2024年半年度策略报告：中美大储持续发力，欧洲补库偏弱复苏一月

中信期货研究所新兴组 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 前言 ♦总结摘要： ▫中国24年1-4月储能招投标市场需求旺盛，装机规模增速超118%，5月储能EPC中标价格企稳，电芯价格存在分化，整体发展态势良好。中长期看，储能行业新国标将促进国内储能行业洗牌，推动行业高质量发展，但在规则尚未落地前也会对短期需求造成一定影响。预期24-26年，中国储能装机容量为77/110/173GWh，同比+63%/+44%/+58%，其中主要增量来自于发电侧。▫美国24年1-4月储能新增装机增长182%，但装机进度仍不及预期。美国储能的发展一方面来自于丰富的电网辅助需求和电价套利机会，另一方面与IRA政策支持相关。受并网等待时间长、变压器短缺、利率高企、锂价不稳等限制性因素，美国装机完成量持续低于预期值，但边际好转已经在发生。预测24年实际装机量可达预测值的85%-93%，对应12.5-13.6GW，中性预期为13.0GW。▫欧洲24年上半年需求偏弱，其代表德国1-5月储能新增装机同比-11%，主要由于居民电价下行、补贴政策波动与贷款利率高企导致户储需求偏弱。当前欧洲居民电价存在一定支撑因素，下行空间较为有限。如果欧洲储能电芯成本进一步下降，有望大幅提升IRR，将再度刺激户储需求。欧洲户储去库拐点已于24年年中出现，预期24年户储需求增长20%，约16GWh。 ♦风险因素： ▫海外降息晚于预期，影响海外储能需求；海外贸易壁垒政策升级等。 CONTENT目录 01中国：装机增长或超60% 02美国：预期装机增速100% 03欧洲：补库需求下增速20% 中国：装机增长或超60% 23年中国储能装机规模翻两番，累计47GWh ▫2023年中国新增新型储能装机量为21.5GW/46.6GWh，同比+193%/+194%。其中，23Q4装机呈现加速态势，实现新型储能装机量9.2GW/21.1GWh，环比+119%/+148%，同比+48%/+57%，占全年比例约为45%。 ▫截至2023年12月，中国已投运电力储能项目累计装机86.5GW，同比+45%；抽水蓄能累计装机51.3GW，同比+11%，占比首次低于60%；新型储能占比同比提升18.2个百分点；新型储能中，锂电占比进一步提高，由2022年的94%提升至2023年97.3%。 中国储能招投标需求总体较强，指引装机高增 ▫24年1-5月储能招标需求增长较快。据不完全统计，24年1-5月中国储能招标规模为29.03GW/70.19GWh，同比+87%/+63%，增速较今年一季度进一步提升；2024年1-5月中国储能系统/EPC中标规模为38.74GWh，同比+79%，保持较高增速。考虑到从招标到项目完工的时间跨度一般为6个月，上半年招标增速高增对于下半年的装机需求构成积极指引。 24M1-4中国储能装机规模+118%，表前储能仍为主要场景 ▫2024年一季度新型储能项目新增装机3.76GW/9.18GWh，同比+143.44%。其中，表前储能中，电网侧新增装机2.26GW/4.62GWh，容量规模占比50.29%，以共享储能和独立储能为主；电源侧新增装机1.09GW/3.38GWh，容量规模占比36.76%，光伏、风电配储规模相当。表后市场（用户侧）新增装机0.411GW/1.19GWh，容量占比12.95%，主要为工商业储能。 2024年Q1新型储能各应用场景新增装机容量占比国内新型储能新增装机规模（MW、MWh）▫24年4月储能新增装机继续强势增长。4月储能新增装机规模为1.97GW/6.51GWh，同比+30%/+90%；1-4月新型储能新增装机5.79GW/15.68GWh，同比+64%/+118%。 储能中标价格出现明显反弹，电芯价格出现分歧 ▫储能EPC价格继续反弹，电池价格维持低位。