证券研究报告大储持续高增，户储反弹在即，光储平价周期有望开启——2024年储能策略报告证券分析师：曾朵红执业证书编号：S0600516080001联系邮箱：zengdh@dwzq.com.cn联系电话：021-601997982024年1月3日目录PART1大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期PART2户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点2PART3工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍PART4产业链趋势及出货PART5投资建议和风险提示摘要◆大储：降价降息收益提升，合力迈向光储平价新周期！光储价格双降带动储能收益率大幅提升，23年12月储能系统及EPC中标均价已降至0.8-0.9/1.1-1.2元/wh，我们测算山东30%/2h光储系统IRR自3.3%提升至8.8%，共享储能自0.5%提升至6.8%。我们测算弃电率>2%时，应用储能回收弃电后的电站收益率更高，光储平价到来，支撑后续电站配储率和储能利用率的提升。23年Q1-3国内储能装机12.3GW/25.5GWh，同增925%/920%。23年大储公开招标77.2GWh，同增92%，中标63.7GWh，同增52%，我们预计24/25年国内大储装机50/64GWh，24年同增37%，23-25年CAGR达33%。美国降本降息周期接连开启，截至23Q3美国大储系统终端价格为1288美元/kw，环比-23%，资金成本也处于历史高点，24年随储能售价和资金成本下降，地面光储/独立大储IRR或提升5-6pct。23Q1-3美国大储装机4.2GW/13.5GWh，同增33%/42%，截至23年11月备案量已达31GW，同增37%，短期并网审核排队时间较长，后续或将集中释放，我们预计美国24/25年装机达35/59GWh，24年同增55%，23-25年CAGR达61%。全球看24/25年装机需求达99/148GWh，24年同增43%，23-25年CAGR达46%。◆户储：欧洲去库接近尾声，24年出货有望恢复增长。1）欧洲：23年终端需求增长主要由经销商库存满足，去库节奏有所分化，德国需求持续高增库存较少，23年1-11月新增装机4.5GWh，同增150%+；非德语区需求放缓库存较高，价格端23年小幅下降约10-15%，降本支撑下毛利率坚挺。我们预计24Q1经销商完成去库，叠加降本及降息预期下IRR上行，需求拐点明确，龙头公司订单及出货从24Q1起逐步恢复，价格及盈利保持基本稳定。24年欧洲户储需求有望达4.9GW/10.1GWh，同增25%左右；2）南非：能源结构及电力系统问题突出，导致其电力危机频发，刺激光储的刚性需求，我们认为24年需求继续高增；3）其他：美国23年NEM政策切换+贷款利率较高，美国户用光储增长放缓；澳大利亚及日本市场平稳增长。我们预计24/25全球户储装机达17.3/23.2GWh，同增26%/34%，23-25年CAGR达30%。◆工商储：峰谷价差拉大，备案量高增。截至23年12月国内有20个省份月度峰谷价差超过0.7元/KWh，推动工商储备案量高增。据不完全统计，23年1-11月我国用户侧储能备案量超10.3GWh，备案项目增长迅速，但受工商储初始投资成本高+分时电价存在较大不确定性+业主用电负荷不能完全满足两充两放等多种问题导致工商储落地比例仍较低，我们预计24/25年全球工商储装机6.85/10.8GWh，同增86%/58%，23-25年CAGR达72%。◆23年去库及碳酸锂价格波动影响，产业链出货增速略有下调，但24-25年预期仍可维持年复合40%增速：我们预计23年全球储能电池出货200GWh，同增59%，其中国内/美国/欧洲分别70/70/24GWh，同增79%/56%/6%，24-25年预计维持年复合40%+增速，需求达282/400GWh。24年国内市场竞争依然激烈，当前电芯价格已跌至0.45-0.5元/Wh，较高点55%，仍有小幅下行空间；海外市场竞争格局较好，盈利稳定。PCS方面，23年海外大储PCS及集成商量利齐升（受益于汇率+原材料降价），24年预计仍将维持较高出货增速；23年户储PCS因去库，出货收缩，但盈利保持稳定（毛利率40%+），我们预计24Q1起去库完成、订单逐步修复，季度环比将保持持续增长。◆投资建议：我们预计24/25年全球储能容量需求分别为99/148GWh，24年同增43%，23-25年CAGR达46%，看好：1）海外户储：德业股份、固德威、锦浪科技、禾迈股份、派能科技、科士达、昱能科技、鹏辉能源，关注艾罗能源、海兴电力等。2）海外大储：阳光电源、阿特斯、宁德时代、亿纬锂能、比亚迪，关注科华数据、南都电源、科陆电子、东方日升；3）工商储：盛弘股份，关注开勒股份、通润装备、芯能科技、苏文电能；4）国内大储：南网科技、金盘科技，关注上能电气。◆风险提示：竞争加剧，政策超预期变化，可再生能源装机不及预期，原材料供给不足等。3PART1大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期4大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期1中国：23年1-11月大储装机17GW，西北升至第一，网侧为主流◆根据CESA数据，23年11月国内新型储能装机3.47GW，环增图表：23年1-11月我国新型储能应用场景分布235%，1-11月共17.0GW。根据CNESA数据，23Q3我国新型储能新增装机4.2GW/8.5GWh，环比-28%/-31%，23Q1-3新23年1-11月我国新型储能应用场景分布（%，GW）增12.3GW/25.5GWh，同增925%/920%。64%,10.7134%,5.732%,0.37电网侧◆23年1-11月风光高速增长助推西北装机占比至32%，跃升第一。电源侧23年1-11月西北地区得益于风光配储增长装机最多，达5.14GW，用户侧占比32%；其次华东地区在山东、浙江、安徽等强有力的电网侧独储、集中式共享储政策推动下发展迅猛，23年1-11月装机0%20%40%60%80%100%4.1GW，占比26%。分场景来看，电网侧占比较高达64%，23年1-11月电网侧10.71/电源侧5.73/用户侧0.37GW。图表：国内新型储能月度装机（MW，%）图表：我国电化学储能装机区域分布（%）新型储能装机（MW）环比40003,469300%西北华东3500250%23年1-11月32%26%13%12%11%5%华中西南30002,925200%华北华南25001,4781,7481,9311,804150%2%20001,035100%150085795350%22年24%31%18%3%12%10000%500404434-50%02023/3/12023/5/12023/7/12023/9/1-100%0%20%40%60%80%100%2023/1/12023/11/15数据来源：CESA，CNESA，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期2中国：23年大储招标77.2GWh，同增92%◆光储降价+强制配储带动国内大储需求爆发，持续保持景气度，随地面需求爆发及强制配储政策影响下国内储能招标及并网数量持续高增。我国大储23年招标77.2GWh，同增92%，中标63.7GWh，同增52%。◆23年西北中标继续维持第一，达34%，西南增长最快。23年西北大储中标量达5.7GW，同增17%，占比34%；其次西南增长最快，23年中标1.1GW，同增396%，占比升至7%，主要来自重庆贵州的网侧储能的快速发展。图表：国内新型储能单月招标（上）中标（下）量（MWh）图表：我国电化学储能中标区域分布14,0001264320222023107891123512,000918810,0008010西北8,0002282577847285006华东6,00069029993781华中4,00023年34%16%12%7%20%11%0%2,00001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月西南16,0002022202312,000705986186896758022年36%17%11%2%24%10%0%华北8,000华南4,0004188468546674275381833063654490400%20%40%60%80%100%东北1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月6数据来源：北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场、CNESA、CESA，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期3光储降本，光储电站IRR提升6个点左右，利好放量◆光伏及储能系统价格双降，带动收益率跃升。23年硅料降价+竞争加剧，组件价格已从22年2元/W降至23/12/29的1元/W左右，部分招标价格已下探至0.9元/W；储能受碳酸锂价格下跌影响，价格也快速回落，12月储能系统及EPC中标均价已降至0.8-0.9/1.1-1.2元/wh。组件及储能成本双降，以山东市场为例，我们测算30%/2h光储系统IRR自3.3%提升至8.8%，共享储能自0.5%提升至6.8%。图表：组件（上，元/W）储能中标（下，元/Wh）价格走势光伏（元/W）核心假设峰谷价差（元/度）0.50储能（元/Wh）3.5贷款比例70%租金（元/kw年）330上网电价（元/度）1.20贷款利率3.5%容量补偿（元/kwh年）0.0430.39利用小时（h）14501.00图表：山东光伏配储IRR对应价格变化（竖轴光伏系统价格元/W，横轴储能系统价格元/Wh；30%/2h）1.81.61.41.210.80.54.53.3%3.7%4.2%4.7%5.2%5.7%23/124.254.0%4.5%5.0%5.5%6.1%6.7%23/1023/0844.8%5.3%5.9%6.5%7.1%7.8%23/0623/0423/0222/1222/1022/0822/0622/0422/0221/1221/1021/0821/0621/0421/0220/12单面单玻PERC组件182mm(RMB)单面单玻PERC组件210mm(RMB)3.755.7%6.3%6.9%7.6%8.3%9.0%双面双玻PERC组件182mm（RMB）双面双玻PERC组件210mm（RMB）3.56.7%7.4%8.0%8.8%9.6%10.4%EPC储能系统2.5图表：山东共享储能IRR对应价格变化（竖轴租赁价格元/kW，横轴储能系统价格元/Wh，租赁比50%）；4.79%1.81.61.41.210.83301.51.13000.5%2.9%6.1%10.6%18.1%31.4%2700.9240-0.3%2.0%5.0%9.4%16.3%29.1%0.5210-1.1%1.1%4.0%8.1%14.7%26.7%202201-2.0%0.2%2.9%6.8%13.0%24.4%202202202203-2.8%-0.8%1.9%5.5%11.3%22.0%2022042022052022062022072022082022092022102022112022122023012023022023032023042023052023062023072023082023092023102023112023127数据来源：PV-Infolink，北极星储能网，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期4现货市场国家级政策发布，回报体质逐步完善◆国家层面政策出台，继续推动我国电力现货市场建设。23/9/7-10/12国家相继发布《电力现货市场基本规则（试行）》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作》，从国家层面提出构建省间、省现货市场，建立健全的日前、日内、实时市场，逐步建设中长期、代购点、辅助服务、容量补偿市场与现货市场的衔接。◆地方层面，新型储能参与现货市场仍在探索阶段，明确和完善的支持政策仍较少。23/12/22，山西推出我国首个电力现货市场（试运行转正式运行)，走在我国电力现货市场建设前沿。目前地方层面现货市场制度仍待进一步明确和完善，23年1-11月山东现货市场试运行平均交易价差为491元/MWh，给予储能一定的收益，现货市场峰谷价差也有待进一步拉大，让储能在能源保供的大潮中，真正的找到定位和适合的应用场景。