公司简介：
储能业务已成影响EPS及PE的核心矛盾。2024H1公司毛利中储能业务占比已至31%，成为第二大利润来源。目前公司PE-TTM中枢仅14倍左右，处于历史较低水平，我们认为影响公司PE的核心因素：1）市场对储能高盈利持续性存在分歧；2）美国政策对未来业绩（主要是储能）影响的不确定性。因此我们将从量利角度详细严谨的定量分析公司储能系统业务未来成长性及竞争格局。
利：对标特斯拉，海外中长期毛利率32%-40%。公司2023H2至今储能系统毛利率高达40%以上，我们判断短期汇率、运费下降对毛利率的贡献不到4pct，超额利润主要来自储能系统集成环节留存的“期货利润”。剔除原材料降价贡献的超额利润之后，测算2023年储能系统的“合理利润”大约在0.22-0.24元/Wh，预计2024-2025年储能系统单位净利大约为0.28-0.29、0.20-0.22元/Wh。
中长期我们认为公司海外储能可对标特斯拉，我们测算公司储能产品均价大约相当于特斯拉的64%-69%。2024年7月特斯拉官网Megapack售价0.267美元/Wh，考虑到碳酸锂降价后电芯对系统成本影响逐步减小，预计未来特斯拉储能系统降价幅度或逐步收窄。假设公司海外储能售价为Megapack的60%-70%，测算公司海外储能业务毛利为0.36-0.52元/Wh，毛利率为31.9%-40.1%。
为什么海外储能业务可享受高盈利？储能系统集成并非简单的组装，集成等环节的故障率远高于制造，随着构网型储能对并网技术要求的提高，具备完整系统交付能力的企业将更具差异化优势，交流侧集成能力、可融资性等“软实力”有望转化为企业超额利润。
量：海外大储规划提速，非美国地区占比提升显著。近几年新能源装机增长带来电网波动性加剧的问题，促使海外越来越多国家大储规划提速，我们预计2024年全球储能装机180GWh，中/美/欧/其他市场分别为80/40/25/35GWh。此外，根据我们不完全统计，2023-2024年公司新签海外大储订单规模达到17.7GWh，中东/澳大利亚/欧洲分别占49%/22%/19%，非美国地区占比大幅提升。
盈利预测、估值和评级：
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阳光电源深度：逆境中绽放，质疑中成长——光伏景气底部看龙头系列（五）
风险提示：
传统能源价格大幅波动风险；国际贸易摩擦加剧；汇率波动风险。
正文
1、阳光电源：储能业务已成影响EPS及PE的核心矛盾
从历史上看，阳光电源的PE-TTM大多时候在15-20倍左右，2020年以来受益于光伏平价时代到来，行业需求增速从20%增长至40%，公司2019-2023年净利润复合增速达到80%，期间PE-TTM提高至40-100倍。
进入2023年下半年，随着碳酸锂价格的下跌，公司储能业务盈利能力持续超预期，带动EPS表现显著领先同行。2023年至2024年上半年公司收入/毛利中，储能业务占比已提升至25%/31%，成为仅次于逆变器的第二大利润来源。
但受到光伏板块整体基本面走弱、逆变器高库存等因素影响，公司估值在2023年大幅下行，目前PE-TTM中枢仅14倍左右，处于历史较低水平，同时显著低于其他可比公司。
我们认为当前市场下影响公司PE的因素主要是：1）市场对储能系统业务高盈利的持续性以及未来公司业绩增速存在分歧；2）美国贸易/能源政策对公司未来业绩（主要是储能）影响的不确定性。
考虑到储能业务已成为影响公司EPS及PE的最核心矛盾，我们本篇报告将从量利角度详细严谨的定量分析公司储能系统业务未来的成长性及竞争格局演绎趋势。
2、利：预计储能合理利润0.20-0.22元/Wh，海外中长期毛利率32%-40%
