中美欧三大市场齐爆发，储能迎来黄金发展期——2023年储能策略报告证券分析师：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn联系电话：021-601997982023年1月1日证券研究报告·证券年度投资策略报告·电力设备与新能源行业摘要◆欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶！欧洲能源危机下，欧洲户用光储高经济性得到市场的认可，光储需求开启爆发式增长。居民电价合约机制，2023年新签合约电价大幅上涨，电价平均为40欧元/MWh以上，同比提高80-120%，我们预计未来1-2年持续保持高价，光储刚性需求明确。德国免除户用光伏VAT、所得税，意大利户储补贴政策退坡，利好政策持续，德国户储收益率可达18.3%，考虑补贴回收期可缩短至7-8年。长期独立能源大趋势，2021年欧洲户储渗透率仅1.3%，成长空间广阔，工商业和大储市场亦快速增长。我们测算2023/2025年欧洲储能新增容量需求为30GWh/104GWh，2023年同增113%，2022-2025年CAGR=93.8%。◆美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发！美国是全球规模最大的大储市场，2022Q1-3美国储能装机3.57GW/10.67GWh，同增102%/93%，截至11月备案量已达22.5GW，2022年光伏新增装机降速，但储能仍保持高速增长。2023年光伏装机向好，叠加储能渗透率继续提升，支持储能装机继续爆发！美国电力供应商之间协调较差，储能具有调节实用价值，辅助服务全面开放，市场化程度高，PPA电价高配储溢价明显。ITC税收抵免延长10年并提高抵免比例至30%-70%，首次将独立储能纳入补贴，推动收益率明显提升。我们测算2023/2025年美国储能新增容量需求分别为36/111GWh，2023年同增117%，2022-2025年CAGR=88.5%。◆中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪！国内强制配储保证储能增量，2022Q1-3装机0.93GW/1.91GWh，结构上大储占比超93%，2023年地面光伏起量+储能渗透率提升，装机需求高速增长，根据我们不完全统计，2022年储能公开招标达41.6GWh；共享储能模式快速铺展，容量补偿、电力现货市场、分时价差机制等逐步落地，提高储能收益率。钠离子电池、液流电池、光热储能、重力储能等新技术正在落地，逐步于招标端得到印证。强化储能安全管理，高压级联、液冷系统、Pack消防渗透率逐步提升。我们测算2023/2025年国内储能新增容量需求分别为33/118GWh，2023年同增205%，2022-2025年CAGR=122.2%。◆综合看：中美欧三大市场齐爆发，储能迎来黄金发展期！得益于中美大储和欧洲户储的爆发，我们预计2023/2025年全球储能容量需求分别为120/402GWh，2023年同增134%，2022-2025年CAGR为98.8%，考虑到装机和出货之间有一定的时间差，因此出货端我们预计2023/2025年分别为255/709GWh，2023年同增103%，2022-2025年CAGR为78.0%。在供给端，储能行业新进入者涌现，渠道为王。电芯格局较为集中，宁德时代出货量全球第一，比亚迪亿纬派能等出货保持高速增长；储能逆变器注重渠道及品牌服务，格局集中度提升，阳光IGBT保供能力强在大储市场稳居龙头，户储逆变器享受高增速，户储龙头出货连续几倍的增长。◆投资建议：能源加速转型下，2023年光伏地面电站成本下降迎来安装高峰，加速推动中美大储爆发；户储2022年在欧洲爆发，2023年仍将保持翻倍增长，美国和东南亚等新兴区域户储也将成为主流趋势，储能迎来黄金发展期，全面看好，强烈推荐：1）美国储能：阳光电源、科士达、宁德时代、亿纬锂能、德业股份、比亚迪，关注盛弘股份、科华数据、科陆电子；2）欧洲户储：锦浪科技、派能科技、固德威、禾迈股份、昱能科技、鹏辉能源等；3）国内大储：南网科技、金盘科技，关注南都电源、上能电气等。◆风险提示：竞争加剧，政策超预期变化，可再生能源装机不及预期，原材料供给不足等。目录PART1欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶PART2美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发PART3中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪3PART4全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代PART1欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：BNEF，TTF，EMBER，东吴证券研究所52022年能源危机电价飙升，推动储能需求爆发1◆户用储能高增长，2021年同比增长56%。2021年欧洲户用储能装机1.04GW/2.05GWh，分别同增56%/73%，是欧洲储能增长的核心驱动源。◆2022年欧洲能源危机、电价高涨，欧洲户储需求旺盛。2022年受俄乌冲突影响，俄罗斯天然气供应大幅减少，导致欧洲能源价格飙升，进而推动欧洲批发电价一路上涨，欧盟月均批发电价最高点超400欧元/MWh，较21年同期增长达346%。在此导火索下，欧洲户用光储高经济性得到市场的认可，光储需求开启爆发式增长，我们预计2022年欧洲光伏达50GW以上，实现翻倍增长，欧洲储能达13GWh左右，同增三倍。图：欧洲户用储能装机量（MW，MWh）图：欧盟批发电价&天然气价格（欧元/MWh）721101692313516691,043110196304420649118120450%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%050010001500200025002015201620172018201920202021户用新增装机（MW）户用新增装机（MWh）同比（MW）同比（MWh）0100200300400500600202101202104202107202110202201202204202207202210欧盟批发电价（欧元/MWh）德国批发电价（欧元/MWh）法国批发电价（欧元/MWh）荷兰TTF天然气期货（欧元/MWh）数据来源：BP、FraunhoferISE，东吴证券研究所6欧洲需加快风光储的独立能源转型2◆欧洲能源危机的根本原因是能源对外依赖度高，其根本解决方式是实现独立能源。欧洲高度依赖于传统化石能源，根据BP，2021年欧洲石油和天然气对外依赖度为97%、60%，其中大部分能源来自俄罗斯。因此在俄乌冲突下，外部能源供给减少，直接导致欧洲能源紧缺，长期看只有建立独立能源才能保证欧洲能源供给稳定，光伏风电等新能源资源禀赋好、上量速度快，搭配储能发展可逐步实现能源独立。◆2022年可再生能源替代加速。2022年能源危机下，以光伏为首的可再生能源经济性凸显，渗透率加速提升。截至11月底，太阳能占欧盟发电能源自2021年的5%提升至7%，提升2.1pct，风电自2021年的14.5%提升至16%，提升1.5pct。图：欧盟各发电能源发电占比（%）16.2%13.5%15.6%17.1%17.8%18.2%16.9%17.9%28.5%26.5%27.4%23.6%4.6%4.2%3.9%3.8%13.6%15.5%14.5%16.0%4.0%4.9%5.1%7.2%11.6%13.2%12.6%10.5%3.7%4.0%3.9%3.9%0%20%40%60%80%100%2019202020212022年1-11月煤炭化石气核电其他非可再生能源风电太阳能水电其他可再生能源图：欧洲石油和天然气的对外依赖度81.8%86.2%88.7%90.4%95.6%95.8%98.1%94.5%94.3%99.4%96.8%55.8%52.4%51.6%52.3%53.2%53.4%55.9%58.2%64.2%60.3%59.7%0%20%40%60%80%100%120%20112012201320142015201620172018201920202021欧洲石油对外依存率（（%）欧洲天然气对外依存率（%）欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：LevelTenEnergy，东吴证券研究所7电力系统高度市场化，涨电价对各环节影响差异较大3◆欧盟电力系统高度市场化，电力产权流动的参与方包括：1）发电厂负责供应电力，可通过经销商与能源机构签订场外交易（如PPA、远期），或通过电力交易市场在线出售电力（如日前市场），部分供应商拥有发电厂产权（如Vattenfall）；2）供应商通过与终端消费者签订供电协议的方式为消费者供电，竞争较激烈。◆发电厂的电力一部分通过PPA电价售出。发电厂通过购电协议(PPA)锁量锁价的形式与下游能源供应商签署10-20年的电力供应合约。2022年因欧洲能源紧缺、批发电价大幅上涨，PPA电价也呈现出上涨趋势，2022Q3平均光伏PPA电价为68.6欧元/MWh，同环增53.1%/14.7%，平均风电PPA电价为73.5欧元/MWh，同环增50.9%/11.1%，能源危机下，电力发电厂收益显著提升，加大新能源开发力度。图：2022年来欧洲PPA电价大幅上涨（欧元/MWh）253545556575852020Q22020Q42021Q22021Q42022Q2欧洲Blended欧洲Wind欧洲Solar图：欧盟电力系统构成欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：TTF，CleanEnergyWire，东吴证券研究所8天然气成本暴涨，边际定价下导致电价高涨4◆欧洲电力系统定价模式：以供需平衡点电源价格统一定价。欧盟电力日前价格目前采用边际定价机制，即在当下电力需求下，各发电能源的边际成本按照供给量逐个出清（发电成本较低的光伏、风电等优先计算），最后以供需平衡点对应的电源价格统一定价（例：煤电为供需平衡点，则以当日煤电价格为所有参与供电的设施统一定价）。此机制的好处在于：在常规情况下可大幅提升能源供给的合理性，激励低价的可再生能源发展，在低发电成本的可再生能源发电占比不断提升下，能够有效地降低批发电价。◆边际定价机制难御风险，极端情况下电价扭曲。2022年因俄罗斯天然气供给收缩，天然气价格一路上涨，最高价涨至339欧元/MWh，较年初涨幅达334%，在边际定价的模式下，致使欧洲能源价格持续上涨。图：边际定价下，需求上涨导致的电价扭曲050100150200250300350400图：欧洲天然气价格大幅上涨（欧元/MWh）欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：各国政府网站，Bruegal，东吴证券研究所9欧盟发布电价干预政策，超额收益返还消费者5◆在欧洲边际定价的模式下，电价大幅拉升，能源公司采购新能源电力的成本远低于售电价格，因而获得超额利润。在此背景下，欧洲推出两项措施：1）180欧元市场收入上限(CAP)：对可再生能源（太阳能、风能、水电等）发电公司，在2022年12月1日至2023年6月30日期间，市场收入设置了上限，为180欧元/MWh；2）暴利税/团结税：对不可再生能源（石油、天然气、煤炭等）发电公司，任何在2022-2023年实现的超额利润都将至少缴纳33%的税收。根据欧盟，团结税的收益应流向能源消费者、能源密集型公司等。图表：欧洲主要国家电价干预政策最新进展（截至2022年11月30日）国家德国意大利西班牙英国法国荷兰葡萄牙比利时市场收入上限（CAP）已通过未启动已通过已通过已通过已通过已通过已通过团结税/暴利税已提案已通过已提案已通过未启动已提案已提案已提案国家时间对象具体条款税收目标税收去向荷兰2022.12.01-2023.06.30风能、太阳能、水电、核能等发电厂（1MW+）收入上限为130欧元/MWh，超过部分按照90%征收暴利税。对于可再生能源混合天然气的发电厂商，只对可再生能源超出部分征收90%暴利税。18亿欧元家庭电力消费者煤电发电厂商（1MW+）上限可灵活调整，将后续不断更新德国（草案）收入上限：2022.12.01起；暴利税：2023.03.01起，可追溯天然气发电厂商工用收入上限70欧元/MWh（范围：21年消费量70%）；户用收入上限120欧元/MWh（范围：21年消费量80%）。超出部分征收90%暴利税。数十亿欧元电力消费者太阳能、风能及核电发电厂商工用收入上限130欧元/MWh（范围：21年消费量70%），户用收入上限400欧元/MWh（范围：21年消费量80%）。超出部分征收90%暴利税。褐煤发电厂商褐煤收入上限62欧元/MWh，储备褐煤收入上限80欧元/MWh。