1、 储能：产能瓶颈打开，全球需求有望持续释放

1.1、 2023 年储能板块行情回顾

2023 年储能板块由估值驱动转为盈利驱动，核心投资方向为深耕细分场景、区 域的优质储能标的，投资节奏要把握标的估值与其盈利预测的匹配性。2023 年至今， 受全球宏观经济下行、通胀回落的影响，部分光储装机主力国家装机意愿出现了较 大幅度的下降。同时伴随硅料、碳酸锂等光储上游原材料产能持续投放，产能出现 了相对过剩，导致终端产品售价持续走低，板块估值受行业供需两端影响，出现了 大幅杀跌。因此投资重点在行业基本面尚未出现大改善的情况下应当重视对特定场 景与市场深耕的储能公司，在投资节奏方面要把握其估值与盈利兑现的匹配性。

1.2、 碳酸锂供需走向宽松，价格持续下降

碳酸锂供需由紧平衡走向宽松，价格年内降幅最高超 80%。根据百川盈孚统计， 在供应端考虑新增碳酸锂产能均能如期投产的情况下，预计到 2023 年底全球碳酸锂 产能将达 109.2 万吨，到 2025 年全球碳酸锂产能将达 164.2 万吨。需求端，在电动 车销售增速放缓的背景下，电动车领域 2023-2025 年的碳酸锂需求量预计分别为 53.17、65.2、75.7 万吨。储能领域在当前的装机预期下其碳酸锂需求量有望达 9.09、 14.82 与 23.03 万吨。此外，加上消费与传统领域的碳酸锂需求 2023-2025 年间全球 碳酸锂需求有望分别达 97.3、117.9、138.8 万吨，产能相对需求目前仍呈现相对过剩 的状态。2023 年，因为电动车销售增速的下滑，碳酸锂价格自高点 56 万元吨的价格 最多下降至年内 9.9 万元/吨的低点，降幅超 80%。

1.3、 储能电芯相对过剩，电芯价格进入下降通道

原材料宽松带动储能电芯相对过剩，电芯价格有所下降。电动车、储能市场的 高速增长促使行业玩家纷纷开展产能扩张， 根据电动中国统计，截至 2022 年 9 月， 全国动力及储能电池基地产能规划合计约 5160GWh，其中动力电池产能超 4800GWh。 同时在新玩家持续入局、原材料供应相对宽松的背景下，储能电芯产能有望进一步 扩张，产能相对过剩导致行业竞争加剧。 根据鑫椤锂电统计，截至 2023 年 12 月，储能电芯价格已降低至 0.44 元/Wh， 相对年初下降 54%，相比年初价格已经腰斩。

1.4、 潜在储能装机瓶颈为大功率 IGBT 模块

小功率单管国产化率显著提升，大功率 IGBT 模块供需仍然偏紧。受益于国内 电动车与光储产业的快速发展，IGBT 国产化进程显著加快，根据 YOLE 统计，我国 IGBT 国产化率有望由 2017 的 12.3%提升至 2023 年的 32.9%，多家逆变器企业均对 自身的小功率光伏与储能逆变器产品进行了国产化 IGBT 单管的导入。在应用于集中 式光伏逆变器与大功率储能 PCS 的 IGBT 模块方面，国产化进度相对较慢，目前行 业主流生产企业仍为英飞凌、富士等海外企业为主。海外企业相对下游需求较低的 产能扩张速度使得 IGBT 模块仍然处于紧平衡状态，因此当前大功率储能电站装机瓶 颈尚未完全打开，国产化率相对较低的 IGBT 模块使得 PCS 产能仍处于紧平衡状态。

1.5、 市场空间：我们预计 2025 年全球储能装机将达约 330GWh

我们预计到 2025 年全球储能市场装机规模将达 331.7GWh，新增装机市场空间 将达 3302.7 亿元（此前 5645.5 亿元）主要系储能系统售价因原材料成本下降下调。 其中中美欧及新兴市场储能均有望实现高速发展。  中国：我们预计国内到 2025 年表前储能新增装机有望达 113.4GWh，表后 工商业储能装机有望达 19.7GWh。两大应用市场均有望实现高速发展。  欧洲：我们预计欧洲到 2025 年表前大储新增装机有望达 27.8GWh，表后 户储与工商业储能有望达 26.9GWh。受此前库存高累影响，2023 年表后储能装机增 速有一定下调，不过大储发展有望提速。 

