储能概念股

展望2023年，储能板块增长最强劲的方向是美国的大储板块，欧洲比较倾向发展分布式光伏，每户人家各装各的，美国比较倾向发展集中式光伏电站，然后统一建设大储。

2022年受硅料和组件价格太高的影响，美国光伏和储能建设都比较停滞，整体装机量相比21年没有多少增长，2023年随着硅料价格下行，美国光伏和储能装机量有望迎来爆发式增长，因此23年美国大储是整个新能源板块景气度最高的方向。

储能这个东西说白了也比较简单，主要就是电池加上逆变器，储能标的基本就是围绕这两个方向展开。从系统厂商（电池包+pcs）反馈，出货美国毛利率25%、国内15%-，这也是我们重视美储的原因。而与其他行业不同，美国在储能上基本是二道贩子，因此零部件供应依赖外部，这就给了中国制造业分享蛋糕的机会。

海外储能部分，其实涨的是需求逻辑的分化。欧洲户储订单的下降，或者说竞争格局的恶化，本身说明户储部分的竞争门槛可能并不如现有玩家说的那么高，且随着欧洲央行追赶美联储的加息进度，户储自身的大额消费品属性被高利率约束的天性开始显现而反观美国大储订单的上行，说明这种围绕美国集成商的类垄断地位，至少依托美国源端和网端自身基建周期的景气，整个订单上升的过程，并不会迅速带来类似欧洲户储竞争格局的潜在问题，继续重点关注美国大储和国内大储的估值共振机会，关注今年是否会形成一轮“疫情+硅料”的双错配所 引发的超预期开工热潮。

中美储能相关数据对比

国内：22年1-12月储能新增装机量20.4GW，抽蓄、新型储能分别装机14.3GW和6.2GW/14.3GWh。新型储能中电化学装机13.2GWh，飞轮+压缩空气+超级电容共0.28GW/1.13GWh。

美国：22Q1-Q3新型储能新增装机10.9GWh，IRA法案和电价高涨刺激下，下半年装机显著提速，Q3新增5.2GWh，预计22年新增装机18-20GWh。欧洲：22年高电价带来的高收益是户储装机渗透率提升的主要驱动力，根据solarpower，22年欧洲户储新增装机超3.9GWh，21年渗透率27%，空间仍很大。

预计23年全球新型储能新增装机将超120GWh

国内：新能源占比提升和独立储能商业模式多元化探索驱动招中标节奏显著加快，据我们统计22年全年招中标超50GWh和60GWh，保守估计23年表前新型储能新增装机超25GWh。（笔者看好该细分方向，电网消纳刚需，可以不装机，但发出来的电必须得上网）

美国：大储超预期的可能性较大，各州电力系统特征、区域支持政策及全美IRA共同保障其大储的增长。（笔者看好该细分方向，政策补贴强驱动）

中美大储发展路径差异明显

差异一：美国市场机制完善vs中国仍在探索期。

美国：美国在储能市场交易上探索多年：1）美国电力现货市场已经比较发达，具备投标、自调度、ISO调度等多种模式；2）多项法令针对储能参与辅助服务市场提出规定，扩充辅助服务类目，门槛逐步降低，明确补贴标准同时注重效率；3）储能容量补偿也有相关政策机制出台，不同区域电网使用不同模式，从多方面促进大储市场发展。

中国：目前中国电力现货市场建设仍不完全（仅有14个试点省份），调峰调频等盈利方式已有多数省份出台政策支持并明确细则，容量电价模式山东已率先出台，补贴资金平摊至用户侧，储能参与辅助服务市场机制仍在探索期。

差异二：美国税收抵免vs中国强制配储

美国：联邦对可再生能源年均充电比≥75%的配储项目给予“充电比×ITC”的税收抵免和5年MACRS回扣（例：75%×26%ITC+5年MACRS共计补贴约21%的投资成本），充电比≥75%的配储项目补贴更高，以鼓励可再生能源项目配储；7月28日美国参议院提出的《2022年通胀削减法案》降低ITC延长10年，且首次提出户储ITC税收减免且把未来10年减免比例提高至30%。

中国：目前大储总体经济性仍不高，需求驱动主要来自政策要求的新能源装机强制配储。21年来已有23个省市区提出新能源配储需求，配储比例要求多在10%-20%之间，配储时长在1-4h。

差异三：美国PPA电价vs中国燃煤标杆电价

美国PPA定价高度市场化，高配储比获更高PPA溢价。美国Berkeley Lab：新能源项目配储比与PPA溢价呈正向线性关系，更高的配储比将获更高的PPA溢价，同时溢价占PPA总价的比例也会更高。配储（50%+4h）项目平均PPA溢价为$10/MWh，配储溢价占PPA总价的30-50%，其中可再生能源渗透率高的区域溢价更高，目前已具备经济性（例：加州）。

