摘要
1.国内储能
截至5月19日，5月国内储能EPC&系统中标总规模约为1.02GW/2.06GW，相比上月完成33.3%/24.5%；其中储能EPC中标总规模约为129.5MW/242.13MWh，储能系统中标总规模约为121.7MW/93.86MWh，均价约为1.22元/Wh，环比4月的1.14元/Wh有所上升。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；近期国家电网公布5月各区域代理购电价格，超七成的地区的峰谷价差同比去年5月呈增长态势；此外，储能标准化信息平台发布关于征求9个储能国家标准意见，标准涵盖各应用场景储能系统的技术与控制规范，终端企业对于产品的可靠性愈发重视而不是一味地追求低价。2022年我国储能新增装机达7.3GW/15.9GWh，同比增速超200%，当前电池级碳酸锂价格已从单吨17.7万迅速反弹至29.2万，下游需求在确认锂价企稳后快速回暖，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5月19日，德国电力现货价格为46.81欧元/MWh，周均价环比-14.58%；德国电力期货价格为138.55欧元/MWh，周均价环比-6.48%；荷兰天然气期货价格为50.18欧元/MWh，周均价环比-9.43%。欧洲天然气库存水平为62.55%，周环比+1.14pct。本周欧洲电价气价整体下降，低于俄乌冲突之前的水平。我们认为天然气消费恢复缓慢，充足的天然气库存将进一步压制天然气价格，短期内欧洲气价电价仍将震荡向下。从中长期看欧洲依旧面临供应缺口风险，下半年亚洲能源需求的进一步复苏和工业天然气的迅速回升或进一步推高全球天然气价格。目前欧洲户储需求仍然强劲，意大利之前预计退坡的SuperBonus将延期至9月底，但市场对其未来量的增速与盈利能力有所担忧（24年的需求）。
3.美国储能
22年储能装机不及预期，23年看翻倍空间。根据Wood Mackenzie数据，22年美储新增装机4.8GW/12.2GWh，低于市场预期，其中22Q4美储新增装机1.07GW/3.03GWh，同比-33.9%/-35.9%，环比-26.1%/-38.0%。美国装机功率小幅下修0.5GW，装机容量大幅下修近2GWh，按照之前披露的季度装机容量加总，2022年美储装机容量应超14GWh。目前美国储能筹备项目由22年的200GW增至近250GW，预计其中50GW-60GW的项目将于2025年前正式投运。我们认为随着供应链问题逐步缓解，22年延期项目将陆续投运，叠加IRA法案对装机需求的刺激，23年美国储能装机翻倍的确定性大，预计规模有望超10GW/30GWh。
正文
一、储能行业数据跟踪
（一）国内大储：5月储能EPC&系统中标规模为1.02GW/2.06GWh
根据公开资料不完全统计，本周共有8个储能项目招标，其中储能系统采购项目5个，1个为电源侧项目，2个用户侧项目，2个电网侧项目，1个无法确定具体应用场景，总规模为105.2MW/260.43MWh。EPC项目3个，2个电网侧项目，1电源侧项目，总规模为155MW/310MWh。
本周共有9个储能项目开/中标，中标均价为1.23元/Wh，环比上周上升1.91%。其中EPC项目4个，均为电网侧项目，总规模为129.5MW/242.13MWh；储能系统项目5个，其中4个电网侧项目，1个用户侧项目，总规模为121.7MW/93.86MWh。
根据公开资料不完全统计，截至本周为止，5月储能中标规模已完成4月全部中标量的33.3%/24.5%，2023年4月储能EPC&系统中标总规模约为3.06GW/8.41GWh，同比+351.79%/+504.86%，环比+56.44%/+111.77%。其中储能EPC中标总规模约为1657MW/3584MWh，同比+1741.33%/+1786.53%，环比+74.07%/+84.51%；储能系统中标总规模约为1406MW/4824MWh，同比+139.11%/+301.97%，环比39.76%/137.89%。4月整体储能系统均价约为1.14元/Wh。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57.8%/64.5%，电网侧中标总规模占比42.0%/35.3%，用户侧中标总规模占比0.24%/0.27%。
碳酸锂价格阶段性企稳，4月下旬以来储能中标加速落地，招投标市场竞争加剧。前期国内大储市场受碳酸锂价格快速下跌影响需求有所放缓，多数下游厂商处于观望状态，订单执行率低。产业反馈今年1月的储能电芯需求还不错，但从2月初开始需求逐步变弱，下游开始找理由延期提货（如厂房没建完等）。当前电池级碳酸锂价格已从单吨17.7万迅速反弹至29.2万，下游需求在确认锂价企稳后快速回暖，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。
国内工商储受消防标准趋严及潜在优质配储企业匮乏等因素影响需求较去年明显走弱，去年工商储市场在政策补贴等各方面因素的刺激下需求旺盛，许多没有电芯产能的企业大量接单抢电芯造成电芯紧缺的现象（依靠相关业务使资本市场给予较高估值），如今工商储需求回归理性。随着锂价的企稳，工商储需求也将逐步恢复。
5月15日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，进一步完善了输配电价监管体系，并公布了自2023年6月 1日起开始执行的新一轮省级电网输配电价，与前两轮监管周期相比，第三监管周期的主要变化在于完成了输配电价与购销电价的脱钩，并开始按照“准许成本+合理收益”原则进行正算。国家电网2023年5月各区域代理购电价格表已经公布，相较4月，5月峰谷价差受季节变化影响约三分之二区域峰谷价差环比下降，但与去年同期相比，超过七成的区域，5月峰谷价差同比增长。随着各地逐步落实储能相关规则制度、电力现货市场改革的持续推进及碳酸锂价格的逐步筑底，国内储能市场需求及盈利能力均呈边际向好态势。
