储能行业仍处于发展的早期，主要由需求拉动。复盘来看，股价上涨来源于需求超预期释放，下跌则由于需求不足，股价转折点往往出现在影响需求的催化事件出现之时（电价上涨等）。量的角度来看，需求不断从中、美、欧向全世界渗透，关键影响因素包括电价水平、电网完善程度、产业链降本进度、人口、利率等，其中电价由于直接影响项目IRR而成为最重要的影响因素。利的角度来看，需求不断在价格敏感地区涌现必然影响产业链单位盈利，但光储平价的到来促进需求全球释放，有望“以量换利” 。
头部上市公司通过持续研发产品、捕获不同市场需求以维持竞争优势，渠道建设、过往项目业绩、成本控制能力形成竞争壁垒，有望持续受益。欢迎登录“中信建投研究机构服务平台”小程序获取全文。
摘要
研究框架
行情复盘：板块自2021年形成后历经多轮行情，第一阶段板块初始形成，预期向上带动股价上涨，因缺乏基本面支持、原材料上涨而回落；第二阶段市场主要聚焦欧洲户储需求，后期围绕去库问题反复博弈；目前已进入第三阶段，光储平价趋势下全球大储、户储需求多点开花，增长空间逐步打开。
场景拆分和测算：大致可分为表前（源网侧）、表后（户用、工商业）两大类。根据地区，可分为中、美、欧先发市场，以及亚非拉等后发市场。我们预测2024年全球新型储能装机有望达到230GWh，2030年有望达到1TWh。
产业链拆解和盈利能力分析：储能产业链大致可分为电池（电芯）、逆变器、集成三个环节。目前来看，逆变器、集成环节盈利能力主要看海外业务占比，盈利能力显著强于国内。逆变器企业由于对电力电子和电网的理解更加深入，逐渐掌握储能行业定价权。
市场需求跟踪：最重要的前瞻数据为电价，其次包括补贴和信贷政策、招中标数据、国家规划等。后验数据主要包括装机量、出货量（逆变器、电池）等。
投资思路：储能行业仍处于发展早期，核心矛盾在需求强度的判断，目前在产业链降价趋势下，储能正迅速从传统市场如欧洲、美国向第三世界国家渗透，需求空间打开的同时，市场对价格将更加敏感，具备产品性能、项目业绩、渠道把控、成本优势的企业有望 “以量换利”，业绩持续增长。
后续推演——产业链降价之下需求全球爆发
如何看需求的强度：
对于大储：影响因素主要有（1）当地电源结构和发电成本；（2）光照、土地资源；（3）产业链价格。因此，大储首先在电价较高的地区兴起，如美国，之后扩展到中国，再向中东（光照资源好，但对产业链成本敏感）渗透。预计将继续向光照资源好、新能源规划多的地区渗透，如印度、澳大利亚、拉美、非洲等。
对于户储：需求主要取决于（1）电价（或供电可靠性）；（2）补贴；（3）信贷（或利率），以及（4）产业链价格。因此户储首先在欧美等高电价、高支付能力的地区爆发，产业链降价后向发展中国家渗透，但电价仍为最重要刺激因素。人口较多、电力基建较差的地区，如印度、东南亚、非洲大陆等有望持续爆发。
如何看需求的持续性：
对于大储： 需求持续性主要取决于全球能源转型趋势，如意大利177亿欧元投资计划和沙特“2030愿景”分别可作为欧洲、中东能源转型决心的代表。同时由于大储项目制的特性，从规划、招标、中标、实施时间较为漫长，需求持续性、可见度相对较高。
对于户储：需求持续性主要取决于人口容量、经济水平、高电价/补贴持续性等，同时由于户储终端to C的特点，多级渠道可能积累库存从而扭曲终端真实需求。
如何看产业链盈利能力：
对于大储：时间来看，碳酸锂原材料跌价导致超额收益正在逐步减少；地域来看，海外仍是高毛利市场，中东单价比中国高出0.2-0.3元/Wh；美国签单价格虽已有所降低，但显著较中国为高。预计海外盈利能力仍将保持优异，新兴市场“以量换利”仍将给上市公司贡献较大的业绩弹性。
对于户储：储能逆变器毛利率在新兴市场也能保持在30%以上，新产品如阳台微储不断迭代，发掘市场新需求创造高毛利。
如何看待公司长期竞争力：
对于大储：向头部集中，对循环寿命、安全性、售后质保、安装调试要求高，因此青睐有较多历史业绩的头部公司，需要具备良好的电网响应能力，故对电网理解较为深刻的电力电子、逆变器企业有望成长到更大规模。
对于户储：主要在渠道、市场发掘能力、适配不同市场的研发能力以及成本控制能力，从而能够在不同国家需求爆发时抓住机会，适时推出针对性产品，享受爆发初期的红利，并储备下一个市场的产品。
风险提示
1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期。
2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。
3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期。
4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深。
5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升。
7）机制方面：电力市场机制推进不及预期；现货市场配套辅助服务、容量补偿、峰谷价差等不及预期；虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期。
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