本文來自格隆匯專欄：中金研究 作者：馬妍 陳顯帆 徐瀚

短期看，户用方面歐洲市場相對分散，2022年經銷商超量備貨及2023年逆變器端供給充足導致板塊面臨量價壓力，儘管當前歐洲市場逆變器尚未出現行業性調價，但悲觀預期下板塊整體估值已經大幅回調。一方面，歐洲作為各户用光伏與儲能逆變器廠商盈利的重要來源，其景氣度對於板塊情緒及估值水平有着相對更重要影響，另一方面，中金研究認為快速增長的亞非拉市場有望提供重要的收入與利潤增量來源，弱化單一市場的週期引起的業績波動。因此中金研究認為户儲企業儘管表現或將有所分化，但板塊盈利仍將維持增長且部分企業存上調可能，若3Q23歐洲去庫存週期趨向尾聲板塊有望迎估值修復。工商業方面中國市場光儲增長更為亮眼，上游產業鏈出貨量彈性充足，但國內市場盈利能力可能偏弱，更需關注企業實際業績兑現情況。若拉長週期看，中金研究認為電力市場化發展下滲透率天花板高發展空間充足，成長依舊是分佈式光儲的主旋律，因而在當前估值低位下安全邊際較為充足，頭部逆變器企業長期投資價值凸顯。

摘要

中金研究認為經濟性是催生裝機快速增長的源動力，早年補貼政策的週期變化從收益端影響經濟性，進而影響裝機端週期變化，而近年系統成本下降甚至實現平價後，需求潛力被快速激發。當前從滲透率角度看，主要市場經歷裝機高增後距離需求見頂仍有較長距離，尤其儲能滲透率仍在低位，潛在增長空間充足。整體而言，政策與電價是影響裝機需求邊際變化的兩個核心變量，而對於不同市場階段性的主導因素有所不同，2023-2024年增速角度中金研究預期儲能快於光伏，工商業快於户用，分區域看：

歐洲市場中金研究認為在終端電價主導下需求增速或回落，但對於用户而言配置光儲系統仍具經濟性，中金研究測算德國當前7kw光伏/7kw光伏+7kwh儲能/10kw光伏/10kw光伏+10kwh儲能四種方案的投資回收期約為7.2/8.0/8.2/10.3年，仍處歷史較好水平。歐洲市場相對分散，各國表現或有分化，其中德國、奧地利等市場佔比高且增速快；美國市場在政策主導下用户側儲能迎來發展機遇，淨計量向淨計費的轉向以及分時電價的普及有望驅動配儲率進一步上行；其他市場中中金研究看好澳洲配儲率提升、中國工商儲放量以及南非户儲的“從0到1”，傳統與新興市場有望呈現多點開花的格局，帶動分佈式光儲尤其是儲能端需求長期向好。

風險

政策變動超預期；傳統能源價格變動超預期；地緣政治等宏觀風險。

正文

全球分佈式光儲需求回顧

裝機覆盤：經濟性是底層驅動力

經濟性是户用光儲發展的底層邏輯，不同階段存在不同的主導因素。回顧户用光伏與儲能的發展，中金研究認為經濟性是催生裝機快速增長的源動力，在早年系統成本相對高企時，補貼政策的週期變化從收益端影響經濟性，進而影響了裝機端的週期變化，而在近年系統成本下降甚至實現平價後，需求的潛力被快速激發，裝機天花板打開，而電價作為收益的主要來源，其機制政策影響着各市場的裝機節奏，具體而言，中金研究認為2010年至今，户用光伏的發展可分為以下幾個階段：

圖表1：户用光儲裝機回顧

資料來源：BNEF，IEA，中金公司研究部

► 第一階段（2010-2013）：歐洲補貼退坡，裝機增長乏力。歐洲户用光伏市場在早期發展較為領先，以德國為代表的多國家均推出一系列政府補貼政策推動户用光伏發展，然而2010年開始，受到歐債危機等因素的影響，各國財政壓力加重，德國、西班牙、意大利等國逐步實施削減FIT補貼額度、增加補貼限制條件、縮小補貼適用範圍等措施。補貼調整導致需求大幅縮水，歐洲主力市場裝機出現停滯甚至下滑，進一步導致全球户用光伏裝機增長乏力。

► 第二階段（2014-2018）：新興市場漸起，全球裝機震盪。在歐洲因補貼退坡而裝機逐步衰落的同時，美國、中國裝機逐步起量，受ITC政策即將到期影響，2013-2016年美國户用光伏裝機增長明顯，年複合增速達49%，2016年起，中國户用光伏市場逐漸起勢，到2017年底全國累計併網户用光伏約50萬户，比2016年底的15萬户增長超2倍。在各主要市場此起彼伏發展中，全球整體户用光伏裝機整體呈現震盪態勢。