（二）欧洲户储：欧洲电价气价低位波动，短期天然气需求疲软
本周欧洲电价气价仍呈震荡下行态势，已低于俄乌冲突之前的水平。目前下游需求持续疲软，短期欧洲电价气价将继续在低位波动。截至5月19日，欧洲天然气库存水平为62.55%，周环比+1.14pct，库存回补放缓主要因需求复苏缓慢，以及对天然气价格将继续下滑的预期放缓补库节奏。本周欧洲电价气价整体呈小幅震荡下行态势，已低于俄乌冲突之前的水平。
2022年以来能源危机推动欧洲电价、天然气价格持续上升，目前受高库存及需求下降等因素影响整体能源价格已回落至俄乌冲突之前的水平。截止2023年5月19日，德国电力现货价格为46.81欧元/MWh，周均价环比-14.58%；德国电力期货价格为138.55欧元/MWh，周均价环比-6.48%；荷兰天然气现货价格为29.40欧元/MWh，周均价环比-10.61%；荷兰天然气期货价格为50.18欧元/MWh，周均价环比-9.43%。
欧洲户储需求旺盛，23年新增装机有望延续高增态势。根据EV tank及欧洲储能协会数据显示，2022年欧洲户储新增装机约5.7GWh，同比+147.6%；累计装机11.1GWh，同比+105.2%。分区域看，德国与意大利是欧洲户储装机量最大的两个国家，22年合计装机占比超50%，其中德国户储装机超1GW，超过20万个家庭在22年选择安装户用储能系统；意大利户储装机超500MW，但随着Superbonus补贴政策的逐步退坡（2026年完全退坡），未来意大利的户储需求将有所削弱。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，23年欧洲户储装机增速较22年将有所放缓，但仍将维持较高增速。
（三）美国储能：2022年新增装机不及预期，2023年新增装机有望翻倍
2022年美国储能装机不及预期，延期项目将带动2023年装机上升。根据Wood Mackenzie数据，2022年美国储能新增装机4.8GW/12.2GWh，受供应链问题影响实际装机低于市场预期；其中装机容量大幅低于此前预期，按照之前披露的季度装机容量加总，2022年美国储能装机容量应超14GWh。根据Lium Research数据，目前美国储能筹备项目由2022年的200GW增至近250GW，其中50GW-60GW的项目将于2025年前投运，我们认为2022年延期项目陆续投运将带动今年美国储能装机大幅增长。
IRA法案大幅提升美国储能经济性，进一步刺激装机需求。2022年8月，美国通过IRA法案首次将独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，延期补贴退坡时间并增加抵税比例，大幅降低储能装机对于光伏配套的依赖，进一步推动美国储能市场高速增长。
根据Wood Mackenzie统计数据显示，2022全年美国实现新增储能装机4.8GW/12.2GWh，同比+34.2%/+11.8%，低于市场及我们此前的预期；其中Q4新增装机1.07GW/3.03GWh，同比-33.9%/-35.9%，环比-26.1%/-38.0%。结合目前储能筹备项目量的增加、供应链环境的缓解及前期延期项目的陆续投运等情况，我们认为2023年全年美国储能装机规模大概率翻倍，预计可达10GW+/30GWh+。
表前市场仍为美国储能新增装机主要来源。22Q4美国表前市场新增装机0.85GW/2.51GWh，同比-40.8%/-41.9%，环比-32.5%/-47.1%（22Q3调整装机容量未披露），其中德克萨斯州与加利福尼亚州市场为表前市场贡献了94%+的新增装机量，但只占延期或取消项目的54%。22Q4表前市场新增装机较22Q3的1GW+装机有所下滑，供应链问题（包括采购、人力等）对在建与潜在筹备项目持续造成影响，原先预计投运的3GW+项目均被延期或取消。
22Q4美国户储市场新增装机171MW/428MWh，同比+39.0%/+51.2%，环比+6.2%/+7.0%（22Q3调整装机容量未披露），户储市场装机持续稳定增长；22Q4美国工商储市场新增装机48MW/96MWh，同比-17.2%/-26.7%，环比+80.5%/+70.8%，纽约等工商储传统强州的需求逐步恢复，带动工商储整体装机需求恢复。
（四）重点储能公司业绩综述：
我们精选8家大储上市公司并统计其储能相关业务的营收与毛利数据，具体公司包括阳光电源、南网科技、盛弘股份、科陆电子、科华数据、南都电源、上能电气与新风光。
根据统计数据显示，2022年8家公司储能业务营收合计153.7亿元，同比+194.7%；22H2储能业务营收116.2亿元，同比+252.4%，环比+209.5%。如果刨去阳光电源，22年7家公司储能业务营收52.5亿元，同比+152.4%；22H2储能业务营收38.8亿元，同比+259.6%，环比+183.6%。
盈利能力方面，2022年8家公司储能业务毛利率23.1%，同比+4.9pct；22H2储能业务毛利率23.7%，同比+9.4pct，环比+4pct。如果刨去阳光电源，22年7家公司储能业务毛利率19.0%，同比-5.2pct；22H2储能业务毛利率（新风光半年报未披露毛利）16.5%，同比-4.5pct，环比-5.6pct。
二、储能行业动态跟踪
【广东省市场化需求响应：灵活避峰需求响应补偿按1.5元/kWh执行】
