2022年12月26日

把握电气化趋势下新能源消纳的最优解

-—储能与电力设备行业2023年度投资策略

行业评级：增持

姓名：庞钧文(分析师）

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姓名：徐程超 (研究助理)

邮箱：xuchengchao026174@gtjas.com

电话：021-38032797

证书编号：S0880122050010

证券研究报告

姓名：石岩 (分析师)

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姓名：周奥铮 (研究助理)

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电话：010-83939782

证书编号:S0880122080013

姓名：周淼顺 (分析师)

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证书编号：S0880521040003

姓名：马铭宏 (研究助理)

邮箱：maminghong027534@gtjas.com

电话：0755-23976630

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姓名：牟俊宇 (分析师)

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投资要点 (行业评级：增持）

政策催化+供需结构改善，23年国内大储高增可期

要点：国内大储主要动力仍为政策驱动，后续政策有望密集出台、不断完善储能商业模式。上游原材料扩产有助于储能供需结构改善与成本下降，叠加光伏组件下降、光伏需求释放，23年国内大储有望实现高速增长。

海外储能高景气，表前“光伏+储能”、户用光储一体化或成趋势

要点：海外储能受益于政策与经济性的双轮驱动，在电力可靠性需求下有望保持高增速；受益于新能源+储能的良好商业模式，表前“光伏+储能”、户用光储一体化或将成为未来趋势。

逆周期属性叠加电网消纳压力，电力设备投资建设有望加速

要点：电网投资具备逆周期属性，叠加大基地远距离输送需求+分布式能源消纳压力，23年电网投资有望再次加速。

投资建议

推荐：科华数据、金盘科技、新风光、阳光电源、德业股份、锦浪科技、固德威，受益标的上能电气、派能科技、科士达、国电南瑞、平高电气、许继电气。

风险提示：政策力度不及预期；上游原材料降价不及预期；海外需求不及预期。

目录CONTENTS

01 电力系统变革正在路上，用电成本上升大势所趋

02政策催化+供需结构改善，23年国内大储高增可期

03海外储能高景气，表前“光伏+储能”、户用光储一体化或成趋势

04逆周期属性叠加电网消纳压力，电力设备投资建设有望加速

01电力系统变革正在路上用电成本上升大势所趋

1.1电力系统转型持续进行，运行机制悄然改变

能源与电力系统转型持续进行中，清洁化与再电气化是突出特点。在气候变化推进CO2减排的大背景下，全球能源与电力系统转型势在必行，国内大力进行新型电力系统建设。新型电力系统具备双高特性：1.高比例可再生能源；2.高比例电力电子设备。

电力系统转型带来系统运行机制的改变。1）由于不确定的可再生能源占比提高，系统运行特性更加复杂多变，系统关键问题由供电充裕度向灵活性转变；2）可再生能源分布不均，地区负荷不同，电力电力平衡由总量平衡向时空均衡转变。

图：我国灵活调节电源装机占比大幅落后欧美国家

数据来源：中电联，国泰君安证券研究

图：在建在运特高压快速增长

数据来源：国家电网

1.2用电成本上升大势所趋

新能源平价上网不等于新能源平价利用，用电成本后续或将持续上升。随着技术的更新迭代、产能的不断扩张，新能源场站成本持续降低，但考虑到接网配网投资、大电网扩展及补强投资、系统调节运行成本、灵活性电源投资/改造成本，新能源利用成本或将持续上升。

图：新能源利用成本或将持续上升

数据来源：鲁成相《能源与电力宏观政策规划与关键技术》，国泰君安证券研究

1.3储能与电网建设势在必行

灵活性火电调峰机组、抽水蓄能、新型储能是解决电网消纳难题的三类主要工具。火电灵活性改造无法双向调节调节时会产生碳排放；火电建设体量大、工期长，约需3-6年；投资额较大，且对地理资源有一定要求，需接近煤炭资源、冷却水资源、道路运输等。抽水蓄能运行方式固定，不宜频繁改变；建设体量大、工期长，电站功率通常大于2GW，建设工期约6-8年，投资额较大，可达5000-6000元/kW；且抽水蓄能电站地理资源依赖性强，建设需进行前期规划。综合考虑远期碳达峰碳中和目标与当下短期调峰的迫切需求，新型储能尤其是电化学储能的建设更具前景。

图：火电灵活性改造涉及电厂内部多个子系统的变化

数据来源：郭通等《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》

图：抽水蓄能电站工作原理

数据来源：宋云丽等《抽水蓄能电站建设的地理要素分析及GIS选址》请参阅附注免责声明

1.3|储能与电网建设势在必行

电网是实现电力资源空间均衡的必需途径。主网架，尤其是特高压通道，可有效实现风光大基地、多能互补能源基地的电力外送。加强输电通道建设，可有效提高跨省区输电能力和输送清洁能源电量占比。配电网，是联系能源生产和消费的关键枢纽，分布式电源大规模、高比例接入对配电网的安全可靠运行提出了更高的要求，要求配电网提升弹性自适应能力和对分布式能源的就地消纳能力。

