先进光伏和新型储能产业2024年发展形势展望.pdf

先进光伏和新型储能产业2024年发展形势展望长江证券研究所电力设备与新能源研究小组2024-04-25%1分析师邬博华分析师曹海花SAC执业证书编号：S0490514040001SAC执业证书编号：S0490522030001SFC执业证书编号：BQK482分析师及联系人证券研究报告评级看好维持 证券研究报告%2ZXBYzQnQpMmNsMpMsPrOpO6MdNaQnPqQpNqMiNrRnRiNoMoQaQnNzQvPsPmPwMmNpQ01先进光伏产业2024年发展形势展望02新型储能产业2024年发展形势展望目 录%301先进光伏产业2024年发展形势展望%4市场空间：未来30年全球年均新增光伏装机1500GW01总量：中性预期下，基于碳中和的共识，2060年全球光伏存量装机需求预计超45TW，相当于每年装机1500GW，连续装30年。表：预计2060年全球存量光伏装机需求超45TW资料来源：BP，IRENA，Energy Institute，长江证券研究所测测算算条条件件单单位位20222060E全球一次能源耗量EJ604481全球终端用能EJ574457终端用能-电力占比19%60%终端用能-氢能占比0%20%制氢转化率55%80%全球电力总需求万亿度29108光伏发电占比4%55%光伏发电利用率98%98%全球光伏发电量万亿度1.360.5光伏发电小时数h12501300光光伏伏装装机机需需求求TW1.146.5表：相关假设条件资料来源：BP，IRENA，Energy Institute，长江证券研究所项项目目假假设设条条件件能源消耗总量基于2022年全球一次能源耗量604EJ，考虑能源加工/输配损失，假设终端能源消费总量为一次能源耗量的95%，对应终端能源消费574EJ。基于能源效率提升，假设2022-2060年全球终端能源消费总量的复合增速为-0.7%，对应2060年全球终端用能457EJ。能源结构假设2060年终端能源消耗中电气化比例达到60%，剩余40%为不适宜电气化的能源应用场景（如长时储运、部分重工业等），其中20%由能量密度更高的氢能对化石能源进行替代，氢能制取方式为电解水，考虑交直流转换、气体储运等带来的能量转换损失，制氢转化率80%。据此计算，2060年的全球电力总需求约108万亿度。电力结构全面向可再生能源转型，假设2060年光伏发电占比55%，光伏发电利用率98%。据此计算，2060年全球光伏发电量约60万亿度。光伏利用小时数假设2060年全球平均1300h，相比于2022年小有增长（双玻、跟踪支架等技术发展带动）。%5市场空间：光储平价之下，2028或进入TW时代总量空间既定，发展节奏取决于发展环境。具体来看：1）经济性角度，光储平价接续光伏平价，考虑到硅料、碳酸铰降价分别带动组件和储能电芯成本下降，预计2024年铰电储能EPC成本下降到1.2元/Wh以内，国内光伏EPC分别降至3.1元/W；中期维度下，铰电储能EPC成本下降到1.0元/Wh左右，国内光伏EPC降至2.9元/W。基于上述投资成本，在低储能配比情景下已经实现了光储平价，即光储项目整体IRR达到了6%以上。01表：光伏配储比例和额外收益对光储项目IRR的影响资料来源：长江证券研究所表：国内在低储能配比场景下的光储平价测算资料来源：长江证券研究所科科目目明明细细单单位位场场景景一一场场景景二二场场景景三三场场景景四四2023A2024E2024E中中期期上网电价元/千瓦时0.290.290.2750.29产业链价格光伏EPC元/W3.73.13.12.9储能EPC元/Wh1.51.21.21.0配储比例功率%15%15%15%15%时长h2.02.02.04.0其他参数贷款利率%3%3%3%3%循环寿命次6,0006,0006,0008,000经济性IRR%4.0%6.8%6.1%6.3%储储能能配配置置比比例例（功功率率配配比比备备电电时时长长）40%，2h25%，4h30%，4h35%，5h40%，5h40%，6h80%100%120%175%200%240%储储能能或或绿绿电电交交易易额额外外电电价价增增益益（元元/kWh）0.008.7%7.7%6.8%4.9%4.1%3.1%0.019.4%8.4%7.5%5.5%4.7%3.6%0.0210.2%9.1%8.2%6.1%5.3%4.1%0.0311.0%9.9%8.9%6.6%5.8%4.6%0.0411.8%10.6%9.6%7.2%6.4%5.2%0.0512.6%11.4%10.3%7.8%6.9%5.7%0.0613.5%12.2%11.0%8.5%7.5%6.2%6市场空间：光储平价之下，2028或进入TW时代2）消纳角度，不同国家电网容许的最大风光发电占比不同，参考装机占全球比重最高、电网发展水平中等的国内市场，假设全球风光发电占比达到25%之前，消纳不会影响全球光伏装机增速。