1. 复盘：悲观预期或已充分演绎
1.1 板块大幅下跌，悲观预期或已充分演绎
储能指数大幅下跌，悲观预期或已较充分反应。2023 年全年，储能指数下跌 29.75%，跑输电新指数 5.1pct，跑输沪深 300 指数 18.4pct。通 过复盘 2023 年储能板块股价走势，我们认为市场对于需求和盈利能力的悲观预期均 已较充分反映，当前或进入对于后续需求和盈利能力均存在不确定性的震荡筑底阶 段。
1.2 行业有望进入出清周期，把握结构性机会
需关注行业格局变化，把握结构性机会。我们选取 20 家上市公司作为储能行业 样本公司，梳理其财务数据发现，当前储能行业营收及归母净利润增速放缓，资本开 支仍处较高增长水平，库存高点回落。展望 2024 年，行业有望进入出清周期，应关 注细分龙头市占率提升α，以及出海、新技术等结构性机会。
期待 2024 年行业基本面拐点信号。我们认为随着国内大储 23 年 11 月以来的招中标数据明显改善，若 24Q1 招中标数据能够延续高增态势，或可形成需求预期拐点； 系统价格进一步下探空间较小，厂商盈利能力预计分化，23 年报及 24 年一季报中各 大厂商储能业务毛利率若降幅较小或环比企稳，或可形成盈利能力预期拐点。
2. 量：看好美国需求释放及国内补短板
2.1 锂价触底叠加利率见顶，美国储能需求释放
美国 EIA 储能装机指引兑现度较弱，但高速增长的在建项目规模有望支撑装机 放量。EIA 每月发布美国大型储能未来逐月储能规划及运行数据，2023 年以来每月 实际新增运营项目规模较规划预测值的兑现度较弱，使市场对于电网老化、新能源并 网延迟背景下的美国储能需求预期较差。我们认为，应该关注规划项目中对于项目实 际进展的分类；并网手续繁琐、电网改造费用高等问题对项目的影响普遍发生在开工 以前，而我们仅统计已进入建设阶段的储能项目，发现 23 年 11 月底美国大储在建 项目规模合计达 9.3GW，同比增长 53.3%，有望对 2024 年美国储能装机增速形成较 强支撑。
成本有望触底，利率有望见顶，美国储能需求或进一步释放。2023 年锂价的快 速下跌以及利率的快速攀升对下游装机节奏存在较大压制。展望 2024 年，锂价降幅 或趋稳，逐渐打消业主观望情绪；利率有望开始下降，降低业主项目开发成本，有望 进一步释放此前压制的美国储能需求。加州等高光伏发电渗透率地区“鸭子曲线”进 一步加深，需要通过储能等灵活性资源平滑波动；美国多数地区光伏发电渗透率仍停 留在较低水平，中长期看亦具备较大市场空间。
2.2 负荷缺口驱动国内装机，年底招标逐渐复苏
基荷电源装机或无法满足最大负荷缺口，是驱动国内储能装机规模高增的重要 动力。我们假设国内电力系统最大负荷在 2030 年以前，以每年 5-6.5%的增速增长， 结合我们对于各类电源装机的预测，假设火电保障出力 80%，核电保障出力 90%，水 电保障出力 35%，预计 2025 年和 2030 年系统冗余度缺口分别为 129/389GW。考虑到国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》中对抽水蓄能 2025 及 2030 年的装机规划分别为 62/120GW，假设抽水蓄能及新型储能保障出力 90%，则我们预计 2025 年和 2030 年我国新型储能总装机需求分别为 81/312GW。
招标数据复苏，有望支撑 2024 年国内装机进一步高增。按照储能项目从招标到 确认中标人耗时 2 个月，中标到装机 3 个月的时间估算，我们认为 23 年 8 月以来的 EPC 招标数据，以及 23 年 10 月以来的 EPC 中标数据或构成对 2024 年国内装机的指 引。此前 10 月 EPC 中标量、8-10 月累计 EPC 招标量均同比下滑，形成了对 24 年需 求的较弱预期；不过 11-12 月招标数据明显复苏，24Q1 中标数据有望在较低基数基 础上同比高增，以形成对 24 年装机的较乐观预期。
2.3 海内外需求共振，大储装机有望高增
海内外需求共振，大储装机有望进一步高增。展望 2024 年，碳酸锂降价对储能 系统价格的边际影响预计收窄，美国加息节奏有望放缓，对于装机的压制因素逐渐缓和，积压的新能源和储能需求有望逐渐释放；据欧洲储能协会的预测，此前沉寂的欧 洲大储需求亦有望在 23-25 年开始放量。综合上述分析，我们预计 2024 年全球储能 新增装机 53GW/125GWh，功率同比增长 36%；预计 2027 年全球储能新增装机 102GW/255GWh，装机功率 2022-2027 年五年 CAGR 为 38%。
3. 价：项目经济性改善，设备商盈利触底
3.1 收益模式逐渐丰富，项目经济性有望改善
