会议要点
1. 2024增长预期
储能市场增长强劲，未来增长潜力巨大：储能被认为是新能源中增长潜力最大的细分市场，需求超预期弹性极大，是光伏成本下降和电池成本降低带来需求提升的重要环节。
大储需求持续增长，户储有望迎来反弹：2023年国内大储需求超预期，2024年光储成本降低预计将推动大储投资回报率提升，推动市场增长。户储去库存接近完成，预计将在24年一季度末到二季度初完成，反弹在即。
光储成本下降，投资回报率提升：2024年，随着成本降低及招标增加，光储项目的投资回报率有明显提升，出现质的变化，为平价光储时代的到来提供了条件。
2. 多点开花预期增长
欧洲户储市场渗透率较低，2024年预期增长可达20-30%；南非、东南亚等新兴市场潜力巨大，拉美市场也呈现好转。
国内工商储市场备案超预期，增速较快，预测2024年达6-7GWh；海外市场尚在培育阶段，体量不大。
2024年储能装机增长预期为45-50%，发货增长预计在40%以上；PCS领域盈利稳定性较好，户储2024年盈利能力及出货量预期有稳健增长。
3. 2024年储能增长展望
2023年中国区域大储市场增长亮眼，前三个季度装机量同比增长9倍多，预测全年装机量可能在40千瓦时，甚至更多。中标数据显示，2024年预计装机量在50~60千瓦时。
储能招标价格已显著降低至0.8-0.9元/瓦，甚至有报价至0.6-0.7元/瓦，预计装机成本可能进一步降至1元/瓦以下。
光储系统成本下降是2023~2024年储能增长的主要驱动因素，当前光伏招标价格已至0.9元/瓦，为光储系统平价提供支持。
4. 储能策略盈利预判与市场展望
储能收益弹性分析：山东市场例证，储能30%配比2小时计算下，收益率可提升约6个百分点。
政策利好与地方执行情况：电力现货交易市场开放，储能收益率有望提升，容量补偿和租赁政策影响大，但地方容量补偿标准不一，且有所下调。
储能租赁市场状况：租赁期限普遍短暂，储能价格下降导致租赁需求下降，实际租赁价格低于指导价。
5. 储能增长 策略及市场展望
储能设备的市场需求增长，特别是配储时长的要求提升，如甘肃要求达到4小时，预示着储能发展趋势向更长时长倾斜。
储能的融合性和经济性逐步提高，主要得益于钠电池等新型储能的性价比优势，预计市场占比将提高。
储能成本的降低和配储需求的增强将推动其装机增速超过光伏，加之消纳问题的解决，使储能在商业模式上更具盈利性。
6. 美国储能并网审核待提速
并网审核阻碍储能项目：并网可行性研究力认证耗时长，目前平均约35个月，通过率低，大量项目排队中，成功并网比例仅为20%。美国11月引入简化并网流程政策，预期审核将加速。
美国备案储能项目量已达31千瓦，呈现持续增长，最终并网仍有延期风险。
美国储能预期增速：2023年增速70~80%，2024年预测为100%，可能因项目延期导致集中并网，储能增速超过光伏。
7. 独立储能获政策利好
独立储能政策利好：独立储能纳入退税补贴范畴，将促进其装机量和发展。美国独立储能盈利模式优于中国，主要收益源自容量合同及峰谷套利，发展速度更快。
美国储能市场短期内降本降息：随着成本下降和贷款利率减少，独立储能系统的收益率显着提升，预计24年美国储能市场会有大幅刺激增长。
预期2024年全球大储装机量：2024年全球大储装机量预计达100个吉瓦时，同比增速约40%，后期复合增长率可维持在45%以上。
8. 储能市场策略动态分析
欧洲和美国等地区为互储主要市场，2022和2023年市场变化显著。意大利互储市场占比下降，从25%降至19%，装机量主要在2~3千瓦时；德国市场份额提升，预计可占40%，2023年装机达15GWh。
意大利政府补贴退坡，导致互储市场下降显著，由高达110%的补贴降至无补贴，影响了需求爆发和装机量；德国的增长稳定，预计2023年全年装机量约5GWh。
电价下降对互储发展有负面影响，但同时系统成本下降和供应商价格降低，整体光储系统的成本有所减少，对市场具有一定支撑。
9. 需求与增长分析
欧洲市场审视：户用光储收益率目前降至13.4%，但有望恢复至18-22%；当前德国收益率低于22年，但高于21年前。去库加速，预计一季度库存可清完，增速有望重回正常。
南非市场分析：电力危机刺激新能源需求，南非互储市场长期增长逻辑未变，需求保持高增，关注为宜。
全球互储渗透率和增长预测：欧盟渗透率仅4-5%，德国12.5%，户用储能增长空间大；2023年全球户用储能预估达13-14GWh，2024年增至17-18GWh。
10. 工商储能增长与挑战并行
工商储能市场增速趋势良好，电价差拉大至7毛钱以上在部分地区已成现实，理论上有利于工商业储能投资回报率达到10个百分点以上。
工商储能低于市场预期，主要原因在于电价政策不确定性，储能利用次数不确定性及初始投资成本较高。
