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储能行业观察:7月国内储能EPC&系统中标规模5.87GWH


【资料图】

1)国内大储:据公开资料不完全统计,截至本周,7 月储能中标规模已完成6 月储能中标量的167%/172%,7 月储能系统均价为0.94 元/Wh,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。2023 年6 月整体储能系统均价为1.13 元/Wh,环比上个月+20.3%,价格区间为0.985-1.74 元/Wh,大多数价格集中于1.2-1.5元/Wh 之间。2023 年6 月储能EPC&系统中标总规模约为1.55GW/3.41GWh,同比+26.2%/+29.98% , 环比+13.93%/+8.18% , 1-6 月储能EPC& 系统累计中标11.4GW/22.6GWh,同比+186.4%/+217.4%。分应用场景看(部分不明确应用场景的项目未纳入统计),电源侧中标总规模占比24.8%/24.4%,电网侧中标总规模占比75.1%/75.6%。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,6 月新型储能新增装机3.5GW/7.2GWh,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7 月28 日,德国电力现货价格为76.68 欧元/MWh,周均价环比+1.64%;德国电力期货价格为137.55 欧元/MWh,周均价环比+2.3%;荷兰天然气现货价格为28.15 欧元/MWh,周均价环比+10.67%;荷兰天然气期货价格为52.17元/MWh,周均价环比+4.77%。本周欧洲电价气价上升,主要因欧洲高温导致用电需求增加。预计短期内欧洲气价电价将继续低位波动。2023 年1-6 月德国累计储能新增装机数为2.15GWh , 同比+138.9% , 其中大储/ 工商业储能/ 户储分别为106.26/59.47/1980MWh,同比分别+153.7%/62.7%/+140%。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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