1、中美欧大储确定性高增，海外户储复苏可期
2023 年海外天然气价格回落、贷款利率上升对边际需求产生诸多不利影响，但从装机来 看储能仍实现高速增长，展望 2024 年，储能成本大幅下降、项目收益率提升，再叠加美 国降息预期，全球储能装机有望继续实现高速增长，我们预计 2023-2024 年全球储能新增 装机分别为 94.6、173.4GWh，同比增长 101%、83%。大储装机分别为 74.0、138.0GWh，同 比增长 111%、86%；工商业储能分别为 6.2、14.4GWh，同比增长 107%、132%；户储分别为 14.4、21.0GWh，同比增长 60%、46%。
1.1 中国：消纳问题推高新能源配储比例，预计 2024 年装机有望达到 70.4GWh
1.1.1 大储：新能源配储政策要求提高，原材料降价后光储收益率可观
根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2023 年 1-10 月国内储能新增装机规模约为 12.8GW/26.0GWh，我们预计 2023 年国内储能新增装机规模有望达到 18.1GW/36.8GWh，同 比增长 158%/141%。 从装机类型来看，表前大储（电网侧和电源侧）仍是国内装机绝对主力，上半年电网侧、 电源侧及用户侧储能分别占装机 56%、42%、2%，其中电网侧 94%为独立储能，电源侧 98% 为新能源（风光）配储项目，用户侧 87%为工商业储能。
电网侧和电源侧项目投资方大多数为大型发电企业，主要是为了满足各地新能源配储的政 策要求。随着风光装机规模的增长，国内储能招投标规模持续放量。根据中关村储能产业 技术联盟的不完全统计，2023 年上半年共追踪到 276 家企业发布的 466 条招标信息，招 标规模合计 18.3GW/64.4GWh，其中集采/框采项目规模达到 21.6GWh，主要由央企及地方 国企主导。 根据 EESA 统计，2023 年 1-11 月储能系统中标累计规模已达到 12.94GW/31.55GWh。随着年底碳酸锂供需的走弱，系统中标价格呈现加速下跌的趋势，11 月国内 2 小时磷酸铁锂 电池储能系统加权平均中标价格降至 0.8 元/Wh，较年初均价下降 46%。
新能源消纳压力下储能配置比例有望提升。今年国内风光创历史的并网规模使得不少省 份电网消纳压力陡增，未来新能源项目配置更高比例储能已成为必然的发展趋势。根据我 们统计，国内至少有 8 省市要求提高对新能源项目的配储比例/时长，同时大部分省份的 市场化并网项目选择将配储比例/时长作为竞争性配置条件之一，要求适度提高市场化项 目储能配置比例，并按照竞配比例从高到低的原则安排新建项目，“内卷”之下新增项目 的储能配置比例或有较大提升空间。
光储成本下降让出利润空间，配储比例提高后光储收益率仍可观。根据近期光伏集采开标 情况来看，头部组件企业报价已跌至 1.1 元/W，较年初下降 0.8 元/W，光伏 EPC 报价区间 跌至 2.5-3 元/W，较年初下降 1 元/W。假设储能电站仅用来辅助光伏参与市场化交易（此 收益体现在光伏发电收入中），并不产生其他额外收入，考虑到光伏和储能成本的同步下 降，光伏、储能建设成本分别按照 3 元/W、1 元/Wh 测算，当光伏配储比例提升至 30%*2h 时，国内绝大多数省市光储收益率仍有 8%以上。若光伏建设成本进一步下跌至 2.4 元/W， 则配储比例 50%*2h 时仍有 9%以上的项目收益率。
更高比例风光进入电力市场交易，储能电站利用率有望提升。11 月 21 日，广东省能源局、 国家能源局南方监办发布《关于 2024 年电力市场交易有关事项的通知》，要求 2024 年 220kV 及以上的风光电站全部参与现货市场交易，年用电量 500 万千瓦时及以上的工商业 用户原则上直接参与市场交易。根据海外成熟电力市场经验，虽然短期市场化交易可能会 使得风光收益率承压，但长期看可充分发挥风光的低边际成本优势，进而提升新能源消纳能力。同时电力市场交易产生的电价波动风险，也会使得投资者更加重视储能的削峰填谷 作用，有望提升存量/新增储能电站的利用率。