圖表2：中國户用光伏裝機2017年大幅放量

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表3：美國户用光伏2013年起整體增長

資料來源：SEIA，中金公司研究部

► 第三階段（2019-2022）：逐步邁入平價，激發需求潛力。根據BNEF，2019年全球户用光伏平均系統成本1.89美元/W，相較2010年已下降70%。在成本端驅動下，户用光伏經濟性在去補貼時代開始顯現，需求增長潛力被逐步激發，且各國在碳中和目標加持下，持續推出分時電價、低息貸款等有利機制，使得户用光伏商業模式不斷完善，刺激户用光伏市場開啟了平價時代的高速增長。

圖表4：户用光伏系統成本

資料來源：BNEF，中金公司研究部

通過回顧户用光伏的發展過程，中金研究認為經濟性始終是驅動市場需求增長的源動力，較成熟市場的經濟性均經歷了由平價前政策補貼驅動到平價後市場化自發驅動的過程，而户用儲能的發展依託於户用光伏，或將遵循相似發展軌跡。由於風光裝機佔比不斷提升，其發電的間歇性與隨機性對電力系統的穩定可靠提出挑戰，而儲能可有效幫助電網降低高峯負荷，平滑發電輸出，提升整體效率，因而中金研究認為政策端存在鼓勵户儲發展的動力，如在户用光伏發展相對較快的德國、意大利等市場，政府均通過財税補貼等政策刺激户儲裝機需求持續增長。

2022年，能源危機影響下歐洲用能成本持續上升，且地緣局勢升級進一步催化歐洲天然氣供給緊張局面，以氣電為主的發電結構使得其電力供給緊張加劇，價格同步攀升，在高電價背景下，用户配置户用光儲系統的經濟性大幅提升。電力作為日常生活的必需品，户用光儲不僅是節約用電成本的投資品，也是保障日常用電安全、解決用電焦慮的必需品，因而2022年電力價格及供需情況接替政策補貼成為了驅動户用光儲經濟性的主導因素。

滲透率：潛在空間尚充足

儘管户用光儲近年經歷了高速增長，但中金研究認為距離需求見頂仍有較長距離。以滲透率角度來看，根據BNEF，美國户用光伏滲透率逐年增長，其中夏威夷增長迅速，1Q21達到約20%水平，其餘州中發展較快的加州及亞利桑那州約9%/6%根據Infolink，户用光儲發展領先的美國/德國/日本/澳大利亞的2021年户用光伏滲透率約為4%/16%/11%/24%，而户用儲能滲透率僅約0.4%/3.2%/2.2%/1.1%。即使2022年户儲經歷了相對高速增長，中金研究認為從滲透率來看，全球可開發資源依舊充足，户用光儲尤其户用儲能仍具有充足的潛在增長空間，其未來增長與否及增長幅度仍將取決於其經濟性水平。

商業模式：政策與電價是核心變量

中金研究認為對於用户而言，安裝户用光儲系統主要受到維護用電安全的保障性需求與節省電費支出的經濟性需求驅動，而研究户用光儲的經濟性，需要從商業模式出發，通過分析影響户用光儲收入與成本的重要因素對其IRR或回本週期進行測算，以判斷安裝户用光儲對用户的經濟價值，通過解析户用光儲典型的盈利模式，中金研究認為當前政策與電價是影響其經濟性變化的兩個核心變量，其中新興市場多需要政策引導其初期發展，如通過逐步建立市場化的電價機制或對設備投資進行補貼等方式培育市場，而當市場逐步成熟後，當政策環境相對穩定以及成本下降趨緩時，電價成為主導經濟性的重要變量。

圖表5：户用光儲商業模式

資料來源：北極星，中金公司研究部

歐洲：終端電價主導需求增速回落，但光儲仍具經濟性

收入端：電力市場化程度高，電價高波動影響終端需求

歐洲是分佈式光伏發展相對較早的市場，電力市場化程度相對較高，分佈式光儲的商業模式也相對成熟，由於歐洲用户多以自有資金投資光儲系統，因而影響其投資回收期的因素主要為成本端的光儲系統的設備及人工，以及收入端的電價，而其市場化的電價機制又使得電價的彈性相對成本端更高，因而電價成為當前歐洲分佈式光儲需求的階段性主導因素。