美国：我们预计美国到 2025 年表前大储装机有望达 67.8GWh，表后户储 及工商业储能装机有望达 10.5GWh。美国储能装机在 IRA 政策刺激及当地新能源装 机占比提升背景下有望实现高速增长。  新兴市场：我们预计到 2025 年包括澳洲、中东非等地在内的表前大储装 机有望达46.6GWh，以南非、东南亚等地为代表的表后储能市场装机有望达19GWh。

2、 中国：表前大储期待商业模式突破，工商业储能蓄势待发

2.1、 中国：强配政策仍是国内表前储能装机增长的重要因素

2023H1 国内储能装机实现高增，表前储能为装机主力。2023 年上半年，随着 国内风光装机的持续增长与储能电芯价格下降，上半年国内储能装机量高达 7.59GW/15.59GWh，超 2022 年全年水平。就 2023 年上半年国内储能装机类型分布 而言，根据储能与电力市场公众号统计，可再生能源配储与独立储能装机占比分别 为 32%与 64%，用于调频的装机占比仅为 1%，工商业用户侧储能装机占比 3%。我 国当前储能装机类型仍然还是以可再生能源配储与独立储能为代表的表前大储为主。

强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机 需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国资委 对“五大四小”等发电央企到 2025 年新能源装机占比提出了 50%的刚性要求。政策 层面的强制性是国内表前储能放量的关键因素。招标量持续高增，中标价格受多重因素影响降幅明显。截至 2023 年 12 月，包 括多个框架采购协议在内国内储能系统集成与 EPC 合计招标 37.9GW/93.9GWh，超 去年全年。价格端，受原材料价格下降、下游商业模式不成熟与行业竞争加剧影响， 国内储能系统与 EPC 中标单价持续走低，截至 2023 年 12 月，储能系统与 EPC 中标 单价分别为 0.77 元/Wh 与 1.45 元/Wh。

2.2、 中国：部分地区独立储能电站模型已经具备了初步的经济性

湖南省内储能电站盈利主要来源于容量租赁、辅助服务和充放电价差三个方面： （1）容量租赁：收入来源于没有配置储能容量的新能源电站与储能电站业主签订的 租赁合同，储能电站业主收取一定的租金。目前湖南省内并网的新能源项目都必须 向电网提供签订的容量租赁合同或者自建的储能电站。根据华自科技公告，其签订 的容量租赁十年长约价格在 400 元/kW/年，时间相对较短的容量租赁单价在 460 元 /kW/年；（2）辅助服务：该收益来源储能电站按照电网调度指令提供辅助服务，根 据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022 版）(征求意见稿)》其报价区间为 0-0.5 元/kWh 之间，紧急短时调峰服务费最高可达 0.6 元/kWh；（3）充放电价差：在电力 现货市场运行前，新型储能项目参与电力中长期市场，充电时作为大工业用户签订 市场合约，充电价格无需承担输配电价和政府性基金及附加，放电时作为发电主体 签订市场合约，通过充放电价差进行套利。

中性条件下测算储能电站资本金收益率可达 8.8%。按照总投资 3.6 亿元的 100MW/200MWh 储能电站，在容量租赁单价为 460 元/kW/年，年充放电次数为 300 次。充放电价格参考湖南省 2023 年 10 月代理购电价格。年参与深度调峰频次为 250 次，调峰辅助服务收益为 0.3 元/kWh 的情况下，其资本金收益率能够达到 8.8%。

储能电站成本回收机制有望实现突破性进展。独立储能电站虽然在部分地区具 备了一定的经济性，不过其容量租赁收入本质上仍是由新能源电站运营商所承担， 并未秉承“谁收益，谁承担”原则，储能电站建设成本付出者与终端受益用户并非 同一主体。不过随着宁夏和广东、新疆、广西等地开始对电网侧独立储能电站建设 成本纳入输配电价回收进行探索，国内储能商业模式有望加速成型。国内表前储能 有望从配套风光装机的成本项转变具备相当经济性的运营资产，同时其运营经济性 在很大程度会仰仗于储能系统集成产品的性能。成熟的商业模式也会加速储能系统 集成市场的出清，优化竞争格局。