图表：《关于进一步加快电力现货市场建设工作》重点内容图表：23年山东现货市场试运行交易价差（元/MWh）主旨细则700推动现货市场转正各省/区域、省间现货市场连续运行1年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行615.9583.4均价576.5式运行福建23年底前开展长周期结算试运行；浙江24年6月前启动现货市场连续结600458.9算试运行；辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争536.6491513.8有序扩大现货市场在23年底前开展长周期结算试运行；其他地区（除西藏外）力争在23年底500建设范围前具备结算试运行条件484.2489.923年底前南方区域启动结算试运行，长三角建立一体化合作机制；京津冀加快区域电力市场力争24年6月前启动模拟试运行396.5413.0建设照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制400定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上加快放开各类电源网电量参与市场332.0参与电力现货市场通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用300鼓励新型主体参与开展现货交易地区，中长期交易需连续运营，并实现执行日前七日至执行日电力市场前两日连续不间断交易，绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分200按照市场规则做好现货与中长期100交易衔接加强现货与辅助服务有序协调，在交易时序、市场准入等方面做好衔接0加强现货交易与辅各地现货市场出清价格上限设置应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月助服务衔接应价格相衔接，价格下限设置可参考当地新能源平均变动成本尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量数据来源：国家能源局、电力国际汇，东吴证券研究所完善电力市场价格的合理补偿体系探索建立容量补偿机制8大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期5容量补偿趋向完善，收益来源趋向多元化◆23年多地出台容量补偿政策，支持独立储能发展。23/11/22国家能源局发布征求意见稿，提出以市场化方式促进新型储能调用，建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，为容量补偿指明方针。此外23年已有内蒙古、新疆、河北等出台容量补偿政策，补贴独立储能，支持发展。◆12/25山东发出24年容量电价机制调整通知：1）24-25年山东煤电容量电价标准为每年100元/kW（含税）；2）现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。测算调整后100MW/200MWh独储所获补偿为426万元（测算请见右下图），降29%。图表：各省容量补偿政策梳理图表：山东24年容量电价调整机制测算区域发布时间相关内容用户侧收取标准由按80%为工商业用国家0.0991元/kWh降电量，其用电总量2023/11/22通化过手合段理，扩促大进现新货型市储场能限电价站区“一间体、多建用立、容分量时补复偿用机”制等市场至0.0705元/kWh约6000亿kWh2023/9/1提保倡障探容索量的建充立裕市度场，化具的备容条量件补时偿，机可制探，索做建好立与容现量货市市场场衔接，山东2023/12/1现暂行调市整场为0化.0容70量5补元偿/kW电h价用户侧收取标准由0.0991元/kWh用户侧收取补偿费用由600亿元降至426亿元，降29%内蒙古纳入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿，补偿标若山东省独储总装机量不变2023/11/1准按放电量计算，补偿上限暂按0.35元/千瓦时，补偿期暂按10年考虑新疆2023/5/125年底前，建成并网的独立储能补偿标准按放电量计算，23独储可获补偿由600万元/年降至426万元/年河北2023/4/1年暂定0.2元/千瓦时，24年起逐年递减20%数据来源：储能与电力市场，东吴证券研究所给予符合实时需求响应主体容量补偿，标准按照8元/千瓦·月（96元/千瓦·年）9大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期6容量租赁政策相继推出，实际成交情况低于指导◆容量租赁是共享储能的重要收益来源，各省不断推出容量补偿政策。近年来多地出台的储能容量租赁专项政策，通过指导价及租赁期限要求形式，为独立储能电站提供“保底”收入；如以2h储能系统考虑，则以上地区的容量租赁指导价换算到功率计量，范围为75-400元/kWh·年，平均值为185元/kWh·年。◆实际租赁价格仅102-150元/kWh·年，租赁年限为0.5-3年，均低于指导标准。据EESA不完全统计，23年实际租赁价格在105元-150元/kWh·年，为指导价的55-80%间，平均租赁年限仅为0.5-3年，与指导年限3-20年相差甚远。此外，据我们调研得知，平均租赁比从22年的80%下降至50%，我们认为目前在其他储能收益机制尚未完全明确和完善+独立储能的大量投放下，建设方更倾向于低价租赁以收回固定成本，买方议价能力逐步增强，供需是影响容量租赁价格的主要因素。图表：共享储能容量租赁指导政策图表：共享储能容量租赁时长与租赁均价（元/kWh/年）数据来源：EESA、储能与电力市场，东吴证券研究所地区容量租赁指导价格租赁期限要求河南≤200元/kWh·年≥10年广西160-230元/kWh·年贵州150-200元/kWh·年与新能源项目全生命周期匹配吉林337元/kWh·年≥5年20年广东160-300元/kW·年租赁合同应覆盖项目运营全生命周期山东330元/kW·年可分期租赁，每期租赁期限一般为5年江苏-新疆自治区/四川300元/kW·年与新能源项目全生命周期匹配200-400元/kW·年10≥5年≥10年大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期7长时储能、新型储能技术项目落地投运◆各级政策陆续颁布，支持长时储能规模化发展。23年6月国家能源局发图表：23年主要已投运新型储能项目文提出分阶段长时储能发展目标，各地纷纷推出相关优惠支持政策，对长时储能的支持力度不断加大。时间地点类型12月◆新型储能投运项目多种储能技术百花齐放，23年新型储能技术中标端9月湖北世界首台300兆瓦级统压受缩电空一气次储成能功电站示范工程厂用系项目丰富。23年投运项目中新技术储能项目逐渐兴起，8月国内首个铁8月铬液流+飞轮+锂电混合储能项目在内蒙古正式投运，12月全球首台压四川全钒液流电池2MW/12MWh缩空气储能电站受电一次成功。23年多种新型储能技术招标，其中压缩6月山东飞轮储能系统1MW空气储能占比60%，贡献主要增量；液流电池占比20%，11月中核开启全钒液流电池储能系统集中采购。5月内蒙古池1M和W1M/6WM/W0.2hM铁W-铬h液飞流轮电储池能、（全1M国W首/个2M三W模h混液储冷项锂目电）4月3月宁夏22MW飞轮储能（总功率和单体储电量最大）2月江西2MW飞轮储能内蒙古3MW飞轮储能+3MW锂电/11.6kWh超级电容储能河南山西5MW飞轮储能（全球发电侧功率最高）广西2MW飞轮储能+锂电（国内首个飞轮+锂电复合调频）0.2MW飞轮储能（南网首个配储飞轮调频项目）福建5MW超级电容（国内首个大容量超级电容混储调频项目）图表：23年部分长时储能支持政策图表：23年各新型储能技术招中标情况区域时间政策内容类别（MWH）23/0123/0223/0323/0423/0523/0623/0723/0823/0923/1023/1123/122023年全国1404603603818412908780504800合计2030年之前，重点满足系统日内平衡调节需求。液流电池28005989105412470河南钠离子电池100250049090109500390092002500100110广西2030~2045年，规模化长时储能技术突破，满足日压缩空气储能600100600180037134辽宁29501400广东6月以上平衡调节需求。2045~2060年，重点发展基于重力储能山东液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能山东技术路线，满足未来大规模调节存储需求4月长时储能项目可按比例折算租赁给地方新能源企业飞轮储能0012401011535月探大索型装新机型规储模能调30峰万电千站瓦及以上或时长4小时及以上的光热储能290014044037037200180360011048468097043401295406月加技快术压突缩破空气储能、液流电池等新型储能关键核心超级电容储能64316.3%8508794125498.2%16.7%5.2%23.5%35.7%093.8%9.6%51.9%47.7%3.4%110206月促进液流电池、压缩空气等新型储能电站试点示范光热储能0.1%62287合计20.0%0.2%液流电池占比钠离子电池占比7月长偿时标储准能提可高享、受减优免先输接配入电电价网等、优优惠先政租策赁、容量补压缩空气储能占比96.6%100.0%67.5%5.8%11.3%23.5%86.0%83.3%94.8%73.5%60.9%59.6%重力储能占比3.4%16.2%0.0%12.6%5.4%2.2%飞轮储能占比0.0%1.5%0.4%0.2%推广能量型理电池、盐穴压缩空气等先进储能技术，光热储能占比0.0%0.0%8月力争每年新增规模100万千瓦左右，到2025年，新超级电容储能占比6.2%84.6%22.7%28.7%17.7%型地方政策诸能规模达到600万千瓦左右。光热储能占比11数据来源：ESPlaza长时储能网，CNESA，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期823年各省配储要求趋严，但储能利用率仍较低◆配储提高电网消纳，但尚不具备经济性。提升配储图表：国内光伏配储政策变化（刷黄为变化项）比有助于提升光伏余电消纳能力，但目前由于配储收益机制尚未完善，配储仍为成本项，据中电联22省份时间配储比例配储时长年11月发布报告，新能源配储利用系数仅6.1%；山东2021.1110%2h以山东项目的理想状态为例，我们测算10%/2h下，2023.630%2hIRR较低仅为12.7%，低于纯光伏的14.1%。甘肃2021.52h2023.810%(河西)、5%(其他)◆23年各省配储要求趋严。23年山东、河北、湖北、宁夏2022.115%(河西)、10%(中东部)4h(河西)、2h(中东部)广西、新疆等地配储比提升至20%-30%，甘肃、宁2h夏、西藏等多省份明确提出配置4h以上储能要求。河北2023.510%河南2h(负荷1倍以内)、图表：IRR敏感性测算（山东，横轴：配储比，纵轴：配储h）湖北2022.1110%(负荷1倍以内)、15%(1-2倍部分)4h(1-2倍部分)湖南2023.62h核心假设江西2021.6南网10%、北网15%2h浙江2021.6南网15%、冀北电网20%2h光伏（元/W）3.5贷款比例70%江苏2023.102h储能（元/Wh）3.5%广西2022.910%-20%2h1.2贷款利率海南2021.310%2h广东2023.420%1h2023.82h2023.45%(光伏)、15%(风电)2h2023.510%(光伏)2h2022.110%2h2023.610%/1h8%(长江以南)、10%(长江以北)10%(光伏)、20%(风电)10%(光伏)10%上网电价（元/度）0.3949年利用小时数（h）1450福建2022.1010%(同步投产)、15%(未同步投产)2h(同步投产)、4h(未同步投产)10%15%20%25%30%35%辽宁22002212..751105%%((风光电伏))3/h新疆2022.325%4h113.2%12.9%12.7%12.3%11.7%11.2%西藏2023.520%(光伏)4h212.7%11.7%10.7%9.7%8.8%8.0%青海2022.1020%4h山西2022.122.5%-20%/311.7%10.2%8.8%7.5%6.3%5.2%内蒙古2022.315%保障性2h、市场化4h410.7%8.8%7.1%5.6%4.2%2.8%安徽2022.95%2h上海2023.310%-20%(海风)4h59.7%7.5%5.6%3.8%2.2%0.7%天津2022.615%2h贵州2023.1110%2h68.8%6.3%4.2%2.2%0.5%-1.2%四川2023.1110%2h云南2023.1110%2h12数据来源：各省发改委，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期9配储起量关键在弃电消纳和储能成本核心假设◆配储起量关键在弃电消纳和储能成本，合理的储能配比可提升项目收光伏（元/W）3.5贷款比例70%益率。3.5%贷款期限（年）8贷款利率◆1）原先由于储能成本较高+弃电率较低，项目通常通过配储较差电池（便宜）满足配储要求，提升配储比是成本负担项。上网电度价）（元/0.3949年利（用h小）时数1450◆结论：在原先储能EPC价格下，当弃电率>3%时，配储10%使用储能更具性价比，但当弃电率>10%时，配储20%使用储能不具性价比。