1.1.2 工商业储能：分布式消纳压力促储能强配，多地中午谷电推高收益率
多地分布式光伏无接入容量，配置储能成为破局之法。2023 年下半年以来，已有多地发 布了分布式光伏接网预警，10 月河南省能源大数据中心公布了截止到今年第三季度各地 市分布式光伏可开放容量，18 地市可开放容量仅剩下 8.58GW，省内大部分区域承载力评 估等级为红色、黄色，需要分别配置不低于项目装机容量 20%、2 小时和 15%、2 小时的储 能装置方可并网。截至 2022 年 11 月，河北南网 104 个县中已有 53 个县无分布式光伏接 入空间，其他 51 个县剩余接入空间也只有 2.065GW，新增并网项目按要求需配置 15%、2 小时的储能。
今年以来多地执行午间谷段电价，利好工商业储能。2021 年国家发改委发布《关于进一 步完善分时电价机制的通知》，目的在于引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新 能源消纳。随着光伏发电占比进一步提升，今年以来国内越来越多地区开始执行午间谷段 电价，以鼓励用户侧储能、电动车充电桩等可调节负荷在光伏出力高峰期用电，改善午间 电力供需过剩的问题。以 2023 年 11 月电网企业代理购电价格来看，目前已有至少包括浙 江、山东、湖北、河北、宁夏等 11 个省市在中午执行谷段电价，白天新增谷段电价使得 部分地区的峰谷价差扩大，有望推动当地工商业储能的发展。
根据测算，“两充两放”模式下储能收益率普遍较高，目前浙江、广东、江苏、重庆、海 南、安徽、上海、湖南、湖北、河南、陕西等省市可在理论上实现储能电站每天“两充两 放”，其中东部省份因工业用电需求高、峰谷价差更大，工商业储能收益率及投资积极性 最高。根据中关村储能产业技术联盟统计，今年 6 月份全国备案的工商业储能项目中，江 苏、浙江和广东三地项目数量占比达到 81%。随着储能成本下降，更多地区的工商业储能 项目将具备经济性。
此外，山东工商业储能电站虽然只能实现每天“一充一放”，但由于当地峰谷价差较大， 夏季峰谷价差达 0.85 元/kWh,春秋冬三季因白天存在 2-3h 深谷电价，峰谷价差高达 0.95 元/kWh，项目也具有较高经济性。根据测算，当储能建设成本低于 1.4 元/Wh 时，山东地 区工商业储能税后全投资 IRR 可达到 9%以上。
我们按照当前工商业储能建设成本 1.3 元/Wh 测算，国内大部分“两充两放”省市的税后 全投资 IRR 可达到 8%以上，山东作为唯一一个具备经济性的“一充一放”省份，项目税后 全投资 IRR 可达到 9.83%。
1.1.3 大储、分布式配储比例提升，预计 2024 年装机有望达到 30.6GW/70.4GWh
2023 年 1-9 月国内光伏、风电新增装机分别为 128.9、33.5GW，储能新增装 机为 12.0GW/24.4GWh，对应平均配储比例为 7.4%，配储时长 2.0 小时；假设 2023 年光伏、风 电新增装机分别为 180、65GW，测算对应储能需求为 18.1GW/36.8GWh。考虑到 2024 年各 省市配储比例提升及部分地区分布式光伏配储的情况，测算全国加权平均配储比例为 12.0%，配储时长 2.3 小时，保守假设 2024 年光伏、风电新增装机分别为 180、75GW，对 应储能需求为 30.6GW/70.4GWh，同比增长 69%/91%。
1.2 美国：原材料价格成“双刃剑”，24 年表前表后需求有望共振向上
1.2.1 大储：观望情绪下装机仍实现高增，利率见顶需求预期边际向好
1H23 美国新增装机 7.7GWh，同比增长 33.5%，平均配储时长 3.15 小时。其中表前大储、 工商业储、户储装机分别为 6.67、0.31、0.77GWh，同比增长 35%、118%、8%，装机占比 分别为 86%、4%、10%。
2023 年前三季度美国大储新增装机 4374MW/13444MWh，同比增长 41%/46%，已超过去年全 年装机量。其中 Q3 新增装机 2142MW/6227MWh，同比增长 79%/124%，环比增长 42%/22%。 但从同比增速来看，2023 年前三季度装机增速较 2022 年同期有所放缓，我们分析主要是 由以下因素导致：1）碳酸锂价格快速下跌导致观望；2）短期利率提升；3）并网延迟/拥 堵。
