Energy storage systems demand研报解读

概览

J.P. Morgan在中国储能产业链股票大幅回调后，对市场的悲观预期提出质疑。其核心判断是，中国储能系统的结构性建设需求和电力市场改革，加上稳健的海外需求，将支持储能装机及电池出货量持续增长至2030年。

核心观点

J.P. Morgan认为，在市场担忧2027年前景疲软和地缘政治不确定性之际，CATL-A、HyperStrong、Deye和Sungrow自6月1日以来大幅下跌，已使市场对中国储能系统需求过度悲观。该机构维持中国储能系统装机至2030年约22%复合年增长率的预测。其长期框架假设，到2030年中国可再生能源发电占比将达到约33%，累计储能配套率将达到约18%。报告认为，相比英国2025年约34%的可再生能源渗透率及约22%的累计储能配套率，这一配套水平合理。CNESA专家对2030年前装机增长20–25%复合年增长率的预期也提供了支持。 报告认为，中国政策推进尚未完成，因此仍可能改善项目经济性。约10个省份预计仍需全面推出或正式确定容量电价框架，同时辅助服务收费市场正在建设。容量补偿已存在显著地区差异：辽宁为RMB370/kW per year，吉林和甘肃为RMB330/kW per year，若干省份约为RMB165/kW per year。对于已实施容量电价的省份，四小时系统的综合回报可达到约8–9%或更高，在有利情况下约为12–15%。由于峰谷价差存在差异，项目经济性高度取决于并网点：新疆、甘肃和宁夏约为RMB0.25/kWh，山西约为RMB0.35/kWh，拥塞节点则可达RMB0.6/kWh或RMB0.8/kWh。报告补充称，若政策转向按净充电量计收电网费用，可能降低储能项目的费用负担。报告还强调既有可再生能源项目的储能改造需求，包括山东允许光伏电站配套储能参与较高价格晚高峰时段电力交易的政策。 报告认为，近期中国数据并未改变其建设性判断。2026年上半年独立储能新增约15GW，其在装机结构中的占比从2025年上半年的约55%升至约70%；专家预计该比例到2026年底可能升至约75%。CNESA报告2026年上半年新增21.8GW/58.6GWh，按GWh计同比下降约16%，而三项数据来源显示同期装机仅45–60GWh，低于J.P. Morgan对全年中国255GWh的预测及约500GWh的储能电池出货量。J.P. Morgan认为，表面上的背离反映统计不完整和季节性，而非基本面需求反转：历史上，下半年装机通常是上半年的两到三倍，2025年12月隐含装机量约占CNESA报告全年总量的一半。CNESA此前报告的2025年前11个月约100GWh，随后调整为全年约190GWh，显示后续修订的规模可能较大。 该机构还区分电池出货、储能项目装机和收入确认之间的时间差。国内电池出货通常领先投运约6–12个月，海外项目则因运输、系统集成和并网流程通常需要12个月或更长时间。因此，报告预计2026年强劲出货增长中有相当部分将在2027年转化为装机和收入确认，而非构成大量渠道库存。市场对2027年较低锂价的预期，也被认为削弱了产业链囤积库存的动机。J.P. Morgan预计，中国储能电池需求在2026年为501GWh、2027年为606GWh，意味着2027年约21%的增长，高于市场对低增长或零增长的预期。 海外需求是报告的第二大支柱，尤其因为海外市场占CATL储能系统出货量的60–65%。ICCSino预计全球储能系统装机在2026年达到508GWh，同比约增长53%，2027年达到664GWh，同比约增长31%，其中中国约增长40%，海外约增长21%。2026年前8个月，全球储能电池出货量达到725GWh，同比增长97%，海外市场占需求的54%。对中国电池供应商而言，2026年前8个月欧盟和其他地区出货量分别同比增长约120%和136%，合计占其出货量的45%。报告将美国AIDC需求、欧洲和APAC由政策支持的可再生能源项目，以及新兴市场的公用事业级项目列为主要驱动因素。 欧洲是海外需求逻辑的关键例证。J.P. Morgan分析了自2015年以来欧洲32个电力市场区域约300万条数据，发现峰谷价差约为EUR105/MWh，接近2022年能源危机期间约EUR128/MWh的失衡水平，且远高于约EUR50/MWh的长期均值。报告将其归因于多个主要市场中风电和太阳能发电占比超过天然气，导致“鸭子曲线”更加明显：由于可再生能源过剩，午间价格持续下降至2026年；而晚间价格受到更紧张的净负荷、与燃料挂钩的边际成本及爬坡约束支撑。更大的日内波动可通过需求响应和削峰填谷改善储能变现，更深的价格错配则可能需要更长时长的电池储能系统。欧洲政策支持进一步强化了这一逻辑，包括德国电网费用豁免、英国容量市场和cap-and-floor安排，以及意大利MACSE溢价合同。保加利亚2026年装机可能异常增长，但预计2027年将趋于正常化。 在覆盖的中国储能系统公司中，J.P. Morgan偏好Deye，因其受益于欧洲和新兴市场工商业储能增长。该机构维持Sungrow的Overweight评级，认为其自7月1日以来相对SHCOMP Index约40%的跑输已在很大程度上计入地缘政治风险，而其系统集成能力和美国以外市场的装机前景仍具支撑。报告认为，CATL凭借市场份额、海外业务占比及近期回调后的估值，是获得全球储能增长敞口的首选。

