证券研究报告|行业投资策略
电力设备及新能源
行业评级强于大市（维持评级）
2024年1月1日

破土凌云节节高—2024年储能年度策略报告

证券分析师：邓伟执业证书编号：S0210522050005

请务必阅读报告末页的重要声明

摘要：中美欧储能需求支撑力强劲，大储、户储、工商储三花齐放

➢ 中国：工商储开启发展新纪元，电改政策+经济性共同驱动大储持续高增

工商储：工商储相较大储更加注重经济回报，在碳酸锂价格下跌、峰谷价差拉大的背景下，工商储在国内大部分省份已具备显著经济性，并且可通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利，叠加目前商业模式灵活丰富，各渠道均可实现投资，刺激工商储投资需求进一步释放。我们测算，在当前工商业储能系统约1.5元/wh的价格下，0.65元/kwh的充放电价差即可带来8.7%以上的IRR（6000循环），工商业储能经济性可观。

大储：2023年储能中标及装机数据表现均十分喜人。政策方面对于配建储能的功率、时长甚至落地执行的要求有所趋严（例如光伏市场化项目）。经济性方面：光伏组件价格大幅下跌为安装储能腾挪出空间，辅助服务费用向用户侧传统、现货等市场化交易快速推开等电改进程正重构大储商业模式。尽管光伏装机波动可能影响短期高增确定性，但“3060”政策叠加日趋提升的经济性，将充分挖潜我国中长期储能潜力。

➢ 美国：利率见顶及政策因素正在改善悲观预期，电网稳定性考量将支撑长期储能发展

2023H1美国储能新增装机功率2.5GW，整体增速保持积极态势，但低于年初预期，主要受到利率上行、并网流程缓慢、IRA政策不清晰等因素影响。在电池价格大幅回落、ITC补贴政策逐步清晰、利率见顶预期的综合背景下，Q2大储需求有所回暖。根据EIA数据，2023/2024/2025年“>1MW”待建项目规模分别为8.35/14.91/8.62GW。考虑美国各州电网的输配电独立及灾害天气频发导致的电网供电稳定性弱，以及美国政府针对新能源巨大的IRA补贴力度和持续性，看好大储中长期持续健康发展。

➢ 欧洲：在电价有所修复背景下户储依然具备良好经济性，去库或接近尾声

保障能源安全独立、收获显著经济效益驱动户储近两年装机高增，成为近两年欧洲储能高增关键动力。欧洲为实现能源独立，制定长期能源结构转型目标，且电网基建落后，需要储能减轻新能源并网压力。目前欧洲主要国家电价虽已有明显下跌，但依然高于2020、2021年水平，我们以德国为例进行测算，在0.41欧元/kWh居民电价下，光储系统IRR依然高达26.31%。户储渠道库存自2023Q2以来处于持续去化中（厂商发货减缓、装机持续高增），预计2024年上半年库存水平将回归合理状态，看好2024年下半年国内厂商出货量重回快速增长通道。

投资建议：

关注三大主线方向下的公司：（1）渗透率快速提升的工商储细分赛道中快速放量的公司；（2）关注大储领域有独特竞争力，特别是拓展海外具备先发优势的公司；（3）关注品牌力强同时深耕海外渠道的优质户储公司

➢ 风险提示：

政策变动或不及预期风险、原材料涨价风险、储能实际装机不及预期风险

目

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◼ 全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量
中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进
工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元
大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰
美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足
欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声
投资建议及风险提示

全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量

2022年全球新增电化学储能装机规模21.1GW，同比+107.1%；

2022年全球主要储能装机地区中，中国、美国、欧洲分别占全球新增装机36%、24%、26%，三大主要市场装机占比超85%。

图表：全球储能装机规模（GW）

资料来源：CNESA，华福证券研究所

图表：全球主要地区新增电化学储能装机（GW）

图表：国内储能装机规模（GW）

全球：储能市场空间预测

2024年全球储能新增装机量159.4GWh，同比增长66%。

2024年全球储能市场规模2486亿元，同比增长54%。

资料来源：IEA、IRENA，华福证券研究所测算

全球储能					2023E	2024E
发电侧新增集中式装机（GW)	2019A 135	2020A 175	2021A 197	2022E 217	318	379	2025E 452
渗透率	7%	7%	16%	18%	24%	30%	40%
储能功率配比	10%	13%	16%	17%	19%	22%	24%
容量时长（h）	1.5	1.5	1.6	1.7	1.8	1.9	2
储能装机(GWh)	1.38	2.32	7.71	10.63	26.12	47.49	86.85

存量未配储装机（GW)	1268	1431	1589	1736	1935	2122	2277
渗透率	0.0%	0.5%	2.00%	2.50%	4.00%	5.50%	7.50%
储能功率配比	10%	13%	14%	15%	16%	17%	18%
平均时长（h）	0.50	0.50	0.60	0.70	0.80	0.90	1.00
储能装机（GWh）	0.00	0.47	2.67	4.56	9.91	17.86	30.74
新增发电侧装机（GWh)	1	3	10	15	36	65	118

电网侧年全社会用电量(亿千瓦时)	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
	170770	169062	179206	184582	190120	195823	201698
YoY	1.8%	-1.0%	6.0%	3.0%	3.0%	3.0%	3.0%
日全社会用电量(GWh)	46786	46318	49098	50570	52088	53650	55260
辅助服务需求占比	1.50%	1.80%	2.5%	2.9%	3.2%	4.0%	5.2%
渗透率	0.4%	0.9%	1.4% 17.5	2.0%	3.3% 55.0	4.6%	6.0%
储能装机需求（GWh) 新增电网侧装机（GWh)	2.46 2.46	7.59 5.13	10.0	29.3 11.8	25.7	99	172
						44	74
用户侧
独立用户侧储能(工商业)	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
装机量功率（GW）	0.30	0.39	0.51	0.76	1.14	1.48	1.93
YoY 平均时长（h）		30%	30%	50%	50%	30%	30%
独立用户侧装机量 (GWh)	2 0.6	2 0.8	2 1.0	2 1.5	2 2.3	2 3.0	2
							3.9
分布式新能源+储能 (户用储能) 新增分布式装机（GW）	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
其中：工商业装机（GW)	40 22	48	80	113	182	230	288
储能装机（GWh）	0.3	18	38	53	91	114	134
其中：户用装机（GW)	18	0.3 30	0.8 42	2.0	4.6 91	7.7	10.5
储能装机（GWh)	1.42	2.46	4.0	60	18.0	116	154
新增纯户储装机（GW)	0.52	0.44	0.62	9.6	2.50	25.0	36.0
容量时长（h）	2	2	2	1.02 2	2	4.00	4.50
新增纯户储装机（GWh)	1.04	0.87	1.23	2.05	5.00		2
存量分布式未配储装机（GW)	118	162	237	337	493	8.00 683	9.00
储能装机（GWh）	0.19	0.26	1.21	2.42	4.56	6.66	917
分布式新能源+储能装机量（GWh)	2.9	3.9	7.2	16.0	32.1	47.3	9.39
新增用户侧	4	5	8	18	34	50	64.9 69

合计新增装机（GWh)	7.3	12.6	28.5	44.5	96.1	159.4	260.1
单价（元/Wh）	2.34	2.08	2.08	2.21	1.68	1.56	1.44
市场规模（亿元） YoY (右)	172	262 53%	593 126%	984 66%	1614 64%	2486 54%	3745 51%

目

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全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量
中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进
工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元
大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰
美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足
欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声
投资建议及风险提示

中国工商储：初露锋芒，开启发展新纪元

➢ 工商储在我国处于发展初期，渗透空间广阔。

根据储能与电力市场统计，2022年我国储能市场全年并网项目总规模7.762GW/16.428GWh，其中用户侧储能仅占比10%，渗透率提升空间广阔。（注：用户侧储能=户用储能+广义工商业储能，广义工商业储能=分布式光伏配储+工商业独立储能，可认为我国户用储能暂无市场，用户侧储能全部为工商业储能）

➢ 工商储主要由投资经济性驱动，我们判断在经济性日益显著的时点下，工商储将迎来0-1发展。

政策端：工商储补贴持续加码、电力市场化改革推进、分时电价政策不断完善，为工商储经济性提升提供重要前提。

成本端：碳酸锂价格处于下跌通道，减轻投资成本压力。

收益端：工商业储能收益来源以峰谷套利为主，还可通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利。在收益来源不断丰富背景下，商业模式逐步跑通，市场化前景可期。

