國內大儲∶22年4、5月份，我根據22H1的情況預測22年全年國內裝機規模是8-10GWh，因為越靠近年底預測更準，現在我覺得22年會提高到10-12GWh，其中10GWh+是國內大儲的增量。這個數據的來源，第一是從電芯廠的銷售情況、第二是從大儲逆變器頭部企業的銷售情況、第三是從大儲第三方BMS的銷售情況綜合判斷得出10-12GWh。今年的增量是有的，但這個增量是否能夠一定轉化為并網數量，按照這個統計口徑的話不一定，但這個量一定是出貨量，大儲整個產業鏈，包括電芯、逆變器、BMS、溫控等一系列出貨量10-12GWh沒問題，因為出貨還涉及到現場安裝、建設、調試的過程，這個過程中有一定的不可控，但銷售已經完成，已經反映在相應公司的業績上，這是沒有問題的。

海外大儲海外市場主要以北美大儲為主，美國大儲市場增量今年大概率是超過中國的，國外大儲市場供應也是非常火熱的，雖然國內企業現在占比還不高，但增速很快，國內有很多企業去做海外大儲市場，包括寧德時代、比亞迪、陽光電源、科陸、南都電源。有些在國內大儲市場表現不好，但是由于出海比較早，在渠道方面有比較好的合作關系，所以他們在海外大儲也有不錯的表現，具體多少暫時不掌握數據，但這些企業表現是比較好的。

【大儲近期供應情況】

電芯層面，各家供應都比較緊張，但不存在不接單的情況，今天看到一些新聞說出現不接單的情況，電芯主要廠家不存在不接單的情況，接單肯定還是在接，只不過價格會上漲。

PACK層面，因為電芯廠對外很少出電芯，讓第三方做集成并把集成收益賺了的情況越來越少。現在電芯廠最起碼出到電池PACK或者電池包層面。出到電池包層面就必然包含BMS，現在一線廠家價格大概1.1-1.2元/Wh，寧德肯定是最貴的（寧德能到1.2元），億緯1.1元左右，二線廠商差不多能做到1元以下，這些都是非上市公司體系，像海辰甚至可以做到更低，甚至做到0.9元以下也沒問題。但現在廠商為了搶占市場采取很激進的策略，280Ah電芯大多數出貨價格在1.1元以下（PACK層面，包含BMS），比上半年要高一些，而且價格很難談下去，如果是幾百GWh，每Wh降低0.01、0.02元就影響很大。目前情況是電芯供應緊張，價格微微上漲，但沒有說供不上。

大儲逆變器層面，目前市場供應非常緊張。第三季度由于增速比較快，大儲逆變器22Q3已經生產完了，但是關鍵零部件比較欠缺，比如IGBT漲價，一個模組從600元漲到1500 元，漲2.5倍，即使這樣市場也拿不到。關于是不是和IGBT直供廠家，比如和IGBT工廠英飛凌簽直供的這些廠家拿貨情況更好，目前也沒有。渠道商的能力還是很強的，渠道商都拿不到，簽直供的也沒有什么優勢。現在整體大儲IGBT全線供應都有困難。如果這個情況得不到緩解的話，有可能影響第四季度逆變器廠家的供應，當然這個影響是雙重的，既影響儲能，也影響光伏，到底影響有多大不好說，但第四季度會受到一些影響。如果像英飛凌能在全世界范圍內調整供應，原來分到其他國家的份額轉到中國，那么這個情況可能在11 月份得到緩解，但10月份是非常緊張。其他零部件不存在斷供的問題，只存在供應緊張的問題，今年增長還是比較大的，今年大儲增量是去年的2.5-3倍的水平。

至于今天有一些媒體報道說存在不接單的情況，不接單的角色大概率不是設備廠，訂單來了肯定是要接，大不了漲點價多賺點。不接單的角色更多的是項目EPC方或者純粹的系統集成廠商，他們由于之前在投標的時候投了一些比較低的價格，可能投標的時候沒有預測到后續價格上漲，甚至做的預測是第四季度價格下降，但是這種情況沒有發生，如果按照這個價格去做集成的話，按照EPC方或者投資方簽的供貨協議一定是虧損的，在這種上下夾擊的情況下毛利率基本為0，不接單是正常的。不接單的情況不是賣設備的廠商，而是做二道販子的，這種不接單是非常有可能的，但并不是普遍的情況。

