摘要
1.重点储能公司业绩综述
我们精选8家大储公司并统计其储能相关业务的营收与毛利数据。根据统计数据显示，8家公司储能业务营收实现快速增长，但整体盈利能力呈下滑态势。22年8家公司储能业务营收合计153.7亿元，同比+194.7%；22H2储能业务营收116.2亿元，同比+252.4%，环比+209.5%。22年8家公司储能业务毛利率23.1%，同比+4.9pct；22H2储能业务毛利率23.7%，同比+9.4pct，环比+4pct，主要由于阳光电源体量较大，其盈利能力大幅提升带动整体毛利率提升。如果刨去阳光电源，22年7家公司储能业务毛利率19.0%，同比-5.2pct；22H2储能业务毛利率16.5%，同比-4.5pct，环比-5.6pct。
2.国内储能
截止5月5日，4月国内储能EPC&系统中标总规模约为3.06GW/8.41GWh，同比+351.79%/+504.86%，环比+56.44%/+111.77%；其中储能EPC中标总规模约为1.66GW/3.58GWh，储能系统中标总规模约为1.41GW/4.82GWh，均价约为1.14元/Wh，环比3月的1.22元/Wh有所下降。本周碳酸锂价格在18万元/吨左右逐步企稳，在下游逐步确认锂价阶段性企稳或温和回落后，需求将快速恢复。长期看，随着新型电力系统建设的加速推进，国内大储商业模式呈边际向好态势，盈利模式将被加速捋顺，工商储受益于碳酸锂价格的下跌及峰谷价差的持续拉阔，其经济性进一步提升；近期国家电网公布5月各区域代理购电价格，超七成的地区的峰谷价差同比去年5月呈增长态势；此外，储能标准化信息平台发布关于征求9个储能国家标准意见，标准涵盖各应用场景储能系统的技术与控制规范，终端企业对于产品的可靠性愈发重视而不是一味地追求低价。22年我国储能新增装机达7.3GW/15.9GWh，同比增速超200%，虽然当前下游观望会影响建设节奏，但基本不会影响23年全年的装机预期，我们依旧维持23年装机规模呈翻倍增长的观点。随着碳酸锂价格的逐步筑底，结合产业调研，我们认为储能集成、EPC及运营商将享受较高的业绩确定性与弹性。
3.欧洲户储
截止2023年5月5日，德国电力现货价格为89.5欧元/MWh，周均价环比-9.77%；德国电力期货价格为144.8欧元/MWh，周均价环比-1.03%；荷兰天然气现货价格为36.5欧元/MWh，周均价环比-9.4%；荷兰天然气期货价格为54.71欧元/MWh，周均价环比-0.4%；欧洲天然气库存水平为60.54%，周环比+4.86pct。本周欧洲电价气价整体仍呈震荡下行态势，已低于俄乌冲突之前的水平。我们认为如果需求持续萎靡，充足的天然气库存将进一步压制天然气价格，短期内欧洲气价电价仍将震荡向下，但同时较低的气价或促使部分需求逐步恢复。从中长期看欧洲依旧面临供应缺口风险，下半年亚洲能源需求的进一步复苏或进一步推高全球天然气价格。目前欧洲户储需求仍然强劲，意大利之前预计退坡的SuperBonus将延期至9月底，但市场对其未来量的增速与盈利能力有所担忧（24年的需求），我们认为短期无需过度担忧户储板块盈利能力的大幅下降，23Q1行业出货环比22Q4持平或微增且多数业内企业暂无降价计划。
3.美国储能
22年储能装机不及预期，23年看翻倍空间。根据Wood Mackenzie数据，22年美储新增装机4.8GW/12.2GWh，低于市场预期，其中22Q4美储新增装机1.07GW/3.03GWh，同比-33.9%/-35.9%，环比-26.1%/-38.0%。美国装机功率小幅下修0.5GW，装机容量大幅下修近2GWh，按照之前披露的季度装机容量加总，2022年美储装机容量应超14GWh。目前美国储能筹备项目由22年的200GW增至近250GW，预计其中50GW-60GW的项目将于2025年前正式投运。我们认为随着供应链问题逐步缓解，22年延期项目将陆续投运，叠加IRA法案对装机需求的刺激，23年美国储能装机翻倍的确定性大，预计规模有望超10GW/30GWh。
正文
一、储能行业数据跟踪
（一）国内大储：4月储能EPC&系统中标规模为3.06GW/8.41GWh
