本文来自格隆汇专栏：中金研究 作者：马妍 陈显帆 徐瀚

短期看，户用方面欧洲市场相对分散，2022年经销商超量备货及2023年逆变器端供给充足导致板块面临量价压力，尽管当前欧洲市场逆变器尚未出现行业性调价，但悲观预期下板块整体估值已经大幅回调。一方面，欧洲作为各户用光伏与储能逆变器厂商盈利的重要来源，其景气度对于板块情绪及估值水平有着相对更重要影响，另一方面，中金研究认为快速增长的亚非拉市场有望提供重要的收入与利润增量来源，弱化单一市场的周期引起的业绩波动。因此中金研究认为户储企业尽管表现或将有所分化，但板块盈利仍将维持增长且部分企业存上调可能，若3Q23欧洲去库存周期趋向尾声板块有望迎估值修复。工商业方面中国市场光储增长更为亮眼，上游产业链出货量弹性充足，但国内市场盈利能力可能偏弱，更需关注企业实际业绩兑现情况。若拉长周期看，中金研究认为电力市场化发展下渗透率天花板高发展空间充足，成长依旧是分布式光储的主旋律，因而在当前估值低位下安全边际较为充足，头部逆变器企业长期投资价值凸显。

摘要

中金研究认为经济性是催生装机快速增长的源动力，早年补贴政策的周期变化从收益端影响经济性，进而影响装机端周期变化，而近年系统成本下降甚至实现平价后，需求潜力被快速激发。当前从渗透率角度看，主要市场经历装机高增后距离需求见顶仍有较长距离，尤其储能渗透率仍在低位，潜在增长空间充足。整体而言，政策与电价是影响装机需求边际变化的两个核心变量，而对于不同市场阶段性的主导因素有所不同，2023-2024年增速角度中金研究预期储能快于光伏，工商业快于户用，分区域看：

欧洲市场中金研究认为在终端电价主导下需求增速或回落，但对于用户而言配置光储系统仍具经济性，中金研究测算德国当前7kw光伏/7kw光伏+7kwh储能/10kw光伏/10kw光伏+10kwh储能四种方案的投资回收期约为7.2/8.0/8.2/10.3年，仍处历史较好水平。欧洲市场相对分散，各国表现或有分化，其中德国、奥地利等市场占比高且增速快；美国市场在政策主导下用户侧储能迎来发展机遇，净计量向净计费的转向以及分时电价的普及有望驱动配储率进一步上行；其他市场中中金研究看好澳洲配储率提升、中国工商储放量以及南非户储的“从0到1”，传统与新兴市场有望呈现多点开花的格局，带动分布式光储尤其是储能端需求长期向好。

风险

政策变动超预期；传统能源价格变动超预期；地缘政治等宏观风险。

正文

全球分布式光储需求回顾

装机覆盘：经济性是底层驱动力

经济性是户用光储发展的底层逻辑，不同阶段存在不同的主导因素。回顾户用光伏与储能的发展，中金研究认为经济性是催生装机快速增长的源动力，在早年系统成本相对高企时，补贴政策的周期变化从收益端影响经济性，进而影响了装机端的周期变化，而在近年系统成本下降甚至实现平价后，需求的潜力被快速激发，装机天花板打开，而电价作为收益的主要来源，其机制政策影响着各市场的装机节奏，具体而言，中金研究认为2010年至今，户用光伏的发展可分为以下几个阶段：

图表1：户用光储装机回顾

资料来源：BNEF，IEA，中金公司研究部

► 第一阶段（2010-2013）：欧洲补贴退坡，装机增长乏力。欧洲户用光伏市场在早期发展较为领先，以德国为代表的多国家均推出一系列政府补贴政策推动户用光伏发展，然而2010年开始，受到欧债危机等因素的影响，各国财政压力加重，德国、西班牙、意大利等国逐步实施削减FIT补贴额度、增加补贴限制条件、缩小补贴适用范围等措施。补贴调整导致需求大幅缩水，欧洲主力市场装机出现停滞甚至下滑，进一步导致全球户用光伏装机增长乏力。

► 第二阶段（2014-2018）：新兴市场渐起，全球装机震荡。在欧洲因补贴退坡而装机逐步衰落的同时，美国、中国装机逐步起量，受ITC政策即将到期影响，2013-2016年美国户用光伏装机增长明显，年复合增速达49%，2016年起，中国户用光伏市场逐渐起势，到2017年底全国累计并网户用光伏约50万户，比2016年底的15万户增长超2倍。在各主要市场此起彼伏发展中，全球整体户用光伏装机整体呈现震荡态势。

