新能源汽车行业储能行业专题报告丨2023.5.23

中信证券研究部

袁健聪新能源汽车行业首席分析师S1010517080005

核心观点

上游锂价经大幅回调后止跌企稳并反弹，在仍处于相对低价的状态下打破了下游厂商观望情绪。在此形势下，我们测算锂电储能装机成本及价格显著降低，有望带来大储、户储、工商业储能的装机经济性提升与项目盈利能力修复，从而促进需求端装机量提升。从国内2023年1-5月新型储能中标规模趋势来看，中标装机功率/容量从1月的0.69GW/2.58GWh 稳步提升至4月的3.08GW/7.81GWh，5月前两周完成中标0.64GW/1.29GWh，彰显储能行业景气度明显回升。我们预计，到2025年全球储能电池出货量约500GWh，对应2021-2025年CAGR为63%，行业景气度提升逻辑下，料全产业链均将受益，建议重点关注形成产业链竞争力的产业朋友圈和各环节龙头等。

一碳酸锂价格复盘：快速回调，企稳回升。2022年上游碳酸锂价格始终维持高位，一度涨超60万元/吨，2023年以来，由于锂原材料下游电池厂商需求受限，电池级碳酸锂价格出现大幅回调，2023年4月11日跌破20万元/吨。随着碳酸锂价格不断下探，下游电池厂一季度保持去库存的主旋律，其库存优化亦取得一定成效，锂价于2023年4月20日开始逐步止跌并企稳于17万元/吨以上，5月以来，碳酸锂价格快速反弹，于2023年5月18日达到29.0万元/吨，尽管反弹速度较快，但目前仍处于较低水平。在此形势下，我们认为锂电池成本相比2022年有明显降低，碳酸锂价格企稳及回升有望打破需求端观望情绪。

华鹏伟电力设备与新能源行业首席分析师S1010521010007

锂电成本较去年仍处低位，储能盈利能力修复明显。考虑到2023年以来上游碳酸锂价格显著下行，当前价格有所回升，但相比2022年高点降低约50%，仍处于较低水平。我们测算，若2023年电池级碳酸锂和六氟磷酸锂平均约为20 万元/吨和9万元/吨，则2023年对应磷酸铁锂电池成本较2022年平均水平有望降低30%，对应磷酸铁锂电池储能系统的装机成本与价格均可实现大幅下降，保持毛利一定的情况下，装机价格可降低12.6%，储能装机经济性的提升将有效激发户用储能装机的驱动力，并实现工商业储能与大型储能的盈利能力修复，从而助力其装机需求的回升。

汪浩新能源汽车分析师S1010518080005

张志强
电力设备与新能源
分析师
S1010521120001

吴威辰

新能源汽车分析师

储能行业景气度回升，装机有望持续高速增长。2023年以来，上游锂价持续下行，并于5月开始出现明显回升，较低的成本与装机成本的下降促使国内以锂电储能为主的新型储能中标规模快速上升，1月中标功率/容量0.69GW/2.58GWh，4月中标功率/容量3.08GW/7.81GWh，5月前两周中标功率/容量0.64GW/1.29GWh，增长速度较快，表明储能行业景气度出现回升。此外，随着美国 IRA 补贴细则落地，我们认为该细则对国内厂商影响不大，此前在观望的光伏和储能项目也有望加快启动落地，助力后续光储放量。同时在降本及长期需求的驱动下，我们预计到2025年全球储能电池出货量约500GWh，对应2021-2025年 CAGR 为63%。

S1010521060001

风险因素：原材料价格波动超预期导致电池成本波动及储能装机经济性下降；全球风光装机低于预期降低储能配套需求；海外形势与政策超预期变化；全球碳中和共识动摇导致风光储需求低于预期。