超出部分征收90%征收暴利税。意大利（草案）一次性暴利税所有能源公司对能源公司收50%的税（税收对象为能源公司2022年净利润超出17-21年平均净利润10%的部分，上限=21年底净资产价值的25%）25.65亿欧元电力消费者西班牙电价上限2022.6.5-2023.6.5天然气价格；电力公用事业公司天然气价格2022年上限40欧元/MWh，2023年起每个月增加5欧元/MWh至70欧元/MWh；对电力公用事业公司收取营业收入1.2%的税23-24年共40亿欧元电力消费者欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：SPE，东吴证券研究所10居民电价合约机制，23年新签合约电价大幅上涨6◆欧洲采取居民电价长协机制，23年新签居民电价合约明显涨价。以德国为例：居民一般是与服务商签订1-2年的电力供应合同，价格由双方协商。我们统计发现一般新签合约为每年10-11月，2022年及以前居民电价合约价格稳定在20-30欧元/MWh，因此2022年批发电价的大幅上涨并未传导至居民端，但2023年新签合约电价大幅上涨，电价平均为50欧元/MWh以上，同比提高80-120%，我们预计未来1-2年持续保持高价。◆居民电价的上涨原因是售电价格的提高，德国通过减免税费以减轻居民负担。以德国为例，德国居民电价由售电价格、电网费用、EEG附加费、电税等费用加总得出。2022年批发电价的上涨，推动了居民电价合约价格的提高，2022年11月德国居民电价已达64.19元/MWh。此外，德国已于2022年7月取消EEG附加费，欧洲各国后续仍有可能逐渐减免或取消相关税费，减轻居民端用电负担。0102030405060708021年1月21年2月21年3月21年4月21年5月21年6月21年7月21年8月21年9月21年10月21年11月21年12月22年1月22年2月22年3月22年4月22年5月22年6月22年7月22年8月22年9月22年10月22年11月奥地利-AT比利时-BE捷克-CZ德国-DE丹麦-DK英国-GB意大利-IT荷兰-NL7.77.86.55.092.051.661.09售电价电网费用EEG附加费增值税电税特许权费其他附加费图：欧洲主要国家首都居民电价（欧元/MWh）图：2021年德国居民电价拆分（欧元/MWh）欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：BNEF，IHSMarkit，东吴证券研究所11补贴：德意奥继续推进，瑞典、波兰、西班牙进展迅速7◆德意奥主要光储安装国家持续推进。德国、意大利、奥地利三国2022年持续推出新补贴政策，刺激户用光储需求继续增长；英国目前暂无针对储能的补贴政策，但是由于本国的高电价，居民加装储能意愿较高。我们预计到2023年，德、意、奥、英户储装机量将维持在欧州前四。◆新兴市场迅速，有望后来居上。瑞典、波兰受益于本国政府针对户储的持续高额补贴，光储发展迅速。西班牙政府积极推进针对光储的扶持政策，目前增量较快，但装机量基数小于瑞典、波兰，目前所占市场份额较小。国家减/免税补贴减/免税补贴德国有有2023年起全国免除发电量所得税及19%VAT。柏林等部分地区仍有储能补贴(柏林300欧元/kWh)。意大利无有/提供安装费用110%的收入税抵免，从2023年起该比例将逐年退坡。奥地利有有停止征收光伏发电自用税（累计自产电力大于25kWh后按0.015欧元/kWh缴纳)。2022年6月新增拨款4000万欧元用于小于10kW的光伏安装，补贴最高达285欧元/kW。英国有无光储安装免征VAT。/瑞典有有500kW以下装置免征能源税（约3.3欧分/kWh）。2021年拨款2.6亿瑞典克朗（约2400万欧元），补贴10%-20%屋顶光储购置成本。西班牙有有停止征收光伏发电自用税（7%），最高减免购置费用20%的收入税。2021年可再生新能源的援助补贴为13.2亿欧元；其中针对储能补贴2.2亿欧元，户用可获70%的储能购置费用抵免。波兰有有VAT从23%降低至8%，购置费用可抵免收入税，最高5万3千波兰兹罗提（1万1千欧元）。户储一次性补贴50%购置成本，2022年12月补贴最高限额由0.75万波兰兹罗提（1590欧元）提升至1.6万（3400欧元）。荷兰有无2022年1月1日停止部分针对储能系统消费税、生产税的双重征税。/图表：欧州主要国家光储系统税收免除及补贴细则欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：BNEF，IHSMarkit，东吴证券研究所12补贴-德国：免除户用光伏VAT、所得税，柏林延长户储补贴8◆全国免除户用光伏VAT、所得税。2022年12月初，德国政府通过了有关光储的税收减免政策：1）在2022年税年，为符合要求的户用光伏系统免除发电量所得税；2）对所有2023年起投运的户用光伏储能系统免除采购、进口和安装过程中产生的增值税（VAT），此增值税为19%，在安装商报价时直接扣除增值税，配套的储能系统可同样享受，但若单独安装（含加装）户储不享增值税豁免。◆柏林户储补贴300欧元/kWh，最高补贴15000欧元！2022年9月柏林延长SolarPLUS补贴至2023年轮次，继续以300欧元/kWh的高额力度支持户用光伏配储，最高补贴达1.5万欧元；对于公寓或小型企业补贴加装储能成本的65%，中型企业补贴为55%，大型企业为45%，最高补贴均为3万欧元。注：SolarPLUS最高仅补贴光伏功率/1.2的储能容量部分（12kw光伏对应10kwh储能），并且要求自发自用比例超过50%。图表：德国2023年光储系统税收免除细则税收免除项适用对象所得税单户住宅或商业物业上运行不超过30千瓦的光伏系统多户连体住宅和混合用途的物业系统商不超过15KW的光伏系统VAT光伏系统和储能系统的采购、进口和安装图表：柏林SolarPLUS储能补贴细则补贴对象补贴额度最高补贴独栋或联排别墅300欧元/kWh15000欧元公寓或小型企业成本的65%30000欧元中型企业成本的55%大型企业成本的45%欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：BNEF，IHSMarkit，东吴证券研究所13补贴-意大利：户储补贴政策退坡，但额度仍维持高位9◆2012年，意大利推出了Superbonus计划，旨在提高意大利住宅和非住宅单元的能源效率，并减少化石燃料和天然气的消耗，补贴上限为65%。2020年7月，补贴升级，补贴提升至110%（房屋装修全部费用补贴），主要改进措施包括更换空调设备、更换隔热层等。安装光储系统属于额外改进措施，光储系统单项补贴上限每栋48000欧元，€1000/kWh。补贴金额将平摊至未来5年用于抵扣个税，额外的10%用于支付技术支出（前期咨询、后续转让等费用）。2022年11月，新政发布：2023年110%装修补贴降至90%，24-25年退坡至70%/65%。补贴金额将平摊至未来4年用于抵扣个税。此外，对于在2022年11月25日之前进行了开工通知或提交了获得拆除和重建工程授权书申请，或别墅到2022年9月30日完成的工程至少占总数的30%等情况，仍可保持110%比例的补贴。此次新政对于别墅住宅新增了适用条款，仅限于符合以下标准的纳税人：1）工程对象是纳税人的常住房；2）纳税人全家人均收入≤1.5万欧元/年。图表：2023年退坡新政要点解读时间最新意大利Superbonus补贴计划2022年对于在2022年11月25日之前进行了开工通知或提交了获得拆除和重建工程授权书申请可保持110%比例的补贴。2023年对于2023年开始装修的公寓，可以获得独立房屋的90%超级补贴；首次引入“别墅选项”抵免比例110%，前提是它是第一套住房，并且业主没有达到一定的收入门槛（每年15,000欧元，根据家庭人数提高），并且适用于“到2023年3月31日之前已完成2022年9月30日工程的30%的单户住宅”2024年对于别墅、公寓，可以获得装修费用70%超级补贴2025年对于别墅、公寓，可以获得装修费用65%超级补贴欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：Bloomberg，Verivox，东吴证券研究所14户储收益率高企，电价波动不改强经济性10◆案例：假设系统由5kW逆变器及10kWh储能电池构成，系统售价为逆变器、电池、组件及安装费用三者之和共1.66万欧元，考虑到免除VAT后安装价格为1.34万欧元。我们测算得出，45欧分电价假设下德国户用光储系统即有18.3%收益率（考虑19%VAT退税），回收周期为7-8年；若仅安装光伏，IRR降至12.4%，回收期需13-14年。总体来看，德国户用光储经济性十分强劲，我们预计未来随着光储系统成本的下降，户储需求将持续提升！图表：德国户用光储（上）和光伏（下）收益率模拟测算（首行：电价：欧元/KWh，首列：光储成本:欧元/W）0.350.40.450.50.550.60.652.699.83%13.96%18.26%22.74%27.42%32.27%37.24%2.6310.39%14.63%19.04%23.65%28.46%33.44%38.54%2.5710.98%15.32%19.86%24.61%29.55%34.66%39.89%0.350.40.450.50.550.60.651.585.79%8.99%12.44%16.23%20.42%25.06%30.13%1.536.35%9.67%13.27%17.25%21.68%26.58%31.95%1.486.94%10.39%14.16%18.36%23.05%28.25%33.93%图表：成本拆分及回收期计算构件容量出厂价格终端价格hybrid逆变器5kw￥0.6-0.8万元约0.3万欧元电池pack10kwh￥1.8-2万元约0.8万欧元组件系统5kw￥1.3-1.4万元约0.6万欧元总价格约1.66万欧元（免VAT后1.34万欧元）用电价格1250欧元/年回收周期约8-9年（考虑免VAT）欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：eurostat，东吴证券研究所15图表：欧盟户用储能潜在空间测算户用光储渗透率较低，成长空间广阔11图表：欧洲工商业储能潜在空间测算2021年底人口（亿人）2021年底户数（万个）独立屋顶渗透率屋顶数目（万个）欧盟27国4.471971125%4928德国0.83410425%1026法国0.68295025%737意大利0.59256425%641屋顶数目（万个）已安装量（万个）户储空间（GWh）2021年渗透率欧盟27国492863394.21.3%德国10264982.14.8%法国737159.00.1%意大利641651.31.0%户储累计量（GWh）户储累计装机量（GW）户用光伏累计装机量（GW）2021年渗透率欧盟27国5.012.7240.236.8%德国3.922.1114.0914.9%法国0.040.032.101.4%意大利0.490.275.045.3%欧洲工商业储能空间及渗透率计算工商业数量（万个）2323可装光伏屋顶25%单个屋顶规模（KWh）100可装工商业储能规模（GWh）580.75已装工商业储能规模（GW）0.244已装工商业储能规模（GWh）0.4832021年工商业储能渗透率0.08%已装工商业光伏规模（GW）64.22021年工商业光储渗透率0.38%◆欧洲可开发光储屋顶空间广阔，户用达394GWh，工商业达581GWh！户用：根据欧盟统计局数据，2021年欧盟/德国有1.97/0.41亿户，假设25%的独立屋顶（且适宜安装），则欧盟/德国有4928/1026万个可安装光储的屋顶，假设每户平均10kwh，2021年欧盟/德国户储渗透率仅1.3%、4.8%，欧盟/德国户储仍分别有394.2/82.1GWh的可开发空间。工商业：2021年欧洲共有2323万工商业户数，假设25%的可装光伏屋顶，每户平均100kwh，欧盟工商业储能有580.75GWh的可开发空间，截至2021年欧盟渗透率仅0.08%。欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：SPE，BNEF，东吴证券研究所162023年欧洲储能装机30GWh，22-25年装机CAGR=93.8%12◆欧洲在能源危机下，居民形成对户用光储高经济性的认知和消费习惯，渗透率增速继续提升，我们认为欧洲户储市场2023年继续高增，达到23GWh以上，工商业这一新增市场将快速爆发，2023年新增装机达到1.7GWh，同比翻倍增长，随着2023年光储成本降低，欧洲的地面光伏和大储市场逐步打开。综上，我们预计2023年欧洲储能市场总需求为30GWh，对应出货量为70GWh，装机/出货同增113%/95%，到2025年装机/出货需求分别为104GWh/178GWh，2022-2025年装机/出货CAGR分别为93.8%/70.4%。