2024年储能策略报告：大储持续高增，户储反弹在即，光储平价周期有望开启

证券研究报告 大储持续高增，户储反弹在即，光储平价周期有望开启 ——2024年储能策略报告 证券分析师：曾朵红 执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn联系电话：021-60199798 2024年1月3日 目录 PART1大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期 PART2户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点 PART3工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍 PART4产业链趋势及出货 PART5投资建议和风险提示 2 摘要 大储：降价降息收益提升，合力迈向光储平价新周期！光储价格双降带动储能收益率大幅提升，23年12月储能系统及EPC中标均价已降至0.8-0.9/1.1-1.2元/wh，我们测算山东30%/2h光储系统IRR自3.3%提升至8.8%，共享储能自0.5%提升至6.8%。我们测算弃电率>2%时，应用储能回收弃电后的电站收益率更高，光储平价到来，支撑后续电站配储率和储能利用率的提升。23年Q1-3国内储能装机12.3GW/25.5GWh，同增925%/920%。23年大储公开招标77.2GWh，同增92%，中标63.7GWh，同增52%，我们预计24/25年国内大储装机50/64GWh，24年同增37%，23-25年CAGR达33%。美国降本降息周期接连开启，截至23Q3美国大储系统终端价格为1288美元/kw，环比-23%，资金成本也处于历史高点，24年随储能售价和资金成本下降，地面光储/独立大储IRR或提升5-6pct。23Q1-3美国大储装机4.2GW/13.5GWh，同增33%/42%，截至23年11月备案量已达31GW，同增37%，短期并网审核排队时间较长，后续或将集中释放，我们预计美国24/25年装机达35/59GWh，24年同增55%，23-25年CAGR达61%。全球看24/25年装机需求达99/148GWh，24年同增43%，23-25年CAGR达46%。 户储：欧洲去库接近尾声，24年出货有望恢复增长。1）欧洲：23年终端需求增长主要由经销商库存满足，去库节奏有所分化，德国需求持续高增库存较少，23年1-11月新增装机4.5GWh，同增150%+；非德语区需求放缓库存较高，价格端23年小幅下降约10-15%，降本支撑下毛利率坚挺。我们预计24Q1经销商完成去库，叠加降本及降息预期下IRR上行，需求拐点明确，龙头公司订单及出货从24Q1起逐步恢复，价格及盈利保持基本稳定。24年欧洲户储需求有望达4.9GW/10.1GWh，同增25%左右；2）南非：能源结构及电力系统问题突出，导致其电力危机频发，刺激光储的刚性需求，我们认为24年需求继续高增；3）其他：美国23年NEM政策切换+贷款利率较高，美国户用光储增长放缓；澳大利亚及日本市场平稳增长。我们预计24/25全球户储装机达17.3/23.2GWh，同增26%/34%，23-25年CAGR达30%。 工商储：峰谷价差拉大，备案量高增。截至23年12月国内有20个省份月度峰谷价差超过0.7元/KWh，推动工商储备案量高增。据不完全统计 ，23年1-11月我国用户侧储能备案量超10.3GWh，备案项目增长迅速，但受工商储初始投资成本高+分时电价存在较大不确定性+业主用电负荷不能完全满足两充两放等多种问题导致工商储落地比例仍较低，我们预计24/25年全球工商储装机6.85/10.8GWh，同增86%/58%，23-25年CAGR达72%。 23年去库及碳酸锂价格波动影响，产业链出货增速略有下调，但24-25年预期仍可维持年复合40%增速：我们预计23年全球储能电池出货200GWh，同增59%，其中国内/美国/欧洲分别70/70/24GWh，同增79%/56%/6%，24-25年预计维持年复合40%+增速，需求达282/400GWh。24年国内市场竞争依然激烈，当前电芯价格已跌至0.45-0.5元/Wh，较高点55%，仍有小幅下行空间；海外市场竞争格局较好，盈利稳定。PCS方面，23年海外大储PCS及集成商量利齐升（受益于汇率+原材料降价），24年预计仍将维持较高出货增速；23年户储PCS因去库，出货收缩，但盈利保持稳定（毛利率40%+），我们预计24Q1起去库完成、订单逐步修复，季度环比将保持持续增长。 投资建议：我们预计24/25年全球储能容量需求分别为99/148GWh，24年同增43%，23-25年CAGR达46%，看好：1）海外户储：德业股份 、固德威、锦浪科技、禾迈股份、派能科技、科士达、昱能科技、鹏辉能源，关注艾罗能源、海兴电力等。2）海外大储：阳光电源、阿特斯 、宁德时代、亿纬锂能、比亚迪，关注科华数据、南都电源、科陆电子、东方日升；3）工商储：盛弘股份，关注开勒股份、通润装备、芯能科技、苏文电能；4）国内大储：南网科技、金盘科技，关注上能电气。 风险提示：竞争加剧，政策超预期变化，可再生能源装机不及预期，原材料供给不足等。 3 PART1大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期 4 1中国：23年1-11月大储装机17GW，西北升至第一，网侧为主流 23年1-11月我国新型储能应用场景分布（%，GW） 电网侧 64%,10.71 34%,5.732%,0.37 电源侧 用户侧 0% 20% 40% 60% 80%100% 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。 