（报告制作人：Guojin**、姚瑶、于文典）
展望2024年，储能成本大幅下降，项目收益率提升，美国降息预期叠加全球储能装机量继续实现高速增长的预期，我们预计2023-2024年全球新增储能装机量。4GWh，同比增长%。 大型存储和装机容量是： 0GWh，同比增长%;商业和工业储能是： 4GWh，同比增长%。 家庭储蓄是： 0GWh，同比增长%;
1.1 中国：消纳问题拉高新能源配储比重，预计2024年装机量将达到704gwh
1.1.1、大储能：新能源集储政策要求提高，原材料降价后光伏储能收益率可观
据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2024年1-10月国内储能新增装机量约为12个8gw/26.0GWh，我们预计国内储能新增装机量有望达到181gw/36.8GWh，同比增长158%至141%。 上半年，电网侧、供电侧和用户侧储能占装机容量的比重，其中电网侧94%为独立储能，供电侧98%为新能源（风光）配储项目，用户侧87%为工商业储能。
电网侧和电力侧项目的投资方多为大型发电企业，主要满足各地新能源配储的政策要求。 随着风光装机容量的增长，国内储能招标规模不断加大。 据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2024年上半年，共跟踪276家企业发布的466条招标信息，总招标规模为183gw/64.4GWh，其中集中采购和框架开采项目规模达到21个6GWh，主要由央企和地方国企主导。 据EESA统计，2024年1-11月，储能系统累计投标规模达到12个94gw/31.55gwh。随着年底碳酸锂供需减弱，系统内竞价呈现加速趋势，11月国内2小时磷酸铁锂电池储能系统加权平均中标跌至08元Wh，较年初均价下降46%。
在新能源消纳压力下，储能配置占比有望提升。 今年以来，国内风光发电的历史并网规模加大了不少省级电网的压力，未来新能源项目配置更高比例的储能已成为必然的发展趋势。 据我们统计，我国至少有8个省市要求在调配和储能期间提高新能源项目占比，而全省大部分市场化并网项目选择将配储占比作为竞争性配置条件之一，要求适度提高市场化项目储能配置比例， 并按照竞争比例由高到低的原则安排新项目，储能比例配置下的新项目“内卷化”或有较大的提升空间。
光伏储能成本的下降已经让位于利润空间，光伏储能在配储比例提高后，收益率还是相当可观的。 从近期光伏集中采购开标情况来看，龙头组件企业跌至1家1元W，下降08元W，光伏EPC**范围降至25-3元W，较年初下降1元W。 假设储能电站仅用于辅助光伏参与市场化交易（此收益体现在光伏发电收益中），不产生其他额外收益，考虑到光伏和储能成本同时下降，光伏和储能的建设成本分别按照3元W和1元Wh计算， 而当光伏配储比例提高到30%*2h时，我国大部分省市的光伏储能收益率仍在8%以上。如果光伏建设成本进一步**至24元W，则分配和存储比例为50%*2h，仍有9%以上的项目收率。
更高比例的风光发电将进入电力市场，储能电站的利用率有望提高。 11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监察办公室发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》，要求2024年220kV及以上风光电站全部参与现货市场交易，年用电量500万度及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易。 基于海外成熟电力市场的经验，虽然短期市场化交易可能会给风光发电量带来压力，但从长远来看，可以充分发挥风光的低边际成本优势，从而提高新能源消纳能力。 同时，电力市场交易产生的电价波动风险也会使投资者更加关注储能在调峰中的作用，有望提高现有新型储能电站的利用率。
1.1.2工商业储能：分布式消费压力推动储能配置强，多地午谷电推高收益率
很多地方的分布式光伏没有接入能力，配置储能成为打破这种局面的一种方式。 2024年下半年以来，多地纷纷发布分布式光伏并网预警，10月，河南省能源大数据中心宣布，截至今年三季度，各城市分布式光伏产能可开放，仅需8个58GW，全省大部分区域承载能力考核等级为红色和黄色，不低于项目小时、每小时装机容量的储能装置需要分别配置后方可并网。 截至2024年11月，河南电网104个县中有53个县没有分布式光伏接入空间，其余51个县只有2个县065GW，新建并网项目需按要求配备数小时储能。