2024年5月储能EPC中标均价为1.47元/Wh，环比+15%，同比-9%，降幅明显收窄，且高于年初水平；储能系统中标均价为0.65元/Wh，环比-22%，同比-49%，回落至年内低位。 ▫户储电芯价格企稳，280Ah电芯价格小幅下降，主要因去库压力。根据SMM最新数据，户用储能电芯为0.45元/Wh，环比持平，年初至今下跌0.02元/Wh；电力储能电芯为0.36元/Wh，环比下降0.02元/Wh，年初至今下跌0.1元/Wh。 海外储能补库需求启动，电池、逆变器出口环比改善 ▫海外储能补库需求于4月开始明显提升。根据动力电池产业创新联盟对于在册样本企业的数据统计，2024年1-5月储能电池总销量为61.6GWh，国内销量为53.3GWh，出口量为8.4GWh。出口需求较今年年初明显改善，海外销量累计占比由3%提升至14%，符合我们之前对于欧洲补库需求的判断。 ▫逆变器出口需求同步改善，印证海外补库需求。24年4月中国逆变器出口金额为6.9亿美元，同比-31%，环比+15%，连续两个月实现环比改善，同比降幅亦有较大收窄。从结构上看，修复主要由微逆出口增加所贡献。 6月中国各地电力峰谷价差变动较小 ◼据北极星储能网统计，2024年6月全国各地代理电价峰谷价差均值为0.67元/KWh，环比持平；有13个省市峰谷价差超过0.7元/KWh的门槛值，较5月减少1家（有3个省份未公布电力峰谷价差）。6月河北和内蒙古电力价差上升0.14元/KWh，预期随夏季来临更多省份会开始执行尖峰电价政策。 新国标逐步落地，推动行业健康发展 ▫2023年底，国家标准化管理委员会发布了《2023年第20号中国国家标准公告》，其中共有13项为储能相关新标准，且都将于2024年7月1日起正式实施。新规将从锂电池制造、电池标准、储能电站调试、电池退役等多方面对于储能行业提出更高的要求，促进行业高质量发展，部分低质产能将迎来洗牌。 ▫考虑到年内仍有更多储能行业相关国标将更新或发布，部分项目方会等待国标落地后在做项目规划，或对近期国内储能行业需求构成一定影响。 预测中国24-26年储能装机需求77/110/173GWh ▫24-26年，中国储能装机容量预期77/110/173GWh，同比+63%/+44%/+58%，其中主要增量来自于发电侧。预期受到风光发电规模增长、配储比例及配储时长提升，24-26年发电侧装机容量55/81/138GWh，同比+85%/+49%/+70%。 预测中国24-26年储能装机需求77/110/173GWh ▫用户侧市场有较大潜力，电网及基站、IDC配储稳步发展。预计24-26年，用户侧装机容量7/11/16GWh，同比+35%/+50%/+44%；电网侧装机容量4/5/5GWh，同比+22%/+30%/+5%；其他装机容量12/15/18GWh，同比+23%/+27%/+22%。 美国：预期装机13GWh 美国23年大储装机增长强劲，24年延续高增 ▫23年美国储能装机整体增速亮眼。根据EIA，2023年美国1MW以上储能（大储）装机量为6.36GW，同比+64%。储能装机集中在6月、7月和12月，分别为1.06/1.51/1.36GW，合计占全年装机量的62%，主因同期风光装机明显放量。 ▫24年1-4月美国大储装机持续高增。根据EIA数据，24年1-4月美国大储新增装机1.75GW，同比+192%。 ITC政策补贴下，储能项目经济性提升 ▫美国2023年装机规模最大的州仍为加利福尼亚州与得克萨斯州，分别装机2.94GW与1.33GW，同比+20%/+3%，增速有所放缓，合计装机规模占比从22年的90%下降到23年的65%。 ▫其余多州储能装机增长迅猛，如亚利桑那州、内华达州、夏威夷州等，分别较22年增加841MW（22年0装机）、285MW（+380% yoy）、212MW(+544% yoy)。 