图表2：中国户用光伏装机2017年大幅放量

资料来源：Wind，中金公司研究部

图表3：美国户用光伏2013年起整体增长

资料来源：SEIA，中金公司研究部

► 第三阶段（2019-2022）：逐步迈入平价，激发需求潜力。根据BNEF，2019年全球户用光伏平均系统成本1.89美元/W，相较2010年已下降70%。在成本端驱动下，户用光伏经济性在去补贴时代开始显现，需求增长潜力被逐步激发，且各国在碳中和目标加持下，持续推出分时电价、低息贷款等有利机制，使得户用光伏商业模式不断完善，刺激户用光伏市场开启了平价时代的高速增长。

图表4：户用光伏系统成本

资料来源：BNEF，中金公司研究部

通过回顾户用光伏的发展过程，中金研究认为经济性始终是驱动市场需求增长的源动力，较成熟市场的经济性均经历了由平价前政策补贴驱动到平价后市场化自发驱动的过程，而户用储能的发展依托于户用光伏，或将遵循相似发展轨迹。由于风光装机占比不断提升，其发电的间歇性与随机性对电力系统的稳定可靠提出挑战，而储能可有效帮助电网降低高峰负荷，平滑发电输出，提升整体效率，因而中金研究认为政策端存在鼓励户储发展的动力，如在户用光伏发展相对较快的德国、意大利等市场，政府均通过财税补贴等政策刺激户储装机需求持续增长。

2022年，能源危机影响下欧洲用能成本持续上升，且地缘局势升级进一步催化欧洲天然气供给紧张局面，以气电为主的发电结构使得其电力供给紧张加剧，价格同步攀升，在高电价背景下，用户配置户用光储系统的经济性大幅提升。电力作为日常生活的必需品，户用光储不仅是节约用电成本的投资品，也是保障日常用电安全、解决用电焦虑的必需品，因而2022年电力价格及供需情况接替政策补贴成为了驱动户用光储经济性的主导因素。

渗透率：潜在空间尚充足

尽管户用光储近年经历了高速增长，但中金研究认为距离需求见顶仍有较长距离。以渗透率角度来看，根据BNEF，美国户用光伏渗透率逐年增长，其中夏威夷增长迅速，1Q21达到约20%水平，其余州中发展较快的加州及亚利桑那州约9%/6%根据Infolink，户用光储发展领先的美国/德国/日本/澳大利亚的2021年户用光伏渗透率约为4%/16%/11%/24%，而户用储能渗透率仅约0.4%/3.2%/2.2%/1.1%。即使2022年户储经历了相对高速增长，中金研究认为从渗透率来看，全球可开发资源依旧充足，户用光储尤其户用储能仍具有充足的潜在增长空间，其未来增长与否及增长幅度仍将取决于其经济性水平。

商业模式：政策与电价是核心变量

中金研究认为对于用户而言，安装户用光储系统主要受到维护用电安全的保障性需求与节省电费支出的经济性需求驱动，而研究户用光储的经济性，需要从商业模式出发，通过分析影响户用光储收入与成本的重要因素对其IRR或回本周期进行测算，以判断安装户用光储对用户的经济价值，通过解析户用光储典型的盈利模式，中金研究认为当前政策与电价是影响其经济性变化的两个核心变量，其中新兴市场多需要政策引导其初期发展，如通过逐步建立市场化的电价机制或对设备投资进行补贴等方式培育市场，而当市场逐步成熟后，当政策环境相对稳定以及成本下降趋缓时，电价成为主导经济性的重要变量。

图表5：户用光储商业模式

资料来源：北极星，中金公司研究部

欧洲：终端电价主导需求增速回落，但光储仍具经济性

收入端：电力市场化程度高，电价高波动影响终端需求

欧洲是分布式光伏发展相对较早的市场，电力市场化程度相对较高，分布式光储的商业模式也相对成熟，由于欧洲用户多以自有资金投资光储系统，因而影响其投资回收期的因素主要为成本端的光储系统的设备及人工，以及收入端的电价，而其市场化的电价机制又使得电价的弹性相对成本端更高，因而电价成为当前欧洲分布式光储需求的阶段性主导因素。

