2024年半年度策略报告：中美大储持续发力，欧洲补库偏弱复苏一月

投资咨询业务资格：证监许可【2012】669号 中美大储持续发力，欧洲补库偏弱复苏一一2024年半年度策略报告 中信期货研究所新兴组 李兴彪 从业资格号：F3048193投资咨询号：Z0015543 朱子悦 从业资格号：F03090679投资咨询号：Z0016871 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 前言 ♦总结摘要： ▫中国24年1-4月储能招投标市场需求旺盛，装机规模增速超118%，5月储能EPC中标价格企稳，电芯价格存在分化，整体发展态势良好。中长期看，储能行业新国标将促进国内储能行业洗牌，推动行业高质量发展，但在规则尚未落地前也会对短期需求造成一定影响。预期24-26年，中国储能装机容量为77/110/173GWh，同比+63%/+44%/+58%，其中主要增量来自于发电侧。 ▫美国24年1-4月储能新增装机增长182%，但装机进度仍不及预期。美国储能的发展一方面来自于丰富的电网辅助需求和电价套利机会，另一方面与IRA政策支持相关。受并网等待时间长、变压器短缺、利率高企、锂价不稳等限制性因素，美国装机完成量持续低于预期值，但边际好转已经在发生。预测24年实际装机量可达预测值的85%-93%，对应12.5-13.6GW，中性预期为13.0GW。 ▫欧洲24年上半年需求偏弱，其代表德国1-5月储能新增装机同比-11%，主要由于居民电价下行、补贴政策波动与贷款利率高企导致户储需求偏弱。当前欧洲居民电价存在一定支撑因素，下行空间较为有限。如果欧洲储能电芯成本进一步下降，有望大幅提升IRR，将再度刺激户储需求。欧洲户储去库拐点已于24年年中出现，预期24年户储需求增长20%，约16GWh。 ♦风险因素： ▫海外降息晚于预期，影响海外储能需求；海外贸易壁垒政策升级等。 1 CON目T录ENT 中国：装机增长或超600% 美国：预期装机增速1000%2 欧洲：补库需求下增速020%3 中国：装机增长或超60%01 23年中国储能装机规模翻两番，累计47GWh ▫2023年中国新增新型储能装机量为21.5GW/46.6GWh，同比+193%/+194%。其中，23Q4装机呈现加速态势，实现新型储能装机量9.2GW/21.1GWh，环比+119%/+148%，同比+48%/+57%，占全年比例约为45%。 ▫截至2023年12月，中国已投运电力储能项目累计装机86.5GW，同比+45%；抽水蓄能累计装机51.3GW，同比+11%，占比首次低于 60%；新型储能占比同比提升18.2个百分点；新型储能中，锂电占比进一步提高，由2022年的94%提升至2023年97.3%。 国内单季度新型储能装机（GW、GWh）国内抽水蓄能与新型储能新增规模（GW） 国内新型储能新增装机功率（GW） 国内新型储能新增装机容量（GWh） 21.10 12.30 8.50 9.20 9.17 4.70 2.20 5.80 4.20 3.82 2530 2025 抽水蓄能新增规模新型储能新增规模 20 15 15 10 10 55 0.70…1.6 001.50.31.5 2.4 8 7.3 9.1 21.4 5.3 2023Q12023Q22023Q32023Q42024Q1 201820192020202120222023 数据来源：CNESA,中信期货研究所 4 中国储能招投标需求总体较强，指引装机高增 ▫24年1-5月储能招标需求增长较快。据不完全统计，24年1-5月中国储能招标规模为29.03GW/70.19GWh，同比+87%/+63%，增速较今年一季度进一步提升；2024年1-5月中国储能系统/EPC中标规模为38.74GWh，同比+79%，保持较高增速。考虑到从招标到项目完工的时间跨度一般为6个月，上半年招标增速高增对于下半年的装机需求构成积极指引。 中国EPC、储能系统招标容量（GWh）中国储能系统/EPC中标标容量（GWh） EPC招标容量（GWh） 储能系统招标容量（GWh） 总计招标容量（GWh） 12.0 6.73.7 3.5 2.6 7.8 7.6 3.3 5.2 3.8 7.310.04.7 12.133.711.9 14.9 16.5 17.1 11.0 4.8 13.0 10.2 11.5 7.2 1.8 1.2 1.8 2.62.4 3.37.37.3 8.1 8.8 9.9 5.1 7.4 1.6 2518 16 2014 12 15 10 108 6 54 2 0 2022-07 2022-08 2022-09 2022-10 2022-11 2022-12 2023-01 2023-02 2023-03 2023-04 2023-05 2023-06 2023-07 2023-08 2023-09 2023-10 2023-11 2023-12 2024-01 2024-02 2024-03 2024-04 0 2023 2024 yoy（右轴） 9.38.79.6 6.6 4.5 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 250% 200% 150% 100% 50% 0% 数据来源：CNESA,高工产研，中信期货研究所 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读5 本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 24M1-4中国储能装机规模+118%，表前储能仍为主要场景 ▫2024年一季度新型储能项目新增装机3.76GW/9.18GWh，同比+143.44%。其中，表前储能中，电网侧新增装机2.26GW/4.62GWh，容量规模占比50.29%，以共享储能和独立储能为主；电源侧新增装机1.09GW/3.38GWh，容量规模占比36.76%，光伏、风电配储规模相当。