今年以来，多地实行午谷电价，利好工商业储能。 2024年，国家发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，旨在引导用户削峰填谷，改善电力供需，促进新能源消纳。 随着光伏发电占比的进一步提升，我国今年越来越多的地区开始实施正午谷电价，鼓励用户侧储能、电动汽车充电桩等可调负荷在光伏出力高峰期用电，改善正午用电供需过剩问题。 从2024年11月电网企业购电情况来看，浙江、山东、湖北、河北、宁夏等至少11个省市实行中午谷价电价。
目前，浙江、广东、江苏、重庆、海南、安徽、上海、湖南、湖北、河南、陕西等省市理论上可实现储能电站每日“两充两放”，其中东部省份因工业用电需求高、峰谷价差较大，产量和投资积极性最高。 据中关村储能产业技术联盟统计，今年6月全国工商业储能项目注册数量占江浙广地区的81%。 随着储能成本的下降，更多地区的工商业储能项目将变得经济实惠。
此外，山东工商业储能电站虽然只能实现每天“一次充一放”，但由于局部峰谷价差较大，夏季峰谷价差达到085元千瓦时，春秋冬因白天存在2-3h深谷电价，峰谷价差高达095 kWh，该项目还具有很高的经济性。 根据计算，当储能建设成本小于1以4元计算，山东工商业储能税后内部收益率可达9%以上。
我们遵循目前工商业储能建设成本为13元Wh测算，国内大部分“两充两放”省市税后全额投资内部收益率可达8%以上，山东作为唯一经济“一充一放”省份，项目全额投资内部收益率可达983%。
1.1.3大储、分布式配储占比提升，预计2024年装机量达到306gw/70.4gwh
2024年1-9月，国内光伏、风电新增装机量分别为。 5GW，储能新增装机12个0gw/24.4GWh，对应平均配置比例为74%，储存时间为20 小时;假设2024年光伏和风电新增装机容量分别为GW，对应的储能需求预计为181gw/36.8gwh。考虑到2024年各省市分布和存储比例的增加以及部分地区分布式光伏的分布和存储情况，预计全国加权平均分布和存储比例为120%，存储时间为23小时，保守假设2024年光伏、风电新增装机容量为GW，对应储能需求为306gw/70.4GWh，同比增长69%至91%。
1.2.美国：原材料成“双刃剑”，24年表前后需求有望向上共振
1.2.1 大额储备：观望情绪下，装机量仍实现高增长，利率见顶，需求预期边际提升
1H23 美国新增装机容量77GWh，增长335%，平均存储时间为 315小时。 其中，大仓储、工商业仓储、台前的家用仓储安装机分别是。 77GWh，同比增长，装机量占比%。
2024年前三季度，美国大储新增装机容量分别为4374MW和13444MWh，同比增长41%和46%，已超过去年全年装机容量。 其中，Q3新增装机量分别为2142MW和6227MWh，同比分别增长79%和124%，环比增长42%和22%。 但从同比增长来看，2024年前三季度装机量增速较2024年同期有所放缓，主要受以下因素影响：1）碳酸锂**快**导致观望;2）短期加息;3）并网延时拥塞。
原材料**触底反弹，利率见顶下行，或成为2024年大额储备需求的转机。 今年以来，碳酸锂加速发展，虽然美国储能系统基本跟随原材料，但整体储能系统仍落后于国内，按照半年左右的订单周期，我们估计美国储能单价为04~0.5元Wh，短期明显降价趋势下终端需求存在观望情绪。
此外，美联储今年多次加息，令部分项目盈利面临一定压力，美联储11月宣布不会如期加息，美国10年期国债利率近期转为下行。 根据芝商所美联储观察数据显示，目前市场认为美联储明年5月启动降息周期的可能性为60%，预计到2024年底利率将下降约100个基点。 根据计算，当储能建设成本为0$2 WH 降至 0在 18 Wh 时，项目收益率至少可以增加 5 个百分点，而贷款利率每降低 100 个基点，项目收益率将增加 14pct。我们判断，2024H1，随着碳酸锂**加速触底反弹，以及美联储降息政策的逐步实施，储能电站内部收益率有望明显提升，装机量增速或超出预期。
并网拥堵问题备受关注，预计FERC 2023将优化流程，加快项目实施。
根据伯克利实验室的数据，美国电池储能项目投产所需的时间从2024年的1.增加到15年到2024年6年来，光伏+储能项目的并网周期也较2024年增加了3个截至2024年6月，加州申请并网的项目规模达到536GW，较2024年（2024年加州暂停并网申请）增加354GW，其中大部分为光伏+储能和独立储能项目，给运营商的并网审查带来巨大挑战。