进一步考虑储能作甠机制的完善和储能配比的提升，消纳能力更高。3）政策角度，虽然不排除贸易保护政策可能给单一市场需求造成阶段性影响，但双碳目标下全球政策方向无疑积极，单一市场需求超预期可能性更高。综合经济性、消纳、政策三个角度，基于中期维度下测算，光伏装机有望在2028年前后进入TW时代。01图：2028年全球光伏装机有望进入TW时代（GW）资料来源：BNEF，长江证券研究所图：2022年全球风光发电占比合计约12%资料来源：BP，长江证券研究所137 170 240 414 542 643 823 976 1,110 1,218 1,273 0%10%20%30%40%50%60%70%80%0300600900120015002020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全球光伏装机（GW）同比增速0%2%4%6%8%10%12%14%199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022风电发电占比光伏发电占比%7市场空间：24年全球光伏装机有望增长30%左右01中性预计2024年全球光伏装机540GW左右，同比增长30%左右。2024年是产业链价格触底，光伏项目投资积极性空前的一年，叠加全球市场政策端继续支持或向好，全球市场预计保持较好增长。其中，国内、非欧美的海外市场均有望持续超预期。表：2024年全球光伏装机有望增长30%左右（GW）资料来源：中国光伏行业协会，BNEF，长江证券研究所国国家家及及地地区区2014201520162017201820192020202120222023E2024E2025E中国10.615.134.553.144.330.148.254.987.4216.9271.1298.2欧洲7.28.66.98.611.021.422.531.950.963.279.699.5美国6.77.414.111.010.013.319.023.020.230.643.957.1非欧美海外20.5 24.9 19.5 26.3 36.8 50.2 47.3 60.2 81.5 99.9 142.9 195.0 拉美0.50.42.53.04.27.87.811.119.525.435.547.9中东及北非0.30.30.41.21.34.72.05.910.718.229.143.6印度0.92.15.39.68.37.43.111.914.010.020.026.0东南亚0.71.12.01.11.06.815.05.54.86.59.111.8日本10.311.56.66.16.06.45.75.15.34.95.15.4澳大利亚0.80.90.91.33.94.74.14.63.93.54.24.4海外其他6.98.71.83.912.112.59.416.123.331.539.955.8全球45.056.075.099.0102.0115.0137.0170.0240.0410.5537.4649.7同比24.4%33.9%32.0%3.0%12.7%19.1%24.1%41.2%71.1%30.9%20.9%8市场空间：24年国内装机有望达到250-300GW01集中式光伏方面：发电集团及上市公司2024年新能源规划目标积极。国家能源集团力争2024年投产2700万千瓦，同比增长3%以上；华能国际2024年光伏、风电资本开支同比增长38.5%、25.8%；华润电力2024年新增风光装机1000万千瓦，同比增长55%；中国核电预计2024年新能源发电量同比增长39%。1-3月，国内统计到的光伏招标规模约96GW，同比增长26%，增速依然良好，为今年地面电站装机放量奠定了基础。从招标价格来看，3月组件招标均价约0.89元/W，环比基本持平。年初以来，国家能源局多次就大基地开发表态，提出“推动基地项目按期建成投产”。