◆注：在1450h年发电下，日发电≈4h，则当弃电率为5%时（10MW光伏弃电2MWh），2h配储10%可覆盖（2MWh储能），关系为储能配比2：弃电率1图表：光伏配储IRR敏感性测算（山东，横轴：配储比，纵轴：弃电率）配储实际使用2.2元/Wh，更换一次满足配储要求配储实际不用1.83元/Wh，不更换储能配比储能配比15.08%0%10%20%30%40%50%15.08%0%10%20%30%40%50%0%15.4%11.6%8.7%6.4%4.5%2.9%0%15.4%12.1%9.5%7.4%5.6%4.0%3.0%14.5%11.3%8.2%5.7%3.5%1.6%3.0%14.5%11.3%8.8%6.7%5.0%3.5%弃5.0%13.8%11.3%8.2%5.7%3.5%1.6%5.0%13.8%10.8%8.3%6.3%4.6%3.1%电率10%12.3%10.0%8.2%5.7%3.5%1.7%10%12.3%9.5%7.2%5.2%3.6%2.2%15%10.8%8.6%6.99%5.6%3.5%1.7%15%10.8%8.15%6.0%4.2%2.6%1.3%20%9.4%7.3%5.8%4.6%3.5%1.7%20%9.4%6.9%4.8%3.1%1.6%0.3%25%7.9%6.1%4.7%3.5%2.5%1.6%25%7.9%5.6%3.7%2.0%0.6%-0.6%解读：原先储能成本较高：1）当弃电率>3%时，配储10%使用储能更具性价比；2）但由于成本较高，弃电10%时，配储20%使用储能不具性价比。13数据来源：山东发改委，Pvinfolink，SMM，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期10配储起量关键在弃电消纳和储能成本核心假设◆配储起量关键在弃电消纳和储能成本，合理的储能配比可提升项目收益光伏（元/W）3.5贷款比例70%率。3.5%贷款期限（年）8贷款利率◆1）原先由于储能成本较高+弃电率较低，项目通常通过配储较差电池（便宜）满足配储要求，提升配储比是成本负担项。上网电度价）（元/0.3949年利（用h小）时数1450◆2）当储能成本合理时，弃电率越高，配储提升收益率（优于配低价储能满足配储要求）。◆结论：在目前储能EPC价格下，当弃电率>2%时，配储10%使用储能更具性价比，当弃电率>10%时，配储20%使用储能更具性价比。图表：光伏配储IRR敏感性测算（山东，横轴：配储比，纵轴：弃电率）配储实际使用1.2元/Wh，更换一次满足配储要求配储实际不用1.0元/Wh，不更换储能配比储能配比15.08%0%10%20%30%40%50%15.08%0%10%20%30%40%50%7.9%0%15.4%13.2%11.3%9.7%8.3%7.0%0%15.4%13.5%11.9%10.4%9.1%7.5%6.8%弃2.0%14.8%12.9%10.8%9.0%7.3%5.8%2.0%14.8%12.9%11.3%9.9%8.6%5.7%4.6%电5.0%13.8%12.9%10.8%9.0%7.3%5.8%5.0%13.8%12.1%10.5%9.2%7.9%3.5%率10%12.3%11.4%10.8%9.0%7.3%5.8%10%12.3%10.7%9.2%7.9%6.8%15%10.8%10.0%9.45%8.9%7.4%5.8%15%10.8%9.29%7.9%6.7%5.6%20%9.4%8.6%8.1%7.7%7.3%5.9%20%9.4%7.9%6.7%5.5%4.5%解读：1）当弃电率>2%时，配储10%使用储能更具性价比；2）当弃电率>10%时，配储20%使用储能更具性价比。14数据来源：山东发改委，Pvinfolink，SMM，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期11我们预计24年国内大储新增约50GWh，同增37%◆23年地面光伏高速增长奠定高基数，我们预计24年地面光伏新增105GW，同增11%，增速放缓。◆我们预计24/25年国内大储新增装机需求分别为50/64GWh，24年同增37%，23-25年CAGR达33%。我们预计23年装机预计17.4GW/36.5GWh，同增171/171%，24年地面光伏由于消纳瓶颈增速放缓，但组件及储能价格双降后将继续缓降进入价格平台期，已具备在弃电率提升时提供收益率增益，我国光储有望快速进入平价时代，渗透率进一步跃升，24/25年预计新增装机50/64GWh，24年同增37%，23-25年CAGR达33%。图表：我国地面光伏历史装机及预测图表：我国电化学大储历史装机及预测140200%新增装机（GW）新增装机（GWh）1201001101159080105150%78.1609531.04025.6802026年100%7064.2026.66050.121年21.825年50%501524年36.34036.517.40%3023年2013.5-50%6.422年23年24年25年26年101.83.722年21年0地面光伏装机（GW）增速（%）数据来源：CPIA、中关村储能联盟、储能与电力市场、CNESA、CESA，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期12美国：23Q1-3大储装机13.5GWh，23/11备案量达31GW◆23年11月美国大储装机431MW，同环增441%/138%。据EIA数据，美国大储1-11月装机4.99GW，同增30%，12月预计新增装机2.35GW，全年装机7.34GW，同增78%，24年预计装机14.6GW。据WoodMac，23Q3美国大储装机2.2GW/6.8GWh，功率同环增71/43%，容量同环增52/34%。23Q1-3美国大储装机4.2GW/13.5GWh，同增33%/42%，占总储能装机为88/90%，装机小时数为3.2h，较22年同期提升0.2h。◆ITC政策带动美国电化学储能备案量跃升，23年11月达31GW。22年8月美国ITC政策落地，首次涵盖独立储能、经济性跃升，推动8月备案量高增，23年11月累计备案量达31GW，同增37%，环减2.7%。图：美国EIA月度大储装机（上）备案量（下）图：美国WoodMac季度大储装机（上MW，下MWh）20008000%3000600%6000%2000400%1,5064000%10002158200%2000%15100%15001,0610%0-200%-2000%55410007396784865934311468.212041265.41818485303965294891029.550024628586268169144697707380659394.6145.402022012022042022072022102023012023042023072023102021Q12021Q32022Q12022Q32023Q12023Q3美国大储MW同比环比大型电池储能装机（MW）同比环比3500080006848400%30000300%2500022/8ITC政策出60004698.24514.85109200%20000台，并网储备量100%15000大增40003216.90%100002000598.41110.2-100%23年碳酸锂二2333267025065000次跌价，带动需202107求增长155320211120220320220720221120230320230720231102021Q12021Q32022Q12022Q32023Q12023Q3美国大型电池储能备案量（MW）美国大储MWh同比环比16数据来源：EIA，WoodMackenzie，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期13美国并网流程概述图：递交申请→签署并网合约时间，22年中位数为35个月（月）◆申请流程：1）业主递交申请并进入等候队列；2）责任机构对项目进行并网可行性研究（包括但不限于电网是否与项目规模适配、电网对应所需的升级费用、升级可行性）；3）如通过，当地ISO或公用事业与业主签署并网合约（明确运营条款与费用责任）；4）开始建设。◆22年递交申请→签署并网合约中位数为35个月，递交申请→项目投运为60个月，近年项目周期有明显上扬趋势。图：美国大型电力设备并网流程图：递交申请→项目投运时间，22年中位数为60个月（月）17数据来源：EIA，LBNL，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期14并网审核漫长，FERC出台法规简化流程◆电网落后+升级较慢，审核堆积（22年底超600GW）：1）大型电网落后+升级较慢→输送容量不足→发电项目需自主承担较高的电网成本（并逐年提高）；2）高并网成本+低信息透明度+低审核成本→业主利用审核获取并网数据→对审核机制及资源提出较大挑战；3）审核机制+资源的不足→导致了项目延后增多；4）过长的等待时间→项目因长时等待而错过理想建设时间（涨价、资方撤资等）进而撤回→晚期撤回将影响其他项目的并网流程→业主更倾向于提交多份审核并选最优项→在审项目不断堆积+高撤回率（18年前递交申请的项目中72%被撤回，仅21%成功并网）。◆出台政策简化并网流程。23/11/6，FERC提出的美国并网政策改革标准正式施行，各电网运营商将在24/4/3前依据要点提出各自的改革计划，有望改善并网排队量高企的现状。图：1）撤回项目的并网成本普遍高于并网&在列项目，2）并网成图：FERC并网政策改革要点梳理本都在逐年提升规定细项1实先施得"”先的预序备列先流得程"的）多，项优目化共审同核研选究择流程（原先为“先到对业主提出更高的资金准备（增加可研准备金额、新增商2业准备金、新增撤回罚金）和现场管控（递交申请需90%所有权）要求，以降低投机审核（提交多份申请并优选）新增审核最后期限（若逾期，电网运营商将处罚金），提3升受影响项目的改进和协调流程，提升电网运营商审核效率4对并于网互申联请+位于同地的项目（光储、风光等）可共享一个5考虑电网增强技术，确保新一代技术可及时用于电网系统18数据来源：LBNL，FERC，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期15ITC退税补偿+市场机制完善，独立大储备案量占比提升◆纳入ITC范畴后，独储收益率提升显著，占比提升迅猛。ITC新政规定独立大储可享受抵税，较旧政边际提升较大，ITC加入独立储能将显著提升非户用独储经济性，让非户用独储在峰谷价差较大，电网密集，辅助服务需求旺盛的区域具备盈利能力。截至23年11月，美国独立储能备案量14GW，占比约45%，较两年前提升18pct，未来占比有望超过配储。◆美国独立储能的收益主要来自辅助服务、能源套利和容量合同。以CAISO的1MW，配储4h独立储能项目测算，其收入中约51%来自备用电源/RA合同，31%来自峰谷套利，18%来自电网辅助服务(频率调节+旋转备用)，商业模式较丰富且成熟。图：美国大储备案总量、独立储能备案量及比例图表：CAISO加州独储项目收益(配储4h，万美元/年)3500022/8ITC政策60%8.35价格：5.5美元/kW-月30000出台，并网储配置时间：/25000备量大增50%容量合同RA，51%200004.29价格：35美元/MWh1500040%配置时间：84%1000023年碳酸锂能源套利，31%二次跌价，带30%价格：18.3美元/MWh5000动需求增长2.59配置时间：82%0辅助调频，16%20%价格：8.35美元/MWh01..3125旋转/非旋转，2%配置时间：20%10%独储收入来源0%美国大储备案量（MW）独立储能（MW）独立储能比例（%）数据来源：EIA，Lazard，东吴证券研究所19大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期16降本降息，我们预计美国24年储能装机35GWh+◆降本+降息周期接连开启，释放压制储备。23年碳酸锂降价逐步传导，美国大储系统价格23Q1首次降价，带动大储需求逐步回升，截至23Q3已降至1288美元/kW，环降23%，较高点1993元回落达33%，带动23H2美国储能装机需求快速提升。美国大储系统价格相较于碳酸锂略有滞后，24年看我们预计仍有下降空间，叠加市场已经从加息预期转为对24年降息多少次的定价，市场目前预计明年美联储降息7次，24年预计隐含隔夜利率从5.4%降至3.65%，二者叠加改善未来边际，释放美国储能受压制的装机储备，利好装机加速，我们预计23年美国大储装机22.8gwh，同增93%。24年ITC税收抵免叠加降息预期，我们预计24/25年需求达35/59GWh，24年同增55%，23-25年CAGR达61%。图：美国23年大储价格（上）隐含隔夜利率预测（下）图：美国大储预计并网量及装机预测2200大储系统价格（$/kW）大储装机（GW）大储装机（GWh）17009081.58059.123Q3701288$/kW，环减23%60501200403021Q121Q221Q321Q422Q122Q222Q322Q423Q123Q223Q3209.211.835.325.9102.93.82026E22.80202218.7202112.28.72023E2024E2025E20数据来源：Bloomberg，WoodMackenzie，EIA，东吴证券研究所大储：光储降价收益提升，合力迈向平价新周期17降本降息，我们预计美国24年美国大储收益率有较大弹性◆当前资金成本和大储价格下，美国独立大储和地面光储IRR分别为0-2%/10%左右。