從商業模式角度，分佈式光儲需要關注的電價包括銷售電價（自發自用時節省的電價）以及上網電價（餘電上網時售電的電價）兩種。中金研究認為從發展邏輯上看，在分佈式光伏發展初期，配儲率相對較低，為刺激裝機，政策通常從對上網電價進行補貼開始，如NEM（淨計量）等形式，對上網電價的高額補貼使得“自發自用、餘電上網”或“全額上網”的商業模式經濟性較強，裝機需求也隨之持續增長。

圖表6：上網電價補貼類型

資料來源：《可再生能源配額制的機制設計與影響分析》（蔣軼澄等，2020年4月10日），PV Magazine，中金公司研究部

隨分佈式光伏裝機增長，高額的補貼導致大量財政負擔，光伏裝機佔比提升也對電網的穩定性提出挑戰，此外，光伏製造成本也在不斷下降，因而在市場發展具備一定基礎後，對上網電價的補貼政策開始退坡，如德國持續下調的FIT以及意大利逐步退出的NEM。在此情況下，分佈式光伏上網收益下降，在市場化情況下上網電價通常低於銷售電價，因而提高自發自用水平節省電費成為了更具經濟性的模式，銷售電價也成為收入端更加主導的因素。

居民銷售電價由批發電價、輸配電價、税費及其他附加費用構成。批發電價在居民電價中的佔比高且彈性大，通常是居民電價變動的主導因素，而根據當前的發電成本曲線及邊際機組定價機制，風、光等可再生能源憑藉更低邊際成本被優先交易，而煤、氣等非可再生能源往往作為出清機組決定了電力成交價格，因而天然氣價格通常通過“天然氣價格—天然氣發電價格—批發電價—零售電價”的路徑向居民端的用電價格（銷售電價）進行傳導。

中金研究認為基於上網電價的下調趨勢，分佈式光伏的上網收益將逐步下降，銷售電價高低決定了自發自用的性價比，當銷售電價水平較高使得安裝分佈式光伏系統具備經濟性，分佈式光伏裝機將增長；若銷售電價水平足夠高，使加裝儲能的自發自用收益可以覆蓋加裝儲能的成本和該部分電量原本上網的收益，則分佈式光伏配儲可以幫助用户進一步節約用能成本，因而用户配儲意願將會提升。

在此基礎上，分時電價進一步強化了儲能在分佈式能源系統中的作用。對於用户而言，在實行峯谷電價後，在僅安裝光伏不配儲能的情況下，僅能享受在較低電費的谷時段的電費節省，而加裝儲能後可以使其提高峯時段的自發自用率，通過分時電價引導用户配儲或調整用電量對於電力系統而言也是有效的隱性需求響應機制，可以進一步釋放需求側的靈活性資源。

圖表7：歐洲各國分時電價情況梳理

資料來源：BNEF、IRENA、ACER、CEER、中金公司研究部

成本端：漸緩的下降曲線與漸顯的安裝瓶頸

成本方面，户用及工商業的光伏系統主要包括組件、逆變器、BOS（支架、電纜等其他設備）、EPC（安裝等）及其他成本，配儲則需要額外添加儲能電池包以及儲能PCS成本。在技術進步與規模效應的共同驅動下，光儲系統的造價已經歷了大幅下降，且在平價時代受供需格局影響出現了價格反彈，中金研究認為後續技術進步仍有望驅動成本進一步優化，但整體下降曲線或將趨緩。

2022年在歐洲激增的户用光儲需求下，安裝工人短缺成為限制終端裝機量的重要因素。根據SolarPower Europe，與其相對薄弱的本土製造環節相對應，歐洲光伏行業崗位以終端的安裝部署環節為主。根據SolarPower Europe樂觀情景預測，安裝部署工人在2021-2026年CAGR達17%，考慮到安裝效率的提升，中金研究預期安裝工人數量可支持的分佈式光伏需求增速將高於17%，而考慮到配儲率的提升空間，中金研究認為安裝工人對於户用光儲尤其是儲能端的限制或逐步趨弱。

圖表8：2021年歐洲光伏就業崗位結構

資料來源：SolarPower Europe，中金公司研究部

圖表9：樂觀情景下SPE對歐洲光伏安裝工人的預測

資料來源：SolarPower Europe，中金公司研究部

當前經濟性依舊良好，分時電價普及驅動配儲率進一步提升

綜合上述因素，中金研究認為在成本企穩的情況下，收入端的電價是決定户用光儲經濟性的重要因素，2022年受到能源危機影響電價大幅增長，户用光儲經濟性得以大幅改善，中金研究對其投資回收期的改善情況進行測算，在日均用電量約12度，夜間用電佔比60%，儲能與光伏年衰減率均為1.5%的假設下，中金研究使用德國的居民電價、上網電價及户用光儲成本，考慮7/10kw兩種光伏功率配置及其1小時的配儲方案，測算結果表明：1）此前無論是7kw還是10kw，純光伏的方案經濟性明顯好於配儲，但2022年配儲投資回收期大幅縮短，在中金研究的測算中同等功率下，配儲經濟性均好於純光伏，為近年來首次；2）2022年大功率的方案經濟性大幅改善，10kw光伏+10kwh儲能的方案此前投資回收期大幅高於其他方案，但2022年回收期大幅縮短，側面印證了下游用户配置功率的擴大化趨勢。

