美国变压器交付延期，拖累整体装机进度。
23年中国储能装机规模翻两番，累计47GWh
2023年中国新增新型储能装机量为21.5GW/46.6GWh，同比+193%/+194%。其中，23Q4装机呈现加速态势，实现新型储能装机量 9.2GW/21.1GWh，环比+119%/+148%，同比+48%/+57%，占全年比例约为45%。
截至2023年12月，中国已投运电力储能项目累计装机86.5GW，同比+45%；抽水蓄能累计装机51.3GW，同比+11%，占比首次低于 60%；新型储能占比同比提升18.2个百分点；新型储能中，锂电占比进一步提高，由2022年的94%提升至2023年97.3%。
中国储能招投标需求总体较强，指引装机高增
24年1-5月储能招标需求增长较快。据不完全统计，24年1-5月中国储能招标规模为29.03GW/70.19GWh，同比+87%/+63%，增速较 今年一季度进一步提升；2024年1-5月中国储能系统/EPC中标规模为38.74GWh，同比+79%，保持较高增速。考虑到从招标到项目完工 的时间跨度一般为6个月，上半年招标增速高增对于下半年的装机需求构成积极指引。
24M1-4中国储能装机规模+118%，表前储能仍为主要场景
2024年一季度新型储能项目新增装机3.76GW/9.18GWh，同比+143.44%。其中，表前储能中，电网侧新增装机2.26GW/4.62GWh，容 量规模占比50.29%，以共享储能和独立储能为主；电源侧新增装机1.09GW/3.38GWh，容量规模占比36.76%，光伏、风电配储规模相 当。表后市场（用户侧）新增装机0.411GW/1.19GWh，容量占比12.95%，主要为工商业储能。
24年4月储能新增装机继续强势增长。4月储能新增装机规模为1.97GW/6.51GWh，同比+30%/+90%；1-4月新型储能新增装机 5.79GW/15.68GWh，同比+64%/+118%。
储能中标价格出现明显反弹，电芯价格出现分歧
储能EPC价格继续反弹，电池价格维持低位。 2024年5月储能EPC中标均价为1.47元/Wh，环比+15%，同比-9%，降幅明显收窄，且高 于年初水平；储能系统中标均价为0.65元/Wh，环比-22%，同比-49%，回落至年内低位。 户储电芯价格企稳，280Ah电芯价格小幅下降，主要因去库压力。根据SMM最新数据，户用储能电芯为0.45元/Wh，环比持平，年初至 今下跌0.02元/Wh；电力储能电芯为0.36元/Wh，环比下降0.02元/Wh，年初至今下跌0.1元/Wh。 展望下半年，当8月需求回落后，储能电芯、系统的最低价有可能进一步下探，不同品质的价格分化更加明显。
海外储能补库需求启动，电池、逆变器出口环比改善
海外储能补库需求于4月开始明显提升。根据动力电池产业创新联盟对于在册样本企业的数据统计，2024年1-5月储能电池总销量为 61.6GWh，国内销量为53.3GWh，出口量为8.4GWh。出口需求较今年年初明显改善，海外销量累计占比由3%提升至14%，符合我们之 前对于欧洲补库需求的判断。 逆变器出口需求同步改善，印证海外补库需求。 24年4月中国逆变器出口金额为6.9亿美元，同比-31%，环比+15%，连续两个月实现环 比改善，同比降幅亦有较大收窄。从结构上看，修复主要由微逆出口增加所贡献。
6月中国各地电力峰谷价差变动较小
据北极星储能网统计，2024年6月全国各地代理电价峰谷价差均值为0.67元/KWh，环比持平；有13个省市峰谷价差超过0.7元/KWh的门 槛值，较5月减少1家（有3个省份未公布电力峰谷价差）。6月河北和内蒙古电力价差上升0.14元/KWh，预期随夏季来临更多省份会开始 执行尖峰电价政策。 储能装机前五的省份中，内蒙、湖南环比提升0.13/0.18元/KWh，甘肃环比下降0.04元/KWh，新疆、贵州与上月持平。