中国配储后上网电价无溢价。中国光伏风电项目已经进入平价上网/无补贴模式，2022年新核准的上网电价对标当地燃煤电价，配储是强制要求，并无政策支持溢价。但国内配储项目可享受优先并网。

差异四：美国独立储能规模化投运vs中国起步阶段

美国并网时间长，独储&光伏配储项目需求高增：并网审批流程复杂，项目排队并网，获批方可开建。美国成功并网项目平均审批时间为40-60个月，2021年光伏配储排队并网共计约284GW，同增75%，并网量增多，也证明美国新能源及储能项目需求快速增长。价差套利、调频调峰辅助服务等盈利方式发展已较成熟，美国独储已规模化投运，独储项目具有更加灵活的盈利形式，或加速增长。

中国独立储能模式开始启动。由于中国强制配出政策，而储能对于国内市场而言，暂时还没有较高的收益率，所以新能源电站为满足强配要求，开始租赁共享或第三方独立储能推动了独立储能模式的快速崛起。

当前重心为美储市场有优势的企业

从全球储能市场来看，美（34%）中（24%）欧（22%）占据80%的装机市场份额。

其中欧洲以户储为代表的分布式储能为主（60%），美国（87%）和中国（76%）则均以大储为主。

因此大储以中美市场为核心市场。

1、中国市场特点

1）随着国内风光装机和风光发电占比提升，以及围绕新能源电力建设的新型电力系统进度加快，储能作为解决新能源发电不稳定问题的最主要手段，发展必要性越来越突出；

截止2022年，国内风电发电占比平均为7.9%，光伏发电占比平均为2.8%，合计超过10%的临界点；

2） 中国市场光伏装机量大，大储市场规模潜力大，但目前商业模式没跑通，产业链供应商盈利微薄（各个角度已经验证），虽然目前2023年预期增速已经很高，但需求的大规模爆发还未到来（2024-2025增速可能上修）；

国内大储商业模式的跑通，需要解决两大痛点：

1、解决储能获益主体对成本主体的支付问题（价格传导）；

2、将储能提供的服务和价值在多个层面进行量化（囊括更多的收入来源）。

在实际运行中，因为租赁比例较低、地方政策波动等原因，目前项目收益率仍较低。

也就是说中国市场2023年面临量增薄利的局面。

3）此外中国大储市场拿单的核心在于项目资源（和电力集团关系、政府关系等），非市场化竞争较为明显，储能系统的运维需求也对有电网背景的企业有加成。

2、美国市场特点

美国电力市场化带来了产品优先属性——业主和开发商在挑选供应商时优先考虑项目经验和产品性能，包括安全性、数十年运行可靠性、可融资性等，且更注重契约精神；

不过因为中美目前特殊的对立关系，涉及电力敏感数据的EPC、并网、运维等环节的储能系统集成商/开发商业务基本不对中国企业开放。

因此国内企业主要作为产品供应商身份参与美国大储市场，而美国本土的储能集成商/开发商的角色定位类似二道贩子，利用类垄断优势赚取差价；

此外，美国大储单体项目大，配储时长和配储比例高。相比中国大储10%的平均配储比例和2h的平均配储时长，美国大储平均配储比例和配储时长达到30%、3h，这意味着在同样的光伏装机量假设下，美国单个储能项目的装机量是中国的4.5倍。

总体而言，对于国内供应商来说，美国大储市场拿单用产品和项目经验说话，先发优势显著，供应商粘性强，且盈利能力更好。

因此从市场特征来说，目前选股思路应挑选美国市场有优势的企业，国内业务看成未来的期权（在未来某个时点国内模式打通后要看国内业务多的企业）。

观点总结

大储>户储，大储优于户用储能。

美国>欧洲，美国储能优于欧洲储能。

户用储能的渠道壁垒可能没有大家想象的那么高，未来还存在洗牌的可能而且欧洲增速可能会下滑。

大储需求预期增速好于户储，美国储能需求好于欧洲储能。

大储因为价格错配，大储利润有望改善。

电池和PCS占了产业链价值量的大头。电池里面做户用去年比较赚钱，大储不赚钱，PCS情况差不多，今年电池大概率会改善，PCS也会吗？

电池端新进入的厂家应该不多，只是如果原来动力电池占比大的话，弹性又会不足。大储电池改善更多些。切入电池一般是原来做epc，然后又有一些项目资源、zf资源，和电池厂各取所需，双赢。

PCS价值量大概是电池的1/3或者稍微少点，看到有的PCS也能做小型电池。控制器、变频器、变压器切入到PCS和集成的公司非常多，个人理解既有技术同源，也有客户重合的缘故，所以很多原来不做储能的公司都往储能上靠，有一定的合理性。

篇幅有限，美国大储市场的核心标的分析参看公号文章。

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