图：十四五规划的大基地与存量外送通道的情况

数据来源：智汇光伏

图：源网荷储一体化助力新型电力系统建设

数据来源：国家电网

02 政策催化+供需结构改善23年国内大储高增可期

2.1|国内大储的主要驱动力仍来自政策驱动

数据来源：国家发改委、能源局，国泰君安证券研究

2.2装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

国内大储发展迅猛，装机容量快速增加。根据CNESA，截止2021年底，全国累计储能装机规模达到46.1GW，同比增长29.49%，其中新型储能装机6.3GW，同比增长56.4%，新型储能中90%为电化学储能，装机功率5.6GW，同比增长77.9%。2021年中国新增储能装机10.5GW，同比增长228.1%，2017-2021年中国新增储能装机年均复合增长率高达65.7%。

图：2017-2021年全国储能装机规模持续增加

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

图：2017-2021年新型储能占比逐步提升

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

2.2装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。根据CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW，其中电化学储能累计装机将达到40GW。2025年后预计可再生能源发电年装机增量将保持在100GW，电化学储能的年装机增量将保持在12-15GW，预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约110GW。

图：国内电化学储能装机规模有望快速增加（单位：GW）

数据来源：CESA，国泰君安证券研究

2.3储能企业扩产规模快速增加，行业有望持续高景气

储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段。根据各公司公告，电池厂商纷纷扩建电池生产基地其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较大，预计22-24年新开工产线分别为342GWh、218.5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh，合计开工产线对应产能894.5GWh。

表：电池企业储能电芯2022-2024产线规划布局

企业	生产基地	储能电芯产线规划（单位：GWh）
企业	生产基地	2022E	2023E	2024E	合计
宁德时代	江苏溧阳/厦门/青海/肇庆/贵州/江西宜春/山东济宁/河南洛阳基地	105	140	97	342
亿纬锂能	湖北荆门/云南曲靖/云南玉溪/四川成都/ 辽宁沈阳/南通启东基地	68.5	65	85	218.5
瑞浦兰钧	浙江温州/佛山南海/浙江嘉善基地	42	25	45	112
海辰储能	福建厦门/重庆铜梁基地	15	55	25	95
欣旺达	义乌/枣庄/德阳什基地		65	30	95
鹏辉能源	广州番禺/广东珠海/河南驻马店/浙江衢州/广西柳州基地	10	9	5	24
海基新能源	江苏无锡基地	4	2	2	8
合计		244.5	361	289	894.5

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

2.3储能企业扩产规模快速增加，行业有望持续高景气

储能业务呈现多元化布局态势，系统集成成为企业新的业绩增长点。储能行业的迅速发展吸引了其他类型企业切入储能赛道，其中阳光电源、科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业的规划产能分别约15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3.9GWh。其他企业包括海博思创、天合储能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。

表：储能系统集成企业产能规划布局

企业生产基地产品合计规划产能			投产时间
阳光电源	合肥 PCS	15GW	2024年
科华数能	张北工厂储能系统集成	15GW	-
智光电气	广州市南沙区储能系统集成产线	1.2/1.5/9.3GWh	现有/2022年底/后续规划
远景能源	合浦智慧储能制造基地储能电池	1/2GWh	2023年4月/后续
远景能源	襄州零碳产业园项目储能电池装备	3GWh	2023年8月底
上能电气	惠山工业转型集聚区储能变流器、氢能变换系统	5GW	2024年6月
融和元储	苏州融储科技有限公司储能电池PACK	2/3GWh	2022年11月/后续
盛弘股份	苏州储能设备(工商业和电网侧)	5GW	-
奇点能源	华北能量块制造生产基地储能系统	5/10GWh	2022年/2024年
金盘科技	桂林/武汉数字化工厂储能系列产品	1.2/2.7GWh	2022年/2023年
新能易事特	扬州储能和电池系统	1GW	-
锦浪科技	宁波储能逆变器	11万台	-
新风光	山东省汶上县经济开发区高中低压PCS装置	年产900台	2024年
宝丰集团	银川苏银产业园电池及储能集装系统	200GWh	-
其他有扩产计划的企业海博思创、天合储能

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

2.4共享储能是未来国内大储的主要商业模式

以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。独立储能电站：以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度；共享储能：由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式；2022年10月新增独立储能项目7.61GW（备案/在建/运行），功率规模占总新增储能项目规模72%，强配储能仅占25%。

图：2022年10月新增共享储能项目7.61GW

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

图：2022年10月新增共享储能项目占总新增储能项目72%

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

2.4共享储能是未来国内大储的主要商业模式

共享储能相较新能源配储EPC成本更高。2022年10月共享储能EPC平均中标价格为2.19元/Wh，高于电源侧储能（新能源配储）EPC的平均中标价格：1.46元/Wh。