2.1汇率、运费波动对逆变器/储能毛利率影响不到4pct
考虑到公司出货以欧美市场为主，原材料采购和生产主要发生在国内，因此汇率对公司毛利率的影响主要体现在收入上。由于海外订单周期普遍较长，逆变器3个月以上，储能系统6个月以上，签订订单至确认交付期间汇率的涨跌将影响订单实际交付单价，进而影响公司相关产品的毛利率。
2023年1月至2023年12月，欧元兑人民币、美元兑人民币汇率区间最大涨幅分别为8.1%、6.9%，区间涨幅分别为7.1%、4.8%。基于谨慎原则，我们取两个涨幅的中值，即7.6%和5.8%，作为评估汇率波动对公司收入影响的指标。2023年公司国内收入占比54%，海外占比46%，结合全球装机分布情况，我们合理假设公司2023年逆变器收入中欧洲、美国分别占比20%，储能系统收入中欧洲、美国分别占比20%、40%，测算汇率对逆变器和储能收入的贡献分别为2.7%、3.8%左右，对毛利率的贡献分别为1.8pct、2.8pct。
根据公司2018-2020H1披露的销售费用明细，运杂费占公司逆变器及储能总收入的比例分别为1.7%、2.2%、2.1%，若剔除国内市场影响，则运杂费占海外收入比例更高。2020下半年开始海运费持续上涨，根据上海航运交易所发布的中国出口集装箱运价综合指数（CCFI），2018-2020H1期间CCFI均值分别为819.33、824.20、883.72，到2021-2022年攀升至2647.81、2792.14，2023年又回落至937.29。虽然公司未单独披露2021-2023年运杂费，但参考同业沃太能源，2020年其境外物流运输费用占境外销售收入比例为2.9%（与公司2020H1数值较为接近），2021-2022年上涨至5.1%、5.0%，2023H1又回落到3.3%，我们合理推测公司运杂费占收入的比例也呈现类似的趋势，即2023年运费对公司逆变器及储能业务毛利率的贡献大约在2pct左右。
2024年受到红海危机等国际事件影响，CCFI重新站上2000，假设下半年海运价格维持高位，根据我们前述方法论测算今年运费对公司逆变器及储能业务毛利率的影响大约在1.0pct左右。
2.2剔除原材料价格影响，预计储能合理利润0.20-0.22元/Wh
对于海外大型储能项目，从签订合同并锁定价格、到最终交付并确认收入，整个过程通常需要大约6-9个月。具体来说，采购和生产阶段大约需要0.5个月，而运输和交付周期则主要取决于目的地的地理位置。对于亚太地区，运输和交付一般需要大约10天左右；对于中东和北美地区，这一周期通常在1个月左右；而西欧和南美地区，则可能需要超过1个月的时间。
鉴于公司在欧美市场的业务占比较高，我们可以合理假设运输和交付周期大约为1.5个月。此外，考虑到原材料和产成品的库存周期，一般还需要额外1个月左右的时间。因此我们可以认为公司储能系统从采购-确收的时间大约需要3个月左右，倒推从签单锁价到采购原材料的时间周期大约在3-6个月左右。
在签单-采购期间，如果原材料价格出现大幅波动，那么因此产生的超额利润/亏损将大多由系统集成商来承担，这也是2021-2023年公司储能系统毛利率波动显著的主要原因。
为了剔除原材料价格对储能系统利润的影响，我们复盘了当签单-确收为7-8个月时，不同时间段对应电芯价格的降幅。
根据前文分析，对于2023H2和2024H1确收的储能系统订单，其采购电芯的时间范围基本是确定的，大约在2023/5-2023/10和2023/11-2024/4。当签单到采购时间为4个月时（即签单-确收为7个月），采购时电芯的价格大约比签单时能节省0.20和0.11元/Wh；当签单到采购时间为5个月时（即签单-确收为8个月），采购时电芯的价格大约比签单时能节省0.25和0.15元/Wh。
