储能市场分类及现状如何？

具体来看，储能可以划分为海外户储、海外大储、国内大储三个市场。

1.海外户储：能源危机之下，量利有望延续景气

欧洲户储是 2022 年景气度最高的细分板块，装机量方面预计 2022 年达到 7-8GWh， 较 2021 年的 1.8GWh 实现 250%以上的增长，而得益于行业需求的高景气，代表性公 司派能科技的单 GWh 净利显著扩张，进一步兑现了盈利释放。欧洲户储高景气的本质 是地缘冲突引发的能源危机，在高电价和用电短缺风险下，居民加大户储配置。

短期欧洲户储板块景气衡量的指标是电价波动和预期变化。在 2022 年初高歌猛进后， 2022 年 9 月以来，户储板块出现震荡，市场短期分歧主要是欧洲电价机制改革和短期 天然气价格下行。分析来看，欧洲通过电价机制改革，希望将非天然气发电价格限制在 0.18 欧元/KWh，若最终实施，则欧洲居民端电价或在 0.4 欧元/KWh 左右，尽管较此前 批发电价高点所对应的 0.6-0.7 欧元/KWh 有所回落，但仍是要高于 2021 年不到 0.3 欧 元/KWh 和 2022H1 的 0.35 欧元/KWh 左右，行业景气仍是边际改善。

同时，本轮欧洲能源价格高位的持续性预计较强，从欧洲电力期货价格来看，批发端期 货电价在 2024 年仍接近 0.24 欧元/KWh、2025 年在 0.17 欧元/KWh 左右，折算到居民 电价将保持在 0.35-0.4 欧元/KWh 的水平。从经济性测算来看，考虑 0.4 欧元/KWh 的 居民电价、600 欧元/KWh 的系统投资成本（考虑 30%的税收抵免或补贴），则欧洲户储 的回收期在 6-8 年的水平，欧洲户储的经济性依旧可观。

从中期看，户储板块主要关注需求增长的持续性和盈利能力的周期性。我们认为就 2023 年而言，一方面欧洲户储经济性可观叠加居民对能源安全的认知，对需求高增能够形成 支撑；另一方面欧洲户储存量渗透率仍处于低位，也具备高弹性的可能。盈利能力方面， 除了需求高增长的拉动，供给端也存在锂电池的碳酸锂、逆变器的 IGBT 短缺，同样能 够支撑盈利能力维持高位。当然制造业随着供给端释放，产业盈利最终将均值回归，但 户储板块优质标的，一方面凭借渠道黏性和品牌优势能够保持超额收益，另一方面也在 积极拓展渗透率更低的美国户储、国内外大储市场。因此，结合当前估值来看，继续推 荐户储电池的派能科技、鹏辉能源，户储逆变器相关标的。

2.海外大储：商业模式顺畅，量利拐点逐一兑现

相较于户储的经济性由内生性的居民电价决定，大储更加依托于商业模式的构建。美国 表前储能是全球发展最佳的市场，从需求端看，美国在 2018 年通过 841 法案后，表前 市场储能进入发展的快车道，2020-2021 年逐季度保持 200%以上的复合装机增速。且 从盈利能力上来看，历史上美国市场能够兑现可观的回报率，宁德时代 2019-2021H1 的 储能业务毛利率水平保持在 35%以上，本质上得益于美国完善的储能商业模式。

美国储能市场 2022 年的发展还是经历了一些波折，首先是量的层面，受美国对光伏组 件进口的限制影响，美国光伏装机增速承压，也间接影响了储能的装机水平；而锂电成 本高位，也使得部分项目出现延期。其次是盈利能力方面，由于海外大储以项目制定价， 2022H1 交付的产品主要是前期的低价订单，成本端上涨导致产业链盈利承压。

不过，美国大储的量利拐点已渐行渐近，盈利能力承压主要的订单周期的影响，随着下 半年高价订单交付，美国储能产业链的盈利拐点已经兑现。而装机量方面，一是美国储 能项目储备充足，根据美国 ACP 统计口径，美国有 14.3GW/37.0GWh 的储能正在开发 中，需求支持充足。二是美国储能迎来积极的政策加码，在 8 月通过的 IRA 法案中，美 国独立储能也能获得 ITC 退税支持，此前仅有电源侧储能能够获得退税。往后看美国大 储需求重要的催化或是组件进口限制的放松，考虑到美国光伏储备项目同样充足，若 2023 年美国光伏实现 60%-70%左右的装机增速，再考虑储能渗透率的提升，美国表前 市场储能装机有望重返翻倍以上的增速，需求弹性也将呈现。

除了美国大储，欧洲大储也处于爆发的前夜。欧洲的可再生能源占比不低于美国，但储 能发展缓慢，主要是欧洲电网的跨国调节以及燃煤、燃气化石能源的调节能力支持。不 过以英国为代表的欧洲表前储能市场也迎来积极变化，2021 年英国新增储能申报容量 达到 11.5GW，远超历史上任一年份，有望指引未来几年爆发式增长。英国储能申报量 激增的原因是动态遏制套利机制（Dynamic Containment）的盈利大幅提升，储能在长 期平衡机制（BM）中也开始具备竞争力。同时从中长期看，随着欧盟逐步走向碳中和， 化石能源终将退出，灵活性资源将由储能承担，支撑了欧洲中长期需求增长。

3.国内大储：独立储能发力，静待盈利拐点到来

国内储能此前的需求增长与盈利兑现存在不确定性，主要还是未形成清晰的商业模式。 不过 2022 年国内储能迎来积极变化，首先是需求层面，2021 年国内储能装机约 4GWh， 2022 年根据中电联数据，1-8 月新增并网 1.3GWh、在建 8.8GWh，则预计全年能达到 10GWh 的装机量。同时根据北极星储能网发布的项目中标量数据，1-11 月 EPC 中标 已经达到 27.5GWh，也预示着后续需求能有积极释放。

更为重要的变化在于商业模式。2022 年以前，国内储能多数是电源侧项目，存在明显 弊端，一是储能作为可再生能源的成本项，定价不清晰；二是储能仅满足并网要求，诸 多项目没有实际充放电；导致存在劣币驱逐良币。2022 年独立储能成为主流，盈利模 式更加清晰，包括容量租赁（成本由新增可再生能源装机分摊）、容量补偿（成本由终端 用户分摊）、现货价差（套利收益）和辅助服务收益（存量发电机组分担），能够使得新 能源建设规模增长，传导至储能的盈利和规模增长。

然而 2022 年实际运行的山东示范项目，经济性仍有所不足，100MW/200MWh 的项目 造价在 3.6-4 亿元，每年能够获得容量租赁费 600 万、容量补偿 600 万、现货价差收益 2000 万左右，合计约 3200 万，IRR 不足 4%。收益率偏低的原因一是容量租赁比例偏 低，二是容量补偿政策出现波动，三是锂电产业链价格高位下造价依旧偏贵。

展望来看，国内储能的经济性拐点有望出现，一是 2023 年在光伏硅料、组件价格下降 预期和风电招标储备充沛的背景下，国内可再生能源地面电站装机有望显著抬升，在强 制配储政策要求下，带动独立储能的租赁比例提升；二是锂电产业链成本下降下，有望 带动储能系统投资额下降，进而改善经济性；三是地方层面在现货市场、辅助服务市场 开始准入储能，带来额外的市场化收益来源，而若国家层面的容量电价政策能够有积极 信号，将进一步提振国内储能的装机增长和盈利抬升预期。