图表：2022年已并网储能项目的应用领域分布

资料来源：储能与电力市场，华福证券研究所

中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证

➢ 分时电价政策是工商业储能进行峰谷套利的基础。

• 为引导工商业改变用电模式，在高峰时段少用电、低谷时段多用电，提高电力系统利用率，2021年7月发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通知要求系统峰谷差率超过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。

➢ 各地不断完善分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。

• 各地不断完善分时电价政策，设置高峰、平段、低谷等电价时段，山东、江苏、浙江、河南等多地在冬夏两季用电负荷高位时出台尖峰电价，江苏试行工业用电重大节日深谷电价。此外，多地延长尖峰、高峰时长，调整电价浮动比例，对高耗能企业执行1.5倍电价，使得峰谷价差进一步拉大。

图表：各地分时电价调整政策

发布时间	地区	政策文件	主要内容
2023年6月27	贵州省	《省发展改革委关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知》	1、扩大实施范围。贵州省供电区域内执行两部制电价的工商业用户（包括市场化和代理购电用户）、电动汽车集中式充换电设施、电储能用电执行峰谷分时电价。 2、优化峰谷时段划分。峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时。峰时段：10：00-13：00、 17:00-22:00；平时段:8:00-10:00、13:00-17:00、22:00-00:00；谷时段:00:00-8:00。 3、扩大峰谷电价水平。峰平谷比价从现行的1.5:1:0.5调整为1.6:1:0.4。政府性基金及附加、基本电费不参与浮动。
2023年5月24	江苏省	《省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知》	1、优化工业用电季节性尖峰电价。为加大力度引导工业电力用户主动避峰，保障民生用电稳定供应，确保电力供需平稳，优化完善315千伏安及以上的工业用电夏、冬两季尖峰电价政策：每年7至8月，14:00-15:00和20:00-21:00，执行夏季尖峰电价，同时将17:00-18:00从峰期调整为平期；12月至次年1月，9:00-11:00和18:00-20:00，执行冬季尖峰电价。夏、冬两季尖峰电价，统一以峰段电价为基础，上浮20%。 2、试行工业用电重大节日深谷电价。为适应以新能源为主体的新型电力系统建设，缓解重大节日期间电力阶段性供大于求的现象，鼓励和引导有调节能力的连续生产工业电力用户主动增加用电负荷，提升电力系统整体效能，对 315干伏安及以上的工业用电试行重大节日深谷电价，每年春节、“五一”国际劳动节、国庆节期间，11:00- 15:00，在平段电价基础上，以峰段电价为计算基础，下浮20%。前述三个节假日具体时间以国家公布为准。
2023年4月28	四川省	《四川省发展和改革委员会关于调整我省分时电价机制的通知》	进一步匹配我省用电负荷特性，将尖峰电价执行月份从2个月调整为4个月，引导用户在夏冬两季负荷高峰时段主动错避峰用电。调整后的尖峰电价时段为：夏季7月、8月，尖峰时段：15：00-17:00；冬季1月、12月，尖峰时段： 19:00-21:00。

资料来源：贵州省发改委，四川省发改委，江苏省发改委，华福证券研究所

中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证

图表：虚拟电厂相关政策梳理

虚拟电厂协助工商业储能参与电力市场交易，丰富收益来源。

• 由于部分工商业储能规模较小，无法直接满足电力市场交易的买方需求，虚拟电厂通过信息通信技术和软件系统，实现分布式能源的聚和与协调控制，参与电力市场和电网运行、接受电网调度指令、参与需求侧响应、提供电网辅助服务。

➢ 电力市场化改革推进，多地落地虚拟电厂试点项目。

• 近年来，我国虚拟电厂支持政策频出，逐步明确虚拟电厂在电力交易中的市场地位，提升需求侧响应能力。

图表：虚拟电厂运作模式示意图

发布时间	发布单位	文件名称	要点
2021年3月5日	国家发改委、国家能源局	《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》	进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。
2021年7月23日	国家发改委、国家能源局	《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》	鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。
2022年5月27日	北京市	《北京市"十四五"时期能源发展规划》	发挥电力在能源互联网中的纽带作用，挖掘需求响应资源，聚集大型商务楼宇、电动汽车和储能设施等资源，建设虚拟电厂。
2022年8月15日	江苏省	《江苏电力辅助服务管理实施细则》	聚合商、虚拟电厂参与方式同电力用户独立参与。
2023年4月13日	济南市发改委	《关于开展虚拟电厂建设与运营试点工作的通知》	以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，以打造清洁低碳、安全高效的现代能源供给和消纳体系为指引，以市场机制为依托，以技术革新为动力，以源网荷储协同互动为重要举措，加快推进虚拟电厂建设增强电力系统调节和安全保障能力，扩大需求侧（储能）响应规模，提升我市新能源消纳及需求响应能力，形成源网荷储良性循环发展模式。
2023年5月19日	国家发改委	《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》	充分发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能力。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。提升需求响应能力。到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。
2023年6月5日	广东省发改委、广东省能源局	《广东省促进新型储能电站发展若干措施》	积极推进虚拟电厂建设。推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，配置智能量测终端+多芯智能电表”，完成独立计量和智能控制，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点。统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。
2023年6月23日	山西省能源局	《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》	随着分布式电源、电动汽车、储能、微电网的快速发展，深化我省电力现货市场建设，进一步推进源网荷储协同互动，建立现货背景下的虚拟电厂市场化运营机制，有利于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，有利于各类资源的协调开发和科学配置，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，有利于提升电力系统实时平衡和安全保供能力。

资料来源：碳中和与可持续发展、南方能源观察、国家发改委、山西省能源局、广东省发改委、济南市发改委，华福证券研究所

中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证

政策补贴加码，进一步提升工商储经济性。

• 多地对工商储给予放电、容量、投资等方式的补贴，其中浙江、江苏、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。对工商业储能的补贴体现出与光伏结合的特点，亦有利于地方招商、产业落地。

图表：工商业储能补贴政策

省份	地区	补贴方式	补贴标准2022年11月28日，《合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策实施细则》提出，对装机容量1兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh补贴，连续补贴不超过2年，同一企业累计最高不超过300万元。
安徽	合肥	放电
安徽	芜湖	放电	2022年3月4日，《芜湖市人民政府关于加快光伏发电推广应用的实施意见》提出，对储能系统按实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。补贴项目为自发文之日至2023年12月31日期间投产的项目，单个项目补贴年限为5年。
广东	深圳	放电	对已并网投运目装机规模1兆瓦以上的电化学储能项目，按照实际放电量给予最高0.2元kWh的支持，每个项目支持期限3年，资助总额最高300万元。
广东	深圳	投资	2023年5月8日，《2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南(第批)》明确，储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30%给予事后资助，最高不超过1000万元。对装机容量1MW及以上的新型储能电站，给予0.2元/kWh放电补贴
	黄浦	放电
湖南	长沙	放电	按储能电站的实际放电量，给予储能电站运营主体0.3元/kWh的奖励，单个企业年度奖励额度不超过300万元。2022年10月1日，《关于无锡高新区(新吴区)关于节能降碳绿色发展的政策意见》明确，对实际投运的新建储能项目，按照项目装机容量给予使用单位一次性补贴0.1元/瓦，单个项目最高上限50万元。对以合同能源管理模式投资区外的新建储能项目投资方按照项目装机容量给予一次性补贴，补贴标准为0.05元/瓦，单个项目最高上限25万元。
江苏	无锡高新区	容量
	苏州工业园区	放电	2021年11月24日，《苏州市吴江区分布式光伏规模化开发实施方案》明确，对2021年7月至2023年底期间实际投运的储能项目，按照实际放电量给予运营主体补贴0.9元/千瓦时，补贴2年放电量。
	常州	放电	2023年1月28日，《常州市推进新能源之都建设政策措施》明确，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时奖励，连续奖励不超过2年。
浙江	龙港	放电	对于实际投运储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴。根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/kWh的补贴、补贴两年，补贴资金以500万元为上限
	义乌	放电
	永康	容量	对非居民用户侧储能项目(年利用小时数不低于600小时)，按照储能设施按150元、120元、100元每千瓦逐年退坡补贴。制造业企业安装用户侧储能项目，按照实际放电量给予0.8元/千瓦时的补贴，连续补贴两年含投运当年)。
	瓯海区	放电
	瓯海区	容量
	舟山普陀	投资
	舟山普陀	投资	对容量在300kWh及以上的用户侧储能项目，给予0.1元/W的一次性建设补贴对开发建设新型储能项目的企业，每建成投运1个新型储能项目，补助资金30万元。对"十四五"期间建成年利用小时数不低于600小时的区统调储能项目，按储能功率300元/千瓦给予投资经营主体一次性补贴。2021年11月10日，《温州市制造业千企节能改造行动方案（2021-2023)》提出，对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴。有效期至2023年12月31日。0.5元/kWh，连续3年。对在新区备案目建成投运的用户侧储能、独立储能、分布式光储、充换储一体化等项目，储能配置时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予200元/kWh容是补贴，单个项目补贴最高不超过500万元。1.对入选的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目，年利用小时数不低于600小时的按照储能设施规模给予每年230元/千瓦补贴，单个项目最高不超过100万元，补贴3年。2.积极推进电源、电网、用户侧配套建设能示范建设，按储能设施规模200元千瓦给予补助。电池回收利用体系，按电池容量给予20元千瓦时补助。对新型储能项目（化学、压缩空气等给予补助，建成后，按投资额的2%补贴最高不超过500万元。对储能技术项目给予不超过总投资额20%的补助。2023年4月6日，《关于进一步做好河北南部电网电力需求响应市场运营工作的通知》明确，实时需求响应容量补偿标准按照8元／千瓦月