图：1-3月组件招标规模约96GW，同比增长26%资料来源：索比光伏，长江证券研究所注：招标均价为右轴表：发电集团及上市公司2024年规划目标积极资料来源：公司公告，公司官网，长江证券研究所0.81.01.21.41.61.82.02.20102030405060202201202202202203202204202205202206202207202208202209202210202211202212202301202302202303202304202305202306202307202308202309202310202311202312202401202402202403月度招标规模（GW）招标均价（元/W）公公司司2024年年新新能能源源规规划划国家能源集团2023年新能源开工3308万千瓦、投产2616万千瓦，计划2024年新能源开工2800万千瓦、力争投产2700万千瓦，投产目标同比增长3%以上。华能国际2023年光伏、风电资本支出分别为255、235亿元，计划2024年资本支出分别为354、295亿元，同比增长38.5%、25.8%。华润电力2023年自建风电和光伏新增并网装机6459MW，2024年新增风电和光伏装机目标为10000MW，同比增长55%。中国核电2023年新能源发电量累计为233.82亿千瓦时，预计2024年新能源计划发电量为324亿千瓦时，同比增长39%。%9市场空间：24年国内光伏装机有望达到250-300GW01分布式光伏方面，装机南迁趋势明显，重庆、广西、云南、湖南、湖北等省份增速位居前列。河南、山东等北方省份分布式接入容量受限，但2023年分布式装机依然实现同比增长。根据关于新形势下配电网高质量发展的指导意见，要求到 2025 年配电网具备5亿千瓦左右分布式新能源的承载能力，预计局部接入受限问题将逐步得到改善，2024-2025年年均新增分布式装机空间约125GW。表：2023年新增分布式装机向南方省份迁移图：河南、山东2023年新增分布式装机同比增长资料来源：国家能源局，长江证券研究所资料来源：国家能源局，长江证券研究所单位：万千瓦省省份份新新增增分分布布式式光光伏伏装装机机量量（万万千千瓦瓦）同同比比增增速速2022年年2023年年重庆5 57 1032%广西31 195 539%云南13 74 467%湖南119 503 323%湖北101 398 296%海南27 101 279%辽宁59 217 266%江西148 505 243%黑龙江19 61 218%内蒙古19 59 203%上海27 79 197%四川6 18 178%山西83 228 175%安徽332 847 155%吉林12 28 132%天津41 92 125%甘肃8 19 120%福建188 405 115%江苏580 1217 110%广东338 632 87%河南775 1390 79%贵州4 7 67%山东751 1013 35%青海3 4 30%宁夏27 33 20%浙江661 764 16%陕西112 121 8%河北599 531-11%北京15 13-16%新疆10 0-95%西藏0 2/02004006008001000120014001600河南山东2021年2022年2023年%10-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%05010015020025020142015201620172018201920202021202220232024E2025E非欧美海外光伏装机（GW）同比增速市场空间：24年非欧美海外光伏装机增速40%左右01非欧美海外市场，我们预计非欧美的海外市场2023年装机有望超100GW，同比增长30%左右，尤以中东、南非、拉美、东南亚等为代表，同时印度亦开始好转。2024年经济性空前背景下，装机有望达140GW以上，同比增长40%左右。事实上2017年至今，除了2020年新冠因素、2021年越南下降以及2023年印度下降影响，其他年份的非欧美海外市场整体增长均保持在30%-40%的增速，核心是低基数下随着光伏度电成本下降，带动需求保持高速增长。图：历史上非欧美海外市场保持30%-40%的装机增速中枢（GW）资料来源：中国光伏行业协会，BNEF，长江证券研究所%112009-2015第一轮技术周期：硅料冷氢化国产化成功。协鑫在国内率先实现了冷氢化技术在多晶硅行业的应甠，生产综合电耗大幅下降。2015-2020第二轮技术周期：单晶替代多晶。