储能行业2024年度策略：虽然群雄逐鹿战唯有强者立巅峰

内容目录1、中美欧大储确定性高增，海外户储复苏可期 5中国：消纳问题推高新能源配储比例，预计2024年装机有望达到70.4GWh 5大储：新能源配储政策要求提高，原材料降价后光储收益率可观 5工商业储能：分布式消纳压力促储能强配，多地中午谷电推高收益率 8大储、分布式配储比例提升，预计2024年装机有望达到30.6GW/70.4GWh 11美国：原材料价格成“双刃剑”，24年表前表后需求有望共振向上 12大储：观望情绪下装机仍实现高增，利率见顶需求预期边际向好 12户储：受到利率影响更大，明年需求有望迎来拐点 15欧洲：大储政策、招标迎来爆发，户储去库结束出货有望恢复增长 172、收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强 19储能系统集成商：国内外盈利差扩大，头部企业强者恒强 19逆变器：行业洗牌期马太效应显现，海外库存压力有望逐季度改善 223、投资建议 224、风险提示 23图表目录图表1：全球储能新增装机及预测（分国家，GWh） 5图表2：全球储能新增装机及预测（分场景，GWh） 5图表3：预计2023年中国新型储能机18.8GW/38.3GWh 5图表4：2023年上半年国内新型储能新增装机类型 5图表5：2023年上半年储能招标项目的应用分布 6图表6：储能系统加权平均中标价格持续下降（/Wh） 6图表7：2023年各地提高新能源项目的配储要求 6图表8：光伏组件集采中标价格已降至1.1元/W 7图表9：光伏EPC集采中标价格已至2.5-3元/W 7图表10：不同光照条件及上网电价下光伏配储比例为30*2h时电站收益率测算 7图表11：光伏建设成本与配储比例对收益率影响的敏感性测算 7图表12：2023年各地要求分布式光伏配置储能 8图表13：河南省分布式光伏承载力评估结果显示可开发容量仅剩下8.58GW 8图表14：多个省份在光伏主要出力时段设置低谷电价 9图表15：浙江1,7,8,12月份峰谷时段 9图表16：浙江其他月份峰谷时段 9图表17：“两充两放”地区工商业储能项目假设 10图表18：“两充两放”地区工商业储能项目后IRR 10图表19：山东夏季峰谷时段 10图表20：山东春季峰谷时段 10图表21：“一充一放”地区工商业储能项目假设 10图表22：“一充一放”地区工商业储能项目后IRR 10图表23：储能建设成本1.3元时对应各地区税后全投资IRR 11图表24：预计2024年中国储能装为30.6GW/70.4GWh 11图表25：预计2024年中国新能源项目平均配储比为13 11图表26：2018-2023H1美国储能新增装机（GWh） 12图表27：1H23美国储能新增装机分布（GWh） 12图表28：美国2010-2023YTD大储新增装机（MW） 13图表29：美国2010-2023YTD大储新增装机（MWh） 13图表30：2021-2023年电池级碳酸锂价格持续下跌 13图表31：2023年美国浮动贷款利率上升至近几年新高 13图表32：储能建设成本与贷款利率对大储收益率影响的敏感性测算 13图表33：2022年美国储能项目并网周期有所增长 14图表34：2023年加州申请并网项目大规模爆发（GW） 14图表35：FERC2023号令针对并网拥堵的改革举措 14图表36：美国新增光伏的储能配置率提升（GW） 14图表37：美国新增大型储能装机分布（GWh） 14图表38：预计2024年美国光伏新增装为45GW 15图表39：预计2024年美国大储新增装为38GWh 15图表40：美国户用光伏的储能渗透率（季度） 15图表41：美国终端客户户储安装的驱动因素 15图表42：美国平均居民电价最高的州（美/kWh） 