				杭州萧山区	容量
	温州	放电
重庆	铜梁区	容量
重庆	两江新区	容量
四川	成都	容量
山西	太原	投资
北京	朝阳区	投资
河北		需求响应
天津	滨海高新区	放电	对在高新区实际投运的储能项目，按照实际放电量给予项目投资方资金补贴，补贴时间不超过24个月，补贴标准为0.5元/千瓦时，单个项目每年补贴不超过100万元。

中国工商储：上游原材料降价，投资成本压力缓解

➢碳酸锂价格进入下行通道，储能成本端压力释放。

• 原材料碳酸锂价格从2022年底高位回落，目前价格已经跌至15万元/吨以下。未来随着供给端产能释放，价格仍有下降空间，原材料降本将进一步提升工商业储能经济性。

图表：电池级碳酸锂均价（万元/吨）

资料来源：Wind，华福证券研究所

中国工商储：收益来源峰谷套利为主，收益模式日益丰富

➢ 工商业储能收益来源以峰谷套利为主。

• 工商业用户可以在电价低时向储能电池充电，在电价高时由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，节省电费获得套利收益，这是当前工商业储能的主要收益来源。此外，工商业储能还能通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利。

➢ 工商业储能是虚拟电厂的重要聚合资源，进一步拓宽收益边界。

• 作为用户侧灵活性资源，工商业储能一般容量较小，会受到入市门槛或难以满足买方调度需求等因素限制，可以通过被虚拟电厂、负荷聚合商等主体聚合的方式，参与需求侧响应、电力辅助服务市场和电力现货交易市场，增加获利渠道。

图表：工商业储能收益来源

序号	收益来源	内容
1	峰谷套利	工商业储能系统在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用，从而减少企业电费支出。
2	能量时移	对于安装光伏的工商业主，配储可以提高光伏自发自用比例。在光伏发电输出较大的时候，将暂时无法自用的电能储存到电池中去，在光伏发电输出不足的时候，将电池中电能释放给电力负荷使用，实现对光伏电源的“削峰填谷”，最大化的提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本，同时帮助企业减少碳排放。
3	需量/容量电价管理	在两部制电价下，工商业储能可以帮助降低容量/需量电价。
4	后备电源	工商业储能作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能，为工商业园区内的关键不断电负载提供后备电源保障，应对突发停电事故，可以为工商业主节省部分 UPS电源设备的投入成本、降低停电停产的经济损失。
5	参与虚拟电厂、负荷商聚合	工商业储能可以被虚拟电厂、负荷聚合商等主体聚合，参与需求侧响应、电力辅助服务市场和电力现货交易市场等。

资料来源：古瑞瓦特，华福证券研究所

中国工商储：峰谷价差拉大，显著提升工商业储能盈利能力

➢ 峰谷价差位于高位，且呈扩大趋势。

• 以2023年8月为例，我国24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，近八成区域峰谷价差同比增长。其中峰谷价差超过1元/kWh的区域有8个，分别是广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖南、广东（东西两翼地区）、江苏、上海、重庆。

图表：8月代理电价峰谷差对比

资料来源：储能与电力市场，华福证券研究所

中国工商储：以江苏为例，工商业储能峰谷套利IRR测算

➢ 以江苏省为例，两充两放下测算峰谷套利IRR为9.42%。

• 7月份江苏省高峰-低谷价差0.86元/kWh，高峰-平时价差0.47元/kWh，平均充放价差0.67元/kWh。

• 假设（1）储能电站EPC成本1.5元/Wh，投资建设1MW电站，配储时长2h；（2）生命周期6000次，每日充放电2次；（3）放电深度75%，系统效率90%

• 测算得到，全投资IRR为9.42%。

图表：7月江苏35kv工商业两部制分时电价 (元KWh)

图表：江苏省工商业储能峰谷套利IRR测算

单位：万元	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
初始投资	-300
运营利润		65.57	65.57	63.67	58.28	58.28	54.49	51.00	51.00	11.18
运维成本		-2.92	-2.92	-2.92	-2.92	-2.92	-2.92	-2.92	-2.92	-0.64
其他成本		-3.65	-3.65	-3.65	-3.65	-3.65	-3.65	-3.65	-3.65	-0.80
电站残值										15.00
现金流 IRR	-300 9.42%	59.00	59.00	57.10	51.71	51.71	47.92	44.43	44.43	24.74

图表：江苏省工商业峰谷套利测算相关参数

参数

储能设备成本 1400

储能电站成本(含设计及建设成本)(元/kWh) 1500

储能功率 (MW) 1

储能时间 (h) 2

充放价差1 (元/kWh) 0.86

充放价差2 (元/kWh) 0.47

平均充放价差 (元/kWh) 0.67

放电深度 (%) 75%

系统能量效率 90%

循环寿命 (次) 6000

储能单日充放电次数 (天) 2

前33%生命周期容量保持率 90%

33%-66%生命周期容量保持率 80%

66%-100%生命周期容量保持率 70%

运维成本 (/系统成本) 8%

其他成本 (/系统成本) 10%

电站残值 (/系统成本) 5%

建设成本 (万元) 300

资料来源：国网江苏，华福证券研究所

中国工商储：峰谷价差敏感性测算

➢ 分别针对6000次与8000次循环下，工商业储能IRR进行敏感性测算

• 在当前工商业储能系统约1.5元/wh的价格下，0.65元/kwh的充放电价差即可带来8.7%以上的IRR（6000循环），工商业储能经济性可观。

且随储能成本持续下降，储能技术水平提升，目前已有多家企业推出的工商业储能产品循环寿命超8000次，1.5元/wh成本，0.65元/kwh价差下，IRR可达13.9%。

图表：工商业峰谷价差套利敏感性测算

6000次循环下IRR敏	平均充放价差（元/kWh)
感性测算	9.42%	0.60	0.65	0.70	0.75	0.80 0.85		0.90	0.95	1.00
感性测算	1400	8.40%	10.82%	13.17%	15.47%	17.71%	19.90%	22.06%	24.19%	26.28%
	1450	7.37%	9.74%	12.04%	14.29%	16.48%	18.62%	20.73%	22.80%	24.84%
工商业储能电站成本	1500	6.40%	8.73%	10.98%	13.17%	15.31%	17.41%	19.47%	21.49%	23.48%
（含设计及建设成本)	1550	5.48%	7.76%	9.97%	12.12%	14.21%	16.27%	18.28%	20.26%	22.20%
（元/kWh)	1600	4.61%	6.85%	9.01%	11.12%	13.17%	15.18%	17.15%	19.09%	20.99%
	16501700	3.78%	5.97%	8.10%	10.17%	12.18%	14.15%	16.08%	17.98%	19.84%
	16501700	2.99%	5.14%	7.23%	9.26%	11.24%	13.17%	15.06%	16.92%	18.75%

