2024光储行业报告：需求释放与技术迭代

1 储能：2023年储能板块行情回顾

2023年储能板块整体呈现单边下行状态，2024年估值见底后龙头企业有望凭借更好的业绩兑现能力取得超额收益。2023年，受全球宏观经济下行、通胀回落影响，部分光储装机主力国家装机意愿出现了较大幅度的下降。同时伴随硅料、碳酸锂等光储上游原材料产能持续投放，产能出现了相对过剩，导致终端产品售价持续走低，板块估值受行业供需两端影响，出现了大幅杀跌。2023年经过长达1年左右的板块杀估值，目前板块整体估值已回归合理区间，估值底已现。基本面角度，原材料碳酸锂价格逐步趋稳、产品价格筑底叠加海外多区域降息提上日程，海外观望需求有望逐步释放、库存周期反转将至、盈利底可期。经过2022-2023年增速提档带来的β机会后，预计2024年将是板块去伪存真、真正具备竞争优势实现业绩稳步兑现的龙头企业取得超额收益的一年。

储能：碳酸锂供需略显宽松，价格底部已现

碳酸锂供需略显宽松，价格底部已现。根据百川盈孚统计，在供应端考虑新增碳酸锂产能均能如期投产的情况下，预计到2024年底全球碳酸锂产能将达140.9万吨，到2025年全球碳酸锂产能将达164.2万吨。需求端，在电动车销售增速放缓的背景下，电动车领域2023-2025年的碳酸锂需求量分别为53.5、65.2、75.7万吨。储能领域在当前的装机预期下其碳酸锂需求量有望达7.2、12.3与19.6万吨。

此外，加上消费与传统领域的碳酸锂需求2023-2025年间全球碳酸锂需求有望分别达95.7、115.4、135.4万吨，产能相对需求目前仍呈现相对过剩的状态，碳酸锂价格大幅下跌由2023年年初的51万元/吨降低至2024年年初的9.6万元/吨，降幅高达80%。不过伴随储能及电动车需求企稳回升，锂电池排产提升带动碳酸锂价格筑底反弹，截至2024年4月末，碳酸锂价格已反弹至11.2万元/吨，幅度超15%，价格底部已现。

储能：我们预计2025年全球储能装机将达281.7GWh

我们预计到2025年全球储能市场新增装机规模将达281.7GWh，新增装机市场空间将达2839.8亿元。其中中美欧及新兴市场储能均有望实现高速发展。中国：我们预计国内2025年表前储能新增装机有望达127.3GWh，表 后工 商 业 储 能 装 机 有 望 达13.1GWh。两大应用市场均有望实现高速发展。

欧洲：我们预计欧洲到2025年表前储能新增装机有望达18.9GWh，表后户储与工商业储能有望达21.1GWh。受此前库存高累影响，2023年表后储能装机增速有一定下调，不过大储发展有望提速。美国：我们预计美国到2025年表前储能新增装机有望达57GWh，表后户储及工商业储能装机有望达4.9GWh。美国储能装机在IRA政策刺激及当地新能源装机占比提升背景下有望实现高速增长。新兴市场：我们预计到2025年包括澳洲、中东非等地在内的表前新增装机有望达32.5GWh，以南非、东南亚等地为代表的表后储能市场装机有望达6.9GWh

光伏：2023年光伏板块行情回顾

2023年光伏板块整体呈现单边下行状态、板块估值磨底，2024年静待行业出清。2023年受光伏产业链上游硅料产能持续释放的影响，国内光伏主产业链各环节价格持续走低，虽然国内光伏装机量在低价光伏组件刺激下实现超预期增长，但是外需受海外利率高企、库存积压与海外产能陆续落地影响，整体表现相较一般，导致全球供给相对下游需求相对过剩，行业竞争加剧、产业链整体盈利能力大幅受挫，板块估值大幅杀跌，截至2023年底板块PB水平跌至2倍左右并于2024年2月初见底为1.8倍。

