1. 全球储能行业新动态与展望
今天给大家分享一下储能行业的情况。因为最近储能领域的动态较多，首先我们注意到三月份储能系统的成本价格首次跌破0.7元，达到0.69元。其次，宁德时代今天发布了新的储能产品，这也受到了许多投资者的关注。针对这些短期变化，我今天将做一个系统性的解读。
会议分为几个部分：首先，我会对近期的新技术，特别是宁德时代的新技术做一个简要解读；其次，我会及时更新国内外的装机情况和招投标信息；最后，我将分享行业近期的主要变化和未来展望。首先讨论宁德时代发布的储能新产品。今天下午，宁德时代发布了其新的储能产品。发布会上，宁德时代不仅介绍了自家产品，还通过外部专家讲解了储能在未来的电力系统中的作用，并特别强调了储能在快速调频领域的显著优势。
简要更新一下宁德时代的发布会内容。宁德推出的天文储能系统是一个标准的20尺集装箱储存系统。与之前的MDC20系统相比，其电量达到600兆瓦时，比之前的系统提升了20%的能量密度。宁德时代声称，新产品的占地面积减少了20%，同时提升了30%的系统效率。从电芯角度来看，新产品采用了430瓦时每升的锂电芯，考虑了最佳的内阻和结构高度，以实现更好的空间利用效率。
过去的MVMV4系统使用的是314安时的电芯，这种电芯能够非常完整地组成一个50兆瓦的系统。而新的天然泉系统最大的特点是高能量密度。其次，新产品创新性地提出了五年内零容量衰减和零功率衰减的目标，这在储能行业中是非常出色的技术水平。此外，新产品在集装箱系统内实现了电池单体的塑造率达到十亿分之一（PPB）级别，显示了公司在制造能力和智能化方面的卓越实力。
从行业角度来看，专家特别介绍了储能电池在调频领域的应用。储能电池相比水电、燃气轮机和燃煤电厂，具有更快的反应速度，能够快速满足电网的功率需求。储能的替代效果非常显著，特别是在快速调频方面。成本方面，行业专家估计快速调频的里程成本大约在0.25到0.37元每兆瓦，而各省份能够提供的调频里程价格大约在0到15元每兆瓦，显示出储能在盈利能力方面的巨大潜力。
2. 全球储能行业发展趋势与机遇
专家在今天的会议上介绍了一个重要的亮点，除了宁德时代发布的天平纯系统之外，近期整个行业关注的另一个变化是构网型储能系统的发展。这类系统需要使用公网型逆变器，即过网型PCS。目前，过网型PCS的渗透率还相对较低，据了解，渗透率可能还不到10%。
过网型储能系统与多网型、常规型系统的区别在于，多网型系统能够更好地支持100%新能源并网，而常规型系统最多只能支持90%的新能源并网。过网型技术能够实现更大规模的新能源接入和并网，这是其明显的优势。此外，过网型策略能够主动支撑系统的频率和电压，提供类似传统同步发电机的旋转惯量，有助于电网稳定性。
新能源发展带来的不稳定性问题日益突出，许多专家学者提出需要发电设备提供旋转惯量。过网型储能策略的效果与此类似，因此从技术角度来看，网络储能能够解决新能源并网比例问题和电网不稳定问题。预计未来这一领域将加速示范应用和规模化推广。
尽管具体的渗透率难以预测，但发展方向非常明确。国内在并网型逆变器领域表现较好的公司可能包括光两位寻电器和一些在电网业务方面经验丰富的公司。
根据初步研究，南瑞在这一领域的技术实力最强，是目前新能源领域的佼佼者。因此，南瑞以及其他相关企业，如徐记、阳光内燃自光等，预计将从能源变革中获益。
全球新增储能规模去年约为100G瓦时，中国约为46G瓦时。与前年相比，国内外都迎来了显著增长，特别是中国，前年仅16G瓦时，去年增长了近200%。全球从45G瓦时增长到去年的192G瓦时，增长了100%。国内月度数据显示，3月份中标量巨大，与去年相比增加了超过100%。2023年，国内招标增速达到164%。
今年的招标额目标接近100G瓦，预示着今年国内装机量将得到极大支撑。上半年的高增长招标将对下半年的装机产生积极影响，预计国内需求将保持旺盛势头。
国内独立储能招标占比仍在60%以上，与去年相当。独立储能可理解为电网储能，其高占比得益于独立共享属性。独立共享储能参与电力交易、调控等多种收益形式，理论上可达8%的内部收益率，但实际可能因租赁率和调控速度不足而略有降低。