圖表10：德國2013-2022户用光儲的投資回收期測算

注：測算基於光儲配置投入均為自有資金，補貼規則為光伏配置3kWh以上的儲能系統提供500歐元補貼，另外每增加1kwh提供100歐元，未考慮減税降息等其他形式補貼 資料來源：Infolink，BNEF，bdew，中金公司研究部

展望後市，中金研究認為歐洲分佈式光儲的需求將取決於影響其經濟性的幾個核心變量的變化，其中：

► 成本端，中金研究預期在2023年隨光伏硅料及儲能碳酸鋰的降價，終端組件及電池包價格均將進一步回落，但技術進步驅動的成本下降將趨緩，長期成本中樞或將緩慢下降，但供需格局或仍為短期成本端變動的主導因素；

► 收入端，中金研究認為電價的波動相較成本或將更為明顯。從天然氣方面看，2023年天然氣價格已經大幅回落，且由於需求疲弱，天然氣庫存已接近歷史高位，因而中金研究認為電價短期並不具備大幅反彈的動力天然氣旺季消費與氣温條件直接掛鈎，在夏季電力小高峯以及冬季取暖旺季下，天然氣需求存在回升風險，季節性的需求壓力有望使得歐洲氣價中樞於3Q23企穩，並於4Q23上升至20美元/百萬英熱附近，中金研究認為在此基礎上，居民電價也有望滯後反彈。

► 經濟性方面，中金研究仍以德國為例測算當前户用光儲經濟性，儘管居民電價相較去年高點大幅回落的背景下，但設備端由於硅料價格下跌，成本也有一定改善，中金研究測算當前7kw光伏/7kw光伏+7kwh儲能/10kw光伏/10kw光伏+10kwh儲能四種方案的投資回收期約為7.2/8.0/8.2/10.3年，雖然部分方案較2022年略有回升但仍低於2021年，因而中金研究認為下游配置用户側光儲的經濟性依舊良好，其中用電需求相對剛性的工商業仍有望高增，户用端由於用電需求的彈性更強，在用電焦慮邊際減弱的情況下增速或有回落，但仍有望同比增長。

圖表11：歐洲天然氣庫存

注：GY (Gas Year)指從10 月1 日開始，到下一年9月30日結束的365日資料來源：Bloomberg，中金公司研究部

圖表12：歐洲天然氣價格

資料來源：Bloomberg，中金公司研究部

在此基礎上，中金研究認為用户側分時電價的普及與峯谷價差的拉大對於提高配儲率有重要作用，在同等電價水平下，分時電價對於配儲經濟性的拉動作用明顯，且峯谷價差越大配儲經濟性越強。當前歐洲在居民端分時電價的普及方面仍有提升空間，根據ERQ統計，意大利、法國、西班牙居民端分時電價普及率較高（均不低於40%，其中意大利高達75%-90%），與此相對應的是在2022年能源成本上升時其户儲裝機更大的彈性（均超過100%，其中意大利增長近400%）。

圖表13：分時電價普及率較高地區户儲裝機增長彈性更強

注：分時電價普及率中德國為2022年數據，其他國家為2020年數據 資料來源：ERQ，Energy Strategy Reviews，Smart Energy International，中金公司研究部

綜上所述，中金研究認為終端電價的起落是當前主導歐洲分佈式光儲需求的主因，2022年在能源危機下終端電價大幅上升，帶動了用户側光儲需求的快速攀升，而2023年隨着天然氣價格回落並逐步傳導至終端，中金研究預期需求增速也將從2022年的高點回落，且由於2022年在旺盛需求刺激下歐洲分銷商下單激進庫存高企，設備端2023年出貨增長或慢於終端需求增長，但在當前電價水平下中金研究認為光儲系統經濟性仍然處於歷史較好水平，且隨着分時電價的普及以及電池成本的下降，中金研究仍看好用户側的光儲需求長期增長尤其儲能端配儲率的進一步提升。