预计2024年工商储能市场将实现80%以上增长，到2025年预期突破10GWh，基数低、商业模型良好是核心优势，障碍可逐步克服。
11. 成本下降与技术革新
国内储能电池装机量预计2023年约200GWh且同比增长约60%，在2024年有望达到约280GWh，增长率约40%。
储能电池市场集中度提升，宁德时代市占率约35%遥遥领先，比亚迪维持第二位约12%，亿纬锂能市占率预计达到13%。
电池价格持续下降，当前已回落55%，随着原材料价格降低，电池成本还有进一步降价空间。
12. 2024储能行业展望
公司业绩展望：24年行业整体预期乐观，固德威与夜景公司库存去化后预期出货将增长，持续关注订单增长和落地情况。
市场分布与订单情况：固德威主要在欧洲拓展，德业在南非市场占主导地位，优先关注订单明确度高、边际改善明显的德业、锦浪和Goodway。
全球储能市场趋势：业绩增长将在海外市场更为明显，优先推荐海外市场的企业，并且在美国市场的表现可能会超预期。重点关注PCs业务且订单执行度高的公司，国内市场作为后续关注点。
会议实录
1. 2024增长预期
谢谢，各位投资者大家晚上好。我是东吴证券电信行业首席分析师曾朵红，非常欢迎大家参加我们今天晚上的储能策略报告分享会。首先，我将简要介绍我们的储能策略核心内容，之后由我们团队的亚楠进行详细分享。我们认为储能是新能源领域中未来增长潜力最大的细分市场之一。储能市场的增长潜力与光伏组件价格下降及碳酸锂电池价格降低所带来的需求超预期弹性密切相关。在这样的背景下，储能市场的增长尤为显著。
我们预计，到2024年，从需求端来看，储能市场将容易超出预期，未来的增长潜力亦是非常巨大。因此，我们对整个储能板块的系统性增长持较为乐观的态度，并认为储能是新能源行业中最值得关注的细分方向。储能市场包含大型储能（大储）、户用储能（户储）和工商储能三大类，它们各自有不同的周期和特点。我们的报告将详细讨论这三个类别的状态和增长情形，并对产业链进行整体分析和评估。
首先讨论大型储能市场，近两三年来，尤其是国内市场，大型储能的需求非常强劲。去年，国内大型储能装机量最终达到了45吉瓦时，远超年初预期。美国的大型储能装机量也十分可观，尽管可能略低于最乐观预期，主要受制于系统价格下降和电网并网进度的影响。但整体来看，2023年的大型储能市场非常活跃。我们认为2024年，大型储能市场将继续保持强劲态势，光储价格下降将进一步提升大型储能项目的收益率。国内市场大型储能成本的降低，和光伏电站收益率的提升，使得应用储能系统变得更加经济可行。根据我们的预测，光伏电站的弃电减少和储能成本降低将显著提高光储项目的收益率。
我们的预测显示大型储能项目的收益率（RRR）可从3%提升至8%，而共享储能项目能够实现从不足1%增长至6-7%的显著提升。因此，我们认为2024年将是光储平价的元年。国内市场方面，预计2024年地面光伏项目将实现小幅增长，而大型储能项目或将见证超过40%的增幅。通过招标数据显示，2024年大型储能的公开招标量将达到70多个吉瓦时，同比几乎翻倍，中标量也超过60个吉瓦时，招标量和收益率都将支持大型储能市场的增长预期。
在美国市场，由于价格因素及对碳酸锂降价的预期，2023年上半年的一些项目交付速度变慢。到了第三季度，大型储能的终端价格下降，装机量有所回升。我们预计，随着2024年的降息周期启动以及系统价格的进一步下降，美国大型储能市场的增长将超过40%。备案量的新高表明市场潜力巨大，预计2025年还将保持30%以上的增长速度。
户用储能方面，2022和2023年主要处于去库存阶段。根据最新情况，我们判断库存正在逐渐减少，有些地区的库存已基本清空，而整体库存水平显著下降。我们估计，去库存将在2024年一季度末至二季度初基本完成。
2. 多点开花预期增长
首先，我们观察到欧洲市场的储能家庭渗透率仍然较低。具体来看，2023年德国的储能装机增长迅速，而意大利的情况则不那么确定。尽管如此，德国的渗透率并不高。从需求端来看，我们预计2024年在欧洲市场将有可观的增长，预期增速约为二三十个百分点。这得益于2022年至2023年的出货量较前期有明显的下降，预计2024年将进入正常增长的通道。
除了欧洲市场，南非在2022年至2023年成为新的亮点，由于电力系统和电力危机，光储需求得到有效激发。我们预计这只是一个开始，2024年南非的需求将持续向好。同样，南非以外的新兴市场，如东南亚和澳大利亚等地，也展现出良好的增长潜力，户储产品正逐步推广。
美国市场的增长预计将是小幅的。中国的储能市场尚未真正启动，这与电力价格有关。基于以上观察，我们认为随着欧洲市场库存接近尾声，加上新兴市场如南非、东南亚及拉丁美洲的好转，整个户储装机的增长预期中枢在30个百分点左右。这是一个高毛利率、品牌影响力较大的市场，因此2024年的增长机会相当看好，预料将呈现稳健的增长趋势。