新国标逐步落地，推动行业健康发展
2023年底，国家标准化管理委员会发布了《2023年第20号中国国家标准公告》，其中共有13项为储能相关新标准，且都将于2024年7月 1日起正式实施。新规将从锂电池制造、电池标准、储能电站调试、电池退役等多方面对于储能行业提出更高的要求，促进行业高质量发 展，部分低质产能将迎来洗牌。 考虑到年内仍有更多储能行业相关国标将更新或发布，部分项目方会等待国标落地后在做项目规划，或对近期国内储能行业需求构成一 定影响。
美国23年大储装机增长强劲，24年延续高增
23年美国储能装机整体增速亮眼。根据EIA，2023年美国1MW以上储能（大储）装机量为6.36GW，同比+64%。储能装机集中在6月、7月和 12月，分别为1.06/1.51/1.36GW，合计占全年装机量的62%，主因同期风光装机明显放量。 24年1-4月美国大储装机持续高增。根据EIA数据，24年1-4月美国大储新增装机1.75GW，同比+192%。
ITC政策补贴下，储能项目经济性提升
美国2023年装机规模最大的州仍为加利福尼亚州与得克萨斯州，分别装机2.94GW与1.33GW，同比+20%/+3%，增速有所放缓，合计装机规 模占比从22年的90%下降到23年的65%。 其余多州储能装机增长迅猛，如亚利桑那州、内华达州、夏威夷州等，分别较22年增加841MW（22年0装机）、285MW（+380% yoy）、 212MW(+544% yoy)。
美国储能平均配储时长提升，大储占比进一步提升
美国储能平均配储时长有所提升，区域差异明显。根据WoodMackenzie，美国23年储能装机为8.74GW/25.98GWh，平均配储时长2.97 小时。各州的配储时长差异较大，加州平均配储时长接近4小时，而德州持续时长约为2小时，主要由于各州储能使用场景存在差异。
从储能装机结构看，美国以表前储能为主，表前储能中独立储能占据超半数。23年美国大储/户储/工商业储能装机分别为 4.21/0.47/0.14GW，同比+36.2%/+1.2%/+32.1%，占总装机比例87.3%/9.8%/2.9%，较22年大储占比进一步提升。从表前结构来看， 2022年美国表前储能以独立储能和光伏配套为主，功率口径占比分别为51.5%/36.7%。
多重因素限制，美国储能装机长期低于预期
尽管美国储能装机实现高增长，但与EIA公布的预期值存在较大差距。2023年1月，美国EIA预测全年将完成储能装机8.64GW，并在后 续几个月连续上调，直到5月份全年装机预测值达到最高，为9.77GW，远高于23年实际装机量6.36GW。
受到储能并网复杂、变压器短缺、利率高企和碳酸锂价格等因素扰动，2023年美国各个月份储能装机完成度始终不及预期。与年初预期 相比，2023全年的完成度为74%。从单个月份看，大部分月份的完成度不足50%，许多项目不断延期。
美国电网老旧，难以适应新能源电力，催生辅助需求
美国电网老化严重，难以适应新能源电力的特点，因此有较强的辅助需求。美国大部分电网系统于上世纪80年代建设完成，目前有超过 70%的电网系统工作超过25年以上，不但自身经常发生故障，而且难以适应光伏风电的间歇性、分布式等特点，因此有着较高的电网辅助 需求。
加州独立系统运营商（CAISO）发现，该地区净负荷曲线呈现早晚高，中午极低的“鸭子曲线”。这是因为光伏发电量在中午时达到最大， 在傍晚消失，但用电需求在晚上10点之后才会逐渐下降。因此，中午时间的电力系统净负荷（预期负荷和预期发电量之差）接近于0，电 力过剩；而早晨和傍晚的净负荷较高，电价高企。这也对电网的稳定性产生冲击，需要储能设施辅助电网平滑电力供需。
美国电网辅助需求旺盛，推动多个应用场景发展
