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图1:中国已投运电力储能项目累计装机规模(截至2024年6月底),单位:MW%
数据来源:CNESA
图2中国已投运新型储能累计装机情况(截至2024年6月底)
数据来源:CNESA
用户侧储能装机同比增长超650%
规模等级上,百兆瓦级项目数量增速明显,50余个百兆瓦级项目相继投运,同比+30%;规划和建设中的百兆瓦级项目数量业已超过去年全年水平,以100-500MW项目数最多。新增项目中,2-4小时项目数最多,占比78%。
技术分布上,磷酸铁锂仍是主流,非锂储能技术应用逐渐增多:首个百兆瓦时级钠电储能项目、最大规模混合储能项目、300MW级压缩空气储能项目并网;百兆瓦时级重力储能项目首套充放电单元测试成功、百兆瓦级飞轮独立储能电站建设中;工商业用户侧长时液流电池项目投入使用等。
应用分布上,仍以源网侧应用为主,合计占比92%;用户侧占比较去年同期提升6个百分点,装机规模同比增长超过650%;支持可再生能源并网、大容量能源服务、用户能源管理服务是各应用领域最主要的服务。
得益于峰谷价差持续拉大和时段的优化,用户侧储能的市场热度持续升高。2024年上半年新增备案项目5231个,备案项目用户侧数量占比最大,接近70%,浙江备案总项目数和用户侧项目数均领先全国。
图3:中国新增投运新型储能项目应用装机分布(2024.H1),单位:MW%
数据来源:CNESA
新型储能招投标市场
储能系统中标均价趋稳
招标规模持续高增长,电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平(以能量规模计算),同比+86%、+29%、+124%;月度招标总量均高于去年同期水平,月均招标总量10GWh+(含电池系统、储能系统和EPC )。
源网侧招标规模高于去年同期,特别是电网侧招标规模涨幅最大,同比+140%,占比提升12个百分点;集采/框采规模近30GWh,同比+20%,超过60%的采购规模来自储能系统。
招标主体集采/框采规模放量,Top4规模均超5GWh,全部高于去年同期水平,国家能源集团集采/框采规模最大,同比+157%;中车株洲所,阳光电源、海博思创、远景能源 入围标段数最多。
图4:5GWh以上集采/框采项目招标主体和入围企业分布情况(2024.H1),单位:GWh
数据来源:CNESA
中标方面,中标规模同样高于去年同期,电池系统、储能系统和EPC的中标量(以能量规模计算),同比+50%、+19%、+173%;上半年中标总量(含电池系统、储能系统和EPC)同比+90%,各月中标规模均高于去年同期,最大月度中标规模增速超过200%。
储能系统上半年整体比去年同期是下降趋势,但上半年整体中标均价趋稳,为676.06元/kWh,同比-49%,与年初相比下降9%;此外,上半年出现了低于500元/kWh报价,创历史新低。
EPC上半年中标均价相对储能系统波动较大,中标均价1369.08元/kWh,同比-27%,与年初相比下降14%,降幅大于储能系统。
图5:磷酸铁锂储能系统中标均价及价格区间(2024.H1),单位:元/kWh
数据来源:CNESA
图6:储能系统和EPC中标均价变化趋势(2023年1月-2024年6月),单位:元/kWh(注:0.5C磷酸铁锂电池储能系统,不含用户侧应用;中标均价为统计周期内各项目中标单价的算术平均数。)
数据来源:CNESA
新型储能产业发展
产能投资回归理性
从产能规模来看,上半年我国新增储能电池产能规模 74GWh(含拟建、开工和投产项目),投产项目产能规模 9GWh,同比 -31%,全部来自锂电池项目。整体来看,产能投资回归理性,黑芝麻、珠海冠宇、新宙邦等多个锂电池、材料、电解液项目暂缓或终止。
从产量来看,2024年1-6月份,中国企业在全球市场中储能型锂电池产量超过110GWh,同比+47%;受上游原材料价格下降等因素影响,全国锂电池出口总额同比-12%,达到1934亿元。
图7:国内锂电池产量和出口情况分布(2021.H1-2024.H1)
数据来源:工业和信息化部,CNESA,海关总署
从资本市场景气度来看,2021年我们通过54家上市企业成分股发布的CNESA储能指数,在今年上半年上升了8.67%,同期创业板指数下降10.99%。与2021年初相比,储能指数上涨1.88%,创业板指数下降43.25%;整体来看,行业竞争仍然激烈,上游电池及电池材料,产能利用率走低,单价下降,多家企业呈现增收不增利的现象。从成分股的表现来看,规模化企业的抗风险能力高于业界平均水平。
