PART1 大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期
根据CESA数据，23年11月国内新型储能装机3.47GW，环增 235%，1-11月共17.0GW。根据CNESA数据，23Q3我国新型 储能新增装机4.2GW/8.5GWh，环比-28%/-31%，23Q1-3新 增12.3GW/25.5GWh，同增925%/920%。 23年1-11月风光高速增长助推西北装机占比至32%，跃升第一。 23年1-11月西北地区得益于风光配储增长装机最多，达5.14GW， 占比32%；其次华东地区在山东、浙江、安徽等强有力的电网侧 独储、集中式共享储政策推动下发展迅猛，23年1-11月装机 4.1GW，占比26%。分场景来看，电网侧占比较高达64%，23年 1-11月电网侧10.71/电源侧5.73/用户侧0.37GW。
光储降价+强制配储带动国内大储需求爆发，持续保持景气度，随地面需求爆发及强制配储政策影响下国内 储能招标及并网数量持续高增。我国大储23年招标77.2GWh，同增92%，中标63.7GWh，同增52%。 23年西北中标继续维持第一，达34%，西南增长最快。23年西北大储中标量达5.7GW，同增17%，占比 34%；其次西南增长最快，23年中标1.1GW，同增396%，占比升至7%，主要来自重庆贵州的网侧储能的快 速发展。
国家层面政策出台，继续推动我国电力现货市场建设。23/9/7-10/12国家相继发布《电力现货市场基本规则（试行） 》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作》，从国家层面提出构建省间、省现货市场，建立健全的日前、日内、 实时市场，逐步建设中长期、代购点、辅助服务、容量补偿市场与现货市场的衔接。 地方层面，新型储能参与现货市场仍在探索阶段，明确和完善的支持政策仍较少。23/12/22，山西推出我国首个电 力现货市场（试运行转正式运行)，走在我国电力现货市场建设前沿。目前地方层面现货市场制度仍待进一步明确和 完善，23年1-11月山东现货市场试运行平均交易价差为491元/MWh，给予储能一定的收益，现货市场峰谷价差也有 待进一步拉大，让储能在能源保供的大潮中，真正的找到定位和适合的应用场景。
配储提高电网消纳，但尚不具备经济性。提升配储 比有助于提升光伏余电消纳能力，但目前由于配储 收益机制尚未完善，配储仍为成本项，据中电联22 年11月发布报告，新能源配储利用系数仅6.1%； 以山东项目的理想状态为例，我们测算10%/2h下， IRR较低仅为12.7%，低于纯光伏的14.1%。23年各省配储要求趋严。23年山东、河北、湖北、 广西、新疆等地配储比提升至20%-30%，甘肃、宁 夏、西藏等多省份明确提出配置4h以上储能要求。
23年地面光伏高速增长奠定高基数，我们预计24年地面光伏新增105GW，同增11%，增速放缓。 我们预计24/25年国内大储新增装机需求分别为50/64GWh，24年同增37%，23-25年CAGR达33%。我 们预计23年装机预计17.4GW/36.5GWh，同增171/171%，24年地面光伏由于消纳瓶颈增速放缓，但组件 及储能价格双降后将继续缓降进入价格平台期，已具备在弃电率提升时提供收益率增益，我国光储有望快速 进入平价时代，渗透率进一步跃升，24/25年预计新增装机50/64GWh，24年同增37%，23-25年CAGR达 33%。
降本+降息周期接连开启，释放压制储备。23年碳酸锂降价逐步传导，美国大储系统价格23Q1首次降价，带动大储 需求逐步回升，截至23Q3已降至1288美元/kW，环降23%，较高点1993元回落达33%，带动23H2美国储能装机需 求快速提升。美国大储系统价格相较于碳酸锂略有滞后，24年看我们预计仍有下降空间，叠加市场已经从加息预期 转为对24年降息多少次的定价，市场目前预计明年美联储降息7次，24年预计隐含隔夜利率从5.4%降至3.65%，二 者叠加改善未来边际，释放美国储能受压制的装机储备，利好装机加速，我们预计23年美国大储装机22.8gwh，同 增93%。24年ITC税收抵免叠加降息预期，我们预计24/25年需求达35/59GWh，24年同增55%，23-25年CAGR 达61%。
PART2 户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点
22年户储区域分布中欧美占比超70%，其次为日本、澳大利亚市场，24年预计全球户储增速约30%。根据 BNEF数据，2022年全球户储装机约8GWh，其中欧美市场占据主流，市场占比超70%，前五国家分别为意大 利（2025MWh)、美国（1971MWh)、德国（1924MWh）、日本（877MWh）、澳大利亚（504MWh）， 2023年我们预计全球户储装机约13gwh，同增60%+。
意大利补贴取消导致户储需求放缓，德国多重政策激励下户储持续高增长。2023年2月意大利政策宣布由于激 励政策导致财政支出问题，宣布取消Superbonus 110%补贴，23Q2意大利户储装机开始出现下滑，环降 20%；德国受免税+补贴多重激励，户储持续高增长，23年1-11月德国户储装机达4.5GWh，同增153%，受 益需求高增长，德语区户储库存相对较少。
