储能月度数据报告：需求内强外弱，价格难言企稳

期货研究 二〇 二2024年09月26日 四年度 需求内强外弱，价格难言企稳 ——储能月度数据报告 国邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com泰刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com君 安报告导读： 期 货国内储能新增装机增速延续过百，2024年累计容量规模已超去年全年，中标数量小幅下降但仍维持年研内高位，国内储能全年装机预计84.3GWh，同比+73%。2024年8月，我国新型储能新增装机2.88GW/7.99GWh，究容量装机同比增长113.4%；1-8月新型储能累计新增装机19.8GW/49.03GWh。储能中标项目数量共97个，所中标规模4.15GW/11.24GWh，同比增长128.9%，环比下降42%。 美国市场大储建设完成率改善有限，并网延期制约上限，年度并网规模预测小幅下调至11.4GW，同比 +71%。2024年7月美国大储市场新增并网规模787.8MW，同比-47%，环比-37%。1-7月大储累计装机 5296MW，同比+118%。美国大储装机出现年内首次同比下滑，核心原因依旧在于完成率边际改善较为有限， 7月完成率进一步下滑至30.8%。欧洲光伏装机滑坡拖累户储渗透，表前大储逐步起量。8月德国储能新增装机228.3MW/360.5MWh，容量装机同比-32%，环比-27%，其中户储装机下滑为核心原因，大储新增装机规模达19.4MW/45.5MWh，1-8月累计增长128%。新兴国家储能项目加速落地，未来装机蓄势待发，其中智利储能项目储备量持续增加至14281MW，澳大利亚多个大储项目建设进度加速。 储能组件出口同比高增，海外需求依旧可期。2024年8月我国储能电池出口5.6GWh，同比+218.9%，环比-6.7%，出口量占消费量的比重提升至33.4%。逆变器出口同环比增长，2024年8月我国逆变器出口 528.76万个，同比+31.5%，环比+0.9%。 储能系统中标价格阶段性反弹，但向下趋势难言反转。由于极端低报价较少且部分项目为构网储能项目，国内储能项目中标价格迎来回升。2小时储能系统平均报价为0.689元/Wh，环比+16.4%；4小时储能系统平均报价0.628元/Wh，环比+18.3%。EPC报价依然下滑，2小时EPC平均报价1.131元/Wh，环比-6.68%。电芯价格延续下降，280Ah电芯8月均价0.32元/Wh，环比-4.5%，314Ah电芯均价0.34元/Wh，环比-6.8%，户用100Ah电芯8月均价0.39元/Wh，环比-3.2%。 大储套利收益分化，峰谷价差收窄促使表后储能收益下滑。8月广东与山西储能理论套利收益回升至 160.4元/MWh与107.6元/MWh，同环比分别为+75%/+59%与+11%/+43%；由于新能源出力总量的下降，山东电力现货市场日内波动有所降低，储能理论套利收益216.6元/MWh，同环比-44%/-33%。多地尖峰电价取消，工商业储能收益下降，仅有广东与湖南两地IRR超10%。 2024年8月份共发布储能相关政策55项，主要落实于储能规划、新能源配储、电力市场、储能补贴 等相关方面。我们认为重要政策有11项，其中国家层面发布的有关于新型电力系统与配电网建设的方案充分肯定了新型储能的重要性，后续新型储能将进一步发挥促消纳与电网调节的作用。 目录 1.国内市场：装机高增态势延续，中标规模下降但仍处年内高位3 1.1国内储能新增装机：装机增速延续过百，2024年累计容量规模已超去年全年3 1.2国内储能未来装机：中标规模同比高增，国内储能全年装机预计84.3GWh4 2.海外市场：美国并网延期现象延续，欧洲户储市场依旧低迷6 2.1美国储能装机情况：并网延期问题缓解有限，年度大储并网规模预测下调至11.4GW6 2.2欧洲储能装机情况：光伏装机滑坡拖累户储渗透，表前大储逐步起量7 2.3新兴国家装机情况：各地储能项目加速落地，未来装机蓄势待发8 2.4储能电池与逆变器出口跟踪：出口同比高增，海外需求依旧可期9 3.