企业方面,上半年储能企业在全球业务拓展方面持续加力。2024年上半年,中国储能企业在全球范围内签约订单规模超过 80GWh(不含招投标订单);海外订单 签约规模 超过50GWh,主要市场来自美洲、欧洲、澳洲、非洲、东南亚、中东等地。电池类企业带着 “产品”与“产能”出海逐渐成为趋势,部分电池企业也开始延展链条,将业务拓展至集成环节。光储类企业,由于具备技术、资源、渠道等优势,因此在海外布局的节奏也比较快。
图8:部分电池类和光储类企业典型海外订单情况(2024.H1)
储能产品迭代速度加快。在今年储能国际峰会期间,有100多款新品发布。电芯容量越来越大,从280到314甚至到500、600Ah产线已经在建设中,马上量产;储能系统容量从3点多兆瓦时到5MWh,甚至宁德时代、比亚迪、瑞浦兰钧等电池企业已经推出6MWh系统,还有储能系统其他核心配套单元,PCS、BMS、EMS、热管理方式、电气设备、以及各种集成技术,都在随着系统容量的变大而迭代升级。
新型储能政策及收益
一半以上收益依赖容量租赁
截至2024年6月底,全国已发布约 2160余项 与储能直接和间接相关的政策,广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中;2024年上半年,全国共发布储能直接和间接相关政策 425项,是去年同期的1.6倍。截至目前,全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标,总规模达 86.6GW。20余个地区 提出的2025年产值/营收目标超500亿元,总规模目标近3万亿元。
从各项政策来看,新能源配储的方式越来越灵活,各地都鼓励租赁或购买独立共享储能容量;虽然多地动态调整分时电价,但峰谷价差同比呈下降趋势,今年前8个月,32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh,同比-6.7%;现货市场方面,现货均价同比去年上半年普遍下降;调峰辅助服务方面,国家发布196号文件,是影响辅助服务市场价格的关键因素,储能收益不确定性增增加;容量租赁方面,容量租赁价格受供需影响较大;容量补偿方面,河北、浙江对电网侧独立储能给与容量装机补偿,内蒙古、新疆等地按照放电量给与容量补偿。
图9不同地区新能源配置储能要求
注:加粗的地区为2024年上半年新发布新能源配储要求的地区
数据来源:CNESA
图10:全国电网代购电平均价差(2024年1-8月),单位:元/kWh
从收益水平上看,美国CAISO、ERCOT电池储能平均收益水平最好,过去两年呈增长趋势。从收益构成上看,澳大利亚、英国储能收益来源以辅助服务为主,随着辅助服务市场的饱和,收益水平出现了大幅下降,但即便如此,从每年每兆瓦的收益来看,整体水平仍然高于国内。另外,与国外典型国家相比,国际市场中大部分收益来自于市场化的能量市场和辅助服务市场,容量市场占据一小部分;但国内独立储能电站一半以上的收益依赖容量租赁,租赁年限和租赁价格难以保证,未来我们仍需在储能如何参与电力市场方面持续探索和发力。
新型储能市场展望,理想场景下
2030新型储能累计装机313.9GW
CNESA自2014年起对中国储能市场规模进行预测,CNESA继续基于保守场景和理想场景,除了对2024-2028年中国新型储能市场的装机规模和发展趋势进行预测外,还新增了对2030年装机规模的预测。
预计“十四五”最后两年,新增储能装机仍呈快速增长态势,超额完成目前各省的规划目标;“十五五”呈现一个平稳增长的态势。
保守场景下,预计2028年新型储能累计装机规模将达到168.7GW,2024-2028年复合年均增长率(CAGR)为37.4%;预计2030年新型储能累计装机规模将达到221.2GW,2024-2030年复合年均增长率(CAGR)为30.4%,年平均新增储能装机规模为26.6GW。
理想场景下,预计2028年新型储能累计装机规模将达到220.9GW,2024-2028年复合年均增长率(CAGR)为45.0%。预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9GW,2024-2030年复合年均增长率(CAGR)为37.1%,年平均新增储能装机规模为39.9GW。
图11:中国新型储能累计装机规模预测(2024-2030年),单位:GW
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