共享储能EPC价格更高的原因:（1）共享储能除逆变器外还需配套建设升压站、配电装置等；（2）共享储能配置电网调度相关设备及并网实验费用较高；（3）配储电站的成本受到发电侧成本挤压而被严格控制（4）共享储能电芯、逆变器等关键环节的成本较高；（5）部分共享储能还需考虑土地费用。

图：共享储能EPC平均中标价格高于新能源配储

数据来源：北极星储能网，国泰君安证券研究

2.5|锂离子电池将是国内大储的主要载体

锂离子电池储能将是国内大储的主要载体。对于储能行业，发展最成熟的模式发展最快，这是下游盈利的压力及对储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的。国内的锂离子电池储能已有较大的规模，根据CNESA数据，2022年10月，国内锂离子电池储能项目新增9.66GW（备案/在建/运行），功率规模占电化学储能的96.6%。锂离子电池已成为国内最主要的电化学储能技术。

图：2022年10月新增锂离子电池储能项目9.66GW

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

图：2022年10月锂离子电池储能新增功率占总新增电化学储能项目96.6%

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

2.5锂离子电池将是国内大储的主要载体

锂电池储能未来将成为国内大储的主要载体。根据彭博新能源财经（BNEF）预测，2030年锂离子电池储能电站成本有望降低至170USD/kWh，同时2028-2030年锂离子电池循环次数有望达到15000次。锂电池储能的降本增效将使得锂离子电池发展进入快车道。

图：2030年锂离子储能电站成本有望下降至170USD/kWh

数据来源：BNEF，国泰君安证券研究

2.6电化学储能系统多种拓扑结构并存

集中式储能应用最广，交流侧多分支并联潜力巨大。

图：电化学储能系统多种拓扑结构并存

数据来源：公司官网，国泰君安证券研究

2.7|政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

储能系统收益模式可分为以下四种：容量租赁、电力现货市场套利、电力辅助服务、容量电价。随着各个板块的针对性政策相继出台并完善，储能系统的盈利模式日渐完善，盈利空间逐渐得到保障。

多重因素作用下，容量租赁比例有望提高

储能商业模式

电力现货试点省份数量扩大，交易电量有望增加

电力辅助服务政策持续推进，调度方式更多元

容量补偿电价政策持续推出，提供机组保底收益

2.7政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

部分电站容量租赁的比例较低，仅仅维持在10%-20%左右。原因主要来自以下两方面：首先，独立储能电站提供容量租赁需要收租金，对于新能源场站而言是成本项，会导致租赁意愿较低。其次，储能电站建设进度和新能源场站建设进度不匹配、参与电网调度的比例偏少。

在政策推进与并网进度的双重作用下，容量租赁的比例正逐渐提高。各省份积极出台相关政策推动独立储能容量租赁；储能电站的建设进度与新能源场站的并网进度逐渐匹配，储能电站的利用率逐渐提升。

图：各省市出台政策鼓励引导容量租赁

2022/8/21《河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》

山东

2022/9/1《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》

2022/8/30《关于引发合肥市“十四五”能源高质量发展规划的通知》

河南

安徽

浙江

2022/6/10《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》

数据来源：各省份发改委、能源局，国泰君安证券研究

2.7政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

独立储能电站收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。

国内电力现货试点工作有序推进：2017年，选取广东、浙江等8个省份启动电力现货市场建设试点工作；2021年新增了上海、江苏等6个试点省份，将试点省份总量扩大到了14个；2022年，拟将江西设立为第15个电力现货市场建设省份。

图：电力现货试点工作进程有序推进

2015.3
《关于进一步深化电力
体制改革的若干意见》
要求具备条件的地区逐
步建立以中长期交易为
主、现货交易为补充的
市场化电力、电量平衡机制2017.8
《关于开展电力现货市
场建设试点工作的通知》首批启动8个地区：
南方(以广东起步）
山东、浙江、山西、蒙
西、福建、甘肃、四川作为第一批试点

2021.5

《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》进一步扩大试点范围：上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北作为第二批电力现货试点

2021.11

《省间电力现货交易规则（试行）》
重点强化了省间与省内
市场的衔接，在省间富
余可再生能源电力现货
交易试点基础上，市场
主体范围扩展到了火电、核电

2022.1

《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》第一阶段到2025年，初步建成全国统一电力市场体系；第二阶段到2030年，基本建成全国统一电力市场体系

