储能2024年度展望与投资策略

1.2024全球储能市场投资与展望 2023年全球新增电化学储能项目量活跃，中国、美国、澳大利亚新增量领先。 2024年全球储能市场出货量预毭计250~260GWh，中国和美国市场出货量预计相当，亚非拉增速显著。独立储能项目不计补贴和租金情况下经营性差，需要提高利用率和峰谷价差以改善项目经济性。 1.2024全球储能市场投资与展望 2023年全球新增电化学储能项目量活跃，中国、美国、澳大利亚新增量领先。 2024年全球储能市场出货量预毭计250~260GWh，中国和美国市场出货量预计相当，亚非拉增速显著。独立储能项目不计补贴和租金情况下经营性差，需要提高利用率和峰谷价差以改善项目经济性。 2.2024年投资策略 火电配储目前利用和经济性较高，储能市场是政策驱动型，中短期内依然如此。 中国东南沿海省份推动工商业储能政策，预计2024年工商业储能将迎发展机遇，年需求量达1-2个吉瓦时。 美国2023年储能并网量估计达30吉瓦时左右，预计2024年将加速并网；加州日平均峰谷价差达到150美元/MWh，独立储能项目年运行300次时利润率可超21%。 3.2024储能市场投资展望 欧洲能源政策推动风光资源开发。2023年，欧盟发布电力市场改革政策，减少对天然气价格依赖，促进新型资源配置，提升市场电价波动对用户端的影响。 一带一路沿线国家新能源需求增长，行业出海加剧。风光配储经营性凸显，硅料价格趋稳后，储能成新增电力主流。 2024年工商业储能受看好，峰谷价差和分时电价实行推动，运营性能优势明显，预期中国工商业储能增速接近100%，规模约15GWh。 4.2024储能行业投资策略 补贴政策和容灾性需求驱动了某些地区储能市场的增长，特别是在美国、欧洲、日本和南非，拥有渠道和品牌溢价的企业尤为受益。 储能产品技术升级进行中，包括容量提升（280至320规格）和循环寿命的提高，同时随着使用率增加，系统安全性和稳定性的要求也提高。多技术混合储能应用增加且2024年全球储能出货量预计为250~260GWh，涉及电化学、压缩空气及液流等技术的混合式储能项目逐渐落地。 5.永福股份的出海之路 永福股份是电力勘察设计企业转型为综合电力服务商，专注于新能源和储能领域提供解决方案。 公司业务遍及东南亚、非洲、中东等，实现从跟随出海到自主开拓市场的国际化发展，近年海外业绩占营收超40%。永福股份在越南创下光伏史上验证时间最短记录，并赢得孟加拉电力发展局的高度认可，获得95兆瓦山地光伏项目。 6.2024新能源海外投资策略 新能源海外趋势：预计2024年中国新能源海外市场将继续强劲增长，受益于能源转型、技术进步及工作机制灵活性，中国企业在新能源全产业链技术领先。 对外投资驱动：中国企业近10年对外投资蓬勃，特别是在新能源领域，直接投资会带动中国新能源产品和技术服务出海。 产品向解决方案转变：新能源产品出海由产品引领向解决方案引领转变，中国企业需展示差异化竞争优势，提供专业全面的电力能源综合解决方案。 会议实录 1.2024全球储能市场投资展望 各位投资者下午好，我是中金电芯组李茂正。今天下午，我们组织了一场关于2024年全球储能市场的展望，并复盘了2023年全市场的发展情况。我们还将讨论2024年储能市场的几大机遇，尤其是新能源出海的节奏和规模的加快和扩大。我们特别邀请了永福股份的领导来分享新能源出海的情况。 首先，2023年全球储能市场保持非常活跃，中国在新增储能项目量方面领先全球。截至11月底，全球电化学储能项目新增量预计达到368个吉瓦时。12月份的数据汇总后，总量更是达到了约400个吉瓦时，美国、澳大利亚分别为60和26吉瓦时，占据前列。 独立储能项目增加至超过70%，在中国，配套储能项目也相当普及。从开发商性质来看，国内开发商特别是“5大6小”中的新增规模最大。国外最大项目来自意大利开发商奥塔，规划为超大规模项目。 