为应对日益严重的并网拥堵问题，美国联邦能源监管委员会（FERC）于2024年7月28日发布第2023号令，要求改革FERC预估并网程序，以及输电供应商在输电资价上开放正式并网协议，有望优化并网审批流程，加快项目落地。
从大储能容量分布来看，美国主要由光伏+储能和独立储能项目组成，占大储总装机容量的97%。 近两年，受光伏**链拖累、《通胀削减法案》对ITC独立储能补贴的影响，光伏+储能新增装机占比有所下降。
随着中美关系的边际改善，我们预计美国光伏**链问题有望得到缓解，新增光伏装机增速有望保持较快增长，进而推动储能装机量增长。 我们预计，2023-2024年，美国光伏新增装机量为GW，同比增长，大储新增装机量为GWh，同比增长。
1.2.2 家庭储蓄：受利率影响较大，预计明年需求将迎来拐点
2024年美国家庭储能新增装机容量为15GWh，同比增长57%，占比90% 至 102%。2023H1年，户储新增装机量为077GWh，同比增长8%，但受电池链限制、高利率等因素影响，家庭储能渗透率自去年下半年以来连续三个季度下滑。
在美国安装家用储能的主要目的是节省电费和备用电源。 从美国居民电价来看，2024年美国居民平均电价约为16美分千瓦时，远低于欧洲平均水平，但夏威夷、加州、康涅狄格州、马萨诸塞州、罗德岛州、新罕布什尔州等地区的住宅电价高于25美分千瓦时， 而近年来，受燃料和输配电成本**影响，电价呈现逐步上涨趋势，激发了当地家庭储能安装的热情。
以加州为例，2024年加州居民的电价为265美分千瓦时，住宅光伏储能安装成本的4%9千瓦元，5年期银行贷款利率3%，享受ITC 30%退税后，预估家庭用电成本（LCOE）为029 千瓦时，对于加州的大多数家庭储蓄计划来说，这至少是 0 美元加州 15 美元的自我发电激励计划 （SGIP） 补贴将 LCOE 降至 026 美元千瓦时，低于当地电价，投资回报率高。 进入2024年后，美国银行贷款利率一路上升至7%，对已经处于经济临界点的家庭储蓄投资产生了较大影响，同时成本端也受到**政策的影响，成本降幅落后于其他市场， 导致2024年家庭储蓄度电成本高于2024年，客户短期投资热情不高。此外，作为纯粹的消费者支出，随着利率上升和天然气**下降，备用电源对终端客户安装的热情已经降低。 我们认为，2024年户储需求或迎来转机，首先终端渠道传输**有一定滞后，随着下半年户用光伏、储能**进一步下滑，且利率从高位回落，户储LCOE将回到接近2024年的水平， 经济将再次受到关注，其次是加州NEM30 正式实施也将促进家庭储蓄渗透率的提高。
1.3 欧洲：大仓储政策与招标迎来爆发，终端家庭仓储有望恢复增长
据欧洲储能协会（EASE）统计，2024年欧洲储能新增装机容量为45GW，其中预表储能（大储）户储25gw；从电表前储能装机容量来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的储能市场，其次是爱尔兰、德国和法国，装机容量占比为%。
2023 年 3 月 14 日，欧盟委员会公布了电力市场改革草案，7 月 19 日，欧洲议会正式投票批准了电力市场设计改革提案。 此次改革的重点主要是提高长期电力市场的流动性和可靠性，通过修订欧盟相关电力法规等，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和授权差价合约（CFDS），以减少短期波动，同时鼓励电网引入更多非化石能源灵活资源（如储能、 需求侧响应），并通过产能市场等方式为其提供合理的投资回报。从顶层架构层面，强调了新型储能在构建可靠能源体系中的重要作用。
此外，欧洲国家大规模储能的相关扶持政策和招标速度明显加快。 据我们统计，英国、意大利、西班牙、希腊等国的大型储备项目数量较往年大幅增加，英国批准的大型储备项目规模已达20个2GW，爆发式增长。
根据欧洲储能协会**的数据，欧洲大储能容量的新装机数量将达到3个7GW，同比增长95%，其中英国、意大利、法国、德国、爱尔兰、瑞典是主要装机市场，我们预计2024年西班牙、德国、希腊等市场有望在政策支持下加速释放大储能需求，带动2024年欧洲新增装机量达到5个3GW，同比增长41%。