2022.6
《江西省能源局关于加
快推动电力现货市场建
设工作的通知》

江西成为全国第15个电力现货市场建设省份，开展电力现货试点工作

数据来源：国家发改委、能源局，各省份发改委、能源局，国泰君安证券研究

2.71政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

随着调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务能够为独立储能系统带来额外收益。

图：各省市持续推进调峰服务政策

2022/9/20《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》

2022/11/17《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版）(征求意见稿)》

2022/6/23《贵州能源监管办推进贵州电力调峰辅助服务市场交易规则修订》

2021/1/1《山东电力辅助市场运营规则》

2022/10/11《华中省间电力调峰及备用辅助服务市场运营规则》

2022/4《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则(试行》

2.71政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

随着调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务能够为独立储能系统带来额外收益。

2022/6/13《湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》

2022/6/27《重庆电力调频辅助服务市场交易规则》

2020/1/22《电力调峰和黑启动辅助服务市场交易规则（征求意见稿）公开征求意见的通知》

图：各省市持续推进调频、黑启动服务政策

数据来源：各省份发改委、能源局，国泰君安证券研究

2022/7/27《山东省发电机并网运行管理实施细则(2022年修订版)》

2022/5《浙江省电力现货市场基本规则》

2022/6/29《江西电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》

2.7|政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

容量补偿电价政策持续推出，能够保障新型储能收入稳定，进一步推动新型储能行业发展。国家发改委在《关于进-步推动新型储能参与电力市场和调动运用的通知》中明确提出各地要研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制逐步推动电站参与电力市场，各省份也持续推出容量补偿电价政策。

图：各省份积极推出容量补偿电价政策

2022/11/7《长沙市人民政府办公厅关于支持先进储能材料产业做大做强的实施意见》

2022/6/27《深圳市关于促进绿色低碳产业高质量发展的若干措施（征求意见稿）》

2022/3/28《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》

2022/6/7 《2022年全省迎峰度夏有序用电方案》

2022/11/16《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》

2022/11/9 《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》

数据来源：各省份发改委、能源局，国泰君安证券研究

2.8锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降

在储能系统的成本结构中，电池占比高达60%，锂电池的成本变动会对储能系统的成本产生较大影响。22年由于国内碳酸锂价格偏高，储能行业快速发展，电池作为重要零部件供不应求，导致国内电池价格偏高，增加了储能系统的成本。

23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线，未来三年预计实现约1800GWh的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。

图：电池在储能电站成本结构中地位显著

数据来源：阳光电源公告，国泰君安证券研究

图：锂电池企业产线产能持续增加（单位：GWh）

数据来源：起点锂电、各公司公告，国泰君安证券研究

03 海外储能高景气，表前“光伏+储能’ ■ 户用光储一体化或成趋势

3.1美国：政策强调储能地位，IRA法案支持发展

IRA法案获通过，ITC补贴确定延期，支持光储发展。美国时间2022/8/16美国总统拜登签署执行IRA，代替BBB法案。本次确定通过的IRA法案延长了并提升了安装光伏和储能的投资税务优惠(ITC)。当前的ITC补贴为2020年底国会通过的延长方案，已经逐渐进入补贴退坡的阶段，而新的ITC补助方案将大幅提升ITC的补贴额度以及延长补贴时间，进一步促进美国光储市场发展。

表：IRA法案支持光储发展

项目	IRA法案对ITC政策补贴支持
户用储能	税收抵免额度由之前的26%提升至30%，延长至2032年
	满足本土制造要求+10%
	首次提出，独立储能（大于3KWh）也可享受税收抵免（之前必须与光伏结合）
集中式、工商业储能（满足劳工条件）	1MW以下税收抵免额度提升至30%，1MW以上税收抵免额度降低至24%，延长至2032年
	满足一定条件，可额外享受10%-40%不等的抵免幅度
	首次提出，独立储能（大于5KWh）也可享受税收抵免（之前必须与光伏结合）
集中式、工商业储能(不满足劳工条件)	税收抵免额度由之前的26%降至6%
集中式、工商业储能(不满足劳工条件)	满足一定条件，额外享受2%-4%不等的抵免幅度

数据来源：美国政府网站，国泰君安证券研究

图: IRA税务补贴Investment Tax Credit (ITC)基本补贴比较

数据来源：PVinfolink

3.2|美国：电力可靠性需求提升，储能改造正在路上

储能改造成为已安装新能源户主新需求。储能改造即在原有光伏系统上增加储能系统，在美国户用与非户用的储能安装占比分别为15%和9%，其中户用光伏储能改造比例显著高于非户用，且比例呈逐年提升。

经济性与电力可靠性成为储能改造核心动力。加州的储能改造比例明显高于其他州，主要系该州对山火频发带来的电力可靠性担忧，以及峰谷电价差拉大后储能经济性的突显；德州在经历2021年冬季风暴停电危机后，储能新安装量增长3倍以上。

图：储能改造比例约为15%，户用领域逐年提升

数据来源：LNBL

图：加州储能改造比例明显高于其他州

数据来源：LNBL

图：2021年德州冬季风暴后，配储率快速提升

数据来源：LNBL

3.3|美国：储能装机突飞猛进

2021年储能装机3.5GW，同比持续大幅增长。根据WoodMackenzie数据，2021年美国新增储能容量为
3,509MW/10,499MWh，同比增加138%，超过2013至2020年总和。