分析框架

报告结合中国电力系统和储能配套率的长期模型、全球基准比较、专家电话会信息、省级政策分析及出货量与装机量的时间差分析。针对海外市场，报告采用装机预测以及覆盖32个区域约300万条观测数据的欧洲电力价格数据库，将可再生能源渗透率、日内价差与储能经济性联系起来。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  通过可再生能源建设、储能配套率、政策激励、项目经济性和区域装机预测评估储能系统需求。

  报告估算可再生能源容量扩张所需的储能规模，再检验政策和电力市场收入能否支持相应的储能部署水平。

• 行业/产业分析框架产业链上中下游传导

  电池出货、储能项目装机和收入确认发生在不同时间点。

  J.P. Morgan利用出货至投运的时间差解释强劲的电池出货为何可以领先于已报告装机，而不必然意味着库存过剩。

• 行业/产业分析框架量价拆分

  通过峰谷电价差和装机需求评估欧洲储能系统的经济性。

  报告将不断扩大的日内电价差与储能的收入机会联系起来，进而支持对储能容量和更长时长系统需求增强的判断。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• CATL-A (300750.SZ) / CATL-H (03750.HK)

  获得全球储能增长敞口的首选标的。

  优势

  领先的市场份额、较高的海外敞口以及近期回调后具吸引力的估值。

  对比

  海外市场占CATL储能系统出货量的60–65%。

  风险

  面临地缘政治不确定性，以及美国电池采购向韩国和日本供应商转移的影响。

• Sungrow-A (300274.SZ)

  偏好的中国储能系统集成商。

  优势

  较强的储能系统集成能力，以及美国以外市场稳健的储能装机增长前景。

  对比

  该股自7月1日以来相对SHCOMP Index跑输约40%，J.P. Morgan认为这已在很大程度上计入地缘政治风险。

  风险

  地缘政治风险。

• Deye-A (605117.SH)

  偏好的中国储能系统集成商。

  优势

  受益于欧洲和新兴市场工商业储能增长。

关键数据

• 中国储能系统装机复合年增长率~22% through 2030J.P. Morgan维持的长期装机预测。
• 中国2030年可再生能源占比~33%太阳能和风电发电量占总发电量的中期假设。
• 中国累计储能配套率~18% by 2030与英国2025年约22%的累计储能配套率相比。
• 中国2026年上半年储能新增装机21.8GW / 58.6GWhCNESA报告的新增装机，按GWh计同比下降约16%。
• 中国2026年储能装机预测255.2GWhJ.P. Morgan预测；报告认为2026年上半年数据不完整且不具代表性。
• 全球储能系统装机508GWh in 2026; 664GWh in 2027ICCSino预测，分别对应约53%和31%的同比增长。
• 欧洲峰谷电价差~EUR105/MWh相比2022年能源危机期间约EUR128/MWh，以及约EUR50/MWh的长期平均水平。
• 全球储能电池出货量725GWh in 8M26同比增长97%；海外市场占需求的54%。

影响与含义

报告的结论是，疲弱的中国已报告装机数据不应被视为结构性需求恶化的证据。持续推进的容量电价和辅助服务改革、可再生能源配储改造需求以及较长的投运周期支撑其出货预期，而海外电力市场经济性和政策项目则扩大了中国储能供应商的增长基础。

风险

• 中国储能系统项目回报高度取决于并网点、当地电价差及开发约束。
• 美国传统公用事业级储能项目仍受并网排队和变压器供应限制。
• 在2026年项目强劲交付后，欧洲需求表现可能因国家而异；保加利亚较高的2026年装机预计将在2027年正常化。
• 地缘政治不确定性仍是中国储能产业链公司的担忧因素。

后续跟踪

• 中国各省进一步推出和正式确定容量电价框架，以及辅助服务收费的发展。
• 中国部分年度储能系统装机数据在全年核算中的后续修订幅度。
• 欧洲日内电价差及可再生能源驱动的鸭子曲线状况能否持续。
• 海外项目投运进度以及美国AIDC相关储能系统需求。