会议要点

1. 双轨战略审视

市场已充分消化储能行业的估值，当前估值水平历史相对较低，重点在于业绩的兑现

市场对储能行业有三重担忧：技术提升、利润率下降及市场格局分散。美国市场较其他地区阻力小，有较好的增长前景

储能价格体系和政策可能支撑价格战时间及结束时点，国内储能需求的增长预期被过于悲观看待

2. 储能行业策略与需求预判

美国储能市场：EIA数据相对保守，而在建储能项目规模对未来装机增速存在清晰指引。2023年11月底美国在建储能项目达9.3吉瓦，同比增长53%。

成本和供应链问题争霸缓解：碳酸锂价格已进底部区间，利率有望见顶降息，供应链短缺问题，包括电力设备将得到明显缓解。

中国市场需求：关注最大负荷缺口指标，由于火电装机增速无法匹敌需求，储能在应对最大负荷峰值方面具备优势。

3. 24年策略解析

国内储能需求展望：预计到2025年和2030年中国新型储能装机需求分别为81GWh和312GWh。从招标数据复苏判断，2024年国内储能装机有望实现高增长。

市场数据复苏：观察2023年8月份以来EPC招标数据和10月份以来ABC重要数据，已构成对2024年国内装机的指引。尽管先前出现同比下滑，11月至次年1月数据明显复苏，预示需求增长。

全球储能装机预测：预期2024年全球储能装机能达到53GWh、125GWh时，功率规模同比增长预计为36%。2022年至2027年全球储能装机的年增速预计将保持在38%或以上。

4. 储能行业策略分析与海内外对比

储能商业模式初显：国内储能项目多元收益模式的建立加速，包括融资租赁、现货市场、辅助服务、容量补偿等，特别是政策支持独立储能参与电力和辅助服务市场，预计2024年储能项目收益率将明显改善。

海外与国内储能项目对比：国内储能盈利渠道较单一，主要参与电力现货或辅助服务。海外项目同时参与现货市场套利和调频，收益来源较为丰富，政策和市场规则改善可提升国内项目收益。

储能项目选址重要性：优质并网点的争夺加剧，位置优势为储能项目带来高频电网调度和收益率提升，长期收益考量下的电池更新换代和成本下降将显著改善经济性。

5. 盈利与成本分析

普及和长周期后电价预期更准确，储能系统调用300次/年，项目内部收益率约5%。考虑成本下降，20年全生命周期内部收益率至少7%，项目经济性明显改善。

项目经济性预期的改善减弱对设备端价格战担忧，价格稳定但系统集成商盈利能力降低。

24年储能行业出清关键，售后质保或影响尾部厂商。不同企业成本控制能力差异明显，自主化程度高企业获得更高毛利率。

6. 储能产业升级及国际扩展策略

电芯竞争：价格战促进储能企业通过自制电芯取得价格优势，预计会进一步拉大竞争商之间的差距，促成行业集中度提升。

算法和技术投入：海外储能市场注重算法驱动的交易软件，国内头部厂商如宁德时代在研发人均投入居前，预计继续推动行业技术标准制定。

市场集中度：即便行业参与者增多，央国企集中采购仍偏向头部企业，显示市场份额集中，行业领先企业优势明显且稳定。

7. 降成本与国际化策略

五氧化钒价格下降：从2023年初14万元/吨降至11万元/吨，降幅达21%。

钒电池中标价下降14.5%：2023年中合会钒电池项目中标价为2.65元/瓦时，较2022年下降14.5%。

储能示范项目多样化：新一批储能试点项目示范技术类型丰富，非锂电技术包括压缩空气、飞轮、液流电池等。

会议实录

1. 双轨战略审视

尊敬的各位投资者，大家晚上好，我是国联电信团队负责人贺朝辉。非常感谢大家今天晚上能参加我们国联年度策略电话会系列活动之一，本次活动主题是“储能2024年度策略：把握集中度提升和出海双主线”。我们认为整个储能行业在市场格局及未来变化上存在大量增量机遇，值得重点关注。今天，由我们的研究员梁丰硕老师负责，将结合PPT分享关于储能未来的投资观点。下面，请梁丰硕老师进行分享。

