20241111-国泰期货-储能月度数据报告_海外大储需求回暖_国内存抢装预期_17页_1mb

储能行业月度数据报告总结（2024年11月11日）

核心内容概览

本报告分析了2024年9月国内外储能行业的发展情况，包括新增装机量、中标情况、价格变化、收益测算以及相关政策动态，为行业参与者提供市场趋势与投资参考。

一、国内市场：装机小幅下降，年底抢装支撑年内装机需求

1.1 国内储能新增装机情况

• 2024年9月：新型储能新增装机0.79GW/2.38GWh，容量装机同比-19%，环比-57%。
• 1-9月累计：新型储能累计新增装机20.1GW/51.6GWh，同比维持较高增速。
• 装机结构：
  • 电网侧装机占比最高，为56%，主要分布在山西、青海、浙江、安徽等。
  • 电源侧装机220MW/766MWh，分布在新疆、甘肃、宁夏、山西、西藏等8省。
  • 用户侧储能新增装机127MW/307MWh，环比增长7%，占比提升至16%。

1.2 国内储能未来装机预测

• 9月中标规模：101个项目，中标规模7.43GW/16.35GWh，同比下降11%，环比增长45%。
• 装机类型：
  • 储能系统采招10.17GWh，占比62.2%。
  • 储能EPC项目采招5.77GWh，占比35.3%。
• 全年装机预测：上调至35.9GW/89.5GWh，同比增速84%。
• 月度预测（单位：GWh）：

1.3 用户侧储能备案情况

• 9月备案量：863个项目，总规模超4.87GW/5.88GWh，环比增长34.3%，同比增长320%。
• 重点省份：
  • 江苏：备案项目达250个，总规模1.36GW/2.86GWh，环比增长74%。
  • 广东：备案项目178个，总规模116.8MW/263.1MWh，环比下降9.3%。
  • 浙江：备案项目341个，总规模263.7MW/561.1MWh，环比下降11.7%。

二、海外市场：并网速度有所提升，海外大储装机逐步回暖

2.1 美国储能装机情况

• 9月新增并网：8月大储新增并网923.3MW，同比+91%，环比+17%。
• 年度预测：上调至11.97GW，同比+80%。
• 市场结构：
  • 表前储能：占比高，且在Q2实现大幅增长。
  • 工商业储能：Q2装机29MW/87MWh，同环比+61%/+96%。
  • 户用储能：Q2装机209MW/423MWh，同环比+11%/-18%。

2.2 欧洲储能装机情况

• 德国：9月新增装机223.5MW/334.7MWh，同比-42%，环比-17%。户储需求疲软，表前大储装机小幅增长。
• 英国：Q3大储新增装机259MW，创年内新高，但同比-38%。
• 意大利：Q2新增装机553MW/1562MWh，同环比+322.2%/+70.9%。表前储能占比超95%。

2.3 新兴国家储能装机情况

• 智利：9月项目储备总量达16770MW，环比增加2019MW，但落地速度偏慢。
• 澳大利亚与阿联酋：完成多个大型储能项目规划，其中阿联酋宣布建设全球最大单体储能项目，计划于2025年底并网50%。

2.4 储能电池与逆变器出口情况

• 储能电池出口：9月出口总量达8.4GWh，同比+270.9%，环比+51%，占销量比重达30.8%。
• 逆变器出口：9月出口429.5万个，同比+9.9%，环比-18.8%。
• 分国别：
  • 美国：逆变器出口33.3万个，同比-1.0%，环比+2.8%。
  • 德国：逆变器出口13.1万个，同比-39.7%，环比-16.5%。

三、储能行业价格跟踪：储能系统中标价格回落，海外电价温和回升

3.1 国内储能相关价格

• 2小时储能系统：平均报价0.578元/Wh，环比-16.11%；最低报价0.301元/Wh。
• 4小时储能系统：平均报价0.706元/Wh，环比+12.4%。
• EPC报价：2小时EPC平均报价1.057元/Wh，环比-6.54%。
• 电芯价格：
  • 280Ah电芯均价0.31元/Wh，环比-2.3%。
  • 314Ah电芯均价0.32元/Wh，环比-5.7%。
  • 户用100Ah电芯均价0.38元/Wh，环比-2.6%。
• 成本分析：
  • 储能电芯生产完全成本约0.326元/Wh。
  • 储能系统成本约0.622元/Wh。
  • 正极材料成本占比最大，为35%，单位成本0.107元/Wh。

3.2 海外储能相关价格

• 欧洲户储价格：主流产品单位价格0.34-0.53欧元/Wh，价格趋于稳定。
• 美国大储成本：Q2平均成本1160美元/KW，同比下降33.56%，环比回升3.33%。
• 电价变化：
  • 欧洲居民电价平均24.15欧分/KWh，同比-5.8%。
  • 德国电价回升至39.87欧分/KWh，同比+1.1%，环比+1.5%。
  • 意大利电价上涨至32.14欧分/KWh，同比-17.3%，环比+0.6%。
  • 英国电价上涨至35.64欧分/KWh，同比-17.6%，环比+2.3%。

四、储能收益跟踪：光伏成本企稳，光储平价或加速到来

4.1 国内储能收益测算

• 9月光储收益：
  • 山东：理论套利收益274.5元/MWh，同比-1%，环比+27%。
  • 山西：理论套利收益224元/MWh，同比+13%，环比+108%。
  • 广东：理论套利收益115.5元/MWh，同比-35%，环比-28%。
• 全投资回报率：
  • 16个省份峰谷价差缩小，广东理论回报率20.2%，居全国第一。
  • 9省理论回报率可达10%以上，储能建设成本下降是IRR上行主因。

4.2 欧洲户储收益测算

• 德国光储一体化IRR：约9.87%，单一光伏设备IRR约8.12%。
• 全欧平均电价下：光储一体化IRR约3.03%，单一光伏设备IRR约4.54%。
• 户储吸引力：当前电价尚处低位，制约户储进一步渗透。

五、储能政策跟踪：电力市场建设加速，储能收益多样化

• 政策数量：9月共发布48项储能相关政策，其中6项被重点提及。
• 主要政策内容：
  • 《电力市场注册基本规则》：明确市场注册业务全流程标准。
  • 《促进用户侧储能发展实施方案》：地方层面推动用户侧储能发展。
  • 《华东区域电力辅助服务管理实施细则》：明确多种辅助服务补偿标准。
  • 《东北区域电力辅助服务管理实施细则》：明确新型储能的市场主体地位。
  • 《青海省新型储能参与电力市场交易方案》：细化新型储能参与市场规则。
  • 《吉林省电力市场运营规则》：允许独立储能全电量参与日前现货市场。

关键信息总结

• 国内装机：9月装机小幅下滑，但年底抢装预期支撑全年装机至89.5GWh。
• 海外装机：美国大储完成率改善，欧洲大储边际好转，新兴国家项目储备增加。
• 价格趋势：国内电芯价格持续下探，储能系统报价回落；海外电价温和回升，美国大储成本下降。
• 收益变化：国内光储收益差值缩小，部分地区实现光储平价；欧洲户储收益受限于电价。
• 政策动态：电力市场建设加速，辅助服务机制完善，推动储能收益多样化。