此外，由于2022年底至2023年初电芯价格走势相对平稳，我们合理估算2023H1确收的系统订单电芯采购成本大约比签单时节省0.07元/Wh。
根据我们测算，公司2023H1和2023H2储能系统单位毛利分别为0.54、0.72元/Wh，如果剔除掉对应期间电芯降价的影响，对应合理毛利分别为0.48、0.50-0.56元/Wh，测算对应合理净利分别为0.20、0.23-0.28元/Wh，即2023年公司储能业务理论上的合理利润大约为0.22-0.24元/Wh。
我们根据2023年储能合理盈利的测算结果，再加回原材料价格的影响，预计2024-2025年公司储能业务的单位净利大约为0.28-0.29、0.20-0.22元/Wh，随着原材料价格逐步企稳，“期货利润”的贡献逐步下降。
2.3对标特斯拉，海外储能中长期毛利率32%-40%
公司储能系统产品以出口为主，主要竞争对手为特斯拉。公司2023年储能系统出货10.5GWh，约有71%销往海外地区，其中北美市场占比超过一半。根据Wood Mackenzie最新统计，公司在北美地区出货量位居第二，主要竞争对手为特斯拉、Fluence等欧美企业。从特斯拉大储产品Megapack的主要销售地区来看，未来公司在北美以外的欧洲、澳大利亚等市场也将面临与特斯拉的直接竞争。
与中国市场不同，欧美大储市场格局较为稳定，市场集中度在近两年呈现提升的趋势。欧洲地区前三大储能系统集成商日本电产、特斯拉和比亚迪的市场份额从2022年的54%增加到2023年的68%；北美地区前三大系统集成商特斯拉、阳光电源和Fluence的份额从2022年的60%增加到72%。尤其是特斯拉，随着其新产能的持续释放，在欧美市场的市占率显著提升，2023年全球市场份额达到15%。
公司海外储能系统销售均价约为特斯拉的六至七成。根据特斯拉季报披露的收入及出货量数据，我们估算其能源业务收入中95%以上来自储能业务，因此我们进行分析时近似地将其能源业务的收入和毛利率等同于储能业务。根据测算，2023年特斯拉储能系统出货14.7GWh，销售均价约为0.41美元/Wh，折合人民币2.87-3.07元/Wh。同期阳光电源储能系统的海外均价约为1.97元/Wh，大约是特斯拉均价的64%-69%。我们判断，这两家在全球储能市场领先的公司之间存在如此显著的价格差异，主要可以归因于两个因素：海外品牌的销售溢价，以及国内供应链在成本控制方面的优势。
参考Megapack最新报价，测算公司海外储能中长期毛利率为31.9%-40.1%。根据特斯拉官网显示，2024年7月1.93MW/3.85MWh的Megapack单位售价为0.267美元/Wh，较去年4月下降45%。随着碳酸锂价格的大幅下降，电芯价格对储能系统成本影响逐步减小，我们判断未来特斯拉储能系统降价幅度或逐步收窄。假设阳光电源海外储能系统售价分别为Megapack的60%-70%，测算对应美国市场储能业务毛利分别为0.36-0.52元/Wh，毛利率分别为31.9%-40.1%，考虑到非美国地区关税较低，我们认为这可作为公司海外储能业务中长期盈利能力的审慎参考。
3、为什么海外储能系统集成业务可以享受高盈利？
3.1集成、组装及施工环节的难度远大于制造
储能系统集成并非简单的组装，其在电站的建设和运营中扮演着至关重要的角色。储能系统集成商负责将电池单元、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统(EMS)以及其他配件等组合成一个复杂的系统。他们不仅需要确保所有部件的兼容性和协同工作能力，还要保证整个系统的安全性和可靠性。由于电池储能系统往往包含来自多个供应商的产品，为了保障系统工作时的一致性，需要集成商在设计、安装、调试等多个环节进行把关。
