2024年储能行业研究框架：新能源周期核心品种，行业最具成长的主线之一

研究框架 & 行情复盘

储能仍是一个成长行业，主要应关注需求

需求是核心矛盾：储能是新能源行业的后周期，预计未来将在较长时间内继续保持高增速。需求的核心驱动因素可分为收益端、成本端 、消纳端，其中收益端尤其关键，电价和度电成本的关系决定需求的强弱。 盈利能力受多个因素影响：价格端，受具体细分市场、细分产品等多个因素影响；成本端主要受上游大宗原材料（碳酸锂等）价格周期 波动以及订单周期影响。

光储平价是储能发展的底层动因

光储平价是光伏、储能实现全球渗透的先决条件：（1）光伏在全球均已可实现平价上网，但光+储度电成本较高，故光储平价实现晚于光伏平价；（2）只有实现光储平价 ，才能对传统能源真正实现大规模替代，从而打开成长空间。大储方面：大规模光储供电门槛较高，因此大储需要自上而下政策推行（如中国）或完善电力市场、高电价作为发展先决条件。随着产业链价格不断降低，逐步向光照资源 好、度电成本低的地区（如中东、印度、拉美等）渗透。 户储方面：家庭供电对可靠性要求较低，但因户储产品单价较高，因此电价是决定需求的最重要因素，其次为补贴、信贷支持等。因此户储首先在电价较高、经济发达的欧 洲地区爆发，其后向美国、巴基斯坦、乌克兰等电网较薄弱、停电频发的地区渗透。

行情复盘：2021.5-2022.4——行业萌芽形成高增预期

行情演绎：《加快推动新型储能发展的指导意见》政策的出台标志着行业萌芽，形成高增预期。 主要特点：储能逆变器为主要领涨环节。其中2021.5文件发布后板块持续上涨至2021.9，但此后因锂价上涨成本上升而导致下跌， 2022年一季度因公司整体估值较高，以及硅料、碳酸锂涨价导致一季报业绩不及预期，板块下跌明显。

行情复盘：2022.4-2023.12——欧洲户储成为第一个高增兑现板块

行情演绎：以俄乌战争、欧洲电价飞涨为催化，户储出口旺盛，量、利不断提升，引发板块大行情。 主要特点：前期户储逆变器、电池公司不断上调出货和业绩预测，单位盈利不断提升，市场对盈利预测十分乐观，业绩、估值双击。跟 踪指标主要为电价。23年年初欧洲户储库存问题显现，全年反复围绕去库进行博弈，股价下跌明显。

行情复盘：2024.1-至今——库存逐渐去化，亚非拉市场需求启动

行情演绎：Q1各公司基本面触底预期下，年后股价开始反弹，Q2开始市场关注点逐步转移到亚非拉市场，依全球化能力不同，各公司 开始分化，α属性凸显。 主要特点：Q1仍以去库节奏为主要博弈点，Q2开始随着中东、印巴、拉美等地逆变器出货增长，大储大项目涌现，而美国、欧洲等传 统地区需求偏弱。市场主要围绕少量具备全球化能力的龙头企业布局，跟踪指标包括出货量等。

全年展望：亚非拉成为户储新增长点，大储需求全球爆发

需求：国内上半年并网32GWh，同比+105%，今年80GWh装机目标达成无疑；欧洲户储需求缓慢恢复，但亚非拉地区需求起量迅速，逐步替代欧洲地区成 为需求中心；美国2024年项目规划众多，3月份以来并网起量，并向中部地区渗透，大储在中东、澳洲、欧洲大陆、拉美等地出现大量项目。 价格：23年户储逆变器调价10+%，24年上半年降幅预计在10%以内，欧洲市场下半年无降价计划，但亚非拉价格低于欧洲。电芯出现抛售，价格出现非理性 低价；国内系统集成价格持续下降，海外亦开始传导，但较国内仍保持相当溢价；大储PCS、地面逆变器保持相对稳定，价格差主要是各个地域不同引起。 盈利能力：电池环节一二线差异大，龙头单Wh盈利保持较为稳定；PCS（大储）价格、毛利较为稳定。户用储能逆变器毛利率仍在40%以上。出海集成可以 保持30%以上毛利，国内集成多处于微利或盈亏平衡状态。

