会议要点

1. 储能市场前瞻与策略分析

中国储能市场预计2024年高速增长，增长率或超过50%，特别是工商储市场，受益于碳酸锂价格下跌和峰谷电价差增大，具备了更好的经济性。

储能系统成本降低，加上epc费用，系统落地价约1.1到1.3元/瓦时，降低了达到10%以上AR所需的峰谷价差，促进行业向内陆扩张。

中国储能政策预期将更严格，市场化项目对储能的功率和时长比配要求可能更高，推动储能容量增加。

2. 储能市场深度解析及前景

储能投入经济性：光储投入成本下降，AR比一年前更高，经济性无大问题。

电改及商业模式：电改加速竞争，共享储能模式可实现8%-10%的经济性，独立储能电站经济性可能不突出。

市场增长趋势：短期内储能增长受光伏风电装机影响，长期保持快速渗透率提升和增长。美国市场装机提速，尽管未达年初预期，趋势上逐步正轨。欧洲市场装机接近翻倍，特别是德国和意大利，发展速率远超市场预期。

3. 欧洲电力市场改革与储能策略

欧洲政策环境：欧洲提出高发展目标，通过电力市场改革，旨在打造稳定电网，降低电价波动，鼓励能源投资，保护消费者，采用差价合约等方式。

储能支持需求：欧盟建立容量机制降低高峰用电需求，支持需求响应，储能在高峰时放电，满足响应要求，支撑电力体系改革。

市场趋势预测：2022年全球装机增长显著，预计2023年储能装机将达90-100吉瓦时。中国公司如宁德时代在储能电池出货量中占据主导，预计24年下半年国内厂商出货量将恢复正常增长状态。

4. 多元化投资展望

储能系统收益来源与成本分析：工商储能市场具有多样化资金来源，主要收益来自于峰谷价差套利、需量容量定价下降以及备用电源需求。6000次循环寿命理论上可达15%收益，实际运行因素考虑后约12%。

市场竞争与价格趋势：储能市场价格竞争激烈，持续下行，系统平均售价从11月的0.87元/瓦时下降至1月的0.8元/瓦时，但EPC价格呈上升趋势，后续系统售价下降空间有限，预测可能下降至0.7元/瓦时左右。

市场容量与配套需求预测：储能市场规模预计在2024年达到70GWh以上，市场化项目要求的储能配置比保障性项目至少高50%。美国市场因电网老化展现出较强需求，超20年运行电网比例过半。

5. 美欧电网及储能策略展望

美国电网分为三部分，各自运行独立，不易实现跨区互济，故储能对于改造电网和保证供电安全具有重要意义。

美国光伏发展加快，存在中午发电过剩和晚间供电不足的问题，储能可缓解这一冲击，当前政策对独立储能提供补贴支持。

欧洲推进能源独立和电网改造，涉资巨大，面临电网老化问题，已规划5800亿欧元的升级计划，这提供了储能等新能源技术的投资机会。

6. 欧洲储能市场增长预测及投资建议

欧洲储能市场预测：2023年预计增长10GWh，2024年预计+40%增长；全球储能增速24-25年虽不及2023翻倍，但将保持较快增速。

投资建议：关注公开储能快速增长的主线，重点科技及零部件公司，如科林威腾、科华盛虹等与美国储能市场盈利能力较高的公司。

储能领域的细分：关注消防EMS、结构件等表现好的零部件公司，以及部署优质的相关企业。

会议实录

1. 储能市场前瞻与策略分析

各位尊敬的投资者，我是华孚电力设备新能源的张伟。今天，我们迎来“电新年度策略报告汇报周”第一场路演，主题是储能。有鉴于去年储能的全球高涨与高增长，我们预计今年全球的储能市场仍将持续快速增长。

在本次会议中，我不打算逐页详解PPT，而是将重点放在核心内容的展开上。首先，我们将大致探讨中美欧三个主要市场。对于中国市场而言，我们认为无论工商储能还是大型储能市场，在2024年都将保持非常确定的高增长。整体增长率超过50%应该不成问题。特别是工商储能市场，由于其更侧重经济回报，在碳酸锂价格下降，峰谷价差增大的背景下，不仅浙江、广东、上海、江苏等地具备良好的经济性，其他省份的工商储能市场同样开始具备良好的经济效益。