国内储能项目经济性差，以及由此引发的供给端价格战、格局分散、需求端依赖 政策强制的持续性等问题是市场最主要的担忧；而低利用率是我国储能项目经济性 弱的主要原因。根据中电联披露的《电化学储能电站行业统计数据》，2023 年上半年 我国电化学储能电站平均日等效充放电次数仅为0.58次，相当于每年仅能完成约212 次满功率充放电循环；独立储能和新能源配储电站日等效充放电次数仅为 0.3-0.4 次 左右。我国储能项目“建而不用”的现象依然普遍且较严重，项目价值较难体现。
低利用率源自商业模式缺乏，随着电改加速推进，储能多元收益雏形有望形成。 23 年 9 月以来，国家发改委、能源局持续推动电力现货市场加速建设；23 年 11 月 国家出台煤电容量电价政策，我们认为后续容量政策有望覆盖更多发电侧主体和包 括新型储能在内的灵活性资源提供者；23 年 8-9 月，山东省和广东省接连发布政策 推动独立储能同时参与电力现货和辅助服务市场；量变积聚质变，国内容量租赁+现 货市场+辅助服务+容量补偿的独立储能多元收益模式逐渐建立。
储能项目的位置对项目利用率有较大影响，对优质并网点的争夺导致了“跑马 圈地”般的储能超前建设。英国电池储能项目分散在 14 个电网供应点（Grid Supply Point，GSP）集群中，由于项目位置不同，GSP 响应平衡机制（Balancing Mechanism） 辅助服务的调度率存在较明显的差异。调度率高的 GSP 往往靠近关键输电线路、大 型风电站以及容易产生电网约束的区域。 对于储能项目而言，可获得更高收益的优质并网点是有限的，我们认为对于优质 并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建 设的情况。由于储能电池的寿命预期约为光伏设备的一半，考虑到在 10 年左右的第 一批电池生命周期结束后，在原站址换装价格显著下降后的新电池继续参与彼时更 成熟的电力市场交易，则在 20 年以上生命周期的尺度考虑储能项目的经济性或将大 幅改善。
应重视多重边际变化对储能项目经济性改善形成的合力。初始投资成本的显著 回落、容量补偿在更多地区的推广、现货交易能力提升带来的调用次数提高等多重边 际改善形成的合力，将独立储能项目全投资 IRR 的预期，由 23 年初的 0.36%-2.81% 提升至 24 年的 4.88%；若考虑到项目运行 12 年后更换一次成本更低廉的电池，24 年 全生命周期 IRR 保守测算为 6.99%；储能项目经济性预期逐渐改善。
3.2 价格战影响逐渐缓解，厂商盈利有望反弹
价格战过程中厂商盈利能力有望触底反弹。据 SMM，280Ah 储能电芯价格由 2023年年初的 0.97 元/Wh 下降至 23 年 12 月的 0.45 元/Wh，推动 2h 储能 EPC 中标均价由 1.9 元/Wh 下降至 1.4 元/Wh，我们认为随着锂价的进一步传导，EPC 价格或将在 2024 年落至 1.3 元/Wh。2023 年 7 月以来，虽然系统价格持续下降，但系统中标价与电芯 价格之间的价差维持在 0.4 元/Wh 的水平，并未持续恶化；23 年 11 月系统中标价受 国电投大型集中采购的影响拉低，但我们认为集采报价隐含对于 24 年更低电芯价格 的预期，厂商盈利能力有望反弹。
4. 格局：行业出清阶段龙头集中度有望提升
4.1 质保、成本及技术差距加速行业出清
质保风险加速规模较小厂商出清。当前头部集成商产品安全配置愈发丰富，即便 前端探测预防失效，电池发生热失控，也有望将危害控制在单个电池舱甚至单个电池 簇内，各类泄压装置的加入提高了对人员的安全防护。据 EPRI 统计，过往 67 个储能 事故平均项目运行时间为 1.5 年；2023 年国内储能装机规模大幅增长，众多新厂商 涌入市场，若发生安全事故，相关集成商或将在 2024-2025 年面临较大的质保赔付压 力。
较高比例的设备自研自制能力是当前价格水平下厂商能够盈利的关键因素。我 们测算以不同方式参与市场的储能系统集成商理论盈利能力，在 0.4 元/Wh 的电芯价 格和 0.75 元/Wh 的系统价格的假设条件下，测算得若全部设备外采，系统集成毛利 率仅为 5%，扣除各项费用后厂商大概率出现亏损；外采电芯，自制 PACK、BMS、EMS、 PCS 等设备，根据自主化程度不同，毛利率区间约为 6-10%左右，扣除费用后或能获 得微薄利润；拥有较高水平的电芯产能，可自制直流侧系统的毛利率约 14%，或具备 进一步小幅降价抢占市场份额的能力。