场景划分 & 空间测算

储能场景分类：表前、表后

按安装位置，储能可大致分为表前、表后两种应用场景，由于表前多为大型储能，又被称为大储。表后则主要为户储和工商储 。 不同场景驱动因素不同，表前大致可分为新能源渗透率提升需求和电网升级需求两类，表后大致可分为解决缺电、减少电费两类。

表前储能刺激因素——新能源装机、电网建设水平、能源安全需求

我们认为表前储能（大储）刺激因素大致可分为： （1）新能源装机需求：典型代表为中国、美国加州、中东等。这些地区新能源装机容量较大，储能装机主要为解决新能源发电渗透率 不断提升背景下调峰、调频、电力系统稳定的需求 。 （2）电网建设水平：典型代表为美国德州、澳大利亚、英国、智利等。这些地区往往电网薄弱（德州、英国为孤网，澳大利亚、智利 电网薄弱），建设储能可以代替输电线路、变电站，起到稳定电网的作用。 （3）能源安全与转型需求：典型代表为中东、欧洲大陆等。这些地区原本不缺电力，但在能源转型需求下（如欧洲FIT for 55，沙特 2030愿景等），为解决过度依赖化石燃料等问题，能源转型需求急迫。

表后储能刺激因素——电价水平、补贴政策、信贷支持

我们认为表后储能（户储、工商储）刺激因素大致可分为： （1）电价水平（缺电）：2022年的欧洲、2023年的南非，以及今年的巴基斯坦、乌克兰等地为典型，主要因电价飞涨，电能短缺所致 ，停电/涨电价促进户用光储经济性提升。但在电价回落后，往往导致需求的萎缩。 （2）补贴政策：2018年以前的德国、2022年的意大利、2023年以前的美国加州等地为代表，这些地区或者实施直接补贴，或者实FiT 等固定上网电价政策作为间接补贴，有力促进了户用储能行业的发展。但补贴力度和持续性与财政等因素有关，如意大利super bonus 力度下降后户储装机积极性减弱。 （3）信贷支持：典型代表为目前的德国、美国大部分地区等，德国复兴银行（KfW）自2018年后不再提供直接补贴，而改用低息贷款 的方式，美国亦存在大量为户用光储提供贷款的公司。但此前由于美国加息的影响，美国工商业、户用储能等需求受到一定压制。

表后储能收益机制——峰谷套利、光储替代等

表后储能（户储、工商储）收益机制主要为： （1）峰谷套利：如工商储，主要通过“低充高放”，从而减少电费支出，需要有较高的峰谷价差，以及日内不止一次峰-谷电价循环， 从而支持两充两放。此外，业主自身负荷曲线也需满足一定条件。此种模式也可以与工商业光伏配合 。 （2）光储替代：户储收益模式多为光储替代，由于居民用户往往不执行峰谷电价模式，因此光伏+储能替代电网供电降低电费支出成为 主要的收益模式。当电价较高、或发生频繁停电的地区，这种模式经济性、可行性较强。

产业链拆解 & 盈利能力分析

储能系统拆分：电芯占比约五成，其余主要为PCS、箱变、BMS、EMS等

完整的储能项目中，价值量占比较大的为储能电芯、逆变器（箱逆变一体机）、集成环节（包括pack封装、EMS、变电站建设）、附件 （消防、温控等）。 以去年中标项目均价为例，0.7元/Wh左右的中标均价，其中电芯约占0.43元/Wh，其他包括PCS、箱变、消防、温控等。若为EPC工程 ，设备之外还包括土建、征地等费用。

