首页核心观点：
1.原材料降价大背景下全球储能市场有望加速放量，需求释放确定强
2023年受电动汽车销量萎靡影响，碳酸锂价格持续下行，截至2023年4月，碳酸锂价格最低跌至17.65万元/吨，相比2022年高点下降近68.9%， 储能电芯价格跌至0.66元/Wh，相比2022年高点下降33.7%。锂电储能成本的持续下行，有望持续刺激商业模式成熟的美国储能、欧洲户储与国 内工商业储能市场放量。
同时在国内大储市场，随着国内风光装机量的持续增加强配政策约束下国内表前储能装机放量确定性高，同时政策端 对国内大储商业模式的积极探索有望从根本上改变国内储能装机的驱动力，将储能的角色定位由配套新能源建设成为打开新能源装机天花板的 角色。我们预计2023年全球储能市场装机规模将达141.5GWh，其中中国、美国和欧洲分别贡献46.3、47.7与32.3GWh，全球市场空间有望达 2215亿元。同时到2025年，全球储能市场装机规模有望达432.3GWh，2023-2025年年化复合增速达74.8%。
(资料图片仅供参考)
2、投资主线应聚焦具备议价权的产业链瓶颈环节与结构性市场机会，投资节奏应注重标的盈利兑现节奏与估值匹配性
投资主线方面，从稀缺性角度出发，考虑到光伏组件与电芯成本下降，全球集中式光伏与大储均将大规模放量，国产化能力尚显不足的大功率 IGBT模块供需仍将呈现紧平衡状态，因此具备IGBT保供能力的头部PCS企业有望在产业链当中具有一定的议价权。从市场的结构性机会出发， 国内工商业储能市场有望在电价差持续拉大和锂电储能系统成本下降两大边际条件兑现的情况下实现从“0-1”的突破。此外，美国储能市场 在当地新能源建设的刚性需求约束下，其光伏及配套的各类储能设施建设有望逐渐放量，作为全球增速最快同时准入壁垒最高的储能市场之一， 国内具备出口美国资质的企业有望享受该市场发展红利。
储能：原材料下行有望持续刺激终端需求放量
2022年储能板块行情回顾
2023年储能板块有望由估值驱动转为盈利驱动，核心关注板块相关标的盈利兑现度与估值匹配情况。2022年在俄乌冲突、国 内大储强配政策、美国IRA政策等多种因素驱动下，全球户储与大储均实现了“0-1”的飞跃，板块估值自4月市场见底到9月 之间实现了大幅上涨。9月受户储行业需求放缓和竞争格局恶化的担忧，板块估值有所调整。进入2023年前期，在碳酸锂价格 下降的大背景下，行业出现了一定的通缩，单边下行的原料价格也使终端客户处于观望状态，估值杀跌。2023年储能板块核 心在于把握相关标的盈利兑现情况与估值的匹配度。
成本下行大背景下有望持续刺激储能装机放量
碳酸锂降价大背景下，储能电站经济性改善有望推动电站装机持续放量。受电动汽车需求萎缩影响，碳酸锂价格由2022年末 高点的57万元/吨持续下跌，到2023年4月碳酸锂价格最低已跌至17.65万元/吨，相比最高点价格下滑68.9%。碳酸锂价格下同 样带动储能电芯售价持续下降。截至2023年4月28日，储能电芯均价已跌至0.66元/Wh，相比此前的价格高点已经降低了33.7%。 储能电芯作为锂电储能系统当中的主要零部件成分，其价格走低有望进一步降低锂电储能系统成本提升储能电站运营的经济 性，刺激终端业主的装机需求。成本下行大背景下，全球储能装机有望持续走高。
市场空间：我们预计2025年全球储能装机将达432GWh
我们预计到2025年全球储能市场装机规模将 达432.3GWh，新增装机市场规模将达5645.5 亿元，中美欧将是全球储能装机主力。 中国：我们预计中国2021-2025年储能系统新 增装机规模复合增速将达134.5%。其中表前 大储将是装机国内装机主力。预计到2025年 中国表前储能新增装机将达148.5GWh，年化 复合增速高达143%。 欧洲：我们预计欧洲2021-2025年储能系统新 增装机规模复合增速将达125.9%。其中表后 储能将是未来欧洲储能装机主力，预计2021- 2025年表后储能装机复合增速将达142.8%。 美国：我们预计美国2021-2025年储能系统新 增装机规模复合增速将达94.4%。预计到2025 年美国新增储能装机规模将达126.5GWh，市 场空间将达1772.9亿元。
中国：强配政策支撑表前大储，工商业储能有望实现“0-1”突破
中国：强配政策下表前储能装机持续增长
国内储能装机有望持续增长，表前储能为装机主力。根据CNESA数据统计，2012-2022年间国内新型储能新增装机复合增 速高达95%。2022年国内新型储能新增装机高达7.3GW，同比增长近200%。就国内储能装机类型分布而言，根据储能与 电力市场公众号统计，可再生能源配储与独立储能装机占比分别为45%与44%，用于调频的装机占比仅为1%，工商业用 户侧储能装机占比10%。我国当前的储能类型主要还是以用于配套新能源装机的表前储能装机为主。