8000次循环下IRR敏平均充放价差（元/kWh)
感性测算	14.51%	0.60	0.65	0.70 0.75 0.80 0.85				0.90	0.95	1.00
感性测算	1400	13.57%	15.79%	17.94%	20.05%	22.13%	24.16%	26.17%	28.15%	30.11%
	1450	12.64%	14.80%	16.91%	18.97%	20.99%	22.97%	24.93%	26.86%	28.76%
工商业储能电站成本	1500	11.76%	13.87%	15.93%	17.94%	19.91%	21.85%	23.76%	25.64%	27.50%
(含设计及建设成本)	1550	10.92%	12.99%	15.01%	16.97%	18.90%	20.79%	22.65%	24.49%	26.30%
（元/kWh)	1600	10.13%	12.16%	14.13%	16.06%	17.94%	19.79%	21.61%	23.40%	25.17%
	1650	9.37%	11.36%	13.30%	15.19%	17.03%	18.84%	20.62%	22.37%	24.10%
	1700	8.65%	10.61%	12.51%	14.36%	16.17%	17.94%	19.68%	21.40%	23.09%

资料来源：国网江苏，华福证券研究所

中国工商储：商业模式逐渐跑通，形式灵活多样

➢ 在工商储收益来源不断丰富背景下，商业模式逐渐跑通，日益走向成熟。根据具体投资运作主体、融资方式的不同，工商储可分为五种商业模式。

（1）具体运作主体为工商业主：此种模式下工商业主是储能的实际运作主体，能够直接自享储能峰谷套利、需求响应等收益，但需要向能源服务方（可以与设备销售商为同一单位）支付运营维护费用，接受由能源服务方提供的充放策略、投资管理、修理维护等软性服务。

 业主直接投资：由业主自行安装工商业储能系统，但需要承担初始投资成本和每年运营费用。

 业主融资租赁投资：业主能够通过融资租赁方式安装工商业储能系统，缓解初始投资的资金压力。

 业主纯租赁：业主不拥有设备的所有权，仅采用租赁方式获得设备使用权，属于轻资产运作方式。

（2）具体运作主体为能源服务方：此种模式下能源服务商是储能项目的投资运作主体，通过为工商业主提供节能服务，获取投资收益。

 合同能源管理：由能源服务方投资建设工商业储能系统，直接负责工商储运作，为工商业主提供节能服务。

 合同能源管理+融资租赁：能源服务方在初始投资时可以引入第三方融资租赁公司，缓解初始投资占用大量流动资金的情况。

图表：工商业储能商业模式分类

	工商业主	能源服务方
全投资	业主直接投资	合同能源管理
融资租赁	业主融资租赁投资	合同能源管理+融资租赁
纯租赁	业主轻资产运作

中国工商储：市场空间预测

➢ 预计2023/2024/2025年工商储新增装机7/13/22.2GWh，同比增长385%/86%/71%。

• 工商储相较大储、户储而言最具投资经济敏感性，在碳酸锂价格下跌、峰谷价差拉大时点下，工商储已具备显著经济性，叠加目前商业模式灵活丰富，各渠道均可实现投资，刺激工商储投资需求进一步释放。

• 2022年我国新增用户侧储能约1.4GWh，同比+479%，已处于市场规模爆发萌芽期；预计2023年装机7GWh以上，工商业储能市场发展进入高速爆发期。

图表：工商储市场规模测算

用户侧
独立用户侧(工商业)	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
装机量功率（GW)	0.077	0.092	0.055	0.166	0.498	0.896	1.523
YoY		20%	-40%	200%	200%	80%	70%
平均时长 (h)	2	2	2	2	3	3	3
独立用户侧装机（GWh)	0.15	0.18	0.11	0.33	1.49	2.7	4.6
分布式新能源+储能	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
新增分布式装机(GW)	13	17	37	55	105	116	130
渗透率	1%	2%	2%	7%	13%
储能功率配比	10%	10%	10%	14%	18%	18%	24%
容量时长 (h)	2	1.5	1.6	1.7	1.8	20% 1.9	22% 2
分布式新能源+储能装机(GWh)	0.009	0.05	0.12	0.91	4.23	7.91	13.73
存量分布式未配储装机 (GW)
渗透率	61.0	77.1	113.7	164.4	255.0	346.0	438.6
储能功率配比	0.0% 10%	0.0%	0.1%	0.5%	1.5%	1.8%	2.0%
容量时长（h）		10%	10%	14%	18%	20%	22%
存量分布式储能装机(GWh)	1.5	1.5	1.6	1.7	1.8	1.9	2.0
	0.0	0.0	0.0	0.2	1.2	2.4	3.9
分布式新能源+储能装机量(GWh) 新增用户侧	0.0 0.2	0.0 0.2	0.1 0.2	1.1 1.4	5.5 7.0	10.3 13.0	17.6 22.2

资料来源：国家能源局，华福证券研究所测算

目

录

全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量
中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进
工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元
◼ 大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰
美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足
欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声
投资建议及风险提示

中国大储：表前储能是我国装机主力，后续项目储备丰富

➢ 大储是我国储能装机的绝对贡献力量，增长势头强劲。

• 2022年已并网储能项目中，独立式+可再生能源储能占比89%，大储在我国储能装机结构中占据绝对主导地位。

• 2023年1-10月新型储能装机累计规模达13.5GW，同比增长1283%，远超去年全年装机量。考虑到季节性因素，Q4有望迎来储能建成投运的高峰。

• 2023年9/10/11月新型储能中标18.37/7.55/20.52GWh，将于明年陆续落地，为后续新增装机规模增长注入强劲信心。

图表：2023年1-11月中国新型储能项目中标数据

图表：2022年已并网储能项目的应用领域分布

图表：2023年1-10月中国新型储能装机规模

新型储能新增装机功率规模(MW) ■新型储能新增装机容量规模(MWh)

资料来源：储能与电力市场、CNESA，华福证券研究所

中国大储：系统和EPC降价，刺激装机需求释放

储能系统和EPC中标价格波动下降，提升储能项目可行性。

• 受上游原材料碳酸锂价格变动影响，2023年以来储能系统价格下降明显，11月2小时储能系统平均报价创新低，为0.87元/Wh，同比下降41%。

• 储能EPC价格由于受工程和系统接入复杂度、项目应用场景、项目规模大小等因素影响，项目之间报价差异较大，有所波动，但整体看来也处于降价通道。11月2小时储能EPC平均报价1.83元/Wh，同比下降7%。

图表：我国储能项目加权平均中标价格（元/Wh）

资料来源：储能与电力市场，华福证券研究所

中国大储：光伏组件价格下跌，为储能腾出经济性空间

➢光伏组件价格降幅明显，配储压力得到缓解。

2023年硅料价格一路下跌，从2022年底的40+美元/千克跌至8美元/千克左右，带动下游组件价格大幅下降。以182mm光伏组件为例，12月价格已经到达1元/W的水平，较去年同期下降50%以上。

• 过去光储系统整体价格企高，打击业主方配储意愿，担心影响项目整体IRR。伴随储能系统价格也进入不到1元/Wh的时代，组件价格的下跌正好为储能系统让步，项目整体经济性得到保证。

图表：国产多晶硅价格（美元/千克）

图表：182mm光伏组件报价（元/W）

资料来源：Wind、PVInfolink、江苏省储能行业协会，华福证券研究所

中国大储：保障性项目是装机基本盘，市场化项目配置时长更长

➢ 新能源强制配储是大储装机增长的关键因素，对于保障性项目和市场化项目要求不同。

• 强制配储规模与新能源装机规模紧密相关。2023年1-10月我国光伏累计装机142.56GW，同比增长144.78%。市场担忧今年光伏装机超预期，是将明年装机需求提前，若明年光伏装机增速放缓，会影响到大储的装机。

在配储范围扩大和时长增加的背景下，新能源配储增速仍十分乐观。

• 我们认为，对于强配这部分需求可从以下角度考虑：

（1）已有越来越多的省份出台集中式新能源强制配储措施，目前强制配储政策也延伸至分布式光伏领域，以进一步缓解配电网消纳和运行的压力。如浙江金华、浙江诸暨、江苏昆山等地已出台分布式光伏配储政策，比例在8%-30%之间。

