储能行业2024年投资策略报告：曙光在前，拾级而上

2023全球储能复盘——整体低于预期。中国：预期略有回落，整体仍是高增。美国：并网装机拖延，整体略低预期。欧洲：持续消化库存，出货不及预期。2024全球储能展望——向上逻辑扎实。美联储预计开启降息，全球经济修复。风光发电率提升，储能势在必行。政策和成本推进，助推行业向上弹性。 储能装机量：预计2024中美欧装机116GWh，同比+64%。中国：持续支持，源侧配储+工商业同步进行→确定性强，我们预计2024年中国储能装机约为59GWh，同比+80%。美国：稳步推进，经济性刺激+补贴和税收引导+中美关系缓和→有利于出口，我们预计2024年美国储能装机约为33GWh，同比+50%。欧洲：周期重启，库存见底+电网体系改进→户储和工商业启动，我们预计2024年欧洲储能装机约为24GWh，同比+50%。 电价：中美欧整体稳定，均具备底部向上条件。中国：整体稳定，峰谷拉大。美国：波动较窄，全年看平。欧洲：已至底部，有望回升。 产业链价格：已在降价通道，或于2024H1见底。降价贯穿了2023年储能产业链价格全年的趋势。全年的需求经历了惯性高增→预期回落→实际减弱的节奏，中国的需求相对较为刚性，但在全球性趋势下，越往下半年预期也在回落，美国的需求波动性较大，在下半年与中国产生了一定程度的共振，欧洲今年的收缩超出了预期，与其经济偏弱直接相关。展望2024年，行业需求或于2024年上半年见底，产业链降价也已在底部接近尾声，一旦需求启动，经历合理的库存消化后，产业链价格将重启上升通道。 赛道分析：均为优质，各有特色。电池：上半年承压，下半年释放。PCS：大储利平稳，户储量恢复。温控：AI和储能双加持，储能主要是放量逻辑。变压器：重在出海，供需弹性。集成：23年项目递延，24年底部或量利向上。 建议关注 展望2024年，储能板块我们建议关注三条主线：中国工商业+美国出口链+欧洲再复苏。 中国工商业：终端标的。中国储能的发展趋势毋庸置疑，政策支持以及量的确定性最高，但是产业链竞争充分，特别是行业短期需求预期有所波动时，各环节盈利波动性较大。随着产业规模越来越大，技术升级和材料迭代越来越快，将有越来越多新的细分环节出现。目前来看，在中国储能线条，我们建议首先关注工商业的终端标的，逻辑在于短期业绩爆发力相对其他环节更强。 美国出口链：全产业链。美国在储能领域一直稳步前进，但由于中美关系中国企业出口一直在波折中前进。展望明年，美联储降息概率逐步提升，中美关系有望缓和，储能全产业链均将受益于美国出口链，包括电池、PCS、温控、变压器、集成等。 欧洲再复苏：PCS。欧洲在新能源领域推进和引领的决心不会动摇，随着欧洲政策的持续推进，经济逐步复苏，欧洲储能产业链将逐步修复。我们建议首先关注PCS板块，盈利预期稳定，放量逻辑扎实。 风险提示： 政策调整风险；需求不及预期风险；供给释放过快风险；技术迭代颠覆原有格局风险；上游成本高企风险；品牌和渠道恶化风险。 重点公司盈利预测与投资评级 12023全球储能复盘——整体低于预期 1.1中国：预期略有回落，整体仍是高增 从月度数据来看，今年中国装机数据在6月和7月达到两个高点，原因在于抢装并网获得补贴，同理，我们预计今年底大概率会出现类似高峰。从年度数据来看，我们预计2023年中国储能装机33GWh，同比+125%。 相比年初40GWh以上的高预期，实际今年至今的装机量整体虽略有回落，但整体增速仍然在100%以上，仍然是高速增长。 我们认为预期落地略有回落的原因有三： （1）受全球经济压力影响，具备固定资产投资属性的储能受到波及； （2）“强制配储”政策仍然有效，但是在落地过程中边际有所放松； （3）考虑到企业压力，电价开口及传导略显收紧。 