投资建议：随着锂价止跌企稳回升，观望情绪打破，装机需求激发，同时由于碳酸锂价格仍处于相对较低位，储能装机经济性凸显，行业景气度回升，看好储能装机需求提升。重点推荐：1.储能电池需求提升，如：宁德时代、派能科技、欣旺达、南都电源、国轩高科等，建议关注亿纬锂能、鹏辉能源、ST龙净，以及相关正极材料，如：德方纳米、龙蟠科技等；2.储能其他核心环节PCS、储能系统、EMS等，如科陆电子、华自科技、科华数据、盛弘股份、英维克、高澜股份等。维持行业“强于大市”评级。

重点公司盈利预测及投资评级

简称	代码	收盘价（元）	EPS (元)			PE			评级
简称	代码	收盘价（元）	22A	23E	24E	22A	23E	24E	评级
300750.SZ	宁德时代	230.0	12.58	9.90	13.34	31	23		17买入
300014.SZ	亿纬锂能	68.0	1.72	3.02	4.53	51	23	15
688063.SH	派能科技	221.5	8.22	13.25	18.80	38	17		12买入
300207.SZ	欣旺达	16.5	0.57	0.66	1.17	37	25	14
300438.SZ	鹏辉能源	50.8	1.36	2.84	4.17	57	18	12	一
300068.SZ	南都电源	21.4	0.38	1.01	1.43	56	21	15	买入
002074.SZ	国轩高科	28.3	0.18	0.57	0.90	165	49	31	买入
600388.SH	ST龙净	17.1	0.75	1.10	1.61	19	15	11
300769.SZ	德方纳米	173.5	13.70	5.84	23.39	17	30		7买入
603906.SH	龙蟠科技	19.0	1.33	0.66	1.28	17	29	15	一
002121.SZ	科陆电子	7.6	1	0.18	0.37	1	42		20买入
300490.SZ	华自科技	15.9	1	0.70	1.04	1	23	15
002335.SZ	科华数据	39.7	0.54	1.49	2.00	93	27	20
300693.SZ	盛弘股份	41.7	1.09	1.05	1.48	50	40		28买入
002837.SZ	英维克	28.4	0.64	0.68	0.93	52	41	30	二
300499.SZ	高澜股份	17.4	0.93	0.33	0.49	11	52		35买入

资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2023年5月19日收盘价，其中欣旺达、亿纬锂能、鹏辉能源、ST龙净、龙蟠科技、华自科技、科华数据、英维克业绩为Wind一致预测

新能源汽车行业

强于大市 (维持)

碳酸锂价格复盘：快速回调，企稳回升，
锂电成本较去年仍处低位，储能盈利能力修复明显 6
锂价仍处于低位，储能用锂电池成本大幅优化. 6
户用储能：能源转型叠加电池成本降低，驱动户储经济性提升 .7
工商业储能：装机成本降低，盈利修复 .8
大型储能：短期看电池成本下行，长期看整体降本 .9
储能行业景气度回升，装机有望持续高速增长.. ...10
现状：观望情绪打破，IRA政策落地，行业景气度回升明显 ..10
未来：2025 年储能电池出货量有望达到 500GWh，对应2021-2025年CAGR+63%...12
风险因素 ....12
投资策略， ....13

插图目录

图1：国产电池级碳酸锂（99.5%）价格变化（元/吨） .5
图2：储能系统构成及各部分间作用关系 .6
图3：储能系统各部件价值量占比（%） .6
图4：磷酸铁锂储能电池成本测算假设表 .6
图5：磷酸铁锂储能电池成本测算（元/kWh) .7
图6：磷酸铁锂储能电池成本测算. ..7
图7：工商业储能内部收益率（IRR）对电池成本的敏感性测算 ..9
图8：2019-2030年电站大型储能系统成本拆分及变化（元/kWh) .10
图9：碳酸锂价格企稳反弹驱使排产与需求恢复（元/吨） ..10
图10：2022年5月以来国内新型储能中标总规模（储能与电力市场口径） .12
图11：2017-2025E全球/中国储能电池出货量及预测（GWh) .12