大家可能记得去年初，工商储能系统的端价格大约在1元左右，而到了今年，集成价格已经降至1.1到1.2元，加上部分施工和EPC费用后，系统落地价格在1.1到1.3元之间。价格的快速下降将推动对10%以上年化回报率(ARR)的需求降低，使得达到此回报率所需的峰谷价差也随之减少。当系统安装成本在1.2到1.3元时，维持10%以上的峰谷价差，充放电两次的平均峰值价差若达到0.6元以上并不困难。

在这种背景下，行业将从沿海城市向内陆城市扩散，增速非常快。就2023年而言，预计中国总装机量为46个架次，而大型储能装机量将占绝大多数，超过40个架次，超出了市场和研究机构的预期。政策方面，我们认为会更加严格而非放松对储能环节的要求。尤其是随着市场化项目比例增加，对光伏和储能项目的配套容量要求也将增加。

从经济角度说，光伏组件价格的大幅下降为运营商提供了更多的余地，即便不考虑成本下降，仅光伏组件价格下降1元，已经显著推动了储能成本的降低。按照一瓦配0.2瓦时，10%的功率和两小时电量计算，系统集成成本可能在0.8元到1.2元之间。配套0.2到0.4瓦时，成本仅为5毛左右，但光伏组件价格已跌近1元。因此，光伏组件价格的降低，实际上为储能的配套提供了较大空间。

2. 储能市场深度解析及前景

在当前情况下，尽管大楚方面调用的并网频次并不高，计算经济性恐怕并不容易。但我认为对于运营商来说，比较去年和现在的光伏投入成本，现在的光储投入成本更低。换句话说，现在的资产收益率（AR）比一年前更高。因此，从经济性角度考虑，大楚方面应该不会有太大问题。另一方面，我们注意到辅助服务费用正逐渐向用户端转移，包括现货等市场化交易的快速推展。电力改革促进了市场竞争和商业模式的快速重构，以独立的共享储能模式为代表，如电网车储能模式已经可以借助辅助服务、租赁费用、以及部分省份的容量补贴，实现较好的经济性。在理想情况下，这可以达到8%～10%的经济性收益。当然，比如贵阳的储能电站，其经济性可能不那么显著。总的来讲，市场在2024年初可能会担忧今年的光伏和风电装机量可能下滑甚至不增长，从而导致储能需求的下降。

然而，我们的观点仍然是，从短期来看，储能行业的增长势必受到光伏和风电装机量的影响，但不会出现市场所担心的储能负增长。更重要的是，中长期来看，储能保持快速增长和渗透率提升是非常确定的。

对于美国市场，我们可以看到从去年第二季度开始，储能装机显著加快。虽然全年美国装机数据尚未发布，但我们预计将达到24至25吉瓦时这一水平。尽管这与年初市场预期的30吉瓦时有所差距，但鉴于当前利率上升和排队流程改进等因素的逐步改善，整个美国市场应当会逐渐回到正轨。除第一季度数据稍逊之外，第二、三季度的数据还是非常好的，因此从数据趋势和产业趋势来看，保持健康增长的预期应当是没问题的。

在欧洲市场方面，我们估计去年装机量接近翻倍，从前年的约13吉瓦时上升到25吉瓦时左右。驱动这一增长的一个重要因素是户数增多，尤其是在德国和意大利等地，去年的增长至少翻了一番。相对于市场普遍关注的其他地区，欧洲市场的发展速度实际上远超市场预期。

3. 欧洲电力市场改革与储能策略

因为整个欧洲的情况来看，首先，在欧洲推出的再生能源优惠政策(repo)，对电网、新能源和储能设定了非常高的发展目标，这是政策背景的重要组成部分。其次，通过电力市场改革方案，欧洲明确表示希望营造一个更加稳定的电网结构，并通过一系列措施降低电价波动，鼓励能源投资，并保护一些弱势消费者。例如，通过电力市场的改革方式，如差价合约（CFD）和电力购买协议（PPA），加速推进电力市场的变革。

具体来说，差价合约是能够明确保障发电商收入的长期稳定性的一种方式。CFD等协议还可以减少价格波动，许多国家的发电商和用户会通过中长期价格合约锁定价格，以降低风险同时获取超额收益。如果现货市场价格低于合同价，电力购买方将向发电商支付差额，从而补偿后者因市场价格低迷造成的损失。类似于CFD和PPA这样的直接交易协议，实际上创造了买卖双方长期稳定的价格合同，减轻了价格波动的风险。