15图表43：美国平均居民电价持续上涨（美/kWh） 15图表44：加州净计量电价收费机制（NEM） 16图表45：2022年美国户用光储安装成本中位数美元 16图表46：加州NEM3.0有望提升光伏+储能安装积极性 16图表47：加州户用光储系统度电成本测算 16图表48：2022年欧洲新增储能装机分布（MW） 17图表49：2022年欧洲表前储能新增装机市场（MW） 17图表50：2023年欧洲发布多项储能支持政策，从顶层架构层面强调新型储能的重要作17图表51：今年以来欧洲各国大储规划及建设加速 17图表52：英国公用事业规模储能项目Pipeline持续增长（MW） 18图表53：预计2024年欧洲新增大型储能装机到5.3GW，同比增长41（MW） 18图表54：2023年欧洲居民电价从高位回落 19图表55：预计2024年欧洲户储新增机13GWh 19图表56：2023年欧洲新增户用光伏中储能安装率达到20以上 19图表57：2H23逆变器出口欧洲金额同比下降（亿元） 19图表58：储能系统集成商盈利能力出现分化 20图表59：2023年上半年储能系统中标企业中大部分具备垂直一体化制造能力（MWh） 20图表60：2022年储能系统集成商可融资性能力排名 21图表61：今年以来国内上市公司海外大储订单需求旺盛 21图表62：2Q23-3Q23大部分逆变器公司收入增长承压（亿元） 22图表63：2023年逆变器公司毛利率基本保持稳定 22图表64：2023年上能电气逆变器毛利率保持稳定 22图表65：2023盛弘股份储能毛利率同比下降 22图表66：2022年全球储能系统集成商市场份额 23图表67：全球主要市场储能系统集成商出货前三 23图表68：储能相关公司估值表（截至2023年12月22日） 231、中美欧大储确定性高增，海外户储复苏可期2023年海外天然气价格回落、贷款利率上升对边际需求产生诸多不利影响，但从装机来20242023-202494.6同比增长10183大储装机分别为74.0138.0GWh，比增长11186工商业储能分别为6.2同比增长107132户储分别为14.4、21.0GWh，同比增长60、46。图表1：全球储能新增装及预测（分国，GWh） 图2：全球储能新增装及预测（分场，GWh）来源：中关村储能产业技术联盟、伍德麦肯兹、SPE、EASE， 来源：中关村储能产业技术联盟、伍德麦肯兹、SPE、EASE，202470.4GWh大储：新能源配储政策要求提高，原材料降价后光储收益率可观根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，20231-10月国内储能新增装机规模约为12.8GW/26.0GWh202318.1GW/36.8GWh比增长158/141。从装机类型来看，表前大储（电网侧和电源侧）56422其中电网侧94为独立储能电源侧为新能源（风光）87为工商业储能。图表3：预计2023年中国新型储能装机18.8GW/38.3GWh 图表4：2023年上半年国内新型储能新增装机类型来源：中关村储能产业技术联盟， 来源：中关村储能产业技术联盟，27646618.3GW/64.4GWh，其中集采/21.6GWh，主要由央企及地方国企主导。根据EESA统计，2023年1-11月储能系统中标累计规模已达到12.94GW/31.55GWh。随着，112降至0.8元/Wh，较年初均价下降46。图表5：2023年上半年储能招标项目的应用分布 图表6：储能系统加权平均中标价格持续下降（元/Wh）来源：中关村储能产业技术联盟， 来源：北极星储能网、中关村储能产业技术联盟，新能源消纳压力下储能配置比例有望提升。8/时长，同时大部分省份的/图表7：2023年各地提高新能源项目的配储要求省份 时间 文件 集中式光伏配储政策内蒙古