欧洲20212022E2023E2024E2025E1.光伏合计1）光伏大电站44%36%34%32%31%新增光伏装机（Gw）13.6519.7924.7430.9237.42-新增配储渗透率（%)5.9%10.0%13.0%17.0%21.0%-功率配比（%）22%22%23%24%25%-储能时长（h）1.92.22.52.62.7新增光伏装机配储能（Gw）0.20.40.71.32.0新增光伏装机配储能（Gwh）0.31.01.83.35.3存量光伏装机新增配储能（Gw）0.10.21.02.03.4存量光伏装机新增配储能（Gwh）0.10.42.55.29.1合计当年新增储能（Gw）0.00.61.73.35.3合计当年新增储能（Gwh）0.431.384.328.5014.41-容量增速16%218%214%97%69%2）工商业电站31%32%30%30%28%新增光伏装机（Gw）9.6517.5721.9628.5534.26合计当年新增储能（Gw）0.20.40.81.21.7合计当年新增储能（Gwh）0.370.891.702.693.84-容量增速23%143%90%59%43%3）住宅25%32%36%38%41%新增光伏装机（Gw）7.7517.8225.8436.1748.83合计当年新增储能（Gw）1.75.811.720.734.5合计当年新增储能（Gwh）2.8811.4023.3445.3083.09-容量增速193%296%105%94%83%2.风电新增光伏装机（Gw）17.3621.2821.3420.9424.10合计当年新增储能（Gw）0.00.10.10.10.2合计当年新增储能（Gwh）0.040.120.210.300.49-容量增速150%229%71%48%61%3.新能源配储需求合计当年新增新能源储能（Gw）27142542合计当年新增新能源储能（Gwh）4143057102当年新增电网侧储能（Gw）00112当年新增电网侧储能（Gwh）0.30.50.71.21.9总计需求合计当年新增储能（Gw）2.26.914.325.341.8合计当年新增储能（Gwh）4.0014.2530.2957.97103.69-增速115%256%113%91%79%欧洲储能出货量（Gwh）113670115178-储能出货增速82%230%95%65%55%欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：BNEF，IHSMarkit，东吴证券研究所17户储行业高壁垒，品牌渠道为竞争关键13◆户用储能核心壁垒在于与储能逆变器的适配和品牌渠道优势。户用储能作为小型储能电池，集成的内核技术要求并不高，其核心竞争力是产品设计和市场开发（关键是市场品牌和渠道构建）。◆1）产品设计：主要是与储能逆变器的适配（各国/地区有不同的要求）和针对客户需求进行的定制产品设计，例如，储能系统中的BMS与储能逆变器需要适配，储能逆变器控制器通过CAN接口与BMS通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。◆2）品牌积淀&渠道建设：根据PVmagazine，消费者购买储能电池时考虑的最大因素是品牌声誉，消费者很少会知道所用的电芯和零部件的来源，大品牌产品质量经过市场验证有所保证，所以现在还是以主流的大品牌为主。此外，海外渠道认证周期复杂且比较长，储能厂商与下游集成商、安装商的渠道构建与维护尤为重要。图表：消费者购买储能考虑因素占比图表：单级、多级储能逆变器与电池连接方案欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶数据来源：EES，BNEF，IHSMarkit，EUPDResearch，各公司公告东吴证券研究所18欧洲：低渗透率高成长空间，储能再上新台阶德国户储CR3超50%，2021年比亚迪跃居第一14◆德国户储行业格局较集中，CR3超50%。根据IHSMarkit和EUPDResearch，德国户用储能行业格局较为集中，2020年sonnen为德国户储龙一，占比20%，BYD紧随其后，行业CR3达55%。2021年，BYD市占率超sonnen成为德国户储龙一，市占率达24%，sonnen为21%，行业CR3提升至65%。我们预计2022年本地头部户储供应商如Sonnen（派能部分贴牌出货）、Senec市占率有望进一步提升。图表：2020年德国户用储能市占率（装机量口径）Sonnen,20%BYD,18%E3/D3,17%SENEC,17%LG化学,7%瓦尔塔,6%其他,15%BYD,24%sonnen,21%SENEC,20%E3/DC,11%AlphaESS,7%LGEnergySolution,5%VARTA,4%其他,9%图表：2021年德国户用储能市占率（装机量口径）PART2美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发20全球规模最大的储能市场，大储（表前）占主导◆美国是全球规模最大的大储市场。根据BNEF，2021年美国电化学储能新增装机3.97GW/10.88GWh，分别同比+262%/+341%，从功率看，占全球新增的40%。◆从结构上看，表前市场（大储）在美国储能中占据主导。储能根据所处节点不同，可分为表前市场（主要是大储）、表后市场（包括工商业储能、户用储能），2021年美国公用事业储能（大储）/户用储能/工商业储能新增储能装机分别为3.50/0.34/0.13GW，分别占当年新增总装机功率的88.2%/8.6%/3.2%，大储在装机中占据主导地位。1数据来源：EIA，BNEF，东吴证券研究所美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发图表：2021年美国储能新增装机3.97GW/10.88GWh-200%0%200%400%600%800%1000%-2,0004,0006,0008,00010,00012,000新增装机功率（MW）新增装机容量（MWh）新增功率YOY新增容量YOY图表：2015年-2021年美国新增储能装机机构占比0%20%40%60%80%100%2015201620172018201920202021公共事业（集中电站）住宅（户用）工商业212022年光伏降速，储能仍保持高速增长◆2022Q1~Q3美国储能新增装机达3.57GW/10.67GWh，同增102%/93%。在美国2022年光伏新增装机受反规避调查影响有所滑落的背景下，大储及户储新增装机仍保持高速增长。从渗透率来看，2022Q3新增装机光储渗透率已达31.5%（其中地面51.1%，分布式27.2%），去年同期2021Q3光储渗透率21.2%（地面26.3%，分布式9%）。根据BerkeleyLab，美国储能项目备案正在不断加速，截至2022年11月底总备案为22.53GW，去年同期水平为13.13GW，同比增长71.6%。2数据来源：EIA，BNEF，东吴证券研究所图表：美国储能项目备案量（MW）图表：美国储能季度装机量（MWh）-100%0%100%200%300%400%500%600%01000200030004000500060002020Q12020Q32021Q12021Q32022Q12022Q3美国储能装机MWh同比环比0500010000150002000025000美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发22电网复杂分散+设备老旧，储能具有调节实用价值◆美国进行电力市场改革后，全国范围内协调能力较差。美国进行电力市场改革后，ISO/RTO成为区域市场主体负责调度运行，美国供电能源分布不均，全美各地电力能源企业多元化，导致用电供给不稳定，且电价存在时空差异。由此在分布式光伏、套利、备电等多种需求衍生下，储能得到发展。◆电网投资意愿较低，输配电设备老旧，停电事故频发。在现有电力体系改革下，ISO/RTO拥有输配电环节调度权，而不具备输配电资产所有权，而输配电资产所有者不具备使用权，只能获得利润来分摊设备折旧。在这种体系下，美国电网投资意愿较低，导致电网设备老旧严重。根据美国能源部（DOE），美国70%的输电线路和变压器运行年限超过25年，60%的断路器运行年限超过30年，陈旧的电网设施面临着供电可靠性的挑战。在抢修电网并恢复运行方面，储能应用有助于尽快恢复重要输变电设备、电力主干网架运行。3数据来源：FERC，《美国电力市场改革的启示》，东吴证券研究所图表：美国电力市场结构图表：美国电网设备老旧严重IPPElectricityUtility……ISORTOCommercialResidential发电输配电用电区域联邦FERCNERC监管北美电力可靠性公司，标准制定美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发23全美：多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度◆多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度。无论是在联邦层面还是在州监管程序中，美国的储能政策格局都在不断发展。根据PNNL，美国目前有19个州发布储能行业的监管要求，17个州出台储能相关的扶持政策，有9个州出台储能装机目标，5个州出台储能相关的电网政策，在强化监管、完善市场机制的同时提升支持力度，美国储能迎来黄金发展时期。◆州补贴政策：以加州、内华达州、弗罗里达州为首的17州出台了明晰的储能补贴制度，其中加州的SGIP政策补贴力度大，持续时间长，助力非户用和户用储能均蓬勃发展，迅速成长为美国储能装机增长的核心引擎。2020年，内华达州发布了NV储能激励政策，此政策提出了最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴，扶持力度较大，对非户用储能经济性有较大提升，助力内华达州迅速成长为2021年美国分州储能装机前5。4数据来源：PNNL，东吴证券研究所图表：美国已有17州出台储能相关的扶持政策（部分政策）图表：全美各州储能装机目标项目名称发布时间实施主体项目内容激励措施自发电激励项目（SGIP）2001年加州公用事业委员会（CPUC）为使用发电技术和先进储能技术发电的客户提供激励措施户储补贴0.15-0.5美元/Wh；非户储补贴0.18-0.36美元/Wh。NV储能激励2020年NV能源激励客户在商业和住宅物业上安装储能系统商用系统补贴0.25-0.5美元/WhJEA电池激励项目2010年杰克逊维尔电力管理局（JEA）为符合条件的新锂电储能（商用与户用）提供折扣对电池可用容量≥6kWh+10年保修期的单储能系统补贴4000美元序号州时间储能装机1俄勒冈2020年5MWh2马萨诸塞2025年1000MWh3新泽西2021年600MW4纽约2030年2000MW2025年1500MW5缅因2030年3000MW2030年400MW6内华达2030年1000MW7康涅狄格2030年1000MW8加利福尼亚2032年14751MW9弗吉尼亚2035年3100MW美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发24ITC延期10年，提升基础抵免比例◆2022年8月，美国《通胀削减法案》发布ITC新政，在储能方面的主要政策为延长ITC十年和提升基础抵免比例。核心区别1：过去储能只能跟着光伏配套享受，新政中独立大储或户储均可享受；核心区别2：过去最高抵税比例为26%，无额外补偿条款，新政中最高比例提高到70%。◆光伏和储能均可享受ITC至少延长十年：在2032年或美国达成温室气体目标的时间（年度温室气体排放≤2022年的25%）中取后达成者，达成后1年抵免比例分别降为22.5%/4.5%，达成后2年为15%/3%，达成后3年为0%。◆户用：抵免比例提至30%。非户用：1MWac以内的基础抵免比例提至30%；1MWac以上的新增附加条款，若满足则基础地面比例提至30%，不满足则为6%。5数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所原政策：配储新政策：配储+独储时间非户用户用(≥3kWh)非户用(≥1MWac)非户用(<1MWac)户用(≥3kWh)不符合附加条款符合附加条款2020年26%26%26%26%26%26%2021年26%26%26%26%26%26%2022年26%26%6%30%30%30%2023年22%22%6%30%30%30%2024年10%0%6%30%30%30%2025年0%0%6%30%30%30%2026年0%0%6%30%30%30%2027年0%0%6%30%30%30%2028年0%0%6%30%30%30%2029年0%0%6%30%30%30%2030年0%0%6%30%30%30%2031年0%0%6%30%30%30%2032年0%0%6%30%30%30%2033年0%0%4.5%22.5%22.5%26%2034年0%0%3%15%15%22%图表：美国ITC储能投资基础抵免比例≥1MWac<1MWac户用(≥3kWh)符合附加条款不符合附加条款30%ITC6%ITC30%ITC非户用(≥5kWh)图表：美国ITC基础抵免比例梳理美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发25美国ITC新政：附加条款◆1）现行工资要求（PrevailingWageRequirement）：要求项目公司及其承包商和分包商雇佣的用于建设、改造或修理合格项目的劳工和机械师的工资不低于设施所在地类似工作的现行工资。