储能月度跟踪：8月国内储能电池报价环比降低

行情走势：2023年8月储能指数下跌11.65%，同期沪深300指数上涨6.21%，板块跑输大盘5.44pct。 国内大储： （1）中标量：根据储能与电力市场统计，2023年1-8月，累计中标17.89GW/44.85GWh。（2）EPC中标价格，2023年8月，2小时储能EPC报价区间为1.130-2.209元/Wh，加权平均报价为1.457元/Wh，环比-9.2%。4小时储能EPC报价为0.985-3.622元/Wh，加权平均报价为1.293元/Wh，环比-32.1%。（3）系统中标价格，2023年8月，1小时储能系统报价区间为1.150-1.464元/Wh，加权平均报价为1.254元/Wh，环比-4.78%；2小时储能系统报价区间为0.910-1.498元/Wh，加权平均报价为1.052元/Wh，环比-6.32%；4小时储能系统报价区间为1.013-1.456元/Wh，加权平均报价为1.264元/Wh，环比+22.48%。 （4）电芯价格，2023年8月31日磷酸铁锂方形储能电池报价0.574元/wh，相较年初降幅达到40.6%。 国内工商业储能： 9月全国大部分区域不再使用夏季尖峰电价，峰谷价差相较于8月份变小，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17个区域峰谷价差超过0.7元/kwh。 海外户储： （1）德国：根据ISEA数据统计，2023年8月，德国新增户储装机206MW/309MWh，同比+49%/62%，环比-21%/-21%。 （2）意大利：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。 （3）美国 ：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1-7月，美国市场新增电化学储能并网装机3.30GW，8月-12月将有6.33GW储能项目并网，届时全年新增并网装机将达到9.62GW，同比+133.4%。 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】。 （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8月储能指数下跌11.65% 参考Wind储能指数（884790.WI），2023年8月储能指数下跌11.65%，同期沪深300指数上涨6.21%，板块跑输大盘5.44pct。 图1.Wind储能指数（884790.WI）行情走势 2.国内大储：2023年8月储能中标环比下降，价格略降 2.1.中标情况：2023年8月储能中标2.08GW/4.91GWh 从月度中标情况来看，根据储能与电力市场统计，2023年1-8月，累计中标17.89GW/44.85GWh。 8月，储能中标2.08GW/4.91GWh，环比-36.4%/-34.8%。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8月，2小时储能EPC报价区间为1.130-2.209元/Wh，加权平均报价为1.457元/Wh，环比-9.2%。4小时储能EPC报价为0.985-3.622元/Wh，加权平均报价为1.293元/Wh，环比-32.1%。最高报价3.622元/Wh来自于国投尼玛县塘鲁50MW光伏+储能项目EPC总承包，该项目招标范围中除常规EPC范围，还包含了综合楼装修、生活家具采购等其他内容，折算单价明显偏高。 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8月，1小时储能系统报价区间为1.150-1.464元/Wh，加权平均报价为1.254元/Wh，环比-4.78%；2小时储能系统报价区间为0.910-1.498元/Wh，加权平均报价为1.052元/Wh，环比-6.32%；4小时储能系统报价区间为1.013-1.456元/Wh，加权平均报价为1.264元/Wh，环比+22.48%。 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8月磷酸铁锂方形储能电芯报价0.57元/wh 碳酸锂价格下跌带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8月31日，电池级碳酸锂价格20.8万元/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8月31日0.57元/wh，降幅达到40.6%。 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9月，17个区域峰谷价差超过0.7元/kwh 9月全国大部分区域不再使用夏季尖峰电价，峰谷价差相较于8月份变小，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17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）、广东（东西两翼地区）、湖南排名前五，与8月相同。同比来看，与2022年8月同期相比，不到五成的区域8月峰谷价差同比增长。 表1：2023年9月各省区峰谷价差及变化情况（元/kwh） 4.海外户储：装机容量同比增长 4.1.德国户储：2023年8月，德国新增户储装机206MW/309MWh 根据ISEA数据统计，2023年8月，德国新增户储装机206MW/309MWh，同比+49%/62%，环比-21%/-21%。 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） 2023年8月，德国居民电价38.47欧分/kwh，环比-0.3%。德国居民电价自2022年11月见顶以来，持续下降趋势。 图10.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11.意大利户用储能季度装机（MW） 图12.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9月4日，SGIP备案的户用储能装机容量26.2MW/64.9MWh。 图13.加州SGIP储能装机（MW） 图14.加州SGIP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15.美国季度储能装机（MW） 图16.美国季度储能装机（MWh） 根据EIA统计，2023年1-7月，美国市场新增电化学储能并网装机3.30GW。月度装机来看，2023年7月新增并网装机1506.4MW，同比+281%，环比+42%。根据EIA并网统计预测，2023年8月-12月，将有6.33GW储能项目并网，届时，全年新增并网装机将达到9.62GW，同比+133.4%。 图17.美国月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】。 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。