图表1：2023中国储能月度新增装机量（GW/GWh） 图表2：中国储能年度新增装机量（GWh） 1.2美国：并网装机拖延，整体略低预期 从月度数据来看，今年美国装机数据在6月和7月达到两个高点，原因在于IRA细则落地，前期延迟并网的量集中在了这两月，从EIA的统计项目来看，11-12月预计并网3.8GW，2023全年预计装机并网8.4GW，同比+102%。但是根据实际情况来看，由于并网进度和供应链等原因，今年几乎每月的实际并网都不及预期，临近年底到目前为止并没有大的变化，因此谨慎原则出发，我们预计美国2023全年装机并网约6.2GW，同比+50%。 年初预计美国今年的增速在50%-100%之间，但是实际整体略低于预期。 我们认为美国整体装机略低于预期的原因有三： （1）美联储的高利率抑制了储能的经济性； （2）IRA法案在落地过程中呈边际收缩趋势； （3）美国对于中国光伏出口的压制对储能也有影响。 图表3：2022-2023年美国储能月度新增装机量（GW） 图表4：美国储能年度新增装机量（GWh） 1.3欧洲：持续消化库存，出货不及预期 欧洲储能占比最高的是户储，从欧洲各国装机量来看，今年普遍不及预期，德国数据已经是很强了，但是从下半年来看，月度装机也是在持续回落。从年度数据来看，我们预计2023年欧洲储能装机15.6GWh，同比+50%。 年初预计欧洲今年的增速在100%附近，但是实际不及预期。 我们认为欧洲装机不及预期的原因有三： （1）欧洲整体经济疲软，核心国家英法德也是这样； （2）2022年下半年由于俄乌冲突囤积的库存仍在持续消化中； （3）电价持续回落至平稳，终端户储需求的紧迫性也在下降。 图表5：德国户储新增装机量（MWh） 图表6：意大利户储新增装机量（MWh） 图表7：美国储能年度新增装机量（GWh） 22024全球储能展望——向上逻辑扎实 2.1美联储预计开启降息，全球经济修复 为遏制通胀，2022年美联储开启的加息周期，至今已有明显成果，但同时给全球经济带来压力。市场主流观点认为，明年某个时点，美联储可能结束本轮加息周期，开启降息，届时全球经济预计将得到修复。 图表8：美国联邦基准利率（%） 图表9：美国CPI（%） 2.2风光发电率提升，储能势在必行 近20年来，全球风光发电量占比稳步提升，2022年全球平均占比11.8%，中美比较接近，中国是13.5%，美国是14.2%，欧洲新能源发展早，至2022年风光发电占比达到20.5%。 随着风光发电占比提升，峰谷负荷差越来越大，电化学储能作为一种非常优质的储能介质，未来发展势在必行。 图表10：全球和中美欧风光发电量占比（%） 2.3政策和成本推进，助推行业向上弹性 政策端：中国通过“强制配储”的政策有效拉动储能装机量的提升，并且电改也在持续推进，近期火电容量电价的推出从上游左侧开始理顺，未来一方面电力市场现货将逐步推广放开，另一方面需求端的市场价差逐步拉大，将从两端推进储能经济性的提升。美国IRA法案细则的逐步落地和放开，将持续长期保持美国储能的中高速增长。欧洲工商业的法案也在逐步推进中，将为欧洲储能提供助力。 成本端：随着锂价持续下行，最新碳酸锂价格已跌破15万元/吨，预计未来还有下行空间。10月储能电芯、系统中标价、EPC中标价也达到全年最低，分别是0.51元/Wh、0.96元/Wh、1.26元/Wh。成本端的价格下降，提升储能经济性，助推行业向上弹性。 图表11：2021年-2023年电池级碳酸锂周度价格（万元/吨） 图表12：2022年7月-2023年10月储能电芯、系统中标、EPC中标月度价格（元/Wh） 3储能装机量：预计2024中美欧装机116GWh，同比+64% 我们预计中美欧2024年装机约为116GWh，同比+64%。 中国：持续支持，源侧配储+工商业同步进行→确定性强。中国政府对于新能源和储能的政策支持力度很强，有力的推进产业的发展。从中国目前的用电发电分布来看，我们认为明年源侧配储和用侧的工商业储能将同步进行，源侧配储保证发电侧的稳定，与电力现货市场改革同步推进，用侧的工商业储能从浙江、广东、山东、江苏等地逐步扩大和推广，与虚拟电厂协同并进，打开需求端的电价波动，为市场平稳有序健康发展指引方向。