◆2）学徒要求（ApprenticeshipRequirement）：要求拥有≥4名员工的项目，承包商和分包商的总工时“比例”的工作必须由合格学徒完成。合格学徒是指根据美国《国家学徒法》参加学徒计划的员工。“比例”要求：2022年起施工10%，2023年起施工12.5%，之后为15%。◆时间限制：1）以上二项条款只适用于2022/12/31后开始施工项目，并且须在建设期间与投运后5年持续符合要求。2）符合以上2项附加要求的项目，或在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目（还未发布），ITC基础抵免比例将由6%升至30%。6数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所图表：美国ITC附加条款梳理附加条款6%ITC30%ITC≥1MWac的项目符合现行工资+学徒要求P在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目（还未发布）P不符合以上任一P<1MWac的项目-P图表：美国ITC税收抵免新政图示≥1MWac<1MWac户用(≥3kWh)符合附加条款不符合附加条款30%ITC6%ITC符合本土制造+2%符合能源社区+2%符合本土制造+10%符合能源社区+10%符合环境正义(仅风光和配储)+10-20%符合环境正义(仅风光和配储)+10-20%30%ITC非户用(≥5kWh)美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发26美国ITC新政：额外抵免条款◆1）本土制造（DomesticContent）：项目所用钢铁100%出自美国+总成本金额的40%在美国开采、生产或制造，获得ITC额外加10%资格需符合以上要求。此条款只适用于2022/12/31后投运项目。◆2）能源社区（EnergyCommunity）：要求项目安装在：1）可能存在污染和地下有害物质污染，并有重新开发计划的不动产；2）拥有或曾经有大量与煤炭、石油或天然气行业相关的就业机会，并且失业率达到或高于全国平均水平的地区；3）1999年12月31日后关闭的煤矿或2009年12月31日后退役的人口普查区或毗邻区。获得ITC额外加10%资格需符合以上3项中至少1项要求。此条款只适用于2023/1/1后投运项目。◆获得以上ITC额外+10%，须在符合以上条款的同时符合附加条款；若不符合附加条款，ITC仅额外+2%。◆3）环境正义（EnvironmentalJustice）：要求项目位于或服务于低收入社区的≤5MWac的光伏、风电和与其连接的储能项目（≥5kWh）：1）若项目位于低收入社区或美洲原住民土地：ITC额外加10%。2）若项目属于低收入住宅建筑或合格低收入经济效益项目：ITC额外加20%。获准项目须在获准后4年内投运，2023-2024年配额为1.8GWdc/年。7数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所图表：美国ITC额外抵免条款梳理附加条款符合本土制造符合能源社区符合环境正义（以下可获其一）位于低收入社区或美洲原住民土地属于低收入住宅建筑或合格低收入经济效益项目≥1MWac的项目符合现行工资+学徒要求+10%+10%+10%+20%在财政部长发布有关现行工资和学徒标准的指导意见后60天内投建的项目（还未发布）+10%+10%+10%+20%不符合以上任一+2%+2%+10%+20%<1MWac的项目-+10%+10%+10%+20%美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发27ITC新政下IRR测算显著提升◆非户用储能IRR小幅提升，2024年后开建项目提升较大。以加州大储为例，假设项目规模1MW/2MWh，充放电2次/天，项目享受SGIP补贴及ITC补贴。相较于旧政，此次新政下符合ITC附加条款的加州大储IRR有小幅提升，同时独立大储将首次具备经济性。◆户用储能IRR提升显著，延长10年保障户储增长。以加州光伏配储为例，假设项目规模5kW/10kWh，充放电1次/天，项目享受SGIP补贴及ITC补贴。经测算得出，加州户用光储经济性优于大型地面光储，同时新政延长ITC10年，户储收益率增幅有长期保障。8数据来源：IRC，美国《通胀削减法案》，东吴证券研究所图表：美国非户用储能ITC前后对比（IRR测算）图表：美国户用储能ITC前后对比（IRR测算）投运时间原政策：配储新政策：配储+独储户用(≥3kWh)ITC配储IRR户用(≥3kWh)ITC配储IRR独储IRR2022年26%7.65%30%9.43%-11.12%2023年22%6.24%30%9.43%-11.12%2024-2032年0%-30%9.43%-11.12%2033年0%-26%7.65%-11.43%2034年0%-22%6.24%-11.72%原政策：配储新政策：配储+独储开建时间非户用配储IRR非户用不符合附加条款配储IRR独储IRR符合附加条款配储IRR独储IRR2022年26%8.1%6%4.2%-2.3%30%9.1%3.1%2023年22%7.2%6%4.2%-2.3%30%9.1%3.1%2024年前开建，2026年起投运10%4.9%------2024-2032年0%3.2%6%4.2%-2.3%30%9.1%3.1%2033年0%3.2%4.5%3.9%-2.5%22.5%7.3%1.0%2034年0%3.2%3%3.7%-2.8%15%5.8%-0.7%美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发28大储：收益来源多元、市场化程度高◆美国大储具有独立市场地位，可参与多种交易。美国大储市场机制主要从以下几方面完善：1）确立储能电站市场主体地位，允许其参与调频等辅助服务，并逐步拓展其可提供的服务种类；2）降低门槛，允许更多小容量的储能系统参与市场；3）明确回报机制，完善电力市场交易体系，明确储能参与各类辅助服务的收益结算方式。目前，美国大储获取收益来源渠道包括：现货电力市场套利、辅助服务市场等。◆对比欧洲，储能独立主体地位不明、辅助服务市场化更低共同阻碍储能发展。1）以德国为例，储能独立市场地位至今仍未明确，双重身份导致其在项目审批效率较低，且双重征税影响项目经济性，削弱了表前发展积极性。2）在辅助服务市场中，相较于英国，美国对储能电站容量门槛要求更低；同时美国储能参与调频辅助服务可以以较低的报价中标，但因为是以出清价格而非报价进行结算，因此将获得不错的收益，而英国储能参与固定频率响应月度招标获得辅助服务合同后，按投标价格进行结算，收益更低。9数据来源：《国外电网侧储能电站参与调频辅助服务市场的机制经验及对我国的启示》（张鸿宇等），东吴证券研究所图表：储能电站参与美国调频辅助服务市场的机制建设过程2007890法令2011755法令2013784法令2018841法令赋予储能电站市场主体地位，允许其参与AGC调频服务按调频服务效果支付费用，制定储能提供调频服务的合理回报机制制定储能作为第三方提供辅助服务的结算和报告规则降低储能参与调频辅助服务市场门槛，允许储能在市场上提供其技术上能提供的所有服务图表：英美储能参与调频辅助服务市场规则对比国家服务类型准入条件交易方式定价机制收益计算公式美国自动发电控制0.1MW，且部分市场要求性能测试达标市场竞价，与电能量市场联合出清根据调频市场报价，按总成本最低原则出清，确定调频市场出清价格：其中PJM市场和加州市场设计了容量+里程两部制价格，并考虑了机组调频效果PJM、加州市场：调频收益=容量价格x调频性能指标x中标容量+里程价格x调频性能指标x实际里程德州市场：调频收益=里程价格x实际里程英国固定频率响应1MW，通过固定频率响应测试定期招标根据投标价格确定调频收益=投标容量价格x中标容量x服务时长+投标里程价格x实际里程美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发数据来源：EIA，FERC，东吴证券研究所29电力批发市场全面竞争，辅助服务全面开放10◆FERC841明确大储可与其他表前市场主体共同参与电力批发市场竞争。一般能源场景：独储可以参与峰谷套利。可再生能源场景：“光储一体”场景下，配储帮助光伏实现能源的时间转移，在价高时卖出，以获得更高收入。根据EIA，到2021年，近60%的已安装公用事业规模储能用于峰谷套利，高于2019年的17%。在储能装机最多的加州，低买高卖策略发挥着主导作用，2021年加州独立系统运营商服务领域新增的电池储能中，有超80%用于峰谷套利。◆FERC841首次允许储能公平参与各类辅助服务市场投标竞争。FERC841允许了储能项目公平参与辅助服务市场投标竞争，给储能带来了更广阔的市场空间。2021年9月FERC888明确了6种基本的电力辅助服务品种，进一步规范市场，品种包括：系统运行调度；无功和电压支撑；系统调频；电量平衡；运行备用-旋转备用；运行备用-补充备用。执行层面各州电网差异较大，因此各州辅助服务品种及规定差异均较大。各州电网供电来源、电网功率、电网老旧程度、配电资源等均有差别，辅助服务发展现状不同，决定了各州辅助服务品种及规定差异均较大。图：美国主要ISO/RTO辅助服务发展现状图：841法令电力批发市场市场重要规定性质具体内容市场定位享受“能源供应商”同等地位支付方式储能项目购买能源时必须采用全额支付，以防止能源提供者入不敷出的状况购买价格能源购买按各区域边际价格进行销售价格储能项目可以设定批发市场的销售边际价格。实际销售按各区域的日前或实时边际价格进行费用优惠在充电和放电期间都豁免支付“批发收费能源结算的规定”PJMMISOCASIONYISOSSPISO-NEBBS频率调节运行储备一次频率响应无功功率服务先进落后美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发30PPA电价：高配储比溢价明显◆PPA电价：PPA由发电企业与输电企业之间约定买方在一定期限内以约定的固定价格，购买一定数量的电力。PPA电价主要由供需关系决定，若风光资源丰富，则地区PPA较低；若投资成本趋高，则PPA较高。◆美国PPA定价高度市场化，高配储比获更高PPA溢价。根据BerkeleyLab的统计数据：新能源项目配储比与PPA溢价呈正向线性关系，更高的配储比将获更高的PPA溢价，同时溢价占PPA总价的比例也会更高。配储（50%+4h）项目平均PPA溢价为$10/MWh，配储溢价占PPA总价的30-50%，其中可再生能源渗透率高的区域溢价更高，目前已具备经济性（例：加州2022年以来，新建光伏项目配储比为30%左右，PPA电价溢价超20%）。2020年以来，随着电价的上涨，PPA配储溢价也呈现出上涨趋势。11图表：PPA配储溢价呈升势（2021$/MWh）图表：更高的光伏配储比将获得更高的PPA价格（2021$/MWh，4h+）数据来源：BerkeleyLab，NREL，东吴证券研究所美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发数据来源：EIA，WoodMackenzie，BNEF，东吴证券研究所312023年美国储能装机达36GWh，22-25年装机CAGR=88.5%12◆美国大储市场机制日益健全，我们认为美国大储市场2023年继续高增，达到28GWh以上，同比增长124%；ITC新政下户储收益率显著提升，2023年新增装机达3.9GWh，同比增长146%！随着多地储能政策不断出台及市场机制日益完善，我们预计美国工商业储能市场将逐步增长。综上，我们预计2023年美国储能市场总需求为36GWh，对应出货量为83GWh，装机/出货同增117%/104%，到2025年装机/出货需求为111GWh/223GWh，2022-2025年装机/出货CAGR分别为88.5%/76.4%。美国20212022E2023E2024E2025E1.