2024 年下半年储能行业市场展望：不畏浮云遮望眼，储能行业方兴未艾

2024年06月23日 不畏浮云遮望眼，储能行业方兴未艾 ---2024年下半年储能行业市场展望 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com 刘鸿儒（联系人）从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com 报告导读： 上半年来看，国内储能装机再超预期，带动全球储能需求向上。国内市场电网调节需求驱动大储装机维持高增速，盈利持续改善使得用户侧储能装机亦超预期；海外市场表现分化，美国市场并网延期问题难掩旺盛需求，投运规模实现超预期高增，欧洲市场表现低迷，电价的持续走低使得户储盈利性下滑，大储同样面临并网问题，整体装机规模低于预期。 展望下半年，海外需求接棒，国内增速依旧可观。国内来看，由于2023H2风光大基地的并网，在高基数影响下2024H2集中式光伏装机或下滑，但储能渗透率以及充放电时长的提升将使得表前大储装机仍有30%的增速，而用户侧受益于分布式光伏的高增，新增装机规模预计增长316%。海外来看，美国并网延期问题有望缓解，高增速得以延续，欧洲地区受益于降息周期的到来同样有望迎来装机的回暖，智利、澳洲、中东等新兴市场将为全球储能新增装机带来边际增量。 在关税、消纳、库存等多重不利因素的共同扰动下，2024年光伏终端装机增速下滑较为显著，限制了储能装机的上方空间，但储能市场预计仍将延续较高的景气度。全球储能市场预计新增装机68GW/168.6GWh，同比增长63%，主要增长点在于中美以及新兴国家；中国储能市场预计新增装机29.3GW/73.6GWh，同比增长54%，受光伏装机比例的影响，表后储能新增装机的增速将大于表前储能新增装机的增速。 请务必阅读正文之后的免责条款部分1 请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录 1.2024H1储能市场回顾：景气度分化，价格持续承压3 1.1中国市场：投运中标规模均超预期，工商业储能元年启动3 1.2美国市场：并网延期难掩旺盛需求，储能市场延续高增4 1.3欧洲市场：储能市场增长受限5 1.4储能价格：原材料价格下跌叠加产能过剩，价格持续走低6 2.中国市场：用户侧增速高于表前，H2国内储能装机或增长41%7 2.1集中式光伏装机滑坡，表前大储仍存韧性7 2.2政策与经济性共振，工商业储能预计延续高增9 2.3储能价格延续低位，下方空间较为有限10 3.海外市场：欧美回暖叠加新兴市场贡献增量，H2全球储能装机或增长70.4%10 3.1美国：H2并网延期预计有所好转，高需求驱动装机向上10 3.2欧洲：降息周期下装机有望回暖，电价低位抑制上方空间11 3.3新兴市场：能源转型需求驱动，装机规模逐步上量12 4.总结：光伏装机下滑影响有限，储能市场下半年维持高景气13 请务必阅读正文之后的免责条款部分2 （正文） 1.2024H1储能市场回顾：景气度分化，价格持续承压 1.1中国市场：投运中标规模均超预期，工商业储能元年启动 2024年上半年，国内储能市场依旧呈现出较为迅猛的高增态势。根据中国储能网的数据，2024年1-4月，我国新型储能新增投运5.75GW/15.72GWh，功率规模同比增长66.95%，容量规模同比增长117.98%，装机增速超越市场预期。 从应用场景上看，2024年1-4月，电源侧累计新增装机2.04GW/5.52GWh，容量占比35.09%；电网侧累计新增装机3.01GW/8.23GWh，容量占比52.32%；用户侧累计新增装机0.70GW/1.98GWh，容量占比12.60%。作为对比，2023年用户侧储能占比仅有不到4%。我国用户侧储能90%以上为工商业储能，工商业储能已进入高速发展期。 图1：2024年1-4月国内储能装机超预期增长图2：用户侧储能占比抬升，工商业储能元年已至 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 国内招投标市场火爆，中标量实现高增，短期需求无虞。据储能与电力市场统计，2024年1-5月储能中标规模达到18.35GW/52.65GWh，功率规模同比增长189%，容量规模同比增长197%。用户侧备案量维持高位，1-4月累计备案量达到8GWh，用户侧储能装机后续也将成为国内储能装机的一大增量。 图3：中标规模高增为未来装机打下坚实基础图4：用户侧备案规模维持高位，工商储增长无虞 资料来源：储能与电力市场，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 上半年国内储能市场实现高增的主要原因可概括为政策与经济性两点。从政策层面来说，新型储能首次纳入了政府工作报告，同时在新型电力系统建设的背景下，国家能源局充分肯定新型储能的灵活调节作用，相继发布 请务必阅读正文之后的免责条款部分3 了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》、《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》等顶层文件，进一步驱动表前大储装机规模的向上。表后工商业储能的增加主要在于经济性的持续改善，在当下电力供需格局下，峰谷价差维持高位，峰谷套利的盈利方式较为稳定，成本端随着储能价格的走低持续而持续下降，较好的经济性叠加分布式光伏的大量装机使得工商业储能装机占比大幅提升。 1.2美国市场：并网延期难掩旺盛需求，储能市场延续高增 进入2024年，美国并网延期问题依旧困扰美国储能市场规模的进一步放量。从规划完成率的角度来看，并网延期现象仍然较为明显，2024Q1完成率仅有27.4%，同比略微转好，但仍低于2023年全年的平均水平。并网延期的主要原因依然在于较为缓慢的审批流程，根据BNEF的数据，截止至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。 