【對儲能最新政策的看法】

容量電價（或者叫容量補償）參考抽水蓄能兩部制電價，這是抽水蓄能設計比較特殊的收益方式，由兩部分組成。一部分來自于固定收益，一部分來自于變動收益。固定收益叫容量電價，主要基于抽水蓄能電站投資以及運行成本、運維成本進行反算，按照6.5\%收益率給抽水蓄能電站每年固定收益。變量電價就是在抽水蓄能電站完成基本義務之后，剩下時間參與到電量現貨交易市場，或者沒有電量現貨交易市場，把抽蓄電站自己當做負荷也可以去削峰填谷，同時，未來也可能開放電力輔助服務市場。抽蓄電站可以參與這兩個市場，賺競爭性市場的錢，形成另外一部分收益。這是給抽水蓄能電站設計的規則，其中一部分叫容量電價，就是基于抽水蓄能電站的裝機容量進行一定的補償，疏導、補償成本，這個已經明確寫在21年能源局和發改委出的633號文里，要通過各省輸配電價體系傳導到終端用戶，無論是居民用戶、工商業用戶都是要承擔這個成本的，這個叫做容量電價。現在儲能電價也希望能獲得類似的電價補償，首先在山東給出一個概念叫“容量補償”，有點類似于容量電價。容量補償規定價格，也說最終由用戶承擔，和抽水蓄能非常相似。剛開始出這個補償的時候，市場很興奮、很激動，大致有3600萬，但是沒過幾個月馬上重新解釋政策，3600萬變成300萬。最近也有一些其他政策，說多個省份的火電機組也開始給容量電價，比如50元/GW/年，這個比起儲能便宜多，激起很多人的興趣，市場想知道針對儲能的容量電價會不會全國范圍推開，目前看來，成本疏導沒走通的話，能源局是不會貿然出這樣的政策。所以對于容量電價不要特別當真，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強的省份，絕不可能是全國范圍的，而且絕不可能是從承受能力比較差的省份開始。容量電價要出的話，為了讓更多人去均攤，會將電費增加從而將成本攤薄，一定會在GDP比較高的省份，在人口比較多的省份，在工商業都比較發達的省份來推出，而不太可能剛開始就全部鋪開，全國GDP排名前五名、工業產值排名前五名的省份先出是有可能的。但排名第一的省份這個事情還沒有考慮，至少沒有考慮近期出政策。目前大儲發展依然是政策驅動為主，市場驅動為輔。政策驅動力來自于新能源強配，市場驅動力來自于各省份可能有、也可能沒有，第一是電力現貨交易市場，大概有十多個省份有第二是電力輔助服務市場，也有十多個省份有，主要是來自于這兩個市場的持續建設，這兩個市場建設越好，對政策驅動性的依賴就會越小，未來會是此消彼漲的態勢，政策驅動因素會逐漸降低，市場驅動因素會逐漸升高，但這個過程注定是比較漫長的，需要三、五年的時間。

【主流企業對于大儲市場的開拓情況】

第一，頭部大儲企業百分之百會進入戶儲市場。比如東莞有一家大儲逆變器做得特別強的公司，剛剛獲得戶儲逆變器TOV在歐洲的認證，可以判定它一定是要做戶儲市場。同樣，它的友商目前沒有認證的也都在做認證，包括產品研發層面、成熟產品準備層面，這些公司提前三四個月都已經差不多了，最近這幾個月一直在走各種認證。一個是歐洲方面的認證，一個是美國方面的認證。國內頭部大儲領先公司，無論是逆變器領域領先的，無論是電芯領域領先的，甚至在BMS領域領先的企業，都已經或者正在去搶奪海外戶儲市場的空間，實力強的通過自己建設本地化團隊，比如技術支持、售后是國內公司派過去，市場銷售、渠道一定是當地人組成。實力強的、有錢的公司會這樣做。實力稍弱的就找本地渠道商進行合作。所以明年海外戶儲市場會迎來越來越多強勁的中國品牌。