与普遍认知不同，从故障分析结果来看，集成、组装及施工阶段的难度大于制造。根据美国电力研究所(EPRI)发布的《来自EPRI电池储能系统故障事件数据库的见解：故障根本原因分析》报告，与以往普遍认为电池是造成系统故障的观点不同，报告根据对过往26个储能项目的故障分析，认为BOS和控制系统是故障最常见的原因，电池单元本身的故障相对较少；同时故障更多出现在集成、组装和施工环节，其次是运营环节，而制造问题导致的故障数量最少，体现出集成商交流侧集成能力和现场调试经验等“软实力”的重要性。
目前储能系统集成市场参与者大致可以分为三类：1）以特斯拉、阳光电源为代表的储能系统集成商，PCS自研实力强，可提供整套交流侧解决方案；2）以宁德时代为代表的电芯企业，主要为OEM模式，可提供直流侧电池柜，客户需另配PCS等交流系统；3）以阿特斯、Fluence为代表的企业，具备系统集成能力，可提供交流侧解决方案，但PCS主要依赖外采（尤其海外市场）。根据前述分析，我们认为，与大多数电芯企业的OEM模式相比，具备集成和完整系统交付能力的企业将更具差异化竞争优势，交流侧集成能力和现场调试经验等“软实力”有望转化为企业的超额利润。
3.2构网型储能对PCS及并网技术要求进一步提高
构网型储能对维持电网稳定具有重要意义。随着光伏、风电等可再生能源渗透率的持续提升，逆变器等电力电子设备逐步取代传统同步发电机在电力系统中的主导地位。传统的并网型逆变器一般采用最大功率跟踪输出原理，主要目的是将新能源注入电网，但面对系统电压、频率变化时响应不够迅速，且无法在没有电网的情况下提供必要的惯性支持，导致电力系统惯性减少、稳定性面临挑战。
在此背景下，业界提出构网型逆变器的概念，本质上是通过特有的控制策略实现电力电子设备独立产生并维持电网电压和频率，可以在电网故障或孤岛模式下帮助电网维持稳定，具有构网型逆变器功能的电池储能系统被称为构网型储能系统。
构网型储能尚处发展初期，掌握核心技术的系统集成商有望形成差异化竞争力。从定义可以看出，构网型储能技术的核心在于更为复杂的电力电子控制技术，需要相关企业在控制策略、拓扑设计及硬件电路设计方面有丰富的经验和技术积累。全球范围来看，构网型技术仍属于前沿技术领域，目前只有在美国、澳大利亚、英国、欧盟等国家和地区得到较为广泛的研究和应用，并且了建立相对全面的技术标准和规范，其他地区仍处于发展初期。因此，目前构网型储能市场的主要参与者主要为在欧美及中国头部电力电子企业，国内比较成熟项目案例大多来自南瑞、阳光、华为等，海外具备构网技术的企业主要有德国SMA、特斯拉等。未来随着越来越多国家和地区对构网型储能技术要求的提高，我们认为对电网及并网技术的深刻理解将成为电力电子企业出身的系统集成商形成差异化竞争力的关键。
3.3需要海外成熟项目业绩积累，可融资能力背书
海外电力市场化程度高，储能项目经验认可度广。海外电力市场化程度普遍较高，2022年全球约有50%的电力消费来自于市场化的电力系统，储能项目的需求和商业模式更加多元。不同国家和地区有不同的技术标准和法规要求，对系统集成商的经验和技术要求更高，因此具有海外成熟项目业绩积累的集成商更易获取客户信任。
海外储能项目投资金额大，需要可融资能力背书。储能属于资本密集型行业，如今动辄几百兆瓦时至吉瓦时级别的项目前期垫资需几亿至几十亿元，且要保障长达十几年以上的售后维护，对供应商的资金实力和持续经营能力要求非常高。从全球市场来看，可融资性排名靠前的企业往往代表其在金融机构具有更广泛的认可度，有相对更强的订单获取能力。根据BNEF 2023年储能供应商的可融资性评级榜单，公司在PCS及储能系统集成商两个领域均位居行业第二，以微小差距仅次于SMA及Fluence，海外影响力远远领先于国内其他企业。