近期国内价格出现剧烈下跌，从0.81元跌至0.69元。这主要是由于部分储能电池价格崩盘，一些电子厂可能因IPO受阻或资金流紧张而需要去化高库存。这导致电池价格极低，宁德时代等头部公司的最新储能电芯价格也仅为三毛钱出头，前提是采购量达到一定规模。
因此，电池价格的剧烈波动导致了三月份储能集成价格的波动。EBC价格也创下新低，为2小时1.3元。EDC的2小时价格同样创新低，为1.3元。但EPA环节仍有较大的利润空间，约为0.63元。这主要是因为国内微调费用较高。
全球数据分享分为两部分：一是将国内工商储能和附属赛道单独拆分，二是按国别分析美国、德国等重要市场的居民电价和期货价格。
3. 全球储能行业增长分析
首先，我们来审视一下这些数据。左侧的两张图表都是来自EASA的数据。根据EASA的数据，全球储能市场在2023年大约有8GWh的容量，从2020年至2023年3月的年复合增长率为169%。我们认为这个数据基本上是可靠的。去年，国内储能市场的规模肯定超过了8GWh。尽管一些第三方研究机构和券商可能为了吸引注意，宣称中国能够达到8GWh的储能容量，但实际上，中国可能只达到了大约4GWh。
其中，最大的单一市场浙江的储能容量可能达到了这个水平。其他省份，如广东可能有几百GWh或者接近1GWh的储能容量，江苏的表现也不错。总体来看，无论是过去的增速还是未来两三年的预期增速，工商储能市场实现超越行业整体增速的格局应该是不会改变的。今年，公交储能市场保持翻倍以上的增长应该是没有问题的。
接下来是家用储能市场。据报告，2022年家用储能市场为8GWh，而2023年预计将达到16GWh。从装机数据来看，我们基本上认可这个增速，基本上也是翻倍的增速。全球市场的增速达到了80%以上。
具体来看，我们根据多方数据得出了一些结论。首先，德国、美国和意大利的数据应该是非常可靠的。尽管我不能断言意大利的数据一定完全准确，但大体上应该是比较可靠的。德国去年实现了约100%至120%的增长，这是最终的F9数据。美国去年的增长相对较慢，可能连10%都不到。
表现最好的国家是南非。去年我们预计南非能保持160%的高速增长，而在2022年，南非的增长达到了200%。因此，经过这两年的发展，南非基本上已经成为全球第二或第三大的家用储能市场。这主要与南非薄弱的电网结构和频繁的电力短缺有关。
在美国，去年整个市场的装机容量为486GWh，我们当时的预期是250GWh，实际情况比预期稍好。其中，表前储能占据了绝对多数，超过90%，同比增长实现了翻倍。用户侧储能的增长并不特别快，这可能与美国用户侧电价相对较低有关。美国用户侧电价大约为1美元，与中国相比并没有高出太多，而且比欧洲的电价要便宜。欧洲的电价大约为0.3欧元，折合人民币2元多。因此，由于电价本身并不高，这可能阻碍了用户侧储能装机的快速增长。
工商储能市场的情况也类似，因为电价相对较低，差价不会特别大。但美国电子市场交易，尤其是现货交易非常活跃。基于此，工商业储能可以通过参与现货交易来赚取更大的价差。美国的现货交易市场波动很大，电量短缺时电价可能非常昂贵，而过剩时可能出现负电价。因此，如果工商业储能能够配合智能化调度和算法能力，它可以通过市场化交易实现较好的收益，从而刺激市场发展。短期内，美国工商储能的发展可能不会特别快，但未来有机会加速。
从美国大储能市场的预售规模来看，今年截止到最新月份，美国的装机规模实现了20%的增长。1至2月份的整体增速并不快，但预计到2024年将有14.4GW的装机规模。按照美国历史数据，平均大约为2.5至3小时的储能容量。也就是说，在最高点时，可以预期总装机规模将达到约42GWh。与去年的26GWh相比，这将是一个快速的增长。如果更为乐观地估计，小时数能够进一步提高到接近3.5至4小时，那么装机规模将更大。根据ERA的预测，2024年的储能市场规模可能比2023年增长一倍以上。
我们对美国储能市场的判断相对积极。我们认为在去年26GWh的基础上，今年达到40GWh以上应该不成问题。虽然美国储能市场的发展解决了短期并网问题，但美国联邦政府和能源管理署针对储能电网出台了一系列政策，旨在加速储能电站的并网进程。这些政策的出台将从流程上缩短时间。