第三方面，工商储市场在2022年至2023年超出了我们的预期。尤其是在浙江、广东、江苏等地，注册备案量颇为火爆。尽管还要考虑到峰谷电价差带来的不确定性，但工商储市场的增长速度仍然较快，虽然总体规模尚小，我们预计到2024年装机量将达到六七个gigawatt小时（GWh），增速尚可。
对于整个储能市场，我们估计装机总量在2024年将保持45%到50%的增长。需要注意的是，储能市场的发货量不仅包括储能设备，还涵盖了通信或基站储能在内。因此，从发货角度来看，我们预计2024年储能市场的增长达到40%以上，2022年出货量约为200GWh，同比增长60%。我们预测，到2024年和2025年，出货量将分别达到280多GWh和400GWh左右，基本保持40%左右的增速。
展望未来，我们认为增长率将维持在30%以上。然而，储能电池端的竞争相当激烈，电池价格也表现波动，既有低至4角钱一瓦时的价格，也有高达四五角钱一瓦时的报价。比较而言，PCs（电力转换系统）的弹性和盈利性相对稳定，尤其是在供需紧张的2023年，PCs的盈利能力应明显超出预期。
2024年，PCs的整体盈利能力预计仍将保持在较高水平。虽然可能不如2022年至2023年那么强劲，但海外市场导向的户储PCs盈利情况预计依然良好。就工商储而言，其PCs的盈利也相当不错。在制造端，由于PCs通常资本投入较轻且产品同质化不那么显著，其产能弹性也较大，这使得PCs的盈利稳定性较好。尽管如此，我们依然关注户储市场，预计2024年该市场的盈利能力将与2023年相仿，同时出货量将开始增长。
公司间产品的渗透和产品平台的延展性，为市场提供了良好的展望。综上所述，我们对储能市场的前景持积极态度，对海外户储市场表现尤为看好，明星标的包括德业、锦浪、和麦等等。此外，海外大储市场也值得关注，阳光电源和阿特斯在该领域表现出色。在电信领域，宁德时代、亿纬锂能和比亚迪也展现了实力。对于国内的大储市场，我们建议关注盛虹等标的，虽然竞争激烈，但在盈利弹性上有一定的前景。这些是我们主要的观点，更多细节将由我们团队的亚楠进行详细分享。
3. 2024年储能增长展望
谢谢罗总。各位领导好，我是东吴电信的亚楠。今天我将详细介绍我们的储能策略报告。报告主要包括四个方面：大规模储能、家用储能、商用工业储能、产业链以及出货数据。在大规模储能方面，目前主要集中在中国和美国市场。据中关村数据联盟提供的数据显示，今年（2023年）前三个季度的装机量已经达到了12.3吉瓦25.5千瓦时，同比增长了超过9倍。显然，这与2022年装机量季节性波动有密切关系。去年全年大约完成了15吉瓦时的装机，其中超过10吉瓦时在年底最后一个月完成并网。因此，去年前三个季度的装机量基数相当低。
今年一季度的数据非常亮眼，因此全年增长的基数显示出非常积极的态势。截至11月份，据另一数据统计显示装机量已达到17吉瓦。考虑到装机配比通常在2小时以上，前11个月的国内储能装机量月度数据预计可以达到34千瓦时以上。预计12月份装机量将冲至10吉瓦时左右，全年装机量可能将达到40千瓦时，甚至更多。此数据我们也参照了中标数据。从2022年中标数据来看，预计2023年的装机量将在40到50千瓦时之间。我们统计到的目前中标装机量为63.77千瓦时，其中大部分预计将在2024年完成。考虑到光伏增速在2024年可能会有所下降，我们暂时预计2024年的装机量将在50到60千瓦时之间。不过，也存在超预期的可能性。
对于2023年，如果光伏装机出现抢装现象，储能领域的装机量也会相应增加。因此，我们认为2023年的装机基数可能会达到40到50吉瓦时。对应于2024年，整体的装机增长也会得到进一步提升，预计将在50到60千瓦时之间。
就地区布局而言，无论是2023年还是回顾2022年的数据，储能的主要应用场景主要集中在电源侧和电网侧，而分布的地区以西北地区为主，尤其是以此为主的大型封装基地项目较多。
对于未来两年（2023年和2024年），大规模储能市场的最大利好实际上来自光储价格的下降。此外，现货交易的开放也将有助于市场透明度的提升。就光储价格下降而言，最新的储能招标价格已经降至0.8到0.9元的最低价，甚至有报告称EPC的中标价格达到0.6到0.7元，而12月份的EPC价格主要在1.1到1.2元之间。我们认为价格将继续回落至1元以下的水平。同时，由于目前储能系统以光储为主，光伏的价格同样至关重要。最新的光伏招标价格已经降至大约0.9元每瓦，这对整个光储系统来说降价速度非常快，这也是我们预计在2023年和2024年储能增长的一个重要驱动力。
4. 储能策略盈利预判与市场展望