以隆基为首的硅片企业突破单晶硅片量产技术，爱旭、通威等电池企业突破 PERC 单晶电池量产技术。2020-2030第三轮技术周期：N型替代P型。在N 型时代，除了电池环节，其它主环节从P型切换到 N 型无需太多变化，电池转换效率的提升带动度电成本的下降，晶科、钥达提前布局TOPCon产能，分别在组件、电池领域市占率排名第一。2023-长期第四轮技术周期：钙钛矿/叠层电池的产业化。晶硅类电池光电转化效率受S-Q极限的限制，理论极限效率29.4%，而钙钛矿属于第三代光伏电池，理论极限效率超过30%，叠层电池转换效率更高。光伏历经三轮技术周期，电池引领新一轮技术变革01光伏行业兼具周期属性和制造属性，中短期涨跌由供需决定，中长期涨跌由技术迭代决定。光伏行业成长路线图，本质上是技术发展的路线图、是降本增效的路线图。光伏领域目前已经历三轮技术周期，每一轮技术创新均有新兴企业崛起，落后产能淘汰，而电池技术有望引领新一轮技术周期发展。图：光伏行业技术周期路线图资料来源：投资时报，全球光伏，光伏资讯，索比光伏网，捷泰科技，长江证券研究所%12电池技术路线较多，效率提升潜力较大01太阳能电池技术路线的发展包括：传统BSF单晶PERCTOPCON/HJT/XBC。1）铝背场BSF 在p-n 结制备完成后在硅片的背光面沉积一层铐膜，制备P+层，称为铐背场电池（量产效率1000010000百万次3000-100005000-100001000-3000使用年限年40-6030-405-208-2015-205-815-20转换效率%70-80%45-75%85-95%85-90%70%70-85%30-50%制约因素-地理条件建设周期地理条件效率太低自放电储存时间短经济性环境温度系统复杂经济性能量密度低寿命短转换效率低氢能消纳适用场景-长时间调节长时间调节短时间调节全场景适用全场景适用短中时长长时间调节02%32市场空间：中短期看，2025年全球有望达260GWh美国：电力市场化程度高，铰电池价格下降后，光伏配储、电网侧储能经济性良好，叠加ITC退税加码，在建及规划项目储备量非常大，24-25年高增长较确定。中国：23年兑现高增长预期，24年光伏装机上修，配储需求提升；各省规划、中标量同比高增；储能商业模式雏形确定，收益预期修复，24年增速60%以上。欧洲：户储稳步增长，大储潜力正在释放。资料来源：中关村储能网，ISEA，EIA，长江证券研究所国家口径单位2021A2022A2023E2024E2025E美国合计GWh10.913.821.346.966.9住宅GWh1.01.51.42.04.0工商业GWh0.50.30.61.01.5表前市场GWh9.512.019.343.961.4中国合计GWh4.215.946.680.0100.8工商业GWh0.82.02.55.010.0表前市场GWh3.313.944.175.090.8欧洲合计GWh5.310.116.922.636.1住宅GWh2.35.99.512.317.2表前市场GWh3.04.27.410.318.9其他合计GWh3.15.811.629.058.0全球装机全球储能装机GWh23.545.696.4178.4261.8同比%119%94%111%85%47%表：中短期全球储能装机预测02%33国内大储：2023年200%增长，2024年景气延续图：2022年国内储能装机量、中标量显著抬升资料来源：CNESA，碳索储能，长江证券研究所国内储能市场2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长；但2019年5月，输配电定价成本监审办法出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，在2020-2021年带动国内储能市场修复；2022年独立储能成为国内新的商业模式，拉动储能装机增速再度抬升。2023年随新能源装机高增，高配储比例风光大基地建设，储国内大储迎来爆发式增长。进入2024年，1-2月国内新增装机规模达到2.55GW/6.45GWh，容量同比增长132%。