2.3、 中国：工商业储能有望成为国内储能装机的重要组成部分

工商业储能收益机制丰富同时受部分地方政府补贴。政策端，基于保障辖区内 企业稳定连续生产与将电力保供职责交由相关企业自己负责的目的。包括安徽、广 东、湖南、江苏、浙江等多个省份在内的地区政府均针对工商业储能推出了相关的 补贴政策，相关补贴有望在短期对工商业储能装机放量形成刺激。从经济性角度考 虑，工商业储能电站收益机制丰富具备包括峰谷套利、需量管理、配电增容等多种 收益机制，相对成熟的商业模式在储能系统成本下降的大背景下也加速了国内工商 业储能电站的推广。

工商业储能商业模式清晰，商业模式成熟。目前主流的工商业储能电站项目开 发模式包括业主自投、合同能源管理（EMC）与融资租赁方式，其中 EMC 方式是当 前工商业储能电站的主要开发方式。主要为业主引入投资方合作，通过 EMC 合同将 能源进行外包，并与投资方进行利润分享从而实现降低投资成本同时节省能耗的目 的。

以浙江、广东为代表的工商业较为发达的地区工商业储能电站已经具备了一定 经济性。在广东地区，在仅考虑峰谷价差套利单一收益方式的情况下，工商业储能 电站通过每天两充两放（一次谷充尖放、一次平充峰放），初始投资成本为 1.2 元/Wh， 最大峰谷价差在 1.18 元/度，投资方分成 90%的情况下，其资本金收益率可达 15.5%， 投资回收期在 4.6 年左右。 在浙江地区因为当地更加适合的峰谷平时分段，其在两充两放（一次谷充尖放、 一次谷充峰放），初始投资成本为 1.2 元/Wh，最大峰谷价差为 0.72 元/度，投资方分 成 90%的情况下，其收益率可达 14.6%，投资回收期在 5 年以内。此外包括江苏、 上海等工商业相对发达的省份工商业储能电站均具备了相当的经济性。

峰谷价差持续拉大趋势有望进一步提升工商业储能电站边际经济效益。进入 2023 年全国电网企业代理购电价差相比 2022 年持续拉大，根据北极星电力网统计， 10 月全国代理购电价差最大的广东省其代理购电价差高达 1.4 元/kWh，峰谷价差超 过 0.7 元/kWh 以上的地区达到了 18 个。峰谷电价差的持续拉大、储能系统成本的持 续下降与金融工具的有效应用有望进一步提升工商业储能电站的经济性，助力工商 业储能电站的广泛推广。

中长期看电力现货市场有望进一步拉大工商业储能电站收益率。以山东省开展的电力现货市场为例，其发达的分布式光伏市场使其在中午光伏大发时甚至出现了 负电价，因此工商业储能用户通过电力现货市场的套利收益将会进一步提升。因此 在中长期时间维度内看，随着国内分布式光伏持续上量和电力现货市场的推广，工 商业储能既能够解决分布式光伏消纳问题同时其在电力现货市场的收益率有望进一 步提升，支撑其装机持续性。

2.4、 中国：铅碳技术路线有望占据一席之地

铅炭电池安全性优于锂电池，适宜人口密集地区的工商业储能。由于铅炭电池 的电解液为稀硫酸的水基体系，只需要保持通风就不会发生燃烧爆炸，在安全性上 具有优势。虽然其在响应速度及循环寿命上不及锂离子电池，但是其安全性特点让 他在人口密集地区的工商业储能应用场景具备相对优势。成市场的出清，优化竞争 格局。

国内多个铅碳储能项目开展了招标、建设工作。根据 CNESA 公众号与北极星 储能网统计，2022 年 6 月至 2023 年 6 月之间，国内多个铅碳储能项目完成了签约、 招标工作，累计项目量达到了近 15GWh。国内采用铅碳技术路线的工商业储能与共 享储能项目装机量有望提升。