中国：强配政策下表前储能装机持续增长
强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政 府强制新能源配储，另一方面是国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求。政策 层面的强制性是国内表前储能放量的关键因素。
中国：部分地区独立储能电站已经具备了初步经济性
以湖南省为例，作为国内较早提出独立储能概念的省份，其在储能商业模式的探索方面位列全国前列，通过储能鼓励政策和储能商业模 式建立政策的发布，湖南省内独立储能的商业模式已经具备了初步的经济性，储能电站业主在装机方面具有了一定的驱动力。 湖南省内储能电站盈利主要来源于容量租赁、辅助服务和充放电价差三个方面：（1）容量租赁：收入来源于没有配置储能容量的新能源 电站与储能电站业主签订的租赁合同，储能电站业主收取一定的租金。目前湖南省内并网的新能源项目都必须向电网提供签订的容量租 赁合同或者自建的储能电站。根据华自科技公告，其签订的容量租赁十年长约价格在400元/kW/年，时间相对较短的容量租赁单价在460 元/kW/年；
（2）辅助服务：该收益来源储能电站按照电网调度指令提供辅助服务，根据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版） (征求意见稿)》其报价区间为0-0.5元/kWh之间，紧急短时调峰服务费最高可达0.6元/kWh；（3）充放电价差：在电力现货市场运行前， 新型储能项目参与电力中长期市场，充电时作为大工业用户签订市场合约，充电价格无需承担输配电价和政府性基金及附加，放电时作 为发电主体签订市场合约，通过充放电价差进行套利。
中国：部分地区独立储能电站已经具备了初步经济性
中性条件下测算储能电站资本金收益率可达7.3%，且容量租赁奖励和高营运水平能够直接放大储能电站收益率。按照总投资3.6亿 元的100MW/200MWh储能电站，不考虑容量租赁倍数奖励，在容量租赁单价为460元/kW/年，年充放电次数为330次。充放电价格参 考湖南省2023年2月代理购电价格。年参与深度调峰频次为250次，调峰辅助服务收益为0.3元/kWh的情况下，其资本金收益率能够 达到7.3%。
并且在容量租赁奖励为1.3倍和1.5倍时，其资本金收益率能够放大至11.1%与13.5%。考虑到当前湖南省仍存在较大的电 网侧储能装机缺口，调峰服务辅助频次和价格均有望实现较大的提升，在不考虑容量租赁奖励的情况下，其资本金收益在年调用次 数为330次，调峰辅助服务收益为0.4元/kWh的情况下，其资本金收益率能够达到9.8%。随着电力辅助服务种类增多和电力现货市场 的开展，其收益方式有望进一步增加。同时储能电站的收益在一定程度上依赖电站运营商自身的运营水平，随着储能电站运营商的 经验积累，收益能力有望进一步提升。
中国：业主观望情绪放缓，招标量3月出现反转
国内储能招标量迅速增长。根据储能头条的不完全统计，截至2022年全年国内储能项目累计招标量超16.1GW/34.4GWh。进 入2023年，国内储能招标量持续提升，截至2023年4月国内储能EPC与系统合计招标7.22GW/17.27GWh，维持了2022年来的 高增长态势。特别是经历2月因为碳酸锂价格单边下行导致的招标市场阶段性遇冷问题已经在3月得到反转，国内3-4月份的 储能招标量实现了较大幅度的抬升。
中国：工商业储能有望实现从“0-1”飞跃
2023年国内电力供需关系预计仍将紧张。在全国经济平稳复苏的大背景下，全社会用电量有望持续增长，国内电力供需关系预计将呈现 相对紧张的状态。在迎冬度夏的用电高峰期，国内部分地区缺电问题预计会地方企业的生产生活造成不利影响。根据电规总院预测， 2023年全国将有6个省份电力供需形势紧张，17个省份电力供需偏紧。 2023年有望成为工商业储能元年。政策端，基于保障辖区内企业稳定连续生产与将电力保供职责交由相关企业自己负责的目的。包括安 徽、广东、湖南、江苏、浙江等多个省份在内的地区政府均针对工商业储能推出了相关的补贴政策，相关补贴有望在短期对工商业储能 装机放量形成刺激。
美国：需求刚性叠加政策补贴，美国大储前景广阔
美国：市场需求源于电网改造下的刚需
储能是美国能源转型和电网建设下的刚需。从1990-2021年美国能源结构当中可以看出，以风电光伏为代表的新能源占比实现了逐年提升，风光 等新能源电力随机性、波动性和间歇性等特点对电力系统的调频、调峰等灵活性资源的需求有了显著提升。同时根据美国能源部统计，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。陈旧的电网系统和能源转型阶段的新的电力系统结构特点使得 储能电站成为美国当下电力系统的刚需。
