储能行业观察：8月至今储能系统中标均价每瓦时1.14元
【资料图】
报告摘要
1）国内大储：截至本周，8 月储能中标规模已完成7 月储能中标量的17.9%/24.7%，8 月储能系统均价为1.14 元/Wh，价格区间为1.08-1.8 元/Wh，大多数价格集中在1.2-1.5 元/Wh。2023 年7 月整体储能系统均价为0.95 元/Wh，环比上个月-15.8%，价格区间为1.09-3.275 元/Wh，大多数价格集中于1.18-1.4 元/Wh 之间。2023 年7 月储能EPC& 系统中标总规模约为2.63GW/5.96GWh ， 同比+83.1%/+114.5% ， 环比+69.93%/+74.78%， 1-7 月储能EPC& 系统累计中标13.6GW/32.2GWh ， 同比+153.7%/+199.8%。其中7 月单月储能系统中标总规模约为2.02GW/4.73GWh，同比+339.36%/+366.69% ， 环比+79.45%/+86.95% ； 储能EPC 中标总规模约为0.62GW/1.23GWh，同比-37.18%/-30.31%，环比+44.71%/+39.77%。分应用场景看（部分不明确应用场景的项目未纳入统计），电网侧中标总规模占比100%/100%。长期看，随着新型电力系统建设的加速推进，国内大储商业模式呈边际向好态势，盈利模式将被加速捋顺，工商储受益于碳酸锂价格的下跌及峰谷价差的持续拉阔，其经济性进一步提升。据CNESA 数据，7 月新型储能新增装机2.4GW/4.9GWh，环比-31.4%/-31.9%。
Q2 新型储能新增装机5.9GW/12.3GWh，环比+96.7%/105%，功率同比超15 倍，主要因去年同期供应链价格高，新型储能新增装机基数较低。2023 年1-6 月新型储能新增装机8.9GW/18.3GWh，超过去年全年的7.3GW/15.9GWh，景气度超预期，但从产业调研反馈，今年国内大储招投标市场竞争强度明显增加。
2）欧洲户储：截至2023 年8 月11 日，德国电力现货价格为80.14 欧元/MWh，周均价环比-5%；德国电力期货价格为136.25 欧元/MWh，周均价环比+0.04%；荷兰天然气现货价格为34.58 欧元/MWh，周均价环比+16.57%；荷兰天然气期货价格为51.83 元/MWh，周均价环比+1.54%。本周欧洲电价下跌，气价上升，主要因因政府呼吁节能，且欧洲大部分地区过高电费导致需求减少。预计短期内欧洲气价电价将继续低位波动。
2023 年7 月德国储能新增装机数合计325MWh，其中大储/工商业储能/户储分别为6.74/6.8/310MWh。 2023 年1-7 月德国累计储能新增装机数为8.86GWh，同比+96.2% ， 其中大储/ 工商业储能/ 户储分别为1.3/0.36/7.2GWh ， 同比分别+86.8%/60.2%/+100%。截至目前，欧洲户储分销渠道库存水位已经明显改善，但据我们跟踪，户储新订单仍疲软，但判断下半年将逐步走高。我们认为随着俄乌冲突的缓解及欧洲各地政策的逐步退坡，2023 年欧洲户储装机增速较2022 年将有所放缓，但仍将维持较高增速。
3）美国储能：2023 年Q1 美国储能新增0.78GW/2.145GWh，同比-11.3%/-22%，环比-27%/-29%。其中，表前市场仍为美国储能新增装机主要来源，占70.5%/72.3%。23Q1美国表前市场新增装机0.55GW/1.55GWh，同比-25.8%/-35.3%，环比-34.8%/-38.1%，主要受供应链及并网限制影响，超过1.8GW 原计划Q1 装机的储能项目被推迟，其中加利福尼亚州和德克萨斯州为表前市场贡献了84%的新增装机量。
2023Q1 美国户储市场新增装机155MW/388MWh，同比+7.1%/+16.2%，环比-9.1%/-9.3%，户储装机出现了近两年来的首次环比下降，打破了连续六个季度的环比增长势头。
2023Q1 美国工商业市场新增装机69MW/203MWh， 同比+9.7%/+43%， 环比+44%/+111.8%，工商储新增装机在连续四个季度低于平均水平后终于反弹，2023Q1 工商业储能新增装机增加主要是由于前期被推迟的项目实现并网。
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