1.电动车

国内

激励政策退出，车市整体承压：随着22年下半年推出的购置税减免政策（5%）到期退出，需求透支效应较为显著，整 体车市相对低迷。根据中汽协统计，1-2月国内汽车产销分别实现362.6万辆和362.5万辆，同比分别下滑14.6%和15.2%。 新能源车方面，同样存在持续10余年的国补退出压力，销量端相对承压，1-2月产销分别达到97.7万辆和93.3万辆，同 比分别增长18.1%和20.8%。渗透率方面来看，1-2月达到25.7%，较22年同期的17.9%显著提升。

23年初特斯拉率先降价，带动电动车大面积降价，挤压燃油车空间。叠加购置税减免退出，以及国六B切换，燃油车 销售压力陡增。3月初湖北出台针对“东风系”相关车型的政企联合补贴，降价幅度最高达9万元。后续其他车企陆续 跟进，形成降价连锁反应。

(资料图片)

海外

欧洲年末抢装下显著回落：根据EV Sales统计，2023年1-2月欧洲新能源车销量达34.11万辆，同比增长8%，主要系年 末抢装影响下销量显著回落。后续来看，3月英国/法国/意大利/挪威/瑞典/西班牙分别实现新能源车销量6.46万辆/4.64 万辆/1.55万辆/1.76万辆/1.81万辆/1.03万辆，同比增长17%/47%/47%/18%/14%/61%，呈现出较强的复苏态势。

美国强政策驱动下销量高增：在IRA法案的强力补贴驱动下，美国新能源车市场呈现低渗透率下的高速增长。2023年 1-2月实现销量21万辆，同比增长63%。

全球

23年美国在强力政策驱动下，有望实现高速增长，国内在渗透率达到较高水平后，增速相对放缓，预计全年全球新能 源汽车销量有望达到1410万辆，同比增长31%。到2025年预计全球新能源汽车销量有望达到2270万辆，2022-2025年复 合增速达到28%。

原材料价格回落

受下游新能源车需求疲软，叠加产业链企业去库存，碳酸锂价格在22Q4价格上涨到约60万元/吨的顶部以后，呈现持续 回落态势。近期碳酸锂价格已进一步跌至20万元/吨以下，预计后续需求逐渐回暖后，价格有望企稳。 六氟磷酸锂则是经历了2022年供给释放推动价格回落后，23年随着成本端锂价大跌带动价格进一步下降。 钴镍价格仍呈现长期下降趋势，但降幅逐渐趋缓。硫酸镍和硫酸钴价格今年以来分别下降5.8%和21.4%。

电池成本下降

原材料价格回落带动成本下降：随着核心原材料碳酸锂价格持续走低，电芯成本占比较高的正极和电解液等环节，价 格均有所回落，预计23Q1磷酸铁锂电芯成本较22Q4环比下降约13%。

盈利能力寻底

综合来看，在需求疲软和供给持续释放的背景下，自2022年下半年开始，各材料环节普遍呈现单位盈利向下趋势。尤其是 22年受益锂价高速上涨带来显著库存收益的正极环节（磷酸铁锂+三元正极），随着锂价持续走低，盈利能力或面临较大 幅度下滑。而三元前驱体环节，随着上游资源自给率持续提升，盈利能力有望稳中有升。

电解液有望率先见底

自2020年下半年随六氟磷酸锂紧缺推动价格飙涨，带动电解液价差持续扩大。在2022年初见顶后，电解液（六氟磷酸 锂）成为本轮电池材料环节率先洗牌的行业。根据价差分析来看，目前电解液环节盈利已接近2018-2019年行业低谷期 水平，我们认为电解液有望成为盈利率先见底的环节。

2.储能

电化学储能爆发

电化学储能装机高速增长：根据CNESA不完全统计，截至2022年底，全球新型储能累计装机规模达45.7GW，年增长 率 80%。其中锂离子电池占据绝对主导地位，在新型储能中累计装机占比达到94.4%，年增长率超过85%。 中美欧为主要市场：分地区来看，中国、欧洲和美国为全球新型储能最重要的三大市场，2022年三者合计市场份额达 到86%，较2021年同期提升6pct。其他份额较大的市场包括澳大利亚（4%）和日本（3%）。

根据应用场景，储能大致可分为可再生能源并网、调峰、户用、工商业和辅助服务等。其中2020年全球新增电化学储 能项目中可再生能源并网的装机比例最高，达到48%，而户用储能和工商业储能装机占比分别为21%和8%。