3、 表前：美国大储装机触底回升，英、澳需求有望放量

3.1、 美国：IRA 补贴细则落地，储能装机有望提速

IRA 针对美国本土制造补贴细则落地，储能装机有望加速。2023 年 5 月 12 日， 美国国税局和财政部正式发布了针对 IRA 法案中本土制造相关激励补贴的初步指导 细则。新版补贴细则将补贴分为三种类型包括投资税收抵免 (ITC)、生产税收抵免 (PTC)和先进制造生产税收抵免。其中 ITC 针对初始投资成本，PTC 针对发电量，先 进制造生产税收抵免要求产品在美国本土完成终端生产，储能项目仅适用于 ITC 补 贴。 针对大于 1 MW 的大型储能项目只有满足 1）项目的最大净输出能源小于 1MW； 2）2023 年 1 月 29 日前开工建设的项目；或 3) 该项目满足通货膨胀减少法案的现 行工资和学徒要求这三个要求之一才有资格获取 30%的基础补贴。同时满足本土化 制造、能源社区与低收入社区要求之后最高补贴幅度可达到 70%。大型补贴项目细 则的正式敲定有望加速国内备案储能项目的建设进展。

3.2、 美国：光伏装机提速，大储装机有望触底回升

“双反”暂告一段落，美国光伏装机显著提速。受美国政府对来自中国光伏组 件企业的所设立的一系列关税贸易壁垒影响，美国当地光伏装机建设受到了严重影 响。2022 年美国当地光伏新增装机仅为 19GW，同比下降 19.5%。不过在 2022 年 9 月 16 日，出于加速美国本土光伏装机建设的考虑，拜登政府决定暂停美国商务部对 从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南进口的光伏电池和光伏组件征收新的反规避税的 最终规则，暂停征收税时间为期两年。

2023Q3 美国当地实现光伏装机 6.5GW，同比增长 36.7%。同时根据鑫椤锂电 数据，美国当地 77%表前储能装机需求源于光伏配储，光伏项目的陆续上线有望加 速此后与之相配套的美国表前储能的装机需求。

3.3、 美国表前储能装机有望实现稳步增长

IRA 法案正式落地叠加光伏装机回暖，美国储能装机有望触底回升。 2023Q1 表前储能装机不及预期主要系美联储持续加息+碳酸锂价格大幅波动+IRA 补贴细则 尚未正式落地。不过随着碳酸锂价格在 Q2 触底回升叠加 IRA 补贴细则正式落地， 根据 Woodmac 数据，2023Q3 美国储能装机为 2355MW/6848MWh，其中户用与工商 业储能装机分别为 381MWh、92.9MWh，分别同比-4.7%、+65.3%。表前储能装机为 6848MWh，同比 44.7%。展望 2023 年下半年，随着美联储停止加息、碳酸锂价格趋 稳，美国表前储能项目收益率有望进一步抬升从而对当地储能装机形成进一步刺激。

同时根据 Woodmac 预测，预计在 2023-2027 年间，美国需要至少实现储能累计装机 67GW/221.5GWh，平均每年新增装机不低于 13.4GW/44.3GWh。

3.4、 英国：商业模式成熟叠加成本下降，英国大储蓄势待发

英国储能收益来源多样，收益机制丰富。自由化程度相对较高的英国电力市场 为英国储能丰富的收益机制奠定了基础，英国储能电站收益机制丰富，从价值量相 对较高的调频服务市场和备用市场到价值量不高的能量市场，储能能够获取的收益 来源超过 10 种。同时储能系统成本的下降进一步降低了英国储能电站的建设成本有 望进一步提升其经济性。

成熟的商业模式使英国储能装机稳步增长。根据 Modo 统计，英国大储累计装 机自 2016 年 0.01GW 增长至 2022 年底的 1.93GW，到 2026 年底英国当地的大储累 计装机有望达 13GW，未来 4 年平均每年新增装机将不低于 2.77GW，保守按照 2h 配储时长，每年新增装机将不低于 5.5GWh。

3.5、 澳洲：输电线路大修与容量投资机制推广有望加速澳洲大储建设

两大因素有望加速澳洲储能系统建设进展。两大因素包括为澳洲计划投资 200 亿澳元用于输电网络重新布线、大修的招标计划和容量投资机制。其中输电网络的 重新布线与大修意味对澳大利亚输电线路进行升级和延长从而使得澳大利亚各个州 能够实现可再生能源电力的共享，并且使储能系统在澳大利亚电网当中发挥更加重 要的作用。而容量投资机制本质上则是一个通过招标授予大规模可调度可再生能源 的收入承销计划。根据 Woodmac 预测澳洲 2023 年新增储能装机有望达 2GW/4.8GWh， 并在 2023-2032 年间每年维持 5GWh 以上体量。