表格目录

表1：储能系统价格随电池成本变化情况测算 8
表2：工商业储能的经济性测算核心假设 9

碳酸锂价格复盘：快速回调，企稳回升

2022年维持高位，2023年快速回调。2021年H2开始，受益于新能源行业高景气度与需求量大幅提升，碳酸锂原料价格从10万元/吨量级开始进入上行区间。2022年始终处于高位，其平均价格与中位数价格均处于 48万元/吨以上。进入2023 年以来，受到新能源汽车补贴退坡、各环节存货量高等多重因素影响，下游动力、储能、消费电池需求受限，电池厂库存积压，锂价迅速回调，至4月11日跌破20万元/吨。

宁德时代为代表的电池厂Q1库存优化取得成效，锂价止跌企稳。根据高工锂电数据，2022年底中国锂电池企业库存高企，锂电池成品合计或超110GWh，锂电池厂2023年一季度的主旋律是去库存。以锂电龙头宁德时代为代表，公司2023Q1末存货约640亿元，相比2022年末减少126亿元，接近2022Q1水平，库存优化成效显著。4月20日开始，电池级碳酸锂价格稳定在17万元/吨以上，并于4月26 日出现小幅回升，相比于前一日提高2500元/吨，涨至17.9万元/吨，4月27日继续保持17.9万元/吨水平，基本实现企稳。

2023年5月以来，碳酸锂价格出现加速上升趋势。从电池级碳酸锂价格来看，进入2023年5月以来，碳酸锂价格恢复增长，并且增速逐渐上升，5月4／5日增长500元/吨／1000元/吨，后续增速逐步破万，5月18日碳酸锂价格以涨至29.0万元/吨，较前一天增长约1.6万元/吨，上涨速度加快，主要系下游库存量处于较低水平，需求释放。据高工锂电，锂电厂商排产加速，叠加上游资源端和电池原材料端现阶段运行产能有限，同时碳酸锂价格企稳也有助于打破下游采购与装机/车的观望情绪。

图1：国产电池级碳酸锂(99.5%）价格变化（元/吨）

资料来源：Wind，中信证券研究部

锂电成本较去年仍处低位，储能盈利能力修复明显

锂价仍处于低位，储能用锂电池成本大幅优化

锂价下行企稳，回弹后仍处于低位，锂离子电池储能有望受益。锂离子电池储能系统主要由储能电池系统、能量管理系统、储能逆变器等环节构成，其中锂离子电池环节价值量占比达到59%，是锂电储能系统最主要的成本来源。考虑到2023年以来上游碳酸锂价格显著下行，当前价格相比2022年最高价格降低约50%，有助于显著降低电池成本，锂离子电池储能有望受益。

图2：储能系统构成及各部分间作用关系

资料来源：派能科技招股说明书，中信证券研究部

图3：储能系统各部件价值量占比（%）

资料来源：ESCN中国储能网，中信证券研究部

锂价降低，储能锂电池成本实现大幅降低。锂价降低，主要体现在核心原材料碳酸锂和六氟磷酸锂上，分别影响正极材料和电解液的成本，从而对电池整体成本产生影响，考虑到国内锂电储能装机以磷酸铁锂为主，我们以磷酸铁锂储能电池为例，对2017年以来的储能锂电池成本进行了测算。相关假设如下：磷酸铁锂储能电池主要由正极材料、负极材料、隔膜、电解液、集流体、其他材料、加工费用等构成，原材料单耗和价格假设见下表，其中碳酸锂与六氟磷酸锂的价格按照国产现货的整年均价计算，我们假设2023 年全年碳酸锂均价20万元/吨，六氟磷酸锂为9万元/吨。

