储能行业2024年度策略：虽然群雄逐鹿战，唯有强者立巅峰

电力设备与新能源 年月日 买入维持评级 行业年度报告 新能源与电力设备组 分析师：姚遥（执业分析师：宇文甸（执业 行业观点 虽然群雄逐鹿战，唯有强者立巅峰 储能成本大幅下降叠加降息影响，大储&工商业储能确定性高增长。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%。 中国：消纳压力推高配储要求，预计2024年储能新增装机70.4GWh。今年各省发布文件要求上调新能源配储比例，部分分布式装机大省首次明确要求分布式光伏需配储，测算2024年全国平均配储比例为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，我们预计2024年装机有望达到30.6GW/70.4GWh，同比增长69%/91%。考虑到光伏和储能成本的同步下降，配储比例提高后光储收益率仍可观，以光伏、储能建设成本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。此外随着更高比例风光进入电力市场交易，存量/新增储能电站利用率有望提升。 美国：利率见顶+成本下降，需求增长提速，预计2024年大储新增装机38GWh。2023年前三季度美国大储新增装 机4.4GW/13.4GWh，同比增长41%/46%。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1H24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，装机增速有望超预期，预计2023-2024年美国大储新增装机分别为21、38GWh，同比增长72%、81%。 欧洲：电网侧储能项目大规模落地，需求有望超预期，户储去库结束出货增速有望转正。今年以来欧洲各国针对 大型储能的相关支持政策及招标速度明显加快，根据欧洲储能协会预测，2024年欧洲新增装机将达到5.3GW，同比增长41%。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%，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。 储能企业收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强。随着电芯供给释放、储能市场竞争加剧，各公司收入增 速及盈利能力明显出现分化，海外订单获取能力强的公司量、利增长显著。我们认为现阶段降价及去库加快行业出清，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将在市场份额和盈利能力上更具优势。 投资建议 大储及工商业储能2024年装机确定性高增，且降息背景下仍有超预期空间，同时2024年海外大储系统集成商仍可享受碳酸锂降价红利，国内集成商及PCS公司盈利已处于底部，但出清尚需时日，重点看好：海外出货占比高且具有垂直一体化制造能力的头部储能系统集成商，以及海外出货占比高的PCS企业。户储方面重点关注海外库存&出货逐季度边际改善带来的估值修复机会。 核心推荐组合：阳光电源、阿特斯、宁德时代、盛弘股份、禾望股份（完整组合详见正文）。 风险提示 国际贸易环境恶化风险；汇率大幅波动风险；政策不及预期风险；行业产能非理性扩张的风险。 内容目录 1、中美欧大储确定性高增，海外户储复苏可期5 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70.4GWh5 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5 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8 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/70.4GWh11 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12 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12 1.2.2户储：受到利率影响更大，明年需求有望迎来拐点15 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17 2、收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强19 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19 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22 3、投资建议22 4、风险提示23 图表目录 图表1：全球储能新增装机及预测（分国家，GWh）5 图表2：全球储能新增装机及预测（分场景，GWh）5 图表3：预计2023年中国新型储能装机18.8GW/38.3GWh5 图表4：2023年上半年国内新型储能新增装机类型5 图表5：2023年上半年储能招标项目的应用分布6 