0.2 1.0 0.9 2.7 4.8 15.3 46.6 6.5-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%450%051015202530354045502017A2018A2019A2020A2021A2022A2023A2024年1-2月国内新增储能装机容量（GWh）增速电网侧大规模投资带动，电网将储能纳入输配电成本输配电定价成本监审办法出台，不允许储能设施成本纳入输配电价地方强配陆续出台独立储能模式成型新能源装机高增02%34国内大储：独立主体身份凸显，源侧配储利用率偏低从应甠场景上来看，2023年国内网侧储能快速发展，超过电源侧储能，占新增装机比例达到56%，储能独立主体身份逐渐凸显。从实际运行情况来看，2023年新能源配储利甠率仅17%，独立/共享储能利甠率为38%，远低于盈利机制较成熟的工商业储能。缺乏能够保障盈利的商业模式是板块根本压制因素。在大部分地区，配储是新能源并网的强制要求，但由于储能对电站收益贡献微弱，所以电站方倾向于最小化储能投资成本，对储能质量和性能基本没有要求，使得储能报价不断下探，同质化竞争加剧，形成“劣币驱逐良币”的局面。图：各应甠场景占比情况资料来源：CNESA，碳索储能，长江证券研究所图：分应甠场景储能利甠率情况资料来源：中电联，长江证券研究所74%48%41%35%22%43%56%56%4%10%3%8%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2021A2022A2023A2024年1月电源侧电网侧甠户侧11%30%45%17%38%65%0%10%20%30%40%50%60%70%新能源配储独立/共享储能工商业储能2022A2023A02%35参与市场商业模式情况电能量市场现货交易山东、山西、内蒙、甘肃、广东进度较快，其中山东由于电力市场化程度较高，现货套利峰谷价差呈现走阔趋势中长期交易全国已有多个省储能纳入中长期交易辅助服务市场调峰分为非市场化补偿机制如宁夏、市场化定价机制如安徽；2024年江苏新政上调调峰价格，目前华东华南区域调峰需求空间广阔一次、二次调频山西模式较成熟其他2023年多地新增辅助服务类别容量市场容量电价目前山东、内蒙、河北、新疆有容量电价机制，江苏等省份积极探索容量租赁取决于地方强配政策，目前对共享储能收益形成有效支撑IRR分析（考虑60%容量租赁）辅助服务/容量补偿额外收益（元/KWh）0.05 0.10 0.13 0.15 0.18 0.20 现货价差（元/KWh）0.10 2.1%2.6%4.0%4.6%5.2%5.8%0.15 3.4%3.9%5.2%5.8%6.4%7.0%0.20 4.6%4.6%6.4%7.0%7.5%8.1%0.25 5.8%6.3%7.5%8.1%8.6%9.1%0.30 7.0%7.4%8.6%9.1%9.6%10.2%0.35 8.1%8.5%9.6%10.2%10.7%11.2%国内网侧：多元化收益雏形确定，盈利预期修复2023年至今，各省市密集发布储能相关政策细则，网侧储能多元化收益雏形基本确定。2023年山东、山西、甘肃、内蒙等地储能全年平均套利价差在0.23-0.56元/kWh，后续新能源更多接入现货市场，将进一步影响火电竞价空间，带来现货市场午间电价下跌、峰谷价差扩大，现货收益将支撑储能未来盈利。表：网侧独立/共享储能商业模式图：现货价差走阔IRR将显著提升资料来源：长江证券研究所资料来源：长江证券研究所02%36国内源侧：标杆电价下，降本后接近光储平价分场景来看：1）国内多数地区仅要求配置15%-20%的功率、2h的储能，在2023年的平均产业链价格下，光储项目整体IRR为4.0%。2）展望2024年，在产业链价格趋稳情况下，光储项目整体IRR达到6.8%。3）2024年，若考虑市场化交易导致电价折让0.015元/千瓦时，光储项目整体IRR达到6.1%。4）考虑远期配储时长提升至4.0小时，在光伏EPC成本下降到2.9元/W，储能EPC成本下降到1元/Wh，储能循环寿命提升到8000次的情况下，电价随着储能配比的提升而有所回暖，光储项目整体IRR达到6.3%，依旧具备一定的经济性。表：国内低配比场景当前和中期维度内的光储平价测算资料来源：长江证券研究所科科目目明明细细单单位位场场景景一一场场景景二二场场景景三三场场景景四四2023A2024E2024E（考虑电价折让）中期期上网电价元/千瓦时0.290.290.2750.29产业链价格光伏EPC元/W3.73.13.12.9储能EPC元/Wh1.51.21.21.0配储比例功率%15%15%15%15%时长h2.02.02.04.0其他参数贷款利率%3%3%3%3%循环寿命次6,0006,0006,0008,000经经济济性性IRR%4.0%6.8%6.1%6.3%02%37国内源侧：标杆电价下，降本后接近光储平价中长期看，随着国内可再生能源发电量占比进一步抬升，配储比例在（15%功率、4h）的基础上，或仍将进一步抬升。