储能行业深度研究：海内外需求共振造就优质赛道

互推小编 2023-05-04

（报告出品方/作者：国联证券，贺朝晖、梁丰铄）

1. 储能刚需属性深层原因分析

1.1 原因一：新能源发展持续提升消纳压力

新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。全球电力系统正在经历从传统能源向新能源转型的过程，光伏和风电装机量在总装机中的比例，已由 2012 年的 6.7%，提升至 2021 年的 20.9%。据国家能源局，2021 年我国风光装机量占比达到 26.7%，高于全球平均水平。

新能源发电量仍有较大提升空间。由于风电及光伏发电依赖资源，有效利用小时数较低，发电量占比低于装机占比。2021 年，全球范围内可再生能源发电量（除水电外）占总发电量的比例为 12.8%，较装机比例低 8.1pct 以上；我国风电及光伏发电量占总发电量的比例为 12.1%，较装机比例低 14.6pct。

现阶段较高比例的弃风弃光，以及未来电网对更高比例的可再生能源并网消纳的调节问题是我国电力行业面临的重大挑战。2022 年上半年，全国弃光率为 2.3%，同比升高 0.2 pct；单看 6 月份，全国弃光率同比上升了 0.2 pct，光伏消纳仍具有一定压力。

2022 年上半年，全国弃风率为 4.2%，同比升高 0.6 pct；6 月单月，全国弃风率同比上升了 0.8 pct，风电消纳形势依旧较为严峻。

分地区来看，部分西北部省份的弃风、弃光问题依旧比较严重，其中青海省 22 年上半年的弃风、弃光率分别达到了 6.5%和 10.9%，甘肃弃风率达 9.1%，新疆弃风率达 6.2%，蒙西地区弃光率达 3.6%。

1.2 原因二：居民用电比例提升增加负荷波动

在发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化，负荷端的用电波动也在增大。纵向对比来看，近年来我国第一产业和第二产业用电量占比持续下降，而第三产业和居民用电占比不断提高，截至 2022 年上半年，已分别达到 17%和 15%。

横向对比发达国家，我国居民用电具有较大的提升空间。我国产业结构仍然以工业为主，服务业及居民消费处于快速发展过程中；电力消费结构呈现出同样的特点，未来城市化进程的继续和产业的转型升级均会提升我国第三产业和居民用电的比例。

而在人均用电量的角度，我国人均居民用电量大幅低于发达国家，2019 年的数据仅为美国的 16%，日本的 33%。在经济快速发展带动消费的背景下，预计我国居民用电量绝对值将保持上升势头。

居民用电负荷难以预测，电网需逐步适应。未来我国第三产业、居民用电占比预计将继续提升，电网也需要从适应工业负荷向适应民用负荷过渡。工业、工商业和居民用电因为使用习惯的差异，具备不同的负荷特征；工业和工商业用电的单体规模较大，运行相对规律，而居民用电因为单体规模小且分布零散，运行极不规律，增大了对于负荷的预测难度。

极端天气的影响加剧了负荷的波动性。在全球气候变化、燃煤供暖逐步取消的背景下，冬季电采暖设备的集中使用进一步提升了峰值负荷，对电网造成了极大的瞬时冲击。而 2022 年夏季的炎热天气使得多个省级电网峰值负荷创历史新高，较 2021 年峰值提升明显。

多地用电负荷增速高于用电量增速，电网面临更加严峻挑战。随着小型化、多元化的用户终端在电力系统中的占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大。在 2010-2021 十一年间，我国多个省市呈现出用电负荷增速高于用电量增速的趋势，我们认为这样的趋势在未来仍将延续，从而对电网造成更大的冲击。

1.3 原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项

我国灵活调节电源比重低，应对源荷高波动性的能力需加强。提升电网灵活性主要指提高调峰和调频能力，依赖于电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源的配合。根据中电联 2020 年 5 月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国灵活调节电源装机占比不足 6%，“三北”地区新能源装机富集，但灵活调节电源不足 3%，调节能力先天不足。比较而言，天然气发电比例较高的欧美国家灵活电源比重较高，美国、西班牙、德国占比分别为 49%、34%、18%。

配置储能可以促进新能源消纳，减少弃风、弃光损失。储能系统参与发电侧的平抑波动，可从源头降低风力和光伏发电并网的波动性，大幅提升可再生能源并网消纳能力，为大规模的可再生能源发电外送和应用提供技术支撑。

配置储能可提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。火电、水电、核电和天然气等发电方式都通过发电机输出电能，汽轮机组的转动惯量可以在电网出现频率波动时，延缓波动趋势。但风电机组的转动惯量较小（由于转速较慢）；而光伏发电不具备转动惯量（没有转动设备）。风光电源比例的提升，使得电网应对频率突变时的响应能力大幅下降。以电化学储能为代表的储能方式具有快速的响应速率，可以在电网频率波动时提供电网惯量支撑，并且自动响应进行调频。