从商业模式角度，分布式光储需要关注的电价包括销售电价（自发自用时节省的电价）以及上网电价（余电上网时售电的电价）两种。中金研究认为从发展逻辑上看，在分布式光伏发展初期，配储率相对较低，为刺激装机，政策通常从对上网电价进行补贴开始，如NEM（净计量）等形式，对上网电价的高额补贴使得“自发自用、余电上网”或“全额上网”的商业模式经济性较强，装机需求也随之持续增长。

图表6：上网电价补贴类型

资料来源：《可再生能源配额制的机制设计与影响分析》（蒋轶澄等，2020年4月10日），PV Magazine，中金公司研究部

随分布式光伏装机增长，高额的补贴导致大量财政负担，光伏装机占比提升也对电网的稳定性提出挑战，此外，光伏制造成本也在不断下降，因而在市场发展具备一定基础后，对上网电价的补贴政策开始退坡，如德国持续下调的FIT以及意大利逐步退出的NEM。在此情况下，分布式光伏上网收益下降，在市场化情况下上网电价通常低于销售电价，因而提高自发自用水平节省电费成为了更具经济性的模式，销售电价也成为收入端更加主导的因素。

居民销售电价由批发电价、输配电价、税费及其他附加费用构成。批发电价在居民电价中的占比高且弹性大，通常是居民电价变动的主导因素，而根据当前的发电成本曲线及边际机组定价机制，风、光等可再生能源凭借更低边际成本被优先交易，而煤、气等非可再生能源往往作为出清机组决定了电力成交价格，因而天然气价格通常通过“天然气价格—天然气发电价格—批发电价—零售电价”的路径向居民端的用电价格（销售电价）进行传导。

中金研究认为基于上网电价的下调趋势，分布式光伏的上网收益将逐步下降，销售电价高低决定了自发自用的性价比，当销售电价水平较高使得安装分布式光伏系统具备经济性，分布式光伏装机将增长；若销售电价水平足够高，使加装储能的自发自用收益可以覆盖加装储能的成本和该部分电量原本上网的收益，则分布式光伏配储可以帮助用户进一步节约用能成本，因而用户配储意愿将会提升。

在此基础上，分时电价进一步强化了储能在分布式能源系统中的作用。对于用户而言，在实行峰谷电价后，在仅安装光伏不配储能的情况下，仅能享受在较低电费的谷时段的电费节省，而加装储能后可以使其提高峰时段的自发自用率，通过分时电价引导用户配储或调整用电量对于电力系统而言也是有效的隐性需求响应机制，可以进一步释放需求侧的灵活性资源。

图表7：欧洲各国分时电价情况梳理

资料来源：BNEF、IRENA、ACER、CEER、中金公司研究部

成本端：渐缓的下降曲线与渐显的安装瓶颈

成本方面，户用及工商业的光伏系统主要包括组件、逆变器、BOS（支架、电缆等其他设备）、EPC（安装等）及其他成本，配储则需要额外添加储能电池包以及储能PCS成本。在技术进步与规模效应的共同驱动下，光储系统的造价已经历了大幅下降，且在平价时代受供需格局影响出现了价格反弹，中金研究认为后续技术进步仍有望驱动成本进一步优化，但整体下降曲线或将趋缓。

2022年在欧洲激增的户用光储需求下，安装工人短缺成为限制终端装机量的重要因素。根据SolarPower Europe，与其相对薄弱的本土制造环节相对应，欧洲光伏行业岗位以终端的安装部署环节为主。根据SolarPower Europe乐观情景预测，安装部署工人在2021-2026年CAGR达17%，考虑到安装效率的提升，中金研究预期安装工人数量可支持的分布式光伏需求增速将高于17%，而考虑到配储率的提升空间，中金研究认为安装工人对于户用光储尤其是储能端的限制或逐步趋弱。

图表8：2021年欧洲光伏就业岗位结构

资料来源：SolarPower Europe，中金公司研究部

图表9：乐观情景下SPE对欧洲光伏安装工人的预测

资料来源：SolarPower Europe，中金公司研究部

当前经济性依旧良好，分时电价普及驱动配储率进一步提升

综合上述因素，中金研究认为在成本企稳的情况下，收入端的电价是决定户用光储经济性的重要因素，2022年受到能源危机影响电价大幅增长，户用光储经济性得以大幅改善，中金研究对其投资回收期的改善情况进行测算，在日均用电量约12度，夜间用电占比60%，储能与光伏年衰减率均为1.5%的假设下，中金研究使用德国的居民电价、上网电价及户用光储成本，考虑7/10kw两种光伏功率配置及其1小时的配储方案，测算结果表明：1）此前无论是7kw还是10kw，纯光伏的方案经济性明显好于配储，但2022年配储投资回收期大幅缩短，在中金研究的测算中同等功率下，配储经济性均好于纯光伏，为近年来首次；2）2022年大功率的方案经济性大幅改善，10kw光伏+10kwh储能的方案此前投资回收期大幅高于其他方案，但2022年回收期大幅缩短，侧面印证了下游用户配置功率的扩大化趋势。