欧盟还将通过建立容量机制减少高峰时段的用电需求，并支持需求响应机制，这无疑会增加对储能支持的需求。储能可以在高峰时放电，满足需求。因此，随着欧盟加速电力市场结构改革，将显著增强对储能的支持力度。这是我们对欧洲市场的一个独特视角。在欧洲市场部署方面，12月16日到17日期间，德业股份及其附属公司的推荐是在所有分析中相对看跌的。

从当前的时间点来看，欧洲市场的库存快速去化，且接近历史低位。我们判断2024年上半年库存水平可能回归至合理状态。因此，我们预计2024年下半年，国内厂商的出货量将回到正常的增长轨道。短期而言，股价的表现更多是反映库存见底的状况。然而，股价要想持续上涨，则依赖于库存底部过后需求能否迅速持续释放。

接下来，我们将重点通过数据和商业模式的解析，对储能市场进行回顾和展望。目前装机速度非常快，不必提及两年前的增长。据我们估计，2022年全球大约有45到50吉瓦时（GWh）的电化学储能装机，而2023年预计能够达到90到100吉瓦时的装机水平。考虑到通信储能、工业储能等其他形式的储能，全球储能电池出货量可能更大。具体到硫酸铁锂电池部分，中国占据了全球出货量的80%左右，仅宁德时代一家就占到40%以上。

谈及中国市场，我们注意到，越来越多的省份出台了针对峰谷分时电价的政策，以调节峰谷价差。在多数省份，原则上峰谷价差需超过3:1，而部分省份则需超过4:1。在浙江省，峰谷价差较大，其夜晚的电价较低，使得储能设备可以在这一时段充电，并在价格高的白天释放电能，这对峰谷价差的利用效率非常高。

关于工商储能的发展，未来虚拟电厂将帮助储能参与电力市场交易。单个工商业储能若容量较小，则难以独立参与市场交易。但通过整合某一片区的储能，可以共同参与交易，无疑提高了工商用户的收益来源。

4. 多元化投资展望

在工商储能方面，其收益来源我们已经做了整理，分布式套利和峰谷调剂不在讲述范围内，大家对此比较熟悉。稍微补充的是，尖峰用电一般集中在夏季的十几至二十个小时内。因此，为了这短暂的高需求时段而大规模增加电网设备投资显然不合算。通过储能系统降低最大需求量，可以有效减少需量容量定价。储能作为后备电源，类似大型UPS的作用，和参与需求响应或负荷聚合的功能，在此不做赘述。

对于工商业的峰谷价差套利，我们进行了敏感性分析，发现6000至8000次循环时，它们的敏感性并不相同。假设国内工商业储能的峰谷价差平均为0.75元，即使在6000次循环寿命周期下，按照1.4元的成本计算，也基本可以达到15%的理论测算收益。然而，实际情况可能并非如此理想，因为实际的充放电量可能没那么高；也存在在特定电价时间点放电的困难，以及放电控制算法可能出现偏差。即便如此，考虑到80%的可能性，依然有12%的投资回报率。即使在0.75元的峰谷价差，600次循环，和1.4元的成本下，储能仍具备吸引力。

在中国，工商业储能的资金来源较为多样化。虽然第三方投资占比较大，但具体情况还是不同的，详情可在会后展开讨论。多数项目是通过业主融资或租赁的形式进行投资，纯投资案例相对较少。

确实，市场对于储能系统价格的持续下降表示担忧。从数据来看，平均竞争售价从去年11月的0.87元降至今年1月的0.8元，而EPC价格仍在上升，11月的平均EPC价格已接近1元。尽管存在疑惑，但事实是，EPC价格高企有其原因。

在储能系统集成方面，我们认为在当前条件下，系统售价不太可能继续大幅下降。平均中标价可能在0.7元左右。我们预测了整个系统存储的直流成本，并认为降低空间并不大。

新能源储能的增长关键在于强制配储，但市场化项目的配置要求较保障性项目高出50%到100%。通常，市场化项目的配套储能时长需要达到至少4个小时。未来市场化项目将会增加，意味着高比例配套的项目也将变得更加普遍。