配置储能可保障短时尖峰供电，大幅节省电网投资。传统电网投资建设的容量需要能够满足尖峰负荷，但尖峰的持续时间很短，由此会形成高容量的利用率低下的问题。例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿千瓦，超过 95%最高负荷持续时间只有 55 小时，在全年运行时长的占比仅为 0.6%，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达 420 亿左右；而如果采用 500 万千瓦/2 小时的电池储能以保障尖峰负荷供电，所需投资缩减为 200 亿左右，大幅节省电网投资。

配置储能是新能源发电的重要趋势。随着光伏及风能发电比例的提升，其波动性、间歇性和非灵活调节等先天缺陷越发明显。在未来的新能源发电项目中，通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经基本成为行业内的共识。

2. 国内：风光配储主线地位不断夯实

2.1 配储政策已全面贯彻执行

多省区发布新能源配储政策，助推电源侧储能装机提升。我国新能源配置储能的政策正在经历从鼓励建立可再生能源配套储能试点工程，到新建光伏、风电项目要求批量化配置储能的转变。根据北极星储能网，截至 2022 年 7 月，已有 23 个省区发布新能源配储政策，其中 2022 年共有 15 个地区发布新能源配储政策，新建光伏风电项目通过自建或租用共享储能等方式的配储比例大多位于 10~25%，配置储能时长一般要求 2 小时以上。

上半年储能投运规模显著上升。根据 CESA 统计，2022 年上半年，我国并网、投运的电化学储能项目总数为 51 个，较去年同期增加 4 个；项目体量显著扩大，总装机规模为 392MW/919MWh，装机功率及额定能量分别同比增加 70.2%和 161.2%。其中用户侧储能（35MW）装机较去年基本持平，电网侧储能（80MW）装机同比增长 30.52%，电源侧辅助服务储能（116MW）、集中式新能源储能（152MW）以及分布式及微网储能（9.0MW）规模提升较大，分别同比增长 81.64%、128.33%和 150.35%。

“十四五”期间储能行业有望实现高速发展。据 CNESA，2021 年我国新型储能新增投运规模为 2.4GW，而 2021 年国内新增规划及在建的新型储能规模达到 23.8GW，并且其中百兆瓦级的大型项目数量较以往明显增加。据工信部数据，2021 年我国储能型锂电池产量为 32GWh；而 2022 年上半年储能电池产量为 32GWh，已经达到 2021 全年的水平。另外根据我们统计到的 15 个省区的“十四五”规划，预计“十四五” 期间新增储能装机将超过 50.3GW，行业有望实现高速发展。

2.2 发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈

发电侧配套储能最初是为解决风电、光伏消纳问题，但增加投资带来的电站收益率下降成为当前亟待解决的难题。国家发改委、能源局于 2021 年 8 月发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，标志着储能在发电侧的商业模式逐渐明晰，未来可以更灵活的方式来解决弃风弃光，兼顾消纳和经济性。文件对于储能商业模式的优化主要体现在以下方面： 1）明确可再生能源并网消纳的责任主体，保障性并网由电网公司承担，市场化并网由发电企业承担；随着成本下降，电网承担的消纳规模和比例将有序调减；鼓励可再生能源企业在保障性并网以外自建或购买储能和调峰能力。 2）明确约束监管机制，电网调度机构将不定期对储能项目开展调度测试，确保运营方从长期运营的角度选择储能方案，从而提高储能项目的整体质量。 3）鼓励以 10 年以上长期协议购买储能调峰服务，有望保障储能项目收益的长期稳定性，获得可预期的现金流。

发电侧配套经济性是当前主要制约

储能参与辅助服务市场的经济性已初步显现。全国各地已陆续发布辅助服务市场规则，明确了调峰、调频服务的补偿标准，当性能指标和规模的障碍逐步扫除，未来储能参与辅助服务市场的力度将主要由项目经济性决定。调峰是一种容量调节，参与机组需要具有较大容量。综合各地调峰补偿费用规则，调峰补偿费用普遍在 0.2~0.6 元/kWh 的水平，福建补偿费用最高，达到 1 元/kWh。同时参与调峰的储能都有规模要求，普遍在 10MW/20MWh 以上，储能机组需具备 2 小时时长，其中安徽、福建、湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即储能机组需具备 4 小时时长。

对比用于调峰的灵活性电源的度电成本，抽水蓄能度电成本最低，三元电池最高，磷酸铁锂位于中间。但抽水蓄能由于地理位置限制，不能灵活布置于所有需要调峰场地，三元电池倍率性强，但受制于循环寿命，而磷酸铁锂电池兼顾了放电速率和循环寿命，是最理想的调峰电源。

根据我们的测算，假设采用 10MW/40MWh 储能系统用于调峰，考虑 8%贴现率以及补偿费用为 0.6 元/kWh 下，系统以每天“一充一放”的模式运行，LCOE 为 0.7 元/kWh 左右，按照 15 年使用寿命计算，其 IRR 为 9.1%；而采用“两充两放”可降低至 0.5 元/kWh，IRR 高达 21.5%。

