摘要：

复盘2023 年全年，储能指数下跌 29.75%，跑输电新指数 5.1pct，跑输沪深 300指数 18.4pct。预计2024 年海内外需求预计持续向好；

从量来看：美国 24 年储能需求或进一步大幅释放。23 年 11 月以来，国内招中标明显复苏，24 年装机有望实现高速增长；

从价来看：电芯降本推动了储能系统持续降价，目前已有企稳趋势，厂商盈利能力有望迎来触底反弹；

从格局来看：目前虽然较多新进入者涌入，但头部优势仍较明显。2024 年行业有望进入出清周期，推动格局改善；

从新技术来看：压缩空气储能造价明显降低、钒价下行以及电解液租赁模式的出现等，使得储能新技术有望加速放量。

相关公司：英维克、同飞股份、高澜股份、上能电气、盛弘股份、阳光电源、金盘科技、南都电源、科陆电子。

复盘：悲观预期或已充分演绎

板块大幅下跌，悲观预期或已充分演绎 。2023 年全年，储能指数（884790.WI）下跌 29.75%，跑输电新指数 5.1pct，跑输沪深 300 指数 18.4pct。复盘 2023 年储能板块股价走势，市场对于需求和盈利能力的悲观预期均已较充分反映，当前或进入对于后续需求和盈利能力均存在不确定性的震荡筑底阶段。

其次，通过梳理 20 家上市公司发现，当前储能行业营收及归母净利润增速放缓，资本开支仍处较高增长水平，库存高点回落。展望 2024 年，行业有望进入出清周期，应关注细分龙头市占率提升α，以及出海、新技术等结构性机会。

期待 2024 年行业基本面拐点信号。随着国内大储 23 年 11 月以来的招中标数据明显改善，若 24Q1 招中标数据能够延续高增态势，或可形成需求预期拐点；系统价格进一步下探空间较小，厂商盈利能力预计分化，23 年报及 24 年一季报中各大厂商储能业务毛利率若降幅较小或环比企稳，或可形成盈利能力预期拐点。

量：看好美国需求释放及国内补短板

美国方面，美国 EIA 储能装机指引兑现度较弱，但统计已进入建设阶段的储能项目，发现 23 年 11 月底美国大储在建项目规模合计达 9.3GW，同比增长 53.3%，有望对 2024 年美国储能装机增速形成较强支撑。2023 年锂价的快速下跌以及利率的快速攀升对下游装机节奏存在较大压制。展望 2024 年，锂价降幅或趋稳，逐渐打消业主观望情绪；利率有望开始下降，降低业主项目开发成本，有望进一步释放此前压制的美国储能需求。

国内方面，负荷缺口驱动国内装机，年底招标逐渐复苏。基荷电源装机或无法满足最大负荷缺口，是驱动国内储能装机规模高增的重要动力。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， 23 年 8 月以来的EPC 招标数据。此前 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；不过 11-12 月招标数据明显复苏，24Q1 中标数据有望在较低基数基础上同比高增，以形成对 24 年装机的较乐观预期。

展望 2024 年，碳酸锂降价对储能系统价格的边际影响预计收窄，美国加息节奏有望放缓，对于装机的压制因素逐渐和，积压的新能源和储能需求有望逐渐释放；据欧洲储能协会的预测，此前沉寂的欧洲大储需求亦有望在23-25 年开始放量。综合上述分析，预计 2024 年全球储能新增装机 53GW/125GWh，功率同比增长 36%；预计 2027 年全球储能新增装机102GW/255GWh，装机功率 2022-2027 年五年 CAGR 为 38%。

价：项目经济性改善，设备商盈利触底

国内储能项目经济性差，以及由此引发的供给端价格战、格局分散、需求端依赖政策强制的持续性等问题是市场最主要的担忧；而低利用率是我国储能项目经济性弱的主要原因。低利用率源自商业模式缺乏，随着电改加速推进，储能多元收益雏形有望形成。

储能项目的位置对项目利用率有较大影响，对优质并网点的争夺导致了“跑马圈地”般的储能超前建设。而且对于储能项目而言，可获得更高收益的优质并网点是有限的，对于优质并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建设的情况。在 20 年以上生命周期的尺度考虑储能项目的经济性或将大幅改善。

据 SMM，280Ah 储能电芯价格由 2023年年初的 0.97 元/Wh 下降至 23 年 12 月的 0.45 元/Wh，推动 2h 储能 EPC 中标均价由 1.9 元/Wh 下降至 1.4 元/Wh，我们认为随着锂价的进一步传导，EPC 价格或将在 2024 年落至 1.3 元/Wh。2023 年 7 月以来，虽然系统价格持续下降，但系统中标价与电芯 价格之间的价差维持在 0.4 元/Wh 的水平，并未持续恶化；23 年 11 月系统中标价受 国电投大型集中采购的影响拉低，集采报价隐含对于 24 年更低电芯价格的预期，厂商盈利能力有望反弹。