到2024年，我们预计国内储能市场规模有望达到70个GWh以上，甚至达到76个GWh。去年实际结果为46个多GWh，超出我们原先的预期。

在美国市场，除了去年一季度稍显疲弱外，其他季度都表现不俗，尤其是6月和7月。美国电网的分布情况是其主要驱动力之一，因为超过50%的电网运行时间都超过了20年，而中国大约只有30%。

5. 美欧电网及储能策略展望

美国电网实际上主要分为三个部分。这些部分相互之间运行是比较独立的，表现在不同区域间难以实现互通互济。例如，某一区域若发生大面积停电，很难通过其他区域互联互通。以美国加州为例，冬季恶劣天气频发，生常导致大规模停电。在这种情况下，电网改造尤其是储能改造需投入巨额资金。

针对区域难以调配的背景，发电车和储能车能保证电网供电安全，实现调峰调频，以确保电网稳定运行，这对美国电网来说，具有重要的意义。正是基于这些原因，美国在长期内迅速推进发展。如我们所见，美国光伏增长预期仍然很高。特别是加州电力系统净负荷曲线在近几年发生了显著变化，从传统的“鸭子曲线”变为更加陡峭的“峡谷曲线”。这表明午间太阳能发电量增加，减少了对电网额外供电的需求，但同时加大了电网的负荷差异，对电力系统造成冲击。因此，通过储能技术应对这种现象显得尤为必要。

随着夜间光伏发电减少，电网供电需求却增大，形成晚间功率需求大幅上升的现象。美国最近几年电网发生了显著变化，对储能安全性的要求随之提高。而I方面的政策细则对储能领域利好巨大。先前储能项目需与光伏搭配才能获得补贴，现在独立储能项目亦可获补贴。另外，与光伏政策相同，储能补贴延长到了10年，且保持在高比例，即22%至2032年维持在30%，此后才开始逐步降低。这显然是对储能行业极大利好。

再来看欧洲市场，预计市场增速依旧强劲。尽管第三方数据显示202年的预期值有5.7个G20，但我们预测该年的新增储能装机量可能达到4.6个G20。当前，欧洲新增装机的数据显示，分布式市场（屋顶市场）占比达到了50%左右。不少人以为欧洲只有集中式市场，这是一个误解；实际上，欧洲分布式市场占比超过40%。在近期俄罗斯与乌克兰的冲突后，欧洲意识到了确保能源独立安全的重要性，因此提出了“RePowerEU计划”，以促进风光能源的发展，减少对进口天然气的依赖。

欧盟还提出了一项规模达5840亿欧元的电网升级计划，反映了电网老化的问题。尽管天然气价格从高点下跌，但批发电价仍然高。当前欧洲主要国家的批发电价大幅降低，但消费者实际支出的电费包含了约200欧元每兆瓦时的输配电费和税费。综合来看，居民电费平均大约是每度电0.3欧元，即每千瓦时300欧元左右，仍高于此前水平。市场对此表现出一定担忧，担心此变化可能对户主需求的边际影响产生不利影响。

欧洲当前的库存量较低，对应大约4个月的需求量，一般季度需求量考虑合理。考虑到运输时间增长，适当增加库存是正常的。所以总体而言，欧洲库存水平接近清空，这一点值得投资者关注。从绝对收益率角度看，欧洲市场的收益率仍然处于较高水平，目前在百分之十几至百分之二十几的水平。但收益率收窄导致市场存在一定担忧是可以理解的。

6. 欧洲储能市场增长预测及投资建议

对于欧洲部分，我们做了一项大致预测。我们预计2023年欧洲主要的家庭储能市场将增长至10吉瓦时左右。展望2024年，我们预期将有40%的增长。当然，实际增长情况可能会有所不同，我们将持续保持跟踪。总体来看，尽管全球增速在2024至2025年相比2023年翻倍的增长有所减缓，但我们认为增长速度仍将保持相对较快。这一块我认为值得大胆关注。

在投资建议方面，我们提出了三条主线。第一条是着眼于高速增长的开放式储能市场，这里有众多相应的公司值得关注。杭州科林、威腾、开了三辉等，包括科华盛虹和大恒这块，我们建议重点关注盈利能力较高的美国储能企业。当然，像依维柯华数科技这样在消防EMS领域，以及美利达在结构件方面做得比较好的零部件公司也值得重点关注。第三点是，我们应该关注一些优质公司的部署情况。