基于目前大部分省市的调峰补偿费用，配置相同比例的储能电池，均采用每天一充一放的模式运行，在储能单位成本降低的情况下，15 年电池使用寿命期间，其 IRR 显著提高。当储能单位成本降低至 1.6 元/Wh 且补偿费用为 0.6 元/kWh 时， IRR 可达 10.1%；若储能单位投资成本增加至 2.4 元/Wh，补偿费用达到 1 元/kWh 时其 IRR 仍可达到 9.6%，储能系统已初步具备经济性。

随着储能在发电侧的应用不断推广，我们认为未来的光伏电站收益模型将发生较大变化，应该考虑到储能降低弃光产生的收益、参与调峰调频产生的收益、以及碳排放交易产生的收益等因素的影响。

我们以 2021 年全国平均情况作为模型输入条件：全年利用小时数 1163 小时，弃光率 2%，平均燃煤标杆上网电价 0.36 元/kWh，考虑近期组件价格上涨，假设光伏电站造价 4.2 元/W。

通过我们的模型分析，在弃光率为 2%的条件下，如果储能仅参与消纳，电站收益率会出现下滑；但储能参与调峰、调频提供辅助服务后，系统收益率将大幅提升并超过无弃光时的电站收益率。

我们认为未来提升光储一体电站的收益率主要途径有两条： 1）分母端：持续降低系统造价。在规模化和技术进度共同作用下，光伏系统、电池组保持了每年 10%以上的成本下降，按照此速度，未来需要 2~3 年，配置 10%储能的光伏发电项目即可实现平价，降本实现收益模型分母端降低。 2）分子端：拓展电站收益来源。配置储能仅仅用来改善弃光、弃风，对于储能容量未能实现完全利用，随着电力辅助服务市场的进一步完善，让储能更多参与电网调峰、调频服务，获得服务补偿费，并且在碳排放交易市场搭建完善后，出售碳排放指标获得收益，打通多种收益来源，提升收益模型分子端。

新能源消纳压力提振发电侧配储需求

日前电池储能在风电、光伏电站最重要的作用是降低弃风、弃光率，在新能源装机快速增长的背景下，储能是解决消纳的刚需手段。

储能电站全年工作 350 天，配置 2 小时电池储能，可以调节每日 40~60%的发电量，计算得到配置 10%比例的电池储能，能够应对 5%以内的弃光率。

根据 2021 年各地区的实际利用小时数、弃光率、累计装机量，计算需配置储能容量至少要大于每日弃光电量，考虑配置 2 小时电池储能。最终计算应对 2021 年弃光状况，需要对全国光伏总装机配置 3.1%的储能机组，所需电池储能至少 9.6GW/19.2GWh。

2021 年我国平均弃风率为 3.1%，除新疆最高 10.3%之外，大部分有弃风地区的弃风率在 3%~6%之间，全年利用小时数在 1400~2400 左右。以风电、储能电站全年工作 350 天，配置 4 小时电池储能，可以调节每日 50~60%的发电量，计算得到配置 10% 比例的电池储能，能够应对 6%以内的弃风率。

根据 2021 年各地区的实际利用小时数、弃风率、累计装机量，计算需配置储能容量至少要大于每日弃风电量，考虑配置 4 小时电池储能。最终计算应对 2021 年弃风状况，需要对全国风电总装机配置 4.9%的储能机组，所需电池储能至少 16.19GW/64.76GWh。

根据我们的测算，使用电池储能应对 2021 年实际弃光、弃风状况，需配置 9.6GW/19.19GWh 的电池储能应对弃光，以及 16.19GW/64.76GWh 的电池储能应对弃风，共计 83.95GWh。未来随着新能源占比进一步提升，应对弃光、弃风的电池储能需求将进一步增加。

2.3 电网侧：储能调频盈利能力突出

电网侧储能建设在输配电网，以提供辅助服务为主要目的。辅助服务包括调峰、旋转备用、AGC 调频、AVC 自动电压控制、黑启动等，其中实现调峰功能主要靠抽水蓄能、电化学储能等形式，目前电网侧储能规模已超 170GW，其中绝大多数是抽水蓄能，未来锂电池、液流电池比例将会逐步提升。 AGC 调频是电网侧储能要实现的重要功能，我国电网运行要求稳定在 50Hz 的频率，也就意味着系统实时发电与负载必须稳定在毫秒级别的时间间隔上，但由于实际电网运行过程中负载端和发电端一直在波动，因此实际电力系统频率是一直变化的。国内对 3GW 以上的大容量电力系统允许频率偏差为±0.2Hz，对中小容量电力系统允许偏差为±0.5Hz。

电网在频率偏离正常范围后，会顺序进行惯性响应、一次调频和二次调频来纠正，如果频率还未恢复正常值，将进行三次调频。以上调频动作的机理以及实现方式存在很大差别。

储能调频经济性突出

调频是一种功率调节，输出的是调节里程。各地调频服务补偿费计算需要综合调频性能参数 K，而电池储能凭借优异的响应速度 K1、响应时间 K2、调节精度 K3，综合调频性能参数 K 均能满足准入门槛要求，电池储能计算 K 值为火电的 2~3 倍，且均大于 1。按照各地 AGC 调频服务补偿标准，最高调节里程收入可达 6~15 元/MW。

