储能月度数据报告：储能价格边际走弱，国内装机淡季不淡

期货研究 二〇 二2024年05月06日 四年度 储能价格边际走弱，国内装机淡季不淡 ——储能月度数据报告 国邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com泰刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com君 安报告导读： 期 货一季度为国内储能装机传统淡季，但新增装机规模呈现淡季不淡。2024年3月新型储能项目投运规模研共0.85GW/1.44GWh，2024年Q1合计投运规模3.76GW/9.18GWh，同比增长143.44%。用户侧储能是2024究年Q1装机的最大亮点，分时电价政策的完善带来的盈利性驱动使得用户侧装机占比超过10%。招投标市场所持续火爆，2024年3月国内储能中标规模3.91GW/10.64GWh，同比增长150.9%，环比增长6%；用户侧储 能备案量迎来大幅回升，总规模超1.55GW/2.86GWh，环比增长340.56%。 美国、德国等海外国家储能装机规模持续低迷。2024年2月美国大储新增并网53.8MW，同比下降-76%，大幅低于预期值，完成率仅有3.62%，并网延期问题愈发凸显，大部分的项目延期至3月；2024年 3月德国储能新增装机225.6MW/330.7MWh，容量装机同比下降30%，环比下降11%；2023年Q4意大利储能装机同比继续维持增长，但较H1的高增态势有所下滑。 欧洲市场储能去库力度有限，高库存影响仍在。2024年1-3月我国储能电池合计出口0.6GWh，3月出口0.4GWh，同环比-227%/-72%，欧洲市场的高库存是制约出口的重要因素之一，根据EESA统计，2023年年底欧洲储能系统（电池）库存维持6.5GWh的高位；2024年3月我国逆变器出口总计333万个，同环比分别为-43.7%/+8.5%，但一季度出口至欧洲的逆变器出现大幅下降，反映出了欧洲高库存的现象改善较为有限。 价格方面，国内储能中标价格再次大幅下跌。3月2小时储能系统价格中标均价为0.69元/Wh，环比下降15.2%；2小时储能EPC价格中标均价为1.32元/Wh，环比下跌11.76%。价格下跌的主要原因系高库存与产品迭代。3月底储能电池库存高达35.1GWh，库销比达到2.5月，同时在降本增效的驱动下，当前储能主流280Ah电芯面临替代风险，价格预计将进一步下探。 储能中标价格下跌带来的成本下降带动国内储能收益率改善。储能EPC价格下降带动光储成本降低，新疆、河南等部分光伏装机重点省份3月可达到光储平价；在工商业储能一侧，伴随着峰谷电价的进一步扩大，工商业储能收益率维持高位。 国内政策端持续发力，驱动储能装机向上。3月国内共发布政策超58条，其中重要政策14条，包括 国家层面3条与地方层面11条，包括储能补贴、储能规划布局、新能源配储、电力市场化、充换电等方面。 目录 1.国内储能装机：Q1储能并网超预期，用户侧持续升温3 1.1国内储能新增装机：新增规模同比超预期高增3 1.2国内储能未来装机：招投标市场火爆，用户侧备案量回升4 2.海外储能装机：美国并网问题延续，欧洲装机表现低迷6 2.1美国储能装机情况：大储并网延期严重，并网规模低于预期6 2.2欧洲储能装机情况：户储经济性下降，装机规模同比偏低7 2.3储能电池与逆变器出口跟踪：出口同比下降，欧洲高库存影响延续8 3.储能行业价格跟踪：全球储能价格中枢整体下移9 3.1国内储能相关价格：储能电芯尚未止跌，中标价格持续走弱9 3.2海外储能相关价格：美国大储建设成本下降，欧洲户储价格稳定11 4.储能收益跟踪：建设成本下降，储能收益边际改善12 4.1国内储能收益测算：部分省份实现光储平价，工商业储能收益维持高位12 4.2德国储能收益测算：电价下跌弱化光储收益，但整体盈利维持高位13 5.储能政策跟踪：政策端持续驱动储能景气度向上13 （正文） 1.