4、量：海外大储规划提速，公司非美地区占比提升显著
全球可再生能源在过去几年飞速增长后，各国对于构建更可靠灵活电力系统的诉求空前强烈，由于大型储能系统能够提供电网级的调节服务，如频率调节、峰值负荷管理、紧急功率支持等，更能受到电力公司的青睐，以往户储强势的市场如欧洲、澳大利亚在2023年之后纷纷将规划重点转移至大型储能，我们预计2024年全球大储装机有望达到150GWh，同比增速接近翻倍，户储装机16GWh，工商业储能14GWh。
分市场来看，中美欧大储市场延续高景气度，澳大利亚、印度、日本、中东非等新兴大储市场将呈现“0-1“爆发式增长，预计2024年全球储能装机180GWh，中/美/欧/其他分别为80/40/25/35GWh。
4.1中国：消纳新形势下，储能利用率及配储比例有望持续提升
据CESA不完全统计，6月国内投运新型储能约5.2GW/11.4GWh，同比+71%/+87%，环比+160%/+168%；1-6月新型储能累计装12.9GW/31.2GWh，同比+71%/+99%，其中锂电池储能新增装机约12.1GW/26.9GWh，同比+77%/+95%。
随着国内新能源消纳形式日益严峻，储能电站利用率持续提升。根据国家能源局统计，上半年国网区域新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，较1H23分别提高约100%、86%。南网区域新型储能等效利用小时数达560小时，已接近2023年全年调用水平。
随着新能源装机占我国电源比例的持续提升，消纳形式日益严峻，新能源电站消纳红线的逐步放开是大势所趋，也是寻求高比例可再生能源电力系统可靠性与经济性最优解的必由之路，光伏电站参与现货市场交易趋势已十分明朗，我们预计国内储能电站参与峰谷套利及其他潜在调度运行方式的频次及收入有望持续提升，有望改善实际运营中的储能电站项目的收益率，进而逐步扭转目前国内大储招投标市场中，因项目利用率低、业主对产品品质差异不敏感所导致的长期普遍存在的“劣币驱逐良币”的窘境。随着国内大储利用率不断提升，我们认为兼具技术及成本优势的大储
企业有望充分受益并逐步释放增量利润弹性。
消纳压力与成本下降共促配储比例进一步提升。消纳新形势下，部分省份配储要求持续提升，以弃电率较高的河北省为例，2022年风、光建设方案要求保障性项目按项目容量配储10%-15%、2小时，2023年建设方案则将配储比例增加至20%、4小时。部分消纳压力较大的省份如内蒙古、西藏尽管近一年配储政策未发生变化，但横向对比其他省份，现有配储要求已明显高出全国平均水平。
此外，受益于组件、储能系统成本的改善，项目配储的空间大大增加，部分省份竞配、优选项目的配储比例明显提升。以安徽为例，2023年竞配最终新能源名单中风光项目配储平均比例分别为26.5%、13.5%，而24年竞配结果中风光平均配储比例上升至44.5%、25.5%。除安徽外，河南、山东竞配、优选项目配储比例也相对前次有明显提升。
4.2美国：储能装机稳步高增，储备项目中独立储能占比提升
据美国能源署，2024年6月美国公用事业规模光伏实现新增装机2.15GW，同比+33.0%，环比-9.5%，公用事业规模储能实现新增装机1.23GW/4.05GWh，同比+36.8%/+39.0%，环比+15.1%/+29.2%。1-6月公用事业光伏实现新增装机11.8GW，同比+97.8%；1-6月公用事业储能实现新增装机4.2GW/11.2GWh，同比+150.5%/+201.1%。从年内计划装机规模来看，7-12月美国公用事业规模光伏计划装机25.0GW，同比增长88.4%；7-12月美国公用事业规模储能计划装机10.8GW，同比增长122.4%。
