国内大储∶22年4、5月份，我根据22H1的情况预测22年全年国内装机规模是8-10GWh，因为越靠近年底预测更准，现在我觉得22年会提高到10-12GWh，其中10GWh+是国内大储的增量。这个数据的来源，第一是从电芯厂的销售情况、第二是从大储逆变器头部企业的销售情况、第三是从大储第三方BMS的销售情况综合判断得出10-12GWh。今年的增量是有的，但这个增量是否能够一定转化为并网数量，按照这个统计口径的话不一定，但这个量一定是出货量，大储整个产业链，包括电芯、逆变器、BMS、温控等一系列出货量10-12GWh没问题，因为出货还涉及到现场安装、建设、调试的过程，这个过程中有一定的不可控，但销售已经完成，已经反映在相应公司的业绩上，这是没有问题的。

海外大储海外市场主要以北美大储为主，美国大储市场增量今年大概率是超过中国的，国外大储市场供应也是非常火热的，虽然国内企业现在占比还不高，但增速很快，国内有很多企业去做海外大储市场，包括宁德时代、比亚迪、阳光电源、科陆、南都电源。有些在国内大储市场表现不好，但是由于出海比较早，在渠道方面有比较好的合作关系，所以他们在海外大储也有不错的表现，具体多少暂时不掌握数据，但这些企业表现是比较好的。

【大储近期供应情况】

电芯层面，各家供应都比较紧张，但不存在不接单的情况，今天看到一些新闻说出现不接单的情况，电芯主要厂家不存在不接单的情况，接单肯定还是在接，只不过价格会上涨。

PACK层面，因为电芯厂对外很少出电芯，让第三方做集成并把集成收益赚了的情况越来越少。现在电芯厂最起码出到电池PACK或者电池包层面。出到电池包层面就必然包含BMS，现在一线厂家价格大概1.1-1.2元/Wh，宁德肯定是最贵的（宁德能到1.2元），亿纬1.1元左右，二线厂商差不多能做到1元以下，这些都是非上市公司体系，像海辰甚至可以做到更低，甚至做到0.9元以下也没问题。但现在厂商为了抢占市场采取很激进的策略，280Ah电芯大多数出货价格在1.1元以下（PACK层面，包含BMS），比上半年要高一些，而且价格很难谈下去，如果是几百GWh，每Wh降低0.01、0.02元就影响很大。目前情况是电芯供应紧张，价格微微上涨，但没有说供不上。

大储逆变器层面，目前市场供应非常紧张。第三季度由于增速比较快，大储逆变器22Q3已经生产完了，但是关键零部件比较欠缺，比如IGBT涨价，一个模组从600元涨到1500 元，涨2.5倍，即使这样市场也拿不到。关于是不是和IGBT直供厂家，比如和IGBT工厂英飞凌签直供的这些厂家拿货情况更好，目前也没有。渠道商的能力还是很强的，渠道商都拿不到，签直供的也没有什么优势。现在整体大储IGBT全线供应都有困难。如果这个情况得不到缓解的话，有可能影响第四季度逆变器厂家的供应，当然这个影响是双重的，既影响储能，也影响光伏，到底影响有多大不好说，但第四季度会受到一些影响。如果像英飞凌能在全世界范围内调整供应，原来分到其他国家的份额转到中国，那么这个情况可能在11 月份得到缓解，但10月份是非常紧张。其他零部件不存在断供的问题，只存在供应紧张的问题，今年增长还是比较大的，今年大储增量是去年的2.5-3倍的水平。

至于今天有一些媒体报道说存在不接单的情况，不接单的角色大概率不是设备厂，订单来了肯定是要接，大不了涨点价多赚点。不接单的角色更多的是项目EPC方或者纯粹的系统集成厂商，他们由于之前在投标的时候投了一些比较低的价格，可能投标的时候没有预测到后续价格上涨，甚至做的预测是第四季度价格下降，但是这种情况没有发生，如果按照这个价格去做集成的话，按照EPC方或者投资方签的供货协议一定是亏损的，在这种上下夹击的情况下毛利率基本为0，不接单是正常的。不接单的情况不是卖设备的厂商，而是做二道贩子的，这种不接单是非常有可能的，但并不是普遍的情况。