澳洲储能电站收益机制明晰，保障业主长期装机意愿。澳洲储能电站辅助服务成本回收方式包括市场化辅助服务与非市场化辅助服务，其城市疏导方式秉承“谁 受益，谁承担”原则，在锂电储能成本下降背景下，其在一定时间段内对业主的装 机意愿形成了显著支撑。

4、 表后：欧洲去库稳步推进，亚非拉市场有望成为重要增长 极

4.1、 欧洲：户储去库持续推进，经济性保障市场发展前景

户储推广迈入第二阶段，经济性支撑长期发展。伴随欧洲天然气供应短缺问题 的缓解，当地天然气及电价相较去年同期均实现了较大幅度的下降，截至 2023 年 12 月，以德国地区为例，当地电价已经降低至 0.1 欧元/度水平以下。随着当地能源危 机的缓解，此前过多发往欧洲地区的户储产品形成了较大规模的库存，根据海关数 据统计，国内发往欧洲贸易中转站荷兰的逆变器产品在 2023 年 1-10 月之间总体呈下 降趋势，不过在 11 月国内对荷兰逆变器出货数量达 23.3 万个，自 8 月以来首次环比 转正。

2022 年俄乌冲突引发的能源危机向欧洲人民普及了户光、户储等绿色能源产品， 伴随储能光伏系统的成本下降与利率进入下行通道，户用光储产品的经济性仍有大 幅提升空间。根据我们的测算，在 0.11 欧元/度的电价和 0.35 欧元/Wh 的光储投资成 本下其 IRR 仍然高达 12.7%，投资回收期约为 6 年。在常规电价水平下，光储系统 投资成本的下降有望持续激发当地对户储等绿色能源产品的需求。

4.2、 南非：电力危机加速户储市场发展，装机有望持续增长

电力短缺加剧，可再生能源装机规模有望持续增长。根据南非主要电力运营商 Eskom2021 年年报显示，南非电力装机结构中煤电装机占比 73.8%并且 90%的电力 装机由 Eskom 所垄断。因为该企业多年来面临煤电设备老化、维护不足、使用过度 和企业自身高额债务问题，南非地区大规模的限电成为常态。根据德业股份公告显 示，2022 年南非地区全年累计 205 天出现了不同程度的停电事故。为了应对能源危 机，南非政府规划了大规模的可再生能源发展规划，计划到 2030 年实现风电、光伏、 储能装机容量分别为 17.7GW、8.3GW 与 5GW，到 2030 年风电、光伏与储能的装机 占比有望分别达 22.8%、10.7%与 6.4%。

南非可再生能源支持政策陆续出台，国内逆变器出口量同比大幅增长。南非政 府分别于 2022 年 7 月与 2023 年 3 月出台了鼓励分布式发电设施建设的政策，发布 多项光伏储能税务补贴。2023 年 1-11 月之间，国内对南非实现逆变器出口 178.1 万 个，同比增长 72.8%。其中自 3 月南非政府扩大可再生能源税收激励政策后其出口量 环比实现了大幅增长。伴随南非短期内无法解决的电力供应危机和长期对新能源装 机的支持政策，该市场装机有望持续高增长。

4.3、 东南亚：电荒引发制造业停摆，储能需求迫在眉睫

停电事故频发，东南亚表后储能市场需求有望放量。2023 年 6 月，国内对越南、 泰国和马来西亚分别实现逆变器出口53.3、10.1和 23.3万个，分别环比增长945.3%、 46.3%与 75.2%，东南亚地区储能市场需求自 6 月夏天开始实现了大幅增长。其主要 原因系当地脆弱的电网在极端气候发生与可再生能源装机占比提升的情况下，其不 稳定性大幅加强，对储能系统需求呈现出相对刚性。

以越南地区为例，6 月以来因为厄尔尼诺现象的影响，占越南北部电力装机 43% 的水电出力大幅下降同时煤电因为发电负荷过高事故频发对当地工厂的生产制造和 居民生活造成了严重的影响，出于保障电力供应的需求其储能系统建设刻不容缓。 同时在越南南部包括泰国、马来西亚等国新能源装机占比持续提升的背景下，储能 系统作为利用可再生能源电力的重要手段其装机量有望同步推进。

 

编辑：520中国