光伏合计1）光伏大电站77%67%73%76%76%新增光伏装机（Gw）20.6014.8326.9943.1957.44-新增配储渗透率（%)57.4%66.0%79.0%85.0%90.0%-功率配比（%）16%20%25%30%35%-储能时长（h）2.73.03.33.64.0新增光伏装机配储能（Gw）1.92.05.311.018.1新增光伏装机配储能（Gwh）5.25.917.640.072.3存量光伏装机新增配储能（Gw）1.22.33.33.84.1存量光伏装机新增配储能（Gwh）3.26.911.013.716.5合计当年新增储能（Gw）2.14.28.714.822.2合计当年新增储能（Gwh）8.4012.7328.5653.7188.71-增速463%52%124%88%65%2）工商业电站新增光伏装机（Gw）1.751.842.302.993.59合计当年新增储能（Gw）0.00.00.00.10.1合计当年新增储能（Gwh）0.0400.0420.0930.1630.254-增速151%6%120%75%56%3）住宅新增光伏装机（Gw）4.475.597.8210.9514.24合计当年新增储能（Gw）0.71.02.24.26.8合计当年新增储能（Gwh）0.981.603.938.2214.10-增速164%63%146%109%71%2.风电新增风电装机（Gw）1312.079.148.9214.27合计当年新增储能（Gw）0.10.20.40.60.8合计当年新增储能（Gwh）0.090.410.761.211.90-增速129%386%83%60%57%3.新能源配储需求合计当年新增新能源储能（Gw）35112030合计当年新增新能源储能（Gwh）10153363105当年新增电网侧储能（Gw）11235当年新增电网侧储能（Gwh）1.41.82.74.06.0总计需求合计当年新增储能（Gw）4.05.511.219.629.9合计当年新增储能（Gwh）10.8816.5736.0267.33111.00-增速341%52%117%87%65%美国储能出货量（Gwh）22.740.783.0147.0223.3-储能出货增速144%80%104%77%52%美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发Fluence18%NextEra14%Tesla11%Wartsila7%Powin5%FlexGen4%NECEnergy4%SMA3%阳光电源3%Nidec2%其他29%◆美国大储集成商新进入者众多，以本土厂商为主。目前市场对于单项目定制化的需求越来越高，拥有提供定制化解决方案能力的集成商在逐渐崛起。根据IHSMarkit，2021年美国大储集成商CR5达55%，其中Fluence占18%，居第一。◆美国户储以本土品牌为主，中国供应商占比逐步提升。2021年美国户用市场中，Tesla、BYD、Enphase分列前三，国内产业链占比提升。特斯拉采用宁德100ah的方形电池；Enphase采用新能安52ah的软包电池；Generac从松下的三元电池模组转向国内企业代工；韩国Q-cell品牌找杭州艾罗（Solax）代工；SolarEdge与时代科士达以ODM模式合作，德业给Sol-Ark做代工，科华数据为Juniper做代工。图表：中国供应商与美国品牌对应情况图表：2021年大储集成商格局（含工商业出货）大储集成商以本土为主，电池厂商中国占比高1332数据来源：IHSMarkit，东吴证券研究所厂商电池供应商Fluence宁德时代、欣旺达Tesla宁德时代Enphase新能安Generac松下Q-cell艾罗Solaredge科士达Sol-Ark德业股份Juniper科华数据美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发数据来源：各公司公告，东吴证券研究所33◆美国储能高速发展，带来产业链盈利弹性。1）储能系统，阳光电源、阿特斯、科陆电子、比亚迪均以自主品牌出货，其中阿特斯依靠集团旗下EPC部门在美国多年的项目资源积累，美国出货占比高，我们预计阿特斯2022-23年美国出货1.4-1.5/3.2GWh，2023年同增121%，2022-23年分别占总出货约78%/80%。2）电池端，美国能源机构对于储能电芯品质要求高，偏好一线品牌，宁德时代、亿纬锂能电芯优势显著，科士达凭借进入Solaredge供应链，快速上量，我们预计2022-23年美国出货0.5/2.0GWh，2023年同增300%；3）PCS端，大储PCS盛弘股份规模逐渐提升，我们预计2022-23年美国分别出货0.2/0.6GW，2023年同增150%，2022-23年分别占总出货约20%/25%，高溢价的美国市场出货占比提升，小储PCS德业股份、科华数据等加速渗透，增量亮眼。图表：国内厂商美国出货及规划情况供应链：大储国内厂商弹性明显14公司产品2022年2023年美国出货（GWh）总出货（GWh）美国占比美国出货（GWh）增速总出货（GWh）美国占比阳光电源大储系统3.56.058%6.586%15.043%阿特斯大储系统1.4-1.51.8-1.978%3.2121%4.080%科士达小储电池pack0.50.771%2.0300%3.166%科陆电子大储系统0.21.020%0.6200%3.020%盛弘股份大储pcs0.21.220%0.6150%2.425%宁德时代大储电芯25.050.050%50.0100%100.050%亿纬锂能大储电芯2.010.020%10.0400%35.029%比亚迪大储系统/小储一体机5.010.050%10.0100%30.033%美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发PART3中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪数据来源：BNEF，CNESA，东吴证券研究所35强制配储下国内高速发展，大储占比超93%1◆强制配储带动国内储能高速增长，大储在国内储能装机中占据主导地位。根据BNEF，2021年中国新增装机为2.5GW/4.6GWh，分别同比+82%/+88%，从功率看，中国占全球新增的25%。根据CNESA，2022年我国电源侧、电网侧储能占当期储能装机的93%，大储在我国储能市场中占据着重要地位。◆分季度看，2022Q2储能装机增速较快。从中国新增新型储能装机看，2022Q1-3新增储能装机934MW/1911MWh，其中Q2环比增速超过100%，二季度装机增速迅猛，Q3新增344MW/568MWh，环比增速略有下降但整体装机仍保持在较高水平。图表：2022年中国新增新型储能装机(MW,MWh)182.3407.6343.9382.4960.9567.70200400600800100012002022Q12022Q22022Q3新增新型储能装机功率（MW）新增新型储能容量装机（MWh）图表：中国年度储能新增装机功率及容量（MW,MWh)9331019351152572618308592,4414,600-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%-1,0002,0003,0004,0005,000201020112012201320142015201620172018201920202021新增装机功率（MW）新增装机容量（MWh）新增功率YOY新增容量YOY36数据来源：北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场，东吴证券研究所中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪储能招标提速明显，风光基地贡献增量2图表：2022年国内储能单月及当年累计招标量（MWh）◆国内市场政策仍是核心驱动力，2022年6月起大储招标提速明显。储能作为大型地面电站配套建设，在降本短期难以满足的情况下，当前经济性仍不足，政策仍是项目开发核心驱动力。2022年6月来随着系列政策的落地，大储经济性有所好转，项目招标随之加速启动。根据我们不完全统计，2022年公开招标达41.6GWh，随2023年地面光伏需求启动，我们预计储能招标和安装将逐步加速。◆招标容量分布区域来看，风光大基地集中区域占比较大。分区域看，新疆、内蒙古、山东、宁夏等地招标量占比较高。这是由于目前大储主要与新能源电站配套建设，且大储占据了新增装机主流，因而这些风光基地集中的地区提供了大部分储能招标量。图表：2022年国内储能分区域招标量（MWh）3663606189962,8563,8373,1176,9697,4974,2935,4525,3047261,3432,3395,1959,03212,14919,11826,61530,90836,36041,66405,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月单月累计新疆14.9%内蒙古9.5%山东8.9%宁夏7.6%山西6.8%广东5.6%浙江5.4%甘肃5.0%北京4.7%广西4.4%其他27.2%37储能中标同比高增，EPC价格提升明显◆中标容量时间分布与招标同步变化，2022年6月后提速明显。随着2022年以来国内大储项目招标量的井喷式增长，尤其是2022年6月来的快速提速，中标项目随之加速提升。据我们不完全统计，2022年公开中标项目达43.5GWh。◆EPC单价提升明显，储能设备及储能系统基本维持稳定。受电芯涨价、IGBT短缺等因素影响，2022年大储项目中标均价呈波动上升态势。EPC中标单价波动较大，12月均价2.64元/Wh，增长明显，储能设备价格均价为1.27元/Wh，储能系统12月价格上升明显，12月价格升至1.23元/Wh左右。3数据来源：北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场，东吴证券研究所图表：2022年国内储能单月及当年累计中标量（MWh）图表：2022年分类型中标单价（元/Wh）中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪2061079396638672,4172,2563,5776,34616,1504,2585,6953131,2511,9142,7815,1987,45411,03217,37833,52837,78643,481050001000015000200002500030000350004000045000500001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月单月累计1.221.142.370.542.302.461.831.272.291.592.641.301.010.782.530.261.401.271.911.770.971.461.391.511.010.370.400.270.141.230.00.51.01.52.02.53.01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月EPC储能设备储能系统38共享储能模式发展优势突出4图表：国内共享储能收益率（山东）数据来源：CNESA，东吴证券研究所图表：共享储能模式兴起出租比例30%40%50%60%70%80%90%峰谷价差0.330.71%1.68%2.64%3.58%4.50%5.41%6.31%0.361.53%2.38%3.21%4.03%4.84%5.64%6.43%0.392.35%3.08%3.79%4.49%5.18%5.86%6.54%0.423.17%3.77%4.36%4.94%5.52%6.09%6.65%0.453.98%4.46%4.93%5.40%5.86%6.31%6.76%0.484.80%5.16%5.51%5.86%6.20%6.54%6.88%0.515.61%5.85%6.08%6.31%6.54%6.77%6.99%0.546.43%6.55%6.66%6.77%6.88%6.99%7.10%0.577.25%7.24%7.24%7.23%7.23%7.22%7.21%0.68.07%7.95%7.82%7.69%7.57%7.45%7.33%中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪◆储能涨价使得电站收益率下降，刺激独立/共享储能模式发展。国内是强制配储，独立/共享储能的模式将得以推广。共享储能指以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。◆共享储能优势突出：1）满足强配要求：强制配储的要求可通过租赁方式完成，电站的初始投资成本降低；2）规模化降本：规模化建设是有利于降低成本，第三方独立储能运营商得以发展；3)参与调度：更加集中参与电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用率和收益率。