谢谢贺老师。各位投资者大家晚上好，我是国联电信研究员梁洪硕。就2024年储能的观点而言，我们需要关注市场潜在的担忧点。当前投资者对储能行业，特别是电芯板块感到忧虑，认为新能源行业未来很难再出现新的增长逻辑。针对这些担忧，我们进行了一些分析。从行业的市盈率（PE）来看，如储能行业龙头公司24年的PE比率已降至约12-13倍。这一估值水平与22年TTM的PE高达70-80倍，以及次年的PE至少30-40倍相比，已处于相对历史低位。在这样的估值水平下，我们认为未来的投资重点或许不在于寻找新的增长点，而是在于业绩的实现。当前市场对储能行业的业绩增长保持谨慎，预测已经相对保守，预期业绩增长大约为20%至30%。

市场对储能行业的担忧主要集中在三个方面：首先，今年光伏产业和储能南撞击带来的技术冲击，以及对2024年储能需求增长的不确定性；其次，是利润率方面的担忧，国内市场在2023年已经开始价格战，且价格正逐步下降；第三，是市场对储能行业格局过于分散的担忧。

针对以上担忧，我们认为美国在2024年的市场表现最为看好，并将详细阐述我们的观点。对于国内需求，考虑到23年底至今年1月份招标情况，我们预见2024年国内有超过30%的需求增长，远超当前市场对2024年国内储能需求增速预期下调至20%以下的悲观看法。再者，我们将观察价格体系，价格体系是支撑储能项目收益率的关键要素，决定我们国内的价格战将持续多久，以及何时能够停止。在政策层面，近年的电力改革政策提升了储能项目的内部收益率水平，为行业带来乐观预期。

接下来，我们将结合PPT具体论述对2024年储能行业的看法。在整个分析中，我们复盘了板块的表现，2023年储能指数下跌近30%，跑输电芯指数和沪深300指数。我们认为，虽然整个年度指数不断下跌，每个阶段的下跌原因却不尽相同。例如，在2023年初，储能龙头公司及光伏业务表现良好，市场对基本面和盈利水平的乐观态度支撑了需求预期。然而，随着价格战的持续和需求预期的转变，那些在上半年表现稳健的PCs标的，到了三季度也开始出现股价大幅下滑。

2. 储能行业策略与需求预判

在去年四季度的时候，不管是数据中心个人电脑(DCPC)还是数据中心系统，整个信息技术行业的走势开始趋同。而且我们觉得自2023年第四季度至今年年初，行业开始进入一个新阶段，呈现出需求和盈利的不确定性，并在震荡中寻求底部。我们认为接下来应该关注需求和盈利能力预期改善的时间点，那时可能会对整个板块有一个更坚定的推荐。尤其是在美国市场，我们发现某些指标仍能印证需求向好的趋势。而国内市场方面，根据2023年年底至今的招标数据，我们也看到了向乐观转变的迹象。

经过分析储能行业相关上市公司的财务数据，我们发现整体行业的营收和规模利润增速开始放缓，尽管资本开支仍然保持高增长水平，库存则开始从高点回落。展望2024年，我们认为整个行业将进入一个出清周期。我们更关注细分市场领头羊的市占率提升和出海机会，并寻求新技术带来的结构性机遇。

目前我们最看好美国市场，尽管之前一直存在并网不及预期和延迟的问题，导致需求兑现不足。美国能源信息署(EIA)每月发布的储能预测数据显示，实际装机量总是低于计划。但我们应该更加关注那些在建项目的规模，因为开工后的项目很少被取消。截至2023年11月底，美国在建的储能项目累计达到9.3吉瓦，同比增长了53%，为2024年的装机量提供了强有力支撑。

从成本和供应链角度看，预计碳酸锂价格将进一步降低，利率预期见顶并进入降息区间。此外，供应链短缺问题将得到缓解。因此，我们对美国2024年实现至少50%增速的预期较为乐观。

在国内市场，我们主要关注补短板需求。所谓的最大负荷缺口概念尤其值得重视，考虑到火电装机量增速无法跟上最大负荷的高增速，储能发挥补充作用显得尤为重要。结合火电无法满足夏季傍晚峰值负荷时段的需求以及光伏、风电在此时段的局限性，储能需求的空间显然很大。因此，对于未来的需求，即使是较为保守的预测，也能看到储能对于缓解最大负荷缺口扮演着不可或缺的角色。