根据公开资料不完全统计，近两周（4月22日至5月5日）共有22个储能项目招标，其中储能系统采购项目8个，3个为电源侧项目，2个为用户侧项目，1个为集中框架采购，2个无法确定具体应用场景，总规模为890MW/8075MWh（部分项目未披露功率）。EPC项目14个，其中5个电网侧项目，3个电源侧项目，6个用户侧项目，总规模为1272MW/4169MWh。
近两周共有11个储能项目开/中标，EPC项目7个，其中电网侧项目6个，1个项目无法确定具体应用场景，总规模为720MW/1440MWh；储能系统项目4个，其中电源侧、电网侧、用户侧项目各1个，1个项目无法确定具体应用场景，总规模为1302MW/4605MWh（部分项目未披露功率）。
根据公开资料不完全统计，2023年月4月储能EPC&系统中标总规模约为3.06GW/8.41GWh，同比+351.79%/+504.86%，环比+56.44%/+111.77%。其中储能EPC中标总规模约为1657MW/3584MWh，同比+1741.33%/+1786.53%，环比+74.07%/+84.51%；储能系统中标总规模约为1406MW/4824MWh，同比+139.11%/+301.97%，环比39.76%/137.89%。3月整体储能系统均价约为1.14元/Wh。分应用场景看（部分不明确应用场景的项目未纳入统计），电源侧中标总规模占比57.8%/64.5%，电网侧中标总规模占比42.0%/35.3%，用户侧中标总规模占比0.24%/0.27%。
国内市场需求放缓，下游提货不及预期，碳酸锂价格阶段性企稳带动需求恢复。现阶段国内大储市场受碳酸锂、硅料降价预期影响需求有所放缓，多数下游厂商处于观望状态，订单执行率低。产业反馈今年1月的储能电芯需求还不错，但从2月初开始需求逐步变弱，下游开始找理由延期提货（如厂房没建完等）。当前电池级碳酸锂价格已在18万/吨左右逐步企稳，预计下游需求在确认锂价企稳后将大幅回暖。总体看当前下游观望对建设节奏有所影响，但基本不会影响全年的装机量。
国内工商储受消防标准趋严及潜在优质配储企业匮乏等因素影响需求较去年明显走弱，去年工商储市场在政策补贴等各方面因素的刺激下需求旺盛，许多没有电芯产能的企业大量接单抢电芯造成电芯紧缺的现象（依靠相关业务使资本市场给予较高估值），如今工商储需求回归理性。随着锂价的企稳，工商储需求也将逐步恢复。
5月4日，广西省发改委发布了《广西新型储能发展规划（2023-2030年）》，规划到25年3GW的储能装机目标，并提出容量电价机制的落实；4月27日，云南省能源局印发了《2023 年云南省电力需求响应方案》；4月25日，河南省发改委发布了关于征求《加快我省新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》，明确辅助调峰补贴及次数，放电量补贴等；此外，近日东北能监局印发了《东北区域电力并网运行管理实施细则》和《东北区域电力辅助服务管理实施细则》，并组织开展了模拟运行。国家电网2023年5月各区域代理购电价格表已经公布，相较4月，5月峰谷价差受季节变化影响约三分之二区域峰谷价差环比下降，但与去年同期相比，超过七成的区域，5月峰谷价差同比增长。随着各地逐步落实储能相关规则制度、电力现货市场改革的持续推进及碳酸锂价格的逐步筑底，国内储能市场需求及盈利能力均呈边际向好态势。
(二)、欧洲户储：欧洲电价气价低位波动，短期天然气需求疲软
本周欧洲电价气价整体呈震荡下行态势，价格已低于俄乌冲突之前的水平。虽然寒潮的来临及挪威天然气设施的维护给欧洲能源供给带来了一定的压力，但下游需求持续疲软，因此短期欧洲电价气价将继续在低位波动。截止4月21日，欧洲天然气库存水平为56.16%，周环比+0.07pct，高于往年的水平，如果未来需求持续低迷，那么欧洲天然气储量或提前被填满，对现货价格进一步造成压力。
2022年以来能源危机推动欧洲电价、天然气价格持续上升，目前受高库存及需求下降等因素影响整体能源价格已回落至俄乌冲突之前的水平。截止2023年4月21日，德国电力现货价格为84.47欧元/MWh，周均价环比+8.99%；德国电力期货价格为144.26欧元/MWh，周均价环比-2.04%；荷兰天然气现货价格为40.73欧元/MWh，周均价环比-5.57%；荷兰天然气期货价格为54.09欧元/MWh，周均价环比-2.18%。