上半年公用事业光伏、储能装机高增验证美国市场旺盛需求。此前我们预测今年美国储能装机40GWh，同比增长54%，参考去年上半年公用事业大储装机占全年比例22.1%（EIA、GWh口径），预计下半年大储需求有望持续释放，全年实现40GWh装机目标可期。
光伏配储仅占储能装机的一半左右，对储能装机的影响有限。独立储能电站可以放置在适合电网的任意位置，而光伏配储项目必须放置在光照资源较好的位置，一定程度上限制了储能发挥支持电网的最大价值。2022年IRA法案颁布后，独立储能项目也可享受之前仅限于可再生能源配储项目的ITC抵免政策，这进一步刺激储备项目中独立储能占比的提升，截至2023年底美国申请并网的储能项目中独立储能占比已达到49.1%。
4.3新兴市场：全球绿色转型加速储能部署，在建项目规模爆发式增长
全球绿色转型加速，可再生能源装机增长推动大储需求爆发。根据国际能源署统计，2023年全球可再生能源新增装机507GW，同比增长50%，且预计未来5年全球可再生能源装机容量将迎来快速增长期，其中大约96%来自风光等波动性能源。随着可再生能源在电力结构中占比的提升，电网需要更多的灵活性资源来应对供需平衡的挑战，尤其是电网设施落后的新兴市场国家面临的形势更为严峻，越来越多国家通过政策激励来支持储能技术的发展，包括提供财政补贴、税收优惠和市场机制改革等举措。
新兴市场大型储能项目规划、招标规模创新高。1）欧洲：2023年欧盟通过电力市场改革明确储能的重要地位，各国在电网侧储能领域的投资开始加速，意大利、波兰、比利时等多个国家启动容量市场招标采购计划，预计2024年大储装机有望达到15GWh；2）澳大利亚：截至2023年底，澳大利亚有27个大规模电池储能项目正在建设中，总容量约为5GW/11GWh，相比2022年1.4GW/2GWh有显著增加；3）智利：截至2024年7月在运储能项目0.4GW，在建项目1.3GW，已批准项目2.9GW，在建项目中97%左右为光伏配储项目；4）印度：截至1Q24电池储能累计装机0.3GWh，根据印度中央电力局的预测，预计2026-2027年的电池储能容量需求为8.68GW/34.72GWh；5）日本：2024年低碳能源容量市场拍卖中电池储能中标项目达到1.1GW。
4.4公司：海外大储订单规模领先，非美国地区占比提升显著
我们梳理了2023-2024年国内储能系统集成商已公布的海外大储订单情况，公司累计订单规模高达17.7GWh，仅次于宁德时代17.8GWh（含10GWh五年长协订单），相当于公司2024年出货目标的85%。其中订单规模较大的地区分别为中东、澳大利亚、欧洲，分别占比为49%、22%、19%，其他地区主要为北美及拉美地区。随着海外新兴市场大储需求逐步放量，公司对美出货占比显著下降，进一步提升公司综合竞争力和抗风险能力。
5、盈利预测与投资建议
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阳光电源深度：逆境中绽放，质疑中成长——光伏景气底部看龙头系列（五）
6、风险提示
传统能源价格大幅（向下）波动风险：近年来全球各国的双碳目标诉求及地缘政治动荡等因素造成的传统能源价格大幅飙升，是新能源需求超预期高增的一大驱动因素，若传统能源价格及对应电价在未来出现趋势性、大幅下跌，将边际削弱光储系统的相对经济性，并可能对板块投资情绪产生负面影响。
国际贸易摩擦加剧：公司收入以海外为主，若海外主要销售地区出台贸易壁垒或本土保护政策，可能会导致公司产品难以在当地继续继续销售，对公司业绩造成影响。
汇率波动风险：公司海外收入占比较高，且储能订单确认周期较长，若未来人民币汇率大幅波动，或影响公司业绩兑现。