（2）对于保障性并网项目的配置比例多在10%-20%之间，时长要求2小时，而超规模建设的市场化并网项目，对于配置时长有更高要求。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，提出超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。以内蒙古为例，保障性并网项目配储要求2小时，市场化并网项目配储要求4小时。

图表：我国光伏装机数据

图表：我国部分地区保障性光伏项目并网配储要求

资料来源：CPIA、阳光工匠储能网，华福证券研究所

中国大储：独立储能+共享机制，大储收益前景逐渐清晰

➢ 独立储能+共享机制，助推大储商业模式跑通。

“独立”是储能电站的身份确认：独立储能以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电网并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网和相关发电企业或电力用户等相方签订合同，约定各方权利义务。

“共享”是储能电站的商业模式：目前各地积极鼓励新能源项目通过向共享储能电站租赁容量方式来落实配储要求，2023年9月山东省也出台了全国首个配建储能转独立储能试点文件，12月11日内蒙古也出台文件鼓励配建储能转独立储能，不断理顺大储商业模式。

• 共享储能电站一般由第三方投资建设，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，新能源电站仅需支付租金、无需承担高昂投资成本，这部分容量租赁费用也是独立储能最基本的收益来源。此外，独立储能还形成了辅助服务、现货市场、容量电价补偿等盈利渠道，提升大储经济性。

图表：独立储能共享机制示意图

图表：独立储能盈利模式

盈利模式	内容
容量租赁	储能项目的投资方或业主将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给源、网、荷侧的目标用户，秉承“谁受益、谁付费"的原则向承租方收取租金。
辅助服务	储能电站提供调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务收益。
现货套利	在电力现货试点，独立储能电站利用分时价差，通过参与电力现货市场实现峰谷价差套利，既实现自身盈利，又实现新能源消纳。
容量电价补偿	各地国网电力公司、电力交易中心等有关部门，按照容量补偿电价，定期向电力用户收取容量电费，并将一定比例的费用补偿给独立储能等市场机组。

资料来源：中国能建、CBES储能分会，华福证券研究所

中国大储：独立储能+共享机制，大储收益前景逐渐清晰

➢ 独立储能具体收益模式因地制宜，大部分地区以“容量租赁+辅助服务”为基础。容量租赁是独立储能最主要的收益来源，其余收益依据各地区电力市场政策有所不同。

• （1）容量租赁：目前各地的容量租赁费用不等，山东在350元/KW·年，湖南容量租赁费用在450-600元/KW·年，河南容量租赁费用标准为260元/kWh·年；

• （2）辅助服务市场：当前大部分地区已经允许独立储能作为市场主体参与辅助服务市场，主要提供调峰及调频服务；

（3）电力现货市场：山东省是较早允许独立储能进入现货市场的省份，目前已有20余座独立储能电站参与市场，总规模约200万KW；

• （4）容量补偿：目前我国还没有全国范围内的容量市场，山东、青海等部分区域在试点储能电站的容量电价收入。

图表：各省份独立储能主要收益方式

区域	容量租赁	电力现货市场	调峰辅助服务	调频辅助服务	一次调频服务服务	容量补偿	调峰容量市场
山东	V					V
山西	V	V
河南	√		N
宁夏	√		√
甘肃	N		W
湖南	√		√
广东	√		√
内蒙古	V		V
广西	V
浙江	√		V			√

资料来源：CDCC，华福证券研究所

中国大储：市场空间预测

➢ 预计2023/2024/2025年新增新能源发电侧储能19.5/39.3/66.3GWh，新增电网侧储能15.7/23.9/35.1GWh。

• 政策+经济性共同支撑大储的增长，2023年储能中标及装机数据表现均十分喜人。政策方面对于配建储能的范围和时长有所扩大，经济性方面光伏组件价格下跌为安装储能让步、独立储能+共享机制理顺大储商业模式，我们看好未来大储需求的持续释放。

图表：国内大储市场规模测算

新能源发电侧	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
新增集中式装机（GW)	44	104	73	83	151	180	213
渗透率	4%	4%	10%	21%	30%	40%	50%
储能功率配比	10%	13%	14%	16%	19%	22%	24%
容量时长（h)	1.5	1.5	1.6	1.7	1.8	1.9	2.0
储能装机(GWh)	0.27	0.9	1.6	4.6	15.4	30.1	51.1
存量未配储装机（GW)	411	511	575	634	724	806	869
渗透率	0%	0.5%	1.0%	2.5%	3.5%	5.5%	7.0%
储能功率配比	10%	13%	14%	16%	20%	23%	25%
平均时长 (h)	0.5	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9	1
储能装机（GWh)	0.00	0.17	0.48	1.72	4.05	9.18	15.20
新增发电侧装机（GWh)	0.3	1.0	2.1	6.3	19.5	39.3	66.3

电网侧(电源侧辅助服务+电网侧)	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
全社会用电量 (亿千瓦时，不含居民)	62607	64161	71385	74240	77210	80298	83510
YoY		2.5%	11.3%	4.0%	4.0%	4.0%	4.0%
日全社会用电量（GWh)	17153	17578	19558	20340	21153	22000	22880
辅助服务需求占比	1.5%	1.8%	2.0%	2.6%	3.9%	5.4%	7.0%
渗透率	0.4%	0.9%	1.3%	2.2%	3.3%	4.3%	5.4%
储能装机需求(GWh)	0.90	2.88	5.2	11.8	27.5	51	86
新增电网侧装机（GWh)	0.9	2.0	2.3	6.6	15.7	23.9	35.1

资料来源：国家能源局，华福证券研究所测算

中国：储能市场空间预测

2024年我国储能新增装机量76.2GWh，同比增长81%。

2024年我国储能市场规模991亿元，同比增长68%。

资料来源：国家能源局，华福证券研究所测算

中国储能					2023E	2024E
发电侧新增集中式装机（GW)	2019A 44	2020A 104	2021A 73	2022E 83	151	180	2025E 213
渗透率	4%	4%	10%	21%	30%	40%	50%
储能功率配比	10%	13%	14%	16%	19%	22%	24%
	1.5	1.5	1.6	1.7	1.8	1.9	2.0
容量时长（h）	0.27		1.6	4.6	15.4	30.1
储能装机(GWh)		0.9					51.1
存量未配储装机（GW)	411	511	575	634	724	806	869
渗透率	0%	0.5%	1.0%	2.5%	3.5%	5.5%
储能功率配比	10%	13%	14%	16%	20%	23%	7.0% 25%
平均时长（h）	0.5	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9
储能装机（GWh）	0.00	0.17	0.48	1.72	4.05	9.18	1
新增发电侧装机（GWh)	0.3	1.0	2.1	6.3	19.5	39.3	15.20 66.3

电网侧	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E	2025E
年全社会用电量（亿千瓦时)	62607	64161	71385	74240	77210	80298	83510
YoY		2.5%	11.3%	4.0%	4.0%	4.0%	4.0%
日全社会用电量(GWh)	17153	17578	19558	20340	21153	22000	22880
辅助服务需求占比	1.5%	1.8%	2.0%	2.6%	3.9%	5.4%	7.0%
渗透率	0.4%	0.9%	1.3%	2.2%	3.3%	4.3%	5.4%
储能装机需求（GWh）	0.90	2.88	5.2 2.3	11.8	27.5	51	86
新增电网侧装机(GWh)	0.9	2.0		6.6	15.7	23.9	35.1
用户侧
独立用户侧储能(工商业) 装机量功率（GW）	2019A 0.077	2020A 0.092	2021A 0.055	2022E	2023E 0.498	2024E	2025E
YoY		20%	-40%	0.166 200%	200%	0.896 80%	1.523 70%
平均时长（h）	2	2	2	2	3	3	3
独立用户侧装机量（GWh)	0.15	0.18	0.11	0.33	1.49	2.7	4.6
分布式新能源+储能	2019A	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E
新增分布式装机（GW)	13	17	37	55	105	116	2025E 130
渗透率储能功率配比	1%	2%	2%	7%	13%	18%	24%
容量时长（h）	10% 2	10% 1.5	10% 1.6	14%	18%	20%	22%
分布式新能源+储能装机（GWh)	0.009	0.05	0.12	1.7 0.91	1.8 4.23	1.9	2
						7.91	13.73
存量分布式未配储装机 (GW)	61.0	77.1	113.7	164.4	255.0	346.0	438.6
渗透率	0.0%	0.0%	0.1%	0.5%	1.5%	1.8%	2.0%
储能功率配比	10%	10%	10%	14%	18%	20%	22%
容量时长（h）	1.5	1.5	1.6	17	1.8	1.9	2.0
存量分布式储能装机（GWh）	0.0	0.0	0.0	0.2	1.2	2.4	3.9
分布式新能源+储能装机量（GWh）	0.0	0.0	0.1	1.1	5.5	10.3	17.6
新增用户侧装机（GWh）	0.2	0.2	0.2	1.4	7.0	13.0	22.2
新增装机（GWh）	1.3	3.2	4.7	14.3	42.1	76.2	123.5
单价（元/Wh）	1.8	1.6	1.6	1.7	1.4	1.3	1.2
市场规模 (亿元) YoY (右)	24	52 117%	75 44%	243 225%	590 143%	991 68%	1483

