20250304-国泰期货-储能月度数据报告_内需仍有支撑_年中抢装或提前_16页_1mb

储能行业月度数据报告总结

核心内容概览

本报告分析了2025年1月国内及海外储能市场的表现，涵盖新增装机规模、中标情况、价格变化、收益情况及政策动态等多个方面，整体显示国内储能市场仍保持增长态势，而海外市场需求旺盛，尤其是大储市场表现突出。

国内储能市场分析

新增装机规模

• 2025年1月新增装机：2.87GW/8.23GWh，容量同比增长22.8%。
• 主要应用场景：
  • 电网侧：新增装机1.52GW/5.03GWh，占比61%。
  • 电源侧：新增装机1.29GW/3.09GWh，占比38%。
  • 用户侧：新增装机58MW/120.6MWh，占比1%。
• 区域分布：
  • 华北地区：新增装机3462MWh，占比42%。
  • 华中地区：新增装机1825MWh，占比22%。
  • 华东与西北地区：均超过1GWh。
  • 西南地区：新增装机329.51MWh，集中于电源侧。

中标情况

• 1月储能中标规模：创历史新高，达7.71GW/60.69GWh。
• 中标项目类型：
  • 集中采购（集采）：占比74%，总规模达45GWh。
  • 独立储能项目：占比21%。
  • 配储项目：占比3%。
  • 用户侧储能项目：占比2%。
• 装机预测：
  • 2025年新增装机预计为45.7GW/121.4GWh。
  • 表前项目预计装机110GWh，表后项目预计装机11.45GWh。

装机节奏

• 以往半年度抢装潮有望提前。
• 新能源项目“531”抢装效应：推动光储项目增量提前释放。
• 集中式电站：受时间限制，大规模抢装难以实现。
• 分布式项目：为主力，但因无强制配储要求，抢装力度有限。
• 6月预计为上半年高点。

政策影响

• 配储政策取消：中期或对需求形成利空，但短期内装机仍具备支撑。
• 地方政策尚未落地：政策执行需依据地方细则，存在不确定性。
• 部分省份仍保留配储要求：如贵州，表明政策衔接不畅。

海外储能市场分析

美国市场

• 12月新增并网：2146.4MW，同比增速58%，环比增长322%。
• 全年累计装机：10709.6MW，同比增长61%，但完成率偏低。
• 2025年规划装机：19136.8MW，预计全年新增装机15.6GW/48.2GWh，同比增速31%。
• IRA补贴暂停影响有限：储能项目规划规模未明显下滑。
• 区域分布：
  • 表前大储：主要分布在加州与德州，占比达93%。
  • 户用储能：同比持续增长，单季度装机创历史新高，配储率上升至28%。

欧洲市场

• 德国：
  • 1月新增装机198.5MW/311.2MWh，同比下降39%，环比下降40%。
  • 户用储能：1月新增装机184MW/276MWh，同比下降34%，环比下降10%。
• 英国：
  • 2024Q4大储新增装机达812MWh，创单季历史新高。
  • 2025年并网新政落地后，预计全年新增装机突破5GWh。
• 意大利：
  • 2024Q3新增装机546MW/1734MWh，同比大增136.6%。
  • 2024年全年大储新增装机2134MWh，较2023年小幅下滑。
  • 2025年预计增速明显放缓。

新兴国家市场

• 智利：项目储备总量提升至23266MW，2025年预计新增装机3.8GWh。
• 澳大利亚：Q4达成财务承诺的储能系统1936MWh，在建项目2475MWh，预计2025年新增装机将超过10GWh。
• 中东与亚非拉地区：多个大型储能项目落地，如沙特SEC三期、Masdar一期、菲律宾与非洲项目等。

储能行业价格跟踪

国内价格情况

• 储能系统报价：
  • 2小时储能系统：平均报价0.613元/Wh，环比下降12%。
  • 4小时储能系统：平均报价0.472元/Wh，环比下降2.1%。
• EPC报价：
  • 2小时储能EPC：平均报价1.115元/Wh，环比下降5.5%。
  • 4小时储能EPC：平均报价1.115元/Wh，环比下降11.5%。
• 电芯价格：
  • 280Ah电芯：价格稳定在0.30元/Wh。
  • 314Ah电芯：稳定在0.31元/Wh。
  • 户用100Ah电芯：小幅下跌至0.34元/Wh。
• 行业利润率：约1%，头部企业利润相对较好，二三线企业仍面临压力。
• 库存情况：1月国内储能电芯库存达49GWh，库销比上升至1.5个月，呈现累库趋势。

海外价格情况

• 欧洲电价温和回升：
  • 德国：40.42欧分/kWh，环比增长0.5%。
  • 意大利：33.46欧分/kWh，环比增长3.4%。
  • 英国：36.75欧分/kWh，环比增长0.7%。
  • 法国：30.27欧分/kWh，环比下降0.4%。
• 美国大储成本：平均成本降至1060美元/kW，同比下降16.64%，但跌幅收窄。
• 出口情况：
  • 储能电池出口：1月达6.3GWh，同比增长超3000%，环比增长28.8%。
  • 逆变器出口：12月达420.7万个，同比增长20.3%，环比增长4.2%。
  • 美国：逆变器出口量达36.2万个，同比增长18.3%。
  • 意大利：逆变器出口量达8.5万个，同比增长137.6%。

储能收益分析

国内收益情况

• 光储一体化收益率：多数省份低于光伏设备，光储平价尚未实现。
• 现货市场套利收益：广东、山西、山东均有所下降，主要因春节假期导致电价偏低。
• 峰谷价差收窄：导致工商业储能收益下降。
• 全投资回报率：全国范围内介于-8%至15%之间，广东理论回报率最高，达14.8%。

海外收益情况

• 欧洲户储收益：
  • 电价温和上涨，光储一体化IRR约10.0%，单一光伏设备IRR约8.24%。
  • 全欧平均电价下，光储IRR约3.69%，光伏IRR约4.87%。
• 英国大储收益：1月达8.8万英镑/兆瓦/年，同比增长137.8%。
• 澳大利亚大储收益：1月为10.5万澳元/兆瓦/年，同比下降31.3%，主要因市场套利收入减少。

政策动态

• 2025年1月政策发布：共39项，涉及储能规划、电力市场、储能补贴等领域。
• 重要政策亮点：
  • 国家层面：强调储能的电网调节作用，推动煤电企业自主配置调频储能。
  • 地方层面：广东、天津等地出台支持新型储能产业发展的补贴政策。
  • 市场机制：多地出台容量补偿机制及调节激励措施，推动储能深度参与市场化交易。

总结

• 国内：配储政策取消对需求形成中期利空，但短期装机仍具备支撑，预计全年新增装机45.7GW/121.4GWh。
• 海外：大储需求多点开花，尤其是美国与欧洲，户储市场仍需等待修复。
• 价格：国内储能系统及EPC价格回落，海外电价温和回升。
• 收益：国内收益下降，海外大储收益增长，尤其是英国。
• 政策：储能的调节作用被进一步强调，激励机制加速建立。