电力设备行业专题研究：储能景气度底部回升

储能系统价格或已触底 碳酸锂、负极材料、磷酸铁、电解液等关键原材料价格均降至2021年以来低位，且波动趋缓；储能产业链的价格体系企稳，下游业主的项目收益逐渐明朗。据我们测算，当前全部依赖设备外采的系统集成商或已接近亏损； 外购电芯的集成商的毛利率仅为4.3%-11.1%左右，储能系统价格进一步下降的空间或已较为有限。而PCS环节凭借相对较高的技术壁垒，以及较好的格局，价格体系较为稳定，厂商有望维持较高盈利水平。 国内中标数据复苏有望推动装机超预期 此前2023年底储能招中标数据较弱，形成了市场对2024年需求较差预期； 而2024年以来招中标数据明显复苏。按照储能项目从招标到确认中标人耗时2个月，中标到装机3个月的时间估算，我们统计到23Q4-24Q1储能EPC中标项目合计26.6GWh，同比增长37.1%；23年8月-24年3月储能EPC招标项目合计47.4GWh，同比增长62.2%。我们预计2024年国内储能有望新增装机34GW/76GWh，同比增长51%/56%，或超市场此前预期。 政策推动储能必要性及经济性提升 以市场化方式实现资源优化配置和消纳系重要政策趋势；我们认为储能是风电光伏在市场化交易中克服天气变化随机性劣势的重要工具。4月12日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确新型储能是构建新型电力系统的重要支撑技术，强调优化调度方式，充分发挥储能价值；我们认为有望推动储能项目利用率和经济性提升。当前独立储能商业模式相对成熟地区的项目IRR区间为4.6%-7.1%，已初步具备经济性。 美国储能在建项目规模支撑2024年装机高增 2024年2月，EIA对2024全年美国大型储能装机预期为15.4GW，参照2022-2023年70%左右的兑现度，则2024年有望装机10.8GW，同比增长61%。我们认为，市场担忧的美国储能电力设备交付时间长、并网手续繁琐、电网改造费用高等问题对项目的影响普遍发生在开工以前，而我们仅统计已进入建设阶段的储能项目，发现24年2月底美国大储在建项目规模合计达11.7GW，同比增长42%，有望对2024年美国储能装机增速形成较强支撑。 美国储能经济性改善有望推动中长期需求持续增长 由于美国新能源项目审批周期较慢长，当前建设/投运的项目实际系4-5年前提交审批的项目，当前美国储能开发的增长仍在体现4-5年以前的需求提升，而近1年密集出现的建设成本下降、IRA法案补贴、新能源渗透率持续提升等对于储能需求的边际改善，或将在中长期持续释放影响。 投资建议：关注格局较优及出海环节 1）PCS环节产品快速迭代降本，盈利能力和格局均较优，动态技术壁垒打造护城河，建议关注上能电气、盛弘股份、科华数据。2）温控环节客户黏性较强，同时受益于储能、数据中心、特高压、充电桩等多类下游需求提升，建议关注英维克、同飞股份。3）具备优质海外订单，渠道及品牌优势明显的系统集成商，建议关注阳光电源、金盘科技、南都电源、科陆电子。 风险提示：1）海外政策风险；2）行业竞争加剧；3）原材料价格大幅波动。 1.储能系统价格或已触底 1.1电芯原材料价格波动趋于平稳 关键锂电材料价格均降至2021年以来低位，且趋于稳定。2021年以来，以碳酸锂为代表的原材料价格大幅波动显著影响储能产业链各环节的盈利能力，亦使得下游业主难以判断项目收益率，抑制了部分装机需求。2024年以来，碳酸锂价格已回归至2021上半年的近年相对低位，价格波动幅度明显缩窄。 图表1：碳酸锂价格回归至2021年相对低位水平（单位：元/吨） 成本端的稳定有望减轻设备厂商的调价压力，并使得下游业主的项目收益测算更为清晰明朗。