调频属于功率型调节，对响应速度、瞬时功率要求较高，电池、超级电容器、飞轮都可以满足需求。对比用于调频的灵活性电源的里程成本，钛酸锂电池最低，超级电容器最高，磷酸铁锂电池位于中间。但钛酸锂的能量密度较低，而且成本较高，超级电容器和飞轮的放电时间低于锂电池，磷酸铁锂电池能够平衡成本、放电时长、相应速度，是比较理想的调频电源。

假设采用 9MW/6MWh 储能系统用于调频，同样考虑 8%贴现率以及里程补偿费用为 4.5 元/MW 下，如果响应 3min 的 AGC 调频指令，里程成本为 6.59 元/MW；如果响应 2min 的 AGC 指令，里程成本可降低至 4.39 元/MW，IRR 为 9.4%。考虑到大部分地区调频补偿费用最高为 6-15 元/MW，已具备经济性。

储能调频需求与电源总装机正相关

电池储能需要进行容量控制，通过一次、二次调频实现上调、下调频率，对应放电、充电动作，保证有足够的容量能够稳定输出功率，因此电池容量要在调频结束时保持在 50% SOC 位置。进行充放电操作时，为保证电池寿命和效率，要避免充放电深度过大，一般充放电都预留 10% SOC 的余量。储能电池充放电输出功率 P 是相同的，放电时间 t 为一次调频和二次调频需要时间总和，因此电池储能总容量应满足如下要求： Q=上调频率放电容量+10%SOC+下调频率充电容量+10%SOC =2Pt+10%Q+10%Q

截止 2021 年底，我国各类电源总装机已达 2377GW，其中火电装机 1297GW，占比最高达到 55%，但新能源装机占比已增长至 27%。未来随着新能源占比提升，电网调频需求将进一步增加，按照我们以 600MW 火电机组一次、二次调频需求计算结果，为所有电源配置额定出力 3%、放电时长 40min 的电池储能系统，2377GW 电源总装机需要 71GW/47GWh 的储能调频电源，并且会随着电源总装机量增长持续提升。根据中科院预测，国内储能调频装机量将保持 8%的年复合增速，未来年调频装机需求 1.5~2GW。

2.4 用户侧：电价市场化是最强催化剂

用户侧储能在所有方式中市场化程度最高，经济性驱动规模增长，峰谷套利是最主要的盈利模式。2021 年 7 月，国家发改委发布了《国家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善分时电价机制，扩大了储能在用户侧的峰谷价差套利空间。政策对于用户侧储能项目经济性的优化主要体现在以下 2 个方面： 1）完善峰谷电价机制，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。 2）建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。

用户侧储能削峰填谷的经济性主要取决于峰谷价差。我们测算对于典型储能电池，峰谷价差在 0.7 元/kWh 以上将具备套利经济性，根据各地在 2021 年初公布的销售电价，我国仅少数地区部分地区具备峰谷套利空间。

而 2022 年 8 月，全国电网代理购电峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省区有 18 个， 8 月国内峰谷价差最高的地区为海南省（1.30 元/kWh），全国范围内峰谷价差套利空间较 2021 年初呈现明显扩大趋势。不过大部分地区的峰谷价格比例没有达到《通知》中要求的 4:1 或 3:1 的水平，且仅有 12 个省市设立了尖峰电价机制，整体来看，全国范围内峰谷价差套利仍有较大提升空间。

以山东省为例，8 月最大峰谷价差为 0.73 元/kWh，峰平价差为 0.28 元/kWh；按一座储能电站规模为 100MW/200MWh，每年 300 天，每天 1 次完整充放电，每年峰谷套利收益约为 3430 万元；假设储能 EPC 建设成本为 1750 元/kWh，则投资回收期为 9.8 年，按照 20 年使用寿命计算 IRR 为 9.27%。

考虑到今年储能 EPC 建设成本基本位于 1500-2000 元/kWh 中间，在峰谷价差大于 0.7 元/kWh 时，按照 20 年使用寿命期间，储能电站的 IRR 基本均可大于 8%。若建设成本降至 1500 元/kWh，则峰谷价差为 0.6 元/kWh 时亦具有经济性。由于电价市场化后峰谷差增大，储能电站对于成本的价格接受度逐渐较高，进一步提升了用户侧储能的渗透率。

2.5 共享储能解决经济性痛点

由第三方运营的，具备独立主体的共享储能电站有望发挥储能价值。共享储能电站以电网为纽带，整合分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源，统一协调服务于网内所有主体。针对用户自建的分布式储能，在保证用户使用的前提下，使其为电网提供辅助服务获得收益；针对大容量集中式储能，通过优化调控使其可同时为多个用户提供服务，获取储能服务使用费。