表后市场（用户侧）新增装机0.411GW/1.19GWh，容量占比12.95%，主要为工商业储能。 ▫24年4月储能新增装机继续强势增长。4月储能新增装机规模为1.97GW/6.51GWh，同比+30%/+90%；1-4月新型储能新增装机 5.79GW/15.68GWh，同比+64%/+118%。 国内新型储能新增装机规模（MW、MWh）2024年Q1新型储能各应用场景新增装机容量占比 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 功率规模（MW） 配储时长（右轴） 容量规模（MWh） 350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 2023/1 2023/2 2023/3 2023/4 2023/5 2023/6 2023/7 2023/8 2023/9 2023/10 2023/11 2023/12 2024/1 2024/2 2024/3 2024/4 0% 共享储能独立储能光伏配储风电配储风光配储风氢储工商业储能微电网 0.54% 6.10% 12.64% 31.62% 13.07% 14.76% 18.67% 0.19% 数据来源：CNESA,储能网，中信期货研究所 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读6 本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 储能中标价格出现明显反弹，电芯价格出现分歧 ▫储能EPC价格继续反弹，电池价格维持低位。2024年5月储能EPC中标均价为1.47元/Wh，环比+15%，同比-9%，降幅明显收窄，且高于年初水平；储能系统中标均价为0.65元/Wh，环比-22%，同比-49%，回落至年内低位。 ▫户储电芯价格企稳，280Ah电芯价格小幅下降，主要因去库压力。根据SMM最新数据，户用储能电芯为0.45元/Wh，环比持平，年初至今下跌0.02元/Wh；电力储能电芯为0.36元/Wh，环比下降0.02元/Wh，年初至今下跌0.1元/Wh。 ▫展望下半年，当8月需求回落后，储能电芯、系统的最低价有可能进一步下探，不同品质的价格分化更加明显。 中国储能EPC、系统中标均价（元/Wh）国内储能电芯报价（元/Wh） 2.50 中国EPC中标均价（元/Wh，2小时） 280Ah方形储能电芯报价（元/Wh） 50Ah方形储能电芯报价（元/Wh） 314Ah方形储能电芯报价（元/Wh） 1.10 中国储能系统中标均价（元/Wh，2小 时） 1.47 0.65 2.000.90 1.50 1.00 0.50 0.70 0.50 2022-07 2022-08 2022-09 2022-10 2022-11 2022-12 2023-01 2023-02 2023-03 2023-04 2023-05 2023-06 2023-07 2023-08 2023-09 2023-10 2023-11 2023-12 2024-01 2024-02 2024-03 2024-04 2024-05 0.30 2022/102023/022023/062023/102024/02 数据来源：SMM，CNESA,中信期货研究所 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读7 本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 海外储能补库需求启动，电池、逆变器出口环比改善 ▫海外储能补库需求于4月开始明显提升。根据动力电池产业创新联盟对于在册样本企业的数据统计，2024年1-5月储能电池总销量为61.6GWh，国内销量为53.3GWh，出口量为8.4GWh。出口需求较今年年初明显改善，海外销量累计占比由3%提升至14%，符合我们之前对于欧洲补库需求的判断。 ▫逆变器出口需求同步改善，印证海外补库需求。24年4月中国逆变器出口金额为6.9亿美元，同比-31%，环比+15%，连续两个月实现环比改善，同比降幅亦有较大收窄。从结构上看，修复主要由微逆出口增加所贡献。 中国储能电池销量（GWh）与结构 中国逆变器出口出口金额（亿美元） 2535%14 储能电池国内销量（GWh） 储能电池出口销量（GWh）当月出口电池占比（右轴） 12 30% 20 25% 10 1520% 8 1015% 10%6 5 5%4 00%2 0% 2023 2024 同比（右轴） 6.94 -10% -20% -30% -40% -50% 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 -60% 数据来源：动力电池产业创新联盟，中国海关,中信期货研究所 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读8 本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 6月中国各地电力峰谷价差变动较小 据北极星储能网统计，2024年6月全国各地代理电价峰谷价差均值为0.67元/KWh，环比持平；有13个省市峰谷价差超过0.7元/KWh的门槛值，较5月减少1家（有3个省份未公布电力峰谷价差）。6月河北和内蒙古电力价差上升0.14元/KWh，预期随夏季来临更多省份会开始执行尖峰电价政策。 储能装机前五的省份中，内蒙、湖南环比提升0.13/0.18元/KWh，甘肃环比下降0.04元/KWh，新疆、贵州与上月持平。 中国各地电力峰谷差价（元/KWh）储能装机大省电力峰谷差价变化（元/KWh） 1.40 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 理论门槛价差 新疆内蒙古甘肃 贵州 湖南 1