电力设备与新能源行业：储能系列报告一，海内外需求共振造就优质赛道

储能是新能源发展引起电网波动性增大的必然应对选项，并且由于基数极低，将长期保持高增速。本篇报告是储能系列报告第一篇，着重从需求侧分析储能行业机遇，我们认为国内储能政策推进带来的大型储能，以及欧洲能源危机提振的分布式户储，是储能需求中最为突出的两个Alpha。

配储政策强力驱动，预计国内储能装机持续提速截至 22年 8月，已有 23个省区发布新能源配储政策，配置比例大多位于10~25%。1-7月国内投运、在建、拟建储能项目合计 25.94GW/58.99GWh,大幅超过 21年装机量 2.4GW/4.9GWh；随着风光并网需求高增，大型项目年底或出现抢装，下半年景气度不断提升。我们预计 22年国内储能新增装机将达到 7.9GW/18.4GWh，功率和容量分别同比增加 227%和 276%。

市场化政策逐渐落地，储能商业化路径愈发清晰经济性是储能实现规模化面对的最主要问题，政策端正在不断完善，随着各地辅助服务、分时电价、储能租赁具体费用的出台，我们认为共享储能将替代单一的风光发电配储。已有18个省份峰谷差价超过0.7元/kWh，满足储能盈利要求。我们测算发电侧配储会使电站IRR降低1.2pct，但采用共享储能租赁模式，IRR损失将减少0.5pct,共享储能对经济性改善显著。

欧洲能源供需结构失衡，高电价提升新能源需求据BP，2021年欧洲发电量20%来自天然气，且32%天然气供给来自俄罗斯。

2022年8月欧洲TTF天然气期货均价同比上涨421%，德国电力现货价达465.18欧元/MWh，IEA预计2025年欧洲天然气价格仍将维持高位，高电价或将持续。从能源安全及经济性两个维度，新能源在欧洲都是刚需。

高电价提振欧洲户储需求，高利润市场兑现业绩欧洲户储以用户用电价格作为储能收入项，虽然近期有政策干预电价，但平均用电价格预计仍将保持高位，营收模型并未被破坏。我们测算，当前德国家用光储 IRR 可达 17%，即使电价降低至 2021年前欧洲平均 0.2欧元/kWh，IRR 仍可达 8%，欧洲有望继续成为储能出口竞争的优质市场。

投资建议我们重点推荐储能电池企业鹏辉能源、宁德时代、南都电源，受益于海外户用储能发展的德业股份、派能科技、昱能科技；同时建议关注科士达、科陆电子、永福股份、盛弘股份等优质储能企业。

风险提示：市场竞争加剧的风险；原材料价格大幅上涨的风险；海外居民电价显著下降影响装机意愿的风险；配储政策变动的风险。

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