全球储能数据更新及产业链近况–20231007

一、综述 国内装机分析、海外装机更新、产业链预测三个部分。国内装机数据超预期，预计行业将实现爆发式增长。工商业储能装机数据也有望实现 200%的增长。一、综述 国内装机分析、海外装机更新、产业链预测三个部分。国内装机数据超预期，预计行业将实现爆发式增长。工商业储能装机数据也有望实现200%的增长。国内纯招标的装机数据呈稳定增长趋势，项目型招标占比约为39-40%。根据统计数据，碳酸锂价格下跌较多，而锂电材料和电芯的成本下降较少。EPC价格下降幅度小于储能系统集成价格，可能是由于土建和设计环节的盈利能力较低。中国的储能系统招标主要以总包形式为主，设备集成方面的竞争非常激烈。美国的储能装机在二三季度达到了7.74个G瓦时，同比增长29%，德国是欧洲最大的户储装机国，占比80%，意大利的储能装机增长也非常快。全球储能装机预计达到95个G瓦时，中国今年的储能装机增长预计为40.7个小时，同比去年增长一倍以上。预计明年储能装机可能会有一定的不确定性，但未来储能的增长逻辑在于功率配置要求的提升和电网对储能的需求增加。 主要分为国内装机分析、海外装机更新、产业链预测三个部分。国内装机数据超预期，预计行业将实现爆发式增长。工商业储能装机数据也有望实现200%的增长。 1、国内纯招标月度数据及累计装机数据分析 根据统计数据，国内纯招标的装机数据呈稳定增长趋势，累计装机数据已达到45个G瓦时。去年全年装机招标数据约为43个G瓦时，项目型招标占比约为39-40%。今年已招标的项目已有30个计瓦时，预计全年装机数据可达40个G瓦时以上。八月份的装机数据较为稳定，独立共享储能占比较高。通过市场化方式满足储能配置要求，可以有效控制现金流，减少新能源自配储的需求。 2、2021年储能系统价格走势 根据对话片段分析，2021年EPC价格和锂电设备价格均出现大幅下降。其中，碳酸锂价格下跌较多，而锂电材料和电芯的成本下降较少。EPC价格下降幅度小于储能系统集成价格，可能是由于土建和设计环节的盈利能力较低。此外，由于储能系统过剩，储能集成价格大幅下降。预计EPC价格可能会有一定的上涨趋势。 3、中国和海外储能系统招标情况 中国的储能系统招标主要以总包形式为主，国有企业和民营企业都会参与招标。民营企业在中标后可以直接与设备厂商进行询价，而国有企业必须进行招投标。由于竞争不激烈，EPC方的投标价格相对较低。然而，设备集成方面的竞争非常激烈。在海外市场，美国的储能装机在二三季度达到了7.74个G瓦时，同比增长29%，表现不错。Q2的增长主要是由于锂电池成本下降带动系统成本下跌所致 4、美国和德国的储能装机数据统计 美国的储能装机在六月份和七月份达到了爆发式增长，超过了一兆瓦以上的装机计划。累计同比增速达到了50%。德国是欧洲最大的户储装机国，占比80%。预计2023年德国的储能装机规模将翻倍以上。意大利的储能装机增长也非常快，2022年同比增速最高。 5、全球储能市场发展情况及未来展望 介绍了全球储能市场的发展情况，包括电价的变化趋势、火电装机小时数的下降以及用电紧张局面的未来展望。同时也讨论了户储行业的增长与需求相关的因素，如天然气价格和库存数据。最后，提到了对于全球储能市场的装机预测和展望。 6、中国光伏市场面临的挑战与解决方案 中国光伏市场是一个增速确定性最高的市场，但面临着装机增速下滑的风险以及电网消纳能力的瓶颈。光伏项目需要配套大量的储能设施，增加了初始成本。另外，消纳问题也制约了光伏发展。独立共享储能可以解决消纳问题，但需要与电网协调。 7、2021年储能装机增长预期 预计明年储能装机可能会有一定的不确定性，但未来储能的增长逻辑在于功率配置要求的提升和电网对储能的需求增加。此外，分布式光伏和风电也可能要求强制配储。美国和欧洲的储能装机预计也会有较高增长。全球储能装机预计达到95个G瓦时，中国今年的储能装机增长预计为 40.7个小时，同比去年增长一倍以上。 