基于算法的交易能力或将进一步拉大储能集成商之间的差距。当前多数集成商 均可提供配套硬件使用的储能电站运维软件，其主要功能体现在对电站状态的识别 和监控，差异性体现在监控的细化程度（如对单颗电芯状态的性能评估、热失控特征 的提前识别等）。下一阶段的竞争或将体现在通过对电价的预测，自动执行收益最大 化的运行控制策略。届时各厂商产品差别或将体现得更为直观，提前在海外市场经历 过市场化交易沉淀，以及在运项目体量更大的厂商的竞争优势或将更加明显。
4.2 头部厂商优势较明显，集中度有望提升
研发驱动降本，并构建储能系统的交易能力；头部厂商研发投入体量与二线厂 商差距明显，但二三线厂商或可通过高人均研发投入弥补差距。提升 PCS 单机功率 等级、提升电芯容量、提升系统集成度等是主要可通过研发驱动的降本方式，而对于 交易算法等软件能力的建设对于相关技术人才的需求进一步提升。以阳光电源为代 表的头部储能厂商的研发投入规模与二线厂商的差距明显，不过金盘科技、海博思创、 南都电源等厂商的人均研发投入居于行业前列。
头部厂商深度参与国家标准制定。我们认为评判储能厂商技术实力的一个重要 维度是企业对于储能行业相关的国家标准制定的参与度。根据全国标准信息公共服 务平台中披露的各主要储能行业国家标准中“起草单位”情况的梳理，宁德时代、南 都电源、阳光电源等厂商在较多的储能国家标准的制定过程中发挥了重要作用。
从大型央国企集采入围情况看，头部竞争优势仍较明显。据我们不完全统计， 2022 年国内 5 次大型央国企储能系统集中采购（框架采购）规模共计 10.1GWh（仅统 计锂电部分），共 22 家企业入围，其中 11 家企业入围 3 个标段以上；2023 年国内 8 次大型集采规模共计 33.05GWh，共 42 家企业入围，其中 16 家企业入围 3 个标段以 上。我们统计到上述集采规模分别占 22-23 年系统采购总量的 54%和 62%，22 及 23 年入围标段数量 CR3 分别为 26%/26%，CR5 分别为 40%/38%，CR10 分别为 68%/61%。 虽然行业格局仍较分散，但在 23 年的恶化程度有限，头部优势仍较明显。
5. 新技术：降本驱动长时储能加速放量
5.1 工艺优化叠加原料降价，新技术迅速降本
工艺优化和设备降本推动压缩空气储能造价明显降低。随着大型压缩空气储能 示范项目的工程建设经验的积累，项目工艺系统方案的逐渐优化减少了建筑安装工 程量，产业化推广使得核心设备进一步降本，当前国内压缩空气储能项目单位建设成 本已由 21 年并网项目的 8-10 元/W 下降到 5 元/W 的水平，已与抽水蓄能电站成本相 当。
钒价下行推动全钒液流电池中标价下降。2023 年全钒液流电池的主要原材料五 氧化二钒价格逐渐降低，99.5%化工粉钒价格从年初的 14 万元/吨降至 11 万元/吨左 右，降幅约 21%。22-23 年国内共发布 3 次 GWh 级大规模液流电池集采，对投标人资质要求逐渐提升，中核汇能 23 年集采中标价均价 2.65 元/Wh，较 22 年下降 14.5%， 且各企业中标价格区间趋于集中。 钒电池在充放电循环中效率衰减低，电解液残值高，租赁模式有望大幅降低初 始投入成本。23 年 4 月，大连融科与海螺融化推出钒电池电解液租赁模式，并在“枞 阳海螺水泥 6MW/36MWh 项目”中首次应用，有望降低近一半的钒电池初始投入成本。 钒电解液租赁模式在海外已有诸多案例，有望成为推动钒电池储能商业应用的重要 因素。
5.2 示范工程产业化推进，长时储能有望放量
成本降低和经济性预期向好，长时储能项目有望加速放量。2022 年以来，液流 电池储能和压缩空气储能项目的开工项目规模大幅提升，推动各类新型储能技术产 业化进程加速。当前压缩空气储能由于降本更迅速，在建规模较大；钒电池电解液租 赁模式的普及有望推动项目经济性提升，推动规划和建设项目规模进一步增长。
应重视新型储能技术由示范工程向产业化的推进进度。新型储能技术 23 年 12月，国家能源局公示新一批新型储能试点示范项目，与此前 20 年 11 月公布的首批 科技创新（储能）试点示范项目名单相比，所涵盖的储能技术类型更加丰富；此次名 单中共有 56 个项目列入，其中仅有 17 个锂电储能项目，其他储能技术包含压缩空 气储能、飞轮储能、重力储能、全钒液流电池储能、二氧化碳储能等众多技术路线。 随着示范项目的逐渐起量，压缩空气、全钒液流等储能新技术产业链有望率先成熟。
（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。）
相关报告
储能行业2024年度策略：把握集中度提升和出海双主线.pdf
新能源及储能参与电力市场交易.pdf
中国储能行业（含动力电池）产业集群发展白皮书.pdf
英维克研究报告：深耕精密温控，数据中心+储能双轮驱动未来可期.pdf
2024中国新型储能行业发展白皮书.pdf
储能行业专题分析：大储，大储往何处去.pdf