共享储能的收入来源很大一部分来自于容量租赁，已有多个省份发文明确容量租赁价格。8 月 22 日河南省发改委发布了《河南省“十四五”新型储能实施方案》，突出建立共享储能租赁制度，2022 参照租赁价格为 200 元/kWh/年。9 月 1 日山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，容量补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的 2 倍执行。对于新能源电站投资方而言，共享储能有利于维持项目 IRR。根据我们的测算，假设光伏利用小时数为 1500h，弃光率为 2.5%，新建 100MW 光伏电站需按 10%-2h 配建或租赁储能设施。光伏电站不配套储能的 IRR 为 6.89%，若只考虑储能提供消纳的功能，自建储能将使项目 IRR 降低至 5.63%，而以 150 元/kWh/年的价格租赁相应容量的共享储能可使 IRR 维持在 6.11%。

新能源配储参与消纳的项目利用率较低。根据我们此前的测算，当前国内新能源发电项目普遍采用的 10%/2h 的储能配置比例可满足弃光率在 5%以内的消纳需求。然而 2021 年全国平均弃光率为 2%，根据我们的测算，通过配置 3.1%/2h 的储能即可满足消纳需求，因此以较高比例配建的储能存在容量过剩的风险，从而造成利用率较低，影响项目经济性。另外，发电侧分散的配建储能单体容量相对较小，难以响应电网的统一调度，在提供辅助服务的方面同样受到限制。

对于共享储能电站而言，收益模式的多元化显著提升 IRR。以 100MW/200MWh 共享储能电站为例，假设主要收入来源为容量租赁费用和调峰辅助服务收益。假设其建设成本为 1.8 元/Wh，容量租赁费用为 150 元/KWh/年，调峰补偿费用为 0.4 元/KWh，每年调峰次数为 100 次，调频补偿费用 4 元/MW，调频运营 150 天。根据我们测算，随着收益模式的多元化，独立的共享储能电站项目收益率可逐渐提升。

2.6 中标价格回升改善厂商盈利

原材料价格趋稳，电芯成本小幅下降。21 年以来，磷酸铁锂正极材料价格大幅上涨，电解液、负极材料、铜箔等原材料价格同样涨幅明显。22 年二季度以来，各类原材料价格整体趋稳。

我们以各类原材料现货市场均价测算磷酸铁锂电芯成本，可以观察到 22Q2 以来电芯成本涨幅明显放缓；8 月电芯成本为 762.4 元/kWh，环比下降 0.24%，同比去年 8 月上涨 39.4%。

目前电池成本约占储能电站建设成本的 74%，我们构建了储能系统成本模型，假设 21 年 1 月至今变流升压等其他设备成本，以及 EPC 等其他费用成本基本保持不变，储能系统成本由 21 年 1 月的 0.93 元/Wh 上升到 22 年 8 月的 1.32 元/Wh。

22 年上半年储能系统中标价格偏低，当前厂商盈利空间好转。根据我们统计的国内储能项目中标单价，21 年 3-10 月以及 22 年 2-4 月行业中标均价显著下滑，与原材料成本的上涨趋势背离。近期随着原材料成本的下行，以及中标价格的回升，我们判断厂商的盈利空间将得到提升。

3. 海外：能源危机带来欧洲户储机遇

3.1 供需失衡带来高电价将持续

欧洲能源成本大幅上涨，驱动户用光储需求。欧洲各国高通胀在 2021 年下半年就已将能源价格推至高位，而今年年初的俄乌冲突造成全球范围内的化石能源供应紧缺，国际煤、石油和天然气价格自年初以来迅速攀升。

受能源价格上涨影响，欧洲电力价格持续走高。德国居民电价在 2022 年达到39.92 欧分/千瓦时，同比 2020 年上涨 23.8%。欧洲主要国家居民电价在 2021，2022 年仍处于快速上涨阶段，预计未来将持续维持高位。高电价极大促进各国居民和工商业用户对于分布式光伏的旺盛需求，加快各国能源结构转型的进程。

天然气在欧洲能源结构中地位重要，且高度依赖俄罗斯进口。2021 年，欧洲总发电量为 4032.5TWh，其中天然气发电量为 799.3TWh，占比 19.8%；同时，天然气占欧洲一次能源消费结构中的 25%，在欧洲能源结构中地位十分重要。欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口，以德国为例，2020 年从俄罗斯进口的煤炭、石油、天然气分别占总供给量的 20.9%、37.2%、45.7%。

欧盟对于俄罗斯天然气的需求较为刚性。2012-2019 年期间，由于在能源转型过程中大幅削减对煤炭的使用、风电及光伏发电的波动性需要灵活机组调节、气候变化以及缺乏更合适的供应途径等多重因素，欧盟对于俄罗斯天然气的依赖程度明显提升，即使 2014 年克里米亚事件后依然不改上升趋势。

煤及核电机组无法及时填补天然气的缺口。2012-2020 年，英国火电机组装机量由 67.5GW 下降至 53.3GW，火电及核电装机占比由 80.7%下降至 55.5%；德国核电机组装机量由 12.1GW 下降至 8.1GW，火电及核电装机占比由 52.4%下降至 44.6%。

