2024年全球儲能市場分析

2024年全球儲能市場分析第一章中國儲能中國儲能招標需求旺盛，24年開局良好23年中國儲能市場招投標旺盛，奠定24年良好發(fā)展基調。23年下半年累計實現儲能招標39.20GW/101.20GWh，較去年同期增長13%/28%。23年累計實現儲能招標59.70GW/159.30GWh，其中EPC規(guī)模31.20GW/78.10GWh，占比52.3%/49.0%；儲能系統(tǒng)規(guī)模28.50GW/81.20GWh，占比47.7%/51.0%。24年初儲能招標市場淡季不淡，規(guī)模持續(xù)高增。24年1-2月，中國儲能市場招標規(guī)模分別為10.53GWh/16.24GWh，同比+139%/+577%。儲能EPC占比相對較高，招標規(guī)模分別為6.74GWh/12.95GWh，占比64%/80%。中國儲能中標規(guī)模高增，系統(tǒng)中標均價降一半中國儲能中標市場增長迅猛。23年全年儲能中標22.7GW/65.7GWh，同比+257%/383%。24年2月，儲能系統(tǒng)中標規(guī)模1.73GW/5.41GWh，環(huán)比+189%/+390%，同比+164%/+274%，繼續(xù)保持較高增速。2023年儲能平均配儲時長在2小時到4小時波動，全年平均值為2.89小時。24年2月儲能系統(tǒng)平均配儲時長為3.13小時。儲能中標價格跌跌不休，充分讓利項目方。24年2月儲能EPC中標均價為1.32元/Wh，環(huán)比-13%，同比-31%；儲能系統(tǒng)中標均價為0.90元/Wh，環(huán)比-15%，同比-37%。儲能系統(tǒng)及EPC價格下降主要因為上游碳酸鋰價格下行，預期未來將隨碳酸鋰價格企穩(wěn)而止跌。23年中國儲能裝機規(guī)模翻兩番，累計47GWh2023年中國新增新型儲能裝機量為21.5GW/46.6GWh，同比+193%/+194%。其中，23Q4裝機呈現加速態(tài)勢，實現新型儲能裝機量9.2GW/21.1GWh，環(huán)比+119%/+148%，同比+48%/+57%，占全年比例約為45%。截至2023年12月，中國已投運電力儲能項目累計裝機86.5GW，同比+45%；抽水蓄能累計裝機51.3GW，同比+11%，占比首次低于60%；新型儲能占比同比提升18.2個百分點；新型儲能中，鋰電占比進一步提高，由2022年的94%提升至2023年97.3%。儲能電芯報價維持低位，儲能電池出口下滑電芯價格仍處于下降趨勢中，降速有所減緩。根據SMM最新數據，戶用儲能電芯為0.45元/Wh，年初至今下跌0.01元/Wh；電力儲能電芯為0.43元/Wh，年初至今下跌0.01元/Wh。根據動力電池產業(yè)創(chuàng)新聯(lián)盟對于在冊樣本企業(yè)的數據統(tǒng)計，2023年國內儲能電池累計銷量為113.4GWh，其中國內銷量為88.2GWh，占比78%；出口量為25.2GWh，占比22%。2024年1-2月儲能電池總銷量為10.6GWh，其中國內銷量為10.3GWh，出口量為0.3GWh，出口海外數據明顯走弱，與歐洲庫存水平較高、需求偏弱有關。中國各地電力峰谷價差略有下降，或影響工商儲需求據北極星儲能網統(tǒng)計，2024年2月全國各地代理電價峰谷價差均值為0.66元/KWh，環(huán)比-0.078元/KWh，降幅較大；有13個省市峰谷價差超過0.7元/KWh的門檻值，較1月減少4省。2月起，浙江、上海、江蘇等多數地區(qū)不再執(zhí)行尖峰電價，導致峰谷電價差明顯縮小，預計到夏季會有所回升。儲能裝機前五的省份中，新疆、內蒙、湖南環(huán)比下降0.05、0.31、0.19元/KWh，僅甘肅省環(huán)比上漲0.06元/KWh，貴州省與上月持平。逆變器出口量價齊跌，預示海外戶儲需求持續(xù)疲軟中國23年全年逆變器出口呈現高開低走，24年持續(xù)走低。23年全年逆變器出口金額為99.57億美元，同比+11%；逆變器出口數量為5131萬臺，同比+2%；全年逆變器出口均價為194美元/臺，同比+9%。24年1-2月中國逆變器出口金額分別為5.7/4.5億美元，同比47%/-48%；逆變器出口數量分別為393/307萬臺，同比-28%/-6%；逆變器出口單價分別為144/147美元/臺，同比-27%/-45%。第二章美國儲能美國23年大儲裝機增長強勁，多州裝機量高增23年美國儲能裝機整體增速亮眼。根據EIA，2023年美國1MW以上儲能（大儲）裝機量為6.36GW，同比+64%。儲能裝機集中在6月、7月和12月，分別為1.06/1.51/1.36GW，合計占全年裝機量的62%，主因同期風光裝機明顯放量。美國2023年裝機規(guī)模最大的州仍為加利福尼亞州與得克薩斯州，分別裝機2.94GW與1.33GW，同比+20%/+3%，增速有所放緩，合計裝機規(guī)模占比從22年的90%下降到23年的65%。其余多州儲能裝機增長迅猛，如亞利桑那州、內華達州、夏威夷州等，分別較22年增加841MW（22年0裝機）、285MW（+380%yoy）、212MW(+544%yoy)。美國儲能平均配儲時長提升，大儲占比進一步提升美國儲能平均配儲時長有所提升，區(qū)域差異明顯。