全球储能市场情况更新：中美欧装机持续景气，美国大储量上有望超预期

中美欧装机持续景气，美国大储量上有望超预期 ——全球储能市场情况更新202309 光大电新团队殷中枢/和霖 2023年9月8日 证券研究报告 核心观点 国内大储：中标价格是最核心的跟踪指标。 （1）从中标体量上看，持续景气。马上进入Q4，又会进入招中标密集期。 （2）从中标价格上看，持续下行。中标价格在Q4会不会继续下降，是当前国内大储最重要的跟踪指标。 （3）拆解各环节的价格，电芯、系统附加值、EPC附加值三个环节价格普降。 美国大储：装机存在超预期可能。 （1）IRA补贴细则落地后，6/7月份装机大幅上涨，全年预计装机9.6GW/29GWh； （2）EIA预计9-11月装机环比有一定放缓，届时如果实际装机大幅高于预期值，会是超预期的因素。 欧洲大储/户储：大储增长迅速，德国户储装机维持高位。 （1）大储：已有一定体量，增长迅速。LCPDelta预计23年装机3.7GW，同比+94%。英国市场占比最高，意大利市场增长最快。 （2）户储：今年1-8月，德国户储累计装机3GWh。装机量仍维持高位，核心在于库存消化情况。 投资建议 整个大储市场追踪的两大核心因素：国内市场的“价”、美国市场的“量”。目前来看，美国市场的量在Q4有超预期的可能。欧洲市场的快速增长能提供一定的市场增量，也是未来潜在的催化剂。投资方面，重点关注美国储能相关标的：阳光电源、盛弘股份、科华数据、南都电源、科陆电子。 风险分析 海外市场经营风险、市场竞争加剧带来的盈利不及预期风险、储能行业发展不及预期风险。 从中标规模看：储能市场持续景气。8月份出现了环比下滑，但是属于正常波动，一般而言，Q4会是招中 标的密集期。2023年1-8月，储能项目累计中标18GW/45GWh。 图1：国内大储中标情况 16.0 14.0 12.0 10.0 8.0 6.0 4.0 2.12.1 3.2 14.7 3.8 5.4 3.4 2.6 3.1 4.2 7.8 3.1 9.3 3.7 5.4 2.5 7.5 3.3 马上进入23Q4， 中标量上有望出现环比大增 4.9 2.1 500% 400% 300% 200% 100% 0% 2.0 1.71.4 0.90.71.0 1.6 1.1 1.2 1.4 0.7 0.8 1.8 0.0 5月6月 7月8月 9月10月 11月 12月1月 2月3月4月 5月6月 7月8月 9月10月 11月 12月 -100% 2022年2023年 储能项目（中标）总规模/GW储能项目（中标）总规模/GWh总规模（GWh）同比（右轴）总规模（GWh）环比（右轴） 从中标价格看：价格仍在持续下行。2023年8月，储能系统中标均价（2h）已经下跌到1.05元/Wh，EPC中 标均价（2h）已经下跌到1.46元/Wh。 图2：国内大储中标价格情况 去年Q4的高价订单大部分在23Q2交付完成。在中报上增厚了储能 厂商的盈利。 5月份陡峭的降幅主要系低价抢今年年底前可交付的订 单。 7、8月份的下降系一体化企业开始价 格战。 中标价格在Q4会不会进一步下降，是当前储能行业最重要的观 测指标之一。 5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 2022年 2023年 2.2 2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 EPC中标均价_2h（元/Wh）储能系统中标均价_2h（元/Wh） EPC价格大幅下降是全行业各个环节共同降价的结果。储能EPC价格=电芯价格+系统附加值+EPC附加值。8月相比价格相对高点的4月份，电芯价格下降16%,系统附加值下降24%，EPC附加值-31%；8月价格环比7月，电芯价格-6%，系统附加值-7%；EPC附加值-16%. 图3：2023年国内大储各环节价格情况 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 50% 0.96 0.92 0.92 0.76 0.66 0.69 0.68 0.64 0.51 0.52 0.54 0.43 0.46 0.43 0.44 0.41 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% 0.00 1月2月 3月4月 5月6月7月 -30% 8月 （EPC-系统）价格（元/Wh) （系统-电芯）价格（元/Wh） 储能电芯价格（元/Wh） （EPC-系统）价格环比（右轴）（系统-电芯）价格环比（右轴）储能电芯价格环比（右轴） 资料来源：《储能与电力市场》、鑫椤锂电，光大证券研究所整理 2023年6月开始，美国大储市场装机明显回暖，6月装机1GW，7月装机1.5GW。截至7月，2023年美国大 储装机量为3.3GW。 图4：美国大储装机情况（MW） 1600 1400 1200 1000 800 2023年1-4月，三重因素影响装机： 1、碳酸锂价格开始回落，观望情绪较重； 2、IRA补贴细则未落地； 3、加息给项目经济性带来了一定负面影响 2023年5月12日，IRA激励补贴细则落地2023年6月， 12月 11月 10月 9月 8月 7月 储能装机开始放量 1060.8 1506.4 一般而言，下半年装机量高于上半年 600 400 200 65.3 268.1 86 169 143.6 0 1月2月3月 4月5月6月 2021年 2022年 2023年 资料来源：EIA，光大证券研究所整理 根据EIA的7月份最新预测，2023年美国大储装机预计为9.6GW。 图5：2023年美国大储装机情况（MW） 去年Q4由于碳酸锂价格高企，IRA法案没有生效等因素，装机很少。 预计今年Q4装机会有很大的同比增长。 