原材料价格见底，利率见顶向下，或成为 2024 年大储需求转机。 年初以来碳酸锂价格加速下跌，虽然美国储能系统价格基本上跟随原材料价格下跌，但整 体报价仍滞后于国内，根据半年左右的订单周期测算，我们估计美储单价比国内高 0.4~0.5 元/Wh，短期明确的降价趋势下终端需求存在观望情绪。
此外，今年美联储多次的加息政策使得部分项目盈利承受一定压力，11 月美联储如期宣 布不加息，近期美国十年国债利率拐头向下。根据 CME Fed Watch 数据显示，当前市场认 为美联储在明年 5 月开启降息周期的可能性约为 60%，预计到 2024 年底利率将下降约 100 个基点。 根据测算，当储能建设成本从 0.2 美元/Wh 下降至 0.18 美元/Wh 时，项目收益率可至少提 升 5pct，同时贷款利率每下降 100 个基点，项目收益率将提升 1.4pct。我们判断 2024H1 随着碳酸锂价格加速见底，以及美联储降息政策的逐步落地，储能电站 IRR 有望得到显著 改善，装机增速或有望超预期。
并网拥堵问题引起重视，FERC2023 号令有望优化流程、加快项目落地。
根据 Berkeley Lab 的统计，美国电池储能项目从申请至投运所需时间从 2020 年的 1.5 年 增长至 2022 年的 2.6 年，光伏+储能项目的并网周期也较 2021 年增加了 3.1 年，变压器 供货周期长、组件供给紧张及电池系统涨价，截至 2023 年 6 月加州申请并网的项目规模 达到 536GW，较 2021 年新增 354GW（2022 年加州暂停并网申请），其中绝大部分为光伏+ 储能及独立储能项目，给运营商的并网审核带来巨大挑战。
针对日益严重的并网拥堵问题，2023 年 7 月 28 日美国联邦能源监管委员会（FERC）发布 第 2023 号令，要求改革 FERC 的预估互连程序和输电提供商开放获取输电资费中的形式 互连协议，有望优化并网审批流程、加快项目落地速度。
从大储装机分布来看，美国大储主要由光伏+储能及独立储能项目构成，规模占到大储总 装机量的 97%。近两年受到光伏供应链拖累及 IRA 法案对独立储能 ITC 补贴的影响，光伏 +储能新增装机占比有所下滑，虽然储能渗透率的快速提升对冲了光伏装机下滑的负面影 响，但光伏装机增速仍对大储装机影响巨大。
随着中美关系边际改善，我们预计美国光伏供应链问题有望得到缓解，光伏新增装机增速 有望维持高速增长，进而推动储能装机增长。我们预计 2023-2024 年美国光伏新增装机分 别为 30、45GW，同比增长 49%、50%，大储新增装机分别为 21、38GWh，同比增长 72%、81%。
1.2.2 户储：受到利率影响更大，明年需求有望迎来拐点
2022 年美国户储新增装机 1.5GWh，同比增长 57%，占户用光伏装机的比例由 2021 年 9.0% 提升至 10.2%。2023H1 户储新增装机 0.77GWh，同比增长 8%，但由于电池供应链限制、利 率较高等因素，户储渗透率自去年下半年开始已连跌三季度。
美国终端客户安装户储的主要目的是节省电费和备用电源。 从美国居民电价来看，2023 年美国平均居民电价约为 16 美分/kWh，远低于欧洲平均水平， 但夏威夷州、加州、康涅狄格州、马萨诸塞州、罗得岛州、新罕布什尔州等多个地区居民 电价高于 25 美分/kWh，且近几年受到燃料和输配电成本上涨的影响，电价呈现逐渐增长 的趋势，刺激当地户储的安装热情。