在风光电站装机渗透率持续增加的背景下，美国大储需求旺盛，在低完成率的制约下依然取得了超预期增长。2024年Q1美国大储新增投运规模1393MW，相较2023年Q1同比增长107.5%。从后续的规划量来看，美国大储投运规模在2024H1实现高增基本形成定局。 图5：美国大储规划完成率依旧处于低位，但并网总量表现良好 资料来源：同花顺iFinD，国泰君安期货研究 从表后储能来看，2023年美国户用储能新增装机703MW/1640MWh，同比+7%，工商业储能新增装机 123MW/338MWh，同比+25%，整体表现较为平淡，主要原因来自于高利率环境下的表后储能收益率的下滑。图6：2023美国户储装机增速较低图7：2023美国工商储装机增长较为有限 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 请务必阅读正文之后的免责条款部分4 1.3欧洲市场：储能市场增长受限 2024年上半年，欧洲户储市场需求不佳，使得储能市场整体表现不及预期。以德国为例，截止至5月底，户用储能累计新增装机规模为1190MW/1738MWh，同比下降约13%。主要原因可归结于以下两大方面： 1)光伏装机增速下滑较为明显：受到2023年高基数的影响，2024年光伏装机增速明显放缓，截止至4月底，德国光伏新增装机5390MW，同比增长26%，而去年同期达到69%。德国光伏中户用光伏占比可达到80%，户用光伏装机增速的下滑抑制户储装机的增长。 2)民用电价持续维持低位，光储设备在经济性上吸引力有限：2024年电价长期处于低位，2024年1-5月德国民用电价均价为38.3欧分/KWh，去年同期达到42.7欧分/KWh，同比降幅达到10%。在电价下滑的背景下，光伏上网电价与用电价格差值收窄，户储经济性减弱，居民安装意愿不强。 图8：2024H1德国储能市场景气度下降图9：2024H1户储新增装机出现负增长 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 图10：2024H1德国光伏装机增速放缓图11：2024H1欧洲地区电价普遍下降 资料来源：Bundesnetzagentur，国泰君安期货研究资料来源：HEPI，国泰君安期货研究 从表前大储的角度来看，欧洲大储装机排行第一的英国2024Q1仅完成184MW的并网，为2022Q3以来的最低值。与美国类似，英国大储装机下降的主要原因来自于并网延期，根据ModoEnergy统计，截止至2024Q1，大储规划规模中有45%的量将延期超过1年以上。在此背景下，2024Q2大储的并网规模同样将大幅低于预期，2024Q2预计并网190-500MW，而规划规模则达到了1.7GW。 德国作为传统户储大国，其大储项目正在逐渐放量，2024年1-5月新增装机121.7MW/182.6MWh，同比增长达到69.3%。随着可再生能源装机的逐渐渗透，同时德国主要的发电（北部地区）与用电（南部地区）区域并 请务必阅读正文之后的免责条款部分5 不匹配，电力系统需要储能设备提供较为灵活的调节能力以提升电网的稳定性。另一方面，欧洲电改政策鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，在政策端进一步催化表前大储的装机。 图12：英国大储受并网延期影响，装机不及预期图13：德国电网配储需求增加，大储装机超预期 资料来源：MoodEnergy，国泰君安期货研究资料来源：Isea，国泰君安期货研究 1.4储能价格：原材料价格下跌叠加产能过剩，价格持续走低 2024年储能价格依然尚未止跌，根据储能与电力市场的中标数据，截止至5月，2小时储能系统中标均价 0.66元/Wh，同比下降40.8%，年内跌幅达19.4%；2小时储能EPC跌幅较小，5月中标均价1.36元/Wh，同比下跌13.8%，年内价格基本持平。 图14：储能系统价格持续下行图15：储能EPC价格同比下跌，年内持平 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 储能价格持续下跌的主要原因在于以下两点： 1)原材料价格的下降：储能电池的主要原材料包括磷酸铁锂（正极材料）、石墨（负极材料）、隔膜、电解液以及铜铝等辅材。2024H1除去铜价出现上涨以外，其他原材料的价格都出现了不同程度的下跌，成本支撑出现坍塌。 2)行业阶段性产能过剩：除去储能逆变器（PCS）以外，储能电池、BMS、EMS以及储能集成等部件技术壁垒不强，企业进入较为容易，如比亚迪等上游电池企业以及外部天合光能等企业亦涉足储能系统集成行业。在此背景下，价格战愈演愈烈。以储能电芯为例，在当前价格下，除去头部大厂外，二三线厂商几无利润，甚至处于亏损。而为了占据市占率，电芯厂并未出现大规模的减停产，使得成品库存持续增加， 请务必阅读正文之后的免责条款部分6 进一步压制了储能价格的反弹。 图16：价格战下，储能电芯厂商盈利堪忧图17：电池持续累库进一步下压储能价格 资料来源：SMM，国泰君安期货研究资料来源：SMM，国泰君安期货研究 2.中国市场：用户侧增速高于表前，H2国内储能装机或增长41% 2.1集中式光伏装机滑坡，表前大储仍存韧性 2024H2集中式光伏装机的滑坡将为表前大储的装机带来了较大的利空。我们认为，表前大储虽难以复现 2023H2的高增，但仍能实现约30%的增长。核心原因在于以下两点： 第一，电力现货市场建设的持续推进将带动表前大储渗透率的提升。一方面来看，随着新能源电站保障性收购电量的逐步减少，新能源电量市场化交易规模稳步增加，而市场化电量的去向一般为电力中长期市场与现货市场。对于光伏机组来说，现货市场日内实时电价的波动方向与其出力曲线变动趋势相反，即在发电量较大的中午时段对应的现货市场成交价格较低，将拉低发电收益率。通过配储可在一定程度上减轻出力曲线与价格曲线错配带来的负面影响，当电价较低时，储能将发电量进行储存，并在电价较高的时段在现货市场进行申报，从而提高售电均价。 图18：光伏电站出力高峰