随着碳酸锂价格的下降，其对电芯成本的影响亦明显减弱，由2023年1月的占LFP储能电芯成本的51%下降至2024年1月的24%。除碳酸锂以外，负极材料、磷酸铁、电解液等其他关键原材料价格均降至2021年以来低位，且波动趋缓。随着原材料价格的平稳，储能产业链的价格体系以及下游业主的项目收益测算均有望更为明朗及稳定。 图表2：2024年1月LFP储能电芯成本结构 图表3：负极材料价格降幅趋缓（单位：元/吨） 图表4：磷酸铁价格降幅趋缓（单位：元/吨） 图表5：电解液价格降幅趋缓（单位：元/吨） 1.2系统价格进一步下探空间有限 3月储能系统与电芯价差进一步大幅下探。2024年3月，280Ah/0.5C储能电芯均价约为0.38元/Wh；我们统计到的2h储能系统加权平均中标价为0.63元/Wh，两者价差仅为0.25元/Wh，价差大幅下探。即使考虑到3月我们统计到的中标项目样本量较少，数据代表性不强，参考其他投标价格，我们认为当前系统集成商毛利空间仍较有限。 图表6：储能系统中标价与电芯之间的价差持续缩窄（单位：元/Wh） 当前价格体系下集成商盈利能力或已处于底部。根据我们对于储能系统各部件的成本拆分和测算，在当前国内招标价格体系下，全部依赖设备外采的系统集成商或已接近亏损；外购电芯的集成商的毛利率水平亦处于低位，假设售价区间为0.65-0.7元/Wh，对应的毛利率仅为4.3%-11.1%左右，储能系统价格进一步下降的空间或已较为有限。 图表7：储能系统各部件成本拆分（单位：元/Wh） PCS环节凭借相对较高的技术壁垒，以及较好的格局，价格体系较为稳定。据鑫椤资讯，国内大储组串式和集中式PCS报价分别为0.215元/W和0.145元/W，自2023Q4以来基本持平。我们认为后续价格即便小幅下行，亦主要由于IGBT等原材料降价，以及技术迭代等因素带来的成本下降所推动，厂商毛利率水平有望维持。 图表8：储能PCS价格自2023Q4以来较稳定（单位：元/W） 2.国内储能2024年装机有望超预期 2.1中标数据复苏推动装机预期上调 23年底储能招中标数据较弱，形成对24年需求较差预期。按照储能项目从招标到确认中标人耗时2个月，中标到装机3个月的时间估算，我们认为23年8月以来的EPC招标数据，以及23年10月以来的EPC中标数据可构成对2024年国内装机的指引。此前2023年10月EPC中标量、8-10月累计EPC招标量均同比下滑，形成了对24年需求的较弱预期。 图表9：国内月度储能EPC项目招标规模 图表10：国内月度储能EPC项目中标规模 24年招中标数据明显复苏，有望支撑2024年国内装机进一步高增。不过23年11月以来招标数据明显复苏，2个月后，24Q1中标数据显著高增。我们统计到23Q4-24Q1储能EPC中标项目合计26.6GWh，同比增长37.1%；23年8月-24年3月储能EPC招标项目合计47.4GWh，同比增长62.2%。我们预计2024年国内储能有望新增装机34GW/76GWh，同比增长51%/56%。 2.2政策推动储能必要性及经济性提升 放弃新能源全额收购后，配置储能的必要性或进一步加强。2024年4月1日起，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式施行，突出了市场化方式实现资源优化配置和消纳的政策趋势；我们认为配置储能是风电光伏在市场化交易中克服天气变化随机性劣势的重要工具。 图表11：国内独立储能市场化收益来源逐渐丰富 国内独立储能市场化收益来源逐渐丰富，部分地区具备初步的经济性。