目

录

美国：以大储为主的储能项目建设意愿高涨，实际装机量受多因素扰动

➢ 美国储能装机增速向好，大储为装机主力。

2022、2023H1美国储能新增装机功率分别为4.8/2.5GW，同比增长
34%/5.09%；新增装机电量分别为12.2/7.7GWh，同比增长
12%/29.43%，整体增速保持积极态势，但低于年初预期。

细分类别看，2022大储/户储/工商储装机功率占比83%/13%/3%， 2023H1大储/户储/工商储装机功率占比84%/12%/4%。

实际装机量受到并网和供应链等问题制约，后续项目储备充足。

2023H1装机呈前低后高，Q1受到并网流程缓慢、供应链限制等因素影响，装机节奏放缓，6、7月迎来投运高峰，超1/1.5GW。

目前美国后续待建项目充足，根据EIA 10月数据，若能顺利并网投运，2023年预期大储新增装机8.35GW，2024年预期大储新增装机14.9GW。

图表：美国储能年度装机数据

图表：美国储能分应用场景装机量

表前储能（MWh）■户用储能（MWh）■工商业储能(MWh)

图表：美国＞1MW月度储能装机规模（MW）

资料来源：Wood Mackenzie、EIA，华福证券研究所

美国：配储是改善电网的经济性措施，光伏装机为大储提供基本支持

➢ 美国电网耦合性差、设备老化严重，输变电系统可靠性亟需提升。

美国电网系统是私有制经济下的产物，表现出高度分散性，由东部、西部和德克萨斯（ERCOT）三大独立体系组成，分别由66个电力调度机构保障各区域电力系统的可靠性和实时平衡，区域间仅有几条小容量直流线路相连，互联性低。

美国电力化进程较早，大部分电网建于20世纪60年代和70年代，目前70%以上的输电线路和变压器运行年限超25年，60%的断路器运行年限超过30年。

电网系统分散、设施陈旧影响供电可靠性，叠加飓风、极寒等恶劣天气影响，美国大规模停电事件时有发生，当务之急是保障电力系统的安全稳定。但对电网进行改造升级需要大量资金支持，影响私有电力公司的收益，且美国跨州输电项目建设需要多州共同协调批准，流程漫长复杂，导致电网投资意愿低下。

➢ 储能能够提供灵活性调度资源，可延缓或替代输变电设施升级改造。

在跨区域调度难以实现的背景下，发电侧、电网侧储能可以辅助完成调峰、调频、保供电、提升电网输送能力等需要，延缓或替代电网升级改造，是改善电网的经济性举措，对提升美国供电可靠性稳定意义重大。

图表：美国电网分布
U.S.electric power regions

图表：美国大部分电网运行时间超20年

资料来源：EIA、IEA，华福证券研究所

美国：配储是改善电网的经济性措施，光伏装机为大储提供基本支持

➢ 储能可以平滑光伏发电曲线，光伏配储是美国大储最主要的安装场景之一。

光伏发电具有波动性，随着光伏发电占比提升，电力系统净负荷曲线由“鸭子曲线”发展为更陡峭的“峡谷曲线”，体现在白天光伏发电使净负荷需求减少，晚间光伏出力减少使净负荷需求急剧增加，对电力系统平衡带来极大冲击。储能起到能量蓄水池的作用，能够平滑光伏出力曲线，或逐渐成为刚性需求。

2022年美国新建62个混合电站（>1MW），其中59个是光伏+储能电站。截至2022年底，在运的374座混合电站中有213座是光伏+储能电站，光伏+储能混合电站的储能功率规模大致与独立储能电站相当，约4GW，但在能量规模方面光伏+储能混合电站/独立储能电站分别为12.5/10.4GWh。

美国光伏装机高增，催生配套储能需求。

在联邦清洁能源政策和IRA法案支持下，美国光伏新增装机量积极增长。2023年Q3美国光伏新增装机6.5GW，同比增长35%，创季度历史新高。截至2023年Q3，美国累计光伏装机达到161GW，超过全部发电装机的1/3。

我们预计，2023/2024/2025美国光伏新增装机28/38/50GW，同比增长39%/36%/32%，将为大储装机需求提供坚实支撑。

图表：美国加州电力系统净负荷曲线

图表：美国光伏新增装机预测（GW）

资料来源：美国电力研究院EPRI、南方能源观察，华福证券研究所

美国：IRA细则落地利好独立储能发展，加息放缓改善大储项目收益

IRA法案细则落地，观望情绪消散。

2022年8月美国拜登政府正式签署《2022年通胀削减法案》（IRA2022），但各项实施细则尚未明确，投资观望情绪明显。2023年5月法案细则落地，加码补贴正式生效，储能需求释放在即，尤利好独立储能。

IRA法案补贴包括ITC、PTC、先进制造生产税收抵免三种。ITC（投资税抵免）针对初始投资成本，PTC（生产税抵免）针对发电量，先进制造生产税收抵免只要产品（如组件、电池等）在美国本土完成终端生产就可以适用，属于额外补贴。风光配储项目可选ITC或PTC补贴，独立储能项目只能选ITC补贴。

➢ ITC补贴力度加码，提升储能投资积极性，尤利好独立储能发展。

与原补贴对比，此次ITC补贴的重要变化主要有：

（1）首次对独立储能进行投资税抵免。IRA法案颁布前，储能需要满足一定太阳能搭配比例，才能获得ITC补贴。IRA法案将ITC补贴与光伏解绑，进一步扩大补贴范围；

（2）基本补贴方面：ITC税收抵免额度从26%提高到30%，以30%费率延长10年。

（3）额外补贴方面：将表前与工商用储能以1MW作为分界，若满足本土制造、能源社区等条件，还能获得额外补贴。1MW以上项目最高ITC比例可达70%，1MW以下项目可达80%。

图表：IRA发布前储能系统ITC比例

经由太阳能充电比例	75%	80%	90%	100%
表前与工商ITC	19.5%	20.8%	23.4%	26%
户用ITC	0%	0%	0%	22%

图表：IRA发布前后储能ITC比较

ITC法案	储能种类	2021	2022	2023	2024	2025-2032	2033	2034
更新前	大储/工商业	26%	26%	22%	10%	10%	10%	10%
更新前	户用	26%	26%	22%	！	！	/	/
更新后	大储/工商业户用	26%	30%	30%	30%	30%	26%	23%
更新后	大储/工商业户用	26%	30%	30%	30%	30%	26%	22%

资料来源：InfoLink、EnergyTrend储能，华福证券研究所

政策细则——最大补贴金额计算

ITC补贴：

ITC补贴	2023 2024		2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033 2034	2035	2036
1MW以下
基础	30%	30%	30%	30%	30%	30% 30%	30%	30%	30%	30%	22.50%	15%	0%
本土制造	10%	10%	10%	10%	10%	10% 10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%
能源社区	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10% 10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%
低收入社区/印第安区域	10%	10%	10%	10%	10%	10% 10%	10%	10%	10%	10%	7.5%	5%	0%
低收入住宅建筑项目/低收入经济效益项目	20%	20%	20%	20%	20%	20% 20%	20%	20%	20%	20%	15%	10%	0%
最大补贴比例	80%	80%	80%	80%	80%	80%	80% 80%	80%	80%	80%	65%	50%	20%
1MW以上
所有项目
基础	6%	6%	6%	6%	6%	6% 6%	6%	6%	6%	6%	4.50%	3%	0%
本土制造	2%	2%	2%	2%	2%	2% 2%	2%	2%	2%	2%	1.50%	1%	0%
能源社区	2%	2%	2%	2%	2%	2% 2%	2%	2%	2%	2%	1.50%	1%	0%
满足劳工要求的项目
基础	24%	24%	24%	24%	24%	24%	24% 24%	24%	24%	24%	18%	12%	0%
本土制造	8%	8%	8%	8%	8%	8% 8%	8%	8%	8%	8%	6%	4%	0%
能源社区	8%	8%	8%	8%	8%	8% 8%	8%	8%	8%	8%	6%	4%	0%
5MW以下的低收入项目
低收入社区/印第安区域低收入住宅建筑项目/低收入经济	10% 20%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10% 10%	10%	10%	7.50%	5%	0%
效益项目		20%	20%	20%	20%	20%	20% 20%	20%	20%	20%	15%	10%	0%
最大补贴比例	70%	70%	70%	70%	70%	70%	70%	70%	70% 70%	70%	53%	35%	0%