美國：政策主導需求增長，NEM3.0利好儲能發展

豐富的補貼機制與反覆的關税政策主導分佈式光儲發展

美國的分佈式能源市場起步晚於歐洲，因而補貼在市場發展中仍佔據更加主導地位。美國建立了較為豐富的分佈式發電激勵機制，其中對於用户配置光儲系統的經濟性起到直接作用的包括税費減免和直接補貼兩類，其中税費減免中較有代表性的是聯邦投資税收抵免（ITC），直接補貼中較有代表性的包括美國自發電激勵計劃（SGIP）、加州太陽能計劃（CSI）等。

圖表14：ITC、SGIP、CSI政策

資料來源：CPUC，usitc，SEIA，中金公司研究部

在此基礎上，淨計量與淨計費通過對上網電價的調控，影響着光儲市場的發展。當前以加州為代表的成熟分佈式光伏市場正逐步過渡到淨計費。加州於2023年4月14號開始實施NEM 3.0計劃，NEM 3.0所支付的價格約為零售電價的 25%，與批發電價曲線接近。夏威夷州則在2015年已完成淨計量向淨計費的過渡，在2015年後新增光儲系統上網均採用淨計費政策，根據LBNL數據，夏威夷州隨着採用淨計量政策的用户佔比不斷下降，該地區户用配儲率在持續上升。總體來看，由於美國電力市場運營主體多且分散，各地區光儲市場發展差異較大。目前，多數地區仍採用淨計量，以較高的上網電價推動光伏市場發展；部分較成熟的光伏市場則逐步轉向淨計費，中金研究認為隨着淨計費政策滲透率的持續提升，市場整體配儲率有望持續上行。

圖表15：夏威夷州隨淨計量逐步轉向淨計費，配儲率提升明顯

注：限制上網/禁止上網指僅允許自發電用户在一定限額內或一定時間內將生產電力輸入電網並獲得補償，亦或完全不允許用户將電力輸入電網 資料來源：LNBL，中金公司研究部

此外，關税政策對於本土用户可得的光儲系統價格有着較大影響，從成本端影響安裝經濟性。由於本土光伏製造業相對較弱，美國的光儲系統諸多原材料對海外依賴度較高，關税政策的變動將直接影響本土用户購買光儲系統的價格。

圖表16：加州户用光儲裝機與相關政策變動梳理

資料來源：BNEF，北極星，中金公司研究部

終端電價預期高位波動，分時電價滲透率有望提升

終端電價波動相對小，傳導週期長，預期高位波動。從歷史數據來看，相較歐洲電價的大起大落，美國居民及工商業終端電價在用能緊張期間呈現温和上升趨勢，且根據EIA的短期能源展望預測到2024年户用電價有望在15.34-15.96美分/千瓦時區間高位波動。與歐洲類似，美國居民電價與批發電價直接相關，而批發電價的形成受到化石能源價格即電力生產成本的影響，但美國化石能源對外依賴度低，同時電價傳導週期相對較長且更加平滑，電費提高的過程一般需要8-11個月才能完成，儘管在發電成本端的天然氣價格已開始回落，但中金研究預期未來1-2年內高位波動的電價對户用光儲需求仍能形成較好的支撐。

圖表17：美國户用、工業、商業終端電價

資料來源：eiaSTEO，中金公司研究部

分時電價滲透率影響用户側配儲，看好分時電價普及驅動配儲率上升。以電力市場化程度較高的加州為例，加州的工商業等非居民用户均為強制分時電價，而居民用户可自主選擇是否採用分時電價，因而用户側有較高的分時電價普及率，其他如密歇根州、馬里蘭州的多數用户也參與了分時電價。與歐洲類似，美國分時電價滲透率高的州配儲率顯著偏高，夏威夷州和加利福尼亞州等已開始全州範圍內普及分時電價的地區，配儲率遠高於其它正在試點或尚未開始普及分時電價的地區。整體來看，根據SEIA預計，美國分佈式光伏系統配儲率有望從2019年的3.9%逐步提升至2025年的23.9%，因而中金研究看好在較高分時電價滲透率的背景下配儲率持續提升，美國主力市場儲能需求快速釋放。

