储能行业|中期策略：欧美先发、中国紧随、新兴后起

储能行业|中期策略：欧美先发、中国紧随、新兴后起 分析师：尹沿技（SAC职业证书号S0010520020001）2023年8月14日 主要观点 总览：中国市场市场化进程加快，储能装机主动性加强。而欧美作为成熟市场，厂商蜂拥而至，但产品认证和并网经验、资金、渠道、客户和品牌等门槛愈发高筑，小型企业将望而却步。新兴市场作为后起之秀，有望孕育储能黑马。具体如下： Ø中国市场：2023年H1国内储能市场景气度超预期。2023H1并网规模达7.59GW/15.59GWh，逼近2022年全年规模；招标和中标规模达35.28/28.7GWh，均高于去年同期。成本端，电池级碳酸锂价格已稳定在30万元/吨以内，储能系统和EPC报价跟跌，2h储能系统和EPC的2023年H1均价较2022年均价下跌近27%和11%。政策端，光伏装机高增为强制配储提供市场空间，补贴政策为项目盈利兜底，其他政策出台后加快商业化进程，整体提高装机积极性。预计2023-2025年国内储能装机量达41.8/78.3/127.4GWh。 Ø美国市场：2023H1不及预期，H2装机高峰将至。2023年Q1储能新增装机778MW/2145MWh，同比下降26%/28%。其中，2023H1大储装机约2GWh，装机不及预期主要系并网排队阻塞。预期在7-8月夏季负荷高峰前迎来大储投运高峰。此外，随着IRA细则出台，并网阻塞解决方案的持续落地，预计2023-2025年美国储能装机量将达28.3/44.2/68.2GWh。 Ø欧洲市场：户储火热依旧，大储起量在即。2022年，欧洲户储新增装机约5.7GWh，同比+147.6%，德国和意大利分别装机1.54GWh和1.1GWh，占比达50%。前者得益于较高的电价水平和激励政策，将维持户储高景气度；后者得益于税收减免和信贷支持政策，新增量赶超德国。表前储能侧，2022年新增装机2GW，占比达44%，已初具规模。其中，英国占比42%，引领欧洲大储市场。2023年7月欧洲电改方案通过，多国已建立容量市场，收益模式逐步完善，大储市场起量具备支撑点。预计2023-2025年欧洲储能装机量将达11.3/18.3/26.4GWh。 Ø新兴国家：经济起量的背景下，用电需求随之提升。但新能源部署较慢，而随着各国已陆续加入“双碳”建设，传统火电逐步退出是必然趋势。叠加多数国家用电和发电区域不平衡，储能将成为电力调度及平抑电网波动的刚需。 Ø建议关注：阳光电源、宁德时代、比亚迪、东方日升、南都电源、南网科技、科陆电子、智光电气、金盘科技Ø风险提示：可再生能源装机不及预期；海内外政策变化；行业竞争加剧；上游原材料供应不足或价格上涨等。 目录 国 内 市 场： 政 策 先 发 ， 稳 步 前 进 Ø国内：储能市场—量价分析 欧 美 市 场： 壁 垒 拉 高 ，再 攀 高 峰 2 新 兴 市 场 ： 资 源 富 饶 ， 孕 育 黑 马 3 国内|装机：2023H1新增新型储能8.9GW/18.3GWh，已超2022年全年 Ø根据国家能源局发布的数据，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达8.7GW，平均储能时长约2.1小时。根据CNESA统计，2023年H1我国新增投运新型储能项目规模合计已达8.9GW/18.3GWh，超过去年全年的7.3GW/15.9GWh，景气度超预期。另外，6月新型储能新增装机3.5GW/7.2GWh，Q2新型储能新增装机5.9GW/12.3GWh，环比+96.7%/105%，功率同比超15倍，主要系去年同期供应链价格高，新型储能新增装机基数较低。预计2023年我国新型储能累计装机规模将达到15GW，2025年将增至30GW。 