2024年，欧洲天然气的下跌将带动终端居民电价从去年底的高位回落，根据能源价格指数的统计，2024年10月欧洲各国首都居民平均电价为2422欧分千瓦时，与去年同期相比下降25%，与2024年10月相比增长20%。 据EESA统计，截至23年第三季度，欧洲主要户用储能市场新增装机量较去年同期翻了一番，我们预计2023-2024年欧洲户储新增装机量将达到。 0GWh，同比增长%;
据BNEF统计，2024年欧洲户用光伏储能平均渗透率为25%，仍有很大的提升空间。 在家用储能装机量较高的欧洲市场，2024年德国家用储能渗透率为78%，与2024年的高点基本持平2024年，意大利家庭储蓄渗透率低于70%，较2024年下降7%，主要原因是年初意大利取消超级红利补贴导致市场突然降温。 从出口数据来看，2H23逆变器对欧洲出口量同比大幅下降，一方面是天然气**下滑、补贴退坡导致下游需求逐渐减弱，另一方面是前期担心供不应求，渠道囤积库存， 由于担心降价造成库存流失，转而加快去库存，导致2H23新增订单进一步萎缩。我们判断，随着库存逐步下降到合理状态，加上2Q24欧洲安装旺季的到来，有望推动家庭储能出货量同比回升。
2.1 储能系统集成商：国内外利润差距扩大，头部企业强势
随着储能电池链条紧张问题的缓解，国内储能系统集成商的竞争日趋激烈，产品也呈现出同质化的趋势，成为企业获得订单的关键因素，导致整个行业盈利能力低下。 但我们认为，仅靠低价竞争策略是不可持续的，未来只有业务布局全球化、产业链垂直整合、融资能力好的企业才能最终从包围圈中脱颖而出。
1）全球业务布局可以带来更高的盈利能力和市场份额。
从盈利能力来看，2024年电池链报警解除后，储能系统集成商的盈利能力将开始呈现出完全不同的趋势，海外订单获取能力强的企业的盈利能力将迅速恢复，甚至部分企业将出现明显的超额利润。 同时，海外高利润订单让头部企业在争取国内订单时更加冷静，可以给予更多优势，获得更高的市场份额。 展望2024年，随着碳酸锂降价步伐逐渐放缓，海外储能系统订单超额利润可能难以进一步扩大，但考虑到海外市场更高的进入门槛和较好的竞争格局，相信领先的系统集成商将在订单获取和毛利率方面继续领先同行。
2）垂直整合的产业链。
储能系统集成产业链包括电池、BMS、PCS、EMS等环节，其中成本占比最高、对性能和安全影响最大的设备主要是电池和PCS。 随着下游客户对产品提出更细化的要求，储能系统集成商不再只是硬件的“蓄电池器”，如何优化电池充放电，确保上千个电芯的安全运行，是对集成商实力的考验。 目前，储能系统集成市场鱼龙混杂，跨境企业众多，但与此同时，越来越多的头部企业通过垂直整合深入参与系统集成的各个环节，从上到下完善产品设计和生产。
3）良好的可融资性。
近年来，储能成本上升、投资回收周期长等因素使得项目投融资难度加大，可靠性高、融资实力强的品牌更容易受到海外开发商和金融机构的青睐。 根据 2022 年 BNEF 对 62 家电池制造商、PCS** 供应商和储能系统集成商的可融资性调查，宁德时代和特斯拉被认为是最可融资的电池供应商，SMA 和电力电子是最可融资的 PCS 供应商，GE 和 Fluence 是最可融资的储能系统供应商。 在储能系统集成商可融资性排行榜中，只有6家国内储能系统集成商上榜前21名，分别是阳光电源、比亚迪、宁德时代、天合能储能、阿特斯、南都电力等，均为国内知名上市公司，今年在海外获得了多项优质订单。
2.2 逆变器：行业洗牌期出现马修效应，海外库存压力有望逐季改善
受去年底至年初海外渠道库存积累影响，2Q23-3Q23分布式逆变器企业营收及出货量环比下滑，虽然逆变器毛利率整体保持稳定，甚至部分企业受到创汇收益影响，但由于近两年行业快速扩张和人力投入增加渠道方面，公司净利润下滑更为明显。同时，终端渠道商在去库存过程中也经受了考验，经营杠杆较高的渠道商未来将面临爆仓风险。 随着近期渠道库存的逐步消化，我们预计分布式逆变户户储出货量有望逐季改善，行业将进一步向客户资源优质、资金实力雄厚、品牌知名度高的企业集中。
随着今年IGBT模块张力问题的逐步解决，我们判断明年SIC产品或将成为头部玩家差异化布局的重点，新一代产品迭代有望助力其继续保持市场份额和盈利优势。 今年以来，国内规模储能和工商业储能需求旺盛，但由于新进入者也主要在储能PCS领域，竞争加剧，PCS毛利率较之前有所下降，超额利润主要来自海外市场。 目前，阳光电源、特斯拉、科华数据等头部储能系统集成商的PCS为自主研发、自制，第三方PCS**供应商主要为部分储能系统集成商和开发商，海外客户资源稳定的企业有望充分受益于需求增长。
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