数据来源：CNESA，储能日参，东吴证券研究所39共享储能招标端增速迅猛5图表：招标项目结构（MWh）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月总计电网侧7.53020306363.5发电侧365.6606107851149.3736.61149.23980.647881492.8688.21550.217355用户侧58.23635.2295.4储能电池41.21420.896622860.13985112.1光储充2.5222.5共享储能300150160016809827001559.328001700120012671总计3663606189962856383731176969634742932786305635,600共享储能占比0%83%0%15%56%44%32%10%25%65%61%39%36%加储能电池后占比0%83%0%15%57%81%62%43%25%65%75%39%50%中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪◆共享储能的收益来自两方面：1）租赁收益：为新能源电站提供储能能力租赁服务；2）参与辅助服务或电力市场交易：通过参与电网调用，获取调峰调频服务费；或通过参与电力现货交易市场，尤其是与工商业企业达成购电合作，实现峰谷价差盈利；统一回收电站项目的弃电进行并网。◆招标端共享储能增速较快，加储能电池后占比达50%。从招标端项目结构来看，发电侧、储能电池及共享储能占比较大，其中共享储能5月后招标量出现大幅增长，总计占比约36%，储能电池招标端在6月出现猛增，共享储能加储能电池合计占比达50%。数据来源：国家能源局，东吴证券研究所40电力现货市场基本规则带动储能收益率提升6◆《电力现货市场基本规则》的发布将极大推动中国电力现货市场建设。11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，首次在全国层面提及推进电力现货市场，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。第一次从国家层面提出容量补偿机制，我们预计储能将参照火电标准进行补偿，储能利用小时数的上升意味着可获得的容量补偿金额也会增加，现货市场+辅助服务+容量补偿的收入模式将带动国内储能行业向健康化发展。类别内容适用范围集中式市场模式的省/区域现货市场，以及省/区域现货市场与相关电力市场的衔接。总体要求近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区域市场融合。建设任务构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。市场运行要求先开展模拟试运行、结算试运行，符合条件后进入正式运行市场成员电力市场主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电企业和储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等其他市场主体，市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。市场构成现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。价格机制节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价容量补偿机制各地需结合实际需要，探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。辅助服务市场结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。图表：《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》重点内容中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪容量补偿：补贴明确，收益来源趋向多元化7◆各省不断推出容量补偿政策，储能设施具备“保底收益”。近年各省先后出台政策鼓励电化学储能参与辅助服务，以增加储能收益来源，我们预计后续补偿形式将逐渐转变为“容量补偿/调频容量+里程补偿”等多样化补偿形式。此外，容量租赁源于共享储能模式，通过建设大型储能电站，并把容量租赁给需要储能配额的新能源企业并获取收益，河南省于2022年4月建议租赁费用标准为260元/kW·年，正式稿修改为200元/kWh·年，为全国首次政策制定层面提出租赁费用标准，目前多地已陆续出台容量租赁指导价格。地区补偿方式调节里程调节容量准入门槛湖北容量补偿+里程补偿调节里程调频性能储能调节系数0.7(5-15元/MW)中标调频容量(日前3元/MW,日内15元/MW)综合调频性能指标不低1.0储能电站不低于5MW/5MWh福建容量补偿+里程补偿调节里程快速:12元/MW慢速:16元/MW调节容量调用率240元/MW(华东)960元/MW(省市)综合调频性能指标不小于0.55储能电站不小于10MW浙江第三方独立主体调频容量/调频容量收益XAGC综合性能指标（60元/MWh）充放功率不小于5MW，持续响应时间不小于2小时，性能指标不小于0.6广东调频容量+里程补偿实际调节电量X80元/MWh调节容量服务供应量X12元/MWh独立电化学储能电站不低于5MW/1h广西调频容量+里程补偿实际调节电量X20元/MWh调节容量服务供应量X5元/MWh独立电化学储能电站不低于5MW/1h云南调频容量+里程补偿实际调节电量X40元/MWh调节容量服务供应量X5元/MWh独立电化学储能电站不低于5MW/1h贵州调频容量+里程补偿实际调节电量X80元/MWh调节容量服务供应量X10元/MWh独立电化学储能电站不低于5MW/1h海南调频容量+里程补偿实际调节电量X80元/MWh调节容量服务供应量X10元/MWh独立电化学储能电站不低于5MW/1h江苏基本补偿+调用里程调节深度调节性能2元/MW中标容量（0.1-1.2元/MW）可申报安徽基本补偿+调用里程+现货调整补偿最小0元/MW，最大6元/MWAGC、APC投运率可调节容量（240元/MW）独立储能电站充放功率大于10MW，持续时间2小时以上负荷聚合商、虚拟电厂等充放功率5MW以上、持续时间1小时以上图表：各省容量租赁指导价格（上图）各省AGC补偿计算规则（下图）广西河南山东容量租赁价格（元/千瓦时）160-23020033041数据来源：北极星储能网，东吴证券研究所中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪42数据来源：北极星储能网，东吴证券研究所中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪各省推进尖峰电价政策，峰谷价差进一步拉大8◆发挥分时电价调配作用，峰谷价差进一步拉大。2021国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各省市相继出台完善分时电价机制相关政策，加强峰谷电价价差。其中广东省峰平谷比价从1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38，尖峰低谷最大峰谷电价差达1.1735元/kWh；浙江提高大工业尖峰电价每千瓦时5.6分、高峰电价每千瓦时6分，降低大工业低谷电价每千瓦时6.38分，尖峰低谷最大电价差超0.82元/kWh。地区峰谷电价尖峰电价（峰段价格基础上）执行时间内蒙古（蒙西电网)1-5月、9-12月大风季：峰段上浮48%，谷段下浮21%。/2021-01-116-8月小风季：峰段上浮48%，谷段下浮53%。上浮20%内蒙古（蒙东电网)上下浮动50%上浮20%2021-11-01宁夏/2021-10-01贵州/2021-10-01河北上浮20%2021-12-01甘肃/2022-01-01广西上浮20%2021-12-20山东上浮20%2022-01-01吉林上浮20%2022-01-01四川上下浮动60%上浮20%2022-01-01湖南上浮20%2021-12-01天津上浮20%2022-01-01山西峰段上浮60%、谷段下浮55%上浮20%2022-01-01重庆峰段上浮60%、谷段下浮62%上浮20%2022-01-01陕西上下浮动63%/2022-01-01青海上浮20%/河南峰段上浮64%、谷段下浮59%上浮20%2021-11-01新疆上下浮动65%上浮20%2022-01-01广东峰段上浮70%；谷段下浮62%上浮25%2021-10-01江苏峰段上浮71.96%、谷段下浮58.15%上浮20%/浙江尖峰和低谷最大电价差超0.82元/kWh2021-10-15图表：13省完善分时电价地方政策、10省市出台完善分时电价相关征求意见稿（部分）数据来源：北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场，东吴证券研究所43图表：2022年新技术储能招标&中标情况（单位：MWh）9中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪类别1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1-12月合计液流电池2412054020610001872钠离子电池0.150645064.1压缩空气储能71009006005200800160016200重力储能100020004003400飞轮储能0.50.1750.050.725超级电容储能0.670.3331.0合计07100902604.15200920.50.8451540.32206.150641400160026537.8液流电池占比0%25%13%35%9%71%7%钠离子电池占比0%100%19%压缩空气储能占比100%100%100%397%100%87%0%0%100%61%重力储能占比65%91%29%13%飞轮储能占比0%21%0%0%超级电容储能占比79%0%0%◆2022年新技术试点项目纷纷落地，招标端整体增长势头良好。2022年各项新技术多样化发展，压缩空气、重力储能、光热储能、飞轮储能等均有招标&中标端落地。我们统计2022年新技术招标中标情况，压缩空气储能占比61%，支撑起了容量的主要增量。重力储能试点项目落地，拉动招标&中标容量增长。钠离子电池经济性初步体现，整体增速较快；液流电池在长时性能表现更优，示范性应用亦逐步落地。储能新技术层出不穷，示范性量产应用逐步落地◆随着储能集成系统容量增加，传统串联升压方案会面临多种问题：1）大容量下所需电芯数量众多，安全风险较大；2）随着电芯循环次数增加，电芯本体差异化逐步体现，系统一致性变差；3）受上述两因素制约，系统单机容量通常有限，随着并联设备增加，二次通信、协调控制变得更加复杂。◆大容量下高压级联方案优势凸显：高压级联方案由多个储能单元构成，采用去并联组合，每个储能单元输出几十到几百伏电压，将电池堆离散化，既大幅度降低了电池堆电量，减少了电池堆内电池单体数量，又大幅提高了系统容量，提升系统安全性。◆高压级联方案在大容量下优势显著，国内市场订单增长迅速，电网类企业均扩展布局，其中金盘科技产品高压级联方案落地较快、容量更大，相关产品率先发布并已获得1.35亿订单。数据来源：智光电气，东吴证券研究所44电网侧储能大容量，高压级联方案优势显著图表：高压级联技术方案VS传统低压升压方案VS高压级联技术方案低压升压技术方案单机5MW-25MW可同步兼容无功SVG功能4630KW80Units4630KW80Units10中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪数据来源：光储之家，华经产业研究院，东吴证券研究所45强化储能安全管理，液冷加速渗透，Pack消防逐步落地◆行业政策接连出台，储能消防系统发展加速。据不完全统计，2022年全球已发生超17起储能着火事故，2021年以来国家已经发布了多个涉及储能消防安全的政策，新标准下储能消防的重要性不断突显。◆液冷散热效率高，新增大储中渗透率达60%以上。液冷可对单一电芯进行精准温控，散热效率、散热速度和均温性好，储能液冷价值量高于风冷（2021年风冷约3000万元/GW，液冷约9000万元/GW），在新增大储的渗透率达60%以上，主要供应商有英维克、同飞股份、申菱环境等。◆Pack级消防应用逐步落地，全氟己酮方案价值量较高。全氟己酮作为七氟丙烷替代品，具有灭火性强、不具备导电性、方便运输和储存等优点，可以方便的用于模组和电池簇级的独立多次喷射。Pack级、簇级消防架构提升消防的价值量，从目前的1万元/MWh提升至3万元/MWh以上，主要供应商有青鸟消防、国安达等。