24年我们预计美国大储成本仍有下降空间，叠加市场目前预计24年美国隐含隔夜利率从5.4%降至3.65%，二者改善未来边际，我们预计24年美国独立大储和地面光储IRR有望分别为7-9%/15%+，加速释放美国储能受压制的装机储备。光伏（美元/W）0.95核心假设65%/3h储能光伏充电100%上网电价（美元/度）0.055配储比/h1次/天贷款比例70%年利用小时数（h）2550充放次数30%峰谷价差（美元/度）0.02ITC抵免比例图：美国独立大储IRR敏感性测算图：美国地面光储IRR敏感性测算储能系统成本（元/kWh）储能系统成本（元/kWh）0.50.470.440.410.380.350.50.470.440.410.380.355.2%贷7.5%-1.5%-0.5%0.6%1.9%3.4%6.1%7.5%8.6%9.4%10.2%11.2%12.2%13.3%款7.0%利6.5%-0.9%0.1%1.2%2.6%4.2%8.0%贷6.5%9.4%10.3%11.2%12.1%13.2%14.3%率9.0%款10.0%利5.5%-0.3%0.7%1.9%3.3%5.0%率5.5%10.3%11.2%12.1%13.1%14.2%15.4%（4.5%0.3%1.4%2.6%4.1%5.8%（4.5%11.3%12.2%13.1%14.2%15.3%16.6%%%）3.5%1.0%2.1%3.4%4.9%6.7%）3.5%12.3%13.2%14.2%15.3%16.4%17.7%2.5%1.6%2.8%4.2%5.7%7.7%2.5%13.3%14.2%15.3%16.4%17.6%18.9%21数据来源：WoodMackenzie，EIA，东吴证券研究所大储：光储迎平价大时代，大储收益优势凸显18全球大储需求持续稳健增长，25年预计148GWh◆光储平价，驱动全球大储需求持续稳健增长。图：全球大储需求空间我们预计2023年全球新增大储31.9GW/69.5GWh，同增143%/132%。2024全球市场2021202220232024E2025E2026E年新能源配储进一步渗透，独立储能成熟商业大储模式搭建助长装机，我们预计全球大储容量需1）中国市场1.86.417.421.826.631.0求为39.8GW/99.4GWh，同增25%/43%；新增储能（GW）3.713.536.550.164.278.12025年为55GW/148GWh，2023-2025年新增储能（GWh）23%45%53%50%43%39%CAGR为31%/46%。-占比2）美国市场2.93.88.78.713.417.922新增储能（GW）9.211.822.831.152.771.9新增储能（GWh）56%40%33%31%36%36%-占比3）欧洲市场0.81.62.33.65.27.8新增储能（GW）1.7新增储能（GWh）10%2.84.26.79.815.3-占比4）其他市场0.49%6%7%7%8%新增储能（GW）1.7新增储能（GWh）10%1.33.45.79.615.7-占比5.91.8全球（GW）6%5.911.521.235.9-增速16.313.1全球（GWh）123%9%12%14%18%-增速29.984%31.939.854.872.3143%25%38%32%69.599.4147.9201.2132%43%49%36%数据来源：BNEF，东吴证券研究所PART2户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点23户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点1欧美日澳为户储传统主流市场，23年全球户储装机约13gwh◆22年户储区域分布中欧美占比超70%，其次为日本、澳大利亚市场，24年预计全球户储增速约30%。根据BNEF数据，2022年全球户储装机约8GWh，其中欧美市场占据主流，市场占比超70%，前五国家分别为意大利（2025MWh)、美国（1971MWh)、德国（1924MWh）、日本（877MWh）、澳大利亚（504MWh），2023年我们预计全球户储装机约13gwh，同增60%+。图表：2022年全球户储分区域分布图表：全球户储装机及预测值（GWh)14澳大利亚其他126%9%意大利1025%日本811%64德国美国24%25%202020202120222023E201924数据来源：BNEF，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点1欧洲：意大利补贴取消需求放缓，德国持续高增长◆意大利补贴取消导致户储需求放缓，德国多重政策激励下户储持续高增长。2023年2月意大利政策宣布由于激励政策导致财政支出问题，宣布取消Superbonus110%补贴，23Q2意大利户储装机开始出现下滑，环降20%；德国受免税+补贴多重激励，户储持续高增长，23年1-11月德国户储装机达4.5GWh，同增153%，受益需求高增长，德语区户储库存相对较少。图表：欧洲部分国家政策图表：意大利储能装机（MWh）图表：德国户储装机（MWh）国家政策1400700%600300%意大利考虑财政问题，2023年2月意大利政府宣布停止申624%250%请Superbonus110%补贴12001145600%5002023.1月开始对30KW以下屋顶光伏系统免除19%增1000914500%200%值税，免除运营商上网电价收入所得税800150%429%865400100%50%400%0%-50%德国2023年9月德国KFW银行启动“电动汽车的太阳能353%341%316%300%300补贴”，鼓励个人安装光储设备及充电桩全套新荷兰能源系统。居民可向德国KFW银行申请最高10200600521波兰欧元的补助资金（折合人民币78271元）。2023年英国3亿欧元补贴已全部申请完毕400370200%200252023年1月，户用光伏系统增值税由21%降至0%147%2023年8月波兰推出“我的电力”计划，安装2-275100%10KW容量光伏设备，可补贴投资成本50%，最高可20040%35%41%66%32%0%100达5000兹罗提（1100欧元）-20%22年4月英国政府宣布太阳能组件增值税由5%降至0-100%0-100%0%，持续5年；23年12月英国政府再次宣布从24年2月起将免除存量新增储能系统的20%增值税。22Q122Q222Q322Q423Q123Q2202201202203新增装机MWh202205202207202209202211202301202303202305202307202309202311同比户储装机MWh同比环比环比数据来源：KFW，IEA，全球光伏，ISEA，Anie，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点1欧洲：居民电价有所回落，降本+降息预期下IRR有望回升◆23年德国户用光储IRR达13.4%，24年降息预期下IRR有望上行。欧洲各国居民电价较22年均有所回落，截至2023年11月，德国、意大利居民电价已由22年60+欧分/KWh回落至39.2、37.9欧分/KWh。我们测算23年德国户用光储系统收益率为13.4%，回收周期约7-8年，其中假设光储贷款利率为6%，较22年3%提升明显，2024年全球降息预期下，光储IRR有望上行。图表：欧洲部分国家居民电价（欧分/KWh）图表：德国户用光储IRR（首行：贷款利率，首列：光储成本:欧元/W）80.0070.0013.40%7%6%5%4%3%2%60.0050.002.5711.24%12.09%12.96%13.85%14.75%15.67%40.0030.002.4712.55%13.44%14.35%15.27%16.22%17.17%20.0010.002.3713.99%14.93%15.88%16.85%17.83%18.83%0.002.2715.61%16.59%17.59%18.60%19.63%20.66%2021年1月2.1717.41%18.45%19.50%20.56%21.63%22.71%2021年3月2021年5月2021年7月2021年9月2021年11月2022年1月2022年3月2022年5月2022年7月2022年9月2022年11月2023年1月2023年3月2023年5月2023年7月2023年9月2023年11月奥地利/AT比利时/BE捷克/CZ德国/DE2.0719.46%20.55%21.65%22.77%23.89%25.01%丹麦/DK英国/GB意大利/IT荷兰/NL26数据来源：Energyprice，Bloomberg，Verivox，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点1欧洲：23年户储持续去库，24Q1有望恢复正常增速◆欧洲23H2仍需去库，整体预计24Q1完成去库恢复正常增速。欧洲2022年末库存囤积较多，2023年出货需求较2022年有所放缓，故致渠道端在持续去库，但装机端依旧有50%+增速；SolarEdge三季报预计Q4环降约50%，随库存消化24Q2或Q3或将恢复6-7亿美元季度营收，我们预计2024Q1户储库存去化完成，行业可恢复正常增速，预计2024年户储增速20-30%。图表：欧洲逆变器出口金额图表：SolarEdge季度营收（百万美元）欧洲逆变器出口额（亿美元）环比同比8350%12007300%10006250%5200%800150%4100%600350%24000%1-50%2000-100%027数据来源：海关总署，SolarEdge，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点2南非：火电为主，国企Eskom垂直一体化垄断电力市场◆南非以火电为主，新能源占比不断提升。20-22年，南非火电占比由83.5%降至80.1%，新能源发电由5.6%升至7.3%。◆Eskom垄断南非电力市场。Eskom是集发电、供电、配电为一体的国有企业，22年发电端占比90%，并完全负责输电端；22年Eskom在售电端直销/转售分别占比60/40%。图：南非历年发电结构占比图：南非历年装机结构占比图：南非电力市场主体（发电量）（装机量）发电端输电端由100%100%Eskom垄断90%90%80%80%70%70%EskomIPP进口（90%）（7%）（3%）60%60%50%50%40%40%分销40%各市政供电公司直销60%30%30%20%20%10%10%0%0%20212022终端用户2020202020212022煤电核电水电风电/光伏燃气发电煤电核电水电风电光伏燃气发电28数据来源：Eskom,东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点2南非：23Q4电力危机再次加重，24年有望持续高增◆南非市场23Q4电力危机再次加重，户储去库接近尾声，预计24年恢复高增长。南非火电机组事故频发，电力危机严重，23H1南非市场需求爆发，户储需求高增，渠道端经销商过多累库，23Q3南非入冬需求放缓叠加经销商去库，以南非为主要市场的德业出货大幅下滑，Q4南非市场电力危机再次加重，12月10日南非国家电力公司宣布全国实行五级限电等级，每日预计停电7-8小时，因此储能需求开始逐步改善，德业南非储能开始恢复出货，预计24年全面去库，需求继续恢复高增长。图：南非煤电机组事故频发图：南非煤电厂退役时间表图表：南非2022-2023年逆变器出口损失退役煤电退役装机量退役装机南非逆变器出口额（亿美元）环比同比装机量厂数量(GW)比例1.2时间事故0.8GW时间1000%2021年1.6GWMedupi1.0800%8月电厂爆炸5.1GW2022年20221<1<2%0.8600%Kusile电厂12月烟囱损坏0.6400%2023年Camden、203591538%0.4200%1月Duvha、Grootvlei、0.20%29Hendrina、Kendal各一机组2050122976%0.0-200%Kriel、Majuba和Matla各两个机组数据来源：海关总署，ESkom，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点3美国：政策切换导致户储增速放缓，24年户储增长或仍有压力◆政策切换导致户储增速放缓，24年户储增长或仍有压力。2023年4月15日NEM3.0正式施行，NEM3.0相较NEM2.0大幅降低余量上网电价，CALSSA预计平均为8美分/度，此前净计量平均为30美分/度，新政策下导致户用增长有所放缓，主要增长为NEM2.0得积压订单释放，近期加州公用事业委员会推出禁止光伏+储能的电力抵消即光伏+储能的消费者不能向电网输出电力从而抵消其用电，预计24年户储增长或仍有压力。