图4：磷酸铁锂储能电池成本测算假设表

磷酸铁锂电池成本测算单耗假设表	单耗	磷酸铁锂电池原材料价格假设	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023年至今	2023E
正极材料（kg/kWh）	2.4	正极材料（元/kg）	63	54	42	36	55	147	115	75
碳酸锂	0.6	碳酸锂	153	117	69	45	120	480	356	200
其它	2. 4	其它	25	25	25	25	25	25	25	25
负极材料（人造）（kg/kWh）	0.9	负极材料（人造）（元/kg）	38	34	31	28	21	19	18	18
隔膜（9um+两层涂覆）（平米/kWh）	16	隔膜（9um+两层涂覆）（元/平）	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3
电解液（kg/kWh）	1.5	电解液（元/kg）	40	26	23	20	54	55	31	21
六氟磷酸锂	0.2	六氟磷酸锂	240	126	102	83	348	357	165	90
其它		其它
铜箔/负极集流体（6um）	0.9	铜箔/负极集流体(6um)	100	95	90	90	90	90	90	90
铜	0.8	铜	50	50	50	50	50	50	50	50

资料来源：Wind，中信证券研究部假设注：测算过程的原材料价格单位采用标准化的元/kg，10万元/吨=100 元/kg

测算结果如下：

图5：磷酸铁锂储能电池成本测算(元/kWh)

	磷酸铁锂电池成本测算表		2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023年1-4月	2023E
磷酸铁锂储能电芯	材料	正极材料	155	132	102	88	134	359	282	184
		碳酸锂/其他锂盐	96	73	43	28	75	300	223	125
		其它	59	59	59	59	59	59	59	59
		负极材料（人造）	32	30	27	24	18	16	16	15
		隔膜（9um+两层涂覆）	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3
		电解液	53	34	30	27	70	72	40	28
		六氟磷酸锂	44	23	19	15	64	65	30	16
		其它
		铜箔/负极集流体（6um）	90	86	81	81	81	81	81	81
		铜	39	39	39	39	39	39	39	39
		其它
		铝箔/正极集流体	9	9	9	9	9	9	9	9
		CNT导电剂与粘结剂	10	10	10	10	10	10	10	10
		壳体盖板	56	56	56	56	56	56	56	56
		其它机械材料（支架等）	13	13	13	13	13	13	13	13
		cell材料小计	419	370	329	309	393	617	508	398
	运营管理	人工	28	28	28	28	28	28	28	28
		折旧摊销	52	52	52	52	52	52	52	52
		生产管理	28	28	28	28	28	28	28	28
		运营管理小计	109	109	109	109	109	109	109	109
	小计		528	479	438	418	501	726	617	506
	良品率		95%	95%	95%	95%	95%	95%	95%	95%
	cell成本		555	504	461	439	527	764	649	533

资料来源：Wind，中信证券研究部预测、测算（历史原材料价格基于实际的年均价格，其他耗材及人工等为行业平均，合计成本为测算数据））

2022年锂价高企，储能电池成本达峰，随锂价下行成本逐步优化优化，预计2023年成本较2022年降低30%。据我们测算，磷酸铁锂储能电池2017-2022年期间成本分别为555/504/461/439/527/764元/kWh，2022年平均成本较2020年低点高出74%。考虑今年1-4月锂价，碳酸锂均价约为35.6万元/吨，六氟磷酸锂均价约为16.5万元/吨，据此我们测算2023年电池成本为649元/kWh，较2022年降低15%；在我们的假设情形下，2023年全年碳酸锂均价为20万元/吨，六氟磷酸锂均价为9万元/吨，平均成本为533元/kWh，较2022年降低30%，在锂价下行趋势下，铁锂电池成本优化显著。

图6：磷酸铁锂储能电池成本测算

资料来源：Wind，中信证券研究部预测、测算

户用储能：能源转型叠加电池成本降低，驱动户储经济性提升

能源结构转型是户储增长的底层驱动力。2022年国内与全球新增电化学储能装机7.2GW/18.7GW，分别同比+215%/+83.2%，依然保持较高增速，并未因锂源价格高企、能源价格回调、俄乌冲突逐步放缓造成需求增速大幅下滑的情况。我们认为，户储发展的底层驱动力是能源结构的转型，在新能源电力设备的确定性发展下，户用储能装机量及渗透率会进一步提升，叠加欧洲能源价格存在波动风险、非洲等欠发达地区需要稳定电力供应等因素，我们预计2023年全球户储装机仍然将保持高增速。