储能行业价格跟踪：储能中标系统价格阶段性反弹，向下趋势难言反转9 3.1国内储能相关价格：电芯价格稳步下跌，储能系统成本中枢下移9 3.2海外储能相关价格：欧洲居民电价回升，户储价格较为坚挺12 4.储能收益跟踪：大储套利收益分化，峰谷价差收窄促使表后储能收益下滑13 4.1国内储能收益测算：未有省份达光储平价，部分地区套利收益迎来回升13 4.2欧洲户储收益测算：低电价拖累延续，用户加装户储意愿有限14 5.储能政策跟踪：新型电力系统建设加速，顶层政策驱动新型储能向上15 （正文） 1.国内市场：装机高增态势延续，中标规模下降但仍处年内高位 1.1国内储能新增装机：装机增速延续过百，2024年累计容量规模已超去年全年 2024年8月，我国新型储能新增装机2.88GW/7.99GWh，容量装机同比增长113.4%；1-8月新型储能累计新增装机19.8GW/49.03GWh，已超过去年全年的容量装机规模。环比上看，8月容量装机规模相较7月季节性下降14.5%，主要原因在于部分年中未完成集中并网的项目会延后至7月并网，使得7月基数在年内属于较高的水平。 从储能充放电时长上来看，在促消纳、调峰调频等电网需求的驱动下，长时储能装机比例延续提升。1-8月，国内新增新型储能平均时长2.48小时，较之去年的2.16小时显著上升。8月表前大储虽然依旧以2小时储能系统为主，但占比由7月的58%进一步下降至45%，4小时及以上储能系统容量占比接近一半，达到47.5%。具体来看，电源侧项目中，4小时及以上长时储能已经成为主流，容量规模占比达84.98%，平均储能时长已经超过4小时，达4.15小时，2小时储能项目占比仅有约15%；电网侧项目中，2小时储能项目依旧是主流，容量规模占比达60.22%，4小时储能项目容量规模占比达28.15%。 图1：2024年8月储能新增装机维持高位图2：源网侧储能长时化趋势延续 资料来源：ESCN，国泰君安期货研究资料来源：ESCN，国泰君安期货研究 从应用场景分布来看，8月电网侧延续主导，用户侧占比呈逐月下滑趋势，但绝对量依旧实现同比高增。2024年8月，电网侧新增装机5.1GWh，容量规模占比64%；电源侧储能装机规模为2530MWh，占比32%；用户侧储能占比下降至4%，但绝对量上增长趋势依旧较为明显，新增装机规模为341.8MWh，环比下降28.58%，同比增长约17倍，主要增量依旧来自于江苏、浙江、广东三省，三者占比达76%，而后续分布式光伏入市政策的推进短期内虽会降低光伏装机规模，但储能渗透率的提升预计将进一步推动用户侧装机规模的提升。从地域分布来看，西北与华东地区依旧位于前二，西北地区8月新增装机990.5MWGW/3951MWh，其中主要为表前长时储能项目；华东、华北与西南地区新增装机规模均超500MW/1100MWh，均以电网侧储能项目为主。 图3：2024年8月储能装机应用场景分布图4：2024年8月储能装机地域分布 资料来源：ESCN，国泰君安期货研究资料来源：ESCN，国泰君安期货研究 1.2国内储能未来装机：中标规模同比高增，国内储能全年装机预计84.3GWh 2024年8月国内储能中标规模由于7月高基数导致环比下降较为明显，但绝对量依旧维持年内相对高位。中标项目数量共97个，中标规模4.15GW/11.24GWh，同比增长128.9%，环比下降42%。按应用场景来看，独立储能项目共完成8.7GWh，占比77%，可再生能源配储项目完成采招规模2.27GWh，占比20%，其余涉及集采/框采、用户侧储能、火储联合项目等。按项目类型来看，储能电芯采招规模达到14.54GWh，占比55%，招标方为中国电气装备集团；储能EPC项目完成采招6.3GWh，占比23.9%；储能系统完成采招2.1GWh，占比18.6%；直流侧项目完成采招0.28GWh，占比2.5%。 