图表10：德国2013-2022户用光储的投资回收期测算

注：测算基于光储配置投入均为自有资金，补贴规则为光伏配置3kWh以上的储能系统提供500欧元补贴，另外每增加1kwh提供100欧元，未考虑减税降息等其他形式补贴 资料来源：Infolink，BNEF，bdew，中金公司研究部

展望后市，中金研究认为欧洲分布式光储的需求将取决于影响其经济性的几个核心变量的变化，其中：

► 成本端，中金研究预期在2023年随光伏硅料及储能碳酸锂的降价，终端组件及电池包价格均将进一步回落，但技术进步驱动的成本下降将趋缓，长期成本中枢或将缓慢下降，但供需格局或仍为短期成本端变动的主导因素；

► 收入端，中金研究认为电价的波动相较成本或将更为明显。从天然气方面看，2023年天然气价格已经大幅回落，且由于需求疲弱，天然气库存已接近历史高位，因而中金研究认为电价短期并不具备大幅反弹的动力天然气旺季消费与气温条件直接挂钩，在夏季电力小高峰以及冬季取暖旺季下，天然气需求存在回升风险，季节性的需求压力有望使得欧洲气价中枢于3Q23企稳，并于4Q23上升至20美元/百万英热附近，中金研究认为在此基础上，居民电价也有望滞后反弹。

► 经济性方面，中金研究仍以德国为例测算当前户用光储经济性，尽管居民电价相较去年高点大幅回落的背景下，但设备端由于硅料价格下跌，成本也有一定改善，中金研究测算当前7kw光伏/7kw光伏+7kwh储能/10kw光伏/10kw光伏+10kwh储能四种方案的投资回收期约为7.2/8.0/8.2/10.3年，虽然部分方案较2022年略有回升但仍低于2021年，因而中金研究认为下游配置用户侧光储的经济性依旧良好，其中用电需求相对刚性的工商业仍有望高增，户用端由于用电需求的弹性更强，在用电焦虑边际减弱的情况下增速或有回落，但仍有望同比增长。

图表11：欧洲天然气库存

注：GY (Gas Year)指从10 月1 日开始，到下一年9月30日结束的365日资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

图表12：欧洲天然气价格

资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

在此基础上，中金研究认为用户侧分时电价的普及与峰谷价差的拉大对于提高配储率有重要作用，在同等电价水平下，分时电价对于配储经济性的拉动作用明显，且峰谷价差越大配储经济性越强。当前欧洲在居民端分时电价的普及方面仍有提升空间，根据ERQ统计，意大利、法国、西班牙居民端分时电价普及率较高（均不低于40%，其中意大利高达75%-90%），与此相对应的是在2022年能源成本上升时其户储装机更大的弹性（均超过100%，其中意大利增长近400%）。

图表13：分时电价普及率较高地区户储装机增长弹性更强

注：分时电价普及率中德国为2022年数据，其他国家为2020年数据 资料来源：ERQ，Energy Strategy Reviews，Smart Energy International，中金公司研究部

综上所述，中金研究认为终端电价的起落是当前主导欧洲分布式光储需求的主因，2022年在能源危机下终端电价大幅上升，带动了用户侧光储需求的快速攀升，而2023年随着天然气价格回落并逐步传导至终端，中金研究预期需求增速也将从2022年的高点回落，且由于2022年在旺盛需求刺激下欧洲分销商下单激进库存高企，设备端2023年出货增长或慢于终端需求增长，但在当前电价水平下中金研究认为光储系统经济性仍然处于历史较好水平，且随着分时电价的普及以及电池成本的下降，中金研究仍看好用户侧的光储需求长期增长尤其储能端配储率的进一步提升。