2022Q3美国储能新增装机1,444MW/5,189MWh，同比增长27%/48%，环比增长7%/71%，创历史第三季度新高、单季度次高。2022Q3表前市场备电时长达到3.8h，也为历史新高。

图：2021年储能装机3.5GW，同比增长138%

数据来源：Wood Mackenzie
数据来源：WoodMackenzie

图：2022Q3美国储能新增装机创历史单季度次高

3.4美国：受益补贴政策推动，光伏+储能配置比例逐年提升

光伏+储能比例持续提升。2021年，美国户用光伏领域的储能附加率已提升至10%，及10%安装户用光伏的户主选择配套安装了储能；在工商业和集中式光伏领域配储的用户比例约4.9%。

夏威夷、加州、马塞诸塞等州配储比例较高。受益于当地消费与税收优惠政策，夏威夷光伏项目拥有最高的配储率（户用93%，非户用59%）；加州排名第二（户用11%，非户用5%），主要受益于当地投资税收抵免。麻省、华盛顿等地区配储比例也相对较高。

图：美国户用与非户用光伏配储率逐年提升

数据来源：LNBL

图：夏威夷、加州、马塞诸塞等州配储比例较高

数据来源：LNBL

3.5美国：预计储能2025年可达69GWh，2030年将达392GWh

美国储能市场迎来快速增长。受AD/CVD太阳能关税两年窗口期影响，预计美国2023/2024年光伏装机将迎来高速增长，带动储能配套项目需求激增。预计2025年美国储能需求可达69GWh，其中大型储能45GWh，分布式储能24GWh。表：美国储能新增预测

									20202021 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E

新增项目
集中式光伏新增（GW)		14.317.00	20.00	30.00	45.00	55.00	68.75				85.94 107.42 134.28 167.85
储能渗透率 (%)	6%	20%	22%	24%	26%	28%	30%	31%	32%	33%	34%
集中式光伏累计（GW)	48	62	79	99	129	174	229	298	384	491	626
储能渗透率(%)		1.0%	1.1%	1.2%	1.3%	1.4%	1.5%	1.6%	1.7%	1.8%	1.9%
大储需求 (GW)	0.9	4.0	5.3	8.4	13.4	17.8	24.1	31.4	40.9	53.2	69.0
备电时长（h)	2.0	2.1	2.2	2.3	2.4	2.5	2.6	2.7	2.8	2.9	3.0
新增储能容量（GWh）	1.72	8.45	11.60	19.30	32.11	44.60	62.57	84.81	114.53	154.15	206.87
分布式光伏新增（GW)	5	6.00	10.00	15.00	20.00	25.00	30.00	39.00	50.70	65.91	85.68
储能渗透率 (%)	9%	10%	15%	18%	20%	22%	24%	27%	30%	33%	36%
分布式光伏累计（GW)	30	35	41	51	66	86	111	141	180	230.7	296.61
储能渗透率 (%)	1.0%	2.0%	3.0%	3.5%	4.0%	4.5%	5.0%	5.5%	6.0%	6.5%	7.0%
分布式储能需求 (GW)	0.8	1.3	2.7	4.5	6.6	9.4	12.8	18.3	26.0	36.7	51.6
备电时长（h)	1.5	1.5	2.0	2.2	2.4	2.6	2.8	3.0	3.2	3.4	3.6
新增储能容量（GWh）	1.13	1.95	5.46	9.87	15.94	24.36	35.70	54.86	83.23	124.94	185.79
合计储能需求（GW)	1.6	5.3	8.0	12.9	20.0	27.2	36.8	49.7	66.9	89.9	120.6
YOY		231%	50%	61%	55%	36%	35%	35%	35%	34%	34%
合计储能容量（GWh）	2.8	10.4	17.1	29.2	48.1	69.0	98.3	139.7	197.8	279.1
YOY		266%	64%	71%	65%	44%	42%	42%	42%	41%	392.7 41%

3.6欧洲：市场高速增长，表前储能占据主导

装机迎来高增，表前储能持续占主导。根据EASE预测，2022年新增储能装机容量将超过5GW，同比增长约75%；累计容量将超过10GW，预计到2030年累计装机量约为57GW。若考虑实现气候雄心、可再生能源目标以及保证供应安全，2030年有望实现储能累计装机量达200GW，但需进一步政策支持。除德国和意大利外，表前储能在欧洲现有和新增装机中均占主导地位。