户用储能

户用储能需求高速增长。2021 年全球户用储能装机规模达到4.36GWh，同比增长56%。而随着俄乌冲突造成能源价格 飙涨，进而推动电价持续上涨，使得欧洲户用光储的经济性显著提升。叠加海外光伏渗透率显著提升，带动22年户用 储能装机规模迅速增长。欧洲尤其是德国为主力市场：分地区来看，2021年欧洲户用储能装机占比超过50%，美国和澳大利亚分别占18%和 11%左右。根据Solar Power Europe统计，德国为户用储能第一大市场，其2021年装机量为1354MWh，占比约为59%。 其他装机较多的国家包括：意大利、奥地利、英国和瑞士，占比分别为14%、6%、6%和3%。

户用储能——商业模式

户用储能常见商业模式包括： 峰谷套利：在分时电价机制下，通过谷时充电，峰时放电，实现峰谷价差套利。但在峰谷价差较低的情况下，峰 谷套利模式较难跑通。预计峰谷价差超过0.7元/wh，峰谷套利模式经济性逐渐凸显。目前来看，国内居民电价峰 谷价差较低，难以满足条件；而在工商业领域，广东、湖南、重庆和浙江等地峰谷价差均超过0.9元/kWh，经济 性较为可观。 自发自用，余电上网：与分布式光伏搭配使用，通过配置储能可以提高光伏发电自用水平，在光伏发电上网电价 退坡趋势明确的背景下，实现对居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，显著提升户用光伏系统经济性。作为 目前户用储能更为主流的商业模式，其核心驱动因素包括居民电价与光伏发电上网电价差，及政策激励和成本下 降。

户用储能——成本下降

光伏组件、储能电池和逆变器为主要成本：根据Solaranlagen统计，8kW光伏+10kWh储能系统的整体价格约为2.2万欧 元。其中储能系统占比最高，约为8800欧元，对应0.88欧元/Wh；其次光伏组件约为6600欧元，对应825欧元/kW；逆 变器约为3300欧元，对应413欧元/kW，其他费用约为3300欧元。 成本持续下降，经济性有望提升：（1）原材料价格下降：根据前文测算，23Q1磷酸铁锂电芯成本较22Q4降低约13%； （2）供应紧张缓解：2022年户储需求快速爆发带来电芯和储能变流器等核心部件紧缺，但随着新增产能陆续投放，23 年预计供应紧张有望显著缓解，带来价格下降。

大型储能

光伏和风力发电功率具有间歇性和不可控的特点，且在时间和季节不能与用电负荷相匹配。随着新能源发电装机占比 持续提升，电网将会出现运行稳定性和安全性降低等问题，解决弃风弃光和调峰调频的需求愈发强烈。大型储能（功 率30MW且能量30MWh及以上的储能电站）能够在电源侧和电网侧解决可再生能源发电与用电负荷时间错配问题、平 抑可再生能源发电功率波动、提高电网运行稳定性和安全性、降低电网拥堵。2022年国内新增投运电化学储能电站194座；总功率3.68GW；总能量7.86GWh，同比增长176%；2022年美国新增公用 事业级储能达3795MW/10154MWh。

大型储能——国内

分应用场景来看，2022年电化学储能新增装机占比基 本保持不变，其中电源侧新增装机3.87GWh，占比 49%，并且其中85%为新能源配储；电网侧占比达 43.14%，其中88%为独立储能。而用户侧较少，仅有 7.63%。 新能源配储：由于储能电站经济性尚不明显，新能源 配储主要由政策强制配储推动，且政策力度呈现持续 加大态势。截至目前已有超过20个省市自治区明确新 能源配储要求，并且要求配储比例及小时数呈现趋严 趋势，如上海要求配储比例20%、时长4小时等。 独立储能：即不绑定新能源电站，作为独立主体参与 电力市场的储能项目。2021年底国家能源局发布《电 力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》， 明确了新型储能的独立市场主体地位。较之新能源配 储，其商业模式更加丰富，涵盖容量租赁、辅助服务、 峰谷套利和容量补偿等多种方式，各省先后上调辅助 服务市场补偿收益和推进电力现货市场建设，加速理 顺独立储能商业模式。

大型储能——美国

得益于老旧的电力设施和相对成熟的电力市场机制，美国大型储能市场发展较快，其装机容量占比超过80%。但考虑 仍处于市场早期阶段，政策激励仍是美国储能市场发展的重要驱动因素。2022年8月美国IRA法案落地，进一步加码储 能和光伏的ITC政策，在ITC政策的适用范围、税收抵免力度以及持续时间均有所加强，有望激发更多应用场景下的储 能需求，同时税收抵免比例的增加有望显著提升储能系统的经济性，进而刺激美国储能市场爆发。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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