202219

（2022—2025）的通知》

15，215，420222022年12 《2022年市场化并网项目名6.93GW2.7GW/5.5GWh42山东21安徽 1月9日西藏 1月16日广西 5月4日甘肃定西 7月10日甘肃 8月15日

单》《2022/风电发选结果公示》业高质量发展的意见》《广西新型储能发展规划（2023—2030》5争性配置公告》《关于集中式新能源项目储能配置有关事项的通知》

2.15GW/4.34GWh和配套的光伏将于2024年底前并网。13.5，风电项目承诺配储比例平均值26.5。20，储能时长不低于小时。20、215％，2时，鼓励选择效率更好的集中式电网侧储能方式。“十四五”第二批风光项目原则上河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威）按15、4小时，中东部地区按10、2小时配置储能。《关于探索开展新能源项目竞《关于探索开展新能源项目竞202320/2（2.5）配置储能容量，作为基湖北 10月22内蒙古 11月7日

争性配置的通知》《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》

础条件；基础配储容量之外自愿提高配储比例，作为竞争条件。省能源局依据项目竞配比例从高到低安排新建项目。力争2023-2025年每年完成新增新型储能并网3GW。《新型储能建设实施方案（试2023152《新型储能建设实施方案（试2023152

行》

上；市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。来源：各省市政府部门、北极星储能网，1.10.8EPC2.5-31/W（此收益体现在光伏发电收入中降光伏储能建设成本分别按照3元/W1元/Wh测算当光伏配储比例提升至30*2h时国内绝大多数省市光储收益率仍有8以上若光伏建设成本进一步下跌至2.4元/W，则配储比例50*2h时仍有9以上的项目收益率。图表8：光伏组件集采中标价已降至1.1元/W 图9：光伏EPC集采中标价已降至2.5-3元/W来源：北极星太阳能光伏网， 来源：北极星太阳能光伏网，图表10：不同光照条件及上网电价下光伏配储比例为30*2h时电站收益率测算上网电价光伏年平均利用小时数（h）（元/kWh）1000110012001300140015001600170018000.26-3.0%-0.6%1.8%4.3%6.9%9.6%12.4%15.5%18.8%0.28-1.1%1.4%4.1%6.9%9.8%12.9%16.2%19.8%23.8%0.300.7%3.5%6.5%9.6%12.9%16.5%20.4%24.6%29.3%0.322.6%5.7%8.9%12.4%16.2%20.4%24.9%29.9%35.4%0.344.5%7.9%11.5%15.5%19.8%24.6%29.9%35.8%42.3%0.366.5%10.2%14.3%18.8%23.8%29.3%35.4%42.3%49.9%0.388.5%12.7%17.2%22.3%28.0%34.4%41.5%49.4%58.3%0.4010.6%15.3%20.4%26.2%32.6%39.9%48.1%57.3%67.7%0.4212.9%18.0%23.8%30.3%37.6%46.0%55.4%66.1%78.3%0.4415.3%20.9%27.4%34.7%43.1%52.6%63.4%75.8%90.2%来源：测算（假设光伏建设成本3元/W，储能建设成本1元/W，自有资金30，贷款利率3.5，仅考虑光伏发电收入）图表11：光伏建设成本与配储比例对收益率影响的敏感性测算光伏建设成本配储比例*2h（元/W）10%15%20%25%30%35%40%45%50%2.423.8%21.1%18.8%16.7%14.9%13.2%11.7%10.3%9.1%2.618.8%16.7%14.9%13.2%11.7%10.3%9.1%7.9%6.9%2.814.9%13.2%11.7%10.3%9.1%7.9%6.9%5.9%5.0%3.011.7%10.3%9.1%7.9%6.9%5.9%5.0%4.1%3.3%3.29.1%7.9%6.9%5.9%5.0%4.1%3.3%2.5%1.8%3.46.9%5.9%5.0%4.1%3.3%2.5%1.8%1.1%0.5%3.65.0%4.1%3.3%2.5%1.8%1.1%0.5%-0.1%-0.7%3.83.3%2.5%1.8%1.1%0.5%-0.1%-0.7%-1.3%-1.8%来源：测算（假设储能电站价格1元/W，上网电价0.26元/kWh，年利用小时数1400h，自有资金30，贷款利率3.5，仅考虑光伏发电收入）112120242024年220kV500工商业储能：分布式消纳压力促储能强配，多地中午谷电推高收益率多地分布式光伏无接入容量，配置储能成为破局之法。20238.58GW，省内大部分区域承载力评20215220221110453512.065GW15、小时的储能。图表12：2023年各地要求分布式光伏配置储能省份时间分布式光伏配储政策山东德州6月1日针对非自然人分布式光伏项目，黄色、红色区域:储能配置比例不少于15、2小时。湖南6月5日除扶贫、户用自然人项目外，其他分布式（含存量）配储比例不低于装机容量10、2小时。浙江金华8月2日要求新建设的非居民分布式光伏发电项目需配储比例不低于装机容量10、2小时。安徽安庆 9月28