2021 年，英国燃煤发电量为 6.5TWh，仅为 2011 年 108.4TWh 的 6%左右；英国核电发电量于2011-2021年之间下降了33.5%，德国燃煤及核电发电量分别下降了38.1% 和 36.1%。在高波动的光伏及风电配套的储能规模不足，天然气供应受限的情况下，我们认为欧洲当前的发电结构难以短期内通过自身的调节缓解用电紧张的局面。

本土供给不足的情况难以改善，预计 25 年天然气价格仍处较高水平。2021 年，欧洲天然气产量为消耗量的 36.8%，且由于产量逐年下降，本土的供需缺口持续拉大。据 IEA 预测，未来欧洲天然气需求量将缓慢下降，预计 2025 年需求量较 2021 年降低 6.1%，不过天然气价格仍将维持在与 2021 年接近的较高水平。

新供应体系的建立预计无法短期落地，且经济性欠佳。欧盟计划在北美、非洲、亚太地区寻求更多潜在的天然气供应方案，但是我们认为更加复杂的能源供给体系难以在短期内搭建完毕，而且成本或将大幅高于从俄罗斯进口的管道天然气。

3.2 高电价奠定欧洲户储刚需属性

相比只安装光伏系统，配套储能会显著提升 IRR 并缩短投资回收期。假设德国一户家庭安装 5kW/10kWh 的光储系统，系统成本为 12000 欧元，其日均用电量为 20kWh，安装光储系统发电量的有效利用率为 85%，使用年限为 20 年。相比无光储系统，其收益主要来源于光伏发电的自给自足以及上网电量的收益。

根据我们的测算，20 年内光储系统的 IRR 为 17%，投资回收期为 5.5 年；而仅安装光伏，不配套储能系统的发电量有效利用率仅为 25%，计算得到 IRR 为 12%，投资回收期为 7.3 年。安装光储系统的内部收益率提升了 5pct，投资回收期缩短了近 2 年，体现了光储系统的经济性优势。

由于光储系统可基本保障家庭电力自发自用，预计 5.5 年后安装光储系统累计支出小于电网购电成本。由于欧洲能源成本的不断上涨，并且根据 IEA 的预测，2025 年欧洲天然气价格仍将处于较高水平。随着光储系统的有效利用率的不断增加，安装光储系统的经济性愈发明显，根据我们的测算，安装光储系统 5.5 年后的累计支出可低于全部通过电网购电的支出；仅安装光伏系统 7.3 年后的累计支出低于全部通过电网购电的支出。

高电价以及持续增长的居民人均用电量将使居民对光储系统安装成本接受度较高。目前德国 5kW/10kWh 户用光储系统的总安装成本在 1-1.3 万欧元之间。若安装成本提高至 1.6 万欧元，IRR 为 12%；若电价下降至 0.2 欧元/kWh，安装成本为 1.1 万欧元，IRR 仍可达到 8%。欧洲的高昂用电成本显著抬升了居民对于储能系统价格的接受程度，国内出海厂商的利润空间明显提升。

4. 国内大储+海外户储主导需求增量

4.1 储能需求框架分析

能源转型背景叠加多重因素催化，全球储能需求高增。国内持续高增的新能源装机预期叠加愈发普及的新能源配储政策预计贡献“十四五”期间全球范围内最主要的储能需求增量。欧洲对于摆脱外部能源依赖的坚定追求，以及居住条件、用电成本和消费观念的全面适配，构建了户用储能高速发展的广阔空间。美国《降低通胀法案》的通过将提速其储能市场的发展，新部署的储能系统可获得投资税收抵免（ITC）激励措施的资格。而在全球能源转型的大背景下，储能在亚太、中东、南美等市场的潜力预计也将逐渐释放。

4.2 国内储能需求快速提升

光伏在建项目规模较大。据国家能源局，2022 年上半年，我国光伏新增装机 30.88GW，同比增长 137%。而今年 5 月 30 日，国家能源局数据显示我国光伏发电在建项目规模为 121GW，预计全年光伏发电新增并网 108GW，同比去年装机量将提升 97%。

海风招标高增，下半年装机有望回升。由于 2021 年是我国海风项目享受国家补贴的最后一年，新增海风装机量创历史新高，达到 16.9GW，同比+339.5%。今年上半年受沿海省市疫情暴发以及原材料价格高企等因素限制，海上风电项目开工率较低。现阶段，随着影响海上风电项目建设的不利因素减弱，结合风机大型化技术降本、地方补贴出台，共同助推海风项目收益率的提升，下半年海风装机规模有望实现显著回升。

下半年风光装机全面向好，预计带来储能大规模抢装。据中国储能网统计，2022 年 1-7 月国内投运、拟在建、建设中的新能源储能项目总装机为 25.94GW/58.99GWh。我们认为随着下半年光伏并网规模显著提升，风电装机开始回升，在全国多地强制配储的政策要求下，储能装机量也将相较上半年大幅提升，预计在年底出现抢装局面。