【对储能最新政策的看法】

容量电价（或者叫容量补偿）参考抽水蓄能两部制电价，这是抽水蓄能设计比较特殊的收益方式，由两部分组成。一部分来自于固定收益，一部分来自于变动收益。固定收益叫容量电价，主要基于抽水蓄能电站投资以及运行成本、运维成本进行反算，按照6.5\%收益率给抽水蓄能电站每年固定收益。变量电价就是在抽水蓄能电站完成基本义务之后，剩下时间参与到电量现货交易市场，或者没有电量现货交易市场，把抽蓄电站自己当做负荷也可以去削峰填谷，同时，未来也可能开放电力辅助服务市场。抽蓄电站可以参与这两个市场，赚竞争性市场的钱，形成另外一部分收益。这是给抽水蓄能电站设计的规则，其中一部分叫容量电价，就是基于抽水蓄能电站的装机容量进行一定的补偿，疏导、补偿成本，这个已经明确写在21年能源局和发改委出的633号文里，要通过各省输配电价体系传导到终端用户，无论是居民用户、工商业用户都是要承担这个成本的，这个叫做容量电价。现在储能电价也希望能获得类似的电价补偿，首先在山东给出一个概念叫“容量补偿”，有点类似于容量电价。容量补偿规定价格，也说最终由用户承担，和抽水蓄能非常相似。刚开始出这个补偿的时候，市场很兴奋、很激动，大致有3600万，但是没过几个月马上重新解释政策，3600万变成300万。最近也有一些其他政策，说多个省份的火电机组也开始给容量电价，比如50元/GW/年，这个比起储能便宜多，激起很多人的兴趣，市场想知道针对储能的容量电价会不会全国范围推开，目前看来，成本疏导没走通的话，能源局是不会贸然出这样的政策。所以对于容量电价不要特别当真，即使出了也一定是在一些局部省份，主要是在一些承受力很强的省份，绝不可能是全国范围的，而且绝不可能是从承受能力比较差的省份开始。容量电价要出的话，为了让更多人去均摊，会将电费增加从而将成本摊薄，一定会在GDP比较高的省份，在人口比较多的省份，在工商业都比较发达的省份来推出，而不太可能刚开始就全部铺开，全国GDP排名前五名、工业产值排名前五名的省份先出是有可能的。但排名第一的省份这个事情还没有考虑，至少没有考虑近期出政策。目前大储发展依然是政策驱动为主，市场驱动为辅。政策驱动力来自于新能源强配，市场驱动力来自于各省份可能有、也可能没有，第一是电力现货交易市场，大概有十多个省份有第二是电力辅助服务市场，也有十多个省份有，主要是来自于这两个市场的持续建设，这两个市场建设越好，对政策驱动性的依赖就会越小，未来会是此消彼涨的态势，政策驱动因素会逐渐降低，市场驱动因素会逐渐升高，但这个过程注定是比较漫长的，需要三、五年的时间。

【主流企业对于大储市场的开拓情况】

第一，头部大储企业百分之百会进入户储市场。比如东莞有一家大储逆变器做得特别强的公司，刚刚获得户储逆变器TOV在欧洲的认证，可以判定它一定是要做户储市场。同样，它的友商目前没有认证的也都在做认证，包括产品研发层面、成熟产品准备层面，这些公司提前三四个月都已经差不多了，最近这几个月一直在走各种认证。一个是欧洲方面的认证，一个是美国方面的认证。国内头部大储领先公司，无论是逆变器领域领先的，无论是电芯领域领先的，甚至在BMS领域领先的企业，都已经或者正在去抢夺海外户储市场的空间，实力强的通过自己建设本地化团队，比如技术支持、售后是国内公司派过去，市场销售、渠道一定是当地人组成。实力强的、有钱的公司会这样做。实力稍弱的就找本地渠道商进行合作。所以明年海外户储市场会迎来越来越多强劲的中国品牌。