图表：2021年液冷系统成本构成(%)液冷主机+液冷板…换热器10.0%输入电源2.0%管路8.0%其他12.0%11中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪图表：储能安全相关政策时间政策细则2021/11《电化学储能电站安全规程》规范电化学储能的消防问题，提出“自动灭火系统的最小保护单元应为电池模块，每个电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头。2022/2《“十四五”新型储能发展实施方案》要求加快建立新型储能项目管理机制，规范行业管理，强化安全风险防范；与此同时，强化标准的规范引领和安全保障作用，完善新型储能全产业链标准体系，开展多元化应用技术标准制修订等等。2022/5《加强电化学储能电站安全管理的通知》对电化学储能电站安全管理、规划设计安全管理、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护安全管理、应急消防处置能力7个方面提出明确要求，并从全生命周期的18个细则强化了储能电站的安全管理。中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪数据来源：CNESA、CPIA、BNEF，东吴证券研究所462023年中国储能装机33GWh，22-25年装机CAGR=122.2%12◆硅料降价带动地面光伏需求爆发，配储将为重要拉动力，我们认为中国大储市场2023年持续高增长，新增储能需求达28.0GWh，同比提升207%！共享储能推动规模化降本，电力现货市场建设、电价峰谷价差、容量补偿等推动分布式经济性提升，工商业及户储市场将持续打开，我们认为2023年中国工商业/户储新增装机将达到0.98/0.46GWh,同比提升156%/74%。综上，我们预计2023年中国储能市场总需求为33GWh,对应出货量为64GWh，装机/出货同增205%/129%，到2025年装机/出货需求为118GWh/192GWh，2022-2025年装机/出货CAGR分别为122.2%/87.8%。中国20212022E2023E2024E2025E1.光伏合计1）光伏大电站新增光伏装机（Gw）2537.5080.6396.75114.17-新增配储渗透率（%)65.7%80.0%90.0%95.0%98.0%-功率配比（%）11%13%16%21%27%-储能时长（h）1.92.02.12.42.9新增光伏装机配储能（Gw）1.83.911.619.330.2新增光伏装机配储能（Gwh）3.47.824.446.687.5存量光伏装机新增配储能（Gw）0.10.71.73.45.6存量光伏装机新增配储能（Gwh）0.21.33.78.316.2合计当年新增储能（Gw）1.74.613.422.735.8合计当年新增储能（Gwh）3.639.1228.0454.91103.70-增速106%151%207%96%89%2）工商业电站新增光伏装机（Gw）825.3532.9639.2247.06合计当年新增储能（Gw）0.00.20.40.81.5合计当年新增储能（Gwh）0.040.380.982.033.65-增速61%977%156%108%80%3）住宅新增光伏装机（Gw）2127.3038.2245.8655.04合计当年新增储能（Gw）0.10.10.20.30.5合计当年新增储能（Gwh）0.120.260.460.670.94-增速249%112%74%46%41%2.风电新增风电装机（Gw）4851.2677.0086.0096.00合计当年新增储能（Gw）0.10.21.12.23.7合计当年新增储能（Gwh）0.120.452.364.567.69-增速5%286%427%93%69%3.新能源配储+电网侧需求合计当年新增新能源储能（Gw）1.95.115.126.141.4合计当年新增新能源储能（Gwh）3.910.231.862.2116.0当年新增电网侧储能（Gw）0.60.50.81.31.9当年新增电网侧储能（Gwh）0.70.61.01.52.3总计需求合计当年新增储能（Gw）2.55.115.126.141.4合计当年新增储能装机（Gwh）4.6110.7832.8463.68118.26-增速86%134%205%94%86%国内储能出货量（Gwh）182964110192-储能装机增速63%36%129%78%75%中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪数据来源：CNESA，东吴证券研究所47数据来源：CNESA、东吴证券研究所储能电池出货量分化明显，逆变器企业进军PCS具优势13020004000600080001000012000140001600018000宁德时代鹏辉能源比亚迪亿纬动力派能科技国轩高科海基新能源中创新航南都电源中天科技050010001500200025003000阳光电源科华数能比亚迪古瑞瓦特上能电气盛弘股份南瑞继保汇川技术索英电气科士达图表：2021年中国储能技术提供商全球储能电池出货量（MWh）(不含基站、数据中心备电电池)图表：2021年中国储能PCS提供商全球储能PCS出货量（MW）◆宁德时代以绝对优势位列国内储能电池厂商出货量龙一。2021年全球储能电池出货量排名top10中国企业中，宁德时代出货量约16GWh，远超同业公司位列第一，鹏辉能源出货量约3GWh，以微弱优势领先比亚迪位列第二。其中，宁德时代以大储市场为主，鹏辉能源领先户储市场，比亚迪、亿纬动力大储和户储并重。◆阳光电源为国内储能PCS出货量TOP1，先发优势明显。由于储能PCS与光伏逆变器技术同源，储能PCS龙头多为光伏逆变器厂商。2021年国内储能PCS出货量排名：阳光电源、科华数能、比亚迪、古瑞瓦特、上能电气等。其中阳光电源由光伏逆变器领域切入储能PCS，2021年以约2.5GW的出货量位列第一，有明显先发优势。科华数能及比亚迪分别约为1.4/1.2GW，位列第二/第三。中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪数据来源：CNESA，东吴证券研究所48储能系统集成处竞争初期，项目资源为竞争关键14◆项目资源为储能系统集成商核心竞争力。目前海外储能项目需求旺盛，国内发电侧储能需求主要来自强制配储，因此是否掌握项目资源为集成商竞争关键。海博思创、比亚迪、科陆电子等在电网侧、用电侧有着更多布局，而阳光电源与电力集团、地方政府达成战略合作。在已建项目上，海博思创、阳光电源等龙头已具有GWh以上项目建设经验，优势明显。◆储能系统集成处于竞争初期，厂商间竞争激烈。2021年中国储能系统集成商海外及国内市场出货量排名中，阳光电源与海博思创分别占据龙一位置。阳光电源2021年海外与国内市场出货量分别约为2.4/0.6GWh，海博思创在国内更具优势，2021年国内市场出货量约为0.7GWh。但由于目前处于竞争初期，厂商竞争激烈，分化尚不明显，预计技术领先、客户资源丰富、供应链整合能力强的企业排名有望进一步提高。图表：2021年中国储能系统集成商海外市场储能系统出货量（MWh）图表：2021年中国储能系统集成商国内市场储能系统出货量（MWh）05001000150020002500阳光电源比亚迪沃太能源科士达库博能源南瑞继保南都电源科陆电子科华数能双登集团0100200300400500600700800海博思创电工时代新源智储阳光电源科华数能林洋亿纬中天科技兴储世纪平高集团采日能源PART4全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代50数据来源：BNEF、东吴证券研究所◆全球电化学储能装机持续增长，新增10GW/22GWh：2021年全球新增电化学储能10GW/22GWh，同比+105%，主要得益于美国（新增4GW/10.9GWh，同比+341%）和中国（新增2.5GW/4.6GWh，同比+88%）储能市场的爆发。截至2021年底全球已投运电化学储能累计装机26.9GW/55.4GWh，同比+66%。◆分结构来看，2021年全球新增电化学储能项目在大型储能（可再生能源并网+调峰）的装机占比最大，达到71%，分布式储能（户用+工商业）装机占比25%，辅助服务装机占比升至18%。核心市场是户储和大储。图表：2016-2021年全球新增电化学储能项目装机占比装机：2021年全球电化学装机爆发，新增10GW/22GWh14%0%6%8%6%5%20%21%15%24%23%19%12%18%31%15%8%6%29%31%36%36%50%53%35%29%12%17%12%18%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201620172018201920202021可再生能源并网户用工商业调峰辅助服务其他图表：全球电化学储能市场新增装机-分国家（GWh）0.90.92.610.880.40.40.70.91.61.93.330.80.92.34.6105101520252015201620172018201920202021美国欧洲中国韩国澳大利亚日本东南亚印度拉丁美洲世界其他51数据来源：EIA，WoodMackenzie，BNEF、东吴证券研究所512023年全球储能空间达120GWh，22-25年装机CAGR=98.8%2◆全球电化学储能装机量持续增长，得益于美国与中国大储需求爆发，我们预计2023年全球大储新增装机量为51.4GWh，同比提升178%；2023年工商业储能市场中国与欧洲贡献主要增量，全球新增装机量达3.36GWh，同比提升120%；欧洲户储需求爆发，叠加其他新兴市场，2023年全球户储新增需求达38.17GWh，同比提升104%。综上，我们预计2023年全球储能市场总需求为120GWh，对应出货量为255GWh，装机/出货同增134%/103%，到2025年装机/出货需求为402GWh/709GWh，2022-2025年装机/出货CAGR为98.8%/78.0%。全球20212022E2023E2024E2025E1.光伏合计1）光伏大电站新增光伏装机（Gw）95125202261315-新增配储渗透率（%)35.1%39.0%54.0%58.9%63.8%-功率配比（%）14%15%18%23%29%-储能时长（h）2.32.32.52.83.3新增光伏装机配储能（Gw）4.57.419.835.857.4新增光伏装机配储能（Gwh）10.317.249.2101.5187.0存量光伏装机新增配储能（Gw）0.40.60.91.86.7存量光伏装机新增配储能（Gwh）0.91.32.25.021.7合计当年新增储能（Gw）6.38.020.737.564.1合计当年新增储能（Gwh）16.7118.4951.42106.50208.77-增速121%11%178%107%96%2）工商业电站新增光伏装机（Gw）29587389107合计当年新增储能（Gw）0.30.71.52.64.1合计当年新增储能（Gwh）0.581.533.366.069.78-增速41%165%120%80%61%3）住宅新增光伏装机（Gw）4674101130163合计当年新增储能（Gw）3.310.219.935.159.8合计当年新增储能（Gwh）5.0818.7338.1773.83136.06-增速97%268%104%93%84%2.风电新增风电装机（Gw）115111137148181合计当年新增储能（Gw）0.20.62.03.77.1合计当年新增储能（Gwh）0.331.124.177.8915.30-增速49.51%243.10%270.88%89.10%93.98%3.新能源配储需求合计当年新增新能源储能（Gw）7225189142合计当年新增新能源储能（Gwh）2048115222392当年新增电网侧储能（Gw）335711当年新增电网侧储能（Gwh）2.73.24.97.310.9总计需求合计当年新增储能（Gw）10.023.051.690.2143.9合计当年新增储能（Gwh）22.7051.19119.75229.17402.46-增速111%126%134%91%76%全球储能出货量（Gwh）62.0125.7255.3441.4708.7-储能出货增速81%103%103%73%61%全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代数据来源：各公司公告，S&P，东吴证券研究所52电芯格局：宁德时代一骑绝尘，各路玩家扩产在即3◆电池厂商加速布局，预计2023年紧缺有所缓解，宁德时代优势明显。