全球2023年储能出货量约为190吉瓦时，其中包括家用、商业和备用电源UPS等。2024年全球出货量预计会达到250至260吉瓦时，其中大存储的出货量可能超过190吉瓦时，这在细分市场中占比最大。 中国并网规模根据数据显示为46吉瓦时，实际出货量超过50吉瓦时。美国并网量为30吉瓦时左右，出货量达70多吉瓦时。 欧洲2023年储能出货量超出预期，达到20多吉瓦时，主要集中在意大利、英国、德国和西班牙。亚非拉地区的增长也颇为亮眼，推测总量约为30吉瓦时，南非和拉丁美洲国家如巴西、智利的增长尤为显著。风、光资源丰富的区域，电价相对较高，因而风、光配储成本效益显著，减轻了对传统火电的依赖。 对于2024年来看，美国与中国的增量预计将持平，美国出货量预期为90吉瓦时。中国由于风、光并网压力导致配储比例和时长可能进一步提升，带动增量需求，预计出货量为60至65吉瓦时。 中国市场的驱动力主要来自风光配储项目。2024年，大型储能项目的装机规模有望突破50吉瓦时。随着中石油、中石化等传统能源产业的参与，中国储能并网的增速又增添了新动力。碳酸锂和硅料价格已趋于底部，意味着市场产品价格下跌空间有限，储能项目的经济性将有显著改善。 国内储能系统价格自2023年初至年终下降约40%。然而，若不考虑补贴和租金，独立储能项目的经济性相较较差。储能项目的利用率不高，如山西、山东等地的优质项目年利用率仅在200至250次。 通过测算，未计租金的情况下，项目收益率维持在6%至8%的区间。若摆脱租金，峰谷价差至少需要0.4元，且利用率需达到每天一次，才能满足基本的公共事业项目收益率标准。 未来，增速最大的市场可能来自亚非拉地区，出货量预计将在2024年达到60吉瓦时。因此，中国、美国和亚非拉有望在储能市场达到相当的出货量，而欧洲则可能退居第四。 2.2024年投资策略 从储能配置的结果来看，目前利用率及经济性较高的应用是火电配储。多数储能项目是为了配合火电机组的调频，它们的经营性最高，利用率也较好。然而，无论是新能源配储、电网侧的储能，还是用户侧低压配电端的储能项目，其利用率和经济性普遍较低。因此，可以预测在未来一到两年内，中国的储能市场仍将是一个强政策驱动的市场。 在2023年政策层面，有两类对未来电力市场影响较大的政策项目，对储能项目的经营性有重要影响。其中包括2023年9月份发布的电力现货市场基本规则试行版。这个政策的推行不会一蹴而就，其影响将在逐步执行中优化并推广。东南沿海多数省份推出了工商业储能及电价政策，旨在优化储能的经济性，并为电力现货市场的前期工作做准备。因此，预计2024年工商业储能将迎来快速发展的机遇期。可以参照2023年江苏、浙江和广东工商业储能的发展模式。按此规模估算，一个省每年的储能需求大约维持在1-2吉瓦时。根据目前政策估计，2024年工商业储能的项目总规模预计将达到15个吉瓦时左右。随着新政策的推出，我们将逐步更新这一数据。 在美国，尽管2023年储能市场并网进度有所落后，但根据EIA（美国能源信息管理局）的最新统计，2023年全年储能项目的并网规模约为9-10吉瓦时；如果计算平均每个储能项目能提供3小时的供电，则并网量大约是30吉瓦时左右。许多项目已处于排队中，符合并网条件但尚未获得并网许可（COD）。预计2024年将会加快建设进度和并网规模。尽管新政策的实施不会立即起效，但中联邦到地方政府的逐步执行预计将在2024年中期带来一些并网的优化。 从储能的经济性角度看，根据我们中金的电信组日常追踪的数据，以加州和德克萨斯州为例，2023年加州日平均峰谷电价差达到了150美金每兆瓦时。假设一个储能项目一年运行300次，则电站的年收益率（ARR）可超过20%，达到21%左右。在可捕捉极端电价时，部分项目甚至可实现30%以上的收益。 电价波动与可再生能源电量的增加和弃电率提高有着直接关系。例如，2023年1-9月，加州的弃光量已超过2022年全年。