美国储能平均配储时长提升，大储占比进一步提升 ▫美国储能平均配储时长有所提升，区域差异明显。根据WoodMackenzie，美国23年储能装机为8.74GW/25.98GWh，平均配储时长2.97小时。各州的配储时长差异较大，加州平均配储时长接近4小时，而德州持续时长约为2小时，主要由于各州储能使用场景存在差异。 ▫从储能装机结构看，美国以表前储能为主，表前储能中独立储能占据超半数。23年美国大储/户储/工商业储能装机分别为4.21/0.47/0.14GW，同比+36.2%/+1.2%/+32.1%，占总装机比例87.3%/9.8%/2.9%，较22年大储占比进一步提升。从表前结构来看，2022年美国表前储能以独立储能和光伏配套为主，功率口径占比分别为51.5%/36.7%。 多重因素限制，美国储能装机长期低于预期 ▫尽管美国储能装机实现高增长，但与EIA公布的预期值存在较大差距。2023年1月，美国EIA预测全年将完成储能装机8.64GW，并在后续几个月连续上调，直到5月份全年装机预测值达到最高，为9.77GW，远高于23年实际装机量6.36GW。▫受到储能并网复杂、变压器短缺、利率高企和碳酸锂价格等因素扰动，2023年美国各个月份储能装机完成度始终不及预期。与年初预期相比，2023全年的完成度为74%。从单个月份看，大部分月份的完成度不足50%，许多项目不断延期。 美国电网老旧，难以适应新能源电力，催生辅助需求 ▫美国电网老化严重，难以适应新能源电力的特点，因此有较强的辅助需求。美国大部分电网系统于上世纪80年代建设完成，目前有超过70%的电网系统工作超过25年以上，不但自身经常发生故障，而且难以适应光伏风电的间歇性、分布式等特点，因此有着较高的电网辅助需求。 ▫加州独立系统运营商（CAISO）发现，该地区净负荷曲线呈现早晚高，中午极低的“鸭子曲线”。这是因为光伏发电量在中午时达到最大，在傍晚消失，但用电需求在晚上10点之后才会逐渐下降。因此，中午时间的电力系统净负荷（预期负荷和预期发电量之差）接近于0，电力过剩；而早晨和傍晚的净负荷较高，电价高企。这也对电网的稳定性产生冲击，需要储能设施辅助电网平滑电力供需。 美国电网分散，协调能力差，导致电价高波动 ▫美国电网组织分散，跨区协调能力差，导致电价波动较高。美国电网由联邦能源管理委员会（FERC）统一监管。根据其888号法令和2000号法令，下设独立的系统运行机构(ISO)和区域输电组织(RTO)，并由他们管理66家电网公司。目前，美国电网主要由西部（绿色）、东部（蓝色）、德州（黑色）电网三大电网构成，三个系统基本上独立运行，跨区电力资源协调能力较差。 ▫在各自电网内部，电力公司之间缺乏统一调度机制，只能通过批发电力市场等市场化手段在各自电网区域内进行调节，导致资源配置效率低下，电价波动大。 美国电网辅助需求旺盛，推动多个应用场景发展 ▫美国电力系统辅助需求旺盛，促使储能行业发展出丰富的应用场景。根据EIA披露，截止2022年，美国在运行的储能设备可分为12种不同的应用场景。其中，规模较大的有频率调节、套利、斜坡/旋转备用、能量时移，分别为6.7、5.2、4.9、3.0GW，占比为26%、20%、19%、11%。 ▫从增量看，22年增长最多的应用场景为频率调节、斜坡/旋转备用、套利、能量时移，分别增长3.7、2.9、2.5、1.5GW，占到总增量的29%、23%、19%、12%，这些功能可以帮助电网快速平衡电力供需之间的临时差异。 ITC政策补贴下，储能项目经济性提升 IRA法案为储能行业带来诸多增量利好政策▫2022年8月，拜登签署了7500亿美元的《通胀削减法案》（Inflation Reduction Act），其中提供3690亿美元用于企业生产能源的投资，显著刺激了储能项目投资需求。同月，美国未并网储能备案量提升至22.68GW，环比+35.0%，较往月增速明显提升。▫此外，美国的5