图表：NEM2.0及NEM3.0政策对比图表：美国户储装机（MWh）45042890%NEM2.0NEM3.0400388.2381.2381.480%净计量净计费2016年2023年4月400376.578%TOU费率TOU费率，峰谷差拉大模式ACC（可避免成本，浮动）350340.174%70%实施时间+ACCPlus（额外电价）用电费率互连费+NBC费用30028360%用电需求的150%245.651%50%15分钟250216.722538%40%20030%15020%14%上网费率实时零售电价10010%其他杂费互连费+NBC费用501%0%-5%0-10%光伏模安上装限规用电需求的100%结算周期1小时户用MWh同比30数据来源：加州公共事业委员会，WoodMac，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点4澳大利亚：7月起多地大幅调涨基准电价，或刺激户储需求◆由于通胀、电厂老化等原因，澳大利亚大幅提高多地基准电价。澳大利亚能源监管机构（AER）5月发布对23-24财年默认市场电价的最终决定，自7月1日起上调南澳州、新州和昆州东南部的基准电价，同比涨幅从14.7%到28.9%不等。22年同期基准电价上调的上调幅度只有8.5%至19.7%不等。◆默认市场电价调整影响的是三地参与标准零售计划的家庭和小型企业客户，或将提升户储安装需求。其中，接入南澳州电力网络的小型企业客户面对的基准电价涨幅最大，为28.9%；家庭客户中，接入新州Endeavour电力网络，并且使用电热水储存系统、泳池泵或地板采暖等电器单独计费的客户，面对的基准电价涨幅最大，为24.9%。图表：澳大利亚每月平均电价（澳元/MWh）新南威尔士州NSW昆士兰州QLD南澳大利亚州SA塔斯马尼亚州TAS维多利亚州VIC450.00400.00350.00300.00250.00200.00150.00100.0050.000.0031数据来源：AEMO，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点4澳大利亚：多州引入随时间变化费率，提供补助提升经济性◆多地引入随时间变化上网电价，促进户储安装。大多数业主收到的是单一费率上网电价付款，从维多利亚和新南威尔士州开始，电力零售商引入了随时间变化的费率。业主可以根据向电网输出电力的时间获得较高或较低的报酬，倾向于白天储存多余光伏发电，在价格通常较高的晚上输出，对户储安装起到一定的促进作用。◆澳大利亚多州为户储系统提供补助以降低安装成本。澳大利亚多州使用的政策多为直接提供购买回扣或者给屋主提供零息贷款用于购买储能设备。首都领地7月起可申请2000-15000美元的零利息、零首付、零手续费十年期贷款用于购买户储等；北领地7月更新补助政策，每kwh补助额减少50美元，最高补助额减少1000美元。图表：维多利亚州随时间变化的费率（23年7月起）图表：澳大利亚户储相关政策OPTION1地区时间政策名称政策内容工作日周末光伏上网电价（c/kWh）澳大利2023/7/Sustainable可申请2000-15000美元的零利息、零首付、零亚首都1-2026HouseholdScheme手续费十年期贷款，用于购买屋顶光伏、户储、10pm-7am10pm-7am11.3领地电热和电冷系统、热泵、电动车等。7am-3pm，9pm-10pm7am-10pm4.422002234-SolarBatteryLoans2贷0款23用-2于02购4买年安度装有太45阳00能笔电最池高。8800美元的无息维多利3pm-9pm-9.3亚地区2023年6月30日SolarBattery提供最高2950美元的储能安装回扣。RebateSchemeOPTION2到期每天光伏上网电价（c/kWh）2023年HomeandBusiness屋主和企业可以获得400美元/KWh的资助，最北领地7月1日BatteryScheme高资助额5000美元。之前是450美元/KWh，最9pm-10pm，2pm-4pm5.5更新高6000美元。10am-2pm3.9塔斯马-EnergySaverLoan屋主可申请500-10000美元的零利息、零首付、零手续费、一至三年期贷款，用于购买屋顶光尼亚Scheme4pm-9pm10.6伏、户储、电热或电冷设备、热泵等。32数据来源：政府官网，energymatters，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点4澳大利亚：户用光伏快速增长，配储比例逐步提升◆光照资源充足，政府给予补贴，澳洲户用光伏快速增长。澳大利亚平均光照时长2426H，光照条件充足，政府对户用光伏给予FIT补贴，双重利好条件下户用光伏累计装机量高，截至22年底户用光伏累计装机达到17GWh左右。◆23年户储新增装机增速有所放缓，户用光伏配储比例有望进一步提升。根据SunWiz统计，澳洲户储市场22年实现新增装机589MWh，同比增长76.88%，23H1户储新增装机约0.47GWh，预计23全年新增将达到0.7GWh，同增20%左右。2022年底户储累计装机0.7GW，户用光伏中配备储能的比例仅为4%。图表：澳大利亚户储新增装机（MWh）图表：澳大利亚户储累计装机及户用光伏配储比例800100.00%20000澳大利亚户储累计装机（MW）5%80.00%澳大利亚户用光伏累计装机（MW）4%60060.00%15000户用光伏配储比3例%4%4%40040.00%3%3%3%1000020.00%2%2000.00%50001%0-20.00%20192020202120222023E00%20182022澳大利亚户储新增装机（MWh）同比20192020202133数据来源：SunWiz，BNEF，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点5日本：FIT到期支撑户储需求，预计24年新增装机维持稳定◆FiT逐渐到期，户储市场空间稳定释放。日本户用FIT（固定价格购买）合同期限均为10年，2019年后早期签署的FIT合同陆续到期，输出光伏发电获得的报酬大大减少，需要购置户储以提高自用比例。据日本经济产业省估计，2019有53万个家庭光伏FIT合同到期，至2023年达到165万个家庭，对应约6.7GW的光伏总装机量，支撑着日本户储装机量稳定增长。◆23年日本户储新增装机同比基本持平，户用光伏配储比例仍有提升空间。2022年户储新增装机0.88GWh，同增4%，2023H1户储装机量达到约0.43GWh，预计全年新增将继续稳在0.85GWh。2022年底户用光伏中配备储能的比例达到11%左右，未来仍有较大扩展空间。图表：日本FIT累计到期家庭图表：日本户储新增装机图表：日本户储累计装机及户用光伏户数及装机容量配储比例FIT累计到期装机容量（GW）日本户储新增装机（MWh）同比日本户储累计装机（MW）11%100%FIT累计到期家庭数量（百万，右轴）80%20000日本户用光伏累计装机（MW）12%60%10%82100040%10%20%6.71.58000%户用光伏配储比例6009%165.4150004000.57%8%4200100006%6%44%2.8500022%2000-20%00%3420192020202120222023E201820192020202120222023E20182019202020212022数据来源：METI，BNEF，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点6市场空间：户用光储成长空间广阔◆全球可开发光储屋顶空间广阔。我们测算23年底欧盟/德国有4962/1031万个可安装光储的屋顶，欧盟/德国户储有约447/93GWh的可开发空间。美国/澳洲有3286/570万个可安装光储的屋顶，有约296/51GWh的可开发空间。图表：户用储能潜在空间测算2023年底人口2023年底户数独立屋顶渗透率屋顶数目（万个）（亿人）（万个）欧盟27国4.471984625%4962德国0.84412525%1031法国0.68314325%786意大利0.58261525%654美国3.331314325%32860.2695060%570澳大利亚1.25563125%1408日本户储空间（GWh）2023年渗透率屋顶数目（万个）已安装量（万个）446.584.44%欧盟27国496222092.7912.54%德国103112970.740.66%法国786558.866.18%意大利65440295.721.87%美国32866151.304.95%57028126.694.40%澳大利亚140862户用光伏日本累计装机量（GW）2023年渗透率户储累计量（GWh）户储累计48.64欧盟27国装机量（GW）16.8922.70%德国19.822.2836.77%法国11.6411.045.7116.23%意大利0.476.2134.2731.70%美国3.640.3719.126.94%5.521.8116.535.23%澳大利亚2.542.3812.46%日本5.571.002.0635数据来源：eurostat，BNEF，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点6全球户储需求持续稳健增长，25年预计20GWh+◆全球户储预计持续平稳增长。我们预计2023年图：全球户储需求空间20222023E2024E2025E2026E全球户储装机/出货13.7/16.3GWh，同增66%/-3619%，考虑厂商出货到经销商最终到终端业主装户储2.64.04.96.37.6机存在几个月时滞，因此出货量始终远高于装机欧洲4.878.0710.1113.3616.57量，2023年受欧洲持续去库影响导致出货端增合计当年新增储能（Gw）124%65%25%32%24%长放缓，2024年德语区持续保持高增，南非恢合计当年新增储能（Gwh）10复高增长，我们预计全球户储装机/出货需求为-增速32.58105.417.3/22.2GWh，同增26%/37%；2025年装机/1）德国1.25.063.64.511.15出货需求为23.2/34.8GWh，2023-2025年装机合计当年新增储能（Gw）2.09143%7.199.1422%/出货CAGR为30%/46%。合计当年新增储能（Gwh）50%42%27%-增速2）欧洲其他市场1.41.51.41.82.2合计当年新增储能（Gw）2.793.012.934.225.41合计当年新增储能（Gwh）253%8%-3%44%28%-增速美国0.91.00.91.11.4合计当年新增储能（Gw）1.481.591.632.062.61合计当年新增储能（Gwh）51%8%3%26%27%-增速澳大利亚0.20.30.30.40.4合计当年新增储能（Gw）0.590.700.830.991.20合计当年新增储能（Gwh）81%18%20%19%21%-增速日本0.310.290.300.300.32合计当年新增储能（Gw）0.880.850.880.910.98合计当年新增储能（Gwh）5%-3%3%3%7%-增速南非0.901.171.501.80合计当年新增储能（Gw）储能时长（h）2.02.02.12.22.2合计当年新增储能（Gwh）-增速1.842.513.274.00其他市场合计当年新增储能（Gw）0%37%31%22%合计当年新增储能（Gwh）全球0.90.91.32.15.8合计当年新增储能（Gw）0.230.200.681.773.71合计当年新增储能（Gwh）-增速5.07.69.312.015.3全球户储电池出货量需求（gwh）8.277%13.6817.2823.2030.14全球户储逆变器需求（万套）20.266%26%34%30%16.322.234.844.7217.7-19%37%57%28%176.1235.4363.1453.2-19%34%54%25%数据来源：BNEF，东吴证券研究所PART3工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍37工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍1新输配电价出台，工商储平滑最大需量助力降费◆鼓励企业按需用电，优化电网供需匹配度。1）变压器容量100-315千伏安可选两部制电价。2）两部制基本电价按用电电压分档收费。3）每千伏安变压器容量的每月用电量达到260千瓦时后，需量电价按90%计算。◆促进两部制计价，鼓励企业配储平滑用电。储能可使日内电网电量需求更均匀，减少最大用电需量进而降低基础电价和用电成本，利好工商储发展。用电企业图表：部分省份用户两部制电价/单一制电价的比值变压器容量变压容量器变压器容量核心假设：配储平滑用电→用电时间内，电网均匀供电<110kVA110~315kVA>315kVA结论：若每日用电16小时，部分省份平滑用电后两部制电价低于单一制电价，鼓励企业配储单一制单一制可选两部制两部制每日用电时间电压档位广东陕西蒙东上海甘肃1.361.270.851.221.00相加8小时1～10kV35～110kV1.461.301.111.340.96电量电费电量电费基础电费容量电费需量电费16小时1～10kV0.970.940.650.880.6335～110kV1.020.930.840.930.62图表：电价逻辑关系图用电量达标→9折用电量未达标24小时1～10kV0.840.830.580.770.5135～110kV0.870.810.750.790.5038数据来源：国家发改委、东吴证券研究所工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍2专项补贴叠加需求侧响应，增强工商储需求与经济性◆用户侧专项补贴全面出台，进一步提升工商储经济性。