六氟化钨出口管制重塑供给格局国产替代进程加速

东吴证券电新团队主办：全球储能需求近况更新电话会议纪要 （2024年7月12日） 一、会议概述 本次会议由东吴证券电力设备与新能源首席分析师郑德红主持，特邀远景能源资深专家（以下简称“诺总”）就全球及中国储能市场最新供需格局、价格机制、产能排期、区域分化及政策动向进行系统性解读。会议聚焦2024年上半年实际运行数据、下半年交付节奏、2025年前瞻判断，并深度回应机构投资者关于欧洲爆发逻辑、碳酸锂价格容忍度、系统运营费改革、库存周期、出货与装机差异等核心关切。参会方覆盖主流公募、保险、券商自营及产业资本，现场互动活跃，问答环节共收集12个高质量问题。 二、全球储能需求总体态势：产销两旺，结构性高景气持续 （一）整体增长预期稳健 需求端增速：2024年全球储能新增装机预计同比增长60–70%（非线性表述中多次确认为“六七成”），2025年维持70–80%高增（“七八成”）。该增速显著高于此前市场普遍预期的50%左右，主要源于海外超预期放量。 发货端匹配：出货量增速与装机基本一致，亦达70–80%，反映产业链从订单到交付的高效率传导。 结构分化明显： -大储（电网侧/电源侧）仍是绝对主力，占比超80%； -工商储二季度起加速爆发，但基数小、占比仍低； -户储需求回升较快，受欧洲电价波动及政策刺激驱动，但体量有限。 核心结论：“产销两旺”格局确立，且延续至2025年——行业处于卖方强势周期，供需紧平衡持续强化。 （二）产能与商务条件：锁定制主导，毛利有保障 产能极度紧张：头部厂商2024年下半年产能已基本排满，2025年Q2前产能普遍被锁定。比亚迪等龙头厂商2025全年产能已售罄。 -全面采用原材料联动调价公式（含碳酸锂、铜、铝等），风险100%向业主传导； -预付款机制普及：海外项目普遍要求10%–30%定金锁定未来6个月产能，未按期提货则定金不退、价格重议； -毛利率水平健康：欧洲项目综合毛利率约20%，系当前全球最高盈利区域。 三、海外市场深度解析：多极爆发，增量确定性强 （一）欧洲：东欧引领翻倍增长，2024年超30GWh 增长驱动力： -东欧国家（罗马尼亚、保加利亚、爱沙尼亚等）GWh级订单密集落地，阳光、远景、海博、财源等中资集成商均斩获大量两年内交付订单； -能源结构刚性缺口：天然气价格高企+煤电退出加速→调节性资源极度匮乏→独立储能成为刚需； -商业模式成熟：容量市场、辅助服务市场、政府补贴“三轨并行”，收益路径清晰。 规模预测： -2024年：欧洲总装机>30GWh（原预期25GWh）； -2025年：预计50–60GWh； -两年累计订单可见度：仅远景（7GWh）、海博斯创（10GWh）、特斯拉上海工厂对欧供应（25GWh）已超42GWh，叠加其他厂商，2024–2025年欧洲总需求或突破100GWh。 价格体系： -直流侧系统价：$90–100/kWh（FOB）； -交流侧系统价：$130–140/kWh（FOB）； -东欧价格略低于西欧（性能考核宽松），但增量贡献更大（东欧增速显著高于西欧）。 （二）北美：数据中心驱动长时储能，2024年约70GWh 核心增量来源： -数据中心配储刚性需求（短期UPS替代+中长期独立储能调峰）；-大容量并网法案即将出台，配储可加速并网审批；-特斯拉MegaBlock产品主推8小时长时储能，技术路线明确。 规模预测：2024年装机约70GWh，2025年将突破100GWh。 （三）新兴市场：东南亚成最大惊喜，中东、拉美、印度潜力释放 东南亚：能源转型加速（煤电→风光+储能），马来西亚承接美、本土数据中心需求，配储需求激增；中东：战争影响边际减弱，阿联酋OmanAI二期40GWh、沙特12GWh招标落地，叙利亚战后重建催生增量；拉美/印度：依托锂资源禀赋发展本地电池产业（拉美）、人口与用电需求驱动新能源配套（印度）。全球复合增速：2024–2025年海外储能CAGR预计40%–50%，数据中心等新场景或带来更高爆发点。 四、国内市场：节奏前置承压，中长期空间广阔 （一）2024年装机与招标背离：节奏性错位，非趋势性放缓 招标火热：1–6月公开招标量达300GWh+（远超往年同期）；并网滞后：5月装机环比下滑属正常现象—— -项目从指标获批到并网平均需6个月周期；-指标集中于上半年发放（尤其“630”节点），并网高峰在Q3–Q4；-部分Q4并网项目因审批流程延至2025年上半年。 