国内储能装机：Q1储能并网超预期，用户侧持续升温 1.1国内储能新增装机：新增规模同比超预期高增 2024年3月新型储能项目投运规模共0.85GW/1.44GWh，2024年Q1合计投运规模3.76GW/9.18GWh，同比增长143.44%。在政策和市场机制改革的推动下，一季度虽为储能装机传统淡季，并网规模出现了淡季不淡的现象。 从技术路线来看，形成磷酸铁锂占据主导，多技术路线齐头并进的格局。磷酸铁锂电池以93.6%的渗透率占据统治地位，而其他新型储能技术也多地开花，铅碳电池占比3.11%，液流电池占比2.27%，压缩空气+锂电池耦合占比0.98%，而被市场给予较大发展前景的钠离子电池占比仅有0.02%。 图1：2024年Q1储能装机淡季不淡图2：新型储能技术路线依然以磷酸铁锂为主 资料来源：ESCN，国泰君安期货研究资料来源：ESCN，国泰君安期货研究 从应用场景分布来看，电网侧依旧占据主导，用户侧持续升温。2024年Q1新型储能项目电网侧新增装机2.257GW/4.616GWh，容量规模占比50.29%；电源侧新增装机1.094GW/3.375GWh，占比36.76%；用户侧新增装机激增，投运规模达0.413GW/1.189GWh，项目以工商业储能为主，容量规模占比达12.95%，而作为对比2023年全年用户侧装机占比仅有3%。进一步细分来看，电网侧可分为独立储能与共享储能，占比分别为18.7%与31.6%；电源侧可分为光储、风储、风光储与风氢储，占比分别为14.8%、13.1%、6.1%与0.5%；用户侧可分为工商业储能与微电网项目，占比分别为12.6%与0.2%。 图3：2024年Q1储能装机依然以电网侧为主图4：2024年Q1储能应用场景细分情况 资料来源：ESCN，国泰君安期货研究资料来源：ESCN，国泰君安期货研究 用户储能的持续升温是2024年Q1储能装机的最大亮点。Q1用户侧新增装机储能投运规模达 0.413GW/1.189GWh，容量规模环比+63.9%，主要增量来源于浙江、江苏、广东等省份。浙江新增规模为 96.8MW/404.6MWh；广东新增规模为50.9MW/135.8MWh；江苏新增规模为114.5MW/383.2MWh，三者合计占比77%，主要原因在于当地分时电价政策相对完善带来的盈利性驱动。 从规模与项目类型上看，用户侧增量主要来源于中型（1-10MWh)工商业储能项目。从项目类型上来看，2024年Q1工商业储能项目达到94个，占比80.3%，光储充/储充一体化充电站共18个，占比15.4%，离网/微电网项目共5个，占比4.3%。从规模分布上来看，0.5MWh以下的项目数量占比21.5%，0.5-1MWh的项目占比17.8%，1-10MWh的项目占比46.7%，10MWh以上项目占比14%。 图5：2024年Q1用户侧储能项目应用分布图6：2024年Q1用户侧储能项目规模分布 资料来源：ESCN，国泰君安期货研究资料来源：ESCN，国泰君安期货研究 1.2国内储能未来装机：招投标市场火爆，用户侧备案量回升 2024年3月国内储能中标项目65个，规模3.91GW/10.64GWh，同比增长150.9%，环比增长6%，增速有所放缓。按项目类型来看，储能EPC总承包占据大头，中标规模7.27GWh，占比68.3%，储能系统中标规模1.47GWh，占比13.8%；按应用场景来看，电网侧独立式储能项目规模占比64%，集采/框招占比19.4%，新能源配储占比15.7%。在独立储能收益愈发多样化的背景下，独立储能已然成为我国储能装机的主要增量。 图7：2024年3月储能中标规模维持同比高增 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 图8：独立储能是未来新增装机的主要形式图9：3月中标项目以EPC总承包为主 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 3月用户侧储能备案量迎来大幅回升，总规模超1.55GW/2.86GWh，环比上涨340.56%。