我们对山东市场进行了收益率弹性分析，发现在30%的配比下，每增加2个小时的储能，收益率可提升约6个百分点。这是我们计算得出的弹性。在政策方面，现货交易市场的开放以及国家层面的政策出台将是利好因素。以山东为例，1~10月份现货市场的平均交易价差约为0.49元，而标准燃煤上网电价为0.39元。因此，储能若参与电力现货交易，其收益率有很大提升潜力。随着现货交易市场的逐步开放，我们预计储能收益率将得到改善。
对于储能而言，共享或独立储能的影响显著。收益主要来源于三个部分：调峰/调频、容量补偿和容量租赁。调峰/调频是收益的主要来源。目前，虽然国家未明确容量补偿的额度，但鼓励地方根据自身情况进行补偿。例如，山东已经实施了补偿电价，但最新政策显示补偿价格有所下调。因此，容量补偿需具体看各省政策。
容量租赁自2022年起成为一种趋势，因为储能设备报价高，达到约2元/瓦，再加之光伏组件价格同样偏高，整个系统成本可能达到3.8至4元/瓦。业主为了减少成本，会选择建立光伏电站后，与其他电站共享或租赁规模较大的独立储能，以完成所需储能配比。但当前租赁模式存在问题，例如租赁期限短，通常为半年至三年，并且租赁价格固定且后续价格不确定。
租赁储能的比例及未来的可租赁性值得深入考量。目前，由于新建储能设施的分配未决，租赁需求可能减少，尤其是在储能价格显著下跌的背景下。此外，实际市场上的租赁价格并未达到预期标准，国家和地方提供的指导价格理论上在100至300元之间，但实际执行价格通常更低，导致租赁收益也低于预期。因此，讨论储能在电网侧调峰调频的应用、促进地方提供容量补偿或扩大补偿范围成为关键。
对2024年储能策略而言，租赁的比例可能会下降。在新型储能发展方面，有进展值得注意，最新报价显示，系统成本已降至0.6至0.7元/瓦，这一报价是基于3至4小时配比的情况下得出的，且配比时间越长，储能集成的平均成本相对更低。
5. 储能增长 策略及市场展望
首先，在两小时储能产品为主的配储市场中，价格大多在0.7元到0.9元之间，没有非常低的价格。通过提前审视某些存储要求，我们注意到各省的政策规定有所提升。以甘肃为例，在2023年的最新政策中，河西地区要求的配储时长达到了四个小时，而此前普遍为两小时。因此，我们认为配储时长的增加是一个持续趋势，预示着储能领域的发展。
再来看新型储能项目的落地情况，项目体量在不断扩大，类型也日趋丰富，如液流电池、飞轮和压缩空气等。我们认为，新型储能市场的占比将逐步提高。在这里，我们尤其看好以钠电池为主的新型储能技术，因为它们在成本和安全性方面拥有先天优势。
在全国范围内，各省份的配储要求逐步加强和趋严。尽管目前储能装机增速很快，但考虑到储能渗透率的低基数，目前数据显示光伏新增容量中约20%配备了储能，而2021年这一数据仅为8%。由此可见，储能渗透率的提升是明显趋势，这与各省最新的政策要求密不可分。各省份提高了配储的比例及小时数，我们预测储能的增速将持续高于光伏。
然而，在当前市场中，价格战是最为显著的问题。中国市场中，政策更多地驱动储能，要求强制配备储能，而非真正的需求驱动。目前储能的经济性尚不理想，大多数储能设备没有得到充分使用，仅作为光伏配套的成本项存在。尤其是在2023年，储能价格较高，导致即使投入使用，储能的收益率也不能和单纯配备便宜储能相比。不过，随着储能成本的下降，特别是碳酸锂价格下降带动成本大幅减少，我们已经看到了明确的光储价格平价趋势。
就储能利用及光储平价而言，我们进行了详细的测算。当仅为了满足配储需求并非真正利用储能时，可以选择成本更低的产品。在不同储能利用情况下，收益率有显著差异。例如，在不实际使用储能的情况下，假设配储比例为10%，弃电率为5%，得到的收益率约为12.1%。但真正利用储能，即将弃电储存并适时上网，即便成本增加，收益率也会更高。
考虑到美国市场，储能装机量在2023年达到13.5千瓦时，略低于原预期。然而，参照美国能源署公布的数据，2023年全年的储能装机量预计能达到7.34吉瓦。针对2024年的预测，受到一些项目延期的影响，我们预计储能装机增速将是翻倍的。
在国内，考虑到储能设备的投标量已达到60千瓦时左右，预计2024年的装机并网量应超过50千瓦时，同比增速达到37%以上。这表明了国内储能市场的活跃程度及可持续增长的潜力。
综上所述，我们认为光储平价的时代已经来临，且储能的利用率将随着消纳问题的增加而急剧上升，进而推动储能成为国内市场中一个盈利的商业模式。在国内，随着储能成本的下降以及废电率问题的加剧，我们确信储能应用会不断增多，这对于国内储能产业来说是一次重要的转变。
6. 美国储能并网审核待提速