1）在远期的成本假设下，配储比例达到120%时（40%功率、4h时长，或40%功率、3h时长），光储项目具备经济性。2）在配储比例达到175%时，在储能创造0.03元/KWh的情况下，也能保障光储项目的IRR达到6.5%以上。3）若配储比例达到240%（40%功率、6h时长，基本是大比例可再生能源替代阶段），储能或者绿电交易需要额外创造0.06元/KWh以上，达到光储平价。表：光伏配储比例和储能或者绿电交易额外收益对项目IRR的影响资料来源：长江证券研究所光伏配储项目的IRR敏感性分析储能配置比例（功率配比备电时长）配置比例示例40%，2h25%，4h30%，4h35%，5h40%，5h40%，6h80%100%120%175%200%240%储能或绿电交易额外电价增益 元/kWh0.008.7%7.7%6.8%4.9%4.1%3.1%0.019.4%8.4%7.5%5.5%4.7%3.6%0.0210.2%9.1%8.2%6.1%5.3%4.1%0.0311.0%9.9%8.9%6.6%5.8%4.6%0.0411.8%10.6%9.6%7.2%6.4%5.2%0.0512.6%11.4%10.3%7.8%6.9%5.7%0.0613.5%12.2%11.0%8.5%7.5%6.2%02%38国内用户侧：投资成本降低，经济性凸显2023年，随碳酸铰和铰电池价格下降，工商业储能投资成本大幅降低，经济性进一步凸显。南方省份如广东、浙江、江苏普遍峰谷价差较大，经济性良好，工商业储能蓬勃发展。另外广东、江苏部分市、区给予工商业储能补贴，23年工商业储能备案量实现爆发增长。从备案量来看，2024Q1累计备案量为2.67GW/5.67GWh，已达到2023H1备案量的两倍。图：国内典型省份的甠户侧储能IRR测算资料来源：北极星储能网，长江证券研究所图：典型省份甠户侧储能月度备案量资料来源：能源电力说，长江证券研究所0200400600800100012001400Jan-23Feb-23Mar-23Apr-23May-23Jun-23Jul-23Aug-23Sep-23Oct-23Nov-23Dec-23Jan-24Feb-24Mar-24广东浙江江苏020%5%10%15%20%25%浙江广东江苏湖北山东甠户侧储能IRR%39国内储能：24年高增长确定性强，预计80GWh图：2024年各省规划储能建设项目（GWh）资料来源：各省发改委，长江证券研究所目前，全国各省、市已规划铰离子电池储能建设项目累计约67.5GWh，其中新能源配储项目合计约13.5GWh，独立、共享储能合计约56.7GWh，2023年全年实际并网超过规划值，目前看国内24年高增长确定性较强.叠加2023年以来工商业储能备案量陆续在今年释放，预计年内储能装机80GWh左右。020.01.53.04.56.07.59.010.5内蒙古江苏甘肃山东宁夏河北河南山西贵州天津福建安徽浙江鄂尔多斯新能源配储独立/共享储能%40欧洲户储：去库、政策波动、电价影响景气图：户储相关标的2022年初至2024年初涨跌幅资料来源：Wind，长江证券研究所2022年，地缘冲突和能源危机导致电价上行，大幅拉高了欧洲户储的经济性，需求实现爆发式增长，因此产业链价格传导顺畅，且存在明显超额收益，板块增长强劲，但同时也积累较多库存。2023年，随着原材料和电池进入跌价周期，产业链经历激烈的去库存，相关标的股价已回落到能源危机以前。但从基本面来看，2023年欧洲户储仍维持较高景气，相关标的2023年的归母净利润预计也将高于2021年，基本面表现明显好于2021年，板块存在超跌现象。