图表：23年1-11月我国新型储能应用场景分布 5 数据来源：CESA，CNESA，东吴证券研究所 图表：国内新型储能月度装机（MW，%） 新型储能装机（MW）环比 3,469 2,925 1,478 1,7481,9311,804 857 953 1,035 404434 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2023/1/12023/3/12023/5/12023/7/12023/9/12023/11/1 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% -50% -100% 图表：我国电化学储能装机区域分布（%） 32% 26% 13%12%11%5% 24% 31% 2% 18%3%12% 西北 23年1-11月 华东 华中 西南 22年 华北 华南 0%20%40%60%80%100% 2中国：23年大储招标77.2GWh，同增92% 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。 图表：国内新型储能单月招标（上）中标（下）量（MWh） 12643 2022 2023 10789 8010 11235 9188 5778 5006 2282 29993781 4728 690 14,000 12,000 10,000 8,000 图表：我国电化学储能中标区域分布 西北 6,000 4,000 2,000 0 1月2月3月 4月5月6月 7月8月 9月10月11月12月 23年 34% 16% 12%7% 20% 11%0%华东 华中 西南 16,000 12,000 8,000 4,000 0 418846854667 20222023 7059 427538183306 8618 36544904 68967580 22年 36% 17% 11%2% 24% 华北 10%0% 华南 东北 6 数据来源：北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场、CNESA、CESA，东吴证券研究所 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 0%20%40%60%80%100% 3光储降本，光储电站IRR提升6个点左右，利好放量 光伏及储能系统价格双降，带动收益率跃升。23年硅料降价+竞争加剧，组件价格已从22年2元/W降至23/12/29的1元/W左右，部分招标价格已下探至0.9元/W；储能受碳酸锂价格下跌影响，价格也快速回落，12月储能系统及EPC中标均价已降至0.8-0.9/1.1-1.2元/wh。组件及储能成本双降，以山东市场为例，我们测算30%/2h光储系统IRR自3.3%提升至8.8%，共享储能自0.5%提升至6.8%。 1.00 图表：组件（上，元/W）储能中标（下，元/Wh）价格走势 23/12 23/10 23/08 23/06 23/04 23/02 22/12 22/10 22/08 22/06 22/04 22/02 21/12 21/10 21/08 21/06 21/04 21/02 20/12 0.5 核心假设 光伏（元/W） 3.5 贷款比例 70% 峰谷价差（元/度） 0.50 储能（元/Wh） 1.20 贷款利率 3.5% 租金（元/kw*年） 330 上网电价（元/度） 0.39利用 小时（h） 1450 容量补偿（元/kwh*年） 0.043 图表：山东光伏配储IRR对应价格变化（竖轴光伏系统价格元 1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 4.5 3.3% 3.7% 4.2% 4.7% 5.2% 5.7% 4.25 4.0% 4.5% 5.0% 5.5% 6.1% 6.7% 4 4.8% 5.3% 5.9% 6.5% 7.1% 7.8% 3.75 5.7% 6.3% 6.9% 7.6% 8.3% 9.0% 3.5 6.7% 7.4% 8.0% 8.8% 9.6% 10.4% /W，横轴储能系统价格元/Wh；30%/2h） 7 数据来源：PV-Infolink，北极星储能网，东吴证券研究所 2.5 1.5 0.5 单面单玻PERC组件182mm(RMB)单面单玻PERC组件210mm(RMB) 双面双玻PERC组件182mm（RMB）双面双玻PERC组件210mm（RMB） EPC储能系统 1.1 202201 202202 202203 202204 202205 202206 202207 202208 202209 202210 202211 202212 202301 202302 202303 202304 202305 202306 202307 202308 202309 202310 202311 202312 0.9 4.79% 1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 330 0.5% 2.9% 6.1% 10.6% 18.1% 31.4% 300 -0.3% 2.0% 5.0% 9.4% 16.3% 29.1% 270 -1.1% 1.1% 4.0% 8.1% 14.7% 26.7% 240 -2.0% 0.2% 2.9% 6.8% 13.0% 24.4% 210 -2.8% -0.8% 1.9% 5.5% 11.3% 22.0% 图