，中信建投发布研究报告称，Q2储能指数波动中有所向下，主要系基本面触底所致。终端需求方面，全球大储需求较为旺盛，户储有所分化。产业链出货方面，大储Q2国内订单、出货起量，出海环比显著增长；户储出货持续筑底，部分公司环比已有增长。该机构认为今年全球大储有望超预期增长，户储库存已至底部，接下来需关注终端需求情况。
预计未来产业链量利趋势——电池价格底部趋稳，排产增长情况下单Wh盈利底部有所修复；大储PCS量增明确，盈利较为稳定；户储出货底部确认，盈利能力见底后续有望回升；集成出海增长明确，降价之下盈利能力有一定压力。
中信建投主要观点如下：
电池(大储)：碳酸锂现货价格短暂上涨到11万元/t后重新降至10万元/t水平。磷酸铁锂方形电芯含税价近期已稳定在0.37元/Wh左右，但此前库存的280Ah电芯抛售导致实际成交价可能低于此水平，预计库存清空以及行业向314Ah切换有望扭转降价趋势。Q2在出货增长、稼动率提升下电池单Wh盈利有望底部修复。
电池系统(户储)：部分公司反映海外经销商库存已至底部，有的公司仍在去化过程中。需求恢复叠加补库，Q2出货环比有所增长，但价格将进一步下降，影响盈利能力。
逆变器(户储)：Q1逆变器出货筑底明确，并网逆变器已率先改善，海外仍有一定库存。Q2并网逆变器出货进一步改善，储能逆变器在亚非拉市场增长迅速。
PCS(大储)：国内招中标保持旺盛，630并网节点之际，Q2出货环比提升明显，构网型技术趋势之下量增趋势有望超预期。Q1单价有一定下降，Q2较为稳定，IGBT等元器件降价明显，新品推出亦起到降本作用，毛利率维持稳定。
集成：国内系统中标均价已触及0.5X元/Wh，降价之下产业链盈利能力受损，订单进一步向头部企业集中，产业链有出清趋势。海外方面，从Fluence、Wartsila等企业营收反映美国并网延期对出货节奏仍有影响，但中东、澳洲等地项目不断涌现有所弥补，Q2出货环比提升明显。直流侧系统价格有一定下降，但海外价格总体仍较高，出海企业享受较高的毛利率，环比有进一步提升可能。
国内大储
量：5月国内招标容量为18.84GWh，同比增长467%，环比增长8.3%;5月份新增中标9.10GWh，同比增长28%。1-5月合计新增招标70.13GWh，同比增长72.7% ;1-5月份合计中标40.48GWh ，同比增长46.5%。国内招中标保持旺盛增长。
价：5月储能EPC项目均价为1.12元/Wh，环比4月份下降0.21元/Wh;储能系统项目均价为0.54元/Wh，环比4月份下降0.07元/Wh。中标价持续下降。
海外大储：
美国：2024年4月新增表前装机523.3MW，同比增长209.6%，环比下降49.9%。4月并网共6个项目，其中加州1个，容量230MW/920MWh;德州4个，容量243.3MW;新墨西哥州1个，容量50MW/200MWh。1-4月合计并网1752.7MW，同比增长97.9%。目前加州、德州大量项目等待并网，随阻塞缓解有望释放。
英国：2024Q1新增184MW，同比有所下降，预计因并网延期所致，6个新项目并网，目前英国累计并网3.9GW/4.9GWh。
海外户储：
德国：2024年5月新增户储装机249MWh，同比下降46%，环比下降32.3%;1-5月份新增1661MWh，同比下降17.6%。预计因电价下降需求一般所致。
意大利：24Q1新增装机914MWh，同比-21%，环比-4%，含部分大型储能并网数据，超级补贴退坡开始产生影响。
巴西分布式光伏：2024年1~2月、3月分布式光伏装机分别为1.2、0.8GW，继续维持高景气。
南非屋顶光伏：23年南非屋顶光伏新增装机2.6GW，接近22年及以前累计装机量;2024年1月新增装机204MW，电力危机下光储需求高增。
电芯价格：碳酸锂价格回落至10万元/吨左右，储能磷酸铁锂电芯含税价已至0.3X元/Wh水平，排产有所提升，原材料价格稳定减值压力减小。
核心因素变化：
海外电价：欧洲现货电价2024年以来在80欧元/MWh左右波动向下。2024年4月德国首都居民用电价格约38欧分/kWh，基本消除俄乌战争以来的影响。
促消纳成为政策主线：明确新增煤电灵活性改造、调节电源、抽水蓄能、新型储能和负荷侧调节能力规模。开展对各类储能设施调节性能的评估认定，提出管理要求，保障调节效果。
美国发布政策要求加大电网投入：FERC发布1920号令要求加大电网投入，各输电运营商应进行20年电网规划，每5年滚动更新一次，有望疏导并网拥堵。
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;新能源装机增速下降导致对灵活性电源需求下降;储能装机增速不及预期;全社会用电量增速下降。
2)供给方面：锂资源、铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨;IGBT等电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期;盐穴、硐室等开凿成本高于预期;钒资源价格大幅上涨。
3)政策方面：储能相关扶持政策不及预期;容量电价补偿标准低于预期;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：竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期;运输等费用上涨。
6)技术方面：电化学储能、压缩空气储能、液流电池储能等技术降本进度低于预期;储能技术可靠性难以进一步提升;循环效率停滞不前。
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、峰谷价差不及预期;虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期。