美国联邦基金目标利率

美国：IRA细则落地利好独立储能发展，加息放缓改善大储项目收益

➢ 贷款利率是影响大储项目IRR的重要因素，美联储加息短期抑制储能投资热情。

大储由于项目规模所需投资金额较多，预计初始投资中有一定比例来自贷款。贷款利率将影响项目投资IRR，2022年3月以来美联储连续加息10次，2023年7月27最新一期联邦基金目标利率已达5.5%。前期高利率会对大储投资IRR带来一定负面影响，抑制项目投资热情。

➢ 通胀压力好转下美联储加息节奏有望放缓，提升大储项目投资收益。

美联储PCE通货膨胀率预测显示，2023年后将进入通胀率下行区间。随着通胀压力缓解，美国加息节奏也有望放缓，2023年11月美联储宣布暂停加息，维持当前5.25%-5.50%的联邦基金利率目标区间不变，或已结束本轮加息周期。利率的边际改善，将提升大储项目IRR，促进装机需求释放。

图表：美国联邦基金目标利率

图表：美联储PCE通货膨胀率预测

资料来源：Wind，华福证券研究所

美国：并网节奏有望加快，助力大储装机如期落地

大储需求长期向好，美国采取措施加快并网流程，看好大储待建项目的未来兑现。

储能并网排队积压严重是制约实际装机量的重要因素，由于工商储和户储的并网限制较少，主要考虑对大储的影响。这一现象已经得到相关部门重视，2023年7月美国联邦能源管理委员会（FERC）发布可再生能源并网流程和协议相关的改革政策，通过集中式并网研究、处罚未及时完成并网研究的电网运营商、共享站点等措施，加快并网疏导。

在提升电网可靠性和配套光伏装机偏刚需、 ITC补贴支持和加息放缓提升储能IRR的综合背景下，大储长期需求无虞。根据EIA 10月数据，2023/2024/2025年大储待建项目规模分别为8.35/14.91/8.62GW。随着美国重视并推动并网问题解决，看好大储装机的持续兑现。

图表：美国部分地区清洁能源并网排队规模及排队时间（2023年9月）

组织	排队规模(MW)	平均排队时长(月)
CAISO	186569	43.4
ERCOT	178957	22.2
ISO-NE	36230	24.2
MISO	258934
NYISO	113536	24
PJM	165753	24.4
SPP	120258	25.1

图表：美国大储装机规模预测（MW）

资料来源：EIA、劳伦斯伯克利国家实验室、高工储能，华福证券研究所

目

录

全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量
◼ 中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进
工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元
◼ 大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰
美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足
欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声
投资建议及风险提示

欧洲：户储是储能增长的核心驱动力，德国引领户储市场发展

能源危机背景下欧洲储能装机高增，户储是核心驱动源。

2022年地缘政治冲突加剧欧洲能源危机，在能源价格高企和保障用能自主安全的双重诉求下，欧洲储能市场热度高涨，其中户储需求迎来爆发。

2022年欧洲新增户储装机规模5.7GWh，同比增长148%，占储能整体装机的
43%。2023年H1户储装机约4.6GWh，占储能整体装机的63%。

➢ 户储装机由五大主要国家驱动，德国是第一大市场。

欧洲户储90%的市场份额集中在德国、意大利、英国、奥地利、瑞士五国，其中德国受益于较高电价水平+激励政策，户储高景气发展，是欧洲第一大户储市场。以2022年数据为例，德国新增装机占欧洲32%。

2022/2023Q1-3德国户储装机1.85/3.65GWh，同比增长53%/166%。

图表：欧洲户储新增装机规模

图表：德国储能年度装机数据（MWh）

图表：2022年欧洲新增储能装机结构

资料来源：ISEA、潮电智库、集邦新能源，华福证券研究所

欧洲：清洁独立能源高速发展对电网提出挑战，储能提升电网灵活性

➢ 欧盟提出“REPowerEU”计划，推动能源结构向风光新能源转型。

欧洲较早开始清洁能源转型，俄乌冲突背景下欧洲需要提升能源独立性、摆脱对俄化石能源的依赖，进一步加快能源转型进程。自2022年3月以来，欧洲对俄天然气进口依赖程度持续降低，体现欧洲保障能源独立安全的决心。2022年5月，欧盟发布“重新赋能欧盟（REpowerEU）”计划，将欧洲2030年可再生能源占比目标从40%提高到45%。

根据Ember数据，欧洲电力结构中风光新能源占比不断扩大，2022年风电占比11.15%，光伏占比4.94%。2023年1-10月欧洲光伏新增装机量已经与2022年持平，其中光伏装机大部分来自户用光伏。为支持能源转型目标，欧洲还将持续发展风光新能源。

图表：欧洲对俄天然气依赖程度降低

图表：欧洲电力结构变化

资料来源：European Commission、Ember，华福证券研究所

欧洲：清洁独立能源高速发展对电网提出挑战，储能提升电网灵活性

欧洲电网基建老旧，成为新能源发展瓶颈。

欧洲电网设备老旧，欧洲大陆40%的配电网已经使用超过40年，在新能源接入比例不断提高的背景下，老旧电网成为新能源发展瓶颈，排队并网现象日趋严峻，目前西班牙和意大利有近200GW的风能和太阳能容量等待并网。2023年11月，欧盟计划投入5840亿欧元用于电网升级，配电网是投资的重点方向，亟需升级电网以增强新能源消纳能力。

储能作为能源转型的重要环节，能够帮助新能源消纳、减轻电网负担。

储能可以平滑新能源波动来促进风光消纳、稳定电网运营，减少高昂电网升级需求，增加电力系统的灵活性和安全性。此外，户用光伏是欧洲光伏装机主力，配合储能系统还能够帮助用户在电力需求高峰减少使用成本高昂的天然气发电，在电力短缺时保障用电的安全稳定。

图表：欧洲电网基建老旧

资料来源：IEA，华福证券研究所

欧洲：电价尚未修复至能源危机前，户储依然具有高经济性

➢ 欧洲天然气价格略微抬头，电价水平依然高于能源危机前。

在经历能源危机带来的天然气价格暴涨后，价格持续回落，10月受巴以冲突影响，天然气价格出现小幅反弹。考虑到寒冬带来需求增加的季节性影响，挪威气田维护计划的延长和澳大利亚关键LNG气田罢工导致供给受限，未来天然气价格或难以长期保持低水平。

天然气价格传导至电价，目前欧洲主要国家电价虽已有明显下跌，但依然高于2020、2021年水平。其中德国11月最新批发电价为91欧元/MWh，意大利批发电价仍在100欧元/MWh以上，11月最新价格为122欧元/MWh。

图表：欧洲天然气商品价格

图表：欧洲主要国家批发电价（欧元/MWh）

欧洲：电价尚未修复至能源危机前，户储依然具有高经济性

➢ 欧洲户用光储系统不改高经济性，成为驱动户储需求的底层支柱。

以德国为例测算光伏和光储系统的投资经济性：

假设户用光伏安装5kW，配储10kWh，家庭日用电量20kWh，储能光伏装机成本为1.5欧元/W，储能装机成本为0.36欧元/Wh。用户通过光伏自发自用来节省电费，并可余电上网获得收益。此处考虑300欧元/kWh补贴（光储补贴），实际户储系统装机成本（无光伏）仅0.06欧元/Wh。