综合分析2024年行业整体供需关系，预计2024年板块估值不具备大幅抬升的基础，短期机会集中于核心资产之间的板块轮动和阶段性补库导致的短期供需失衡带来的交易性机会，中长期机会集中于不受硅产业链技术迭代影响、已经在细分领域牢固占据龙头地位的辅材企业，积极出海围绕需求地建设相应产能的先锋企业和积极推动行业降本增效的新技术引领者。

光伏：产能相对过剩，静待行业产能出清

预计2024年全球多晶硅产能将达365.9万吨，相对过剩97万吨。据安泰科统计，截至2023年底全球多晶硅产能合计225.6万吨，其中国内多晶硅产能210万吨，中国之外多晶硅产能15.6万吨。根据国内多晶硅企业的投产规划，预计2024年将新增多晶硅产能140.3万吨，到年底全球多晶硅产能将达365.9万吨，相对全球光伏装机测算所需的多晶硅用量过剩97.2万吨，整体供需关系相对宽松。受多晶硅产能相对过剩影响，国内多晶硅售价也出现了较大幅度的下滑，截至2024年4月末，国内多晶硅致密料的售价已降低至4.9万元/吨，相比2022年末的高点降幅达84%。同时作为光伏主产业链当中扩产时间最长的环节，其产能相对过剩同样导致下游硅片、电池片、组件等环节均出现了不同程度的产能过剩。

光伏：需求无虑，新兴市场有望迎来高速发展期

2024年全球装机有望达474GW，同比增长15%。根据国家能源局数据统计，2023年我国新增光伏装机216.3GW，yoy+147.5%，创历史新高。展望2024年，据pvinfolink预估，国内光伏装机仍有望在2023年的高基数上实现高速增长，预计其新增装机规模将达245-255GW之间。全球装机量方面，根据集邦咨询数据，2023年全球新增装机411GW，yoy+59%，其中增量主要来自国内市场，2024年伴随光伏组件价格的大幅下跌和海外能源结构转型的需求，预计全球新增增速仍将保持15%左右的增长到474GW。在海外需求结构方面，除欧美等传统市场外，亚非拉等区域市场有望贡献重要增量，根据我国光伏组件出口数据可知，伴随组件降价，以中东、非洲等地为代表的新兴市场需求实现了快速释放。

中国大储：强配政策仍是国内表前储能装机增长的重要因素

2023年国内储能装机延续高增长态势，表前储能为装机主力。2023年随着国内风光装机的持续增长与储能电芯价格下降，国内储能装机量高达21.5GW/46.6GWh，功率口径同比增长192.6%。装机类型分布方面，根据CNESA统计，电源侧与电网侧储能装机占比分别为41%与56%，以独立储能为主的电网侧储能装机占比超50%，工商业用户侧储能装机占比3%。我国当前储能装机类型仍然还是以可再生能源配储与独立储能为代表的表前大储为主。

中国大储：强配政策仍是国内表前储能装机增长的重要因素

强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求。政策层面的强制性是国内表前储能放量的关键因素。招标量持续高增，中标价格受多重因素影响降幅明显。

2023年，包括多个框架采购协议在内国内储能系统集成与EPC合计招标39.06GW/97.09GWh，同比实现大幅增长。价格端，经过激烈的行业竞争，目前国内储能系统与EPC中标单价已经接近底部区域。截至2024年3月，储能系统与EPC中标单价分别为0.66元/Wh与1.12元/Wh。

中国大储：部分地区独立储能电站已经具备了初步的经济性

2023年国内多省市陆续出台有关电力市场、容量补偿和容量租赁等相关的政策，加快独立储能商业模式建立。在政策及收益机制持续完善的情况下，我国独立储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式。

目前，山东、山西、内蒙古、广东等省份独立储能盈利来源相对多样，目前已经形成以“容量租赁+现货市场+多品种辅助服务”的收益机制，灵活性相对较高，在新疆、湖南等潜力市场当地大储商业模式探索也已经初见成效。随着各地的持续探索，国内较为通用的独立储能收益机制模型有望加快成立进而向全国范围内进行推广，国内表前储能有望从配套风光装机的成本项转变具备相当经济性的运营资产，同时其运营经济性在很大程度会仰仗于储能系统集成产品的性能。成熟的商业模式也会加速落后储能系统集成产品的出清，优化竞争格局。