从规模上来看，2024年Q1用户侧备案量已经是2023年H1的两倍，峰谷价差的扩大叠加储能电芯价格的一路走低带来的盈利性的改善是主要的驱动力。用户侧装机重点省份中，浙江省与江苏省的3月备案量延续高增长，能量规模分别为628.4MWh、530.9MWh，二者合计占全国备案量的40%。一季度来看，广东省用户侧储能备案项目86个，总规模超114.79MW/260.01MWh；浙江省备案项目达519个，总规模超468.29MW/1289.24MWh；江苏省备案项目131个，总规模超843.34MW/1234.46MWh。 图10：3月用户侧储能备案规模回暖图11：江浙两省是用户侧备案的主要集中地 资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究 2.海外储能装机：美国并网问题延续，欧洲装机表现低迷 2.1美国储能装机情况：大储并网延期严重，并网规模低于预期 2024年2月美国大储新增并网53.8MW，同比下降-76%，大幅低于预期，完成率仅有3.62%，并网延 期问题愈发凸显，大部分的项目延期至3月，使得3月规划装机达到2601.5MW。 并网延期问题的关键依然在流程审批。根据BNEF的数据，截至2024年1月，美国七家独立系统运营商的风电、光伏和电池储能装机容量并网申请中只有11%获批，仍在等待批准的装机容量高达1131GW，是2023年底美国全国大型项目累计装机容量288GW的近四倍。从我国逆变器出口的数据来看，美国逆变器短缺问题或在持续改善，2024年3月国内逆变器出口至美国数量延续下滑，3月逆变器出口 15.4万个，环比下降13.6%，今年来已连续3个月出现下降。 图12：3月美国储能并网规模大幅弱于预期图13：我国出口至美国的逆变器出口数量持续下降 资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究 从美国储能季度装机来看，2023Q4美国新增装机4.24GW/12.4GWh，容量装机环比增长99%，同比增长308%。表前装机3.98GW/11.79GWh，同环比+370%/+105%，工商业装机33.9MW/92.8MWh，同环比 -3%/13%，户用储能装机218.5MW/489.2MWh，同环比+14%/+28%。表前储能高增的原因在于德州与加州表前装机的放量，二者占表前储能功率装机的77%；工商业储能增长停滞，但随着NEM2.0法案转向NEM3.0法案的转变，光伏余量上网电价将逐年滑坡，将同时推动户储与工商业储能装机提升。 图14：美国储能季度功率装机规模与分布图15：美国储能季度容量装机规模与分布 资料来源：WoodMackenzie，国泰君安期货研究资料来源：WoodMackenzie，国泰君安期货研究 2.2欧洲储能装机情况：户储经济性下降，装机规模同比偏低 2024年3月德国储能新增装机225.6MW/330.7MWh，容量装机同比下降30%，环比下降11%。装机规模的下降主要原因在于户用储能装机规模的下降，户储新增装机216MW/314MWh，同环比分别为+5%/-28%。一季度是户用光伏装机的传统淡季，2024年相较于2023年电价持续下跌，储能经济性减弱，进一步降低装机需求。表前大储与工商业储能装机同样下滑，大储3月新增装机5.3MW/7.2MWh，同环比分别为-89%/-70%；工商业储能新增装机4.4MW/9.6MWh,同环比分别为-8%/-31%。纵观一季度来看，大储表现较为亮眼，较2023年一季度新增装机大幅上升122%。 图16：德国月度容量装机规模与分布图17：德国月度户用储能装机规模变动情况 资料来源：Isea，国泰君安期货研究资料来源：Isea，国泰君安期货研究 2023年Q4意大利储能装机同比维持增长，但较2023年上半年的高增态势有所下滑。2023年Q4意大利储能装机478MW/956MWh，同比