以德国柏林23年1-10月居民平均电价0.41欧元/kWh为例，光伏上网电价仅为0.065欧元/kWh，通过配储提升光伏自发自用率收益>光伏余电上网收益。

测算得到，光储系统IRR高达26.31%，依然具备优异经济性。

图表：欧洲户储经济性测算
系统运行假设

1 2 3 4	家庭日用电量日间用电量占比用电：平均白天电价用电：平均夜间电价	20 40% 0.41 0.41	kWh €/kWh €/kWh
5 6	发电：上网电价 (有自用) 发电：上网电价 (无自用)	0.065 0.134	€/kWh €/kWh
7	平均单日有效光照 (折算后)	3	h
8	光伏系统功率储能系统容量	5 10	kW kWh
9 10	平均电价每年上涨	0.003	€/kWh

运行年份	0			2		20
设备价值	€	7500	7125	6769	…	2689
折旧	€		-375	-356	··	-142
年收益	€		1355	1371		1667
年维护费	€		-100	-100	··	-100
净收益	€	-7500	1255	1271		1567
IRR		17.06%

光伏+10度电储能

运行年份	0	1		2		20
设备价值	€	8050	7648	7265	…	2886
折旧	€		-403	-382	·	-152
年收益	€		2229	2245	·	2541
年维护费	€		-150	-150	·…	-150
净收益	€	-8050	2079	2095	··	2391
IRR		26.31%

注：电价涨幅假设为极保守情况，实际近十年德国居民电价涨幅近0.01欧元/kWh/年，考虑电价涨幅拉大情况下，IRR值会进一步提高注：居民侧电价=售电公司批发电价+输配电价+税费+售电公司利润，批发价格包含长协价格及现货价格
资料来源：HEPI、kesolar、芯八哥、上海知识深客，华福证券研究所测算

欧洲：去库或接近尾声，看好出货量重回快速增长通道

➢ 欧洲户储持续去库存，预计2023年底库存水平将回归合理规模。

2022年欧洲户储市场爆发，使得经销商和安装商大量拉货，拉货速度超过装机速度。据EESA统计，仅2022年底欧洲户储库存约为5.2GWh，处于高位，致使2023年欧洲户储市场都处于去库存状态。2023H1，欧洲基本消化掉2022年库存，剩余库存6.4GWh，预计在2023年底库存水平将回归合理水平（约4GWh）。

➢ 户储需求基本面持续向好，看好2024年出货量重回快速增长通道。

欧洲户储发展的根本在于保障能源安全独立、收获显著经济效益。虽然2023年欧洲天然气价格与电价都有所回落，但根据我们的测算，即使电价降低至0.3欧元/KWh，IRR依然可达19%。此外，考虑到欧洲能源转型和电网升级的长期目标，户储市场发展动力充足。

图表：2023H1欧洲户用储能系统 (电池)库存状况 (GWh)

图表：欧洲户储经济性敏感性测算

用户侧电价（欧分/kWh)
用户侧电价（欧分/kWh)							30	35	4045号	50
	0.26	22%	25%	29%	33%	37%
	0.36	19%	22%	26%	29%	32%
	0.46	16%	20%	23%	26%	29%
储能成本（欧元/Wh)	0.56	15%	18%	20%	23%	26%
	0.66	13%	16%	18%	21%	24%
	0.76	12%	14%	17%	19%	22%
	0.86	11%	13%	15%	18%	20%
	0.96	10%	12%	14%	16%	18%
	1.06	9%	11%	13%	15%	17%

户储新增装机规模预测

➢ 预计2023-2025年全球户用储能新增装机规模分别为22/32/44GWh，2020-2025年CAGR=68%；

➢ 其中欧洲户储新增装机规模分别为11/15/20GWh，同比增长125%/42%/30%，2020-2025年CAGR=79%。

图表：全球户用储能新增装机分析及预测

全球户用储能新增装机分析及预测（MWh，2018-2025年)
	2018	2019	2020	2021E	2022E	2023E	2024E	2025E
欧洲合计	471	747	1072	1958	4771	10724	15206	19829
同比		59%	44%	83%	144%	125%	42%	30%
德国	283	496	749	1209	1850	4070	5291	6878
意大利	77	89	94	349	1721	4302	6453	8389
英国	36	38	81	138	413	661	1058	1375
奥地利	30	37	41	62	185	461	577	692
瑞士	14	20	26	39	117	257	322	386
其他	36	65	81	162	486	972	1507	2109
美国	176	300	540	1042	1548	1858	2879	4031
同比		70%	80%	93%	49%	20%	55%	40%
澳大利亚	453	453	476	619	1095	1643	2300	3220
同比		0%	5%	30%	77%	50%	40%	40%
日本		813	794	1032	1445	1951	2634	3555
同比			-2%	30%	40%	35%	35%	35%
離		71	185	463	1388	3608	6133
同比			161%	150%	200%	160%	70%	9506 55%
其他地区		153	259	492	1083	2165	3031	4092
同比			69%	90%	120%	100%	40%	35%
全球合计		2537	3326	5606	11330	21948	32184
同比			31%	69%	102%	94%	47%	44234 37%

资料来源：IHS、U.S. international Trade Commission、energy-storage、Clean Energy Council，华福证券研究所测算

目

录

◼ 全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量
◼ 中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进
◼ 工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元
◼ 大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰
美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足
◼ 欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声
◼ 投资建议及风险提示

投资建议

主线1-关注渗透率快速提升的工商储细分赛道中快速放量的公司：

【全球化布局工商储的优势玩家】盛弘股份、科华数据等。

【从电网及工业客户切入、规模上量快】杭州柯林、威腾电气、开勒股份、三晖电气、西力科技等。

【工商业光储充一体化布局解决方案及投资运营标的】星云股份、特锐德、苏文电能、芯能科技等。

主线2-关注大储领域有独特竞争力，特别是拓展海外具备先发优势的公司：

【PCS+集成商】特别建议关注受益于美国大储市场爆发且盈利能力强的美储标的：阳光电源、东方日升、阿特斯、南都电源、科陆电子；以及国内具备独特资源和竞争优势标的：科华数据、南网科技、上能电气、四方股份、金盘科技、天宸股份、新风光、国电南瑞、许继电气等。

【储能运营商】南网储能、林洋能源、华自科技等

【温控消防】英维克、高澜股份、同飞股份、申菱环境；青鸟消防、国安达等

【BMS、结构件】华塑科技、祥鑫科技、铭利达等。

主线3-关注品牌力强同时深耕海外渠道的优质户储公司：

派能科技、科士达、德业股份、昱能科技、禾迈股份、锦浪科技、华宝新能、海兴电力等。

风险提示

政策变动或不及预期风险

• 海内外储能的发展均受到政策支持力度的影响，若政策方面发生不利变动或不及预期，可能会影响到储能投资的积极性。

原材料涨价风险

碳酸锂是储能的重要原材料，其价格上涨会对储能投资收益产生不利影响。

储能实际装机不及预期风险

全球储能需求方面有着强劲支撑，但实际装机会受到多重因素的影响，若实际装机不及预期，可能会影响到储能投资的积极性。

分析师声明及一般声明

分析师声明

本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。

一般声明

华福证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。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，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。

本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，该等公开资料的准确性及完整性由其发布者负责，本公司及其研究人员对该等信息不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，之后可能会随情况的变化而调整。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。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。

在任何情况下，本报告所载的信息或所做出的任何建议、意见及推测并不构成所述证券买卖的出价或询价，也不构成对所述金融产品、产品发行或管理人作出任何形式的保证。在任何情况下，本公司仅承诺以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告以供投资者参考，但不就本报告中的任何内容对任何投资做出任何形式的承诺或担保。投资者应自行决策，自担投资风险。

本报告版权归“华福证券有限责任公司”所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。

特别声明及投资声明评级

特别声明

投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。

投资评级声明

类别	评级	评级说明
公司评级	买入	未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在20%以上
	持有	未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于10%与20%之间
	中性	未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-10%与10%之间
	回避	未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-20%与-10%之间
	卖出	未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在-20%以下
行业评级	强于大市	未来6个月内，行业整体回报高于市场基准指数5%以上
	跟随大市	未来6个月内，行业整体回报介于市场基准指数-5%与5%之间
	弱于大市	未来6个月内，行业整体回报低于市场基准指数-5%以下

备注：评级标准为报告发布日后的6\~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。

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