8、中国电改推进加速储能电站盈利能力将提升 中国电改推进速度加快，储能电站收益逐步增加，盈利能力改善。储能系统成本快速下降，盈利能力将大幅提升。现货交易推广将进一步优化盈利模式。容量电价推出将给电力用户带来价格上涨，风险价差拉大，利好工商业储能。电改加速将提升储能电站运营效率和盈利能力。 9、美国和欧洲储能市场的差异和发展前景 美国电力市场碎片化，电网抗风险能力弱，需要大量储能来提升稳定性。特斯拉等品牌和消费者教育深入，促进了美国后储的增长。欧洲新能源占比高，储能需求随之快速增长。德国、英国、法国等国家储能发展潜力大。相比之下，中国对新能源的补贴力度较小，但政策刺激力量强大。总体而言，储能装机在欧美和中国市场都有巨大潜力。 10、储能产业链及装机预期分析 本文对储能产业链的质疑和盈利能力进行了解答，认为储能市场已开始出清，价格战动能减弱。预计储能行业将在明年得到改良，优质品牌将受到重视。同时强调了储能安全和标准制定的重要性。根据当前市场情况，预计储能板块将有反弹。 Q/A 国内储能装机数据的更新有哪些重要内容？今年国内储能的累计装机情况如何？ A 主要包括新型储能装机达到24.3个G瓦时，上半年的装机已达到18.3个G瓦时，以及2021年全年的新型储能装机为16个小时。今年已 经招标的项目已经是30个计瓦时，加上去年滚过来的15个计瓦时，今年至少有30个9小时以上的项目会落地。 Q 工商业储能的装机情况如何？ A 有望实现超预期的增长，今年全年预期至少会有200%的增长。 Q： 国内纯招标月度数据的更新情况如何？ A 目前的累计装机数据已达到45个G瓦时，当月的装机数据也在稳定增长。 Q 国内招标的装机情况如何？ A 去年全年招标的项目型占比大概在65%到70%左右，但扣除矿招和集采的数据后，今年新增的项目已经达到45个G瓦时，至少有一半以上会在今年落地。 Q 八月份的数据和全年数据有什么区别？ A 不能代表全年数据，八月份的数据只是反映了市场趋势。 Q 新能源企业在新能源电站中通过什么方式实现储能配置要求？ A 共建共享和购买服务这种市场化的方式去实现储能配置要求，这可以减少新能源企业的现金流成本。 Q 招标价格变化如何？碳酸锂价格下跌对储能设备集成价格的影响是什么？锂电设备和储能系统集成价格的变化是什么？锂电材料的价格下跌是什么原因导致的？ A 整个EPC的储能系统集成价格出现了价格剧烈下滑，去年最高的时候EPC价格是1.9块以上，今年的话已经降到1.5块不到。使得储能机储能系统集成价格降了4毛多钱，电信非碳酸锂的成本下降更快。锂电设备和储能系统集成价格降幅相对更大，锂电设备的降幅在0.6元钱左右，储能系统集成价格的降幅在0.4元钱左右。碳酸锂价格的下跌导致其他锂电材料的成本下降，但毛利率没有下降那么多。 Q 储能电芯的价格下跌对锂电企业的影响是什么？ A 降低了毛利率，导致毛利下降。 Q 为什么EPC的价格下跌幅度小于系统下跌幅度？ A EPC的价格下跌幅度小于系统下跌幅度的原因是设计环节和土建环节的盈利能力相对较弱，同时设计环节也是苦力活，所以下跌空间不大。 Q EPC价格和储能系统集成价格有何关系？EPC价格的变化与哪些因素有关？储能系统集成价格的下降对EPC有何影响？ A 可能有一定的走阔，这是因为目前储能系统环节相对过剩所导致的。主要与储能系统集成价格的变化有关。储能系统集成价格在大量的EPC投标中会大幅度压降，进而影响EPC价格的走扩。影响较大，对于大多数国有企业来说，招投标是必要的。对于民营企业来说，设备集成价格的高要求会使其成本控制严格。 整个全欧可能跌到20欧分，美美度电可能也是一个相对比较低的位置。我们认为说电价大幅度的下跌的空间并不会特别的大。 火电装机小时数下降后能否再上升？ A 火电的火电的这个小时数下降之后，其实就很难再上来了。 Q 全球用电紧张的局面是否得到缓解？ A 整个的全球的用电紧张的局面其实并没有得到一个有效的缓解。 Q 户储需求是否会受到电价和天然气价格的影响？ A 需求端可能会相对比较企稳，因为电价和天然气价格跌到相对比较低一位的时候，可能会决定需求。 Q 中国市场问题主要集中在哪些方面？ A 电网销售能力是一个问题，尽管光伏的装机增速较高，但今年的装机可能会面临不增长甚至下滑的风险。 Q 光伏装机规模和储能的关系是什么？ A 由电源企业承担消纳任务，对储能初始成本和市场化规模都有要求。 Q 储能在消纳新能源和保障电网稳定性方面存在哪些冲突？ A 可以提升新能源装机强度，降低新能源波动率，但也会牺牲企业盈利能力或影响电网稳定性。 Q 储能的增长逻辑是什么？ A 储能装机要求的提升，每年配置功率和小时数会持续提升，未来会随着光伏和风电更大规模的装机而增加储能装机需求。 Q 新增的光伏跟储能是如何配置的？储能的装机增长有哪些原因？ A 尽管新增的光伏跟储能在过去一两年时间里已经非常严格，但目前很多项目并非是按照储能的最低功率要求或第一小时要求去配置的，或者是压根就没有去配套储能。中国的储能装机增长的原因包括集中式风光伏电站和分布式光伏的装机增长，分布式配储的可能性的提升，以及对电网压力的影响。 Q 分布式光伏和分散式风电是否要求强制配储？ A 在绝大部分地区，户用光伏和工商业光伏都不要求强制配储，但未来考虑到越来越多的分布式光伏的上马之后，电网会产生大的一个压力。因此，分布式配储的可能性也是在陡然Q的提升。 A中美欧三个主要市场今年实现多少的装机增速？ 今年展望来看，中美欧三个主要市场全年实现翻倍的装机增长的可能性很大，美国全年装机可能会达到30个G瓦时，中国今年实现40个G 瓦时的装机增长，欧洲今年同比去年Q实现100%以上的装机增长。A今年中国电改推进的速度有多快？ 很明显的在加速，很多政策的落地超出市场预期，比如龙安电价等。这将使得储能电站的Q收益逐步增加，从而改善大储的盈利能力。A储能电站的LCLCOS成本是如何下降的？ Q目前按照大概8000个小时去算，它的lCOS基本上已经在四毛钱都不到的一个水平了。A现货交易会如何影响储能电站的盈利模式？现货交易的推广会让很多的储能电站通过现货交易去做一个补偿，进一步的去优化盈利模Q式。 电力用户的价格上涨会如何影响储能电站的盈利能力？电力现货市场的发展会如何影响储A能电站的运营效率和盈利能力？ 价格的提升，一定会带来整个的风格交叉的一个拉大，进一步的拉大。这个会利好工商业储能以及相关的储能的盈利能力。整个的风险价差肯定会拉大，这个对于工商业储能也会Q带来提升，包括以套利为代表的储能盈利能力。 A欧洲和美国的储能市场会如何发展？ 因为欧洲的电网脆弱性，需要储能提升电网坚韧性；美国的电网碎片化，需要储能提升电Q网坚强性。因此，美国和欧洲都有储能发展的必要性。A储能装机和未来的增长空间如何？ 储能的装机规模较大，且有足够的增长潜力，包括从技术和对新能源行业的支持力度两个Q方面。A从产业链的角度来看，储能装机有哪些问题？ 目前整个行业的出清已经开始，今年有非常多的企业初创企业融不到钱了，或者开始要逐步的倒闭了。此外，储能的系统计算价格比较薄，盈利能力也比较薄，可能存在价格战的Q动能减弱的情况。 A储能系统计算价格的预期下降空间有多大？ 从1.5块跌到一块，再从一块从1.6块、1.7块跌到一块，其实跌幅和跌速是很快的。但是Q从一块跌到9毛呢，我觉得它的跌幅已经不会很大了。 A储能市场在未来会得到改良吗？储能产业链的盈利能力如何？ 目前非常混乱的一个储能市场，在明年一定会得到极大的一个改良。同时，业主单位也会越来越多的去重视和选择一些质量体系比较优质的电信供应商和系统集成供应商等等。储能行情并不会特别悲观，核心跟踪点是产业链这边的投标价和产业链相关公司的盈利能力Q，同时还要关注产业链出新的情况。 A储能的政策有哪些重要变化？ 储能标准政策的出台，包括对储氢能相关数据和