随着储能项目开发成本的下降以及商业模式的丰富，据EESA，当前山东、宁夏、河南、蒙西、山西等独立储能商业模式相对成熟地区的项目IRR区间为4.6%-7.1%，按照项目更换一次电芯以达成25年项目生命周期考虑，上述地区独立储能项目或已具备初步经济性。 图表12：大幅降本推动相对成熟市场独立储能初具经济性 3.美国储能中长期需求有望持续增长 3.1在建项目规模支撑美国储能装机高增 根据EIA储能投运规划，2024年美国大储装机有望同比增长61%。EIA每月发布美国大型储能未来逐月规划及运行数据，2022及2023年，每月实际新增运营项目规模较规划预测值的兑现度较弱，使市场对于电网老化、新能源并网延迟背景下的美国储能需求预期较差。2022年2月及2023年2月对全年的装机预期分别为实际装机的66%和75%。2024年2月，EIA对2024全年美国大型储能装机预期为15.4GW，假设兑现度为70%，则2024年有望装机10.8GW，同比增长61%。 图表13：2022-2023年美国大型储能项目（1MW以上）投运和计划表 高速增长的在建项目规模有望支撑美国大储装机放量。我们认为，电力设备交付时间长、并网手续繁琐、电网改造费用高等问题对项目的影响普遍发生在开工以前，而我们仅统计已进入建设阶段的储能项目，发现24年2月底美国大储在建项目规模合计达11.7GW，同比增长42%，有望对2024年美国储能装机增速形成较强支撑。 图表14：美国大型储能在建项目规模同比高增（单位：MW） 3.2经济性改善或在中长期进一步体现 美国新能源项目（包括储能）并网延迟的问题较为严重，当前建设/投运的项目系4-5年前提交审批的项目。2000年至2017年寻求并网的项目队列中，21%的项目及14%的容量最终建成；从并网申请到最终商业运营的典型等待时间由2000-2007年建成项目的不到2年，增加至2018-2022年建成项目的4-5年。 图表15：美国并网队列项目最终完成率及等待时间 建设成本降低、IRA法案的补贴、新能源渗透率提升等利好带来的储能装机增长，或在未来4-5年持续释放。我们认为，由于当前美国新能源项目审批周期较慢长，当前储能项目的建设和投运增长，亦只能反应4-5年前的需求提升，而近1年密集出现的成本下滑、IRA法案补贴、新能源渗透率持续提升等对于储能需求的边际改善，或将在未来4-5年持续释放。 图表16：美国IRA法案补贴细则 3.3政策风险对新能源装机的影响并不显著 美国的新能源开发主要由经济性主导，执政党的变化带来的影响并不显著。通过复盘2009-2023年美国大型风电、光伏项目的历年投运情况，我们认为不同党派或不同风格的总统执政期间，美国新能源项目开发并没有在不同总统任期内出现明显的异常变化；只要新能源项目开发对于各业主而言依旧能维持较高的收益率，则能源转型有望持续深入。 图表17：美国大型（1MW以上）风电光伏项目历年投运情况（单位：MW） 4.投资建议：关注格局较优及出海环节 行业出清周期龙头市占率有望提升，海内外大储需求及盈利预期向上，我们认为应把握格局较好且出海优势较强的环节，主要看好3个方向： 1）PCS环节产品快速迭代降本，盈利能力和格局均较优，动态技术壁垒打造护城河，建议关注上能电气、盛弘股份、科华数据。 2）温控环节客户黏性较强，同时受益于储能、数据中心、特高压、充电桩等多类下游需求提升，建议关注英维克、同飞股份。 3）具备优质海外订单，渠道及品牌优势明显的系统集成商，建议关注阳光电源、金盘科技、南都电源、科陆电子。 5.风险提示 1）海外政策风险：海外对于中国储能产品征收特殊关税或限制进口等政策或影响厂商对海外市场的开拓。 2）行业竞争加剧：竞争格局尚不明朗，如果行业竞争及价格战情况加剧，将影响相关厂商的盈利能力。 3）原材料价格大幅波动：需求快速释放可能带来原材料价格的大幅波动，影响厂商盈利能力。