根据我们的测算，预计2023年储能行业需求达250-260gwh左右，我们预计2022-2023年全球储能电芯出货142/330GWh，同增131%/133%；其中，宁德时代为最大电芯供应商，我们预计宁德时代2022-2023年出货50/100GWh，同增199%/100%，占比35%/30%，储能电池考验电池厂的大规模生产能力、安全性能、循环寿命等一系列指标，我们认为行业有望进一步向头部集中。图表：2022-2023年全球储能电池出货分布（GWh）图表：2021年全球储能电芯出货分布（%）宁德时代,27.9%韩国SDI,14.2%韩国LGES,12.7%比亚迪,8.3%国轩高科,7.5%亿纬锂能,3.4%鹏辉能源,3.1%派能科技,2.6%日本松下,2.5%ATL,1.5%其他,16.3%2022E同比2023E同比宁德时代50.0199.4%100.0100.0%比亚迪12.0140.0%30.0150.0%韩国SDI10.017.4%15.050.0%韩国LGES5.0-34.2%7.040.0%国轩高科6.544.4%15.0130.8%亿纬锂能10.0390.9%35.0250.0%鹏辉能源6.0224.0%15.0150.0%欣旺达1.0900.0%4.5350.0%日本松下2.035.0%4.0100.0%派能科技3.5127.3%8.0128.6%ATL1.562.0%3.0100.0%远景能源1.230.0%5.0315.4%中天科技1.030.0%1.9100.0%中创新航1.5123.9%5.0233.3%天津力神0.962.0%2.0122.2%海基能源1.030.0%2.0107.7%南都电源4.0100.0%8.0100.0%海辰储能5.02400.0%30.0500.0%瑞浦新能源10.01900.0%20.0100.0%其他10.050.0%20.0100.0%合计142.0130.6%330.4132.6%全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代数据来源：各公司公告，东吴证券研究所53逆变器格局：大储注重质量与服务，户用区域性分化严重4◆大储逆变器注重产品质量、服务、粘性较高。国产品牌凭借着性价比优势，市占率加速提升，其中盛弘股份PCS逐渐规模化，我们预计2022年出货约1.2GW，同比翻倍以上增长；海外市场中PowerElectronics、和具有项目集成能力的SMA、Tesla凭借本土渠道与服务优势，占比较高。◆户储逆变器区域性特征较强，厂商间竞争激烈。美国市场倾向于一体机或同品牌的逆变器+电池，对品牌认知度要求高，欧洲单相和三相市场格局差异较大，进入难度较低，但对逆变器厂商渠道和产品适配性要求高，厂商间竞争激励。龙头户储逆变器厂商出货均高速增长。2022年年初以来，户储需求旺盛，国产品牌出货持续高增，我们预计2022年阳光出货12-13万台，锦浪出货20-25万台，翻6-9倍增长，固德威出货20-25万台，翻3-5倍增长，德业出货30万台，翻4-5倍增长，盛弘出货1.2GW，翻倍以上增长，禾迈出货0.1-0.2万台，昱能出货0.1-0.3万台，科士达通过一体机形式出货1.3万套。图表：龙头公司储能产品出货规划全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代厂商产品20212022E2023E2023年增速阳光电源大储系统2.8GWh5-6GWh15GWh+173%小储pcs-12-13万台70-90万台540%小储电池-6-7万台30-50万台515%锦浪科技小储pcs3万台20-25万台90-110万台344%固德威小储pcs6万台20-25万台50-60万台144%小储电池-0.3-0.5GWh2GWh400%德业股份小储pcs7万台30万台70-80万台150%小储电池--1-2GWh-盛弘股份大储pcs0.55GW1.2GW2.4GW100%科士达小储电池-6-7万台30-35万台400%小储一体机-1.3万套6万套+362%禾迈股份小储pcs-0.1-0.2万台6-10万台5233%昱能科技小储pcs-0.1-0.3万台3-8万台2400%数据来源：FrostSullivan，BNEF，ENF，东吴证券研究所54户储集成商格局：玩家众多，渠道是核心竞争力5◆户用储能集成商玩者众多。根据FrostSullivan，2021年全球户储供应商CR5达48.5%，TOP3分别为Sonnen、Tesla、LG，分别占比12.7%/12.0%/9.9%。2022年户储需求爆发，多数厂家闻声而至，通过经销商代销、代工集成、贴牌销售等方式进入市场。◆市场渠道是户储集成商的核心竞争力，逆变器出身集成商渠道优势明显。户储系统对安装和售后要求较高，具有较强的客户粘性和品牌效应，因此市场渠道是户储集成商的核心竞争力。老牌优质户储集成商在当地已经拥有较深厚的口碑积淀及市场地位，因此户储集成商具有较明显的地域特征。逆变器出身集成商由于有先前的光伏渠道优势积淀，较电池出身的集成商有明显的渠道优势。图表：2021年全球户储集成商格局（%）Sonnen12.70%Tesla12.00%LG9.90%比亚迪9.10%NEC4.80%Kyocera4.60%E3DC3.80%SENEC3.70%Panasonic3.40%华为3.40%派能科技3.40%Sunverge3.20%其他25.80%342435341664425554483541181101184215373741813274842262601720100200300400500电池厂商逆变器厂商销售国家（个）经销商（个）图表：2021年重点户储集成商渠道（%）全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代数据来源：FrostSullivan，BNEF，各公司公告，东吴证券研究所555图表：2021年全球大储集成商格局（%）项目储备（GWh）项目储备（GW）Tesla50+阿特斯20Fluence20.56NextEra3.3Powin10+图表：2022年核心大储集成商项目储备量大储集成商格局：本土化有优势，高要求是行业壁垒◆大储集成商以本土集成商为主。2021年全球大储供应商CR5达57%，集中度较高，TOP3分别为Tesla、阳光电源、Fluence，占比20%/11%/11%。其中，Tesla因其电池制造及其美国本土化品牌与渠道优势，在全球大储及户储均占有较高市场份额。◆大储市场具有较高进入壁垒，下游能源机构偏好长期稳定供应商。大型能源机构对电芯品质要求高，偏好一线品牌，并依赖于定制化解决方案，对软件系统和后期运维服务也有较高的要求，因此有长期稳定的合作集成商，入局壁垒较高，先发厂商优势明显。截至2022Q3，我们预计Tesla拥有50+GWh项目储备，阿特斯、Powin拥有20/10+GWh项目储备；Fluence、NextEra拥有20.56/3.3GW项目储备，老牌大储集成商依托成熟的定制化与长期运维能力，项目落地能力强，竞争优势明显。注：阿特斯仅统计75%+概率落地的项目量Tesla20%阳光电源11%Fluence11%NextEra9%比亚迪6%阿特斯5%Wartsila4%海博思创4%科华数能4%其他26%全球：中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代投资建议◆投资建议：能源加速转型下，2023年光伏地面电站成本下降迎来安装高峰，加速推动中美大储爆发；户储2022年在欧洲爆发，2023年仍将保持翻倍增长，美国和东南亚等新兴区域户储也将成为主流趋势，储能迎来黄金发展期，全面看好，强烈推荐：1）美国储能：阳光电源、科士达、宁德时代、亿纬锂能、德业股份、比亚迪，关注盛弘股份、科华数据、科陆电子；2）欧洲户储：锦浪科技、派能科技、固德威、禾迈股份、昱能科技、鹏辉能源等；3）国内大储：南网科技、金盘科技，关注南都电源、上能电气等。◆风险提示：竞争加剧，政策超预期变化，可再生能源装机不及预期，原材料供给不足等。数据来源：Wind，东吴证券研究所图表：重点公司估值表（截至2022年12月30日）56板块证券代码名称总市值（亿元）股价归母净利润（亿元）PE评级总股本来源2022E2023E2024E2022E2023E2024E（亿股）电池300750.SZ宁德时代9,609393301.9483.3655.0322015买入24.43东吴002594.SZ比亚迪7,481257162.5302.1394.9462519买入29.11东吴300014.SZ亿纬锂能1,7958838.570.0100.4472618买入20.42东吴300068.SZ南都电源184217.29.615.2251912买入8.65Wind688063.SH派能科技48931611.327.638.7431813买入1.55东吴300438.SZ鹏辉能源360786.713.420.2542718买入4.61东吴PCS300274.SZ阳光电源1,66011232.360.780.4512721买入14.85东吴300763.SZ锦浪科技67918012.028.443.7562416买入3.77东吴605117.SH德业股份79133114.326.742.9553018买入2.39东吴688032.SH禾迈股份5259376.413.429.7833918买入0.56东吴688348.SH昱能科技4555694.212.118.71083824买入0.80东吴688390.SH固德威3983235.516.225.3732516买入1.23东吴002518.SZ科士达335586.612.621.0512716买入5.82东吴300693.SZ盛弘股份111541.82.94.1623927未评级2.05Wind300827.SZ上能电气140591.13.55.91254024未评级2.38Wind002335.SZ科华数据230504.96.68.4473527未评级4.62Wind集成002121.SZ科陆电子13190.52.55.12505226未评级14.08Wind688676.SH金盘科技154362.95.49.2532817买入4.26东吴002169.SZ智光电气608(0.5)2.24.4-1212814未评级7.88Wind688663.SH新风光62441.52.23.1422820未评级1.40WindEPC688248.SH南网科技322572.26.110.21505332买入5.65东吴风险提示◆竞争加剧：储能仍处于行业发展早期，新进入者较多，竞争不断加剧，或压缩业内公司盈利水平。◆政策超预期变化：当下储能行业仍依赖于政府政策支持，政府补贴力度、容量电价机制、辅助服务价格等变化将对储能收益率带来显著影响，进而影响储能装机需求。◆可再生能源装机不及预期：当前储能需求仍以可再生能源配储为主，若可再生能源装机需求下滑，或进而削弱储能装机需求。◆原材料供应不足：IGBT、电芯为光伏逆变器、储能PCS重要原材料，近期供应持续保持紧俏，若未来供应不足，将直接影响公司生产经营。57东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本研究报告仅供东吴证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司不对任何人因使用本报告中的内容所导致的损失负任何责任。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本报告的版权归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用、刊发、转载，需征得东吴证券研究所同意，并注明出处为东吴证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。东吴证券投资评级标准：公司投资评级：买入：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘在15%以上；增持：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于5%与15%之间；中性：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于-5%与5%之间；减持：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于-15%与-5%之间；卖出：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘在-15%以下。行业投资评级：增持：预期未来6个月内，行业指数相对强于大盘5%以上；中性：预期未来6个月内，行业指数相对大盘-5%与5%；减持：预期未来6个月内，行业指数相对弱于大盘5%以上。东吴证券研究所苏州工业园区星阳街5号邮政编码：215021传真：（0512）62938527公司网址：http://www.dwzq.com.cn免责声明58东吴证券财富家园