第二，做大儲的企業紛紛把目光瞄向大儲市場增長較快的海外市場，主要指的是美國和澳洲市場，這兩塊市場的優勢就是配儲增速和配比大，比如說功率配比達30\%、40\%，時長達3-4小時、4-6小時，所以這兩個區域的大儲市場增長非常迅猛，目前國內大儲企業都已經瞄向了，并且已經在做出努力，比如做人員方面的布置。關于市場策略，以電芯廠為例，電芯廠在海外做大儲市場，首先是他們要自己做集成，而且主要是要做全系統集成，這些國內頭部電芯廠家，類似于比亞迪，未來國內做海外大儲就要做比亞迪這樣的角色，比亞迪就在海外做全系統的集成，像寧德、億緯這樣的頭部電芯廠未來在海外做大儲的時候，做儲能系統集成商的角色，主要就是全系統集成，他們一定會帶國內逆變器廠家、配件零部件廠家一起出海。國內在大儲領域做逆變器的廠家，在國內市場為了避免丟掉國內出貨渠道（比如渠道商、第三方系統集成廠商等），在國內沒有做集成。但海外市場足夠大，國內做大儲逆變器的廠家未來在海外市場也會主打全系統集成。

第三，產品方面的趨勢是海外大儲市場檢驗更加嚴格，罰款條例更加苛刻，在性能方面、運行條件方面、運行性能衰減方面都有非常嚴厲的要求。關于未來誰能在海外大儲市場獲利最大，電芯成本占比最高，優質的頭部電芯廠有望受益，因為海外大儲市場由于考核特別嚴苛，一般情況不敢用便宜的電芯，不敢用二三線的電芯，所以海外的大儲市場利好一線電芯廠出海。如果逆變器廠家出海的話，他們選擇的國內合作伙伴80\%估計還是國內一線電芯廠，國內一線電芯廠在海外做全系統集成商時選擇的合作伙伴八成也是國內一線逆變器廠家，所以這兩者會是互相支持，在海外會是良性的狀態，也即國內二三線廠家的電芯不太可能往海外賣。但是國內儲能市場對于電芯的容忍度會越來越高，由于原材料漲價，預計明年國內大儲市場會接受越來越多二三線品牌的電芯在項目上使用，這可能是明年上半年的趨勢，主要是受制于成本方面的壓力。

【我們的近期觀點】持續推薦國內大儲及海外戶儲投資機會

1、國內大儲招標景氣度高漲，共享儲能經濟性顯著提升。1）發電側配儲具備強制性。目前政策主流要求配儲比例為功率配比10\%+配儲時長2h，風光大基地項目第二批計劃超過400GW，對應儲能容量40GW/80GWh；部分儲能招標項目配儲比例已上升至20\%。2）儲能電站經濟性有望提升。共享儲能可作為獨立主體參與市場并獲取多種政策利好，租賃費用+調峰補償驅動共享儲能電站IRR有望達7.48\%。預計22年國內儲能裝機達15GWh，且主要集中在2204。

2、海外能源及電力成本高企，戶用儲能已具備較高經濟性。1）戶儲經濟性顯著，以德國為例，2021年居民及小型企業用電價為32歐分/kWh，對應的光儲IRR可達15\%。從電價趨勢看，受天然氣價格影響波動較大的批發電價約為8歐分/kWh，約占25\%，不論批發電價未來往上還是回歸正常，都不影響儲能的收益率。從滲透率來看，歐盟的儲能滲透率約在3-4\%，空間仍然巨大。2）大儲方面，以表前市場為主的英國和美國，其項目經濟性都非常可觀。美國多數新能源+儲能項目的儲能功率配比在20\%-50\%，時長在3h+，發電側PPA模式+ITC退稅使其IRR高達15\%+。

3、標的方面，持續推薦∶1）戶儲【派能科技】【鵬輝能源】【德業股份】【固德威】【科士達】等；2）大儲【南網科技】【陽光電源】【盛弘股份】【南都電源】【科陸電子】【科華數據】等。此外如【寶光股份】【智光電氣】【威騰電氣】【金盤科技】【新風光】【天能股份】【德賽電池】【英維克】【青鳥消防】等也建議積極關注。