15-20比例集中配置或租赁独立储能设施，承诺配储的项目优先接入纳，其配套储能项目与光伏项目同步并网。河北 10月20日 冀北电网和南网分别按照20、15比例配置储能，时长不低于2小时。明确各级电网主变（配变）所接入的光伏容量（含已备案在建或待建容量）不应超过设备额定容量的80。河南 11月2

根据不同变电站的承载力评估结果，黄色区域需要配储15*2小时，红色区域需要配储20*2小时。来源：各省市政府部门、北极星储能网，，图表13：河南省分布式光伏承载力评估结果显示可开发容量仅剩下8.58GW来源：河南省能源大数据中心，今年以来多地执行午间谷段电价，利好工商业储能。202120231111图表14：多个省份在光伏主要出力时段设置低谷电价来源：国家电网、南方电网，681项目将具备经济性。图表15：浙江1,7,8,12月份峰谷时段 图表16：浙江其他月份峰谷时段来源：国家电网， 来源：国家电网，平均每次峰谷套利空间（元/kWh）储能建设成本（元/Wh）1.0012%9%6%4% 3% 1%0.5516%12%10%7%5%平均每次峰谷套利空间（元/kWh）储能建设成本（元/Wh）1.0012%9%6%4% 3% 1%0.5516%12%10%7%5%4%0.6019%16%13%10%8%6%0.6523%19%16%13%11%9%0.7027%23%19%16%13%11%0.7531%26%22%19%16%14%0.8035%30%25%22%19%16%0.8540%33%29%25%21%19%储能电站容量500kw1000kwh每日充放次数2次/天每年充放天数300天/年放电深度90%充放电效率95%每年衰减3.0%工作寿命10年运维成本3万元所得税税率20%来源：测算 来源：测算0.85/kWh,2-3h元1.4/WhIRR可达到9以上。图表19：山东夏季峰谷时段 图表20：山东春季峰谷时段来源：国家电网， 来源：国家电网，（秋、冬季峰谷时段与春季类似）平均每次峰谷套利空间（元/kWh）储能建设成本（元/Wh）1.003%2%0%-1%-2%-3%0.607%5%4%2%平均每次峰谷套利空间（元/kWh）储能建设成本（元/Wh）1.003%2%0%-1%-2%-3%0.607%5%4%2%1%0%0.7010%8%6% 5% 4% 3%0.8013%11% 9%8%6%5%0.9017%14%12%10%9%7%1.0020%17%15%13%11%10%1.1024%20%18%15%14%12%1.2027%23%21%18%16%14%储能电站容量500kw1000kwh每日充放次数1次/天每年充放天数300天/年放电深度90%充放电效率95%每年衰减1.5%工作寿命15年运维成本1.5万元所得税税率20%来源：测算 来源：测算1.3/WhIRR可达到8以上山东作为唯一一个具备经济性“一充一放省份项目后IRR9.83。图表23：储能建设成本1.3元/h时对应各地区税后全投资IRR来源：（除山东外，其他地区均为两充两放）202430.6GW/70.4GWh2023年1-9月国内光伏、风电新增装机分别为128.9、33.5GW，储能新增装机为12.0GW/24.4GWh2.02023180、65GW，18.1GW/36.8GWh2024省市配储比例提升及部分地区分布式光伏配储的情况，测算全国加权平均配储比例为12.0，2.32024180、应储能需求为30.6GW/70.4GWh，同比增长69/91。24：预计2024年中国储能装机为30.6GW/70.4GWh2024年2023年储能装机光伏风电合计光伏风电合计YOY新能源装机1807525518065245配储比例12.012.012.07.47.47.4配储时长2.02.02.0储能功率21.69.030.613.34.818.169储能能量49.720.770.427.09.836.891来源：预测图表25：预计2024年中国新能源项目平均配储比例为132023年1-9月光伏装机（GW） 2024年配储比例 2024年配储时长（小时）合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用全国128.9061.9034.2033.0012161091.9北京0.090.000.080.01天津1.741.150.440.1510152.02.0河北4.891.841.341.70131015152.02.02.02.0山西4.562.990.291.2810152.02.0山东9.592.303.483.88212015152.02.02.02.0内蒙古2.5113152.02.0辽宁2.671.220.650.807153.03.0吉林0.330.180.050.108152.02.0黑龙江0.574152.02.0上海0.610.160.440.021115102.02.02.02023年1-9月光伏装机（GW） 