4. 全球储能行业发展与挑战
储能行业今年面临一个重大问题，尤其是在变压器领域。国内的变压器生产能力仅限于60千伏和66千伏以下的产品，无法满足更高电压等级的需求。这导致海外高等级变压器在一定程度上限制了储能设备的发展。因此，从我的立场来看，我不认为美国今年能实现储能行业的翻倍增长，但我认为实现大幅度的指数级增长仍然是有可能的，尽管今年2月份的表现并不特别突出。
以德国为例，该国市场以户用储能为核心。数据显示，德国的储能技术装置规模中，近90%来自于互动储能。德国市场的储能装机支撑力非常大，因为德国人对电力的需求高，且电价在欧洲属于最高水平，这使得互动储能市场具有天然优势。然而，大型电站级储能在德国的发展相对较慢，原因有二：首先，德国的电网韧性较其他欧洲国家更强，因此对储能的需求不如其他国家迫切；其次，德国的装机结构并不极端，不像北欧国家那样高度依赖储能。
目前，大家最关心的是电力需求的变化。德国电力期货价格持续走低，2024年、2025年和2026年的年度期货价格已跌至100欧元/兆瓦时左右，而最高点时曾达到300至400欧元/兆瓦时。这个价格实际上是现货价格，如果将市场化交易价格加上约200欧元/兆瓦时的过网费和税费，德国的实际电价可能在200至300欧元/兆瓦时之间。
尽管居民电价相对滞后，但目前的价格已较历史峰值下降了近40%。按照目前32分/千瓦时的价格计算，德国的户用储能回报率仍然较高。然而，随着居民电价的持续下降，市场预测未来装机需求可能会减弱。除了经济性考虑外，我们还需要关注能源紧张是否能持续，尤其是在欧洲。
全球都在追求碳中和，各国或多或少都会面临能源短缺的问题。能源紧张的缓解并不意味着电力供给的缓解，因为电力只是能源供给的一部分。在碳中和的大背景下，全球电力紧缺可能成为常态。新能源的波动性和火电发电小时数的减少，可能在极端天气下引发问题。因此，从整体经济效益来看，电力紧张可能会持续存在。
对于消费者而言，安装储能系统以保证电力供应的可靠性和自主性是一个重要因素。因此，我们不应仅关注电力期货价格或现货价格，还应考虑电力供应的可控性。基于这一观点，我认为今年欧洲的装机增长30%以上问题不大，尤其是在去年已经实现翻倍增长的基础上。
最后，关于国内市场价格的下降，许多人感到不解。从理论上讲，一般企业的储能系统集成成本应在0.7元左右。如果售价仅为0.69元，那么行业里的一些企业可能无法盈利。然而，投资企业由于可能自供PCS、EMS或电池产能，其成本可能低于一般企业。因此，头部企业可能真的能以0.6元或更低的成本运营。如果选择便宜的电池，成本可能会进一步降低。交流仓的价格目前可能在0.12元左右，这样最终成本可能不到0.6元。
5. 储能行业成本与技术进步分析
如果按照当前的计算方式，理论上可以达到一定的水平。但实际情况是，行业主流选择不会是价格仅为两毛钱的电池，这种电池被称为“搅局者”。真正的行业主流成本应该参考诸如宁德时代或中央锂电等公司的价格。预计这些价格会在300元左右。也就是说，直接储能舱的价格对投资者而言应在五毛钱左右，加上交易量，实际价格应该在六毛多。这意味着对于头部企业来说，按照0.69元的售价，毛利仅为15%。对于非头部企业，可能连组装都不做，需要外包，成本可能达到七块钱。
因此，我们认为对于投资企业来说，由于还有10%的毛利率，可能还有两到三个点的利润率。在这种情况下，他们仍能实现盈利。但对于小型企业来说，由于已经亏损，更不用说利润了。再加上目前市场融资形势不太乐观，银行的间接贷款也在收紧。因此，我们预测今年三季度后，中小型企业可能会面临大规模的退出。届时，储能行业的拥挤程度可能会得到极大的缓解。
从运营角度来看，我们一直在强调一个观点，即观察一个赛道的增长速度，一定要看其经济效益和回报率。例如，浙江地区的项目如果开展得早，确实能获得较高的回报。虽然实际情况可能没有预期的那么好，但仍然会吸引大量投资，从而加快行业增速。换句话说，如果大宗价格降至6.9元，对于风光伏企业和独立电商储能企业来说，理论上的回报率会更高，尽管这可能并不真实。但无论如何，这将增强装机需求，从而推动行业整体发展。