美国：政策主导需求增长，NEM3.0利好储能发展

丰富的补贴机制与反复的关税政策主导分布式光储发展

美国的分布式能源市场起步晚于欧洲，因而补贴在市场发展中仍占据更加主导地位。美国建立了较为丰富的分布式发电激励机制，其中对于用户配置光储系统的经济性起到直接作用的包括税费减免和直接补贴两类，其中税费减免中较有代表性的是联邦投资税收抵免（ITC），直接补贴中较有代表性的包括美国自发电激励计划（SGIP）、加州太阳能计划（CSI）等。

图表14：ITC、SGIP、CSI政策

资料来源：CPUC，usitc，SEIA，中金公司研究部

在此基础上，净计量与净计费通过对上网电价的调控，影响着光储市场的发展。当前以加州为代表的成熟分布式光伏市场正逐步过渡到净计费。加州于2023年4月14号开始实施NEM 3.0计划，NEM 3.0所支付的价格约为零售电价的 25%，与批发电价曲线接近。夏威夷州则在2015年已完成净计量向净计费的过渡，在2015年后新增光储系统上网均采用净计费政策，根据LBNL数据，夏威夷州随着采用净计量政策的用户占比不断下降，该地区户用配储率在持续上升。总体来看，由于美国电力市场运营主体多且分散，各地区光储市场发展差异较大。目前，多数地区仍采用净计量，以较高的上网电价推动光伏市场发展；部分较成熟的光伏市场则逐步转向净计费，中金研究认为随着净计费政策渗透率的持续提升，市场整体配储率有望持续上行。

图表15：夏威夷州随净计量逐步转向净计费，配储率提升明显

注：限制上网/禁止上网指仅允许自发电用户在一定限额内或一定时间内将生产电力输入电网并获得补偿，亦或完全不允许用户将电力输入电网 资料来源：LNBL，中金公司研究部

此外，关税政策对于本土用户可得的光储系统价格有着较大影响，从成本端影响安装经济性。由于本土光伏制造业相对较弱，美国的光储系统诸多原材料对海外依赖度较高，关税政策的变动将直接影响本土用户购买光储系统的价格。

图表16：加州户用光储装机与相关政策变动梳理

资料来源：BNEF，北极星，中金公司研究部

终端电价预期高位波动，分时电价渗透率有望提升

终端电价波动相对小，传导周期长，预期高位波动。从历史数据来看，相较欧洲电价的大起大落，美国居民及工商业终端电价在用能紧张期间呈现温和上升趋势，且根据EIA的短期能源展望预测到2024年户用电价有望在15.34-15.96美分/千瓦时区间高位波动。与欧洲类似，美国居民电价与批发电价直接相关，而批发电价的形成受到化石能源价格即电力生产成本的影响，但美国化石能源对外依赖度低，同时电价传导周期相对较长且更加平滑，电费提高的过程一般需要8-11个月才能完成，尽管在发电成本端的天然气价格已开始回落，但中金研究预期未来1-2年内高位波动的电价对户用光储需求仍能形成较好的支撑。

图表17：美国户用、工业、商业终端电价

资料来源：eiaSTEO，中金公司研究部

分时电价渗透率影响用户侧配储，看好分时电价普及驱动配储率上升。以电力市场化程度较高的加州为例，加州的工商业等非居民用户均为强制分时电价，而居民用户可自主选择是否采用分时电价，因而用户侧有较高的分时电价普及率，其他如密歇根州、马里兰州的多数用户也参与了分时电价。与欧洲类似，美国分时电价渗透率高的州配储率显著偏高，夏威夷州和加利福尼亚州等已开始全州范围内普及分时电价的地区，配储率远高于其它正在试点或尚未开始普及分时电价的地区。整体来看，根据SEIA预计，美国分布式光伏系统配储率有望从2019年的3.9%逐步提升至2025年的23.9%，因而中金研究看好在较高分时电价渗透率的背景下配储率持续提升，美国主力市场储能需求快速释放。

图表18：2021年美国部分配储率较高的州均有分时电价且渗透率相对高

资料来源：Berkely Lab，Wood Mackenzie，ERQ，中金公司研究部

加息对经济性略有影响，但政策主导下仍看好光储增长态势

与欧洲用户主要以自有资金配置光储系统相比，美国户用市场的融资环境更加发达，有专门融资机构为户用光储提供贷款服务，其中TPO (third-party ownership)模式为融资商向希望在ITC下获得税收抵免的投资者募集资金，并投资持有太阳能系统租赁给用户，该模式在早期户用光伏投资偏高时应用广泛，在成本持续下降过程中用户自持系统意愿提升，但鉴于仍相对较高的一次性投资成本，用户仍需使用一定外部融资。因而相比欧洲市场，美国户用市场整体受到融资利率的影响更加直接，但中金研究测算在不同贷款比例及融资利率下，户用光伏的投资回收期受到影响较为有限，中金研究认为当前主导经济性因素仍是政策，在SGIP及ITC的高额补贴下，中金研究看好美国分布式光储的增长态势，尤其是在NEM3.0影响下配储率有望持续提升。