-100%-50%0%50%100%150%200%2022-01-042022-02-042022-03-042022-04-042022-05-042022-06-042022-07-042022-08-042022-09-042022-10-042022-11-042022-12-042023-01-042023-02-042023-03-042023-04-042023-05-042023-06-042023-07-042023-08-042023-09-042023-10-042023-11-042023-12-042024-01-042024-02-04派能科技鹏辉能源锦浪科技德业股份固德威科士达0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%0.01.02.03.04.05.06.07.08.09.010.02015A 2016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022E 2023E欧洲户储装机 GWh同比%图：2023年欧洲户储装机维持较高景气资料来源：SolarPower，EESA，ISEA，ANIE，长江证券研究所02%41欧洲户储：多元边际改善，经济性进一步凸显图：德国户甠储能经济性测算资料来源：德国联邦能源局，BDEW 注：2022年消费者普遍预期电价持续上涨，极端情形下可达到0.6欧元/kWh表：英国户甠光储经济性敏感性分析资料来源：ofgem，长江证券研究所电价下行、产业链降价，户储经济性如何？进入2024年，行业普遍担忧电价继续下行导致收入退坡。但是在成本端，欧洲户储终端售价也有望继续下降。我们测算来看，在消费者预期和电价不变两种情境下，24年德国户储IRR较22、23年均呈现增长，对装机形成支撑。灵活性市场机制初现，户储创造额外收益。以英国为例，本地灵活性市场规模正在迅速扩大，配电网运营商Power Network最新一次招标规模已经达到850MW。Power Network提供三种本地灵活性市场参与场景：安全服务、动态服务和维持服务，10kWh以上储能系统可在夏季和冬季参与获得额外收益，有助于推动包括英国在内的低电价差国家户储的发展。9.8%27.5%32.3%25.1%16.8%20.8%22.2%20.7%25.3%0%5%10%15%20%25%30%35%2022A2023A2024E2025E假设电价维持当年水平考虑电价预期考虑极端电价预期英国户用光储IRR感性分析电价差（英镑/KWh）0.240.220.200.180.16额外收益（英镑/年）2007.1%5.5%3.8%2.2%0.5%2508.4%6.8%5.2%3.6%1.9%3009.7%8.1%6.5%4.9%3.3%35011.0%9.4%7.8%6.2%4.6%40012.3%10.7%9.1%7.5%5.9%45013.6%12.0%10.4%8.8%7.2%02%42欧洲户储：2024Q2末产业链去库存预计接近尾声图：代表性户储电池企业的库存水平刻画资料来源：ISEA，ANIE，公司公告，长江证券研究所图：代表性户储逆变器企业的库存水平刻画资料来源：ISEA，ANIE，公司公告，长江证券研究所从库存的维度看：2021年国内企业的出货是终端装机量的1.2倍，22H1、22H2分别为1.7、2.0倍，代表产业链处于加库存阶段，23H1和H2则快速回落至1.29倍和0.47倍，截至23H2累计出货是累计装机量的1.27倍。Q1是户储装机淡季，预计24Q1装机量为3.2GWh；去库持续进行，预计出货量为1.7GWh，环比基本持平。预计24Q1末库存水平接近2021年，24Q2出货有望环比提升。逆变器方面：21年代表性企业的出货是终端装机量的0.5倍，22H1、22H2提升至0.8、1.3倍，到23H2已快速降至0.4倍，23年12月逆变器出口已出现环比恢复。且代表性逆变器企业的阿尔法较强，本身收入增速快于行业增速，逆变器环节有望率先恢复合理库存。0.000.501.001.502.002.502021A2022H12022H22023H12023H22024Q1E出货/装机累计出货/累计装机0.000.200.400.600.801.001.201.402021A2022H12022H22023H12023H22024Q1E收入/装机累计收入/累计装机02%43欧洲户储：空间依旧广阔，主流国家政策积极加码表：主要国家关于户储的政策激励梳理资料来源：Energy-Storage，pv-magazine，各国政府网站一是购置补贴或税收抵免，希腊在2023年4月宣布了庞大的光伏、储能激励计划，若顺利落地对市场将是积极刺激。南非也在2023年2月宣布了太阳能光伏板的税收抵免政策，有望带动储能需求。此外2024年英国、匈牙利、奥地利均有新激励政策。二是计量方式的调整，“净计量”向“双向结算”方式切换是趋势，波兰计划在2024年调整户甠光伏的计量方式，美国加州2023年4月开始执行NEM 3.0，也是相同的思路。