【QA環節】

Q∶國內大儲裝機預期上調，主要是哪些地區裝機量上的比較快?核心驅動因素是什么?A∶近期主要是西北區域裝機上的比較快，山西、新疆，西北這些省份裝的比較快。山西上的比較快的一個很重要的原因是山西市場政策準備比較完善，山西既有電力現貨交易市場，也有容量租賃市場，還有電力輔助服務市場里面的一次調頻，各方面準備比較充分，市場對23年山西的預期甚至好于21年山東的增速，而且山西儲能項目收益可能也會好于山東。由于西北五省主要是配套風光大基地建設的儲能項目，近期比較確定的訂單比較多，基于這些反饋上調對于大儲今年增量的預期，本次裝機預期上調至10-12GWh，加上一些不可預料的好消息，可能到10-14GWh的區間。

Q∶目前來看儲能電站收益包括租賃費用、峰谷電價差套利、輔助服務收益和容量補償等，參照國外成熟市場表前側配儲積極性非常高，目前這些盈利模式在國內現在是什么樣的情況美國表前側較高IRR的核心因素是什么?

A∶國內和國外相比最大的區別就是電力消費交易市場。第一，國外民用電、工商業用電和中國形式完全不一樣，中國工商業用電補貼民用電，民用電便宜，工商業用電貴，國外是相反的情況。第二，國外電價峰谷差值更大，國內能做到4-5倍，國外很多能做到10倍以上。國外電價更能反映實時供需的情況，這個價格波動傳導就會影響到輸配電網絡盈利的分配，最終就會造成國外大儲項目資本金內部收益率能做到15\%甚至更高，這和其在售電側或者輸配分離、電力市場化做得好是息息相關的。由于中國電價受管控比較多，峰谷價差并不大，峰谷價差不夠大，向上游傳遞，一直傳遞到上網電價，以及各層面的分配，分出來的利潤不夠多，因為最終利潤來源一定是來源于終端用戶，終端用戶沒有把成本給承擔掉，上游每一個環節分到的利潤都少，這就導致中國大儲項目收益來源像容量租賃、容量補償都是來自于政策性收入，唯一的電力現貨交易市場，類似于峰谷價差這種靠套利的形式，是相對比較穩定的。未來中國市場如果想趕上美國大儲市場的景氣程度，一定要靠電力現貨交易市場以及電力輔助服務市場兩者共同建設才能做到，長期來看這些改革做得越好，國內大儲市場的收益就會越好。

Q∶如何看待大儲的競爭壁壘?

A∶未來大儲格局最終會進化到這個市場上存在兩類企業做大儲。第一是成本占優的企業，由它來做大儲集成、做大儲項目，可以將整個項目成本做的更低，像電芯廠很有可能成為這類角色。第二是技術占優企業，由戰略企業做集成，未來可以將集成做得更好，也可以將運維、運營做得更好，除了賺集成微薄的毛利之外，更多靠運維賺錢，這類企業也會長期存在。以成本占優的企業大概率是由頭部電芯廠轉型的；以技術占優的企業，比如以運維占優的企業，大概率會從頭部逆變器廠家轉型來做。

Q∶從供應商拿單情況來看，主要哪些企業做的比較好?

A∶集成方面目前還是大的集成商，比如海博思創等，這些廠商在行業內已經形成比較多的項目經驗，在集成方面更容易拿單；或者和電芯廠有很深刻的合作，有成本優勢去拿單；還有一些企業有很強的資源，能夠在短期之內獲得供應商更強的支持，成長勁頭非常蒙，愿意把毛利壓的非常低，甚至零毛利去拿單。目前這幾類都有，并沒有說誰占特別大的優勢。當然也有一些企業，比如和央企成立合資公司，一段時間內，可能在一年、半年內，央企把增量的系統集成或者EPC總承包都讓這些成立的合資公司來做，但是長期來看不可持續，只能做這一家企業的單。比如國電投成立一個合資公司，像華能、華電大概率不會和它們的合資公司合作，不會讓它來做系統集成。長期來看，經過市場競爭或者有成本優勢、或者有品牌溢價的系統集成廠商占優，靠著純粹走關系的一般持續不了，做半年、一年差不多了。

Q∶目前大儲業務盈利水平很低，是否會預計未來有一定的改善?

