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储能月度跟踪:国内大储价格企稳,工商业储能经济性再获刺激

2023-07-11安信证券天***
储能月度跟踪:国内大储价格企稳,工商业储能经济性再获刺激

行情走势:2023年6月储能指数上涨3.70%,同期沪深300指数上涨1.16%,板块跑赢大盘2.54pct。 国内大储:(1)中标量:根据储能与电力市场统计,2023年1-6月,累计中标12.54GW/32.41GWh。(2)EPC中标价格,2023年6月,2h储能项目EPC平均区间为1.239-2.239元/Wh,加权平均价格为1.578元/wh,环比-4.7%。4小时储能EPC报价区间为1.212-1.563元/Wh,加权平均报价为1.344元/Wh,环比+16.2%。 (3)系统中标价格,2023年6月,2小时储能系统报价区间为1.020-1.490元/Wh,加权平均报价1.115元/Wh,跟5月相比基本稳定。4小时储能系统报价区间为0.985-1.0元/Wh,加权平均报价为0.992元/Wh。(4)电芯价格,2023年6月30日0.68元/wh,相较年初降幅达到29.2%。 999563324 国内工商业储能:7月进入夏季以后,部分省份开始执行尖峰电价,峰谷价差持续拉大。根据储能与电力市场统计,以35KV工商业两部制电价为分析对象,有24个区域峰谷价差超过0.7元/kwh。 海外户储:根据ISEA数据统计,2023年6月,德国新增户储装机209MW/274MWh。根据意大利ANIE统计,2023Q1意大利新增并网户储8.02万台,装机容量741MW/1089MWh。根据Woodmac统计,2023Q1美国户储装机155.4MW/388.2MWh。 美国储能:根据Wood Mackenzie统计,2023Q1美国储能装机792.3MW/2144.5MWh,同比+6.1%/-10.6%,环比-25.7%/-29.2%。 根据EIA并网统计预测,2023年6月-12月,将有9.03GW储能项目并网,届时,全年新增并网装机将达到9.75GW,同比+136%。 投资建议: (1)国内大储强制配储需求确定,碳酸锂降价带动经济性提升。 建议关注具有技术优势和产品协同性的储能PCS供应商【盛弘股份】、订单快速增长的新兴储能集成商【金盘科技】、南网区域储能电站运营商【南网储能】。 (2)国内工商业储能受益于峰谷价差拉大及高温缺电预期,需求实现从0到1突破,持续看好储能工商业储能,建议关注【开勒股份】、【芯能科技】。 风险提示:政策推进不及预期,项目投产进度不及预期,电价下调风险,海外市场拓展不及预期。 1.行情回顾:2023年6月储能指数上涨3.70% 参考Wind储能指数(844790.WI),2023年6月储能指数上涨3.70%,同期沪深300指数上涨1.16%,板块跑赢大盘2.54pct。 图1.Wind储能指数(844790.WI)行情走势 2.国内大储:2023年6月储能中标环比下降,价格企稳 2.1.中标情况:2023年6月储能中标2.5GW/5.4GWh 从月度中标情况来看,根据储能与电力市场统计,2023年1-6月,累计中标12.54GW/32.41GWh。 6月,储能中标2.5GW/5.4GWh,环比-32.0%/-41.3%。从应用场景来看,新能源配套和独立储能依然是最主要的应用场景。 图3.2023年国内月度完成招标的储能项目类型分类(MWh) 图2.2023年国内月度储能项目中标量 从中标价格看,2023年6月,2h储能项目EPC平均区间为1.239-2.239元/Wh,加权平均价格为1.578元/wh,环比-4.7%。4小时储能EPC报价区间为1.212-1.563元/Wh,加权平均报价为1.344元/Wh,环比+16.2%。逐月来看,EPC价格稳中略降,从1月开始的下跌有企稳迹象。 图4.2023年国内月度储能项目EPC中标价格 月度储能系统中标价格呈现下降趋势。2023年6月,2小时储能系统报价区间为1.020-1.490元/Wh,加权平均报价1.115元/Wh,跟5月相比基本稳定。4小时储能系统报价区间为0.985-1.0元/Wh,加权平均报价为0.992元/Wh,最低报价低于1元/Wh。2023年上半年来看,主流为2h或4h系统,价格逐月降低,2h系统价格从1.47元/Wh降低至1.115元/Wh。2023年1至6月,累计下降24.15%。 图5.2023年国内月度储能项目系统中标价格 2.2.电芯价格:2023年6月磷酸铁锂方形储能电芯报价0.68元/wh 碳酸锂价格下跌到来储能电芯价格降低。2023年以来,碳酸锂价格呈现下降趋势,从2022年11月最高点56.75万元/吨降至2023年4月17.65万元/吨,降幅达到68.9%,后缓慢抬升,2023年6月30日,电池级碳酸锂价格30.7万元/吨。