2024年配储比例 2024年配储时长（小时）合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用江苏9.140.764.983.40610102.02.02.0浙江5.610.315.130.171010102.02.02.0安徽7.821.202.743.88151515152.02.02.02.0福建2.940.051.661.240102.02.0江西5.361.311.072.982102.02.0河南10.730.152.068.52152015152.02.02.02.0湖北8.836.191.511.1414202.02.0湖南3.510.571.341.609510101.02.02.0重庆0.470.010.450.010152.02.0四川1.661.550.090.029102.02.0陕西4.033.160.000.878102.02.0甘肃6.015.920.060.0315152.02.0青海10.00101052.02.02.0宁夏4.253.980.270.019102.02.0新疆8.828.820.000.0025254.04.0西藏0.690.670.020.0019204.04.0广东5.971.903.470.601210151.71.02.0广西3.041.961.040.0410152.02.0海南1.410.700.610.101110152.02.02.0贵州0.550.520.020.0010102.02.0云南7.216.730.420.0614152.02.0来源：国家能源局，预测24年表前表后需求有望共振向上1H237.7GWh，33.5，3.15工商业储、户储装机分别为6.67、0.31、0.77GWh，同比增长35、118、8，装机占分别为86、4、10。图表26：20182023H1美国储能新增装机GWh） 图27：1H23美国储能新增装分布（GWh）来源：伍德麦肯兹， 来源：伍德麦肯兹，20234374MW/13444MWh41/46，已超过去年年装机量。其中Q3新增装机2142MW/6227MWh，同比增长79/124，环比增长42/222022并网延迟/拥堵。图表28：美国2010-2023YTD大储新增装机MW） 图29：美国2010-2023YTD大储新增装机MWh）来源：ACP， 来源：ACP，原材料价格见底，利率见顶向下，或成为2024年大储需求转机。体报价仍滞后于国内，根据半年左右的订单周期测算，我们估计美储单价比国内高0.4~0.5/Wh，短期明确的降价趋势下终端需求存在观望情绪。图表30：2021-2023年电池级碳酸锂价格持续下跌 图表31：2023年美国浮动贷款利率上升至近几年新高来源：SMM， 来源：mortgagenewsdaily，月美联储如期宣CMEFedWatch5602024个基点。0.2/Wh0.18/Wh1001.4pct2024H1IRR图表32：储能建设成本与贷款利率对大储收益率影响的敏感性测算储能建设成本（美元/Wh）贷款利率9%8%7%6%5%0.2014.3%15.8%17.3%18.6%19.9%0.1916.9%18.3%19.7%21.0%22.2%0.1819.6%21.0%22.3%23.6% 24.7%0.1722.6%23.9%25.2%26.3%27.4%0.1625.8%27.1%28.2%29.2%30.2%0.1529.2%30.4%31.4%32.4%33.4%来源：LAZARD，并网拥堵问题引起重视，FERC2023号令有望优化流程、加快项目落地。BerkeleyLab20201.520222.620213.120236536GW，2021354GW（2022，其中绝大部分为光伏+储能及独立储能项目，给运营商的并网审核带来巨大挑战。图表33：2022年美国储能项目并网周期有所增长 图34：2023年加州申请并项目大规模爆（GW）来源：BerkeleyLab， 来源：S&PGlobal，728发布2023FERC的预估互连程序和输电提供商开放获取输电资费中的形式图表35：FERC2023号令针对并网拥堵的改革举措改革要点 具体内容先就绪先得 从先到先得（串行）过渡到先就绪先得的集群研究，即在特定时间内提交的单个请求以相同优先级一起处抑制投机性申请 增加对开发商的财务承诺、商业准备押金和撤销的罚金延误处罚 取消“合理努力”标准，对进行研究的输电提供商或输电所有者明确研究截止日期和延误处罚共址项目无需重新排队 允许队列中的项目在不改变原发电容量的前提下，增加电力储存或其他设施而无需重新排队来源：FERC，