3. 24年策略解析

我们认为目前国内储能装机规模增长的一个重要驱动力源于对新型储能补缺板块的需求。在假设各类电源出力能保障的比例基础上，我们进行了些测算。预测到2025年和2030年，中国新型储能装机需求将分别达到81吉瓦和312吉瓦。在这样一个需求框架下，我们进一步计算了市场空间。

从国内自下而上的角度来看，招标数据的复苏有望支撑2024年国内储能装机高增长。储能项目从招标到确认中标大约需要两个月时间，而从中标到装机的快速项目可能在三个月内完成。基于这些时间节点，我们认为自2023年8月份以来的EPC招标数据，以及2023年10月份以来的重要数据，将构成对2024年国内装机量的一个指引。不过，之前板块股价下行是与基本面的一些较弱预期指引相伴随的。

此前，我们注意到10月份的EPC招标量同比下滑，导致形成了对2024年国内储能需求减弱的预期。然而，从11月到12月，乃至今年1月份，招标数据明显复苏。查看2023年第四季度的储能EPC招标量实际上同比增长了50%。结合季度低基数和统计到的第一季度约7吉瓦时的招标量，我们觉得对2024年的国内需求不必过于悲观。

综合以上分析，并测算了欧洲的需求，我们预期2020年全球储能装机规模将达到53吉瓦，125吉瓦时，功率规模同比增长36%。考虑到从2022年到2027年的五年装机负荷增速，我们预计将保持在38%以上。

从成本层面分析，自2023年以来，国内储能项目的收益模式日趋丰富，项目的经济性有望得到改善。国内储能项目先前的经济性较差是众所周知的，并因此引发了供给端的价格战，以及需求端对强制配置政策的过度依赖。但这类政策的可持续性仍存疑问。

面向未来，我们需关注的是项目利用率的低下。根据中国电力企业联合会披露的数据，2023年上半年，我国储能电站平均日等效充放电次数仅为0.584，即每年大约完成212次满功率充放电循环。独立储能和新能源配套储能电站的日均充放电次数在0.3至0.4次，低于国内平均水平。

在江苏和广东，充放电次数相对较高，但也仅为每天一次。其他省份的储能电站日均充放电次数更低。因此，项目利用率低下的现象在国内广泛存在，也是我们未来需要重点关注的问题。

4. 储能行业策略分析与海内外对比

我们认为目前较低的储能利用率主要由缺乏成熟的商业模式导致。储能项目的推进在大多数地方并不成熟，机会有限，使其难以充分发挥电能量套利的功能以及获得相应收入。然而，自2023年9月以来，国家发改委和能源局开始加速推动电力现货市场价值建设。到了11月，国家也出台了针对火电和煤电的容量电价政策。因此，我们相信这样的政策未来能覆盖更多发电主体，包括新型储能等灵活性资源提供者。

我们对国内外储能项目的盈利模式进行了对比分析。中国储能项目的盈利来源相对单一，主要是参与电力现货市场或提供调频等辅助服务。而同一项目同时参与这两者的实践在国内较少，且缺乏有效的政策支持和市场交易规则框架。相比之下，海外项目，如在美国、英国、澳大利亚，可以同时参与这些盈利渠道，保留少量容量以响应电网调度进行调频服务，而主要容量则用于现货市场日常套利。

海外项目采用类似容量电价的机制来体现备用价值，通过这种基本盈利组合，使项目盈利情况较好。相对而言，如果国内项目仅能获得多种收益来源中的一两种，其收益率自然较低。随着地方政策的推出，国内的储能项目商业模式也逐渐多元化，包括融资租赁、现货市场、辅助服务和容量补偿等。特别是在2023年8至9月间，山东省和广东省这两个储能项目比较成熟的地区，纷纷推出政策，促进独立储能同时参与电力现货和辅助服务市场。有了这些政策支持，预计到2024年，储能项目的收益率将有显著改善。

