第一部分：国内储能政策及经济性分析
我国电化学储能政策解读与展望
当前解读一：强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，并负担更多系统调节成本。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策也在引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政府基金及附加等额外成本。
当前解读二：国内储能加速发展不在于储能单独盈利能力，而是主要取决于“新能源+储能”的综合收益率能否满足投资回报要求。随着光伏、储能上游原材料价格下行带来光伏和储能成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加，“新能源+储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速发展。
近中期展望：调节服务市场化是实现储能经济性重点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大区域差异。加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段，用户电价承受力是各地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。展望看，北方地区预计可能将更多调节成本疏导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。
我国电化学储能经济性分析
电源与电网储能：储能通过减少新能源弃用、调峰、调频等单一渠道实现经济性仍有压力，暂不足以支撑储能大规模发展。减少新能源弃用方面，我们测算表明储能仅用于消纳弃用新能源的经济性不佳，除开当前新能源弃用率普遍较低外，新能源出力的季节不均衡特性也会导致配储的利用率偏低。调峰方面，我们测算表明电化学储能参与调峰辅助服务仍难以实现合理收益，原因在于调峰年平均价格偏低或调用次数不足。调频方面，我们测算表明电化学储能参与调频辅助服务有望具有较好经济性，但调频市场容量相对有限，难以支撑储能大规模发展。
独立储能：预计当前共享储能发展趋势是发电集团建设独立储能用于内部共享，而强制配储退出仍需储能大幅降本。以山东为现状样本看，我们测算共享储能在较为理想条件下可实现资本金收益率7.3%，其中容量租赁收入占总收入的43.8%，实际总收入仍存不少风险。当前独立储能发展需要依赖新能源企业的容量租赁收入，第三方投建共享储能可能面临较高的租赁收入风险，当前共享储能发展阻力最小路径是发电集团自建独立储能用于内部共享。近期展望看，“新能源+储能”经济性的关键在于新能源降本幅度大于配储附加成本，我们测算表明单瓦容量新能源配储成本大致为0.30元/W。中期展望看，强制配储政策退出需要独立储能不再依赖容量租赁收入，不考虑辅助服务收入时，我们以山东算例测算实现6.5%收益率要求储能单位投资降至1.17-1.35元/Wh；若叠加的辅助服务年收入从300万元增加到1500万元时，对应要求的单位投资可由1.47元/Wh增至1.85元/Wh。需要指出的是，当前测算条件较为理想，对储能产品质量和运营水平要求较高。
用户储能：我国部分省区工商业储能峰谷价差套利已初具经济性，相关需求更大规模释放仍有待储能进一步降本。根据我们测算，按照每日2充2放策略，在峰谷价差超过0.7元/kWh，且循环次数超过5000次时，电化学储能通过峰谷套利收益具有经济性。在我们理想测算条件下，每日2充2放策略下储能投资回收期可达5.8年，实际仍需储能进一步降本。
我国电化学储能投资思路
储能集成参与者众多，预计客户资源优势是短期竞争重点。国内独立储能预计渐成主流，且其投资运营发展阻力最小的方式是由发电或电网央国企投资运营。相应地，客户资源优势预计是储能EPC和集成商竞争重点。
储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。国内储能短期仍面临较大盈利压力，当前储能项目仍更重视控制初始投资成本，成本竞争是产业链各环节难以避开的重点。同时不少上游企业将选择价格策略来抢占市场份额，市场初期预计自主生产制造能力强的企业更具先发优势，体现在成本控制力更优、产品迭代能力更强。
国内储能投资建议：
1.具有客户资源优势的储能投资、EPC和储能集成企业，建议关注【南网科技】、【南网储能】、【许继电气】、【平高电气】、【国电南瑞】、【宝光股份】、【智光电气】、【新风光】、【科陆电子】、【中天科技】、【林洋能源】、【永福股份】；
2.具有成本竞争优势的电池和PCS企业，建议关注【南都电源】、【上能电气】、【科华数据】、【盛弘股份】；
3.储能安全要求不断提升利好的温控消防企业，建议关注【英维克】、【同飞股份】、【申菱环境】、【高澜股份】、【青鸟消防】、【国安达】；
4.现货交易相关服务软件企业，建议关注【国能日新】。
风险提示：1）新能源降本不及预期；2）新能源建设规模不及预期；3）利空政策超预期；4）疫情等各种不可控风险超预期；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。
第二部分：美国表前储能需求及市场分析
美国表前储能特征、驱动力回顾
美国储能以表前储能为主，表前储能呈现三方面特征：1）高度集中在加州等少数地区；2）“光伏+储能”成为储能发展的重要形式；3）应用场景趋向移峰填谷。区域分布方面，加州累计并网储能规模占近一半份额，前三个州占比近80%；发展形式方面，当前以“光伏+储能”混合形式为主，且以现有光伏改建配储项目居多，筹备项目也以“光伏+储能”项目为主。应用场景方面，呈现持续时间加长趋势，且筹备项目时长均值在3h以上，相应移峰填谷逐步成为储能最主要应用场景。