电芯——上游碳酸锂再次启动降价

碳酸锂价格下降至8万元/t以下：年后稳定在11万元/t一段时间后，碳酸锂价格近期再次下降，目前逐步降至7.8万元/t左右。 280Ah储能电芯最低价格低于0.3元/Wh：280Ah电芯进入抛库存阶段，实际最低成交价已低于0.29元/Wh，或已低于成本。 头部电池企业受影响不大：目前头部储能电芯企业开工率维持较高水平，库存较低，受碳酸锂降价减值风险不大，但锂电中游或有减值风险。盈利能力方面，锂 价下跌主要因下半年预期电动车需求疲软所致，市场担心进一步影响电池单价和单位盈利，目前来看，宁德作为电池龙头，单Wh盈利保持稳定。

储能电池：314Ah渗透率提升，或带动价格恢复

上半年储能锂电池出货增长41%：高工锂电统计，2024年上半年中国储能锂电池出货量116GWh，相较2023年上半年87GWh，增长41%。 314Ah电芯渗透率约9.7%，并有望快速提升：上半年源网侧项目中，314Ah电芯渗透率约为9.7%。 7月2日中国电气装备集团储能电芯集采共采购14.54GWh 磷酸铁锂电芯，314Ah电芯采购量高达11.1GWh，占比高达76%。

户储电池（系统）：部分公司出货环比增长，盈利能力有所恢复

Q1出货超预期恢复、盈利能力提升：派能、鹏辉等户储类电池公司去年Q4出货触底，盈利能力因稼动率不足、减值计提等原因亦触底，陷 入亏损。Q1以来公司出货开始回升，盈利能力恢复。 Q2出货继续恢复：Q2公司储能出货继续提升，经营性盈利能力有所恢复，但受碳酸锂进一步降价减值影响，业绩恢复慢于出货。

储能集成：海外景气度高增，特斯拉出货创历史纪录

Tesla Q2出货达9.4GWh：Q2装机量9.4GWh，同比+157%，环比+132%，继续刷新单季度装机记录，预计全年装机量有望超 30GWh。公司当前产能46GWh（美国新老工厂合计），待上海工厂2025年建成后还将新增35GWh产能。 Fluence Q2出货下降但盈利能力提升：Q2（公司称Q3）确收储能系统1.1GWh（4.73亿美元），同比-0.4GWh，环比-0.7GWh，主 要因交付节奏所致；单价达到$0.43/Wh。Q3实现盈利，调整后毛利率达到17.5%，显著高出此前10%-12%的全年指引，预计或因交 付结构有关。

需求跟踪 & 各国市场分析

中国市场：装机数据——2023我国全年新增装机22.6GW/48.7GWh，24H1达14.4GW/35.4

2023年底全国已投运新型储能装机容量已达31.39GW/66.87GWh，较2022年底增长260%；2023年新增装机规模 22.6GW/48.7GWh。截至2024年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达35.3GW/77.68GWh。据此计算， 2024Q1新增新型储能装机为3.91GW/10.81GWh，超出此前CNESA等第三方机构统计值。 根据储能领跑者联盟、储能与电力市场报道，1-6月份国内并网新型储能14.4/35.4GWh，已达到2023年全年装机规模的69%，其中6 月份并网达7.2GW/15.5GWh，创历史单月最高纪录 。

中国市场：独立储能超过配储，新技术开始崭露头角

新技术崭露头角：从技术类型看，上半年新增单体项目并网规模达到了GWh级别，压缩空气实现300MW级项目的首次投运。上半年实 现应用突破的还有钠离子电池、半固态锂电池、构网型储能等技术类型。 独立储能占比提升、用户侧储能蓬勃发展：独立式储能项目进一步扩大了其在市场中的主导局面，新增并网规模占比达到62%。用户侧 储能项目在浙江、江苏、广东等地蓬勃发展，并且开发势头逐渐向中部省份扩展，新增并网项目数量达到280个，规模达到1.95GWh。

报告节选：

编辑：火腿肠