目前在储能行业的并网环节，我们观察到两个主要的瓶颈。首先，在并网可行性研究认证阶段，即第二步，目前平均等待时间约为35个月。众多项目正在排队审核，而审核队列需要耗费2至3年。并网审核的通过率较低；目前来看，约有600多个计划处于等待审核状态，实际通过率大约在30%，而最终成功并网的比例仅在20%左右。
正因如此，政府出台了一些简化并网流程的措施，自2023年11月施行的并网政策改革标准即为例证。我们期待从12月及以后，这些改革能进一步加速并网审核过程。第二个瓶颈位于可行性研究通过后至项目投运之前的并网阶段。在建设完毕后，这一审批和并网阶段大约需要等待1至2年，且当前积压项目众多，因此预计从2023年下半年起，项目并网时长有所增加。我们也期待改革后审核速度能够提升。
在美国市场，已备案的项目数量正在迅速增加。这些项目已通过了第二步的可行性研究，尽管安装、建设以及并网可能会有所延迟，但大多数预计最终能完成三期工程。截至2023年11月，备案的数据已达到31千瓦，持续创新高，高增长与日益增长的市场需求密切相关。
对于美国市场，尽管短期内并网进程有些许延缓，但随着并网改革的推进，我们希望审核与并网时间能够加速。美国能源信息署（EIA）也预测，尽管流程可能在短期内加速，结果导致大量项目集中并网，或许有一部分装机得推迟到2024年，但他们预计2024年装机量可能实现翻倍增长。
就光伏装机而言，2023年美国光伏装机增速预计为70%-80%，2024年预测为30%-40%。对比之下，储能部分，2023年增长预期为70%-80%，不应与光伏装机持平，因为渗透率在提升，所以增速理应更高。2024年的预测则是100%的增长，超过光伏装机的增速。这反映了部分2023年的项目可能会延迟至2024年并网，因此对于储能行业来说，2024年的增速可能更高。
不过，我们的预测保守，暂以光伏装机增速略高作为预测依据，但实际也存在超预期的可能性。以上分析主要是针对并网流程所面临的短期问题。展望未来，回顾了美国储能市场一些政策利好，政策方面的关键点是ITC法案发布后，退税补贴比例有所提高，至大约30%。
7. 独立储能获政策利好
首先，独立储能已被进一步纳入退税补贴的范围。过去，只有与光伏电站建设配套的储能才能享受地税补贴，如今，即使是独立储能项目也能够获得补贴，这一政策显然会促进独立储能的装机容量和发展。美国独立储能的盈利模式与国内有所不同，国内独立储能的主要收益来自参与电网调峰和调频，以获得辅助服务费用，以及省份提供的容量补偿或容量租赁。相比之下，美国独立储能的最大收益来源是以容量合同为主，然后是峰谷套利，以及来自辅助服务的一部分收入。这一差异使得美国的独立储能发展更快，商业模式亦更为成熟。
美国的储能项目因高价的容量合同和直接参与市场定价套利而盈利良好，而中国在这两方面相对缺乏。因此，国内外的储能项目商业模式并不一致。我们预计，美国储能项目的收益率将远高于国内市场。短期而言，2024年美国储能将迎来巨大利好，包括成本降低和贷款利率下降。以美国为例，系统的EPC价格在2023年第三季度为每千瓦1288美元，环比下降了23%，而且价格有进一步下降的空间。因碳酸锂价格大幅下降，我们认为其成本下降幅度将十分可观。
我们特别对美国的独立储能和地面光储进行了弹性测算。我们估计，如果贷款利率维持在5.5%左右，价格下降20%，预期收益率可提升4~5个百分点。另一方面，如果贷款利率降至3.5%，即使成本保持不变，预期收益率也能提升约2个百分点。不论是价格下降还是贷款利率降低，带来的收益弹性都较大。同时，某些地面光伏或储能项目选择的是浮动利率，其利率随市场变动，因此最近的加息对这些项目的负面影响可能并没有预期的那么大。
从全球角度看，欧洲市场虽然占比不高，但增速极快。传统能源价格上涨和新能源上网电价上调，都有助于提高欧洲储能项目的收益率。结合中国、美国和欧洲市场的分析，我们计算出了全球大规模储能（大储）的需求。在中国，主要还是靠光储的平价来驱动增长，而美国则依靠降本降息来推动未来的发展。
综合全球储能市场的数据，我们预计未来两到三年内，全球储能装机容量可达到32吉瓦，对应70吉瓦时。而到2024年，则有望达到100吉瓦时，年增速约为40%。在此基础上，未来的复合增长率预期将维持在45%以上。需要注意，如果考虑电池出货系数，实际数字可能有所调整。
8. 储能市场策略动态分析
第二个部分是关于户用储能的市场展望。目前主要市场集中在欧洲、美国、日本和澳大利亚。2022年和2023年市场变化较大。以2022年为例，意大利、美国和德国各占全球市场的约1/4，占比较高。其间，意大利的变化显著，据统计，2022-2023年户主需求约为13吉瓦时，占比从25%下降到19%，主要是因为意大利的装机功率集中在2至3千瓦时。而德国户用储能市场份额正在提升，预计全球市场份额将增至40%。2023年，德国的户用储能装机量约为1580吉瓦时，南非约有220吉瓦时，市场份额有所提升。日本和澳大利亚加起来大约占10%，美国也占10%。从欧洲市场来看，德国依然是主流，而意大利市场正在逐步减少。意大利政府由于能源危机，在2022年推出了高达110%的补贴，意味着投资光储系统，用户不仅不用自己投入资金，还能享有退税优惠。然而随着装机量上升，补贴逐渐降至90%至70%，但执行并不顺利。到2023年2月，意大利由于财政支出问题，从第二季度开始取消了所有补贴。