圖表18：2021年美國部分配儲率較高的州均有分時電價且滲透率相對高

資料來源：Berkely Lab，Wood Mackenzie，ERQ，中金公司研究部

加息對經濟性略有影響，但政策主導下仍看好光儲增長態勢

與歐洲用户主要以自有資金配置光儲系統相比，美國户用市場的融資環境更加發達，有專門融資機構為户用光儲提供貸款服務，其中TPO (third-party ownership)模式為融資商向希望在ITC下獲得税收抵免的投資者募集資金，並投資持有太陽能系統租賃給用户，該模式在早期户用光伏投資偏高時應用廣泛，在成本持續下降過程中用户自持系統意願提升，但鑑於仍相對較高的一次性投資成本，用户仍需使用一定外部融資。因而相比歐洲市場，美國户用市場整體受到融資利率的影響更加直接，但中金研究測算在不同貸款比例及融資利率下，户用光伏的投資回收期受到影響較為有限，中金研究認為當前主導經濟性因素仍是政策，在SGIP及ITC的高額補貼下，中金研究看好美國分佈式光儲的增長態勢，尤其是在NEM3.0影響下配儲率有望持續提升。

圖表19：美國典型户用光伏系統投資回收期對於貸款比例和貸款利率的敏感性測算

資料來源：energysage，中金公司研究部

其他：傳統與新興市場多點開花，分佈式光儲蓬勃發展

澳洲：分佈式光伏發展成熟，儲能景氣週期開啟

電力系統弱、光照資源足，分佈式光伏發展成熟。澳洲電力系統分為東南部、西部、北部三個互不連接的電網，由於澳洲地廣人稀，其電網覆蓋尚不完全，因而分佈式能源潛在需求較高。由於澳洲的光照資源相對豐富，在政府的上網電價政策及設備補貼引導下，澳洲分佈式光伏迎來了快速發展，2018-2022年，澳大利亞分佈式光伏（户用及工商業）年新增裝機量從8.13GW增長至18.37GW，CAGR達17.72%，但高比例的光伏接入也使得本就相對薄弱的電網不穩定情況加劇，造成如2016年因電網過載導致的大範圍停電事故。2022年，澳大利亞維多利亞州和南澳大利亞州出現上網電價為負值的情況，意在調節分佈式光伏發電導致的電網負荷。

圖表20：澳洲分佈式光伏裝機

資料來源：BNEF，中金公司研究部

上網電價下調、終端電價高升、電力供應緊張催化配儲率提升。與歐美髮展類似，澳洲在分佈式光伏市場逐步培育成熟後也開始逐步下調上網電價引導市場化發展，至2022年各州上網電價仍在持續下降。2022年，在全球能源危機影響下，澳洲批發電價迎來大幅上升，並逐步傳導至用户端。根據澳大利亞競爭和消費者委員會（ACCC），由於2022年中期創紀錄的電力批發價格壓力持續，預計2023年澳洲的家庭電費或仍將上升。加之相對薄弱的電力系統帶來的保供需求，中金研究認為配儲價值有望凸顯，且有望基於澳洲成熟的分佈式光伏開發渠道實現快速提升。

看好儲能繼光伏後開啟滲透率提升的景氣週期。澳洲的用户側光伏已經經歷滲透率提升最快的階段，其中户用光伏滲透率已達約40%，而相比之下用户側儲能尚處於起步階段，户用及工商業儲能滲透率均不足2%。中金研究認為分佈式能源系統轉向配儲自發自用，降低電網壓力並脱離政府補貼是大勢所趨，澳洲具備較為成熟的渠道體系與較為市場化的電力機制，在上網電價持續下調、終端電價預期上升的驅動下，中金研究認為澳洲新增與存量配儲需求有望快速釋放，滲透率或將持續提升。

圖表21：澳洲分佈式光伏滲透率

資料來源：BNEF，中金公司研究部

圖表22：澳洲分佈式儲能滲透率

資料來源：BNEF，中金公司研究部

中國：盈利能力與保供價值共驅工商業光儲需求高增

政策引導下中國工商業儲能盈利模式逐漸清晰。由於我國居民電價偏低且不涉及分時電價，户儲發展相對緩慢，但工商業光儲近兩年開始逐步展現出良好經濟性。2021年7月國家發展改革委在《關於進一步完善分時電價機制的通知》中提出的鼓勵工商業配儲降本[1]，也拉開了我國工商業光儲發展的序幕。當前我國工商業光儲已經可實現峯谷價差套利等提高自發自用、降低電費的盈利模式，並可通過需量管理、動態增容獲取收益。此外，根據“十四五”新型儲能實施方案中2030年實現全面市場化發展的目標，VPP虛擬電廠、電力現貨市場和輔助服務市場也逐步啟動，電力市場化建設加速，為未來工商業儲能盈利模式的進一步多樣化奠定了基礎。