预计 22 年国内储能功率需求同比增长 227%，容量需求同比增长 276%。根据我们的测算，2022 年我国储能需求将达到 7.9GW/18.4GWh，预计储能功率需求和容量需求将分别同比增长 227%和 276%；预计 2025 年我国储能需求为 49.5GW/126.7GWh，对应功率需求和容量需求 21-25 年 CAGR 分别为 113%和 125%。

4.3 寻求能源独立推升欧洲储能需求

欧洲储能快速发展，应用场景以户用为主。据 BNEF，2021 年欧洲储能新增装机量约为 5.1GWh，同比增长 174.6%；其中户用储能新增 2.7GWh，同比增长 129.2%，占总装机量的 52.9%。

德国是欧洲家用储能市场领导者，2021 年德国新增装机量占欧洲的比例达到 60%。 2021 年德国新增储能装机 1.44GWh，同比增长 47.5%，2013-2021 年 CAGR 为 57.0%；其中家用储能新增装机量为 1.27GWh，同比增长 48.8%，2013-2021 年家用储能的 CAGR 为 56.6%。

为寻求能源独立，欧盟发布“REPowerEU”计划。计划旨在 2030 年前摆脱对俄罗斯能源的依赖，实现向绿色能源的快速转型。计划中提到欧盟将采取多项措施将 2030 年的新能源占比从40%提高至45%，2025年欧盟将实现光伏装机容量翻倍，且在2025、 2030 年前新增光伏装机容量分别达到 320、600GW。REPowerEU 还将屋顶光伏审核周期缩短至 3 个月之内，并采取法律措施逐步要求新建建筑必须安装屋顶光伏。

光储成本下降，户用储能经济性凸显。据 SolarPower Europe，预计德国家庭购电成本在 2022-2023 年将持续维持高位，而光伏+储能的平准化度电成本将持续下降，双重因素导致投资回收周期缩短，培养了居民采购光储系统的消费习惯。

欧洲光伏装机预期上升，带动户储高速发展。欧洲太阳能协会 SPE 此前已宣布上调 2022-2025 年光伏装机预期至 39/59/83/112GW，相比原场景的 30/38/45/50GW 分别上调 30%/55%/84%/124%。

高电价带动渗透率提升，德国户用光伏装机持续高增。2020 年德国共有 4220 万户家庭，其中安装光伏家庭数为 130 万户，渗透率为 3%。安装储能家庭数为 30.5 万户，渗透率仅为 0.7%。2020 年户用光伏新增装机容量为 3.75GW，新增储能容量为 66MWh，随着高电价以及安装光储度电成本的下降，未来新增装机量将持续高增。

预计 25 年欧洲户用储能新增装机 18.42GW/36.84GWh。我们根据欧洲储能主要装机国家的家庭户数及潜在的光储渗透率进行测算，预计 2025 年欧洲户用储能需求为 18.42GW/36.84GWh，对应储能装机需求 21-25 年 CAGR 为 79.41%。

4.4 全球储能高增共振

预计 25 年全球储能新增装机 107.82GW/285.35GWh。在欧洲及国内储能市场需求高速增长的基础上，我们预计美国大量的电力储能及户用储能需求仍将占据全球市场的重要份额，而亚太、拉美、中东等市场潜力预计也将逐渐释放，根据我们的测算，预计 2025 年全球储能需求为 107.82GW/285.35GWh，对应储能功率需求和容量需求 21-25 年 CAGR 分别为 80.31%和 77.44%。

5. 投资分析

5.1 宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态

先发布局储能领域，储能业务迅速发展。作为全球领先的新能源创新科技公司，储能业务自公司成立之初便是公司重点发展业务之一。2011 年公司成立伊始便中标国家电网张北风光储输示范项目，正式步入储能领域。近年来公司与各储能企业加大合作力度，深度布局储能领域，公司储能业务营收迅速增长。2021 年公司储能业务实现营业收入 136.24 亿元，同比增长 601.01%，储能业务占总营收的比例达到 10.45%。

规模及品牌优势显著，储能锂电池出货量全球第一。公司近年来凭借着超强的规模与品牌优势，在国内外储能领域建立了覆盖上中下游的完整的储能产业链。在国内市场上，公司与国家电网、国家电投、国网综能、永福股份、星云股份、科士达、易事特等众多国内大型储能厂商建立了合作关系，在海外市场方面，公司储能产品远销全球 35 个国家和地区。2021 年宁德时代以 24.5%的市场份额成为全球储能锂离子电池出货量排名第一的企业。

5.2 派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显

海外家用储能需求旺盛，绑定优质海外客户。在欧美、日韩等海外发达地区家用储能需求不断攀升。公司与欧洲最大的储能系统集成商 Sonnen、英国最大的光伏供应商 Segen 等公司深度绑定，海外市场营收迅速增长。公司储能产品已获得中国、欧盟、北美、澳洲、日本等国际地区的认证，市场占有率行业领先。2021 年公司实现营业收入 20.63 亿元，同比增长 84.14%；归母净利润 3.16 亿元，同比增长 15.19%。储能业务营收 19.88 亿元，同比增长 90.30%。