南非市场23Q4电力危机再次加重，户储去库接近尾声，预计24年恢复高增长。南非火电机组事故频发，电 力危机严重，23H1南非市场需求爆发，户储需求高增，渠道端经销商过多累库，23Q3南非入冬需求放缓叠 加经销商去库，以南非为主要市场的德业出货大幅下滑，Q4南非市场电力危机再次加重，12月10日南非国 家电力公司宣布全国实行五级限电等级，每日预计停电7-8小时，因此储能需求开始逐步改善，德业南非储能 开始恢复出货，预计24年全面去库，需求继续恢复高增长。
光照资源充足，政府给予补贴，澳洲户用光伏快速增长。澳大利亚平均光照时长2426H，光照条件充足，政 府对户用光伏给予FIT补贴，双重利好条件下户用光伏累计装机量高，截至22年底户用光伏累计装机达到 17GWh左右。 23年户储新增装机增速有所放缓，户用光伏配储比例有望进一步提升。根据SunWiz统计，澳洲户储市场22 年实现新增装机589MWh，同比增长76.88%，23H1户储新增装机约0.47GWh，预计23全年新增将达到 0.7GWh，同增20%左右。2022年底户储累计装机0.7GW，户用光伏中配备储能的比例仅为4%。
PART3 工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍
鼓励企业按需用电，优化电网供需匹配度。1）变压器容量100-315千伏安可选两部制电价。2）两部制基本 电价按用电电压分档收费。3）每千伏安变压器容量的每月用电量达到260千瓦时后，需量电价按90%计算。 促进两部制计价，鼓励企业配储平滑用电。储能可使日内电网电量需求更均匀，减少最大用电需量进而降低 基础电价和用电成本，利好工商储发展。
用户侧专项补贴全面出台，进一步提升工商储经济性。专项补贴形式以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主。 浙江、广东政策出台密集，浙江温州、重庆铜梁等地政策力度较大。 部分省市发布政策激励需求侧响应：23年9月发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，要求25年 各省需求响应能力达最大用电负荷的3-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超40%的省份达5%或以上，2030 年形成规模化的实时需求响应能力。全国约有18省市发布响应奖励，提升储能收益鼓励储能发展。
峰谷价差拉大，全国工商储备案量持续高增。工商储收益模式以峰谷套利为主，一般而言高于0.7元/kwh即 具备经济性，23年12月各地平均峰谷差价达0.77元/KWh，截至2023年12月，广东、江苏、湖南、海南、 浙江等20个省份月度峰谷价差超过0.7元/KWh，考虑浙江、广东、江苏等多地均可满足两充两放条件， 2023年我国多省份用户侧储能备案量持续高增。
PART 4 产业链趋势及出货
需求：23年下修至200GWh，24年预期41%增长
23年全球储能预计200GWh，同增59%，美国和欧洲下修明显。23年看，美国下修至70GWh，同增56%， 因利率高、并网时间长影响；欧洲下修至24GWh，同增6%，主要受欧洲户储去库影响；中国出货70GWh， 同比增79%，基本符合预期。24年全球需求预计282GWh，同增41%，其中欧美增速较高，中国放缓至31% 。25年全球预计维持42%增速，需求达400GWh，30年预计需求1407GWh，25-30年复合增速近30%。
格局：宁德时代全球龙头地位稳定，23年出货占比超30%
储能电池：23年看，储能电池格局基本保持稳定，宁德时代预计出货预计70GWh，占比33.2%，同降1.8pct ，比亚迪预计出货25GWh，占比11.8%，同增2.9pct，亿纬锂能出货28GWh，占比13.3%，同增5.8pct。 户储电池：23年看，户储电池格局集中度增加，宁德时代+ATL出货预计6GWh，占比22.5%，同增3.0pct，比 亚迪出货4.5GWh，占比16.9%，同增2.1pct，鹏辉能源出货2.7GWh，占比10.1%，同降1.6pct。
价格：电芯价格已回落55%，24年仍有10%下行空间
电芯价格跟随碳酸锂+中游材料已回落近55%，24年仍有10%的下行空间。23年碳酸锂价格回落（高点57万 元/吨跌至17万元/吨），叠加中游材料降价，储能电池23Q4价格与23年初高点已下降0.59元/Wh，降幅55% 。储能电池厂开启价格战，23年12月铁锂电芯报价0.46元/wh，储能系统报价0.78元/Wh，24年若锂价跌至8 万元/吨，我们预计储能电芯价格回落至0.4元/Wh，储能系统价格对应0.7元/Wh，仍有10%下降空间。
盈利：电池厂盈利水平分化，龙头单位盈利0.08元
储能电池厂盈利水平分化，龙头23年单wh盈利0.08元，二线wh盈利0.03-0.04元。国内23年储能市场偏弱， 行业持续去库存，储能电芯竞争较为激烈，盈利水平呈分化趋势，宁德时代23年储能单位盈利0.08元，二线电 池厂盈利相对较弱，主要受开工率影响，如亿纬锂能、鹏辉能源、派能科技电芯单位盈利0.03-0.04元，24年 产能预计仍存在过剩问题，二线电池厂单位盈利预计再下行0.01-0.03元。
报告节选：
（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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