欧洲户储需求旺盛，23年新增装机有望延续高增态势。根据EV tank及欧洲储能协会数据显示，2022年欧洲户储新增装机约5.7GWh，同比+147.6%；累计装机11.1GWh，同比+105.2%。分区域看，德国与意大利是欧洲户储装机量最大的两个国家，22年合计装机占比超50%，其中德国户储装机超1GW，超过20万个家庭在22年选择安装户用储能系统；意大利户储装机超500MW，但随着Superbonus补贴政策的逐步退坡（2026年完全退坡），未来意大利的户储需求将有所削弱。我们认为随着俄乌冲突的缓解及欧洲各地政策的逐步退坡，23年欧洲户储装机增速较22年将有所放缓，但仍将维持较高增速。
（三）美国储能：2022年新增装机不及预期，2023年新增装机有望翻倍
2022年美国储能装机不及预期，延期项目将带动2023年装机上升。根据Wood Mackenzie数据，2022年美国储能新增装机4.8GW/12.2GWh，受供应链问题影响实际装机低于市场预期；其中装机容量大幅低于此前预期，按照之前披露的季度装机容量加总，2022年美国储能装机容量应超14GWh。根据Lium Research数据，目前美国储能筹备项目由2022年的200GW增至近250GW，其中50GW-60GW的项目将于2025年前投运，我们认为2022年延期项目陆续投运将带动今年美国储能装机大幅增长。
IRA法案大幅提升美国储能经济性，进一步刺激装机需求。2022年8月，美国通过IRA法案首次将独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，延期补贴退坡时间并增加抵税比例，大幅降低储能装机对于光伏配套的依赖，进一步推动美国储能市场高速增长。
根据Wood Mackenzie统计数据显示，2022全年美国实现新增储能装机4.8GW/12.2GWh，同比+34.2%/+11.8%，低于市场及我们此前的预期；其中Q4新增装机1.07GW/3.03GWh，同比-33.9%/-35.9%，环比-26.1%/-38.0%。结合目前储能筹备项目量的增加、供应链环境的缓解及前期延期项目的陆续投运等情况，我们认为2023年全年美国储能装机规模大概率翻倍，预计可达10GW+/30GWh+。
表前市场仍为美国储能新增装机主要来源。22Q4美国表前市场新增装机0.85GW/2.51GWh，同比-40.8%/-41.9%，环比-32.5%/-47.1%（22Q3调整装机容量未披露），其中德克萨斯州与加利福尼亚州市场为表前市场贡献了94%+的新增装机量，但只占延期或取消项目的54%。22Q4表前市场新增装机较22Q3的1GW+装机有所下滑，供应链问题（包括采购、人力等）对在建与潜在筹备项目持续造成影响，原先预计投运的3GW+项目均被延期或取消。
22Q4美国户储市场新增装机171MW/428MWh，同比+39.0%/+51.2%，环比+6.2%/+7.0%（22Q3调整装机容量未披露），户储市场装机持续稳定增长；22Q4美国工商储市场新增装机48MW/96MWh，同比-17.2%/-26.7%，环比+80.5%/+70.8%，纽约等工商储传统强州的需求逐步恢复，带动工商储整体装机需求恢复。
（四）重点储能公司业绩综述：
我们精选8家大储上市公司并统计其储能相关业务的营收与毛利数据，具体公司包括阳光电源、南网科技、盛弘股份、科陆电子、科华数据、南都电源、上能电气与新风光。
根据统计数据显示，2022年8家公司储能业务营收合计153.7亿元，同比+194.7%；22H2储能业务营收116.2亿元，同比+252.4%，环比+209.5%。如果刨去阳光电源，22年7家公司储能业务营收52.5亿元，同比+152.4%；22H2储能业务营收38.8亿元，同比+259.6%，环比+183.6%。
盈利能力方面，2022年8家公司储能业务毛利率23.1%，同比+4.9pct；22H2储能业务毛利率23.7%，同比+9.4pct，环比+4pct。如果刨去阳光电源，22年7家公司储能业务毛利率19.0%，同比-5.2pct；22H2储能业务毛利率（新风光半年报未披露毛利）16.5%，同比-4.5pct，环比-5.6pct。
二、储能行业动态跟踪
【广西储能规划：落实容量电价机制，2025年装机3GW，钦州南宁柳州桂林领跑】