以加州为例，2022 年加州居民电价 26.5 美分/kWh，户用光储安装成本 4.9 美元/kW，五年期银行贷款利率 3%，享受 ITC 30%退税后，测算户储度电成本（LCOE）为 0.29 美元/kWh， 由于加州大部分户储项目可享受至少 0.15 美元/Wh 的加州政府自发电奖励计划（SGIP） 补贴，则户储 LCOE 降低至 0.26 美元/kWh，低于当地电价，具有较高的投资收益。进入 2023 年后，美国银行贷款利率一路攀升至 7%，对本就处于经济性临界点的户储投资造成 了比较大的影响，同时成本端受到贸易政策影响，降本速度滞后于其他市场，导致 2023 年户储 LCOE 高于 2022 年，客户短期投资积极性不高。 此外，备用电源作为纯消费类支出，随着利率上升以及替代品——天然气价格回落，终端 客户安装的热情也有所减弱。 我们认为，2024 年户储需求或迎来转机，首先终端渠道价格的传导具有一定滞后性，随着 下半年户用光伏及储能价格的进一步下降，以及利率从高位回落，户储 LCOE 将回到与 2022 年接近的水平，经济性再次凸显，其次加州 NEM3.0 正式执行，也将促进户储渗透率的提 升。
1.3 欧洲：大储政策、招标迎来爆发，户储去库结束出货有望恢复增长
根据欧洲储能协会（EASE）统计，2022 年欧洲储能新增装机 4.5GW，其中表前储能（大储） /户储分别为 2/2.5GW；从表前储能装机区域来看，英国市场占比 42%，是欧洲最大的大储 市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为 16%、12%、11%。
2023 年 3 月 14 日，欧盟委员会发布了电力市场改革草案，7 月 19 日欧洲议会正式投票通 过了电力市场设计改革方案。此次改革的重心主要是完善长期电力市场的流动性和可靠性， 通过对欧盟相关电力法规等进行修改，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA） 和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，同时鼓励电网引入更多非化石燃 料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报， 从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。
此外欧洲各国针对大型储能的相关支持政策及招标速度明显加快。根据我们统计，英国、 意大利、西班牙、希腊等国大储储备项目数量较前几年显著增长，目前英国已获批的大储 项目规模达到 20.2GW，呈爆发式增长。
根据欧洲储能协会预测，2023 年欧洲大储新增装机将达到 3.7GW，同比增长 95%，其中英 国、意大利、法国、德国、爱尔兰、瑞典为装机主力市场，我们预计 2024 年西班牙、德 国、希腊等市场在政策支持下大储需求有望加速释放，推动 2024 年欧洲新增装机达到 5.3GW，同比增长 41%。
2023 年欧洲天然气价格下行带动终端居民电价从去年底高位回落，根据 Energy price index 的统计，2023 年 10 月欧洲各国首都平均居民电价为 24.22 欧分/千瓦时，较去年同 期下降 25%，较 2021 年 10 月增长 20%。虽然电价有所回落，但仍显著高于历史大多数时 间，户储装机积极性不减，根据 EESA 统计，截至 3Q23 欧洲主要户储市场新增装机较去年 同期实现翻倍增长，我们预计 2023-2024 年欧洲户储新增装机分别为 9.4、13.0GWh，同 比增长 72%、38%。
根据 BNEF 统计，2023 年欧洲户用光伏中储能渗透率的平均值为 25%，仍有很大提升空间。 欧洲户储装机规模较高的市场中，2023 年德国户储渗透率为 78%，基本上与 2022 年高点 持平，虽然居民电价较高位有所回落，但由于户储成本持续下降，整体投资回报率依然具 备吸引力；2023 年意大利户储渗透率不到 70%，较 2022 年下降 7pct，主要是因为年初意 大利取消 Superbonus 补贴，导致市场骤然降温。 从出口数据来看，2H23 逆变器出口至欧洲的金额同比下降明显，一方面是天然气价格下 降、补贴退坡导致下游需求逐渐疲软，另一方面，渠道从前期因担心供不应求而囤积库存， 转向因担心降价导致库存损失而加快去库，使得 2H23 新增订单进一步萎缩。我们判断， 随着库存逐步下降至合理状态，叠加 2Q24 欧洲装机旺季的到来，有望推动户储出货恢复 同比增长。