电网中可再生能源发电量越高，峰谷电价差的极端调节作用越明显，因此储能能获得更好的收益。已并网运行的储能项目也证明了这一点。 从风光发电占比来看，截至2023年，包含水电在内的各类再生能源发电占比已达22%，不包含水电时也接近20%。在加州和德州，风光发电量的占比接近30%。另一方面，天然气在电力系统中仍发挥重要调节作用，其价格变化直接影响美国的电力批发市场。 鉴于上述种种动态，预计2024年美国储能市场将有显著提升，尤其是考虑到短期内电力结构的极端变化，对电网硬件的需求将不断增强。这种趋势预示着储能市场将面临更大的发展机遇。 3.2024储能市场投资展望 对于欧洲来讲，在中长期内，能源政策起着关键的推动作用。在意大利、德国、英国等地区，风光资源的进一步开发，以及对传统市场的某些改革受到欧盟的关注。特别是欧盟在2023年发布的有关电力市场改革的政策，主要针对两个问题：首先，解决极端情形下电力市场终端用户承担的所有成本溢价；其次是天然气价格依赖性强的问题，天然气价格的大幅波动造成电力市场的电价剧烈波动，由用户承担成本上涨的结果。因此，欧盟的电力市场改革加速了对新型资源配置的需求，同时也促进了周边地区如中东和北非的新能源项目及配套储能的需求。 此外，在增速较高的一带一路沿线国家，风光资源丰富且建设需求强劲，这部分得益于当地资源禀赋，并且这个产业的“走出去”越发剧烈。在这些区域，产业接收方的增量带来了对电力基础设施需求的增长。随着碳酸锂和硅料价格趋于稳定，风光配储的经营性逐渐显现，成为新增电力的主流。 从储能的全球经济性来看，我们监控了欧洲、美国和澳大利亚三个区域的典型定价情况。2023年储能在海外表现突出，尤其是在电力现货市场执行较为充分的地方，其经营性显得特别明显，应该是所有电力资产设施中表现最好的。因此在关注储能出海时，电价是我们最重要的监控对象。为2024年，工商业储能是非常重要的一个细分市场。 在讨论电力现货市场过程中，批发市场电价的波动、峰谷价差和频次并不会突然放宽。但用户侧市场，尤其是在碳排放政策约束较紧的工商业领域，电价的执行和分时电价将逐渐实施，这就为工商业储能创造了良好的经营空间。通过测算，目前多数省份，特别是东南沿海省份的工商业峰谷价差达到了7毛到8毛的平均水平，每天允许一次充放下，达到的年回报率（ARR）可达6%。一些地区如浙江、江苏、广东等峰谷价差最高值可达一块钱，一年运行330天的效率，项目ARR加上资金成本后可以获得超过10%的超额收益。因此，许多企业愿意布局工商业储能，因其经营性使得回本期已缩短至约5年左右。 就模式而言，目前有三种主要模式：业主自投、能源合同管理和融资租赁。业主自投模式逐渐减少，而后两种模式的项目规模增加。这部分得益于政府对工商业储能建设提供的补贴，使得这两种模式更易推广。 另外，工商业储能需求随着新能源汽车的推广而增长，在一些核心城市特别是一二线城区储能资源变得稀缺。例如上海核心区域的容量电费为每千瓦每月28元，考虑到上海的峰谷价差，工商业储能项目的投资回报预计可在大约三年内实现，呈现极佳的应用前景。预计2024年中国工商业储能的增速接近100%，规模达到约15GWh。 考虑到墨西哥和东南亚国家也具备与中国工商业相似的条件，即容量成本高、峰谷价差大，且峰谷价差执行全面，每天至少一次充放电，这为工商业储能提供了新的增长点。 至于互储而言，整个2023年基本处于去库存节奏。年底时许多区域市场已出现逆变器出货量增长的消息，从渠道商和分销商消息来看，12月份库存已回落到3到4个月的正常水平。新的储能产品，无论是家庭储能还是光储逆变器，出货量开始恢复至2022年底的基本节奏。但区域间出现显著差异，欧洲渐恢复正常水平，美国则保持每月40万至50万套的出货量。而对于新兴市场，如东南亚、非洲区域，增长都在5倍以上。工商业储能需求的持续增加，最重要的促进因素是用户端对其经营性的认可。 4.202