5月19日，广东电力交易中心发布关于广东省市场化需求响应相关事项的通知。灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/千瓦时)执行，全额给付至参与响应的电力用户，由所有需求地区(需求地区原则上为发布白色及以上级别错峰预警信号的地市)电力用户按结算月份月度实际用电量比例分摊。新型电力负荷管理系统记录并生成响应补偿用户清单、执行效果认定等，交易中心出具需求响应结算凭据。（来源：广东电力交易中心）
【江苏无锡：发改委发布《无锡市氢能和储能产业发展三年行动计划（2023-2025）》】
5月18日无锡市发改委发布《无锡市氢能和储能产业发展三年行动计划（2023-2025）》。其中提到，无锡市到2025年，展望到2030年，基本形成氢能和储能产业发展生态体系，创新能力显著提升，产业集聚效应初显，应用示范成效初显，初步形成较为完备的“材料-生产组装-系统应用”储能全生命周期产业链。到2030年，氢能和储能产业规模力争达到500亿元。
从竞争态势来看，无锡氢能和储能产业发展潜力较大。统筹布局，协同联动。坚持规划引领，加强顶层设计、突出科学引领，坚持全市发展“一盘棋”，深化市区（市）协同、产业链上下游协同，强化氢能和储能产业协同发展，探索储能应用多元化发展模式，形成技术、金融、产业深度融合的氢能和储能产业发展生态。（来源：储能与电力市场）
【华中区域“两个细则”：储能调峰最高补偿300元/MWh 一次调频最高补偿600元/MWh】
5月18日，华中能源监管局发布征求《华中区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》、《华中区域电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》（以下简称《两个细则》）意见的通知。此次发布的两个细则适用于华中区域河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重庆市电力调度机构调度管辖的接入35kV及以上电压等级并网主体。
其中包括：电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）等市场主体。纳入本细则管理的新型储能容量不低于4MW/1小时。新型储能调峰补偿电力调度机构结合系统调峰需要调用，下达调度计划（含 调度指令）要求储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为 H3×300（元/兆瓦时）。
有偿一次调频补偿包含小扰动补偿、大扰动补偿和模拟扰动补偿。在当月频率性能调节合格事件中，对一次调频贡献率满足要求的发电侧并网主体、新型储能、可调节负荷（最大可调容量5MW及以上）进行补偿。（来源：储能与电力市场）
【新疆发改委：容量补偿0.2元/度，调峰充电0.55元/度+放电0.25元/度】
5月16日，新疆发改委下发《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》。此次出台的配套政策包括一个协同机制、四项激励政策、三项配套措施。提出优化储能与新能源协调机制，鼓励发展多种技术方式的新型储能，定期测算分地区储能建设规模需求，合理确定储能区域布局和投运时序，制定年度储能建设方案。鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易，并将于5月底前印发《储能参与中长期交易实施细则》，并试行对建成并网的独立储能容量给予补偿，暂定2023年0.2元/千瓦时，2024年起逐年递减20%。
加快推动独立储能参与辅助服务市场。鼓励独立储能自主报量参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.55 元/千瓦时: 其放电量按照 0.25 元/千瓦时结算，不再享受容量电价补偿。（来源：国际能源网）
【第三监管周期省级输配电价改革：改革传导系统成本，新一轮电改大幕开启】
5月15日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（以下简称《通知》），在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。
本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐：一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件；二是输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管；三是激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。
【ENGIE集团计划在比利时部署3个电池储能系统】
法国能源开发商Engie公司日前宣布，计划在比利时三个地区分别部署大型电池储能系统，其规模总计为380MW/1.52GWh，这三个电池储能系统的持续时间为4小时。Engie公司表示，这三个大型电池储能系统将连接到位于Kallo、Drogenbos和Vilvoorde等城市的高压电网。Engie公司计划在东弗兰德斯的Kallo部署100MW/400MWh储能系统，在弗拉芒布拉班特省的Vilvoorde部署200MW/800MWh电池储能系统，在弗拉芒布拉班特省的Drogenbos部署80MW/320MWh电池储能系统，该公司已经在该省运营了另外6MW电池储能系统。（来源：北极星储能网）
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