专项补贴形式以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主。浙江、广东政策出台密集，浙江温州、重庆铜梁等地政策力度较大。◆部分省市发布政策激励需求侧响应：23年9月发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，要求25年各省需求响应能力达最大用电负荷的3-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超40%的省份达5%或以上，2030年形成规模化的实时需求响应能力。全国约有18省市发布响应奖励，提升储能收益鼓励储能发展。图表：部分地区用户侧储能专项补贴最高额图表：部分省份需求响应政策地区放电补贴（元/kWh）容量补贴（元/kW）投资补贴省份政策时间补贴标准温州瓯海充电0.1，放电0.8（2年）100（最高10万）浙江温州龙港30010%（最高500万）削峰：①日前：最高电量补贴4元/kWh；②小时级：电量补贴固定4元/kWh、容江苏义务0.830万/项目浙江2021/6/8量元补/kW贴月旺；季④0.2秒5元级/：kW电月量；补③贴分固钟定级4元：/电kW量h补、贴容固量定补4贴元：/k旺W季h、0.1容元量/k补W贴月:旺；季1广东杭州萧山0.25（2年，最高500万）200/kWh（最高100万）诸暨10%（最高400万）填谷：容量补贴:5元/(kW·日)平湖0.3（2年）100（最高50万）舟山普陀0.3（3年）最高100万/项目重庆2022/4/30削填峰谷：：①1元工/业kW用/户次：10元/kW/次，②充换电站、冻库等用户：15元/kW/次嘉兴海盐（工业园区、光充储30%）常州0.5（3年，最高200万）紧急型需求响应：①容量补偿第一档不超过2元/kW·月；第二档3元/kW·月；第苏州工业园0.3（2年，最高300万）20%山东2022/6/7三档4元/kW·月；②电能量补偿:根据实际响应量和现货市场价格计算区0.2（2年，最高300万）无锡高新区0.2（3年，最高300万）经济性需求响应：无容量补偿、电能量补偿根据实际响应量和现货市场价格计算深圳福田东莞削峰：调控时间≤2h，10元/kW；2h<调控时间<4h，12元/kW；调控时间>4h，广州黄埔2022/10/2415元/kW深圳填谷：谷时段:5元/kW；平时段:8元/kW东莞厚街100/kWh（最高50万）江苏肇庆高新150（最高100万）重庆0.5（累计最高1000万）1300/kWh云南实时响应补贴：全年统一2.5元/kWh，每天不多于3次，每次不超3h北京铜梁2023/4/27削峰：0-5元/kWh天津两江新区0.5（最高100万/年）200/kWh（最高500万）0.3（2年，最高300万）填谷：0-1元/kWh安徽朝阳0.3（5年，最高100万/年）200（最高30万）滨海高新区广东2023/5/19灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/kwh)执行合肥数据来源：南方电网，各省政府网站，东吴证券研究所芜湖蚌埠39工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍3峰谷价差拉大，工商储备案量高增◆峰谷价差拉大，全国工商储备案量持续高增。工商储收益模式以峰谷套利为主，一般而言高于0.7元/kwh即具备经济性，23年12月各地平均峰谷差价达0.77元/KWh，截至2023年12月，广东、江苏、湖南、海南、浙江等20个省份月度峰谷价差超过0.7元/KWh，考虑浙江、广东、江苏等多地均可满足两充两放条件，2023年我国多省份用户侧储能备案量持续高增图表：国内月度峰谷价差（元/KWh）省市23年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月省市23年7月23年8月23年9月23年10月23年11月23年12月1.2811.0111.0081.0110.8500.8490.6570.6650.6510.644海南1.4161.4371.0231.0141.3601.381蒙东0.8020.8070.6070.6320.6720.829广东0.9240.937陕西0.6340.6340.7610.7610.7610.761湖北0.9800.9841.4111.3610.9650.965河北0.5540.6810.6790.7070.740浙江0.7750.8130.7970.896贵州0.3470.4360.5400.4640.5410.546四川0.9060.9250.9430.9800.9450.931广西0.6410.6430.6370.6390.6370.639山东1.1431.1440.7851.005福建0.4180.4190.4120.4220.4500.445重庆0.9110.9260.9750.9830.6620.921山西0.4380.3380.3330.3160.3920.405辽宁1.2561.2970.8871.166新疆0.6410.6400.6200.6010.5330.755湖南0.9720.9720.7450.7470.798北京0.5440.5500.5240.4670.4690.496河南0.9600.9440.8401.164上海0.4920.4870.4950.5160.5170.473江苏0.9000.9000.9470.8480.8340.900青海0.3740.3960.3950.4030.432安徽0.9910.9920.9940.992云南0.4840.4840.7610.5700.5710.570吉林0.9500.9490.8360.7960.9500.950冀北0.2920.2910.2910.2940.2950.294黑龙江0.7490.7590.7380.727宁夏0.3810.3830.2050.212天津0.8760.8760.6780.6740.6740.876蒙西0.1350.1280.1240.1350.1300.137江西甘肃0.7510.7510.7120.6980.6840.7721.2241.1750.7980.7980.9300.9260.9000.8340.7630.7660.9500.7310.7530.7400.8760.674平均值40数据来源：北极星储能、东吴证券研究所工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍4峰谷价差拉大，工商储备案量高增◆多个省份午时划分低谷电价，光伏+储能成更优选择。23年以来山东、浙江、湖北等省份将午时光伏发电高峰期划分为低谷电价，福建省甚至可以三充三放，进一步推动工商储备案项目发展，2023年我国工商储备案项目持续高增，据不完全统计，2023年1-11月我们用户侧储能备案1783个，总规模超过10.3GWh，主要以浙江、江苏、广东等经济发达省份为主。图表：部分省份规定图表：23年工商储备案数量结构图表：工商储备案规模省份分时电价单月新增工商储备案容量（MWh）2023年累计工商储备案容量（MWh）山东省谷时段为10:00至16:00；其中深谷时段为12:00其他广东至14:00（冬季）15%19%12000浙江1000046%浙江省大工业：低谷11:00-13:00，22:30-次日8:008000湖北省低谷时段：2:00-5:00、10:00-15:00辽宁省低谷时段：11:30-12:30，22:00-05:00江苏6000青海省低谷:9:00-17:0020%4000新疆低谷时段8小时：4∶00-8∶00，13∶00-17∶00甘肃省谷段为1:00-5:00、11:00-17:0020004101月3月5月7月9月11月数据来源：北极星储能、能源电力说，东吴证券研究所工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍5浙江调整24年分时电价，工商储IRR或有所降低◆取消春秋尖峰时段，尖峰及高峰电价上浮比例下调，工商储IRR将有所下行。23年12月浙江调整24年工商业分时电价，将尖峰电价上浮比例由原来的80%下调为50%，扩大低谷电价下浮比例由原来的53%扩大为60%。同时增设深谷电价，下浮比例达80%。另外还取消春秋季尖峰时段，对应调整为高峰时段，上浮比例由原来的50%下调为35%。考虑尖峰电价的减少，工商储IRR将有所下行。图表：浙江2023及2024年工商业分时电价2023年全年峰谷时段划分9-11点、15-17点峰谷电价浮动比例2024年尖峰8-9点、13-15点、17-22点尖峰电价上浮80%春秋季高峰高峰电价上浮50%42（2-6月，9-11月）低谷11-13点、22-次日8点低谷电价下浮53%高峰8-11点、13-17点夏冬季平段17-22:30尖峰电价上浮50%（1、7、8、12月）低谷高峰电价上浮35%尖峰11-13点、22:30-8:00低谷电价下浮60%假期高峰9-11点、13-17点深谷电价下浮80%（春节、劳动节、国庆节）平段低谷8-9点、21:00-22:3017-21点深谷11-13点、22:30-次日8点10-14点数据来源：搜狐网、东吴证券研究所工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍6初始成本较高+利用率较低，工商储实际IRR较低，装机远低于备案◆受工商储单体初始投资成本较高及实际充放电次数与天数低于理想状态，工商储装机落地规模远低于备案量。工商储单个项目功率较大，初始投资成本约上千万元，因此对企业而言工商储初始投资成本较为高昂，项目吸引力不强；此外分时电价政策变化的不确定性、业主自身用电负荷实际不能完全满足两充两放等多种问题导致实际工商储装机远低于备案量，若实际利用天数较低，收益率将打较大折扣，每天同一充放次数下，220天利用天数与340天利用天数可产生近2倍收益率差异。考虑目前实际利用是一充一放为主，280利用天数下IRR为7.75%图表：浙江省IRR测算（两充两放，考虑高峰低谷价差0.7元/KWh）图表：每天充放次数与利用天数不同情形下IRR年单位01234910一充一放两充两放电池容量保持率100%非出租充放电量Mwh/年98%97%95%…87%86%万元-峰谷电价差1,0581,0431,027…93892434011.74%27.59%套利收益（含税）-727170…6463合计收入万元727170…646332010.45%25.16%运维费用万元营业利润万元0.0044.074.01…3.663.61债务余额万元-本金偿还万元686766…60593009.12%22.68%利息费用万元(82.65)7.75%20.15%折旧费用万元-76-69-62…-100实际利用天数税前利润万元-280所得税万元-7-7-7…-10-10净利润万元(193)净现金流量万元-4-4-3…-1-1项目内部收益率22.68%-28-28-28…-28-282606.35%17.55%302928…222144.294.13…3.283.142404.90%14.87%252423…1918535251…46452203.39%12.08%43数据来源：北极星储能、能源电力说，东吴证券研究所工商储：多因素助力备案高增，项目落地仍存阻碍6低基数下工商储持续高增增长，25年预计10GWh+图：全球工商储需求空间◆全球工商储预计持续高增长。我们预计2023年全球市场20222023E2024E2025E2026E全球工商储装机3.7GWh，同增120%，装机主2）工商业电站要为中国市场，2024年工商储持续保持高增，新增装机配储能（Gw）0.71.42.43.75.6我们预计全球工商储装机需求为6.85GWh，同新增装机配储能（Gwh）1.63.66.710.614.9增86%；2025年装机需求为10.8gwh，2023-存量装机新增配储能（Gw）0.00.00.10.10.12025年CAGR为72%。存量装机新增配储能（Gwh）0.00.10.20.30.4合计当年新增储能（Gw）0.71.52.53.85.744合计当年新增储能（Gwh）1.673.676.8510.8215.25-增速231%120%86%58%41%1)美国市场新增储能（Gw)0.120.180.200.210.23新增储能（Gwh）0.30.50.50.60.7-占比17.74%13.19%7.86%5.56%4.42%2）中国市场新增储能（Gw)0.410.931.622.503.71新增储能（Gwh）0.92.34.57.29.6-占比54.40%62.99%66.32%66.97%63.28%3）欧洲市场新增储能（Gw)0.080.150.270.420.64新增储能（Gwh）0.20.30.60.91.4-占比9.44%9.04%8.70%8.54%9.20%4）其他市场新增储能（Gw)0.100.200.410.701.15新增储能（Gwh）0.3-占比18.42%0.51.22.03.514.79%17.12%18.94%23.11%数据来源：公司公告，东吴证券研究所PART4产业链趋势及出货45需求：23年下修至200GWh，24年预期41%增长◆23年全球储能预计200GWh，同增59%，美国和欧洲下修明显。