意大利市场的户用储能装机量因此明显下降。今年意大利的装机量大概在2至3吉瓦时，预计将在2023年上半年实现。同时，意大利的库存问题也相当严重。目前，欧洲的库存总体稀缺，但意大利和西班牙等补贴退坡市场的库存在最大。
德国市场在2023年的增长非常可观，预计同比增速能够达到50%以上。从1月至10月的数据看，德国的户用储能装机量达到了450吉瓦时，全年估计接近500吉瓦时。德国没有意大利那样的财政问题，还在2023年内推出了新的补贴措施。2023年1月提出了增值税和所得税的减免，9月份，kfw银行宣布了新补贴计划，覆盖约50万户，足以消化德国的库存。
分析欧洲市场整体盈利情况，光储系统的主要收益率影响因素是电价、系统成本和贷款利率。这三者的趋势不同，电价有所回落，比如德国和意大利2022年10月电价从60欧分降至35至40欧分范围。对于户用储能而言，电价下降在理论上对收益率影响是负面的。然而成本端也大幅下降，尤其是碳酸锂价格下降后，整体装机和发货成本也随之下降。2022年由于供不应求，安装商和经销商的加价达到50%至100%，但现在回归至正常的30%至50%水平，经销商和供应商的价格下降，这进一步降低了光储系统的整体成本。
9. 需求与增长分析
第三个影响因素是贷款利率方面，目前看来，代替性利率仍有上升趋势，这对欧洲光储领域造成了负面影响。然而，将这三个因素叠加分析，我们当前的收益率大约为13.4%，与2021年和2022年相比，尽管没有达到2022年的理想状态，当前德国户用光储的收益率显著高于2021年光能源危机前。主要贡献来自于成本下降。如果成本进一步下降，如碳酸锂价格降至8万元，且伴随全球降息趋势，贷款利率下降，则收益率有望恢复至18%至22%区间。我们认为这将是欧洲储能市场增长的一个亮点。
在评估第三方数据方面，我们通常通过逆变器的出口数据来判断欧洲市场的库存情况。针对2023年，欧洲的去库存成为一个主要议题。由于经销商和供应商在2022年末的误判，大家原本预期2023年需求会线性增长，但实际上并非如此，结果导致经销商那端形成了大量库存。因此，整个2023年都聚焦于去库存和消化库存。我们的跟踪结果显示，从11月和12月份开始，以德国为主的销售地区，逆变器公司如固德威和锦浪等开始反映出储能需求和订单开始逐渐好转，虽然尚未恢复至一、二季度水平，但已边际上明显改善。
从我们追踪的逆变器出口数据来看，欧洲的情况似乎已经触及底部，未来有望逐步增长。结合专家的意见，我们认为，在2023年一季度结束时，欧洲的库存去化将加速完成，预计今年一季度开始，欧洲储能市场将恢复正常增速。
讨论到南非市场，问题主要出现在电力结构上，南非以火电为主，占比超过80%。但由于火电出现的问题，新能源占比正快速提升。2023年12月，南非国家电力公司宣布实行五级限电，对应每天7至8小时的停电。因此，我们认为南非市场的需求将持续保持高增长。对于以南非为主的公司，如德业和锦浪，在四季度随着夏季的到来，需求将有显著改善。随着三季度库存消耗告一段落，现在订单持续改善，我们认为南非市场值得关注。
美国市场略有不及预期，主要是因为政策切换，之前采取的是净计量协议，现在则鼓励自用电。这导致光储收益有所影响。我们当前没有看到美国有太多大幅增长的驱动力，但随着利率下降，仍然期待美国储能装机量继续略微增长。
澳大利亚市场情况相对更为乐观，最新财年电价有所上调，对户用光伏和储能是极大利好。澳大利亚还为多地区提供补贴降低安装成本，和提供零息贷款购买储能设备。由2023年上半年数据来看，其光储装机量为0.47吉瓦，预计全年接近1吉瓦，同比增速20%。我们预计澳大利亚储能增长空间巨大。
而日本市场增量一直较为稳定。随着FIT政策过渡，预计日本市场将有略微增长，增速预期在5%至10%之间。
总体上，我们还统计了包括欧洲、德国、美国、澳大利亚和日本在内的储能市场渗透率和市场空间。计算方法基于2023年人口和家庭户数数据，考虑了独立储能的渗透率。我们的分析表明，整个欧盟的储能渗透率仅为4%至5%，德国略高，达到12.5%，但其他地区通常不超过5%。遵循户用光伏装机基数，所得储能渗透率依然较低，表明后续储能增长潜力巨大，远远超过光伏配套。例如，德国储能渗透率约37%，其他地区不到10%。