资料来源：CNESA，中商产业研究院，华安证券研究所整理 资料来源：CNESA，华安证券研究所整理（注：储能项目含规划、建设和运行阶段） 国内|装机：2023年1-5月抽水蓄能占比降至70.81%，大储占比96% Ø据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2023年1-5月共有97个新型储能项目（3.021GW）和4个抽水蓄能项目（1200MW）投运，共计4.221GW。其中电化学储能项目共91个，装机规模达3.01GW/6.41GWh；非电化学新型储能项目共6个，其中飞轮储能项目4个，装机规模为7.2MW；超级电容项目1个，装机规模为5MW；熔盐储热项目1个，装机规模为80MWh。 Ø从应用场景来看，大储仍占据主导，电源侧和电网侧项目储能规模合计占比达96%，其中电网侧储能项目共投运30个，装机规模为1937.41MW/4170.66MWh，包括9个集中式共享储能项目。电源侧储能项目共投运25个，装机规模为940.0MW/2000.5MWh，其中大部分为新能源侧储能项目，共21个。 国内|并网：2023H1并网规模已达7.59GW/15.59GWh，接近2022年全年 Ø根据寻熵研究院统计，2022年国内全年并网的储能项目总规模为7.69GW/16.26GWh，2023年上半年国内并网的储能项目总规模已达到7.59GW/15.59GWh，逼近2022年全年并网总规模。从单月来看，6月的并网规模最高，达到4.34GW/9.07GWh，占上半年并网总规模的近58%，主要系湖南、山东、宁夏独立式储能示范项目高增；而1月并网规模最小，归因于1月10日之前的并网项目已统计在2022年数据中，以及春节期间大部分工厂停工。结合2023上半年已完成的35.28GWh储能系统、直流侧和EPC的采招规模，预期2023年国内储能并网规模有望达50GWh。 资料来源：寻熵研究院，储能与电力市场，华安证券研究所整理 资料来源：寻熵研究院，华安证券研究所整理（注：含EPC、储能系统、直流侧等类型的采购） 国内|市场：2023H1招标和中标项目规模达35.28/28.7GWh Ø招标：根据寻熵研究院，2023年H1我国完成177项储能系统、直流侧和EPC招标工作，去除同一项目的多次采购，招标总量达到35.28GWh，2022年国内完成招标项目共计44.1GWh，上半年需求量已超去年实际采购的3/4。由于下半年是储能设备采购和项目投运高峰期，并且中能建的3.5GWh大规模集采招标项目已经在进行中，预计2023年全年招标规模同比2022年翻番。从单月来看，2-4月同比增幅明显，5月单月招标回落，与同期持平，6月恢复且实现大增。 Ø中标：23H1储能中标28.7GWh，同比增幅553%，1-6月单月中标数量均高于去年同期水平。截至7月第四周结束，当月储能中标规模已完成6月储能中标量的143%/150%。 资料来源：北极星储能网，储能与电力市场，华安证券研究所整理（注：图表包含勘测、设计、可研项目） 国内|成本：碳酸锂价格企稳，带动下游需求回暖 Ø碳酸锂价格：2023年H1，碳酸锂原料价格显著下行，4月底，电池级碳酸锂报价17.9万元/吨，较去年年底价格跌幅超70%。国内大储市场受碳酸锂价格快速下跌影响需求有所放缓，多数下游厂商处于观望状态，订单执行率低。而6月报价稳定在30万元/吨以内，下游需求在确认锂价企稳后快速回暖。 Ø电芯成本拆分：目前短期内，电芯价格获成本支撑企稳，但预计2023H2继续跟跌随碳酸锂价格。据测算，碳酸锂约占电芯成本的24%。6月国内电芯价格下探至0.65元/Wh，将带动下游装机积极性。 资料来源：阳光工匠学社，蜂巢能源招股书，华安证券研究所整理 资料来源：iFind，华安证券研究所整理 国内|价格：2023H1储能系统和EPC平均报价同比-27%/-11% Ø储能系统：2023上半年1小时、2小时、4小时锂电储能系统的平均报价分别为1.539元/Wh，1.235元/Wh，1.180元/Wh。以2小时储能系统为例，与2022年全年均价1.57元/Wh相比，2023上半年均价下跌近27%。