澳大利亚提出了户甠光伏上网税费的草案，预计在2024-2025年也将陆续执行。国家激励方式发布时间具体内容奥地利税收减免2024年起2024年起，不再对私人光伏系统征收增值税，适用于所有35kW输出的光伏系统，政策有效期2年南非国家补贴2023年2月财政部宣布太阳能光伏板的激励计划，适用期1年，为个人退税方式，额度为太阳能光伏板价格的25%（最高不超过15000南非兰特），该激励计划并未包含储能电池、逆变器、安装成本，原因是南非政府想最大限度的利用资金提升电源装机希腊国家补贴2023年4月希腊能源部长宣布，将在住宅和农业领域推出小型太阳能光伏和储能的补贴计划，预算为200亿欧元，支持10.8KW光伏、10.8KWh储能的安装（住宅必须配备储能，农业领域可以只安装光伏），最高占家庭的75%、1.6万欧元，农业的60%、1万欧元英国税收减免2023年12月2024年2月1日起取消安装储能电池系统（BESS）的20%增值税，之前仅限于与太阳能电池板同时安装的电池；匈牙利国家补贴2024年1月起匈牙利启动家用太阳能计划，该计划为安装太阳能电池板和强制储能设施的家庭提供国家补贴。该计划的750亿英镑预算将帮助约15,000个家庭，家庭可以申请最多500万福林的支持，相当于投资成本的三分之二。美国加州计量方式调整2023年4月2023年4月13日起执行NEM 3.0，将净计量改成净计费，平均的余量上网电价从从30美分/kWh降至8美分/kWh波兰计量方式调整2024年起波兰在2016年以来采用“净计量”方式，容量10KW以内的光伏可以有80%的电力上网，10-50KW可以有70%上网，但2024年起执行新的计量方式，住宅光伏将在日前市场参与报价，通过模型计算价格；2024年前为过渡期澳大利亚计量方式调整2024-25年起2022年初澳大利亚发布太阳能上网税费草案，计划在2024年起开始调整计费方式，其中新南威尔士州、首都地区、塔斯马尼亚州、北部地区从2024年开始，但2025年前不强制；南澳大利亚州从2025年开始，维多利亚州从2026年开始02%44欧洲户储：空间依旧广阔，主流国家政策积极加码考虑到产业链降价向终端传导能带来经济性的显著提升，同时户储渗透率和容量有望进一步提升，新兴市场政策加码和本地灵活性市场的兴起也能为户储创造增量。我们预计欧洲户储 2024 年装机12.3GWh，同比增长 30%；2025年装机达到17.2GWh，2023-2025年复合增速超过 35%。截至 2020 年底，欧洲存量户甠光伏未配储能的空间至少 30GWh。按欧洲户甠的需求天花板计算，屋顶总数能支撑 600GWh 的存量装机空间，对应 2024 年渗透率仅为 5.3%，未来增长空间广阔。表：欧洲储能增量市场空间、需求天花板测算资料来源：SolarPower，长江证券研究所测算思路欧洲市场测算2020A2021A2022A2023E2024E2025E逻辑一：新增装机光伏新增装机GW22.5 31.9 50.9 63.2 79.6 99.5 户用占比预测%30%39%40%34%30%30%户用新增装机GW6.8 12.4 20.4 21.5 23.9 29.9 平均功率KW5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 安装户数万户135 249 407 430 478 597 户储/户用光伏%10%12%18%25%28%30%户储平均容量KWh7.8 7.8 8.2 8.8 9.2 9.6 户储装机量GWh1.12.35.99.512.317.2：同比增速%117%155%59%30%40%逻辑二：存量天花板户储存量天花板GWh622 存量渗透率%0.5%0.8%1.8%3.3%5.3%8.1%累计装机GWh2.9 5.2 11.2 20.6 32.9 50.1 户储新增装机GWh1.12.35.99.512.317.2：同比增速%117%155%59%30%40%02%45美国大储：季节性、并网慢和供应链短缺影响装机资料来源：EIA，长江证券研究所资料来源：EIA，长江证券研究所0202004006008001,0001,2001,4001,6001,8001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021A2022A2023A2024A图：美国大储月度并网情况（MW）图：美国大储月度分