23年看，美国下修至70GWh，同增56%，因利率高、并网时间长影响；欧洲下修至24GWh，同增6%，主要受欧洲户储去库影响；中国出货70GWh，同比增79%，基本符合预期。24年全球需求预计282GWh，同增41%，其中欧美增速较高，中国放缓至31%。25年全球预计维持42%增速，需求达400GWh，30年预计需求1407GWh，25-30年复合增速近30%。表：全球储能电池需求预测全球市场20222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全球储能装机需求（Gwh）61.1114.3163.9234.1311.0407.0528.8683.5884.245%87%43%43%33%31%30%29%29%-储能装机增速206%175%172%171%168%166%164%161%159%-放大比例126200.02824005246748651,1041,407103%59%41%42%31%29%28%28%28%全球储能出货量（Gwh）-储能出货增速457010115520225732641553099%56%45%53%30%27%27%27%28%其中储能出货量：分区域36%35%36%39%39%38%38%38%38%美国（Gwh)38.9369.5590.85113.56136.44162.62191.77224.48261.79-增速112%79%31%25%20%19%18%17%17%-占比31%35%32%28%26%24%22%20%19%中国（Gwh)22.8824.3037.1053.0769.4393.42123.39160.40208.19-增速112%6%53%43%31%35%32%30%30%-占比18%12%13%13%13%14%14%15%15%欧洲（Gwh)3.304.265.737.018.299.6411.0212.36-增速18.9829%34%22%18%16%14%12%-占比87%2%2%1%1%1%1%1%1%南非（Gwh)15%32.7648.1773.29108.93153.04214.00292.61394.80-增速73%47%52%49%40%40%37%35%-占比16%17%18%21%23%25%27%28%其他地区（Gwh)-增速-占比46数据来源：Marklines，东吴证券研究所格局：宁德时代全球龙头地位稳定，23年出货占比超30%◆储能电池：23年看，储能电池格局基本保持稳定，宁德时代预计出货预计70GWh，占比33.2%，同降1.8pct，比亚迪预计出货25GWh，占比11.8%，同增2.9pct，亿纬锂能出货28GWh，占比13.3%，同增5.8pct。◆户储电池：23年看，户储电池格局集中度增加，宁德时代+ATL出货预计6GWh，占比22.5%，同增3.0pct，比亚迪出货4.5GWh，占比16.9%，同增2.1pct，鹏辉能源出货2.7GWh，占比10.1%，同降1.6pct。图：22年储能电池格局情况图：22年户储电池格局情况中创新航远景能源欣旺达海基能源天津力神中天科技南都电源1.1%0.9%0.7%0.4%0.7%0.7%0.8%ATL其他韩国SDI其他宁德+ATL1.1%日本松下7.4%1.9%11.7%19.5%1.5%国轩高科派能科技3.9%12.5%派能科技鹏辉能源2.6%宁德时代日本松下11.7%南都电34.9%3.9%源海辰储能亿纬锂能3.0%3.7%3.9%韩国LGES瑞浦兰钧3.7%7.8%鹏辉能源瑞浦新能源比亚迪韩国LGES4.5%7.4%亿纬锂能8.9%7.8%7.4%国轩高科比亚迪4.8%14.8%韩国SDI图：23年储能电池格局情况4.5%图：23年户储电池格局情况中创新航远景能源欣旺达中天科技海基能源天津力神南都电源2.7%2.6%0.7%0.5%0.2%0.5%1.1%ATL其他宁德时代韩国SDI其他1.4%5.7%33.2%1.9%11.2%日本松下0.9%比亚迪国轩高科宁德+ATL南都电源11.8%3.7%22.5%派能科技2.8%韩国SDI1.0%海辰储能1.9%日本松下4.7%3.7%韩国LGES亿纬锂能派能科技1.9%7.5%8.2%鹏辉能源瑞浦新能源瑞浦兰钧鹏辉能源2.6%8.1%7.5%10.1%国轩高科3.3%亿纬锂能韩国LGES比亚迪13.3%5.6%16.9%47数据来源：各公司公告，东吴证券研究所价格：电芯价格已回落55%，24年仍有10%下行空间◆电芯价格跟随碳酸锂+中游材料已回落近55%，24年仍有10%的下行空间。23年碳酸锂价格回落（高点57万元/吨跌至17万元/吨），叠加中游材料降价，储能电池23Q4价格与23年初高点已下降0.59元/Wh，降幅55%。储能电池厂开启价格战，23年12月铁锂电芯报价0.46元/wh，储能系统报价0.78元/Wh，24年若锂价跌至8万元/吨，我们预计储能电芯价格回落至0.4元/Wh，储能系统价格对应0.7元/Wh，仍有10%下降空间。图：碳酸锂价格走势（万元/吨）图：储能电池价格走势（元/Wh）百川电池碳酸锂氢氧化锂SMM百川工业级碳酸锂储能系统中标价格（元/wh)储能电芯价格（元/Wh）2.001.801.801.751.60521.401.601.641.63421.201.501.491.461.451.471.491.471.471.45321.00220.801.35120.601.290.401.251.081.081.081.071.141.021.031.011.001.001.000.970.961.111.090.920.890.990.960.800.780.900.760.660.690.670.610.560.510.490.460.2020.0020/0120/0520/0921/0121/0521/0922/0122/0522/0923/0123/0523/0948数据来源：鑫椤锂电，储能与电力市场，东吴证券研究所盈利：电池厂盈利水平分化，龙头单位盈利0.08元◆储能电池厂盈利水平分化，龙头23年单wh盈利0.08元，二线wh盈利0.03-0.04元。国内23年储能市场偏弱，行业持续去库存，储能电芯竞争较为激烈，盈利水平呈分化趋势，宁德时代23年储能单位盈利0.08元，二线电池厂盈利相对较弱，主要受开工率影响，如亿纬锂能、鹏辉能源、派能科技电芯单位盈利0.03-0.04元，24年产能预计仍存在过剩问题，二线电池厂单位盈利预计再下行0.01-0.03元。表：宁德时代和二线电池厂的储能盈利状况（出货量GWh，单位盈利元/Wh）公司指标2020年2021年2022年2023年E2024年E70.5102.2宁德时代出货量2.416.747.00.080.07单位盈利0.170.130.0728.042.00.040.03亿纬锂能出货量0.22.011.85.58.3单位盈利0.040.000.020.040.032.24.5鹏辉能源出货量0.92.06.00.320.13单位盈利0.050.050.09派能科技出货量0.71.53.5单位盈利0.380.210.36表：23年H2国内月度储能出货和库存情况（GWh）储能20230720230820230920231020231121产量222272221713销量576564758415%出口量12121518单月消化库存48566885环比增速-16%6%25%49数据来源：wind，东吴证券研究所成本、盈利：行业成本曲线及电池厂盈亏平衡点测算◆龙头铁锂电芯成本预计0.32元/wh，较二线低0.05元/wh。按照碳酸锂8万价格测算，考虑龙头厂商与二三线电池厂采购成本、产能利用率、良率差异，我们测算龙头铁锂电芯成本预计0.32元/wh左右（不含税），较二线成本低0.05元/wh左右。三线电池厂目前产能利用率预计仅有30-40%，且良品率较低，B品较多，预计成本超0.4元/wh，目前已亏现金成本，产能逐步出清。◆若二线铁锂电芯盈亏平衡，对应铁锂电芯价格0.45元/wh左右，龙头单wh利润0.06元/wh。假设8万碳酸锂价格，铁锂电芯二线龙头电池厂盈亏平衡点价格预计0.45元/wh左右，按照龙头价格5-10%溢价测算，对应龙头单wh利润0.06元/wh。一方面由于原材料降价，另一方面由于竞争加剧（二线龙头盈亏平衡），预计24年价格相较于23Q4有10-15%下降空间，龙头盈利下降0.01-0.02元/wh。表：铁锂电池龙头厂商与二三线电池成本对比图：铁锂电池成本曲线（竖轴：元/Wh（不含税），横轴GWh）当前龙头厂商二线厂商磷酸铁锂单位用量单位价格单位成本单位成本单位用量单位价格单位成本单位成本0.44行业需求单位（万）（万）（元/wh）占比单位（考虑80%产能利用率）（元/wh）占比（/gwh）电芯原材料成本（/gwh）正极材料2000t4.00.0722%2000t4.30.0821%0.42正极导电剂（炭黑）50t5.50.001%50t6.50.001%正极黏贴剂（PVDF）60t13.50.012%60t13.50.012%0.40正极集体流（铝箔）360t3.20.013%360t3.30.013%负极活性物质（石墨）1000t2.00.025%1000t2.50.026%0.38盈亏平衡线负极粘结剂1(SBR)40t15.00.012%40t15.00.011%0.36负极集流体（铜箔）750t9.10.0618%750t9.30.0617%电解液1500t2.20.039%1500t2.40.039%隔膜（干法）2000万m20.50.013%2000万m20.60.013%电芯材料成本合计(元/wh)0.210%0.230%0.34现金成本线碳酸锂（正极+电解液含量）520t8.000.0413%520t8.000.0411%0.32六氟磷酸锂180t7.00.013%180t7.50.013%折旧(元/wh)0.040%0.040%电费、人工费等(元/wh)0.060%0.080%0.30成本合计(元/wh)0.320.35051合格率97.0%94.0%10215320425530635740845951056161266371476581686791896910201071112211731224成本合计（元/wh），不含税）0.320.37宁德时代比亚迪二线电池厂三线电池厂现金成本合计（元/wh），不含税）0.280.3350数据来源：SMM，鑫椤锂电，东吴证券研究所技术：储能电芯大容量方向演进，新技术应用层出不穷◆储能电池材料体系以磷酸铁锂为主，电池向大容量方向持续演进。根据工信部要求，储能型电池能量密度≥145Wh/kg，电池组能量密度≥110Wh/kg。循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。当前的电化学储能尤其是锂电储能技术进入了一个新变革周期，大电芯、高电压、水冷/液冷等新产品新技术逐渐登上舞台，储能系统向大容量方向在持续演进，同时钠离子电池在未来凭借成本等优势，可能占据一席之位。表：储能电池技术趋势图：亿纬锂能LF560K方形磷酸铁锂电池电池技术趋势优势难点大电芯能量/功率提要升求、符合政策电芯鼓胀问题、散热变差高电压呼应转光换伏效系率统、、集能成量度密提度升、电池系统及部件等需要完善水冷/液冷冷却效果提升成本提升图：海辰储能全球首款千安时电池MIC1130Ah调频1C安全性高成本提升CTP集成化能量密度提升单体电芯性能要求提升钠离子电池成本低能量密度、循环寿命差51数据来源：公司公告，东吴证券研究所钠电池：工艺技术持续突破，25-26年预计大规模放量◆钠电池放量后具备成本优势，未来成为铁锂有效补充。钠电池原材料来源广泛，其中聚阴离子体系兼具成本和循环优势，放量后成本预计0.25-0.30元/Wh，相比铁锂成本或更低，循环可达8000次以上，成为储能未来有效补充。节奏上看，我们预计24年钠电成本与铁锂基本持平，25年循环性能突破8000次，与铁锂储能性能持平，26年进入大规模放量阶段。图：钠电池（储能用）相对BOM成本/LFP表：钠电池（储能用）性能发展预测250%221%层状氧化物聚阴离子性能指标2023年2024年E2025年E200%214%150%层状氧化能量密度140160180100%物Wh/kg3600次4500次6000次50%循环次数97%83%89%69%能量密度110130150Wh/kg6000次聚阴离子循环次数8000次10000次0%2023年2024年2025年52数据来源：公司公告，东吴证券研究所出货：24年全球储能电芯预计出货291GWh，同增38%◆24年全球储能电芯出货291GWh，同增38%，产能开始出清。根据我们的测算，我们预计23-24年全球储能电芯出货211/291GWh，同增57%/38%；其中，宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，23-24年出货70/99GWh，同增49%/41%，占比33%/34%，龙头地位稳固。