97IRAITC+储能新增装机占比有所下滑，虽然储能渗透率的快速提升对冲了光伏装机下滑的负面影响，但光伏装机增速仍对大储装机影响巨大。图表36：美国新增光伏的储能配置率提升GW） 图37：美国新增大型储能装机分布GWh）来源：BerkeleyLab，（仅统计规模＞5MW的光伏项目） 来源：BerkeleyLab，（仅统计规模＞5MW的光伏项目）2023-202430492172图表38：预计2024年美国光伏新增装机为45GW 图表39：预计2024年美国大储新增装机为38GWh来源：伍德麦肯兹， 来源：伍德麦肯兹，户储：受到利率影响更大，明年需求有望迎来拐点20222021提升至10.22023H1户储新增装机0.77GWh，同比增长8但由于电池供应链限率较高等因素，户储渗透率自去年下半年开始已连跌三季度。图表40：美国户用光伏的储能渗透率（季度） 图表41：美国终端客户户储安装的驱动因素来源：伍德麦肯兹， 来源：EnergySage、EESA，美国终端客户安装户储的主要目的是节省电费和备用电源。202316/kWh25/kWh，且近几年受到燃料和输配电成本上涨的影响，电价呈现逐渐增长的趋势，刺激当地户储的安装热情。图表42：美国平均居民电最高的（美分/kWh） 图43：美国平均居民电价持续上涨（美/kWh）来源：EIA， 来源：EIA，以加州为例，2022年加州居民电价26.5美分/kWh，户用光储安装成本4.9美元/kW，五年期银行贷款利率3享受ITC30退税后测算户储度电成LCOE为0.29美0.15/Wh（SGIP）LCOE0.26/kWh，年后，美国银行贷款利率一路攀升至7，对本就处于经济性临界点的户储投资造成了比较大的影响，同时成本端受到贸易政策影响，降本速度滞后于其他市场，导致2023年户储LCOE高于2022年，客户短期投资积极性不高。LCOE2022NEM3.0图表44：加州净计量电价收费机制（NEM）政策执行时间主要内容NEM1.01996年光伏可向电网输送电量并在自己的电费账单上扣除，也就是只计算“净消费”电量NEM2.0 20177NEM3.0 20234

