一、储能行业年度复盘
股价复盘：全年跑输沪深3000，盈利兑现不及预期
复盘2023年，1）国内：储能装机超预期，但碳酸锂价格下降+电芯产能过剩带动电芯价格下降；同时，行业竞争激烈，国内厂商为了积累项目经验，纷纷选择低价竞争抢占市场份额，多重原因导致储能系统及EPC价格不断下探。2）欧洲：库存过剩+部分国家政策退坡，导致2023H2出货量不及预期。3）美国：项目并网延期问题突出，在高利率+碳酸锂价格下行情况下，客户观望情绪延续，导致出货量不及预期。综上看，储能盈利低于预期，行情呈现全年大幅跑输沪深300。
以WIND储能指数（884790.WI）为例，全年跌幅为32%，相对沪深300下降20pct；另外，储能指数预测每股收益从3.90元下降至3.06元，降幅达到22%，wind一致预测市盈率由年初的26.3倍下降至21.8倍。（截至2023年12月29日）。
行业复盘：海外主要储能市场不及预期
国内大储需求超预期，但价格持续下滑。据CNESA数据，2023年1-10月，中国新型储能装机新增13.1GW/27.1GWh，相比2022年分别+79.5%/+70.1%，需求超预期。据我们不完全统计，2023年1-10月储能系统中标价格总体呈现下降趋势，且下行趋势并未收敛。11月底中车株洲所报价0.638元/Wh，刷新储能招投标最低价，国内储能系统价格竞争激烈。
欧洲户储供给过剩，库存高企。根据S&P全球数据，2023H1欧洲户用储能系统剩余库存约6.4GWh，仍处于高位，我们预计库存出清至少持续到年底。
美国大储并网排队延期问题严重。根据EIA公布的2023年10月底数据（对应2023/9），2023年投运＋规划的1MW及以上储能规模为8.56GW，其中Q1-Q3投运4.38GW，同比+42.04%，Q4规划4.19GW。对比前期规划数据，发现2023Q1-Q3储能投运延期较为显著，我们推测延期原因主要由于融资利率上升、碳酸锂价格快速下降等。
二、海外大储市场分析
全球概览：储能需求驱动力两个视角——物理系统视角
物理系统视角：储能需求驱动力可简化为时间和空间两个维度。其中，时间维度是在不考虑电网通道容量限制下的电力电量供需平衡需求，涉及不同时间尺度的电力调节及保供需求；空间维度需要考虑电网通道容量限制，源于提升电网利用效率的需求。
时间维度：短时间尺度的调频需求通常是电池储能初始兴起的驱动力，主要系电池储能调节性能好、部署方便，且调频是高价值调节需求，但调频需求一般空间较小；更长时间尺度的调峰及顶峰（又称保供或容量）需求是电池储能持续增长的重要驱动力，其中新能源渗透率提升和传统电源退役是需求变化的重要诱因。
空间维度：可分为送端和受端，前者主要是由高比例新能源外送驱动，通过储能平移新能源出力，提升电网送出通道利用效率及运行安全性；后者主要是由输配电网短时阻塞产生的需求，通过在电网关键节点部署储能来调整电网中的电力流动，以部分替代输配电工程投资，例如台区储能。
美国大储市场：2024年中性预测需求增速为58%
美国大储预期：据EIA数据及我们分析，预计2023年新增投运量6.1-7.3 GW，2024年初步预期14.6 GW，规划增速+99%；我们中性预期2024年美国储能投运量9.6 GW，同比+58%。
储能发展区域扩散：根据EIA的10月数据，截止2022年底，美国1 MW及以上规模电池储能累计投运量9.1GW，其中top3分别为加州4.9 GW、德州2.1 GW、佛罗里达0.5 GW，加州占比54.3%，显著领先其它地区。2023年规划新增投运量中top 2分别为加州3.6 GW、德州2.1 GW，加州领先优势减弱；2024年规划新增投运量中top 2分别为德州7.6GW、加州5.1 GW，德州反超加州，领先全美。除此之外，内华达州、亚利桑那州也开始呈现较为旺盛需求，且这些地区电力行业为垂直一体垄断体制。
海外大储企业竞争要素
储能集成竞争：国内企业参与海外市场主要是做储能系统集成，以及供应储能部件。海外系统集成市场竞争壁垒相对更高，核心是客户资源竞争，主要决定要素包括，1）储能开发商构成；2）集成商自身综合能力。
开发商构成：开发商构成影响着系统集成等供应链格局，主要影响分为两个方面 ：供应商进入壁垒：大型企业的供应链管理要求更为规范、严格，供应链转换成本较高，因此大型企业的进入壁垒更高，先发企业优势较为显著。 综合能力要求：专业实力更强的企业在项目开发和供应链管理延伸能力更强；偏弱的企业更依赖于供应商自身的综合能力，也更倾向于选择集成度更高的产品，因为高集成度产品的交付、售后责任界面更为清晰，便于企业项目开发、运营和转售。