格局：行业出清阶段龙头集中度有望提升

质保、成本及技术差距加速行业出清

当前头部集成商产品安全配置愈发丰富，即便前端探测预防失效，电池发生热失控，也有望将危害控制在单个电池舱甚至单个电池簇内，各类泄压装置的加入提高了对人员的安全防护。据 EPRI 统计，过往 67 个储能事故平均项目运行时间为 1.5 年；2023 年国内储能装机规模大幅增长，众多新厂商涌入市场，若发生安全事故，相关集成商或将在 2024-2025 年面临较大的质保赔付压力。

当前多数集成商均可提供配套硬件使用的储能电站运维软件，其主要功能体现在对电站状态的识别和监控，差异性体现在监控的细化程度（如对单颗电芯状态的性能评估、热失控特征的提前识别等）。下一阶段的竞争或将体现在通过对电价的预测，自动执行收益最大化的运行控制策略。届时各厂商产品差别或将体现得更为直观，提前在海外市场经历过市场化交易沉淀，以及在运项目体量更大的厂商的竞争优势或将更加明显。

头部厂商优势较明显，集中度有望提升

研发驱动降本，并构建储能系统的交易能力；头部厂商研发投入体量与二线厂商差距明显，但二三线厂商或可通过高人均研发投入弥补差距。提升 PCS 单机功率等级、提升电芯容量、提升系统集成度等是主要可通过研发驱动的降本方式，而对于交易算法等软件能力的建设对于相关技术人才的需求进一步提升。以阳光电源为代表的头部储能厂商的研发投入规模与二线厂商的差距明显，不过金盘科技、海博思创、南都电源等厂商的人均研发投入居于行业前列。

从大型央国企集采入围情况看，头部竞争优势仍较明显。据不完全统计，2022 年国内 5 次大型央国企储能系统集中采购（框架采购）规模共计 10.1GWh（仅统计锂电部分），共 22 家企业入围，其中 11 家企业入围 3 个标段以上；2023 年国内 8次大型集采规模共计 33.05GWh，共 42 家企业入围，其中 16 家企业入围 3 个标段以上。上述集采规模分别占 22-23 年系统采购总量的 54%和 62%，22 及 23年入围标段数量 CR3 分别为 26%/26%，CR5 分别为 40%/38%，CR10 分别为 68%/61%。虽然行业格局仍较分散，但在 23 年的恶化程度有限，头部优势仍较明显。

新技术：降本驱动长时储能加速放量

工艺优化叠加原料降价，新技术迅速降本。压缩空气储能造价方面，随着大型压缩空气储能示范项目的工程建设经验的积累，项目工艺系统方案的逐渐优化减少了建筑安装工程量，产业化推广使得核心设备进一步降本，当前国内压缩空气储能项目单位建设成本已由 21 年并网项目的 8-10 元/W 下降到 5 元/W 的水平，已与抽水蓄能电站成本相当。

钒价方面，2023 年全钒液流电池的主要原材料五氧化二钒价格逐渐降低，99.5%化工粉钒价格从年初的 14 万元/吨降至 11 万元/吨左右，降幅约 21%。

且租赁模式有望大幅降低初始投入成本。23 年 4 月，大连融科与海螺融化推出钒电池电解液租赁模式，并在“枞阳海螺水泥 6MW/36MWh 项目”中首次应用，有望降低近一半的钒电池初始投入成本。钒电解液租赁模式在海外已有诸多案例，有望成为推动钒电池储能商业应用的重要因素。

成本降低和经济性预期向好，长时储能项目有望加速放量

2022 年以来，液流电池储能和压缩空气储能项目的开工项目规模大幅提升，推动各类新型储能技术产业化进程加速。当前压缩空气储能由于降本更迅速，在建规模较大；钒电池电解液租赁模式的普及有望推动项目经济性提升，推动规划和建设项目规模进一步增长。

结尾：

行业出清周期龙头市占率有望提升，海外大储需求及盈利较好，把握格局较好且出海优势较强的环节，主要看好 4 个方向：

1）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，相关公司：英维克、同飞股份、高澜股份。

2）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，相关公司：上能电气、盛弘股份。

3）具备优质海外订单，渠道及品牌优势明显的系统集成商，相关公司：阳光电源、金盘科技、南都电源、科陆电子。

4）新型储能技术由示范工程向产业化推进，关注液流电池、压缩空气、重力储能、储热等新技术进展。

       原文标题 : 行业报告 | 储能行业2024年度策略：把握集中度提升和出海双主线