薄弱的电网基础和复杂的电力系统使美国储能建设更为刚需。相比中国等国的电力结构，因为发展历史背景和政治制度的差异，美国电力产业 结构相对更加复杂，电网产权分散掌握在超500家公司与组织当中，这就导致了美国的电网基础十分薄弱，资源配置效率相对低下。 全美国共有8个区域电网组成，其中东部和西部各自组成电网联盟，加上独立的得州电网，形成美国三大电网的格局。三大电网之间无法进行全 国范围内的调度，资源配置效率相对低下，一旦因为自然灾害等事故造成个别区域出现缺电、限电的现象，其他区域电网无法及时提供相应的 帮助。因此能够提供调峰、调频、备用容量、黑启动等功能的储能电站是当前美国电力系统的刚需。
美国：组件“双反”暂停叠加成熟商业模式，大储放量可期
美国表前储能有望随光伏“双反”政策暂缓进入建设高潮期。根据Woodmac数据，2022年全美储能装机量高达4.8GW/14.2GWh，从能量口 径看同比21年增长36%。从装机类型分布来看，2022年美国户储装机631MW/1637MWh，工商业储能装机164MW/353MWh，表前储能装机 4GW/12.2GWh。2022年美国储能虽然同比增长，不过该数据仍然不及预期，原因在于美国对中国企业在东南亚的组件产品实行反规避调查， 使得当地中国企业组件产品对美出口形成了严重的障碍，多数配套光伏建设的储能项目被迫延期。伴随2022年10月14日美国暂停对太阳能电 池和组件征收的所有反倾销或反补贴税，美国积压的表前储能需求有望快速释放。
美国储能产业激励措施齐全，市场化运营经验丰富。2016年，美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投 资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。齐全的激励措施促进了储能产业发展和项目建设，完善的 市场环境和价格机制为其商业化运营赋能，目前美国储能已在PJM和CASIO电力市场中提供丰富的服务品种，实现了良好的运营效果。
美国：IRA政策出台，美国户储大储需求有望同步释放
独立储能和小型储能项目受益颇深，1MW以上项目或将迎来抢装潮。独立储能首次获得抵免资格：过去为了具备ITC获取 资格，储能项目必须与光伏发电项目配对，此次政策变动使储能摆脱太阳能配对限制，二者“发展途径”脱钩，降低了储 能项目的建设成本和时间，利好独立储能的发展。小型储能项目补贴力度大幅提升：根据原ITC政策，户用储能项目的税收 抵免额度将在2024年取消，工商业储能及表前储能项目则降至10%；IRA法案通过后，户储抵免额度可达30%~40%，小型 的工商业储能项目及满足条件的表前储能项目抵免额度则在30%~80%不等，较之前显著提升，将刺激需求高速增长。
欧洲：户储经济性支撑装机意愿，渗透率仍有较大提升空间
欧洲：经济模式催生支撑其装机持续增长
户储概念深入欧洲居民人心，经济性支撑长期发展。以德国为例，去年在俄乌冲突爆发导致其天然气供应不足的情况下，电 价出现了出现了快速上涨。根据TRADING ECONOMICS统计，德国电力期货价格最高达到了近0.7欧元/kWh，相比2022年初 增长6倍，短期内的能源危机使得欧洲市场户用光伏与户用储能等绿色能源产品得到了大范围的推广。不过能够支撑欧洲户储 市场持续增长的主要原因还是在于其相对优异的经济性。根据我们的测算，一个10kWh容量运行时间为20年的户用储能系统， 假定初始光储投资总成本为0.9欧元/Wh，用电价格为0.3欧元/kWh的情况下，其投资收益率将达13.2%，投资回收期仅为5年。 在0.65欧元/Wh投资成本和0.5欧元/kWh的居民用电价格下，其收益率可高达34.7%，投资回收期仅为2年。在碳酸锂价格下降 的大背景下，欧洲光储系统的经济性有望持续提升。
欧洲：户储渗透率仍有大幅提升空间
2021年全球光伏配储渗透率不足6%，欧洲渗透率增速最快，但仍有大幅提升空间。根据IHS和IEA统计数据计算，全球累计光 伏配储比例逐年上升，经测算全球户用光伏配储渗透率到2021年已经达到了5.5%，仍然较低。2022年分区域来看，目前仅有 意大利、德国和英国等欧洲地区渗透率达到了10%以上，其中德国的渗透率超过了20%。不过从全球范围内可以看出，包括美 国、澳洲等在内的多个国家，其光伏配储渗透率仍不足10%，全球户储渗透率仍有很大的提升空间。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
关键词：
营业执照公示信息