当然，这里有一个重要的前提，即EPC的价格需要得到控制。目前，由于价格过高，导致整体真实成本偏高。这是我们想要强调的第二点。第三点是，从全年来看，许多企业可能没有注意到，例如银行时代，经过五年的运营，其硫酸钾循环寿命可以达到1万次以上。在这种情况下，每度电的储能成本将大幅下降。
基于之前的测算，按照去年1.5元的系统成本，7000次循环，损失成本大约为0.45元。如果循环寿命从7000次提升到1万次，即提升50%，那么损失成本将降低。以1.2元的系统成本计算，实际的储能成本可能降至之前的50%至60%，即不到三块钱。对于许多应用场景来说，这展现了显著的经济性优势。
技术进步，尤其是循环寿命方面的技术进步，将带来储能度电成本的快速下降。这将使得更多的商业模式得以实现。例如，如果租赁成本仅为三毛钱，只要现货交易的价差超过三毛，就能获利。实际上，山东地区的电力消费价差远高于三毛钱，最低交易价差为七毛。因此，可以实现更多的电商交易，驱动电商盈利数据的改善。我们认为，随着电力现货交易的持续推进，行业的盈利模式将进一步完善，行业前景将越来越好。
关于美国和欧洲的价格，尽管中国的价格大幅下降，但美国和欧洲的储能系统集成价格仍然较高，分别约为1.2元和1.1元左右，日本略低，约一块钱。主要原因是，像阳光绿源这样的公司在美国市场占据了很大份额，去年五六个G瓦时的出货量占了美国25G瓦时装机的20%。换言之，大部分市场份额仍然掌握在当地人手中。由于美国集成商的成本较高，他们没有强烈的价格竞争动力。因此，基于这样的市场格局，美国和欧洲的价格不会特别低。
6. 全球储能行业盈利展望
我认为，对于出口型的储能系统企业来说，目前的盈利能力并无问题。虽然去年美国的电价从1.3元、1.4元下降到了1.1元，但系统成本也随之降低。去年国内的成本可能在0.89元，而现在头部企业的成本可能已经降到0.6元多，这意味着成本也下降了约0.3元。因此，即便面临价格下降，具有内网优势的企业，如张老师毛利和张老师经理所在的公司，他们的毛利率仍然相对稳定。当然，今年需要扣除一些关税、运费等成本，但即便扣除这些因素，海外市场的盈利能力依然很高。因此，我们倾向于推荐那些海外业务占比较高的公司，因为从财务报表上看，它们并非增收不增利的公司。
对于国内企业，我的观点是，不能简单地认为它们就是亏损的国民企业。即使毛利率只有10%，在激烈的价格竞争中，过桥费等额外成本并不会太高。价格已经压得很低，再要求高额的过桥费并不现实。因此，在合理的成本控制下，或者在主要业务销售较少、销售费用率较低的情况下，10%的毛利率实际上可以对应到3到4%的净利润率。一些成本控制突出的企业，其净利润率可能还会更高。
所以，我们不应简单地认为10%的毛利率就意味着没有净利润或亏损。这也是所有上市公司都要求达到10%毛利率的原因，因为达到这个水平，它们就能实现盈利。如果毛利率降到七八个点，可能就没有盈利了。对于上市公司而言，如果一项业务没有盈利，它们可能就不会继续投入。因此，目前我们看到的这些公司仍在开展业务，并保持着较高的技术能力。即便是新加入的公司，如中科普电脑系列，也因为他们的经营优势而能够在这个环节中脱颖而出。
接下来，我们来看一下中国和全球的储能市场情况。今年，中国的储能装机容量预计将从去年的46GWh提升到70-80GWh，这个问题应该不大。拆分来看，工商业主的储能装机容量可能会从去年的4小时提升到今年的近10小时。其他方面的储能装机容量预计将达到60-70GWh。
对于全球储能市场，去年全球储能装机容量大约在100GWh左右。今年，全球储能装机容量预计将达到160-170GWh，增长60-70%。无论是在国内还是海外，今年的高景气度预计仍将持续。从拆分来看，全球户储的增速预计将在25-26GWh左右。工商业主的储能装机容量预计将在15-20GWh之间，这个速度今年应该仍然会很快。
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