图表19：美国典型户用光伏系统投资回收期对于贷款比例和贷款利率的敏感性测算

资料来源：energysage，中金公司研究部

其他：传统与新兴市场多点开花，分布式光储蓬勃发展

澳洲：分布式光伏发展成熟，储能景气周期开启

电力系统弱、光照资源足，分布式光伏发展成熟。澳洲电力系统分为东南部、西部、北部三个互不连接的电网，由于澳洲地广人稀，其电网覆盖尚不完全，因而分布式能源潜在需求较高。由于澳洲的光照资源相对丰富，在政府的上网电价政策及设备补贴引导下，澳洲分布式光伏迎来了快速发展，2018-2022年，澳大利亚分布式光伏（户用及工商业）年新增装机量从8.13GW增长至18.37GW，CAGR达17.72%，但高比例的光伏接入也使得本就相对薄弱的电网不稳定情况加剧，造成如2016年因电网过载导致的大范围停电事故。2022年，澳大利亚维多利亚州和南澳大利亚州出现上网电价为负值的情况，意在调节分布式光伏发电导致的电网负荷。

图表20：澳洲分布式光伏装机

资料来源：BNEF，中金公司研究部

上网电价下调、终端电价高升、电力供应紧张催化配储率提升。与欧美发展类似，澳洲在分布式光伏市场逐步培育成熟后也开始逐步下调上网电价引导市场化发展，至2022年各州上网电价仍在持续下降。2022年，在全球能源危机影响下，澳洲批发电价迎来大幅上升，并逐步传导至用户端。根据澳大利亚竞争和消费者委员会（ACCC），由于2022年中期创纪录的电力批发价格压力持续，预计2023年澳洲的家庭电费或仍将上升。加之相对薄弱的电力系统带来的保供需求，中金研究认为配储价值有望凸显，且有望基于澳洲成熟的分布式光伏开发渠道实现快速提升。

看好储能继光伏后开启渗透率提升的景气周期。澳洲的用户侧光伏已经经历渗透率提升最快的阶段，其中户用光伏渗透率已达约40%，而相比之下用户侧储能尚处于起步阶段，户用及工商业储能渗透率均不足2%。中金研究认为分布式能源系统转向配储自发自用，降低电网压力并脱离政府补贴是大势所趋，澳洲具备较为成熟的渠道体系与较为市场化的电力机制，在上网电价持续下调、终端电价预期上升的驱动下，中金研究认为澳洲新增与存量配储需求有望快速释放，渗透率或将持续提升。

图表21：澳洲分布式光伏渗透率

资料来源：BNEF，中金公司研究部

图表22：澳洲分布式储能渗透率

资料来源：BNEF，中金公司研究部

中国：盈利能力与保供价值共驱工商业光储需求高增

政策引导下中国工商业储能盈利模式逐渐清晰。由于我国居民电价偏低且不涉及分时电价，户储发展相对缓慢，但工商业光储近两年开始逐步展现出良好经济性。2021年7月国家发展改革委在《关于进一步完善分时电价机制的通知》中提出的鼓励工商业配储降本[1]，也拉开了我国工商业光储发展的序幕。当前我国工商业光储已经可实现峰谷价差套利等提高自发自用、降低电费的盈利模式，并可通过需量管理、动态增容获取收益。此外，根据“十四五”新型储能实施方案中2030年实现全面市场化发展的目标，VPP虚拟电厂、电力现货市场和辅助服务市场也逐步启动，电力市场化建设加速，为未来工商业储能盈利模式的进一步多样化奠定了基础。