5月4日，广西壮族自治区发展和改革委员会发布了《广西新型储能发展规划（2023-2030年）》（以下简称《发展规划》），全面总结了广西省储能发展面临的机遇及挑战，提出了积极推进储能规模化、多元化、产业化发展，完善市场机制、规范行业管理，加快储能市场化步伐。
《发展规划》制定了广西储能的发展目标：到2025年，新型储能装机3GW，其中集中式储能不低于2GW。由示范应用进入商业化初期，并向规模化发展转变。到2030年，新型储能实现全面市场化、多元化发展。
在市场上机制方面，根据《发展规划》，可重点关注独立储能项目参与电力中长期交易、现货、辅助服务等各类电力市场的机会；探索储能多重收益的实现模式。具体包括但不限于以下：①建立健全新型储能市场交易机制。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与市场交易的模式；②健全新型储能价格机制。落实国家有关电网侧独立储能电站容量电价机制，科学评估新型储能替代输变电设施的投资效益，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。③创新新型储能商业模式。鼓励建设集中共享新型储能项目，建立健全新型储能容量租赁机制，积极引导新能源项目租赁储能满足配储需求，签订与新能源项目全寿命周期相匹配的协议或合同。（来源：储能与电力市场）
【新疆辅助服务新规：储能调峰报价上限0.55元/kWh，调频申报0-15元/MW】
4月28日， 国家能源局新疆监管办公室发布了《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》（以下简称《运营规则》），6月1日前可向新疆监管办反馈意见。
根据《运营规则》，储能可提供：深度调峰、调频、旋转备用辅助服务。
重要规定包括：①火电企业计量关口内建设的储能设施，可与机组联合调峰。最多可抵减机组出出力至零，抵减后出力为负部分不予补偿；②独立储能提供深度调峰辅助服务，竞价上限0.55元/kWh，调用时长不低于1小时；③因电力保供、电网安全等原因经电力调度机构调度参与调峰的独立储能、配建储能，初期补偿标准0.35元/kWh，调用时长不低于1小时；④用户侧灵活性资源，提供调峰辅助服务，调峰能力不低于10MW，调峰时长不低于1小时；⑤独立储能提供调频辅助服务，装机容量不低于10MW。里程申报价格：0-15元/MW。容量补偿价格：市场初期5元/MW。（来源：储能与电力市场）
【中共中央总书记习近平主持中共中央政治局会议：加快推进储能等设施建设和配套电网改造】
4月28日，中共中央政治局召开会议，分析研究当前经济形势和经济工作。中共中央总书记习近平主持会议。
会议指出，要加快建设以实体经济为支撑的现代化产业体系，既要逆势而上，在短板领域加快突破，也要顺势而为，在优势领域做大做强。要夯实科技自立自强根基，培育壮大新动能。要巩固和扩大新能源汽车发展优势，加快推进充电桩、储能等设施建设和配套电网改造。要重视通用人工智能发展，营造创新生态，重视防范风险。（来源：储能与电力市场）
【浙江湖州：推进涉及民用和商用建设项目的集团发展分布式光伏，形成"光储充"一体化综合能源示范模式】
4月27日，浙江省湖州市人民政府国有资产监督管理委员会印发了《湖州市属国有企业碳达峰实施方案》。
方案指出：充分发挥国资国企在能源、工业、建筑、交通等领域的重大优势，全面开展能源绿色升级、工业低碳提升等六大重点行动，为建设绿色低碳共富社会主义现代化新湖州贡献国企力量。
方案要求：大力发展可再生能源。涉及民用和商用建设项目的集团，要充分利用自身建设运营管理的居民建筑、商业综合体、公共建筑的闲置屋顶或空地资源，积极推进规模化分布式光伏发展，探索形成"光储充"一体化综合能源示范模式，支持屋顶面积在3000平方米以上且符合光伏发电的新建建筑物，按照光伏建筑一体化的要求进行同步规划、设计、施工和验收。同时，扩大太阳能热利用范围，加大地热能开发利用，采用地源热泵、空气源热泵打造节能低碳的空调系统。各集团要统筹光伏发电项目，利用国家温室气体自愿减排交易、国际核证减排标准等机制，委托第三方专业机构进行打捆开发，力争尽早完成备案签发流程，为下一步积极参与碳排放权交易和实施集团内部碳中和储备减排项目资源。（来源：储能与电力市场）
【5月用户侧电价全景分析：国网区域峰谷价差持续扩大中】