成本与价格优化带来的装机经济性提升是长期驱动力，我们测算电池成本下降30%，对应系统装机价格降低12.6%。户用储能的装机需求以家庭电力供应为主，其装机量需求将直接受装机价格影响，基于我们的电池成本测算结果，分析储能系统价格随电池成本下降的变化，核心假设为：①以2022年平均铁锂电池测算成本764元/kWh为基准，假设此时电池成本占储能系统成本的60%；②电池成本变化时，储能系统其他成本保持不变；③考虑初始状态下储能系统毛利率30%，对应毛利润546元/kWh，并假设在电池成本降低过程中毛利润保持不变。

据此我们测算得，电池成本每下降5%，储能系统装机价格对应下降2.1%，考虑2023年锂原材料价格假设，预计储能电池成本降低30%时，则储能系统装机价格降低12.6%，装机价格的下降将有效刺激户储装机量的提升。

表1：储能系统价格随电池成本变化情况测算

电池成本（元/kWh）	764	726	688	649	611	573	535
电池成本降幅	0.0%	-5.0%	-10.0%	-15.0%	-20.0%	-25.0%	-30.0%
其他成本（元/kWh）	509	509	509	509	509	509	509
储能系统成本（元/kWh）	1273	1235	1197	1159	1121	1082	1044
储能系统毛利（元/kWh）	546	546	546	546	546	546	546
储能系统价格（元/kWh）	1819	1781	1743	1704	1666	1628	1590
储能系统价格降幅	0.0%	-2.1%	-4.2%	-6.3%	-8.4%	-10.5%	-12.6%

资料来源：中信证券研究部测算

工商业储能：装机成本降低，盈利修复

随着电池成本下行，工商业储能盈利有望增厚。为验证工商业储能项目的经济性以及电池成本对项目盈利的影响，我们对其具体数据进行测算和分析。

项目成本拆分：我们假设工商业储能项目的单位储能初始投资为2元Wh，其中：电池基准成本为1.15元Wh，占比57.5%；BMS为0.15元Wh，占比7.5%；EMS为0.075元Wh，占比3.75%;集装箱为0.15元/Wh，占比7.5%;PCS为0.15元/Wh，占比7.5%;变压器为0.075元Wh，占比3.75%；EPC为0.2元/Wh，占比10%；人工为0.05元Wh,占比2.5%。

运营模式：分时电价机制下部分省市可实现两充两放。近年来部分省份将午间时段从“平段”调整为“低谷”时段，山东甚至将正午时段设置为“深谷”时段。而浙江、湖北、湖南、上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段，如广东省每日10:00-12:00、14:00-19:00为高峰段。每天凌晨在0:00-8:00 低谷时段执行充电，在10:00-12:00高峰时段放电；然后在12:00-14:00平段充电，在14:00-19:00高峰时段放电，在19:00-24:00平段充电。当存在两个高峰段时，即可用工商业储能系统在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收期。我们假设储能设备每天进行两次充放电，考虑工厂休息及设备检修，储能设备每年两充两放330天，平均每天充放次数1.83次，每次放电时长2小时，运营年限为9年。

经济性测算结果：根据我们测算，在储能系统项目容量为1kWh，循环寿命5500次，平均峰谷价差0.6元/KWh，项目寿命期为9年的情况下，其IRR可达17.7%，预计约5年可以收回投资。

表2：工商业储能的经济性测算核心假设

项目	值
投资成本（元/Wh）	2
运营年限（年）	9
年运行天数	330
每天充放电次数	1.83
单次放电时长（h)	2
放电深度(%)	80%
能量转换效率 (%)	90%
峰时电价（元/kwh)	0.9
谷时电价（元/kwh）	0.3
运维成本（元/kwh）	0.02

