(dǎo)致電價(jià)暴漲。因歐盟在天然氣需求方面對(duì)俄羅斯的依賴(lài)度較高，俄烏沖突顯著加深了其能源危機(jī)，在2022年2月24日俄烏沖突爆發(fā)之后的不到兩周時(shí)間內(nèi)，德國(guó)-盧森堡地區(qū)的電力批發(fā)價(jià)格上漲了295%，法國(guó)上漲了189%。

對(duì)天然氣的高對(duì)外依存度顯著威脅能源安全，帶來(lái)能源供應(yīng)的不穩(wěn)定性。因此，從政府角度來(lái)看，在電價(jià)暴漲的大背景下，減小能源依賴(lài)以維護(hù)本國(guó)或本地區(qū)的能源安全將更加迫切；從居民角度來(lái)看，降低用電成本的需求也將變得更加強(qiáng)烈，由此促進(jìn)分布式光伏及儲(chǔ)能需求。

以德國(guó)為例，高電價(jià)驅(qū)動(dòng)居民配置戶(hù)用光儲(chǔ)，實(shí)現(xiàn)自發(fā)自用。德國(guó)居民電價(jià)多年不斷上漲，2021年達(dá)到0.32歐元/度；進(jìn)入22年12月，居民電價(jià)已上漲至0.44歐元/度。

歐盟層面：22年12月，歐盟能源部長(zhǎng)會(huì)議最終通過(guò)180歐元/MWh的天然氣價(jià)格上限，此決議將在23年2月15日起實(shí)施。該價(jià)格上限觸發(fā)要求為，連續(xù)3天TTF天然氣期貨價(jià)格超過(guò)180歐元/MWh。預(yù)計(jì)實(shí)施后的歐洲居民電價(jià)：1）對(duì)應(yīng)現(xiàn)貨電價(jià)：以22年9月為例，當(dāng) TTF天然氣期貨價(jià)格超過(guò)180歐元/MWh時(shí)，對(duì)應(yīng)當(dāng)日歐洲現(xiàn)貨電價(jià)245.93–315.49歐元/MWh（23年1月5日現(xiàn)貨電價(jià)約107.46歐元 /MWh）；2）對(duì)應(yīng)居民電價(jià)：現(xiàn)貨電價(jià)+200歐元/MWh的輸配電價(jià)及其他，終端電價(jià)約445.93-515.49歐元/MWh。

五、需求預(yù)測(cè)： 預(yù)計(jì)25年全球新增裝機(jī)達(dá)464GWh，22-25年CAGR+78.1%

我們預(yù)計(jì)：22-25年全球儲(chǔ)能裝機(jī)量有望達(dá)到82.1/174.7/287.5/463.7GWh，4年CAGR+78.1%。

核心假設(shè)：

表前儲(chǔ)能：

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

存量風(fēng)光裝機(jī)量及配儲(chǔ)比例：預(yù)計(jì)22-25年未配儲(chǔ) 風(fēng)光裝機(jī)量分別達(dá)1491/1637/1803/1988GW，配儲(chǔ)比例0.39%/0.53%/0.64%/0.81%。

工商業(yè)：預(yù)計(jì)22-25分布式光伏新增裝機(jī)58/81/105/136GW，配儲(chǔ)比例5%/8%/12%/15%；分布式存量裝機(jī)212/266/340/431G W，配儲(chǔ)比例0.2%/0.3%/0.3%/0.3%；

戶(hù)儲(chǔ)：預(yù)計(jì)22-25年戶(hù)用分布式光伏新增裝機(jī)分別60/84/109/142GW，配儲(chǔ)比例10%/15%/18%/21%；戶(hù)用存量裝機(jī)分別為19 8/250/318/403GW，配儲(chǔ)比例1.0%/1.3%/1.5%/1.7%。