中国大储：部分地区独立储能电站模型已经具备了初步的经济性

湖南省内储能电站盈利主要来源于容量租赁、辅助服务和充放电价差三个方面：

（1）容量租赁：收入来源于没有配置储能容量的新能源电站与储能电站业主签订的租赁合同，储能电站业主收取一定的租金。目前湖南省内并网的新能源项目都必须向电网提供签订的容量租赁合同或者自建的储能电站。根据华自科技公告，其签订的容量租赁十年长约价格在400元/kW/年，时间相对较短的容量租赁单价在460元/kW/年；

（2）辅助服务：该收益来源储能电站按照电网调度指令提供辅助服务，根据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版）(征求意见稿)》其报价区间为0-0.5元/kWh之间，紧急短时调峰服务费最高可达0.6元/kWh；

（3）充放电价差：在电力现货市场运行前，新型储能项目参与电力中长期市场，充电时作为大工业用户签订市场合约，充电价格无需承担输配电价和政府性基金及附加，放电时作为发电主体签订市场合约，通过充放电价差进行套利。中性条件下测算储能电站资本金收益率可达8.4%。按照总投资2.6亿元的100MW/200MWh储能电站，在容量租赁单价为200元/kW/年，年充放电次数为300次。

充放电价格参考湖南省2024年3月代理购电价格。年参与深度调峰频次为250次，调峰辅助服务收益为0.3元/kWh的情况下，其资本金收益率能够达到8.4%，且调峰辅助服务收益和调用频次的增加有望进一步提升其资本金收益率水平。

美国大储：多因素影响2023年装机，期待不利因素缓解

多重不利因素影响，美国大储装机受到一定负面影响。2023年多重不利影响因素对美国储能的装机造成了一定影响，这些不利影响因素包括（1）美国高通胀导致其利率处于较高水平，过高的融资成本降低储能电站运营商的装机意愿；（2）剧烈波动的碳酸锂价格导致下游观望情绪严重；（3）储能电站并网所必须使用的变压器短缺，根据woodmac数据显示，自2022年以来美国变压器的平均交付时长显著提升对当地储能按时并网造成了较大的困扰；（4）美国繁重的并网审批流程对当地包括储能在内的清洁能源并网装机造成了较大的影响。在多重不利因素的影响下，美国当地的储能装机较预期有一定差距，展望2024年在美国刚性的储能装机需求下，当地正积极采取相应措施解决储能并网困难的问题，多重不利影响因素有望实现一定的缓解。

美国大储：内生驱动因素夯实，装机量有望持续高增

IRA法案正式落地叠加光伏装机回暖，美国储能装机有望触底回升。2023年全年美国实现储能装机8.7GW/26GWh，功率口径同比增长90%，能量口径同比增长97%，虽然相较年初预期有一定差距，但是仍然实现了较快增长。

储能作为美国能源结构清洁化转型必不可少的一部分，随着美国光伏装机上量叠加各地电网改造计划的持续推进，美国储能装机仍然有望保持较高增长。根据Woodmac预测，预计在2024-2028年间，美国需要至少实现储能累计装机72.8GW/248.9GWh，平均每年新增装机不低于14.6GW/50.0GWh。

欧洲大储：政策扶持叠加补贴激励，大储装机有望持续上量

欧洲多国针对大储装机制定相应补贴政策。伴随光伏、储能等建设成本的持续下降和清洁能源提升后对电网稳定性造成的不利影响，欧洲区域的大储需求在逐步兴起。目前包括德国、意大利、西班牙等在内的多个欧洲国家针对大储制定了相应的鼓励支持政策或拨付相应的财政补贴，其中以意大利为例，其于2023年末制定了高达177亿欧元的储能计划，该计划建设累计超过9GW/71GWh的储能设施。

2024年在补贴扶持和储能经项目经济性提升的双重助力下，欧洲大储有望成为全球大储另一重要增长极。意大利、德国等有望成为欧洲大储装机主力。根据Woodmac预测，意大利、德国等地将成为欧洲大陆储能建设的主力军，保守测算2022-2031年间意大利和德国将分别建设12.23和8.81GWh的累计装机量。

