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摘要
1.国内储能
1）国内大储：
2024年1月至今储能中标规模已完成2023年12月储能中标量的31.807%/29.621%，1月至今储能系统均价为1.433元/Wh，价格区间为0.752-1.574元/Wh。2023年12月整体储能系统均价为0.796元/Wh，环比上个月-54.7%，价格区间为0.44-4.54元/Wh，大多数价格集中于1.18-1.63元/Wh之间。2023年12月储能EPC&系统中标总规模约为2.56GW/5.62GWh，同比-44.83%/-41.21%，环比+37.46%/+15.65%，2023全年储能EPC&系统累计中标26.1GW/60.2GWh，同比+7.3%/+5.6%。其中12月单月储能系统中标总规模约为0.75GW/1.98GWh，同比+4.15%/+5.42%，环比-6.2%/-3.57%；储能EPC中标总规模约为1.81GW/3.64GWh，同比-53.8%/-52.63%，环比+70.19%/+29.74%。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71.6%/70.7%，用户侧中标总规模占比16.6%/22.2%，电源侧中标规模占比11.8%/7.1%。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，11月新型储能新增装机2.7GW/7.2GWh，环比+237.5%/+579.2%。Q3新型储能新增装机3.82GW/7.53GWh，环比-35.3%/-38.8%，功率同比近10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1-11月新型储能新增装机16.2GW/34.1GWh，超过去年全年的7.3GW/15.9GWh。
2.欧洲户储
2）欧洲户储：
截至1月18日，欧洲天然气库存水平为76.17%，周环比-5.58pct，低于2020年同期，高于2022年同期。截至1月20日，德国电力现货价格为50.26欧元/MWh，周均价环比-14.25%；德国电力期货价格为81.57欧元/MWh，周均价环比-6.79%；截至2024年1月18日，荷兰天然气现货价格为28.75元/MWh，周均价环比-6.66%；荷兰天然气期货价格为31.967元/MWh，周均价环比-3.93%。2023年德国累计储能新增装机数为11.24GWh，同比+95.9%，其中大储/工商业储能/户储分别为1.4/0.44/9.4GWh，同比分别+61.3%/63.3%/+104.3%。截至目前，欧洲户储分销渠道库存水位已经明显改善，预计Q1末有望实现渠道库存正常化，且红海事件有望加速库存去化。
3.美国储能
3）美国储能：
2023年Q3美国储能新增2.35GW/7.32GWh，同比+61.9%/+46.9%，环比+35.4%/+25.0%。其中，表前市场仍为美国储能新增装机主要来源，占91.6%/93.5%。2023Q3美国表前市场新增装机2.16GW/6.85GWh，同比+71%/+52%，环比+42.9%/+34.0%，但仍有超过82%的项目被推迟并网。
2023Q3美国户储市场新增装机166.7MW/381.4MWh，同比+4%/-5%，环比+29%/+0.1%，其中加利福尼亚州增幅最大，翻了一倍达到78.4MW；Q3其他州新增装机合计88.31 MW，略低于Q2的89.53MW。2023Q3美国工商业市场新增装机30.3MW/92.9MWh，同比+3%/+79%，环比-6.8%/-13.2%。
正文
一、储能行业数据跟踪
（一）国内大储：1月至今储能EPC&系统中标规模为970.745MW/1960.56MWh
根据公开资料不完全统计，本周共有9个储能项目招标，6个为EPC项目，其中5个为电网侧项目，1个电源侧项目；3个为储能系统项目，其中2个为电网侧项目，1个电源侧项目；总规模为970.03MW/3336.72MWh。
本周共有4个储能项目开/中标，1个为EPC项目，为电网侧项目；3个为储能系统项目，其中1个为电网侧项目，2个为电源侧项目，总规模为126.645MW/352.35MWh。
根据公开资料不完全统计， 截至本周，2024年1月至今储能中标规模已完成2023年12月储能中标量的31.807%/29.621%，1月至今储能系统均价为1.433元/Wh，价格区间为0.752-1.574元/Wh。2023年12月整体储能系统均价为0.796元/Wh，环比上个月-54.7%，价格区间为0.44-4.54元/Wh，大多数价格集中于1.18-1.63元/Wh之间。2023年12月EPC&储能系统中标总规模约为2.56GW/5.62GWh，同比-44.83%/-41.21%，环比+37.46%/+15.65%，2023年全年储能EPC&系统累计中标26.1GW/60.2GWh，同比+7.3%/+5.6%。其中12月单月储能系统中标总规模约为0.75GW/1.98GWh，同比+4.15%/+5.42%，环比-6.2%/-3.57%；储能EPC中标总规模约为1.81GW/3.64GWh，同比-53.8%/-52.63%，环比+70.19%/+29.74%。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71.6%/70.7%，用户侧中标总规模占比16.6%/22.2%，电源侧中标规模占比11.8%/7.1%。