驱动力回顾：电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，成熟市场机制和用户电价承受能力是储能实现经济性的重要支撑，但扶持政策对于储能早期发展仍是重要助力。调节资源需求方面，高光伏渗透率引起的“鸭型”曲线问题，是加州“光伏+储能”根源性驱动力。成熟市场机制方面，同时参与电能量市场和辅助市场可显著改善储能收益情况，且预计容量机制为加州储能提供近半收入。扶持政策方面，之前投资税收抵免（ITC）政策仅适用于“光伏+储能”项目，是推动光储混合形式发展的重要原因。
美国表前储能持续性分析
储能发展持续性的核心逻辑在于能源转型已转变为政策和经济双轮驱动，储能经济性也有望随政策配套完善而不断改善。能源转型方面，储能需求源自新旧能源转换带来的调节资源需求，技术进步和化石能源价格上涨推动新能源比价优势不断凸显，新能源已具备在政策驱动外自发发展的经济逻辑。但同时，新能源发展节奏与各地区的可再生能源政策目标紧密相关，未来美国表前储能发展依然存在较大的区域差异。储能经济性方面，传统电力机制主要是围绕传统可控的发电资源设计，电化学储能作为新型调节资源，其经济性对政策支持和电力机制设计十分敏感。由于政策和机制设计是服务于能源转型的宏观政策目标，储能经济性的政策环境有望不断改善，从而驱动储能加速发展。
因素一：IRA法案扩围ITC政策到独立储能，且增大ITC政策的力度和持续时间，有望加速美国储能发展。储能应用场景具有多元化特点，ITC政策扩围有利于释放更多场景储能需求，尤其是“鸭型”曲线之外的其他类型移峰填谷需求，独立储能相应有望加速发展。
因素二：“新能源+储能”正成为美国更多州新增电力装机主力，EIA数据显示2023/2024年美国规划建设的储能规模正持续增长。强化政策情形，以加州为代表地区加速零碳电力转型，“新能源+储能”是实现零碳电力的关键方案。常规政策情形，新能源性价比不断增强叠加IRA政策刺激，将驱动更多州加速新能源发展和传统电源退役，两者产生的调节资源缺口将驱动储能加速增长。规划数据方面，表前储能建设具有较强计划特征，EIA月度电力数据显示2023年美国储能规划并网规模逐月增长，2024年规划值在今年9月出现激增。
因素三：ITC新政策将提升储能经济性。按照之前2023年22%ITC条件测算，我们预计加州储能IRR平均值可达9.79%。IRA法案预计将增大加州表前储能IRR平均值至13.12%，并提升储能投资方对市场收益波动的承受能力。
美国表前储能市场格局分析
储能行业存在明显的垂直整合趋势，上下游纷纷进入集成环节。储能产业链从上游电池、PCS等核心设备企业到下游开发商，普遍出现垂直整合趋势，产业链上下游的竞合关系更加复杂多元。
下游：开发商一超多强，较多新进入者为中上游企业开拓客户提供机遇期。现有格局方面，大型储能开发商市场一超多强，NextEraEnergy份额优势突出。趋势变化方面，份额头部企业多数为2021年开始投资大型储能项目，美国储能市场开发商格局处于早期阶段，预计更多开发商不断涌入，中上游供应链企业的客户开拓仍存大量机遇。
中游：集成商竞争激烈，新进入开发商增多和集成商去中介化趋势或为国内集成商带来新机遇。国内企业参与美国储能市场主要集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口，相应分为国内集成商和海外集成商两条路径。海外集成商方面，Fluence、NextEra Energy等海外头部集成商普遍拥有客户资源优势，Powin Energy、LGES等企业通过并购正补齐技术短板。国内集成商方面，受益于国内产业链、成本竞争优势，国内储能集成商与海外集成商为竞合关系，也为部分海外集成商提供代工服务。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。
上游：国内电池环节竞争优势明显，其它环节或有望通过直接出海迎新发展机遇。电池环节上，相较三元电池，国内磷酸铁锂电池在价格竞争力、安全性上优势不断凸显，海外主流集成商预计加速转向铁锂路线。除开宁德时代，亿纬锂能、南都电源、海辰储能、鹏辉能源等电池企业也纷纷加速走出去。其它环节上，尽管跟随国内集成商间接出海是国内储能产业链出口美国的重要路径，但这条路径也相对竞争更为激烈。考虑到美国储能市场集成商格局总体仍以海外企业占优，国内储能企业通过积极开拓海外集成商客户，有望迎来更多机遇。
美国表前储能投资思路
美国表前储能是经济性驱动的市场，在IRA政策刺激下有望加速发展。
国内集成商以技术和性价比优势见长，预计有望受益于美国市场新进入开发商增多和集成商去中介化趋势，集成商建议重点关注【阳光电源】、【比亚迪】、【科陆电子】，建议关注【东方日升】、【天合光能】、【科华数据】、【盛弘股份】。
受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内优质储电池及储能集成企业在美国频传订单捷报，电池环节建议重点关注【宁德时代】、【南都电源】、【亿纬锂能】，建议关注【鹏辉能源】。
受益于液冷技术占比快速提升，国内头部温控企业同样有望加速出海，温控环节建议重点关注【英维克】、【同飞股份】，建议关注【松芝股份】、【高澜股份】。
风险提示：1）美国自身新能源政策变动风险；2）中美贸易摩擦导致国内出口限制风险；3）美国市场国际竞争加剧；4）国内企业出口竞争格局恶化；5）重点关注公司未来业绩的不确定性。
第三部分：欧洲户用储能需求及市场分析
欧洲户用储能发展驱动力分析
欧洲居民电价已在2022年年初显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。2022年欧洲居民电价上涨的起点并非俄乌冲突，2021年下半年能源危机席卷全球，2021年年底欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。俄乌冲突导致欧洲天然气价格和电力期货价格高位大幅波动，直接或间接推动居民电价。据能源价格指数网站数据，2022年11月欧洲多国首都居民电价仍超过0.5欧元/kWh。
经济性驱动：户用储能通过居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，高电价和户用光伏“自消费”政策是其实现经