第二，做大储的企业纷纷把目光瞄向大储市场增长较快的海外市场，主要指的是美国和澳洲市场，这两块市场的优势就是配储增速和配比大，比如说功率配比达30\%、40\%，时长达3-4小时、4-6小时，所以这两个区域的大储市场增长非常迅猛，目前国内大储企业都已经瞄向了，并且已经在做出努力，比如做人员方面的布置。关于市场策略，以电芯厂为例，电芯厂在海外做大储市场，首先是他们要自己做集成，而且主要是要做全系统集成，这些国内头部电芯厂家，类似于比亚迪，未来国内做海外大储就要做比亚迪这样的角色，比亚迪就在海外做全系统的集成，像宁德、亿纬这样的头部电芯厂未来在海外做大储的时候，做储能系统集成商的角色，主要就是全系统集成，他们一定会带国内逆变器厂家、配件零部件厂家一起出海。国内在大储领域做逆变器的厂家，在国内市场为了避免丢掉国内出货渠道（比如渠道商、第三方系统集成厂商等），在国内没有做集成。但海外市场足够大，国内做大储逆变器的厂家未来在海外市场也会主打全系统集成。

第三，产品方面的趋势是海外大储市场检验更加严格，罚款条例更加苛刻，在性能方面、运行条件方面、运行性能衰减方面都有非常严厉的要求。关于未来谁能在海外大储市场获利最大，电芯成本占比最高，优质的头部电芯厂有望受益，因为海外大储市场由于考核特别严苛，一般情况不敢用便宜的电芯，不敢用二三线的电芯，所以海外的大储市场利好一线电芯厂出海。如果逆变器厂家出海的话，他们选择的国内合作伙伴80\%估计还是国内一线电芯厂，国内一线电芯厂在海外做全系统集成商时选择的合作伙伴八成也是国内一线逆变器厂家，所以这两者会是互相支持，在海外会是良性的状态，也即国内二三线厂家的电芯不太可能往海外卖。但是国内储能市场对于电芯的容忍度会越来越高，由于原材料涨价，预计明年国内大储市场会接受越来越多二三线品牌的电芯在项目上使用，这可能是明年上半年的趋势，主要是受制于成本方面的压力。

【我们的近期观点】持续推荐国内大储及海外户储投资机会

1、国内大储招标景气度高涨，共享储能经济性显著提升。1）发电侧配储具备强制性。目前政策主流要求配储比例为功率配比10\%+配储时长2h，风光大基地项目第二批计划超过400GW，对应储能容量40GW/80GWh；部分储能招标项目配储比例已上升至20\%。2）储能电站经济性有望提升。共享储能可作为独立主体参与市场并获取多种政策利好，租赁费用+调峰补偿驱动共享储能电站IRR有望达7.48\%。预计22年国内储能装机达15GWh，且主要集中在2204。

2、海外能源及电力成本高企，户用储能已具备较高经济性。1）户储经济性显著，以德国为例，2021年居民及小型企业用电价为32欧分/kWh，对应的光储IRR可达15\%。从电价趋势看，受天然气价格影响波动较大的批发电价约为8欧分/kWh，约占25\%，不论批发电价未来往上还是回归正常，都不影响储能的收益率。从渗透率来看，欧盟的储能渗透率约在3-4\%，空间仍然巨大。2）大储方面，以表前市场为主的英国和美国，其项目经济性都非常可观。美国多数新能源+储能项目的储能功率配比在20\%-50\%，时长在3h+，发电侧PPA模式+ITC退税使其IRR高达15\%+。

3、标的方面，持续推荐∶1）户储【派能科技】【鹏辉能源】【德业股份】【固德威】【科士达】等；2）大储【南网科技】【阳光电源】【盛弘股份】【南都电源】【科陆电子】【科华数据】等。此外如【宝光股份】【智光电气】【威腾电气】【金盘科技】【新风光】【天能股份】【德赛电池】【英维克】【青鸟消防】等也建议积极关注。