坚持垂直化产业布局，产品及认证资质优势明显。派能科技作为行业领先的储能产品提供商，始终坚持垂直化产业布局理念，谋求电芯、模组及储能电池系统一体化发展。公司可以提供 5V~1500V 全系列电压等级全场景储能系统及定制化解决方案，产品能够灵活适应多种应用场景的同时质量也在国际市场上处于领先水平。海外储能行业产品认证周期较长，公司在海外市场多年的耕耘使得公司具有较全的资质认证，有利于维护公司在行业内的竞争优势。

5G 基站建设提升通信储能电池需求，公司未来潜在业绩增长点。储能系统可以在电力中断期间保证通信基站等关键设备应急供电并降低设备用电成本，因此随着 5G 基站建设的不断加速，通信储能电池需求量激增。公司作为 5G 建设龙头企业中兴通讯的子公司，是中兴通讯的主要储能系统供应商之一。随着 5G 基站建设带来的备用电源储能需求快速提升，通信储能电池有望成为公司潜在的业绩增长点。

5.3 南都电源：一体化布局，聚焦储能再出发

依托全产业链一体化体系，领跑全球新能源储能市场。南都电源自 2011 年进入全球储能市场，先后承担国内外 50 余个储能项目。公司主要采用销售、代建、共建等业务模式，通过提供锂电等储能产品应用于国内外多种储能应用场景。目前主要市场分布于欧美、北美和韩国等。公司逐渐剥离铅酸电池业务，聚焦于锂电储能，2022 年上半年实现扭亏为盈，归母净利润为 5.30 亿元。

专注锂电核心技术，扩展储能应用场景。公司拥有电池材料、电池系统领域核心技术，已形成“原材料-产品应用-运营服务-资源再生-原材料”的产业链闭环体系。目前三代储能锂电产品已通过 120 余项全球储能领先标准安全认证认可，彰显了公司锂电核心技术实力。

5.4 鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量

明确转型储能战略，资源配置聚焦储能。鹏辉能源是国内最早从事储能电池的公司之一，近年来公司明确加速转型储能战略，集中公司资源配置建设储能业务，力争通过储能业务实现公司业绩高速增长。2021 年公司发布“351 战略规划”，目标三至五年内达到营业收入 100 亿元。2021 年公司营业收入达到 56.93 亿元，其中储能业务收入 17 亿元，占总营收的 30%左右。随着公司储能电池产能的快速放量，预计公司储能业务占比将扩大至 50%左右，是公司未来最重要的业绩增长点。

储能钠离子电池前景广阔，加快布局钠离子电池材料产业链。相较于锂离子电池，钠离子电池能量密度略低但成本优势十分明显。由于储能领域对电池能量密度要求不高，因此钠离子电池在储能领域具有更加广阔的应用前景。公司近年来不断加大钠离子电池的研发投入力度，加快布局钠离子电池材料产业链，有利于未来公司钠离子电池产品的开发和大规模量产。公司钠离子电池产业规模化后将会体现其性价比优势，产品有望在储能领域得到广泛应用。

先发优势绑定优质客户，产能加速建设。公司在储能领域积累了中国铁塔、中国移动、南方电网、阳光电源、天合光能等众多优质客户。公司近年来不断加快产能建设节奏，预计随着储能市场规模的不断攀升以及公司储能电池产能的建成投产，鹏辉能源储能业务将有望实现迅速增长。

5.5 德业股份：逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场

传统家电企业优秀供应商，依托制造能力开拓储能业务。德业股份成立以来深耕传统家电行业数十年，在经营自身电器业务的同时也是美的等家电龙头企业的供应商。在全球能源结构调整的大背景下，公司把握时机战略布局新能源领域，依托自身强大的制造能力迅速开拓储能业务，实现了公司营收的迅速增长。2021 年公司实现营业收入 41.68 亿元，同比增长 37.85%；归母净利润 5.76 亿元，同比增长 51.28%。

海外市场多点开花，业绩有望大幅增长。公司逆变器领域主要产品包括户用光伏储能产品、微型逆变器、组串式逆变器，目前主要销往海外市场。随着俄乌战争导致欧洲能源价格持续上升，海外市场户用光伏储能产品的需求也随之高涨。公司顺应市场需求不断完善海外市场布局，在美国、欧洲、南非等海外市场的业绩均实现大幅增长。2022 年上半年，德业股份储能逆变器实现销量 7.85 万台，销售收入同比增长 241.63%。

推出全新储能逆变器产品，市场份额有望进一步提升。2022 年 5 月，公司于“欧洲最大光伏展”—德国慕尼黑国际太阳能技术博览会推出新产品，新品包括 50kW 高压储能逆变器、单相 16kW 储能逆变器、堆叠式储能电池系统等。新产品优异的性能将有助于公司进一步开拓欧洲市场，扩展公司的市场份额。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。系统发生错误

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