75-145NBC2-3/kwh光伏余量上网电价不再等同于零售购电电价，用户向电网送电将以浮动上网电价结算，大幅降低了电力公司对光伏余电的回收价格(NEM2.0的光伏回收价格约0.3美元/kwh，NEM3.0后将降低至0.08美元/kwh)来源：CPUC、InfoLink，图表45：2022年美国户用光储安装成本中位数4.9美元 图表46：加州NEM3.0有望提升光伏+储能安装积极性来源：BerkeleyLab，国金证券研究所图表47：加州户用光储系统度电成本测算来源：BNEF，国金证券研究所参数名称20222023E2024E光伏系统装机容量（kW）5.805.805.80储能系统装机容量（kWh）13.5013.5013.50光储系统成本（美元/W）$4.9$4.8$4.3YoY-2-10组件衰减率3（首年、0.5维护费用率111设备残值555折现率3.07.06.0LCOE：SGIP=0（美元/kWh）0.290.360.30LCOE：SGIP=0.15（美元/kWh）0.260.320.27加州居民电价（美元/kWh）0.270.30＞0.30来源：BerkeleyLab、EIA，测算（大储）/户储分别为从表前储能装机区域来看英国市场占比42是欧洲最大的大储16、12、11。图表48：2022年欧洲新增储能装机分布MW） 图49：2022年欧洲表前储能新增装机市场MW）来源：EASE、LCP-Delta， 来源：EASE、LCP-Delta，202331419（PPA）和政府授权的差价合约CfDs（图表50：2023年欧洲发布多项储能支持政策，从顶层架构层面强调新型储能的重要作用时间 政策 内容包括加快欧盟清洁能源项目许可的措施，以及允许加快共址电池储能项目许可的建2022年12月14日 REPowerEU修正案《2022-20312023年3月14日源系统研发路线图》欧盟电力市场设计改2023年7月19日革方案

议。45963再生能源大规模并入输配电网等技术方向。鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs减少短期价格波动；鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应，并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报。来源：欧盟委员会、欧洲议会，此外欧洲各国针对大型储能的相关支持政策及招标速度明显加快。根据我们统计，英国、20.2GW，呈爆发式增长。图表51：今年以来欧洲各国大储规划及建设加速国家 政策英国 可再生能源投资企业CIP确认其位于苏格兰的0.5GW/1GWh电池储能系统已准备好开工。英国 根据英国电网的输电系统运营商，总计约10GW的19个电池储能系统项目将比当前协议平均提前四年并网希腊 希腊能源监管局RAAEY制定了1GW的储能采购计划，并于今年8月完成了首次400MW储能拍卖。欧盟 欧盟启动了一项用于包括储能在内的清洁能源项目的40亿欧元的补贴项目。意大利 LemonSistemi和VoltESG签署了2GW的储能项目开发合同，项目选址在意大利南部及其附近的主要岛屿。意大利监管机构批准了电网规模储能的新拍卖规则，允许Terna进行大规模的电池储能系统拍卖，同时批准

英国开发商AuraPower的200MW/800MWh电池储能系统项目西班牙政府多元化和节能机构（IDAE）在其经济复苏和转型战略项目招标中首次授予了880MW/1,809MWh的储能项目。国家 政策西班牙政府计划为独立储能、热储能和可逆抽水蓄能项目拨款2.8亿欧元(3.1亿美元)，项目将于2026年上

线。AlteaGreenPower1GW2024工。来源：energy-storagenews，图表52：英国公用事业规模储能项目Pipeline持续增长（MW）来源：SolarMedia，

20242024年欧洲新增装机达到5.3GW41。图表53：预计20245.3GW，同比增长41（MW）来源：EASE、LCP-Delta，2023Energypriceindex1024.22/25，20211020EESA3Q232023-20249.4、13.0GWh，同72、38。图表54：2023年欧洲居民电价从高位回落 图表55：预计2024年欧洲户储新增装机13GWh来源：Energypriceindex， 来源：SPE、EESA，BNEF20235欧洲户储装机规模较高的市场中，202378，20222022Superbonus从出口数据来看，2H232H232Q24图表56：2023年欧洲新增户用光伏中储能安装率达到20以上

