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/18.24GWh，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峰风谷光差发价电超配过储0.。7元已/有kW1h8，个满省足份储能盈利要电求站。IR我R降们低测1算.2发 p电ct侧，配但储采会用使共享储能租赁模式，IRR损失将减少0.5 pct,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，但破坏。我们测平算均，用当电前价格预计仍将
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。