资料来源：中信证券研究部测算

电池成本敏感性测算：储能电池成本降低30%，内部收益率增长9.1%。对于以上测算，我们考虑电池成本降低对应内部收益率IRR的敏感性变化，电池初始成本为1150 元/kWh，对应内部收益率17.7%，当电池成本下降，内部收益率随之增长，当电池成本降至800元/kWh（即降低30%）时，内部收益率增长至26.8%，相比原值提升9.1%，对应理论回收期由5.65年降至3.73年，有望提前接近两年回收成本，经济性与盈利提升显著。

图7：工商业储能内部收益率（IRR）对电池成本的敏感性测算

资料来源：中信证券研究部测算

大型储能：短期看电池成本下行，长期看整体降本

短期看电池成本下行，大储项目盈利修复。基于我们的测算，上游锂价企稳后，预计2023年储能电池成本有望较2022年降低30%，对应储能系统成本降低18%，短期内锂价下调与企稳带来的电池成本的下行，将有效修复大储项目的盈利能力。

长期看大储系统整体降本确定性高。长期来看，随着生产商的规模效应逐渐显现，原材料价格企稳，储能行业趋于成熟，除电池成本外，PCS、系统集成、人工成本等均具有明确的下降趋势。BNEF预测，到2030年，电站大型储能系统成本将降至1086元/kWh,相较于2022年系统成本降低35.5%，将为大型储能项目带来更多盈利空间。

图8：2019-2030年电站大型储能系统成本拆分及变化(元/kWh)

资料来源：BNEF（含预测），中信证券研究部注：假设人民币对美元汇率为6.5

一储能行业景气度回升，装机有望持续高速增长

现状：观望情绪打破，IRA政策落地，行业景气度回升明显

碳酸锂价格触底反弹打破观望情绪。2023年的前4个月，碳酸锂价格持续下跌，在价格单向下行区间，下游采购与装机需求并未获得有效激发，一方面，下游电池厂商致力于清理高价原材料库存；另一方面，价格快速下跌趋势下，锂价底部尚未明确，下游厂商观望情绪明显，从而降低行业整体景气度。而4月下旬开始，碳酸锂价格稳定于17万吨以上，并在5月之后出现快速反弹，回升至接近30万元/吨，与锂电厂商排产加速有关，而价格的快速回升也反过来打破了下游等待原材料价格底部的观望情绪，有望进一步驱使下游锂电生产与储能装机加速。

图9：碳酸锂价格企稳反弹驱使排产与需求恢复 (元/吨)

资料来源：Wind，中信证券研究部

IRA政策落地，中国企业受影响较小，助力后续光储放量。2023年5月12日，美国正式发布了针对IRA 法案中本土制造相关激励补贴的指导细则，关于储能与光伏的补贴细则全部落地，进一步明确了本土制造的划分与补贴方法。根据原有IRA法案，满足条件的光伏和光储项目可选择ITC（投资税收抵免）或 PTC（生产税收抵免)，其中ITC 在项目投运首年可一次性获得30%投资抵免，PTC则针对项目发电量在10年有效期内持续获得对应发电补贴。在此基础上，本次细则明确，若项目满足制成品美国制造比例在40%以上（该比例2023年起每年提升5%，至55%后不再增加)，ITC方案可获额外10%投资抵免，抵免金额比例提升至40%；PTC方案亦可额外多获取10%的年发电补贴。考虑储能电池、光伏组件、逆变器等核心产品均为国产化，达到美国制造占比40%要求的可能性不高，但总体来看，中国产品具备性价比优势，仍具备较强市场竞争力，随着IRA细则落地，此前在观望的项目也有望加快启动落地，将助力后续光储放量。

表3：新增 IRA本土制造比例及补贴计算细则

产品	美国制造比例要求	额外补贴比例
钢铁	100%	10%
制成品	40%~55%(2023年~2025年逐年增长，后持稳)	10%
海风制成品	20%~55% (2023年~2027年逐年增长，后持稳）	10%