表：24年储能电池出货预测（GWh）公司2022E2023E同比占比占比变化2024E同比占比占比变化宁德时代47.070.048.9%33.2%-1.8pct98.741.0%33.9%0.8pct12.025.0108.3%11.8%2.9pct35.040.0%12.0%0.2pct比亚迪6.04.0-33.3%1.9%-2.6pct4.00.0%1.4%-0.5pct韩国SDI10.028.0180.0%13.3%5.8pct45.060.7%15.5%2.2pct亿纬锂能10.017.070.0%8.1%0.6pct22.130.0%7.6%-0.5pct瑞浦新能源6.57.07.7%3.3%-1.5pct9.028.6%3.1%-0.2pct国轩高科6.05.5-8.3%2.6%-1.9pct7.536.4%2.6%0.0pct鹏辉能源5.04.0-20.0%1.9%-1.8pct4.00.0%1.4%-0.5pct韩国LGES5.010.0100.0%4.7%1.0pct15.050.0%5.2%0.4pct海辰储能4.06.050.0%2.8%-0.1pct8.033.3%2.8%-0.1pct南都电源3.52.2-37.1%1.0%-1.6pct4.5104.5%1.5%0.5pct派能科技2.02.00.0%0.9%-0.5pct2.00.0%0.7%-0.3pct日本松下1.53.0100.0%1.4%0.3pct4.550.0%1.5%0.1pct1.55.8286.7%2.7%1.6pct8.037.9%2.8%0.0pctATL1.25.5356.9%2.6%1.7pct7.027.3%2.4%-0.2pct中创新航1.01.550.0%0.7%0.0pct2.033.3%0.7%0.0pct远景能源1.01.03.8%0.5%-0.2pct1.00.0%0.3%-0.1pct0.50.50.0%0.2%-0.1pct0.50.0%0.2%-0.1pct欣旺达0.91.011.1%0.5%-0.2pct1.00.0%0.3%-0.1pct中天科技10.012.020.0%5.7%-1.7pct12.00.0%4.1%-1.6pct海基能源134.6211.056.8%100.0%0.0pct290.837.8%100.0%0.0pct天津力神其他合计53数据来源：公司公告，东吴证券研究所大储：光储迎平价大时代，大储收益优势凸显1出货：大储出货持续高增长，国产产业链加速出海◆24年大储厂商出货高增，国产产业链逐步打入美国市场。24年景气度延续，国内各大储厂商出货高增。阳光大储预计同增50%+，上能、盛弘出货也50-100%增长；同时针对美国市场：1）系统：阳光、阿特斯等以自主品牌出货；2）电池：美国对储能电芯品质要求高，宁德、亿纬优势显著；3）PCS：大储盛弘、上能电气规模持续提升，中国储能产业链逐步提升美国市场份额。图表：国内大储厂商出货情况及增速图表：大储厂商美国出货情况及增速公司产品202320242024增速2023年2024年公司产品美国出货总出货美国占比美国出货总出货美国占比阳光电源大储系统13GWh20-24GWh50%+（GWh）（GWh）（GWh）（GWh）盛弘股份大储PCS3GW+5GW67%阳光电源大储系统61346%10-1220-2450%大储系统1GWh2GWh100%阿特斯大储系统1.6280%5.26.580%大储PCS4GW6GW50%上能电气盛弘股份大储pcs0.6320%1420%上能电气大储pcs0.142.50%0.568.3%南都电源大储系统6GWh8GWh33%宁德时代大储电芯357050%5010050%金盘科技大储系统4亿收入7亿收入75%亿纬锂能大储电芯4.22815%6.34215%南网科技大储EPC10亿收入15亿收入50%比亚迪大储系统-25--36-54数据来源：公司公告，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点2受去库存节奏影响出货波动明显，降本+小幅降价下毛利率坚挺◆23Q2欧洲库存问题显现，23Q3迎出货最差时刻，预计23Q4改善较不明显。锦浪及固德威受库存节奏影响，23Q3库存问题凸显，各厂商均为出货最差季度，23Q4仍在去库，出货改善较不明显，海外龙头Enphase及Solaredge亦预计23Q4环比有所下滑；价格层面，去库过程中，户储逆变器厂商降价幅度在10-15%，考虑原材料及工艺进步带动降本，户储厂商毛利率保持坚挺，基本维持在40-50%毛利率水平。图表：国产厂商户储季度出货（万台）图表：SEDG和ENPH户储季度出货（MWh）20.0017.7350.0018.00300.0016.0012.3250.0014.00200.0012.0011.011.0150.0010.00100.007.58.36.350.008.006.56.12.86.000.004.003.020.705.25.65.12022Q12022Q22022Q32022Q42023Q12023Q22023Q32.002.203.54.02.2EnphaseSolaredge0.002.61.02022Q12022Q22022Q32022Q42023Q12023Q22023Q3锦浪科技固德威德业股份55数据来源：各公司公告，Solaredge官网，Enphase官网，东吴证券研究所户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点3出货区域略有差异，24年出货有望回升，新产品+新市场助力新成长◆各厂商出货区域不同受库存影响略有差异，23年较22年有所下滑，24年随去库完成恢复增长。锦浪、固德威、阳光等均以欧洲为主，德业欧洲占比不足20%故受影响较小，12月南非电力危机加重，德业已开始逐步恢复南非出货；2024年欧洲、南非库存全面去化，需求端户储预计增速可达30%，同时锦浪、固德威亦在拓展亚非拉等新兴市场，此外各厂商也均逐步推出工商储产品，新市场+新产品有望推动新成长。图表：23年国产厂商户储出货量分区域结构（万台）图表：国产厂商户储出货及预测（万台）欧洲美国南非其他202120222023E2024E固德威70-80%20-30%固德威6.12316-1820-25德业股份锦浪科技7.03040-4545-50禾迈股份德业股份10-20%10-20%40-50%10%昱能科技3.0187-913-15锦浪科技70-80%20-30%00.2<11-220%80%00<11-2阳光电源（其中德国占数据来源：各公司公告，东吴证券研究所80%）56户储：欧洲持续去库，24Q1或迎需求拐点4格局：德国美国市场集中度高◆德国户储行业格局较集中，CR3超50%。22H1，BYD/Sonnen/SENEC，市占率达23%/21%/20%。我们预计BYD及头部户储供应商市占率将进一步提升。◆美国市场看重品牌价值，CR2将近70%。由于美国市场对安全性、资质要求严格，市场重视品牌价值，户储市场集中度较高，也因此维持较高盈利水平，23H1Enphase/Tesla市占率高达42%/25%。图表：2022H1德国户用储能市占率图表：2023H1美国户用储能市场格局RCTPowerHuawei2%Sonstige2%Other,8%4%Tesla2%SENEC20%LG,4%VARTA4%SunPower,6%LGEnergySolution6%FranklinWH,Enphase,42%7%AlphaESS7%Sonnen21%SolarEdge,8%E3/DC10%BYD22%Tesla,25%57数据来源：EES，EUPDResearch，EnergySage，各公司公告，东吴证券研究所PART5投资建议和风险提示58投资建议◆投资建议：我们预计24/25年全球储能容量需求分别为99/148GWh，24年同增43%，23-25年CAGR达46%，看好：1）海外户储：德业股份、固德威、锦浪科技、禾迈股份、派能科技、科士达、昱能科技、鹏辉能源，关注艾罗能源、海兴电力等。2）海外大储：阳光电源、阿特斯、宁德时代、亿纬锂能、比亚迪，关注科华数据、南都电源、科陆电子、东方日升；3）工商储：盛弘股份，关注开勒股份、通润装备、芯能科技、苏文电能；4）国内大储：南网科技、金盘科技，关注上能电气。图表：重点公司估值表（截至2024年1月2日）板块名称总市值股价归母净利润（亿元）PEPB现值评级来源电池（亿元）宁德时代1572023E2024E2025E2023E2024E2025E4.0买入东吴储能比亚迪6,8991934.4买入东吴PCS亿纬锂能5,574414325246511613112.6买入东吴南都电源836131713102.0买入Wind集成派能科技1131033344425401914101.9买入东吴EPC鹏辉能源18228151072.5买入东吴阳光电源140854460802630215.1买入东吴锦浪科技1,268683924173.6买入东吴德业股份274797.4111.4515.52141187.0买入东吴固德威3401262718137.5买入东吴禾迈股份2192607691815123.6买入东吴昱能科技2171201913103.7买入东吴科士达134274683624154.0买入东吴盛弘股份159293825186.9买入Wind上能电气299312015013856.5未评级Wind科华数据90272014103.1未评级Wind科陆电子1051016222516116.7未评级Wind金盘科技12561813105.2买入东吴新风光923819232922831153.2未评级Wind南网科技161283017115.3买入东吴3925111621191411140392619691445812.621.030.74.416.568.674.166.659.647.019.3612.540.402.946.125.59.214.52.052.713.363.55.47.559数据来源：Wind，东吴证券研究所风险提示◆竞争加剧：储能仍处于行业发展早期，新进入者较多，竞争不断加剧，或压缩业内公司盈利水平。◆政策超预期变化：当下储能行业仍依赖于政府政策支持，政府补贴力度、容量电价机制、辅助服务价格等变化将对储能收益率带来显著影响，进而影响储能装机需求。◆可再生能源装机不及预期：当前储能需求仍以可再生能源配储为主，若可再生能源装机需求下滑，或进而削弱储能装机需求。◆原材料供应不足：IGBT、电芯为光伏逆变器、储能PCS重要原材料，近期供应持续保持紧俏，若未来供应不足，将直接影响公司生产经营。60免责声明•东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。•本研究报告仅供东吴证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司及作者不对任何人因使用本报告中的内容所导致的任何后果负任何责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。•在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。•市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。•本报告的版权归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。经授权刊载、转发本报告或者摘要的，应当注明出处为东吴证券研究所，并注明本报告发布人和发布日期，提示使用本报告的风险，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。未经授权或未按要求刊载、转发本报告的，应当承担相应的法律责任。本公司将保留向其追究法律责任的权利。•东吴证券投资评级标准•资评级基于分析师对报告发布日后6至12个月内行业或公司回报潜力相对基准表现的预期（A股市场基准为沪深300指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普500指数，新三板基准指数为三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的），北交所基准指数为北证50指数），具体如下：•公司投资评级：•买入：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准在15%以上；•增持：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于5%与15%之间；•中性：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于-5%与5%之间；•减持：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准介于-15%与-5%之间；•卖出：预期未来6个月个股涨跌幅相对基准在-15%以下。•行业投资评级：•增持：预期未来6个月内，行业指数相对强于基准5%以上；•中性：预期未来6个月内，行业指数相对基准-5%与5%；•减持：预期未来6个月内，行业指数相对弱于基准5%以上。•我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议。投资者买入或者卖出证券的决定应当充分考虑自身特定状况，如具体投资目的、财务状况以及特定需求等，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。•东吴证券研究所•苏州工业园区星阳街5号•邮政编码：215021•传真：（0512）62938527•公司网址：http://www.dwzq.com.cn61东吴证券财富家园62