区域集中度高：250–270GWh年度装机目标中，80%以上集中于西北、华北（宁夏、甘肃、山东、山西、内蒙古五省占比约70%）。 （二）2025年及“十五五”展望：网侧刚性需求不可逆 2025年装机预测：303–360GWh（较2024年增长约20%）；长期逻辑坚实：-新能源渗透率已达47%，且持续提升→电网调峰压力指数级上升；-“十五五”规划明确独立储能为核心基础设施，各省规划量可观（如陕西2030年前新增24GWh、冀北20GWh）；-收益机制完善：容量电价、辅助服务补偿、系统运营费优化（见问答）共同支撑经济性。 （三）碳酸锂价格敏感度：15–20万元/吨为合理区间 成本模型测算： -碳酸锂20万元/吨时，4小时系统全成本约0.75元/Wh；-每上涨10万元/吨，成本增加约0.06元/Wh；-30万元/吨以下，国内多数地区项目仍具两位数IRR； 价格容忍度分层： -优质项目（如海南）可承受25万元/吨； -普通项目临界点约20万元/吨； -行业共识区间为15–20万元/吨（非绝对阈值，随项目条件动态调整）； 当前状态：价格已回落至区间下沿，部分观望项目启动加速（如宁夏未爆指标项目提前锁单）。 五、关键运营指标：零库存、高排产、强交付 排产节奏：2024年总排产约55GWh，其中Q3+Q4占35GWh（64%），Q1+Q2占20GWh； -无常规库存：电芯生产即交付，无积压； -库存定义严格： 六、现场问答（逐条整理） Q1：欧洲需求超预期的核心原因？ A：东欧国家大规模GWh级订单落地；天然气价格高企导致调节性能源缺口扩大；独立储能商业模式成熟（容量市场+辅助服务+补贴）；能源安全战略驱动。 Q2：欧洲不同区域价格差异？ A：东欧价格略低（性能考核宽松），但增量更高；西欧价格高（特斯拉等主导，准入门槛高），项目质量优；整体东欧增速显著高于西欧。 Q3：国内招标与装机差异如何理解？ A：招标数据包含虚量及远期项目；实际装机受指标发放节奏（集中上半年）、并网周期（6个月）、年底抢装等因素影响，Q3–Q4为并网高峰。 Q4：碳酸锂价格对国内项目经济性影响？ A：20万元/吨为分水岭，优质项目可承受25万元/吨；30万元/吨以下仍具投资价值；当前价格回落已推动宁夏等地观望项目加速启动。 Q5：系统运营费征收新规影响及后续演进？ A：充电全额征收不合理，山东已试点分时差异化征收（谷段减免、峰段提高），全国推广概率极高；长期看将强化储能市场化调度能力，反而是利好。 Q6：出货量（600GWh）与装机量（300GWh）两倍差额原因？ A：多重因素叠加：①海外项目交付周期长达1年以上；②为保障并网点容量达标，实际配储比例超设计值（如100MWh项目配120MWh）；③统计口径重复（宁德供货+系统集成商出货双重计入）；④装机数据难全面统计（部分已并网项目未披露）。 Q7：出口退税变化是否引发海外囤货？ A：客户确有加速出货诉求，但大规模海外囤库不现实——电池仓储成本高（每日充放电维护）、衰减快、海外仓费用昂贵，实际操作中仍与项目建设周期紧密匹配。 Q8：国内电芯扩产与需求错配风险？ A：短期无虞：海外抢发货+国内指标延迟形成对冲；头部电芯厂2025年产能已基本锁定；国家产能调控政策亦抑制过剩风险；供需将维持“紧平衡”。 Q9：东南亚市场可持续性？ A：能源转型为国家战略安全需求，非短期波动；叠加数据中心东移（美企布局马来西亚），属长期结构性机会，不会“走回头路”。 Q10：特斯拉中国工厂产能与订单情况？ A：2024年目标满产40GWh（一期20GWh+二期20GWh），实际产能约30GWh+；订单已全部锁定（欧洲25GWh+澳洲/日本等），国内销售占比低但产能优先保障海外。 Q11：预付款锁定机制具体执行？ A：付10%–30%定金可锁定6个月价格；若6个月内未支付投料款启动生产，价格自动重议；目前远景外售订单中约1/3已收定金，其余采用调价公式对赌。 Q12：“十五五”国家层面规划量为何未显性体现？ A：国家规划侧重方向性指引（支持独立储能），具体量化目标由各省根据新能源发展进度自主制定；单省如陕西、冀北规划量已具规模，全国总量可观，无需中央硬性约束。 （全文约1,860字）