另一方面，为何储能项目收益率普遍偏低，仅有微薄盈利，项目仍热火朝天地发展，增长速度之快？我们认为这与某些高价值并网点的争夺有关。我们引用了英国的研究，指出靠近大型发电站或关键输电线路的储能项目，能够获取高频电网调度和更高收益率。国内也存在这样的优质并网点，并网点的竞争解释了储能业主和设备厂商广泛布局的现象。业主在计算项目收益时，不仅考虑首批电池的寿命周期收益，还考虑在原址更换新电池的长期经济性能改善。

按照山东模式，我们测算了独立储能的内部收益率情况。在2023年初的市场环境下，独立储能的预期年收益率（ARR）在0.36%到2.81%之间，差距在于项目是否能获取容量补偿。缺乏容量补偿的情况会导致收入降低，恶化项目的保本状况。储能系统造价的显著下降是提升项目收益率的关键变量之一。

最后，我们通过调研，会议披露了山东部分储能项目的实际运行成果。首批参与电力现货交易的5个独立储电站现在平均每天可实现1.5次的充放电次数，明显高于非独立储能电站。这一改善反映了长周期参与项目后储能对电价预测能力的提高，这将明显改善市场调度策略和利差交易的结果。

5. 盈利与成本分析

所以，如果考虑到大家对现货市场的普及和长周期运营之后，各个电站对电价的预测有了显著提升。假设每年的充放电次数达到300次，其实还不到每天一充一放的水平，即便如此，在当前价格水平下，我们测算的独立充电站的内部收益率（IRR）也可以达到大约5%，这是一个较好的水平。如果考虑到项目运行12年后更换成本更低的电池，以及20年的全生命周期，我们可以测算出至少7%的IRR水平，这表明项目的经济性预期有明显改善。

随着项目经济性的预期改善，对后续国内设备端储能系统价格战的担忧也会减弱。甚至从当前价格水平来看，整个加油站对厂商盈利能力的削弱已达到相对稳定的水平。我们统计了储能市场电芯的价格，以及储能系统尤其是两小时储能系统的月度平均中标价，计算了系统和电信之间的价差。可以看到，自去年四月份开始，价差出现加速下滑。但除了电芯价格在2023年显著下跌外，其他部件的总体成本并未有大变化。

尽管上半年PCB的价格略有下降，但随着更多系统采用如从风冷升级至液冷的方案，以及消防设备配置要求的提高，除了电芯以外的其他系统成本在2023年基本保持不变。因此，系统与电芯之间的价差变化实际上反映了系统集成商盈利能力的变化。确实，2023年四月开始价差有大幅下滑，但从七八月到十月，价差维持在每瓦时0.4元左右的水平，并未进一步恶化。主要驱动因素是碳酸锂成本的下降导致电芯价格下降，而没有进一步削弱集成商的盈利能力。然而，11月和12月份价差再次下降，可能是因为年底出现了诸如国烟投的大型集采项目，中标价相对较低。

这些集采项目的报价隐含了对2024年更低价电芯的预期，至少是每瓦时0.4元，甚至更低。如果按照0.4元每瓦时电芯价格计算，2023年11月和12月的价差实际上仍维持在0.4元左右。这表明市场底部形态已经相对明显了，随着项目收益率的改变，对电芯价格的上涨改善局面的出现仅是时间问题。

接下来，我们分析下对行业格局的看法。一方面，大家普遍认为2024年将是国内市场系统基础上出清的关键年份。行业中成本压力和售后及质保问题将在2024年至2025年间集中反映，催化尾部厂商的退出。统计过去储能项目起火爆燃事故显示，平均发生在项目运行1.5年后。按此标准，假设2022年和2023年国内数字装机大幅增长并且新厂商大量涌入，如果发生事故，相关集成商将在2024年至2025年间面临巨大的质保赔付压力。去年，国内外储能项目事故明显增加。

另一个明显的差异是各经销商对成本的控制。我们拆解了整个储能系统的成本，包括电芯、PCS、DC/DC和消防等设备，考虑不同自主化程度的情况。系统集成商只是采购设备，而具备一定资质且生产自主设备的企业，在相同的国内低报价环境下，两者之间的毛利率水平存在显著差异。仅依赖市场外采的企业获得的毛利率可能不足5%，而对于那些除电芯外其他主要设备都能自产的头部上市公司，即便价格很低，也能达到约10%的毛利率。对于能够自产从电芯直到DC/DC的企业，在低价格环境下也能保有约15%的毛利率。