图：预计2022年欧洲储能装机容量将超5GW

数据来源：EASE

图：预计2030年欧洲储能累计装机容量达到57GW

数据来源：EASE

B.71欧洲：政策加速推进，光储发展有望提速

3000亿欧元“REPoWerEU”能源计划正式通过。该计划旨在加速能源系统变革以应对俄乌冲突造成的全球能源市场混乱和欧洲能源安全问题，在“Fit for55”一揽子计划基础上，到2027年额外投资2100亿欧元，方法包括节约能源、寻找其他供应来源，并加速转型至再生能源。

加速可再生能源替代，光储结合提速。1）将2030年可再生能源占比目标从40%提高到45%；2）2030年欧盟能源效率提升目标从9%上调至13%；3）《欧盟太阳能战略》，到2025年太阳能光伏装机容量翻一番至320GW以上，到2030年接近600GW。实施“屋顶太阳能计划”，分阶段在新建公共和商业建筑、住宅安装太阳能电池板。

图：欧盟光伏装机快速增长，2022年有望实现近40GW

数据来源：欧洲能源交易所EPEXSPOT，国泰君安证券研究

图：2021/2020年欧洲光伏装机前十大国家

数据来源：EASE，国泰君安证券研究

B.8欧洲：经济性+供电可靠性为户储核心驱动因素

户用储能需求的核心驱动力来自于经济性和供电可靠性。随着电价持续攀升，峰谷电价差进一步拉大等因素，户用储能可结合光伏发电，提高自发自用率，经济性持续提升，投资回报周期快速缩短。此外，极端天气、限电等供电不稳定因素，也加强了户用光储系统的刚性需求。

图：户用光储系统可以将光伏自发自用比例从25%提升至70%

数据来源：古瑞瓦特
表：户用光储系统核心驱动力为经济性和供电可靠性

核心驱动力具体情况
经济性	德，美，日，澳的家储市场已经初具经济性：德，美，日，澳市场的储能系统投资回报周期分别为7.6年，15.5年，8.3年，10.3年
	峰谷差价进一步拉大，电价持续攀升，针对性补贴政策，储能系统成本下降等因素，都将驱使家储经济性继续提升
供电可靠性	美，日等地的极端天气频繁，家储系统可以作为后备供电系统，提升家庭用电的可靠性
	以英德为首的欧洲区域大面积限电政策，导致每个家庭需要储能系统弥补限电时期的用电量
	对于集中式供电的国家电网而言，家储系统可以辅助电网平衡发电能力与用电需求

数据来源：国泰君安证券研究

B.9|欧洲：预计储能2025年可达66GWh，2030年将达388GWh

欧洲储能需求迎来井喷。受能源危机与电价高涨因素影响，预计欧洲2022年户储市场将迎来大爆发式增长。预计2025年欧洲储能需求可达66GWh，其中大型储能17GWh，分布式储能49GWh。

表：欧洲储能新增预测

		2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E

新增项目
集中式光伏新增（GW)		8.4 8.40	15.00	25.00	40.00	50.00	62.50	78.13	97.66		122.07 152.59
储能渗透率 (%)		7% 13%	15%	16%	17%	18%	19%	20%	21%	22%	23%
集中式光伏累计（GW)		60 69	77	92	117	157	207	270	348	445	568
储能渗透率(%)			0.1%	0.2%	0.3%	0.4%	0.5%	0.6%	0.7%	0.8%	0.9%
大储需求 (GW)	0.6	1.1	2.3	4.2	7.2	9.6	12.9	17.2	22.9	30.4	40.2
备电时长（h)	1.0	1.3	1.5	1.6	1.7	1.8	1.9	2.0	2.1	2.2	2.3
新增储能容量（GWh）		0.55 1.40	3.49	6.70	12.16	17.33	24.53	34.49	48.18	66.92	92.47
分布式光伏新增（GW)		14	18.00 30.00	45.00	50.00		60.00	72.00 86.40	103.68	124.42	149.30
储能渗透率(%)		5% 7%	12%	15%	18%	21%	24%	27%	30%	31%	32%
分布式光伏累计（GW)	85	99	117	147	192	242	302	374	460	564	688
储能渗透率 (%)	0.5%	0.5%	1.0%	1.5%	2.0%	2.5%	3.0%	3.5%	4.0%	4.5%	5.0%
分布式储能需求（GW)	1.1	1.8	4.8	9.0	12.8	18.7	26.3	36.4	49.5	64.0	82.2
备电时长（h)	1.5	1.5	2.0	2.2	2.4	2.6	2.8	3.0	3.2	3.4	3.6
新增储能容量（GWh）		1.69 2.63	9.54	19.70	30.82	48.49		73.75	109.25 158.46	217.44	295.92
合计储能需求 (GW)		1.7 2.8	7.1	13.1	20.0	28.3	39.3	53.7	72.5	94.4	122.4
YOY		69%	151%	85%	52%	41%	39%	37%	35%	30%	30%
合计储能容量（GWh)	2.2	4.0	13.0	26.4	43.0	65.8	98.3	143.7	206.6	284.4	388.4
YOY		80%	223%	103%	63%	53%	49%	46%	44%	38%	37%

