峰谷套利驱动工商业配储需求。
装机层面：海外户储新兴市场高景气、传统市场欧洲需求承压；海外大储美国装机向好、非美地区起量；国内需求源网侧为核心推动力。 出口维度：储能出海订单高景气。据CESA储能分会不完全统计，2024年1-10月，中国储能企业在海外市场拿下的订单超过15GW/116GWh。其中储能电池占比59%/储能系统38%。
2024全年储能指数跑输大盘及电力设备指数。2024年初截至2024/12/31，储能指数收至-6.48%，万得全A收至+10.00%，电力设备(申万)收至+3.08%，储能指数相对万得全A收益率-16.49%，相对电力设备(申万)收益率-9.56%。 “924”行情区间录得相对靠前板块收益。2024/9/23-2024/10/8收盘，储能指数实现区间+47.38%的收益，跑赢综合（申万）+14.76%。
2024年板块前期在阳光电源、上能电气、德业股份等企业一季度业绩良好的驱动下有所走高，不过上半年整体呈下行态势，我们判断主要受到国内储能系统降价、欧洲户储库存高企等因素影响； 2024年中以来，随着新兴市场多点开花的户储需求逐渐明朗、中东非欧大型光储需求爆发、以及订单的兑现落地，板块景气度不断抬升； 而后板块受到美国大选政策风险、欧洲户储需求低迷、部分区域月度增速下滑、以及对长期盈利和竞争加剧的担忧等因素影响有所扰动。
对于具备能源转型诉求的地区，储能需求爆发节奏更多由经济性决定，取决于光储平价所处阶段。 德国已实现光储平价。根据Fraunhofer ISE，在400-1000欧元/KWh电池系统成本对应下，2024年德国大型光伏配储LCOE为6.0-22.5欧分/KWh，低于同期煤炭LCOE 17.3-29.3欧分/KWh。 多国具备大型光储平价的良好基础。以德国为基准，相对而言，欧洲多国、美国、南美多国、澳大利亚、沙特、印度的光伏发电LCOE较德国更低，具备光储平价的良好基础。
国内光储度电成本模拟：经我们测算，在光伏EPC/储能EPC成本分别为3元/W，1元/Wh、配储比例/时长分别为20%/2h时，光伏LCOE为0.23元/KWh、储能LCOS为0.46元/KWh、光储LCOE为0.25元/KWh，与全国各地0.28-0.45 元/千瓦时的燃煤发电上网电价相比具备经济性。 海外光储度电成本模拟：我们采取IRENA统计的截至2023年末海外多国的光伏EPC价格进行平均得到6元/Wh，不考虑2024年产业链降本情况下，海外光储LCOE约为0.52元/kWh；低于IRENA提供的2023年全球化石燃料平均LCOE USD 0.10/kWh（折合0.70元/kWh），具备经济性。模拟海外理想情况光储度电成本，我们预期在光储降本+配储比例提升至40%的情况下，光储LCOE有望达到0.39元/KWh。
需求动因2:消纳和调控能力的贫弱激发的负荷调节需求
欧洲负电价现象持续加剧。在2025/01/02 GMT+1的0:00-3:00，由于可再生能源发电量超过40GW，远超彼时需求，德国隔夜市场再次出现了阶段性的负电价，日内连续均价最低达到-3.01EUR/MWh。据欧洲电力交易所数据显示，欧洲最大的电力市场德国2024年负电价时长达468小时，同比增加60%。欧洲电力协会数据显示，2024年1-8月在欧盟“竞价区域”内有18%的时间出现负电价，该比例较2023年提升一倍。欧洲负电价问题的根源之一在于消纳和调控能力的贫弱。 阶段性电力供应过剩本质上是电网对新能源的消纳能力不足，缺乏调峰能力和可调可控负荷。欧洲负电价主要在风电和光伏发电高峰期时出现，出现负电价现象的原因涉及三个关键因素，1）电厂的应变能力有限，难以适应可再生能源的波动性，反映了消纳和调控能力的贫弱；2）为了保持电网稳定，调频备用电厂不能轻易中止运行；3）可再生能源的补贴政策未能精准契合市场需求。 储能优化负荷调节，有望成为缓解负电价问题的关键。储能通过在可再生能源发电过剩时储存电力，并在需求高峰时释放，助力平衡电力供需，减少弃电和负电价的出现；同时利用电力市场的峰谷价差，降低用户成本，提升经济效益。
需求动因3：弱电网高电价下的缺电、备电需求