A∶太遠的不敢說。但根據現在市場態勢，23年大儲盈利水平應該比22年高，尤其到明年下半年大概率會出現一定的供大于求的情況，尤其電芯供大于求，會帶來電化學儲能系統的成本下降，肯定會影響到資本金內部收益率。大概比率是如果成本能下降10\%，資本金內部收益率能提升18\%-19\%。無論政策或者市場收益也會更加穩定，今年市場已經體驗到政策比較混亂的改動，各省也有試運行的政策，尤其現貨市場部分省份經過一年的試運行，好的經驗、好的政策會保留固化下來，固化下來的政策有可能會更多的省份去參考學習，明年政策方面會更加穩定，政策波動會小。這兩方面疊加的話，比如今年收益6\%的項目，明年有可能達到8\%，這是有可能的。現在整個供應鏈的情況變化比較大，不知道明年供應鏈是什么樣的形態，至少現在看來在電芯層面很多原材料還處于歷史高位，雖然大家都預測明年下半年會降，但這個拐點什么時候到來還不好預測。

Q∶22年裝機10-14GWh中電化學占多少?其他形式占多少?

A∶我這邊關注的只有電化學，或者說只有鋰電池，就是基于磷酸鐵鋰的大儲項目，其他的沒怎么關注，因為其他的量不多，無論是礬液流還是壓縮空氣等。液流電池除了今年并網的礬液流項目之外，其他項目沒有什么并網，都很小。其他形式的，比如壓縮空氣儲能，有些項目反復宣稱自己并網，去年算一遍，今年又算一遍，不知道算今年還是去年。比如張家口100MW、4小時，去年已經出了，今年再來一遍。如果算到今年的話，也算是有400MWh。除了這些形式之外，飛輪儲能也做了一些示范項目，但一般不以時長來計算，以并網的功率來計算，如果從功率層面來說，多個示范項目加起來接近100MW是有的，但時長可能不長，只有幾分鐘，因為它是功率性的儲能。預測10-14GWh增量只針對國內大儲市場的鋰電池應用，其他相對來說沒有統計在內，且不包括國內工商業側，工商業側數據特別不好統計，能做的公司特別多，不太好統計，大致工商業預計增量2-3GWh。

Q∶如果今年10-12GWh是鋰電池，明年大概有多少?

A明年可能會接近20GWh。

Q∶寧德、比亞迪等傳統動力電池廠商跟純新的玩家對比（比如海辰新能源等）各自的優劣勢

A:首先，原來一線做動力電池的廠商現在基本都做儲能電芯，兩條腿走路一定是優于單條腿走路。無論從產品產量、到質量、到售后、到產品性能，既做動力也做儲能整體優于只做儲能的。

Q:動力電池和儲能產線能夠互用嗎

A∶ 越來越不傾向于共用。首先儲能電芯和動力電芯兩個追求的工藝、追求的產品目標是不一樣的，動力追求的是高能量密度，對壽命要求沒有那么高；儲能追求長壽命、極高一致性，對高功率追求沒那么高。所以這兩者差異化越來越大，在產線上能夠共用的也越來越少。改造起來很容易，但現在越來越傾向于專線，因為專線的話才能保證電芯的一致性，一致性尤其對大電芯來說特別重要的指標，所以目前一線廠家做的儲能產線都是專線，基本已經不再和動力電芯共用了，但極少數廠家還會做儲能電芯和動力電芯共用的產線，但產線投資相對會大一些，共用產線的占比也很小。

Q∶如果改造的話，大概成本會有多少?

A∶改造的話成本占整個產線建設成本的10\%-15\%。改造的成本倒是不高，但是產線改造之后又需要一系列從生產、測試到穩定產能的過程，這個時間蠻長，包括穩定產能的時間也需要好幾個月，并不是改造完成馬上可以投入使用，和專線一樣有個調試的過程。

Q∶如何看待鋰電儲能在電化學儲能中未來三年、五年或者八年的占比?