资料来源：通胀削减法案(IRA)，中信证券研究部

表4：风光储项目的原IRA法案基础补贴和满足本土制造比例后的补贴

	适用范围	符合原IRA法案基础条件	满足本土制造比例要求	备注
ITC	光/风/储	30%一次性抵免	40%一次性抵免	除海上风电外，其他制成品
PTC光/风		2.75$/kWh 发电补贴	3.05$/kWh 发电补贴	的美国本土制造比例难以达
				到 40%~55%的要求，但对
				出海的国内企业，10%的补贴差距可凭借性价比弥补，

资料来源：通胀削减法案(IRA)，中信证券研究部

国内新型储能中标总规模自2023年以来稳步增长，行业景气度回升明显。根据储能与电力市场统计数据，从国内新型储能装机中标情况来看，2022年5月以来，新型储能招标规模逐步上升，到2022年10月达到3.8GW/14.65GWh后显著降低。进入2023年以来，随着碳酸锂价格逐渐降低，新型储能中标规模逐步恢复增长，由2023年1月的0.69GW/2.58GWh，增长至2023年4月的3.08GW/7.81GWh,涨势恢复较快，目前5月份前两周也已中标0.64GW/1.29GWh。从中标项目数量来看，1/2/3/4/5月新型储能装机招标数分别为9/16/23/26/12项，表明随着锂价下行和储能成本优化，以锂电储能为代表的新型储能行业景气度明显回升。

图10：2022年5月以来国内新型储能中标总规模 (储能与电力市场口径）

资料来源：储能与电力市场，中信证券研究部

未来：2025年储能电池出货量有望达到 500GWh，对应2021-2025年CAGR63%

预计2021-2025年全球储能电池出货量年复合增速约63%，增速较快。受益于应用场景丰富叠加终端需求快速增长,2021 年全球储能电池出货量约为 70GWh,我们预计2025年全球储能电池出货量有望达到500GWh，对应2021-2025年复合增速63%，行业未来空间大，增速快。

图11：2017-2025E全球/中国储能电池出货量及预测(GWh)

资料来源：GGII，中信证券研究部预测

风险因素

原材料价格波动超预期导致电池成本波动及储能装机经济性下降。当前原材料碳酸锂经过大幅回调和触底企稳反弹后，仍然处于相对较低位置，若碳酸锂价格发生超预期波动，将会导致电池成本和锂电储能的装机经济性下降，不利于储能装机放量；

全球风光装机低于预期降低储能配套需求。储能的关键应用场景之一是风光发电配储，若风力发电和光伏发电的装机量低于预期水平，将会影响全球储能装机量；

海外形势与政策超预期变化。海外户储、工商业储能、大储均有广阔发展空间，若其他国家/地区形势发生变化，或形成不利于储能行业发展的相关政策，将影响储能行业在全球的发展；

全球碳中和共识动摇导致风光储需求低于预期。风光发电和储能是实现全球碳中和共同目标的重要途径，若碳中和共识有所动摇，将致使风光储需求低于预期。

投资策略

随着锂价止跌企稳回升，观望情绪打破，装机需求激发，同时由于碳酸锂价格仍处于相对较低位，储能装机经济性凸显，行业景气度回升，看好储能装机需求提升。重点推荐：1.储能电池需求提升，如：宁德时代、派能科技、欣旺达、鹏辉能源、南都电源、国轩高科等，建议关注鹏辉能源、亿纬锂能、ST龙净，以及相关正极材料，如：德方纳米、龙蟠科技等；2.储能其他核心环节PCS、储能系统、EMS 等，如科陆电子、华自科技、科华数据、盛弘股份、英维克、高澜股份等。维持行业“强于大市”评级。

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评级说明

投资建议的评级标准		评级	说明
报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指 (针对协议转让标的)或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。	股票评级	买入	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 20%以上
		增持	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间
		持有	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间
		卖出	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上
	行业评级	强于大市	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上
		中性	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间
		弱于大市	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上

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中信证券-新能源汽车行业储能行业专题报告：短期观望有望结束，全年量利齐升在即-230523.pdf