中美储能市场现状分析

国内储能盈利能力有望大幅提升，海外储能由IRA和REPowerEU持续推动增长。

1、中国储能：新能源配储是行业基本盘，未来市场有望实现量利齐升

新能源配储是行业基本盘。国内各省市相继要求新能源发电项目上网需按一定功率配比配置储能，配储比例为5%-20%， 配储时长多为2小时以上，部分省份要求4小时以上。我们认为新能源配储仍为行业基本盘。 储能招标低价竞争环境逐渐改善。从2023年3月新华水电3.2GWh储能系统集采项目看，多数入围供应商为行业头部厂商， 报价最低的供应商均未入围，报价最高的阳光电源入围三个标段。我们认为随着储能并网标准与监管的不断完善，业主将 考虑安全、服务、全周期成本等更多因素，未来市场有望实现量利齐升。

共享储能收益模式不断完善，市场景气度提升。共享储能收益模式主要包括“电力现货交易”、“容量租赁”、“容量补 偿”、“辅助服务”等，其中“容量租赁+调峰辅助服务”是目前最主要盈利模式。我们认为随着我国新型电力系统建设 不断加速，电力现货市场、辅助服务市场等建设不断完善，各地共享储能的收益模式也将不断丰富，经济性和景气度有望 进一步提高。

共享储能经济性不断提高，测算理想情形下IRR达17.4%。随着共享储能收益模式的不断丰富以及上游储能系统成本的下 降，共享储能经济性继续提高，以1MW/2MWh储能系统进行经济性测算：1）电力现货市场套利，共享储能通过充放电获 得电力现货市场的峰谷价差收益，同时不用承担输配电价和政府性基金及附加，我们假设峰谷价差为2022年平均的0.7元 /KWh。2）容量租赁收入，共享储能向新能源电站租赁容量以获得租金，我们假设容量租赁价格为300元/KW。3）容量补 偿收入，共享储能可为电力系统提供容量支撑，我们以山东市场为依据假设容量补偿0.14865元/KWh。4）收益测算结果， 项目度电成本仅为0.53元/KWh，IRR可达17.4%，静态回收期5.2年。

2、美国储能：各州相继出台储能规划，加州、德州主导美国表前市场

各州出台储能目标规划。加州、内华达、纽约等州相继出台储能装机规划。其中加州储能目标计划最高，在2030、2045年 分别实现9.8GW、54.2GW的储能装机。 加州、德州在美国大储储能市场占主导，加州储能由高可再生能源目标驱动，德州电网独立急需储能提供辅助服务。截至 2020年，加州大型储能装机占全美31%，加州、德州等前五大地区合计占全美大储装机的70%，SB100法案规定2030年加州 可再生能源发电占比60%，2045年实现100%清洁电力目标，高比例可再生能源电力系统具有高波动性，需要大规模储能来 满足电网的灵活调节需求，加州公用事业委员会（CUPC）计划到2032年新增15GW电池储能。德州电网独立，突发事件时 电网缺乏支撑，2000年以来停电时长位列美国各州之首，急需储能提供辅助服务，缓解电网压力。

美国表前市场占据主导地位，表前表后市场受益ITC补贴政策，独立储能受益最大。根据Wood Mackenzie统计，2022年美 国储能市场新增装机4.8GW/12.2GWh，同比+134%/+112%。根据Wood Mackenzie预测，2023-2027年美国储能市场将新增 装机75GW，其中公共事业储能（大储）占比达81%。IRA发布前，户储由太阳能充电比例达100%才能获得补贴，而表前 与工商业储能由太阳能充电比例达75%以上才能依比例获得ITC补贴：若搭配100%太阳能可获得最高26%的ITC，若是搭配 75%太阳能，则仅能获得19.5%的ITC。IRA法案发布后，不仅将ITC补贴以30%费率延长十年（2033年退坡），也免除与太 阳能匹配的限制，不仅增加风光配储的积极性，也让独立储能得以纳入补贴范围。我们认为IRA的正式生效将继续带动美 国储能市场活力，储能装机有望进一步加速，独立储能受益最大。

2023Q1财报显示户储需求仍然旺盛，REPowerEU将为欧洲储能市场提高长期动力。根据我们测算，2023年欧洲户储装机 量有望达9.43GWh，2023-2025年新增装机规模CAGR有望达53.4%。从固德威、禾迈股份、德业股份、昱能科技等公司 2023Q1财报数据看，2023年后能源危机时期欧洲户储需求仍然旺盛。 欧盟委员会2022年发布了REPowerEU，计划将2030年可再生能源装机容量从1067GW提升到1236GW，占比由40%提升至 45%，需要大规模表前表后储能作为灵活资源。根据Wood Mackenzie保守预测，2022-2031年欧洲年均新增表前储能装机容 量有望达到8.9GWh。