04 逆周期属性叠加电网消纳压力，电力设备投资建设有望加速

4.1电网投资是电力设备行业核心驱动因素

电网投资决定行业兴衰。总量上，十四五期间全国电网总投资预计近3万亿元，而十三五约2.6万亿，十二五约2万亿。其中国家电网计划投入3,500亿美元（约2.24万亿元），南方电网计划投入约6,700亿元。具体年份上，2021年略低于5000亿，2022年国家电网预计投资5，012亿元，年度投资首次突破5，000亿元，创历史新高。南方电网1250亿元，同创新高，大幅增长。展望23年，电网投资有望保持10%以上的高增速。

图：十四五期间电网投资规模明显增加

数据来源：中电联，国泰君安证券研究

4.2投资增长原因是基础设施的超前投资与消纳需求的持续增加

电网建设是新基建的重要组成部分，电网投资逆周期属性突出。复盘历史，08-09年、14-15年、20年，在经济下行较大的宏观背景下，电网建设常被作为经济增长的发力点，投资有望持续边际向好。随着人均用电、能源需求和电气化比例的增加，用电需求快速增加，20-21年用电增速已经明显高于电网投资增速。

电网消纳压力持续增加。预计2030年前后，新能源发电装机将接近20亿千瓦；2050年前，新能源装机规模将超过40亿千瓦，发电量占比接近50%。新能源由于随机性、间歇性、波动性等特点，大规模接入将使电力系统承压，用电成本预计持续提升。

图：电网投资受到宏观政策与电力需求的双重影响

数据来源：中电联，Wind，国泰君安证券研究

图：新能源装机比例快速提高（单位：亿干瓦）

数据来源：中电联，国泰君安证券研究

4.3特高压建设存在超预期空间

特高压项目储备充裕，建设有望提速。国网十四五期间规划建设特高压工程“24交14直”。国网目前特高压工程储备（规划/可研）达12条，其中上半年新增5条。考虑到基建投资加速，以及第二批风光大基地对外送电通道仍有至少50GW缺口，储备项目有望于22、23年尽快核准并开工。

企业层面，特高压格局稳定，份额较为集中。由于产品研发、验证壁垒较高，特高压设备中标企业主要包括央企和大型民企。其中，特高压直流龙头包括：国电南瑞、许继电气、中国西电、特变电工等，特高压交流龙头包括：平高电气、中国西电、特变电工等。特高压业务占比较高的企业（许继电气、平高电气等），受益弹性更大；二次设备企业（国电南瑞等），周期性更弱、防御型更强。

图：2022计划特高压开工数量明显增加

数据来源：国家电网，国泰君安证券研究

图：特高压主设备的市场格局稳定

数据来源：国网电子商务平台，国泰君安证券研究

4.4配电网投资占比有望持续增长

分布式电源大规模高比例接入以及微电网、储能电站、充电桩等用电负荷高速增长，有望推动用电侧配网设备需求持续改善。我国电力投资长期存在“重电源、轻电网，重输电、轻配网”的情况，配电网建设滞后于主网建设。快速增长的分布式能源和多种用电场景均形成用电侧配网设备需求。

结构方面，智能化是配电网升级的重要方向。一方面，智能楼宇、智慧园区、微电网等新型用能组织将大量涌现并接入配电网，与之形成双向互动；另一方面，随着电动汽车、分布式储能的快速发展，“源荷”界限开始模糊化，即出现所谓产消者。要求配电网具备强大的综合承载能力、全息感知能力和智能调控能力。智能电网龙头国电南瑞、四方股份等或将充分受益。

图：十四五期间配电网投资占比有望达到60%以上

数据来源：中电联，国泰君安证券研究

图：国网经营区分布式电源快速增长

数据来源：国家电网，国泰君安证券研究

图：双碳目标对配电网提出更高要求

数据来源：国家电网，国泰君安证券研究

05投资建议与风险提示

5.1 投资建议

我们认为，深度电气化的大趋势是储能和电力设备发展的长期逻辑，短期内组件价格下跌让渡储能成本空间、光伏需求释放对应配储规模增加，将进一步推动储能和电力设备的需求。

建议重点关注：1.产业链布局长且拥有核心零部件技术的优质大储系统集成商，推荐科华数据、金盘科技、新风光、阳光电源，受益标的上能电气；2.拥有客户粘性和品牌效应的户储及PCS龙头，推荐德业股份、锦浪科技、固德威，受益标的派能科技、科士达；3.电网业务龙头，受益标的国电南瑞、平高电气、许继电气。