2500 1200% 2000 1000% 800% 1500 600% 1000 400% 200% 500 0% 0 1月2月3月 4月5月6月 7月8月(E)9月(E)10月(E)11月(E)12月(E) -200% 新增装机量（MW)环比(右轴）同比（右轴） EIA每个月份都会出具装机量预测，最近3个月给的全年装机预测均在9.6-9.8GW之间。根据伍德麦肯锡数 据，2021/2022/2023Q1美国大储的平均小时数分别为3.2/3.1/2.8h。 假设2023年平均装机小时数为3h，则9.6GW的储能装机功率对应28.8GWh储能装机容量。 2066 12111506 全年装机量 十二月 十一月 十月 九月 八月 七月 六月 1061 2148 图6：2023年美国大储装机情况（MW） 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 五月预测值六月预测值七月预测值当月实际装机量 根据LCPDelta数据，预计2023年大储装机同比+94%，达到3.7GW。 图7：2018-2023年欧洲大储装机情况（MW） 4000 3500 3000 2500 114% 76% 140% 94 120% %100% 80% 60% 2000 1500 1000 500 0 2017/2018年，储能调频收益很高，大批储能电站抢在这两年装机并网。 -34% 15% 2020年以来，随着欧洲海风、光伏等的快速发展，40% 对于调频、调峰的需求都快速上升。 20% 0% -20% -40% -60% 201820192020202120222023（E） 英国法国德国比利时西班牙 匈牙利瑞典荷兰芬兰斯诺文尼亚瑞士爱尔兰波兰意大利葡萄牙 挪威立陶宛丹麦欧洲合计同比（右轴） 资料来源：LCPDelta，光大证券研究所整理；注：历史数据及预测值均来自于LCPDelta 整体呈现增长趋势，个别国家存在装机的大小年。 英国占比最高：根据LCPDelta数据，2022年占比为44%，LCPDelta预计2023年占比为41%； 意大利增长最快：根据LCPDelta数据，2022年占比仅为1%，LCPDelta预计2023年占比为23%。 图8：2022年欧洲各国大储新增装机占比图9：2023年(E)欧洲各国大储新增装机占比 资料来源：LCPDelta，光大证券研究所整理 资料来源：LCPDelta，光大证券研究所整理；注：预测值来自于LCPDelta 英国：调频需求高，收益模式完善。 电力消费结构：气电占比高，光伏占比低，对调峰需求的储能需求一般；风电占比高，对系统调频能力要求高。 装机情况：2018年由于EFR（增强频率响应服务）的收益很高，储能装机景气；2021年以来，是由于风电的占比持续提升，使得调频需求持续提升，叠加盈利模式的不断拓展，带动装机大幅提升。 图10：英国大储新增装机量情况（单位：MW）图11：英国2022年电力消费结构 其他,3% 图12：英国风电电量占比情况 26% 25% 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 1512 140% 833 442 385 258 214 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 风电,25% 生物质发电,11% 煤电,2% 24% 23% 20% 19% 16% 22% 20% 18% 400 200 0 -20% -40% -60% 光伏,4% 核电,15% 气电,39% 16% 14% 装机量同比（右轴） 水电,2% 12% 10% 20182019202020212022 资料来源：LCPDelta，光大证券研究所整理；注：历史数据及预测值均来自于LCPDelta 资料来源：LowCarbonPower，光大证券研究所整理；占比为电力消费量口径 资料来源：LowCarbonPower，光大证券研究所整理 意大利：进口电力高，保证能源稳定性角度大力发展储能 电力消费结构：进口电力占比高；对增加新能源装机有更迫切的诉求。 装机：2023年以前基本没有装机量，预计23年开始大幅增加。 图13：意大利大储新增装机量情况（单位：MW）图14：意大利2022年电力消费结构图15：意大利风光电量及电力进口量占比情况 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 853 0 0 0 20 25 3500% 3000% 2500% 2000% 1500% 1000% 500% 0% 其他,5%进口,13% 风电,6% 光伏,9% 生物质发 电,6%煤电,7% 气电,44% 16% 15% 14% 13% 12% 风光电量占比电力进口量占比 15% 地热,2% 水电,9% 14% 14% 13% 13% 13% 13% 12% 12% 10% 11% 装机量同比（右轴） 10% 20182019202020212022 资料来源：LCPDelta，光大证券研究所整理；注：历史数据及预测值均来自于LCPDelta 资料来源：LowCarbonPower，光大证券研究所整理；占比为电力消费量口径 资料来源：LowCarbonPower，光大证券研究所整理 根据RWTHAachenUniversity数据，德国户储装机规模今年以来仍维持高位。2023年1-8月，德国户储累 计装机3GWh。最近8个月，每月装机量均超过300MWh。 图16：德国户储装机新增装机规模 500300% 450 400 350 300 250 200 150 100 50 250% 435 405 406 399 372 339 321 316 212 208 186 184 158 159 135 151 145 111 115 110 200% 150% 100% 50% 0% 0 1月2月 3月4月5月 6月7月8月 9月10月 11月 12月 -50% 2022年新增装机量（MWh）2023年新增装机量（MWh)2023年各月环