A三、五年不好預測，三年、五年內可能有某一年做大項目，因為現在礬液流電池特別喜歡往大項目做，可能會擠壓鋰電池電化學儲能。但長遠來看，尤其根據現在一線廠家，像寧德時代、億緯280Ah的未來長遠發展策劃來看，280Ah電芯使用壽命、循環次數將會翻番，達到8000-16000次，這個時間節點大概會在2026-2028年，僅僅是優化電解液、正負極材料、內部機構對成本提升非常有限。如果這個目標順利實現的話，而且實現的概率非常大，會給鋰電池帶來非常大的優勢。第一個優勢，是除鉛酸電池外在初始投資領域是最便宜的；第二個優勢，在使用成本方面是所有電化學成本中使用成本最低的，這個使用成本是用初始投資+運維成本÷全生命周期放電度數，不算電價成本，在2028年大概能達到0.2 元以下，有可能使用成本是最低的。這兩個優勢累計起來，初始投資優勢和使用成本優勢疊加起來，其他儲能技術，尤其像液流電池就會被它甩的更遠。至于說鈉離子電池那時候有沒有可能有競爭力，也會有一定競爭力，但是當鋰電池循環次數達到15000次時，鈉離子電池想競爭過鋰電池會非常難，但它會填補鋰電池不太有利的場景，比如低溫以及要求安全場景。大儲領域越靠后，越靠近2030年，鋰電池的優勢會越大。

Q∶如果鈉離子電池比較成熟，鋰電池廠商往鈉離子切換難度大嗎?

A∶國內選擇鈉離子電池的路線和鋰電池工藝路線高度相似，國內鋰電池產線1GWh產線只需要20\%-30\%的改造工作就可以轉型去生產鈉離子電池，成本比較低也比較快速。在這方面來看，對于做鈉離子電池的初創企業是不友好的，目前國內主推的這些產線，包括正極材料層狀氧化物、普魯士藍，不論哪個都不利于初創企業，反而會有利于一線頭部鋰電池企業。未來假設初創企業取得了技術突破，預計也很快會被這些頭部鋰電池大廠學到，并且利用規模優勢將他打敗。

Q∶如何看待鋰電池上游資源問題?

A這個問題會長期存在，不太好預測，但是在上游礦層面，鋰礦最多的應該是智利，接下來是澳大利亞，中國大概排第四、第五，這方面值得去關注，但不用太擔心。在原礦方面想卡中國的脖子是越來越難，專門做鋰電供應的專家反饋的觀點是會緊張，但不至于被卡的沒有辦法發展。

Q∶22年10-12GWh大儲需求中共享儲能大約占多少?10-12GWH需求中各省是如何分配的?A∶ 從分割上來說沒有特別精確的數據支持，這些主要增量還是來自于山東以及西北幾個省份，相對來說比較平均，沒有說哪個省特別集中，一下子占到30\%、40\%，甚至一半，這個情況沒有，相對來說比較平均。但前五名占據國內增量的80\%以上，呈現頭部集中的狀態。共享儲能占到60\%-70\%，還有一些是強配的，并不是共享的模式，還有少量是火儲聯合調頻項目，共享大概是60\%-70\%，接近70\%。

Q∶國內工商業儲能市場發展趨勢?23年的量如何預計?

A∶ 工商業儲能市場發展快速，22年增量達到21年的2倍是有可能的，有些專注做工商業市場的公司22年銷售數據基本是翻番的，是21年的2倍以上，它們只做工商業，不做其他。對于23年的狀態它們也非常看好，23年依然會處于高速增長的狀態，23年預計是22年的1.5-2 倍。工商業側雖然總量不大，單個項目比較小，但增速很快，最大的驅動力來源是峰谷價差的絕對值在多個省份，尤其在沿海省份不斷增加。浙江有些區域給予一定的補貼，雖然這個補貼不多，但這點補貼對于工商業側儲能靠利潤的項目來說非常關鍵，原來不能做變成能做，這也是快速增長比較重要的原因。但最主要的原因來自于電價更加市場化，電價更反映供需關系，峰谷價差更大的趨勢還將持續。因為只要電網的調峰壓力持續增加，峰谷電價差一定會增大，一定會用價格的手段引導市場行為，減緩調峰壓力，現在調峰壓力增速比較快，所以峰谷價差未來3-5年還會增加，這個會直接促進工商業儲能增長。