对于家庭方面，预测2023年全球户用储能装机需求达到13至14吉瓦时，而2024年可达到17至18吉瓦时，同比增长约30%。其中，德国2023年预计达到5吉瓦时，增长150%，2024年预计可再增长40%至50%，装机量超过7吉瓦时。总的来说，我们认为储能市场的增长前景广阔。
10. 工商储能增长与挑战并行
第三个方向是工商储能。2023年7月和8月期间，我们发布了一份深度的工商储能分析报告，感兴趣的朋友不妨回顾一下。工商储能领域的利好因素，主要还是之前提及的，包括两部制电价、用户侧储能的专项补贴，以及峰谷电价差的不断拉大。目前的状况表明，增加峰谷电价差是推动工商储能的核心动力。
我们统计到2023年12月份，包括广东、江苏、湖南和浙江在内的20个省份，能够实现超过0.7元人民币的峰谷电价差。当峰谷电价差超过0.7元时，工商业储能在进行峰谷价差套利时能够保证成本节约，其收益率可达到10%以上。因此，0.7元的峰谷电价差是我们考量该策略有效性的一个重要标准。在大省如浙江和广东，电价差不仅能达到0.7元，甚至可达到两分之差。这意味着，如果推行工商储能，理论上可以实现“两充两放”的操作。
整个工商储能的逻辑非常有吸引力，峰谷电价差持续拉大的趋势是不会改变的。尽管如此，2023年的工商业储能实际装机量仍低于市场预期。初步预计，市场曾预测的国内工商储能规模约4千兆瓦时，但实际数值可能只在1.5至2千兆瓦时。因此，我们特此分析了工商储能落后于预期的原因。
首先，电价政策的不确定性是一个原因。最新数据显示，浙江在12月份调整了工商业的分时电价。工商储能的盈利模式往往被动地跟随当地每年的真实电价进行套利，这一点上与固定上网电价的光伏相比较，带来了不确定性。浙江省取消了春季和秋季的低谷和高峰时段电价，这意味着预期中峰谷电价差的进一步扩大，在这两个季节并不存在了，对收益率产生了影响。这只是电价政策不确定性的一个小例子。
其次是储能设备利用次数的不确定性。虽然从理论上来看，很多地区的工商储能收益可观，能够实现一充一放，甚至像浙江这样的地区能做到两充两放，但实际上能够每天保持这种操作的项目几乎没有。目前落地的工商储能项目多数只能实现每天一充一放，这也依赖于当天的电力消耗强度来决定，因此并不具备高确定性。
第三个原因涉及到初始投资成本相对较高。特别是考虑到大部分工商储能项目首先被应用在享受代理电价的中小企业上，由于这些企业是电价差套利的主体，高初始成本成为他们的一大负担。尽管工商储能理论模型诱人，但对这些企业而言，仍存一定风险。当前电价上涨尚未能激发企业自发降低成本的需求，市场主要由开发企业通过建模推动，而不是企业自发寻求解决方案，导致该领域的落地和项目实施步伐较慢。
从以上三个角度来看，即电价政策、设备利用次数和现实落地情况，我们认为这就是工商储能落后于市场预期的根本原因。话虽如此，工商储能的商业模式本质上仍然具有吸引力。相比大规模储能未能形成有效商业模式，工商储能的模式已经形成。基于当前的低基数，未来工商储能有巨大的成长和增速空间。
2023年1月到11月的用户侧储能备案数据显示，已达10千兆瓦时以上，主要集中在浙江、江苏、广东，其中浙江占据了近一半的市场份额。因此，我们认为在低基数的背景下，工商储能未来将保持非常高的增速。预计2023年全球工商储能装机量约为4千兆瓦时，其中国内约占2千兆瓦时。展望2024年，工商储能的增长预计将超过80%，装机量可能达到6.85千兆瓦时，到2025年有望突破10千兆瓦时。由于基数低、商业模型强劲，工商储能的持续推进和落地将面临的障碍预计会逐步解决。以上是我们对工商储能领域的观点和最新进展。
11. 成本下降与技术革新
校对修正后的文本：
在最后一部分，我们将讨论当前各个产业链所发生的变化。在产业链中，成本占比最高的仍是电池这一侧。就需求端而言，预计2023年国内储能电池的装机量约为200GWh，同比增长60%左右。对2023年欧美市场的预测已有所下调，美国主要由于并网问题导致延期，而欧洲受智库影响；中国市场预测保持不变，因其装机量超预期。预计2023年装机量可达200GWh，预计2024年有望实现40%的增长，达到约280GWh的装机规模。从需求角度看，整体市场布局相对稳定，并且预计2023年的市场集中度较前一年有所提高。目前，宁德时代在储能电池领域遥遥领先，市占率约为35%。
比亚迪的市场占有率稳居第二，大约为12%。亿纬锂能在2023年的出货量增速较快，预计市占率将达到13%。若仅考虑互储电池，宁德时代和比亚迪的市场份额有所扩大，而派能和鹏辉的市场份额有所下降。电池定价方面，由于其与碳酸锂价格的紧密关联，电池价格呈现下降趋势。碳酸锂及中游材料价格的持续回落导致最新电池报价为每Wh约0.5元人民币，甚至12月份铁锂电池报价已下降到0.46元。系统报价也已降至约0.7元。预计电池成本若下降至每吨8万元，则电池价格可降至0.4元左右，意味着还有约10%的降价空间。