印度、巴基斯坦等电网脆弱地区等地区存在电力供应缺口，配储为保障电力刚需的有效降本措施，需求持续性取决于所处国家缺电状况以及电价水平。2024年新兴市场光储逆变器出口数据亮眼所展现出的户用储能需求激增的背后有巴基斯坦电价上涨、乌克兰战后电力设备受损等极端突发性因素；需求的持续性一定程度上取决于难以预测的前期突发性事件，但考虑到1)新兴市场人口基数庞大，2)诸多地区电网设施老旧脆弱；根据世界银行统计，全球无电人口高达11.8亿人，且有4.47亿人虽然实现电气化，但仍因频繁停电、设备故障以及配电网络缺口处在缺电之中；3)此外，光储不断降本有望带动购买力人群触达范围扩大，从以上看需求至少具备可持续的基础。 全球缺电人口对应的分布式储能空间测算：以全球缺电的4.47亿人作为计算基数；假设5%的分布式储能渗透率，采用5度带电量的户储产品，全球缺电人口对应的分布式储能空间为112GWh，再考虑无电人口，对应的分布式储能空间为407GWh。
需求动因4：峰谷套利驱动下的工商业配储需求
峰谷套利驱动工商业配储需求。当前工商储的盈利模式有峰谷套利、需量控制、需求侧响应、备用电源和现货交易辅助服务5种；其中峰谷套利是最常见的商业模式，用户可以在用电低谷以较便宜的谷电价对储能进行充电；在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。以国内为例，工商业分时电价是决定用户侧储能项目充放电价差套利收益的关键。以国内36个地区2023年11月至2024年10月10kV工商业两部制电价体系为基础，国内工商业储能项目投资经济性最好的三个地区是浙江、江苏、广东；在项目开发成本为1元/Wh、资本金为30% 的条件下，浙江、江苏、广东可分别实现57%、34%和32%的资本金投资回报率。
国内：以工商业用户直接配储应用场景居多。在国内全面落实工业及重点行业碳达峰方案，同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业影响的大背景下，我国第二、第三产业被倒逼需要节能及绿色用能改造，目前国内工商业储能新增装机业主类型中，工商业用户直接配储应用占比超过9成，其中以新能源制造类企业配储企业居多，其次是新型应用场景和光储充场景。
储能电芯：份额较为集中，头部玩家格局基本稳定，强者恒强，国产厂商话语权提升。1)出货格局方面，2024年储能锂电池出货超320GWh，超年初预测，增速超55%，其中大储/户储/工商储280/26/10GWh，同比+65%/+30%/+40%。2)竞争格局方面，全球储能电芯角逐至此，行业集中度已处于较高水平，龙一、龙二格局逐步稳定，InfoLink数据显示，2024H1，TOP10储能电芯厂家的出货量占据了全球91%的市场份额；出货量CR5的企业CR5合计市占率即达到73%，TOP5之后的企业产能利用率预计仅30-40%；第10名以后的电池企业产能利用率预计仅10%左右，或处于加速淘汰的边缘。就地域分布来看，除去排在第八位的韩国三星SDI外，其余9家均来自中国。
储能集成：行业门槛提高，格局有望改善。据InfoLink Consulting，全球储能系统出货量约90GWh；其中交流侧Top5系统集成商出货合计超30GWh，集中度不算高(CR5为33%)。而门槛较高的欧美储能系统市场的集中度较高，CR3接近70%（2023年北美为72%/欧洲CR3为68%）。随着价格内卷进入底部，竞争逐步由“价格”导向迈向“价值”导向，随着行业门槛的提高，行业格局或有所改善。
2024年11月13日中国电建发布2025—2026年度储能系统设备框采招标公告明确，电池生产日期不得早于项目实际供货日期超过3个月。投标人需承诺近三年供货的储能电池系统产品无火灾事故发生，限制了存货电池市场流通。
2024年11月20日中国华能2025年度储能系统框采公告对投标人业绩、投标采用电芯、资格能力要求等均作出规定。其中，投标人须同时满足具有累计不低于1.5GWh（磷酸铁锂电池）国内储能业绩；至少具有1项国内单体项目容量不低于100MWh的储能电站项目储能系统集成业绩等。