英国：商业模式成熟叠加成本下降，大储蓄势待发

英国储能收益来源多样，收益机制丰富。自由化程度相对较高的英国电力市场为英国储能丰富的收益机制奠定了基础，英国储能电站收益机制丰富，从价值量相对较高的调频服务市场和备用市场到价值量不高的能量市场，储能能够获取的收益来源超过10种。同时储能系统成本的下降进一步降低了英国储能电站的建设成本有望进一步提升其经济性。成熟的商业模式使英国储能装机稳步增长。

根据Modo统计，英国大储累计装机自2016年0.01GW增长至2022年底的1.93GW，到2026年底英国当地的大储累计装机有望达13GW，2023-2026年间平均每年新增装机将不低于2.77GW，保守按照2h配储时长，每年新增装机将不低于5.5GWh。

澳洲：输电线路大修与容量投资机制推广有望加速澳洲大储建设

两大因素有望加速澳洲储能系统建设进展。两大因素一为投资200亿澳元用于输电网络重新布线和大修的招标计划，二为容量投资机制。其中输电网络的重新布线与大修意味对澳大利亚输电线路进行升级和延长，从而使得澳大利亚各个州能够实现可再生能源电力的共享，并且使储能系统在澳大利亚电网当中发挥更加重要的作用。而容量投资机制本质上则是一个通过招标授予大规模可调度可再生能源的收入承销计划。根据Woodmac预测澳洲2024年新增储能装机有望达2.1GW/5.1GWh，并在2023-2032年间每年维持5GWh以上体量。

澳洲储能电站收益机制明晰，保障业主长期装机意愿。澳洲储能电站辅助服务成本回收方式包括市场化辅助服务与非市场化辅助服务，其成本疏导方式秉承“谁受益，谁承担”原则，在锂电储能成本下降背景下，其在一定时间段内对业主的装机意愿形成了显著支撑。

全球户储装机增长可期，逆变器出口拐点初现

全球户储需求持续向好，终端装机增长仍有望保持较高水平。受全球高通胀及欧洲区域地缘冲突带来的能源危机影响，2021-2023年全球户储装机由4.7GWh跃升至16.1GWh，年化复合增速高达85%。2023年下半年至2024年受欧洲部分区域户储补贴退坡、电价下滑及高基数影响，2024年户储装机增速有所回落，不过伴随光储产品价格回落及主要经济体经济复苏，展望2025年全球户储装机有望再次提速。

国内逆变器出口环比增速持续收窄，拐点将至。2023上半年受欧洲、南非等主要户储装机区域备货激增影响，国内逆变器出货高增，2023下半年来受各地需求放缓，库存消化难度增加影响国内逆变器出口环比持续回落。不过伴随各地持续消化库存叠加红海事件等黑天鹅影响，海外库存持续去化，国内逆变器出口环比增速降幅自2023Q3以来持续收窄，需求低点将至，行业有望迎来拐点.

欧洲户储：去库持续推进，经济性保障市场发展前景

欧洲区域持续推进去库，拐点可期。根据EESA统计，截至2023年底欧洲市场整体户储库存约为6.6GWh，其中德国、意大利、英国三国库存约为5.3GWh，占比80%。从国内对欧洲贸易中转站荷兰的逆变器出口可看出，其出口量于2023Q4见底于2024Q1实现了环比18%的增长、该区域低点已现，静待行业发货逐步回升。经济性将成为欧洲户储装机的重要动力。

2022年俄乌冲突引发的能源危机向欧洲人民普及了户光、户储等绿色能源产品，伴随储能光伏系统的成本下降与利率进入下行通道，户用光储产品的经济性仍有大幅提升空间。根据我们的测算，在0.11欧元/度的电价和0.35欧元/Wh的光储投资成本下其IRR仍然高达12.6%，投资回收期约为6年。在常规电价水平下，光储系统投资成本的下降有望持续激发当地对户储等绿色能源产品的需求。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）