图5：2024年8月储能中标规模环比下降但同比维持高增 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 图6：8月中标项目的主要应用场景为独立储能图7：8月中标项目主要类型为储能电芯采购 资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究资料来源：储能与电力市场，国泰君安期货研究 8月国内用户侧储能备案量回升，项目数量达953个，总规模超2.23GW/4.38GWh，环比增长4.78%，同比增长263.2%。用户侧装机重点省份中，广东与浙江的8月备案量与前月相差不大，而江苏下降幅度较大，但仍处于历史高位。广东省用户侧储能相关备案项目达189个，总规模超135.6MW/290.2MWh，环比下降6%；江苏省用户侧储能相关备案项目达254个，总规模超0.62GW/1.54GWh，环比下降约25%；浙江省用户侧储能相关备案项目达416个，总规模超305.4MW/635.5MWh，环比小幅增加2.3%。 图8：8月用户侧备案规模环比回暖图9：用户侧储能大省备案量维持高位运行 资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究资料来源：能源电力说，国泰君安期货研究 结合当下国内储能行业的基本面判断，微调国内全年储能装机量至33.4GW/84.3GWh，同比增速73%，与上月基本持平。根据光伏组件企业反应，2024年光伏年底抢装现象出现概率较低，故下调国内光伏装机预测至220GW，但对于储能新增容量装机规模影响较为有限，主要原因依旧在于储能充放电时长的持续增长，本月将储能充放电时长预期由2.5小时上调至2.6小时。根据年度装机预测的调整，得出如下的月度装机预测： 表1：国内储能容量装机预测（单位：GWh)1 资料来源：ESCN，IEA，世界风能协会，中电联，国家统计局，国泰君安期货研究 2.海外市场：美国并网延期现象延续，欧洲户储市场依旧低迷 2.1美国储能装机情况：并网延期问题缓解有限，年度大储并网规模预测下调至11.4GW 2024年7月美国大储市场新增并网787.8MW，同比下降47%，环比下降37%。1-7月大储累计装机 5296MW，同比增长50%。7月美国大储出现年内首次同比下滑，核心原因依旧在于完成率边际改善较为有限，7月完成率进一步下滑至30.8%，低于前期预期。 从项目规划规模上看，美国储能市场后续需求依然较为旺盛，2024年8-12月规划规模10.09GW，与上月相比基本持平，但美国储能装机规模增速的关键依然在于并网审批速度。 图10：7月美国储能并网规模年内首次同比下滑图11：美国储能市场项目储备依旧丰富 资料来源：EIA，国泰君安期货研究资料来源：EIA，国泰君安期货研究 从EIA披露的规划进程来看，近月已完成建设以及建设进度大于50%的项目占比依旧维持高位，叠加降息等宏观政策的落地，规划完成率改善预期仍在。但当下美国大选较为焦灼，在大选尘埃落定前并网审批速度加快的可能较为有限，完成率改善的力度仍待观察，下调2024年美国大储新增并网规模预测至11.4GW，功率规模同比增加71%。 12023年装机数据根据当月同比增速进行修正 表2：美国大储功率装机预测（单位：GW) 日期 2023年 2024年 环比 同比 累计同比 1月 101 451 -67% 346% 346% 2月 221 54 -88% -76% 60% 3月 349 969 1701% 178% 114% 4月 179 699 -28% 290% 147% 5月 147 1081 55% 637% 213% 6月 1067 1255 16% 18% 116% 7月 1490 788 -37% -47% 50% 8月 482 770 -2% 60% 51% 9月 569 1157 50% 103% 57% 10月 181 397 -66% 120% 59% 11月 502 982 147% 96%