集成商自身综合能力：主要体现在可融资性、产品力、服务能力等，全球业务对企业综合能力要求高，容易呈现强者恒强，形成进入壁垒。
三、海外分布式储能市场分析
欧洲户用储能：预计2023年欧洲将新增装机9.57GWh
欧洲地区：德国预计是欧洲地区主要增长极，2023年装机达4.5GW，同比+140%。德国：长期以来，德国户用储能市场一直是欧洲最大的细分市场。据EESA，2023H1装机共计2.41GWh，三季度属于德国市场装机淡季，季度环比下降4.7%，2023年1-9月累计装机3.51GWh，预计年底可达到4.5GWh。意大利：据EESA数据，随着户用储能市场补贴的降低，意大利储能市场二季度已出现萎缩，然而意大利存量房屋改造比已完成16.5%，接近国家在2030年达到19%的目标，后续市场需求将持续减弱，很难维持2022年的增长速度。欧洲其他国家：据EESA，得益于电动车市场、户用光伏市场发展以及智能电表进一步普及，2023H1英国户用储能市场新增装机已超过2022年总量0.28GWh，达到0.38GWh，预计2023年新增规模将达到0.62GWh。奥地利H1新增装机将略低于英国，但超过西班牙达到0.3GWh；与此同时瑞士，荷比卢地区预计将增加0.32GWh。
美国工商储：预计2023年新增0.2GW，2023-2027年新增3GW
美国地区：2023H1，美国新增工商储装机达 101.6MW/310.3MWh，预计2023年新增装机0.2GW，2025年新增0.98GW。美国工商储现状：根据Wood Mackenzie数据，2023H1，美国新增工商储装机累计达101.6MW/310.3MWh，同比+14.3%/+53.7%。据该机构预测，后续供应链的挑战和各州相关政策的缺乏会对工商储安装造成冲击。美国工商储预测：由于工商储安装量在 2020 年与 2022 年都经历了不及预期的情况，Wood Mackenzie针对美国工商储2023年至2027年的五年累计安装量预测也下调了 28%，从 4.1GW 下调至 3.0GW。根据Wood Mackenzie预计，美国2023年工商业储能新增装机约0.2GW，2025年新增装机约0.98GW。
四、国内储能市场分析
储能需求：预计未来5年新增储能装机呈平稳上升趋势
需求预测：据CNESA数据，2023年中国新型储能新增装机理想预测为18GW左右；其中1-10月，中国新型储能装机新增13.1GW/27.1GWh，相比2022年全年分别+79.5%/+70.1%。根据CNESA预测，预计未来5年，年度新增储能装机呈平稳上升趋势，理想场景下预计年平均新增储能装机为25.1GW。
装机分类：以2023H1数据为例，独立储能和共享储能项目的快速推进，使得“表前”（电源侧和电网侧）应用规模继续大幅增长，2023H1装机占比合计98%。其中，电源侧占比42%，电网侧占比56%。电源侧主要以新能源配建储能为主，占比达98%；电网侧主要以独立储能为主，占比达94%；用户侧以工商业/产业园为主，占比达87%。
国内大储价格：2023年招中标市场竞争激烈，价格总体呈下降趋势
中标价格：据我们不完全统计，2023年1-10月储能中标价格总体呈现下降趋势，部分月份价格受统计样本影响出现浮动。例如，8月储能系统均价为统计区间最低值，9月和10月有所反弹。然而11月底，广东省能源集团新疆有限公司2023年225MW/900MWh储能系统设备采购，中车株洲所报价0.638元/Wh，刷新储能系统招投标最低价，储能系统价格竞争依然激烈。此外，10月独立储能EPC中标价格位于1.24~2.19元/Wh区间，均价为1.65元/Wh，较9月1.46元/Wh上升13.01%。
招标报价：据储能与电力市场统计，10月2小时储能系统报价区间为0.82-1.733元/Wh，加权平均报价为0.94元/Wh，平均报价首次低于1元/Wh；4小时储能系统报价区间为0.884-1.147元/Wh，加权平均报价为0.961元/Wh；2小时储能EPC报价区间为1.042-2.192元/Wh，加权平均报价为1.605元/Wh；1小时储能EPC报价区间为1.58-1.642元/Wh，加权平均报价为1.617元/Wh。
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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