【QA环节】

Q∶国内大储装机预期上调，主要是哪些地区装机量上的比较快?核心驱动因素是什么?A∶近期主要是西北区域装机上的比较快，山西、新疆，西北这些省份装的比较快。山西上的比较快的一个很重要的原因是山西市场政策准备比较完善，山西既有电力现货交易市场，也有容量租赁市场，还有电力辅助服务市场里面的一次调频，各方面准备比较充分，市场对23年山西的预期甚至好于21年山东的增速，而且山西储能项目收益可能也会好于山东。由于西北五省主要是配套风光大基地建设的储能项目，近期比较确定的订单比较多，基于这些反馈上调对于大储今年增量的预期，本次装机预期上调至10-12GWh，加上一些不可预料的好消息，可能到10-14GWh的区间。

Q∶目前来看储能电站收益包括租赁费用、峰谷电价差套利、辅助服务收益和容量补偿等，参照国外成熟市场表前侧配储积极性非常高，目前这些盈利模式在国内现在是什么样的情况美国表前侧较高IRR的核心因素是什么?

A∶国内和国外相比最大的区别就是电力消费交易市场。第一，国外民用电、工商业用电和中国形式完全不一样，中国工商业用电补贴民用电，民用电便宜，工商业用电贵，国外是相反的情况。第二，国外电价峰谷差值更大，国内能做到4-5倍，国外很多能做到10倍以上。国外电价更能反映实时供需的情况，这个价格波动传导就会影响到输配电网络盈利的分配，最终就会造成国外大储项目资本金内部收益率能做到15\%甚至更高，这和其在售电侧或者输配分离、电力市场化做得好是息息相关的。由于中国电价受管控比较多，峰谷价差并不大，峰谷价差不够大，向上游传递，一直传递到上网电价，以及各层面的分配，分出来的利润不够多，因为最终利润来源一定是来源于终端用户，终端用户没有把成本给承担掉，上游每一个环节分到的利润都少，这就导致中国大储项目收益来源像容量租赁、容量补偿都是来自于政策性收入，唯一的电力现货交易市场，类似于峰谷价差这种靠套利的形式，是相对比较稳定的。未来中国市场如果想赶上美国大储市场的景气程度，一定要靠电力现货交易市场以及电力辅助服务市场两者共同建设才能做到，长期来看这些改革做得越好，国内大储市场的收益就会越好。

Q∶如何看待大储的竞争壁垒?

A∶未来大储格局最终会进化到这个市场上存在两类企业做大储。第一是成本占优的企业，由它来做大储集成、做大储项目，可以将整个项目成本做的更低，像电芯厂很有可能成为这类角色。第二是技术占优企业，由战略企业做集成，未来可以将集成做得更好，也可以将运维、运营做得更好，除了赚集成微薄的毛利之外，更多靠运维赚钱，这类企业也会长期存在。以成本占优的企业大概率是由头部电芯厂转型的；以技术占优的企业，比如以运维占优的企业，大概率会从头部逆变器厂家转型来做。

Q∶从供应商拿单情况来看，主要哪些企业做的比较好?

A∶集成方面目前还是大的集成商，比如海博思创等，这些厂商在行业内已经形成比较多的项目经验，在集成方面更容易拿单；或者和电芯厂有很深刻的合作，有成本优势去拿单；还有一些企业有很强的资源，能够在短期之内获得供应商更强的支持，成长劲头非常蒙，愿意把毛利压的非常低，甚至零毛利去拿单。目前这几类都有，并没有说谁占特别大的优势。当然也有一些企业，比如和央企成立合资公司，一段时间内，可能在一年、半年内，央企把增量的系统集成或者EPC总承包都让这些成立的合资公司来做，但是长期来看不可持续，只能做这一家企业的单。比如国电投成立一个合资公司，像华能、华电大概率不会和它们的合资公司合作，不会让它来做系统集成。长期来看，经过市场竞争或者有成本优势、或者有品牌溢价的系统集成厂商占优，靠着纯粹走关系的一般持续不了，做半年、一年差不多了。

Q∶目前大储业务盈利水平很低，是否会预计未来有一定的改善?