峯谷價差擴大，經濟性提升推動儲能需求顯著增長。2023年，全國多省進一步提高峯谷價差，超過0.7元/kWh可實現良好經濟性的省市數量增多。分省來看，廣東省峯谷價差長期高於1元/kWh，同時廣東省發改委6月發佈的《廣東省促進新型儲能電站發展若干措施》表明符合標準的用户側儲能項目有望執行蓄冷電價，峯谷價差或將繼續擴大，進一步利好儲能系統。浙江省、海南省等地區實施日內兩高峯電價的模式，兩充兩放可行性高，也表現出較強經濟性。2023年起，山東省等地將正午時段劃分為谷時，因此僅安裝光伏系統的經濟性顯著下降，新增及存量分佈式光伏電站配儲動力充足。總體而言，在分時電價時段的調整和峯谷價差的擴大下，儲能系統的利用率和經濟性顯著提升，因而工商業儲能需求顯著增長。

圖表23：中國各省份峯谷價差

注：“廣州市”為珠三角五市數據；“內蒙古自治區”為蒙東數據；“福建省”為福州、廈門、莆田、寧德數據；“河北省”為南網數據；“北京市”為城區數據 資料來源：中關村儲能產業技術聯盟，中金公司研究部

極端天氣導致限電頻出，工商業儲能的電力保供價值凸顯。以四川省為例，從供給側看，其作為水電第一大省，近年降水少、高温多的天氣導致水電供應較為不足，“雙碳”背景下煤炭儲備和燃煤發電量也有所下降；從需求側看，四川是工業和人口大省，高温天氣及工業生產發展導致用電量進一步增長，電力缺口持續擴大。同時“讓電於民”使得工商業的限電或停電相比居民限電時間更長、調節更難。電力缺口導致的長時間的限電直接導致生產和運營難以進行，造成經濟損失。安裝工商業儲能可以緩解緊急情況下集中調配電力產生的電網荷載負擔，區域性填補電力缺口並保障企業自身生產運行，因而其電力保供價值日益凸顯。

盈利能力與保供價值共驅中國工商業光儲需求高增。當前在政策推動下工商業儲能盈利模式逐漸成熟化多樣化，經濟性顯著提高，且限電事件下工商業儲能的電力保供價值凸顯。因而中金研究看好中國工商業儲能需求迎來突破性增長，根據高工儲能預計，2023年國內工商業儲能新增裝機規模有望達到8GWh，同比增長300%，相關開發運營及上游設備廠商均有望受益。

南非：多因素致電力供需缺口持續拉大，政策發力助推户用光儲放量

南非地區電力基建落後，對煤電依賴較高。由於經濟發達程度低、電力市場化程度低等原因，南非輸配電網建設較為落後，截至2021年南非電網覆蓋率仍不足90%，即有超10%的人口長期無法獲得穩定的電力供應。同時，由於本地煤炭儲量高且煤電技術要求較低，南非電力結構以燃煤發電為主，2022年其超過80%的電量由煤炭供應。然而南非大多數燃煤機組平均運營年限已超過30年，過載使用較多且保養維護較差，因此故障率較高。

電力市場化改革困難，本土電力企業壟斷。南非電力生產與供應為垂直一體化的模式，以南非國家電力公司Eskom為主要經營單位。根據Eskom官網，其為南非供應90-95%的電力，壟斷南非的發電及輸配電等各個環節，但由於規劃不善、製造水平不佳等原因，其財務及運營逐步陷入困境。截至2022年底，Eskom的債務已超過4200億蘭特。對煤炭行業的高度依賴導致南非電力市場的利益相關方較多，電力市場化改革和公司改革長期受阻，進展相對緩慢。

圖表24：南非電網覆蓋率

資料來源：World Bank，中金公司研究部

圖表25：2022年南非電力結構

資料來源：CSIR，中金公司研究部

電力供給缺口加劇，2023年政府宣佈進入能源危機。2022年頻發的極端高温氣候加劇了電力供給短缺的情況。一方面，其導致不充裕的水電和風電進一步減少，同時對老舊的煤炭發電機組和輸配電電網的正常運行造成困難，因此傳統能源和新能源發電量均有所降低，輸配電環節穩定性也難以保證；另一方面，極端高温天氣顯著增加用電量，再次擴大了電力供給缺口。根據CSIR公佈的數據，2022年南非政府有205天通過限電平衡電力供需，累計限電時長超過1900小時，時長同比提升約2倍。2023年2月，南非官方宣佈國家進入災難狀態以應對電力危機及其影響。[2]

政策發力刺激户用光儲需求。為緩解能源危機，2022年南非引入上網電價機制並徹底取消分佈式自發電許可門檻，通過簡化審批流程和提高經濟性鼓勵用户安裝分佈式光伏系統。同時，南非政府宣佈正式開放本國電力市場，並要求Eskom將發電、輸電和配電三個部門拆分為三個子公司，逐漸削弱Eskom在發電行業的壟斷地位，為電力市場化奠定基礎。2023年，南非財政部推出可再生能源税收激勵政策，進一步提高户用和工商業光伏系統安裝的經濟性，推動裝機需求增長。