六、投資分析

全球市場(chǎng)：看好美國(guó)市場(chǎng)ITC政策加碼、歐洲市場(chǎng)Repower EU政策對(duì)儲(chǔ)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(jì)，25年全球表前儲(chǔ)能新增裝機(jī)量達(dá)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(hù)、渠道積累，充分受益行業(yè)增長(zhǎng)。對(duì)歐美本土集成商已形成供貨、或已實(shí)現(xiàn)歐美表前儲(chǔ)能訂單或出貨的中國(guó)集成商及相關(guān)供應(yīng)鏈均有望受益海外表前儲(chǔ)能的持續(xù)增長(zhǎng)。我們認(rèn)為，國(guó)內(nèi)系統(tǒng)集成商及其供應(yīng)鏈企業(yè)，以及美國(guó)、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(chǔ)能市場(chǎng)的邊際變化。

中國(guó)市場(chǎng)：強(qiáng)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(dú)立儲(chǔ)能商業(yè)模式加速探索，行業(yè)健康化發(fā)展趨勢(shì)下相關(guān)企 業(yè)盈利能力有望邊際向上。截至22年11月強(qiáng)制配儲(chǔ)政策已覆蓋40個(gè)省（市），較21年底增加了15個(gè)，同時(shí)配儲(chǔ)比例及小時(shí)數(shù)要求亦進(jìn)一步上調(diào)，基于我們前文對(duì)強(qiáng)配政策下的中國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)量預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)25年中國(guó)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量達(dá)98GWh，22-25年CAGR+93%，需求增速具備較高確定性。中國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)投資機(jī)會(huì)，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(cè)算理想情況下山東模式獨(dú)立儲(chǔ)能的IRR可達(dá)8.97%，已具備一定的盈利能力，各省獨(dú)立儲(chǔ)能商業(yè)模式加速探索背景下，我們認(rèn)為行業(yè)健康化發(fā)展，將有望帶來(lái)相關(guān)供應(yīng)鏈環(huán)節(jié)的盈利邊際好轉(zhuǎn)。

歐洲市場(chǎng)：市場(chǎng)當(dāng)前擔(dān)心主要集中在歐洲及德國(guó)限電價(jià)政策下，戶(hù)儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性被大幅削減，但我們測(cè)算后預(yù)計(jì)終端電價(jià)仍處高位，對(duì)應(yīng)德國(guó)戶(hù)用光儲(chǔ)系統(tǒng)的回本周期僅6-7年。

歐盟層面對(duì)天然氣設(shè)置價(jià)格上限：對(duì)應(yīng)居民電價(jià)：現(xiàn)貨電價(jià)+200歐元/MWh的輸配電價(jià)及其他， 終端電價(jià)約445.93-515.49歐元/MWh；

德國(guó)層面的天然氣和電力價(jià)格剎車(chē)機(jī)制：對(duì)應(yīng)居民電價(jià)：當(dāng)前合同電價(jià)約44.21歐分/kwh，對(duì)應(yīng)實(shí)際電價(jià)=40*80%+44.21*20%=40.8歐分/kwh。兩個(gè)層面的預(yù)期價(jià)格相較21年德國(guó)居民電價(jià)均價(jià)32.16歐分/kwh仍有明顯上漲。

美國(guó)市場(chǎng)：當(dāng)前體量仍較小（22年前三季度共裝機(jī)1.1GWh），我們看好ITC+SGIP+NEM3.0政策變化下，加州戶(hù)儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性凸顯帶來(lái)的戶(hù)儲(chǔ)市場(chǎng)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(duì)戶(hù)用光伏補(bǔ)貼的NEM3.0獲得投票通過(guò)，將于23年4月正式生效，加州太陽(yáng)能與儲(chǔ)能協(xié)會(huì) (CALSSA) 預(yù)計(jì)加州平均余量上網(wǎng)電價(jià)從30美分/kWh降至8美分/kWh，疊加分時(shí)電價(jià)，預(yù)計(jì)僅裝光伏的收益將下降，加裝儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性有望凸顯。

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