A∶太远的不敢说。但根据现在市场态势，23年大储盈利水平应该比22年高，尤其到明年下半年大概率会出现一定的供大于求的情况，尤其电芯供大于求，会带来电化学储能系统的成本下降，肯定会影响到资本金内部收益率。大概比率是如果成本能下降10\%，资本金内部收益率能提升18\%-19\%。无论政策或者市场收益也会更加稳定，今年市场已经体验到政策比较混乱的改动，各省也有试运行的政策，尤其现货市场部分省份经过一年的试运行，好的经验、好的政策会保留固化下来，固化下来的政策有可能会更多的省份去参考学习，明年政策方面会更加稳定，政策波动会小。这两方面叠加的话，比如今年收益6\%的项目，明年有可能达到8\%，这是有可能的。现在整个供应链的情况变化比较大，不知道明年供应链是什么样的形态，至少现在看来在电芯层面很多原材料还处于历史高位，虽然大家都预测明年下半年会降，但这个拐点什么时候到来还不好预测。

Q∶22年装机10-14GWh中电化学占多少?其他形式占多少?

A∶我这边关注的只有电化学，或者说只有锂电池，就是基于磷酸铁锂的大储项目，其他的没怎么关注，因为其他的量不多，无论是矾液流还是压缩空气等。液流电池除了今年并网的矾液流项目之外，其他项目没有什么并网，都很小。其他形式的，比如压缩空气储能，有些项目反复宣称自己并网，去年算一遍，今年又算一遍，不知道算今年还是去年。比如张家口100MW、4小时，去年已经出了，今年再来一遍。如果算到今年的话，也算是有400MWh。除了这些形式之外，飞轮储能也做了一些示范项目，但一般不以时长来计算，以并网的功率来计算，如果从功率层面来说，多个示范项目加起来接近100MW是有的，但时长可能不长，只有几分钟，因为它是功率性的储能。预测10-14GWh增量只针对国内大储市场的锂电池应用，其他相对来说没有统计在内，且不包括国内工商业侧，工商业侧数据特别不好统计，能做的公司特别多，不太好统计，大致工商业预计增量2-3GWh。

Q∶如果今年10-12GWh是锂电池，明年大概有多少?

A明年可能会接近20GWh。

Q∶宁德、比亚迪等传统动力电池厂商跟纯新的玩家对比（比如海辰新能源等）各自的优劣势

A:首先，原来一线做动力电池的厂商现在基本都做储能电芯，两条腿走路一定是优于单条腿走路。无论从产品产量、到质量、到售后、到产品性能，既做动力也做储能整体优于只做储能的。

Q:动力电池和储能产线能够互用吗

A∶ 越来越不倾向于共用。首先储能电芯和动力电芯两个追求的工艺、追求的产品目标是不一样的，动力追求的是高能量密度，对寿命要求没有那么高；储能追求长寿命、极高一致性，对高功率追求没那么高。所以这两者差异化越来越大，在产线上能够共用的也越来越少。改造起来很容易，但现在越来越倾向于专线，因为专线的话才能保证电芯的一致性，一致性尤其对大电芯来说特别重要的指标，所以目前一线厂家做的储能产线都是专线，基本已经不再和动力电芯共用了，但极少数厂家还会做储能电芯和动力电芯共用的产线，但产线投资相对会大一些，共用产线的占比也很小。

Q∶如果改造的话，大概成本会有多少?

A∶改造的话成本占整个产线建设成本的10\%-15\%。改造的成本倒是不高，但是产线改造之后又需要一系列从生产、测试到稳定产能的过程，这个时间蛮长，包括稳定产能的时间也需要好几个月，并不是改造完成马上可以投入使用，和专线一样有个调试的过程。

Q∶如何看待锂电储能在电化学储能中未来三年、五年或者八年的占比?