与之对应,磷酸铁锂方形储能电芯价格从2023年1月6日0.96元/wh降低至2023年6月30日0.68元/wh,降幅达到29.2%。 图6.国产电池级碳酸锂价格(万元/吨) 图7.磷酸铁锂方形储能电芯价格(元/wh) 3.国内工商业储能:2023年7月,24个区域峰谷价差超过0.7元/kwh 7月进入夏季以后,部分省份开始执行尖峰电价,峰谷价差持续拉大。根据储能与电力市场统计,以35KV工商业两部制电价为分析对象,有24个区域峰谷价差超过0.7元/kwh,其中广东(珠三角五市)、广东(江门市)、广东(惠州)、湖南、广东(东西两翼地区)排名前五。 同比来看,与2022年7月同期相比,近7成区域峰谷价差增长;环比来看,与2023年6月相比,超9成区域峰谷价差环比增长。 表1:2023年7月各省区峰谷价差及变化情况(元/kwh) 从各省的时段划分来看,除天津、湖北、甘肃、宁夏、贵州、福建、辽宁外,其余省区都提出了夏季尖峰电价。对于安装工商业储能而言,浙江、新疆、宁夏可以实现2次峰谷充放电,山东、安徽夏季、江西、内蒙古西的时段划分仅满足一次充放电,其余省份区域可以实现1次峰谷和一次峰平套利。 表2:全国各地分时电价时段划分 4.海外户储:装机容量持续增长 4.1.德国户储:2023年6月,德国新增户储装机209MW/274MWh 根据ISEA数据统计,2023年6月,德国新增户储装机209MW/274MWh,同比+140%/86%,环比-10%/+23%。2023Q2德国新增户储装机641MW/768MWh,同比+153%/78%,环比-22%/-22%。 图8.德国户用储能月度装机(MW) 图9.德国户用储能月度装机(MWh) 图10.德国户用储能季度装机(MW) 图11.德国户用储能季度装机(MWh) 2023年6月,德国居民电价39.26欧分/kwh,环比-0.9%。德国居民电价自2022年11月见顶以来,持续下降趋势,但当前电价水平依然高于2020年以前正常状态。 图12.德国月度居民电价(欧分/kwh) 4.2.意大利户储:2023Q1意大利新增户储装机容量741MW/1089MWh 根据意大利ANIE统计,2023Q1意大利新增并网户储8.02万台,装机容量741MW/1089MWh,同比+479%/296%,环比+40%/26%。 图13.意大利户用储能季度装机(MW) 图14.意大利户用储能季度装机(MWh) 4.3.美国户储:2023Q1美国户储装机155.4MW/388.2MWh 根据Woodmac统计,2023Q1美国户储装机155.4MW/388.2MWh,同比+7.2%/16.2%,环比-9.1%/-9.3%。2023年加州开始实施NEM3.0政策,户用光伏由净计费模式向净计量模式转变,户用光伏配储经济性更高 。2023年初截至6月26日 ,SGIP备案的户用储能装机容量20.3MW/49.9MWh。 图15.加州SGIP户用储能装机(MW) 图16.加州SGIP户用储能装机(MWh) 5.美国储能:2023Q1美国储能装机792.3MW/2144.5MWh,环比下滑 根据WoodMackenzie统计,2023Q1美国储能装机792.3MW/2144.5MWh,同比+6.1%/-10.6%,环比-25.7%/-29.2%。 其中表前市场装机554MW/1553MWh, 同比+2.8%/-19.2%, 环比-34.7%/38.0%。户储装机155.4MW/388.2MWh,同比+7.2%/16.2%,环比-9.1%/-9.3%。 拆分结构看,装机下滑主要是因为表前大储下滑造成的,下滑的原因是去年年底到今年5月IRA法案细则未定,项目并网申请积压,以及供应链紧张。一季度1.8GW积压项目中有1.4GW再次延期至二季度,0.2GW延期至3季度。 图17.美国季度储能装机(MW) 图18.美国季度储能装机(MWh) 根据EIA统计,截止2023年5月,美国市场累计电化学储能装机9.59GW/23.48GWh。月度装机来看,2023年5月新增并网装机133.6MW/247.4MWh,同比+1384%/+1209%,环比-21%/-27%。 图19.美国月度储能新增并网装机(MW) 图20.美国月度储能新增并网装机(MWh) 根据EIA并网统计预测,2023年6月-12月,将有9.03GW储能项目并网,届时,全年新增并网装机将达到9.75GW,同比+136%。 图21.美国年度储能新增并网装机(MW) 6.投资建议 国内大储强制配储需求确定,碳酸锂降价带动经济性提升。建议关注具有技术优势和产品协同性的储能PCS供应商【盛弘股份】、订单快速增长的新兴储能集成商【金盘科技】、南网区域储能电站运营商【南网储能】。 国内工商业储能受益于峰谷价差拉大及高温缺电预期,需求实现从0到1突破,持续看好储能工商业储能,建议关注【开勒股份】、【芯能科技】。 7.风险提示 政策推进不及预期,项目投产进度不及预期,电价下调风险,海外市场拓展不及预期。