峰谷价差扩大，经济性提升推动储能需求显著增长。2023年，全国多省进一步提高峰谷价差，超过0.7元/kWh可实现良好经济性的省市数量增多。分省来看，广东省峰谷价差长期高于1元/kWh，同时广东省发改委6月发布的《广东省促进新型储能电站发展若干措施》表明符合标准的用户侧储能项目有望执行蓄冷电价，峰谷价差或将继续扩大，进一步利好储能系统。浙江省、海南省等地区实施日内两高峰电价的模式，两充两放可行性高，也表现出较强经济性。2023年起，山东省等地将正午时段划分为谷时，因此仅安装光伏系统的经济性显著下降，新增及存量分布式光伏电站配储动力充足。总体而言，在分时电价时段的调整和峰谷价差的扩大下，储能系统的利用率和经济性显著提升，因而工商业储能需求显著增长。

图表23：中国各省份峰谷价差

注：“广州市”为珠三角五市数据；“内蒙古自治区”为蒙东数据；“福建省”为福州、厦门、莆田、宁德数据；“河北省”为南网数据；“北京市”为城区数据 资料来源：中关村储能产业技术联盟，中金公司研究部

极端天气导致限电频出，工商业储能的电力保供价值凸显。以四川省为例，从供给侧看，其作为水电第一大省，近年降水少、高温多的天气导致水电供应较为不足，“双碳”背景下煤炭储备和燃煤发电量也有所下降；从需求侧看，四川是工业和人口大省，高温天气及工业生产发展导致用电量进一步增长，电力缺口持续扩大。同时“让电于民”使得工商业的限电或停电相比居民限电时间更长、调节更难。电力缺口导致的长时间的限电直接导致生产和运营难以进行，造成经济损失。安装工商业储能可以缓解紧急情况下集中调配电力产生的电网荷载负担，区域性填补电力缺口并保障企业自身生产运行，因而其电力保供价值日益凸显。

盈利能力与保供价值共驱中国工商业光储需求高增。当前在政策推动下工商业储能盈利模式逐渐成熟化多样化，经济性显著提高，且限电事件下工商业储能的电力保供价值凸显。因而中金研究看好中国工商业储能需求迎来突破性增长，根据高工储能预计，2023年国内工商业储能新增装机规模有望达到8GWh，同比增长300%，相关开发运营及上游设备厂商均有望受益。

南非：多因素致电力供需缺口持续拉大，政策发力助推户用光储放量

南非地区电力基建落后，对煤电依赖较高。由于经济发达程度低、电力市场化程度低等原因，南非输配电网建设较为落后，截至2021年南非电网覆盖率仍不足90%，即有超10%的人口长期无法获得稳定的电力供应。同时，由于本地煤炭储量高且煤电技术要求较低，南非电力结构以燃煤发电为主，2022年其超过80%的电量由煤炭供应。然而南非大多数燃煤机组平均运营年限已超过30年，过载使用较多且保养维护较差，因此故障率较高。

电力市场化改革困难，本土电力企业垄断。南非电力生产与供应为垂直一体化的模式，以南非国家电力公司Eskom为主要经营单位。根据Eskom官网，其为南非供应90-95%的电力，垄断南非的发电及输配电等各个环节，但由于规划不善、制造水平不佳等原因，其财务及运营逐步陷入困境。截至2022年底，Eskom的债务已超过4200亿兰特。对煤炭行业的高度依赖导致南非电力市场的利益相关方较多，电力市场化改革和公司改革长期受阻，进展相对缓慢。

图表24：南非电网覆盖率

资料来源：World Bank，中金公司研究部

图表25：2022年南非电力结构

资料来源：CSIR，中金公司研究部

电力供给缺口加剧，2023年政府宣布进入能源危机。2022年频发的极端高温气候加剧了电力供给短缺的情况。一方面，其导致不充裕的水电和风电进一步减少，同时对老旧的煤炭发电机组和输配电电网的正常运行造成困难，因此传统能源和新能源发电量均有所降低，输配电环节稳定性也难以保证；另一方面，极端高温天气显著增加用电量，再次扩大了电力供给缺口。根据CSIR公布的数据，2022年南非政府有205天通过限电平衡电力供需，累计限电时长超过1900小时，时长同比提升约2倍。2023年2月，南非官方宣布国家进入灾难状态以应对电力危机及其影响。[2]

政策发力刺激户用光储需求。为缓解能源危机，2022年南非引入上网电价机制并彻底取消分布式自发电许可门槛，通过简化审批流程和提高经济性鼓励用户安装分布式光伏系统。同时，南非政府宣布正式开放本国电力市场，并要求Eskom将发电、输电和配电三个部门拆分为三个子公司，逐渐削弱Eskom在发电行业的垄断地位，为电力市场化奠定基础。2023年，南非财政部推出可再生能源税收激励政策，进一步提高户用和工商业光伏系统安装的经济性，推动装机需求增长。