我们预计2024年中国储能装机约为59GWh，同比+80%。 美国：稳步推进，经济性刺激+补贴和税收引导+中美关系缓和→有利于出口。 美国虽然内部两党纷争不断，但在新能源领域的发展实质上一直是稳步推进的。 随着美联储降息预期的不断增加，叠加中国产业链降价的持续刺激，储能的经济性快速提升。明年在可预期的方向来看，IRA法案的补贴和税收引导将持续进行，再加上通胀问题是美国关注的核心议题之一，与中国携手合作将给解决此问题带来最直接有效的作用，因此中美关系缓和的概率将逐步提升，并且储能领域并不涉及芯片、人工智能、量子计算等美国最关注的限制性范围，因此将直接有利于中国储能产品的出口。即使短期美国内部仍有所争执和反复，我们认为中美在能源领域的合作大于对抗的大趋势不会变化。我们预计2024年美国储能装机约为33GWh，同比+50%。 欧洲：周期重启，库存见底+电网体系改进→户储和工商业启动。无论如何，欧洲仍然是目前全球最大的经济体之一，其在新能源领域的低碳环保涉及到方方面面的政治、经济、文化已经成为其地区特征的显著标志，绿色能源大方向是非常坚定的。过去几年，因为疫情、地区冲突等原因，欧洲部分国家的经济受到一些影响，在新能源领域的节奏有所波动，但是展望明年，随着欧洲库存见底，以及越来越密集的电网体系改进提升的方案落地推出，欧洲在新能源领域的周期将继续向上，特别是在储能领域，户储和工商业将是欧洲明年的方向。我们预计2024年欧洲储能装机约为24GWh，同比+50%。 图表13：2016-2025E年中美欧三地区储能装机及预测（GWh） 4电价：中美欧整体稳定，均具备底部向上条件 4.1中国：整体稳定，峰谷拉大 从供给侧来看，中国发电能源以煤炭为主，水电为辅，风光在边际提升。因此煤价、天气影响供给侧水位，风光比例影响供给侧波动。 从需求侧来看，中国60%以上的用电需求来自工业企业。因此，需求侧关注国内经济，海外出口。 从电价体系来看，整体低电价，稳波动的原则不会有太大变化，但点状需求侧的峰谷价差预计将随着需求的波动呈现拉大态势。 从政策推进来看，源侧出发的煤电容量电价、辅助服务等重点在于重新理顺电价体系，我们预计大概率不会呈现较大的波动。需侧出发的峰谷价差大概率将由点及面的扩大波动范围，但核心仍是跟随需求。 因此，综合判断，我们预计2024年中国电价体系整体稳定，峰谷拉大。 图表14：中国平均电价（元/KWh） 4.2美国：波动较窄，全年看平 美国电价主要关注天然气价格和通胀水平。 我们预计2024年美国电价体系波动较窄，全年看平。 图表15：美国平均电价（元/KWh） 4.3欧洲：已至底部，有望回升 经历了2022年地区冲突，天然气价格飙升，欧洲运用各项工具使得电价已至正常水平。目前欧洲经济整体偏弱，我们预计随着经济修复，欧洲电价有望底部有所回升。 图表16：欧洲平均居民电价（欧分/KWh） 图表17：德国平均居民电价（欧分/KWh） 5产业链价格：已在降价通道，或于2024H1见底 降价贯穿了2023年储能产业链价格全年的趋势。 全年的需求经历了惯性高增→预期回落→实际减弱的节奏，中国的需求相对较为刚性，但在全球性趋势下，越往下半年预期也在回落，美国的需求波动性较大，在下半年与中国产生了一定程度的共振，欧洲今年的收缩超出了预期，与其经济偏弱直接相关。 碳酸锂由于电动车需求增速平缓，供给逐渐释放，从年初开始下降，虽然经历了5-6月的底部反弹，但大势仍然是下行的。 碳酸锂价格下行带来的电芯成本下行，理应从成本下降落地为刺激需求，但由于碳酸锂持续未见底部，所以只能看到阶段性的需求反弹，在季末前后间或出现冲量的动作，但烈度未达预期。 而其他环节包括PCS、BMS等价格，也随着整体系统报价的下降呈现下降的趋势，部分环节由于光伏需求的冲量整体价