图表6：储能系统加权平均中标价格持续下降（元/Wh）6 图表7：2023年各地提高新能源项目的配储要求6 图表8：光伏组件集采中标价格已降至1.1元/W7 图表9：光伏EPC集采中标价格已降至2.5-3元/W7 图表10：不同光照条件及上网电价下光伏配储比例为30%*2h时电站收益率测算7 图表11：光伏建设成本与配储比例对收益率影响的敏感性测算7 图表12：2023年各地要求分布式光伏配置储能8 图表13：河南省分布式光伏承载力评估结果显示可开发容量仅剩下8.58GW8 图表14：多个省份在光伏主要出力时段设置低谷电价9 图表15：浙江1,7,8,12月份峰谷时段9 图表16：浙江其他月份峰谷时段9 图表17：“两充两放”地区工商业储能项目假设10 图表18：“两充两放”地区工商业储能项目税后IRR10 图表19：山东夏季峰谷时段10 图表20：山东春季峰谷时段10 图表21：“一充一放”地区工商业储能项目假设10 图表22：“一充一放”地区工商业储能项目税后IRR10 图表23：储能建设成本1.3元/Wh时对应各地区税后全投资IRR11 图表24：预计2024年中国储能装机为30.6GW/70.4GWh11 图表25：预计2024年中国新能源项目平均配储比例为13%11 图表26：2018-2023H1美国储能新增装机（GWh）12 图表27：1H23美国储能新增装机分布（GWh）12 图表28：美国2010-2023YTD大储新增装机（MW）13 图表29：美国2010-2023YTD大储新增装机（MWh）13 图表30：2021-2023年电池级碳酸锂价格持续下跌13 图表31：2023年美国浮动贷款利率上升至近几年新高13 图表32：储能建设成本与贷款利率对大储收益率影响的敏感性测算13 图表33：2022年美国储能项目并网周期有所增长14 图表34：2023年加州申请并网项目大规模爆发（GW）14 图表35：FERC2023号令针对并网拥堵的改革举措14 图表36：美国新增光伏的储能配置率提升（GW）14 图表37：美国新增大型储能装机分布（GWh）14 图表38：预计2024年美国光伏新增装机为45GW15 图表39：预计2024年美国大储新增装机为38GWh15 图表40：美国户用光伏的储能渗透率（季度）15 图表41：美国终端客户户储安装的驱动因素15 图表42：美国平均居民电价最高的州（美分/kWh）15 图表43：美国平均居民电价持续上涨（美分/kWh）15 图表44：加州净计量电价收费机制（NEM）16 图表45：2022年美国户用光储安装成本中位数4.9美元16 图表46：加州NEM3.0有望提升光伏+储能安装积极性16 图表47：加州户用光储系统度电成本测算16 图表48：2022年欧洲新增储能装机分布（MW）17 图表49：2022年欧洲表前储能新增装机市场（MW）17 图表50：2023年欧洲发布多项储能支持政策，从顶层架构层面强调新型储能的重要作用17 图表51：今年以来欧洲各国大储规划及建设加速17 图表52：英国公用事业规模储能项目Pipeline持续增长（MW）18 图表53：预计2024年欧洲新增大型储能装机达到5.3GW，同比增长41%（MW）18 图表54：2023年欧洲居民电价从高位回落19 图表55：预计2024年欧洲户储新增装机13GWh19 图表56：2023年欧洲新增户用光伏中储能安装率达到20%以上19 图表57：2H23逆变器出口欧洲金额同比下降（亿元）19 图表58：储能系统集成商盈利能力出现分化20 图表59：2023年上半年储能系统中标企业中大部分具备垂直一体化制造能力（MWh）20 图表60：2022年储能系统集成商可融资性能力排名21 图表61：今年以来国内上市公司海外大储订单需求旺盛21 图表62：2Q23-3Q23大部分逆变器公司收入增长承压（亿元）22 图表63：2023年逆变器公司毛利率基本保持稳定22 图表64：2023年上能电气逆变器毛利率保持稳定22 图表65：2023盛弘股份储能PCS毛利率同比下降22 图表66：2022年全球储能系统集成商市场份额23 图表67：全球主要市场储能系统集成商出货前三23 图表68：储能相关公司估值表（截至2023年12月22日）23 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%。 图表1：全球储能新增装机及预测（分国家，GWh）图表2：全球储能新增装机及预测（分场景，GWh） 来源：中关村储能产业技术联盟、伍德麦肯兹、SPE、EASE，国金证券研究所来源：中关村储能产业技术联盟、伍德麦肯兹、SPE、EASE，国金证券研究所 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。 图表3：预计2023年中国新型储能装机18.8GW/38.3GWh图表4：2023年上半年国内新型储能新增装机类型 来源：中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所来源：中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所 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