另外，值得注意的是，储能系统报价与碳酸锂价格回落有关，例如电池级碳酸锂价格从最高58万元/吨下探到20万元/吨，2小时储能系统月度平均报价也从1月的1.487元/Wh降低到6月的1.133元/Wh，降幅达23.8%。 Ø储能EPC：2023上半年1小时、2小时、4小时、5小时锂电储能项目EPC的平均报价分别为1.923元/Wh，1.604元/Wh，1.337元/Wh、1.850元/Wh。其中5小时储能项目EPC均价较高，主要系样本少且都为西藏项目。以2小时储能项目EPC为例，与2022年全年均价1.81元/Wh相比，2023上半年平均价格下跌近11%。 资料来源：储能与电力市场，华安证券研究所整理 目录 国 内 市 场： 政 策 先 发 ， 稳 步 前 进 Ø国内：储能市场—商业化进程分析 欧 美 市 场： 壁 垒 拉 高 ，再 攀 高 峰 2 新 兴 市 场： 资 源 富 饶 ， 孕 育 黑 马 3 国内|政策：截至2023H1，“十四五”储能规划合计达67GW Ø2022年6月1日，国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，其中提到“十四五”期间可再生能源发电占比超过50%，同时到2025年可再生能源消纳责任权重达到33%。截至2023年6月底，我国共计24个省市和自治区发布了“十四五”期间的储能发展目标，合计约67GW。按照大于等于2h装机时长估算，到2025年，这些地区将累计实现储能装机规模近130GWh，已经远超国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出2025年达到3000万千瓦的目标。 资料来源：北极星储能网，华安证券研究所整理 国内|政策：光伏降价带动装机高增为配储提供市场空间 Ø配储特征：从储能应用场景来看，北方省份以新能源配储能为主，华东地区的省份还包含用户侧储能应用，而南方省份多以火电厂配储能为主；目前配储的主要应用场景为电源侧。 Ø光伏装机：2023年上半年光伏装机78.42GW，同比增长154%。从年初至今，光伏产业供应链价格经历了短暂反弹后持续下滑，价格下降最快的环节同比去年最高价已下降超过78%，光伏降价将带动装机高升，为配储提供市场空间。 资料来源：CPIA，华安证券研究所整理 国内|政策：配储基础上，构网型储能助力电网稳定性 Ø在弱电网地区，如新疆和西藏，其发电主要以光伏和水力为主，季节性影响因素大，导致电网波动。目前电网维稳的措施有：配储、发电侧考核和辅助服务。但对部分区域仍不足，且现在对用电平衡和反应速度均提出较高要求。构网型储能可做到精细化电网波动调节，核心在于PCS技术，目前仍属于前沿技术，仅有少数国家掌握，包括美国、澳大利亚及中国等，大多还处于研发与示范项目阶段。其中，全球首个GW级光储构网型项目——沙特红海新城1.3GWh微网项目即由我国华为支持，截至2023年1月已经完成400MWh。近年来，澳大利亚已大举布局。 国内|政策：2023H1五省出台共享储能相关政策 Ø2023年上半年，有5个省份陆续出台共享储能相关政策，截至目前，已有超过15个省份与地区出台相关的政策。 国内|政策：2023H1共计28项储能补贴政策出台，刺激装机积极性 Ø补贴政策：根据公开信息统计显示，2023年度上半年，全国共推出了28项储能补贴相关政策，涉及包括浙江、广东、福建、重庆在内等17个城市。其中，浙江、广东的补贴政策数量位列前二。 Ø补贴类型：按照补贴依据，储能补贴可分为充电量、放电量、装机容量、一次性补贴以及项目鼓励扶持性补贴等若干种类型。重庆、浙江、福建、广东、四川成都、河南等地均提供了大额一次性补贴；新疆、江苏常州、浙江温州等地则根据储能电站的放电量予以投资主体一定的补助；其余地区的储能电站则需要参与电力辅助服务获得辅助服务费，获取此类补贴的门槛更高，一定程度上避免了储能“建而不用”的风险。 资料来源：索比储能网，华安证券研究所整理 资料来源：能源情报，华安证券研究所整理 国内|政策：2022年以来，用户侧储能补贴政策占