图表26：南非光储补贴政策

资料来源：南非政府新闻中心，PVtech，PV magazine，中金公司研究部

投资建议

中金研究认为对于分布式光储产业链上的企业而言，下游需求是公司发展的核心影响要素，短期需求边际向好则板块整体出货量增长，议价权提升，并带来盈利能力改善，量利齐升预期下往往板块迎β级别投资机会，需求边际趋弱则板块整体存量竞争，供给端的扩容进一步加剧行业竞争，并带动盈利能力同步向下。

站在当前时点，中金研究认为分布式光储仍是具备长逻辑的赛道，其中储能在多地区正处于渗透率加速提升的景气周期，发展速度或快于光伏，但另一方面，各细分市场均有不同的短期波动周期，其中价值量较高市场中欧洲市场化程度高波动也更大，在2022年高基数影响下景气度边际回落，而美国需求仍由政策主导，NEM3.0作用下储能端迎来发展良机，此外澳洲、中国、南非等市场的用户侧储能均有增长亮点。光伏方面，中金研究预期全球户用光伏2023/2024年有望同比+23%/19%至72.4/85.9GW，工商业光伏有望同比+23%/22%至77.2/94.0GW，其中中国和欧洲作为分布式装机主力仍有望领跑行业。储能方面，中金研究预期全球户用储能2023/2024年有望同比+26%/31%至10.1/13.2GW，工商业储能有望同比+157%/88%至5.2/9.7GW，配储率角度看美国澳洲有望加速提升，中国工商业增长可期。放眼中长期，中金研究认为从渗透率角度看用户侧储能发展刚刚起步，欧洲市场增速回落但也伴随着诸多新兴市场的从0到1，短期各细分市场的成长周期错配下，中长期用户侧储能的成长性不容忽视。

图表27：分布式光储短期需求预测

资料来源：BNEF，Wind，中金公司研究部

投资建议方面，短期看，户用光储方面欧洲市场相对分散，2022年经销商超量备货及2023年逆变器端供给充足导致板块面临量价压力，尽管当前欧洲市场逆变器尚未出现行业性调价，但悲观预期下板块整体估值已经大幅回调。一方面，欧洲作为各户用光伏与储能逆变器厂商盈利的重要来源，其景气度对于板块情绪及估值水平有着相对更重要影响；另一方面，中金研究认为快速增长的亚非拉市场有望提供重要的收入与利润增量来源，弱化单一市场的周期引起的业绩波动。因此中金研究仍对户用光储的逆变器企业全年盈利增长保持相对乐观，且若3Q23欧洲去库存周期趋向尾声板块有望迎估值修复。工商业方面中国市场光储增长更为亮眼，上游产业链出货量弹性充足，但国内市场盈利能力可能偏弱，更需关注企业实际业绩兑现情况。若拉长周期看，中金研究认为电力市场化发展下渗透率天花板高发展空间充足，成长依旧是分布式光储的主旋律，因而在当前估值低位下安全边际较为充足，头部逆变器企业长期投资价值凸显。

风险提示

政策变动超预期：分布式光储需求在诸多地区仍较大程度受政策影响。目前全球各地的政府补贴、市场机制的完善等政策仍处于变化调整阶段，若未来政府补贴大幅退坡或电力市场机制改革不及预期，导致光伏安装经济性明显下降、储能盈利模式开拓受阻，终端需求或将不及预期。

传统能源价格变动超预期：传统能源价格直接影响电力生产成本，其价格的超预期变动将导致欧洲等市场到电价明显波动。若天然气、煤炭等传统能源价格下跌，批发电价下降将传导至零售电价下降，进而导致配置光储性价比下降，影响终端需求。

地缘政治等宏观风险：若俄乌冲突等不可抗力事件的进展对能源价格再次产生重大影响，或将传导至光储需求超出或不及预期，经济衰退等宏观层面变化也可能对用户投资意愿产生影响，进而影响终端光储需求。

[1]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html

[2]https://news.bjx.com.cn/html/20230410/1300053.shtml

注：本文摘自中金研究2023年7月25日已经发布的《分布式光储：区域周期分化下的成长主旋律》，分析师：

马妍 S0080521070002 ；陈显帆 S0080521050004 ；徐瀚 S0080122080031