考虑龙头公司出货量和盈利情况，2024年宁德时代的出货量预计可达100GWh，对应盈利望维持在每Wh0.07至0.08元水平。二线企业可能保持与龙头公司约每Wh0.04至0.05元的盈利差距。像亿纬锂能和鹏辉的盈利可能会回落到每Wh0.03至0.04元，派能的盈利波动较大。2023年派能由于直接出口欧洲而获得一定利润，但其盈利已经从高点的每Wh0.4元回落到0.1元，可能还会进一步下滑。
企业降低库存和开工率也与盈利下降有关。自2023年7月份以来，产业链库存逐渐积压，开工率持续下调；预计2024年第二季度随着需求的回升，开工率将有所好转。考虑到电池产能过剩，我们计算了盈利弹性及其底部。预计电池价格可以下调到每Wh0.4至0.45元，对应二线企业的盈亏平衡点大约是0.45元。若以此计算，这些公司的盈利大约为每Wh0.03至0.04元，目前还有约每Wh0.01元的下降空间。因此，目前行业已经接近盈利底部。后续，随着需求增加以及部分二三线企业逐步退出市场，预计盈利将实现稳定甚至微增。
从储能技术角度看，主要的发展方向包括大容量储能和新技术。大容量储能仍然是一个持续性趋势；同时，成本降低还得依靠新技术进步。眼下，钠电池因其成本效益高而受到关注。不过，钠电池之前的主要问题在于其循环寿命较低。如果2023年钠电池的循环寿命能够突破至6000次甚至8000次，它将极有潜力在储能领域获得大规模应用。
对于2024年的预测，储能电芯出货量预计达到290GWh，同比增速约为38%。预计二三线企业将逐步推出新产能，而龙头企业的市场集中度会进一步提高。预计宁德时代2024年的出货量可达100GWh，市占率将略微提升至34%。
在PCS和集成端，与电池端相比略有差异。电池客户主要是集成企业，如特斯拉、阳光电源、Sungrow等；而集成商和PCS主要对应下游的装机商或经销商。由于不同市场间存在较大的价格差距，盈利能力亦存在不小的差异。在国内市场，储能系统集成的盈利相对较差；相比之下，海外市场的盈利挺高，尤其是在美国市场，系统价格每瓦时高达200至250美分。因此，专注于海外市场的集成商拥有较强的盈利优势。
在大容量储能方面，我公司主要推荐阳光电源、阿特斯和盛虹科技。对于2024年，预计阳光电源和阿特斯的出货量将实现大幅增长，甚至增速可达50%至70%。至于盛虹科技，2023年的业务收入预计达8亿人民币，其中海外业务占4亿。预计2024年，盛虹科技的业务收入规模可达到12亿人民币。美国市场将是收入增长的主要来源，公司在美国市场工商业储能出货量有望进一步提升。
这些信息反映了当前储能行业的深入分析与未来的机遇展望，为投资者提供了行业动态和市场预测。
12. 2024储能行业展望
确实，在2023年，行业遇到了一些去库存的挑战，导致增速不太明显，大部分厂商的同比数据显示了下滑。然而对2024年的展望则相对乐观，我们预计大都会实现一定的同比增长。例如固德威，2023年的储能出货量预计为16到18万台，预计到2024年会有增长。夜景的情况也类似。对于这些公司而言，完成去库存是当前最主要的任务，我们需要持续关注其后续订单的增长、落地及兑现情况。
不过，不同公司的市场分布也是各不相同。固德威主要集中于欧洲市场，尤其是德语区域，而德业则专注于南非市场，它们的订单确定性较高。以2024年1月的数据为例，预计德业公司一季度的订单环比增长可达30%。
锦浪最近颇受关注。对于一季度而言，锦浪的并网逆变器业务预计将实现非常显著的环比增长，可能在30%左右。在储能方面，虽然一季度仅有小幅增长，但更明显的增长预计将出现在二季度。因此，考虑到出货区域的差异，我们推荐关注订单边际改善更明显的公司，如德业、锦浪和Goodwe。
总体来看，在大规模储能、住宅储能和工商业储能方面，包括从产业链角度的分析，我们现在优先看好海外市场，因为海外市场的盈利能力相对比较确定。在去库存完成后，2024年的全年业绩增长和一季度的边际变化预计将更为显著。因此，我们会优先推荐重点关注德业、固德威、锦浪和SMA这几家公司在海外市场的运作情况。
对于大规模储能市场而言，美国市场表现出持续的高速增长。我们认为，2024年的实际落地项目数量可能会超出市场预期。在这个领域，我们特别推荐阳光电源、阿特斯能源和宁德时代这些公司。
当谈到工商业储能市场，关键还是要看PCS（储能逆变器）的出货量。这种市场中，订单执行度较高的公司值得重点关注，尤其是出口到美国市场的工商业PCS制造商盛虹。国内大储市场则是我们最后的推荐对象。总的来说，根据当前的储能估值，我们认为2024年整体储能市场的估值水平仍然较低，因此建议重点关注上述提及的公司。