图表57：2H23逆变器出口欧洲金额同比下降（亿元）来源：BNEF， 来源：海关总署，2、收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强储能系统集成商：国内外盈利差扩大，头部企业强者恒强全球业务布局能带来更高的盈利能力和市场份额从盈利能力来看，2023展望2024年，随着碳酸锂降价速度逐步趋缓，海外储能系统订单的超额利润或难以再进图表58：储能系统集成商盈利能力出现分化来源：，垂直一体化产业链储能系统集成产业链包括电池、BMS、PCS、EMSPCS图表59：2023年上半年储能系统中标企业中大部分具备垂直一体化制造能力（MWh）来源：中关村储能产业技术联盟，良好的可融资性能力2022BNEF62PowerElectronicsPCSFluence621图表60：2022年储能系统集成商可融资性能力排名来源：BNEF，图表61：今年以来国内上市公司海外大储订单需求旺盛时间 企业 规模 签约内容为其位于英国苏格兰的“科尔本一号（Coalburn1”项目提供2023/12/7 阿特斯 500MW/1170MWh

500MW/1170MWh的储能系统解决方案2023/12/6 阿特斯 113MW/226MWh 向ENGIE交付113MW/226MWh一站式储能系统解决方案2023/11/29 阿特斯 240MW/480MWh 为240MW/480MWh的萨默菲尔德储能项目提供储能系统为DEPCOMPower和TucsonElectricPower位于美国亚利桑那州的储能项目提供200MW/800MWh电池储能解决方案向RecurrentEnergy位于美国亚利桑那州的“Papago”储能项目交付目提供200MW/800MWh电池储能解决方案向RecurrentEnergy位于美国亚利桑那州的“Papago”储能项目交付2023/8/17阿特斯1200MWh1,200MWh(AC，交流)的储能系统解决方案。2023/11/10海辰储能与美国储能项目开发商PerfectPower签订谅解备忘录，承诺为其供应1000MWh1GWh的电池产品。2023/11/1阳光电源与澳大利亚清洁能源转型基金（CETF）3GWh3000MWh协议为尼日利亚SOLARMATE工程有限公司提供4.82MWh地面电站液冷储能系统2023/10/12晶科能源4.82MWh产品SunTera2023/10/10晶科能源15MWh为日本九州开发商GW供应15MWhSunGiga工商业储能产品2023/9/19宁德时代700MW/2800MWh被选为西澳大利亚州两个合计700MW/2800MWh的储能项目的电池供应商2023/9/19阳光电源60MW/132MWh为智利一家运营中的光伏电站提供60MW/132MWh的储能系统2023/8/11阳光电源127MWh为以色列EDFRenewables提供127MWh液冷电池储能系统2023/10/12南都电源178MWh与英国某储能项目公司签署178MWh储能系统《采购合同》2023/10/31 南都电源2023/11/23 天合光能 30+MWh

3.35202430MWhElementa能产品及解决方案来源：energy-storagenews，逆变器：行业洗牌期马太效应显现，海外库存压力有望逐季度改善//图表62：2Q23-3Q23大部分逆变器公司收入增长承压（亿元）

图表63：2023年逆变器公司毛利率基本保持稳定 来源：， 来源：，IGBTSiCPCSPCSPCSPCS图表64：2023年上能电气逆变器毛利保持稳定 图表65：2023盛弘股份储能PCS毛利率同比下降来源：， 来源：，3、投资建议2023-202494.6173.4GWh1018374.01116.214.4GWh107、132；14.4、21.0GWh60、46。从量来看，大储及工商业储能市场装机增速最高，降息背景下相关公司出货有望超预期，户储装机增速次之，预计4Q23起库存&出货有望逐季度边际改善。从利来看，明年海外大储系统集成商仍可享受碳酸锂降价红利，国内大储系统集成商及PCSPCS（&