表：储能和电力设备投资标的估值一览

代码	公司名称	收盘价	EPS			PE			评级
代码	公司名称	收盘价	2022E	2023E	2024E	2022E	2023E	2024E	评级
002335.SZ	科华数据	45.22	0.98	1.46	1.85	46.14	30.97	24.44	增持
688676.SH	金盘科技	33.30	0.68	1.09	1.99	48.97	30.55	16.73	增持
300827.SZ	上能电气	56.00	0.47	1.47	2.47	119.15	38.10	22.67	-
688663.SH	新风光	40.53	1.02	1.4	1.77	39.74	28.95	22.90	增持
300274.SZ	阳光电源	101.48	2.56	3.05	3.65	39.64	33.27	27.80	增持
688063.SH	派能科技	300.00	6.81	15.28	21.18	44.05	19.63	14.16	-
002518.SZ	科士达	51.38	1.09	1.65	2.24	47.14	31.14	22.94	-
605117.SH	德业股份	327.47	5.32	9.03	13.40	61.55	36.26	24.44	增持
300763.SZ	锦浪科技	171.65	3.05	6.04	8.65	56.28	28.42	19.84	增持
688390.SH	固德威	297.98	3.20	8.60	12.20	93.12	34.65	24.42	增持
600406.SH	国电南瑞	25.64	1.00	1.17	1.36	25.64	21.91	18.85	-
600312.SH	平高电气	8.02	0.20	0.37	0.51	40.10	21.68	15.73	-
000400.SZ	许继电气	19.95	0.88	1.08	1.36	22.67	18.47	14.67	-

5.2风险提示

政策力度不及预期。储能目前主要驱动力仍然是政策，如果政策力度或者推进速度不及预期，有可能影响行业整体需求。

上游原材料降价不及预期。电池仍然是储能系统成本的最大来源，若电池降价不及预期，或影响储能需求的进一步释放。

海外需求不及预期。海外储能市场发展迅速，若海外对国内储能产品进行限制或海外需求回落，或影响国内储能企业的出口业绩。

评级说明
		评级	说明
1.投资建议的比较标准	股票投资评级	增持	相对沪深300指数涨幅15%以上
投资评级分为股票评级和行业评级。		谨慎增持	相对沪深300指数涨幅介于5%~15%之间
以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。		中性	相对沪深300指数涨幅介于-5%~5%
		减持	相对沪深300指数下跌5%以上
2.投资建议的评级标准		增持	明显强于沪深300指数
报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深		行业投资评级中性	基本与沪深300指数持平
300指数的涨跌幅。		减持	明显弱于沪深300指数

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作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。

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本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也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在何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。

本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。

市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。

本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。

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投资要点 (行业评级：增持）

政策催化+供需结构改善，23年国内大储高增可期

海外储能高景气，表前“光伏+储能”、户用光储一体化或成趋势

逆周期属性叠加电网消纳压力，电力设备投资建设有望加速

投资建议

目录CONTENTS

01电力系统变革正在路上用电成本上升大势所趋

1.1电力系统转型持续进行，运行机制悄然改变

1.2用电成本上升大势所趋

1.3储能与电网建设势在必行

1.3|储能与电网建设势在必行

02

政策催化+供需结构改善23年国内大储高增可期

2.1|国内大储的主要驱动力仍来自政策驱动

2.2装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

2.2装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

2.3储能企业扩产规模快速增加，行业有望持续高景气

2.3储能企业扩产规模快速增加，行业有望持续高景气

2.4共享储能是未来国内大储的主要商业模式

2.4共享储能是未来国内大储的主要商业模式

2.5|锂离子电池将是国内大储的主要载体

2.5锂离子电池将是国内大储的主要载体

2.6电化学储能系统多种拓扑结构并存

2.7|政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

储能商业模式

2.7政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

2.7政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

2021.5

2021.11

2022.1

2.71政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

2.71政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

2.7|政策日渐完善，确保储能系统盈利空间

2.8锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降

03

海外储能高景气， 表前“光伏+储能’ ■ 户用光储一体化或成趋势

3.1美国：政策强调储能地位，IRA法案支持发展

3.2|美国：电力可靠性需求提升，储能改造正在路上

3.3|美国：储能装机突飞猛进

3.4美国：受益补贴政策推动，光伏+储能配置比例逐年提升

3.5美国：预计储能2025年可达69GWh，2030年将达392GWh

3.6欧洲：市场高速增长，表前储能占据主导

B.71欧洲：政策加速推进，光储发展有望提速

B.8欧洲：经济性+供电可靠性为户储核心驱动因素

B.9|欧洲：预计储能2025年可达66GWh，2030年将达388GWh

04

逆周期属性叠加电网消纳压力，电力设备投资建设有望加速

4.1电网投资是电力设备行业核心驱动因素

4.2投资增长原因是基础设施的超前投资与消纳需求的持续增加

4.3特高压建设存在超预期空间

4.4配电网投资占比有望持续增长

05投资建议与风险提示

5.1 投资建议

5.2风险提示

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海外储能高景气，表前“光伏+储能’ ■ 户用光储一体化或成趋势

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