根據WoodMackenzie，美國23Q1-3儲能裝機為4.82GW/15.07GWh，平均配儲時長3.13小時，較22年的2.93小時有所提升。各州的配儲時長差異較大，加州平均配儲時長接近4小時，而德州持續(xù)時長約為2小時，主要由于各州儲能使用場景存在差異。從儲能裝機結構看，美國以表前儲能為主，表前儲能中獨立儲能占據超半數。23Q1-3美國大儲/戶儲/工商業(yè)儲能裝機分別為4.21/0.47/0.14GW，同比+36.2%/+1.2%/+32.1%，占總裝機比例87.3%/9.8%/2.9%，較22年大儲占比進一步提升。從表前結構來看，2022年美國表前儲能以獨立儲能和光伏配套為主，功率口徑占比分別為51.5%/36.7%。多重因素限制，美國儲能裝機長期低于預期盡管美國儲能裝機實現高增長，但與EIA公布的預期值存在較大差距。2023年1月，美國EIA預測全年將完成儲能裝機8.64GW，并在后續(xù)幾個月連續(xù)上調，直到5月份全年裝機預測值達到最高，為9.77GW，遠高于23年實際裝機量6.36GW。受到儲能并網復雜、變壓器短缺、利率高企和碳酸鋰價格等因素擾動，2023年美國各個月份儲能裝機完成度始終不及預期。與年初預期相比，2023全年的完成度為74%。從單個月份看，大部分月份的完成度不足50%，許多項目不斷延期。美國電網輔助需求旺盛，推動多個應用場景發(fā)展美國電力系統(tǒng)輔助需求旺盛，促使儲能行業(yè)發(fā)展出豐富的應用場景。根據EIA披露，截止2022年，美國在運行的儲能設備可分為12種不同的應用場景。其中，規(guī)模較大的有頻率調節(jié)、套利、斜坡/旋轉備用、能量時移，分別為6.7、5.2、4.9、3.0GW，占比為26%、20%、19%、11%。從增量看，22年增長最多的應用場景為頻率調節(jié)、斜坡/旋轉備用、套利、能量時移，分別增長3.7、2.9、2.5、1.5GW，占到總增量的29%、23%、19%、12%，這些功能可以幫助電網快速平衡電力供需之間的臨時差異。除此之外，備用電力和負荷跟蹤也取得較快增長，分別同比+315%/+102%。ITC政策補貼下，儲能項目經濟性提升2022年8月，拜登簽署了7500億美元的《通脹削減法案》（InflationReductionAct），其中提供3690億美元用于企業(yè)生產能源的投資，顯著刺激了儲能項目投資需求。同月，美國未并網儲能備案量提升至22.68GW，環(huán)比+35.0%，較往月增速明顯提升。此外，美國的50個州中有37個州制定了可再生能源組合標準和目標，17個州出臺了儲能相關的補助政策。其中，力度較大的政策有內華達的NV儲能激勵計劃以及加州的自發(fā)電激勵計劃（SGIP），這些政策成功推動了當地的儲能行業(yè)發(fā)展。鋰價下跌帶動儲能設備成本走低，業(yè)主方等待底部碳酸鋰價格持續(xù)下降，引發(fā)業(yè)主方觀望情緒。2023年，由于全球碳酸鋰產能釋放，供給寬松，價格一路下行。美國碳酸鋰價格由22年底的8萬美元/噸回落至1.5萬美元/噸，帶動儲能設備價格回落。以特斯拉MegaPack2h為例，價格從23年4月份的188萬美元/臺降低至24年3月的128萬美元/臺，降幅超過30%。在原材料價格快速回落階段，部分業(yè)主方可能希望等待成本進一步下降，保持觀望態(tài)度。目前，碳酸鋰價格已經接近底部，前期因觀望碳酸鋰價格而推遲的項目有望加快開工建設。第三章歐洲儲能從德國戶儲市場看歐洲儲能：維持謹慎樂觀根據EESA預測，歐洲2023年總體戶儲規(guī)模約9.2GWh，德國戶儲市場占歐洲總規(guī)模47%，有較強指導意義。2023年德國儲能累計裝機規(guī)模達到7.4GW/11.5GWh，較2022年底增長3.5GW/5.3GWh，增速在下半年逐漸放緩，由年中的200%以上下降至12月的-23%。德國24年1月新增大儲新增裝機量35.7MWh，工商業(yè)新增裝機量18.1MWh，戶儲新增裝機量333.0MWh；當月總計新增386.8MWh，同比-10%。同比增速處于連續(xù)下行趨勢，且已經連續(xù)3個月負增長，印證了我們之前對于歐洲儲能的謹慎預測。歐洲電力價格普遍下降，天然氣影響減小根據TRADINGECONOMICS，歐洲前三大儲能裝機國德國/意大利/英國電力價格分別為68.54/95.75/61.00歐元/MWh，盡管月度維度上存在一定價格波動，但與2022年能源危機時的峰值相比處于低位震蕩。上周五天然氣價格指數報價1.6822美元/MMBtu，年后繼續(xù)整蕩下行，短期看較難使得歐洲電價出現大幅上升。儲能補貼政策維持歐洲戶儲需求的底線歐洲電力價格的波動決定了儲能需求的上限，而歐洲政策的補貼力度與穩(wěn)定性維護了儲能需求的下限。以意大利為例，23年2-4月政府因為赤字壓力而暫停Superbonus補貼計劃，并在重啟后降低2024、2025年Superbonus補貼力度，導致致數千個工地的施工陷入停頓。最終政府不得不有限度地延長Superbonus計劃?？梢姡斚職W洲儲能市場需求較為脆弱，對于政策的依賴性較高，當下政策擾動會成為歐洲儲能需求的核心矛盾。第四章全球儲能裝機預測預測全球24-26年儲能裝機需求223/3