美国电力系统辅助需求旺盛，促使储能行业发展出丰富的应用场景。根据EIA披露，截止2022年，美国在运行的储能设备可分为12种不 同的应用场景。其中，规模较大的有频率调节、套利、斜坡/旋转备用、能量时移，分别为6.7、5.2、4.9、3.0GW，占比为26%、20%、 19%、11%。
从增量看，22年增长最多的应用场景为频率调节、斜坡/旋转备用、套利、能量时移，分别增长3.7、2.9、2.5、1.5GW，占到总增量的 29%、23%、19%、12%，这些功能可以帮助电网快速平衡电力供需之间的临时差异。
往年FERC审批效率低下，储能项目被迫拖延
美国储能项目并网排队时间长，审核缓慢致队伍持续拉长，项目并网不断延期。美国储能项目在建设安装之前需要先获得并网许可。在 FERC并网新规落地前，由于审批流程复杂、电网改造成本存在争议、线性审核机制等问题，整个过程的等待时长在455-545天左右。如果 研究不通过被打回，等待期限还要延长；如果需要修改计划中中的部分细节，则需要重新排队。
根据劳伦斯伯克利国家实验室数据，截止23年9月份，加州地区CAISO的平均排队时长已达到43.4个月，光储项目从提出到投运的总时间 超过70个月。
变压器交付缓慢，拖累整体项目进度
美国变压器交付延期，拖累整体装机进度。变压器是光储项目并网的重要设备。近年来美国由于新能源项目建设，叠加老旧电网更新， 变压器需求旺盛。目前美国全年有2/3的变压器用于老旧电网改造，仅有1/3用于电网扩展和新能源并网。
美国变压器产能严重不足，进口依赖度较高，存在供需缺口。23年美国变压器进口额已达到58.11亿美元，占总市场比例为77%。海外 新增变压器产线建设需要较长周期，预计22年新开工项目到25年开始投产，美国变压器市场将处于短缺状态。根据PTR，美国电力变压 器交货时间从疫情之前的12-14个月增至当前的38个月，拖累光储项目的整体进度。
欧洲23年储能新增装机高开低走，总体增速较高
欧洲2023储能装机总体增速较高。根据欧洲储能协会（EASE）数据，23年总装机规模规模为13.5GWh，同比+93%；户储装机规模为 9.5GWh，同比+109%，占比70%。2022年欧洲储能新增装机约4.5GW，同比+81%。
欧洲23H2储能装机增速出现下降，主因户储需求下降。以欧洲最大的储能市场德国为例，2023H1单月新增装机增速普遍+150%-250%， 然而自23年8月开始增速出现明显下降并持续降低，23年12月出现单月新增装机量-23%负增长。截至最近5月，德国当月储能装机新增 330MWh，同比-32%。
户储仍是主要场景，大储有望接力
户储仍是欧洲储能新增规模最大的使用场景。根据EASE，23年欧洲户储装机规模为9.5GWh，同比+109%，占比70%，占比较22年有 较大提升。2022年欧洲储能新增装机中，户储约2.5GW，占比56%；大储及工商储约2GW，占比44%。
展望未来，受电力价格下降及储能补贴政策不稳定等因素影响，户储增速将逐步放缓。由政府招投标及市场化项目推动的大储有望成为 新的增长动力，装机占比或将显著提升。根据Wood Mackenzie预测，到2031年，欧洲大储累计装机量将达到42GW/89GWh；英国、意 大利、德国、西班牙等国引领大储市场。
意大利：户储需求退坡，大储有望发力
意大利电力价格在欧洲排名第一，结合意大利政府于20年推出的Superbonus计划，促使意大利成为欧洲户储装机量第二和储能装机量第 三大的市场。根据ANIE数据，截至2023年6月30日，意大利总共完成了3045MW/4893MWh的储能装机，其中23Q2完成户储装机 776MWh，环比-13%，主因Superbonus补贴政策退坡。意大利储能结构也以户储为主，其新增装机占比超过80%。
23年12月，欧盟批准了意大利高达177亿欧元的储能计划，以帮助意大利建设超过9GW/71GWh的储能设施。该计划将持续到2033年底， 按照计划，意大利到2030年在南部和西西里岛等地建成大规模的大储设施。