2、收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强
2.1 储能系统集成商：国内外盈利差扩大，头部企业强者恒强
随着储能电池供应链紧张的问题得到缓解，国内储能系统集成商的竞争日益激烈，产品也 呈现出同质化趋势，价格成为企业获取订单的关键因素，导致整个行业盈利能力低下。但 我们认为，仅仅依靠低价的竞争策略不具备可持续性，未来具有全球业务布局、垂直一体 化产业链及良好的可融资性能力背书的企业才能最终突出重围。
1）全球业务布局能带来更高的盈利能力和市场份额
从盈利能力来看，2023 年电池供应链警报解除之后，各储能系统集成商盈利能力开始呈 现出完全不同的走势，海外订单获取能力强的公司盈利能力迅速修复，甚至部分企业表现 出明显的超额利润，我们判断这主要得益于头部企业更接近终端的客户资源和更提前的锁 单能力。同时，海外高盈利订单使得头部企业在争取国内订单时更加从容，可以给出更有 优势的报价以获得较高的市场份额。 展望 2024 年，随着碳酸锂降价速度逐步趋缓，海外储能系统订单的超额利润或难以再进一步扩大，但考虑到海外市场更高的进入门槛和更好的竞争格局，我们认为头部系统集成 商仍将在订单获取和毛利率上持续领先同行。
2）垂直一体化产业链
储能系统集成产业链包括电池、BMS、PCS、EMS 等环节，其中成本占比最高、对性能、安 全影响最大的设备主要为电池和 PCS。随着下游客户对产品提出更细化的要求，储能系统 集成商不再仅仅是硬件的“攒成商”，如何优化电池充放电、保证数千个电芯安全运行更 考验集成商的实力。目前储能系统集成市场鱼龙混杂，跨界企业众多，但同时越来越多头 部企业通过垂直一体化深入介入系统集成的各个环节，自上而下完善产品设计与生产，我 们认为具备一体化垂直制造能力的企业将更有竞争力。
3）良好的可融资性能力
近年来储能成本上升、回本周期长等因素使得项目投融资难度增大，高可靠、高融资实力 的品牌更容易得到海外开发商及金融机构的青睐。2022 年 BNEF 对 62 家电池制造商、PCS 供应商和储能系统集成商的可融资性调研结果显示，宁德时代和特斯拉被认为是可融资性 最高的电池供应商，SMA 和 Power Electronics 是可融资性最高的 PCS 供应商，通用电气 和 Fluence 是可融资性最高的储能系统供应商。 在储能系统集成商的可融资性排名中，国内仅有 6 家储能系统集成商登上前 21 榜单，分 别为阳光电源、比亚迪、宁德时代、天合储能、阿特斯、南都电源，均为国内知名上市公 司，今年以来在海外取得不少优质订单。
2.2 逆变器：行业洗牌期马太效应显现，海外库存压力有望逐季度改善
受到去年底至今年初海外渠道库存累积的影响，2Q23-3Q23 分布式逆变器公司收入及出货 环比出现下滑，虽然逆变器毛利率整体上保持稳定，甚至部分公司受到汇兑收益影响环比 有所提升，但由于近两年行业快速扩张、人力/渠道投入加大，公司净利润的下滑幅度更 为明显。同时终端渠道商也在去库过程中经历着考验，经营杠杆高的渠道商后续将面临出 清风险。随着近期渠道库存逐渐消化，我们预计分布式逆变器/户储出货有望逐季度改善， 届时行业将进一步向客户资源优质、资金实力强、品牌知名度高的公司集中。
国内中大型逆变器毛利率较低，新进入者少，已形成相对稳定的市场格局，随着今年 IGBT 模块供应紧张问题逐步得到解决，我们判断明年 SiC 产品或成为头部玩家差异化布局的重 点，新一代产品迭代有望助其继续保持市占率和盈利能力优势。 今年国内大储及工商业储能需求旺盛，但由于新进入者也主要在储能 PCS 环节发力，导致 竞争加剧、PCS 毛利率较此前有所回落，超额利润主要来自海外市场。目前头部储能系统 集成商如阳光电源、特斯拉、科华数据的 PCS 均为自研自制，第三方 PCS 供应商的下游客 户主要为部分储能系统集成商及开发商，在海外有稳定客户资源的公司有望充分受益需求 增长。
（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。）
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