6. 储能产业升级及国际扩展策略

所以我们观察到一些电芯生产企业在价格战中具有较强的报价优势。这解释了为何像比亚迪或南方电源这样能够自制电芯的储能企业会在2023年4月引发价格战。技术层面上，基于算法的交易能力差异将进一步扩大各储能企业间的竞争差距，从而实现行业集中度的提升。

在海外市场，领先的储能企业如福伦斯，官网中推广产品时不太强调电芯使用情况或循环寿命。它们主要展示的是能够提供自动化电力现货交易投标软件。软件通过算法更新迭代，可以提高新能源处理的预测能力，增加储能项目的收益率。

因此，我们认为在算法研发方面已经积累了项目业绩的厂商将比其他尾部厂商明显加大投入。我们分析了储能行业系統集成企业的研发投资情况，发现头部厂商与二线厂商在研发费用率及人均研发投入方面有显著差距。金邦科技、海博思创和南京电源等企业的人均研发投入位于行业前列。

强大研发能力在更高层次上沉淀为企业对行业或国家标准的制定。我们总结了储能行业的国家标准及起草单位，发现宁德时代、南都电源和阳光电源等头部企业在制定国家标准的过程中发挥了重要作用，这显现了技术和研发能力上的差异。

市场份额方面，尽管许多厂商进入储能行业，但主要还是头部企业。以央国企为例，其大型集中采购入围情况显示，2022年与2023年头部企业在全年储能系统采购总量中的占比分别为54%和62%。每家企业入围的标段数量我们也进行了统计，结果显示“Cr三”的入围比例为26%，与前一年持平；C2522年和2023年分别为40%和38%，略有下降；而“虾石”分别为68%和61%，保持在60%以上的较高水平。

整体来看，虽然储能行业格局分散，但导致行业分散的因素在2023年影响有限，头部企业仍然有明显优势。关于新技术类型的项目，我们预测2024年压缩空气和全流液体储能技术将有显著增长。之前这些新技术因成本较高未能大量发展，但近年降本显著。例如，压缩空气储能的单位建设成本从21年的8-10元每瓦降至大概5元，已与水驱动电站建设成本相近。

7. 降成本与国际化策略

首先，观察到液流电池在2022年受到了高度关注，当时正值房价高点，项目建设成本相应较高。然而，到了2023年，钒氧化物价格显著下降，特别是99.5%纯度的化工级五氧化钒价格，从年初的14万元每吨降至11万元每吨，跌幅达到了21%。

同时，在2022至2023年间，国内发布了三轮大规模的GWh级电池集采。投标要求提升，强调投标人的过往业绩和项目资质，体现出一个提升的趋势。更值得注意的是，投标价格普遍下降，2023年中的钒电池主题投标，中标均价降至2.65元每千瓦时，比2022年降低了14.5%。企业的中标价格区间亦趋向集中，显示出产业链规模化及产业化明显提升。特别是钒电池的初期投入成本减半的模式已在2023年4月开始试运行。

钒电池电解液的租赁模式被认为是降低整体投入成本的一大手段。电极的效率衰减极低，电极残值高，能通过原位恢复重复使用，大幅降低处置投入成本。这是推动钒电池商业模式不断完善的一个重要因素。

2022和2023年的储能项目投运规模虽小，但开工项目规模较高，预示着钒电池等技术的稳步增长。12月份，国家能源局公示了新型储能试点项目，显示储能技术类型更为丰富，并强调示范项目的体量重要性。

投资建议方面，预计2024年整个储能产业将进入出海周期，海外特别是美国市场的需求和盈利能力将更为清晰。“出海”和市场集中度提升将是主要趋势，重点关注具有出海能力和市场优势的企业和环节。我们看好以下四个方向：

储能温控：客户粘性强，需求上升。推荐关注英维克、通威股份和高盛股份。

PCS环节：随着技术迭代和成本下降，2024年头部企业将推出新型机型，我们建议关注长城电器和盛虹股份。

出口导向企业：具有优质海外订单渠道和品牌优势。推荐关注阳光电源、金帆科技、南都电源和客户电子。

新型储能技术：如压缩空气和液流电池。建议投资者关注具有示范工程向产业化推进的技术路线。