圖表26：南非光儲補貼政策

資料來源：南非政府新聞中心，PVtech，PV magazine，中金公司研究部

投資建議

中金研究認為對於分佈式光儲產業鏈上的企業而言，下游需求是公司發展的核心影響要素，短期需求邊際向好則板塊整體出貨量增長，議價權提升，並帶來盈利能力改善，量利齊升預期下往往板塊迎β級別投資機會，需求邊際趨弱則板塊整體存量競爭，供給端的擴容進一步加劇行業競爭，並帶動盈利能力同步向下。

站在當前時點，中金研究認為分佈式光儲仍是具備長邏輯的賽道，其中儲能在多地區正處於滲透率加速提升的景氣週期，發展速度或快於光伏，但另一方面，各細分市場均有不同的短期波動週期，其中價值量較高市場中歐洲市場化程度高波動也更大，在2022年高基數影響下景氣度邊際回落，而美國需求仍由政策主導，NEM3.0作用下儲能端迎來發展良機，此外澳洲、中國、南非等市場的用户側儲能均有增長亮點。光伏方面，中金研究預期全球户用光伏2023/2024年有望同比+23%/19%至72.4/85.9GW，工商業光伏有望同比+23%/22%至77.2/94.0GW，其中中國和歐洲作為分佈式裝機主力仍有望領跑行業。儲能方面，中金研究預期全球户用儲能2023/2024年有望同比+26%/31%至10.1/13.2GW，工商業儲能有望同比+157%/88%至5.2/9.7GW，配儲率角度看美國澳洲有望加速提升，中國工商業增長可期。放眼中長期，中金研究認為從滲透率角度看用户側儲能發展剛剛起步，歐洲市場增速回落但也伴隨着諸多新興市場的從0到1，短期各細分市場的成長週期錯配下，中長期用户側儲能的成長性不容忽視。

圖表27：分佈式光儲短期需求預測

資料來源：BNEF，Wind，中金公司研究部

投資建議方面，短期看，户用光儲方面歐洲市場相對分散，2022年經銷商超量備貨及2023年逆變器端供給充足導致板塊面臨量價壓力，儘管當前歐洲市場逆變器尚未出現行業性調價，但悲觀預期下板塊整體估值已經大幅回調。一方面，歐洲作為各户用光伏與儲能逆變器廠商盈利的重要來源，其景氣度對於板塊情緒及估值水平有着相對更重要影響；另一方面，中金研究認為快速增長的亞非拉市場有望提供重要的收入與利潤增量來源，弱化單一市場的週期引起的業績波動。因此中金研究仍對户用光儲的逆變器企業全年盈利增長保持相對樂觀，且若3Q23歐洲去庫存週期趨向尾聲板塊有望迎估值修復。工商業方面中國市場光儲增長更為亮眼，上游產業鏈出貨量彈性充足，但國內市場盈利能力可能偏弱，更需關注企業實際業績兑現情況。若拉長週期看，中金研究認為電力市場化發展下滲透率天花板高發展空間充足，成長依舊是分佈式光儲的主旋律，因而在當前估值低位下安全邊際較為充足，頭部逆變器企業長期投資價值凸顯。

風險提示

政策變動超預期：分佈式光儲需求在諸多地區仍較大程度受政策影響。目前全球各地的政府補貼、市場機制的完善等政策仍處於變化調整階段，若未來政府補貼大幅退坡或電力市場機制改革不及預期，導致光伏安裝經濟性明顯下降、儲能盈利模式開拓受阻，終端需求或將不及預期。

傳統能源價格變動超預期：傳統能源價格直接影響電力生產成本，其價格的超預期變動將導致歐洲等市場到電價明顯波動。若天然氣、煤炭等傳統能源價格下跌，批發電價下降將傳導至零售電價下降，進而導致配置光儲性價比下降，影響終端需求。

地緣政治等宏觀風險：若俄烏衝突等不可抗力事件的進展對能源價格再次產生重大影響，或將傳導至光儲需求超出或不及預期，經濟衰退等宏觀層面變化也可能對用户投資意願產生影響，進而影響終端光儲需求。

[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日已經發布的《分佈式光儲：區域週期分化下的成長主旋律》，分析師：

馬妍 S0080521070002 ；陳顯帆 S0080521050004 ；徐瀚 S0080122080031