国家电网2023年5月各区域代理购电价格表已经公布。以35千伏工商业两部制电价作为分析对象，储能与电力市场发现：①国网各区域5月峰谷价差超过0.7元/kWh的区域数量为10个；②浙江、山东峰谷价差继续领跑，排在前两位；③国网超过七成的区域，5月峰谷价差同比增长；国网区域内多数区域，2023年各月峰谷价差均保持同比增长，峰谷价差扩大趋势明显；④四川和山西5月峰谷价差环比分别下降14.26%和5.67%。原因是四川和山西5月的代理购电价格环比下降11.96%和9.46%。
相比较4月峰谷价差，约三分之二区域峰谷价差环比下降，这主要与季节变化时，电价出现较大调整有关。但同时，储能与电力市场的统计数据显示，与去年同期相比，超过七成的区域，5月峰谷价差同比增长。储能与电力市场的长期的跟踪分析也显示了峰谷价差同比增长的趋势。例如，2023年4月较2022年4月，超过六成的地区，峰谷价差同比增长；2023年3月较2022年3月，超过七成的地区，3月峰谷价差同比增长（来源：储能与电力市场）
【国家能源局：推动修订可再生能源法，健全多层次统一电力市场体系】
4月27日，国家能源局举行新闻发布会，发布2023年一季度能源形势、可再生能源发展情况，解读《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》、介绍煤矿智能化建设有关工作进展情况，并回答记者提问。
国家能源局新闻发言人张星指出，2015年以来，一是深化电力价格改革。确立了以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。二是加快电力市场建设。发用电计划有序放开，中长期和辅助服务市场实现各地全覆盖，山西等6个现货试点地区进入长周期不间断结算试运行。南方区域市场启动试运行，跨省跨区市场化交易稳步推进。三是推动电力交易机构独立规范运行。四是有序放开配售电业务。推动了400多个增量配电试点项目。下一步，将以适应新型能源体系、加快新型电力系统建设为导向，深化电力体制机制改革。一是健全多层次统一电力市场体系，稳步推进省（区、市）和区域电力市场建设，提升跨省跨区交易市场化程度，加强市场间衔接。二是加强电力交易品种间的衔接，持续完善中长期市场和辅助服务市场，积极稳妥推进现货市场建设。三是培育多元化市场主体，完善新能源和新兴市场主体参与电力市场机制。四是推进治理能力现代化，加强电力统筹规划和电力监管，持续加快电力法律法规制修订工作。（来源：储能与电力市场）
【2024年夏季美国德克萨斯州电池储能辅助市场将或将达到饱和】
在今年3月举行的美国储能峰会上，在德州市场部署的大规模电池储能系统以及是否面临市场饱和的风险成为了重要的话题。
在奥斯汀举行的为期两天会议上，飞速发展的德克萨斯州储能市场自然地成为人们谈论的焦点。目前该州运营电池储能系统总装机量略高于2GW，而到2023年底，这一数字将增长近四倍，将略低于8GW，这对德克萨斯州储能市场收入增长的影响是显而易见的。
总部位于英国的电池市场分析商Modo Energy公司首席执行官Quentin Draper-Scrimshire在此次大会演讲中表示：“到明年夏天，德克萨斯州电池储能市场将达到饱和，因为累计安装的电池储能系统装机容量将超过辅助服务合同的装机容量，这意味着电池储能行业需要从不同的角度思考，需要找到其他的收入的来源。”该公司正在将其服务扩展到美国市场，并计划从德克萨斯州开始。
Spearmint Energ公司的交易主管Nick Dazzo对这一观点表示强烈反对，该公司最近在德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)服务区域收购了正在规划部署的900MW储能项目。他说，“随着更多的可再生能源电力被添加到电力系统中，这一预测似乎没有考虑到对这些服务的增加或持续需求。到2030年，德克萨斯州将会部署更多的太阳能发电设施，一旦电力系统增加更多的间歇性可再生能源，那么对辅助服务的需求就会持续下去。因此，将部署的电池储能系统装机容量与当今对辅助服务的需求进行静态比较并不能全面反映情况。（来源：北极星储能网）
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