A三、五年不好预测，三年、五年内可能有某一年做大项目，因为现在矾液流电池特别喜欢往大项目做，可能会挤压锂电池电化学储能。但长远来看，尤其根据现在一线厂家，像宁德时代、亿纬280Ah的未来长远发展策划来看，280Ah电芯使用寿命、循环次数将会翻番，达到8000-16000次，这个时间节点大概会在2026-2028年，仅仅是优化电解液、正负极材料、内部机构对成本提升非常有限。如果这个目标顺利实现的话，而且实现的概率非常大，会给锂电池带来非常大的优势。第一个优势，是除铅酸电池外在初始投资领域是最便宜的；第二个优势，在使用成本方面是所有电化学成本中使用成本最低的，这个使用成本是用初始投资+运维成本÷全生命周期放电度数，不算电价成本，在2028年大概能达到0.2 元以下，有可能使用成本是最低的。这两个优势累计起来，初始投资优势和使用成本优势叠加起来，其他储能技术，尤其像液流电池就会被它甩的更远。至于说钠离子电池那时候有没有可能有竞争力，也会有一定竞争力，但是当锂电池循环次数达到15000次时，钠离子电池想竞争过锂电池会非常难，但它会填补锂电池不太有利的场景，比如低温以及要求安全场景。大储领域越靠后，越靠近2030年，锂电池的优势会越大。

Q∶如果钠离子电池比较成熟，锂电池厂商往钠离子切换难度大吗?

A∶国内选择钠离子电池的路线和锂电池工艺路线高度相似，国内锂电池产线1GWh产线只需要20\%-30\%的改造工作就可以转型去生产钠离子电池，成本比较低也比较快速。在这方面来看，对于做钠离子电池的初创企业是不友好的，目前国内主推的这些产线，包括正极材料层状氧化物、普鲁士蓝，不论哪个都不利于初创企业，反而会有利于一线头部锂电池企业。未来假设初创企业取得了技术突破，预计也很快会被这些头部锂电池大厂学到，并且利用规模优势将他打败。

Q∶如何看待锂电池上游资源问题?

A这个问题会长期存在，不太好预测，但是在上游矿层面，锂矿最多的应该是智利，接下来是澳大利亚，中国大概排第四、第五，这方面值得去关注，但不用太担心。在原矿方面想卡中国的脖子是越来越难，专门做锂电供应的专家反馈的观点是会紧张，但不至于被卡的没有办法发展。

Q∶22年10-12GWh大储需求中共享储能大约占多少?10-12GWH需求中各省是如何分配的?A∶ 从分割上来说没有特别精确的数据支持，这些主要增量还是来自于山东以及西北几个省份，相对来说比较平均，没有说哪个省特别集中，一下子占到30\%、40\%，甚至一半，这个情况没有，相对来说比较平均。但前五名占据国内增量的80\%以上，呈现头部集中的状态。共享储能占到60\%-70\%，还有一些是强配的，并不是共享的模式，还有少量是火储联合调频项目，共享大概是60\%-70\%，接近70\%。

Q∶国内工商业储能市场发展趋势?23年的量如何预计?

A∶ 工商业储能市场发展快速，22年增量达到21年的2倍是有可能的，有些专注做工商业市场的公司22年销售数据基本是翻番的，是21年的2倍以上，它们只做工商业，不做其他。对于23年的状态它们也非常看好，23年依然会处于高速增长的状态，23年预计是22年的1.5-2 倍。工商业侧虽然总量不大，单个项目比较小，但增速很快，最大的驱动力来源是峰谷价差的绝对值在多个省份，尤其在沿海省份不断增加。浙江有些区域给予一定的补贴，虽然这个补贴不多，但这点补贴对于工商业侧储能靠利润的项目来说非常关键，原来不能做变成能做，这也是快速增长比较重要的原因。但最主要的原因来自于电价更加市场化，电价更反映供需关系，峰谷价差更大的趋势还将持续。因为只要电网的调峰压力持续增加，峰谷电价差一定会增大，一定会用价格的手段引导市场行为，减缓调峰压力，现在调峰压力增速比较快，所以峰谷价差未来3-5年还会增加，这个会直接促进工商业储能增长。