国家电网2024年1月各区域代理购电价格表已经公布。从新的电价政策来看：本月冀北的代理购电电价出现较大调整。新增午间低谷时段，在1-5月和9-12月间，可实现全天两次低谷充电。高峰、低谷浮动比例增大，峰谷价差拉大。浙江峰谷分时电价时段暂无较大变化，但峰谷价差同比出现下降趋势，2024年1月较2023年1月峰谷价差下降7.6%。多个区域的系统运行费组成发生变化，燃煤容量电价分摊成为系统运行费组成部分。其中广东省除煤电容量电价外，气电也制定有容量电价机制，两者的标准均为100元/kW·年（含税）。以广东省2023年6月和2024年1月为例，系统运行费用由0.0065元/kWh提升至0.0301元/kWh，提升了0.0236元/kWh，提升幅度较大。山东省执行燃煤容量电价100元/kW·年（含税）后，将现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。此举将有可能导致独立储能电站容量补偿总量下降28.86%（可参考文章：山东容量电价调整：100MW独立储能项目年度补偿约426万，降低约28.86%）。由于1月份多数区域继续执行冬季尖峰电价，1月份峰谷价差较大。26个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，上海、江苏、湖北排在前三，分别为1.1722元/kWh、1.0801元/kWh、1.0018元/kWh。
据CNESA数据，11月新型储能新增装机2.7GW/7.2GWh，环比+237.5%/+579.2%。Q3新型储能新增装机3.82GW/7.53GWh，环比-35.3%/-38.8%，功率同比近10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1-11月新型储能新增装机16.2GW/34.1GWh,超过去年全年的7.3GW/15.9GWh。
（二）欧洲户储：Q1末库存有望实现正常化
本周欧洲电价气价环比回落。截至1月18日，欧洲天然气库存水平为76.17%，周环比-5.58pct，库存水位低于2020年同期，高于2022年同期。截至2024年1月20日，德国电力现货价格为50.26欧元/MWh，周均价环比-14.25%；德国电力期货价格为81.57欧元/MWh，周均价环比-6.79%；截至2024年1月18日，荷兰天然气现货价格为28.75元/MWh，周均价环比-6.66%；荷兰天然气期货价格为31.967元/MWh，周均价环比-3.93%。
2023年12月德国储能新增装机数合计209MWh，其中大储/工商业储能/户储分别为30.4/6.72/171MWh，同比分别-88%/+67.8%/+58.3%，环比分别-53.66%/-55.2%/-52.5%。2023年德国累计储能新增装机数为11.24GWh，同比+95.9%，其中大储/工商业储能/户储分别为1.4/0.44/9.4GWh，同比分别+61.3%/63.3%/+104.3%。
预计Q1末欧洲户储库存有望实现正常化，发货端将恢复快速增长。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，2022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2022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），意大利户储需求有所削弱。截至目前，欧洲户储分销渠道库存水位已经明显改善，预计Q1末有望实现渠道库存正常化，且红海事件有望加速库存去化。判断2024年欧洲户储将保持高景气，在库存正常化后，发货端将恢复快速增长。
（三）美国储能：Q3美国储能新增装机7.32GWh，同比增长47%
2023年Q3美国储能新增装机2.35GW/7.32GWh，同比+61.9%/+46.9%，环比+35.4%/+25.0%。其中，表前市场仍为美国储能新增装机主要来源，占91.6%/93.5%。2023Q3美国表前市场新增装机2.16GW/6.85GWh，同比+71%/+52%，环比+42.9%/+34.0%，但仍有超过82%的项目被推迟并网。
2023Q3美国户储市场新增装机166.7MW/381.4MWh，同比+4%/-5%，环比+29%/+0.1%，其中加利福尼亚州增幅最大，翻了一倍达到78.4MW；Q3其他州新增装机合计88.31 MW，略低于Q2其他地区新增装机的89.53 MW。2023Q3美国工商业市场新增装机30.3MW/92.9MWh，同比+3%/+79%，环比-6.8%/-13.2%。
根据Wood Mackenzie统计数据，2022全年美国实现新增储能装机4.8GW/12.2GWh，同比+34.2%/+11.8%，低于市场预期，主要因供应链及并网限制，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。尽管2023年一季度储能新增装机低于预期，仍预计2023年新增装机同比翻倍至24.6GWh，则Q4新增装机9.5GWh左右。
美国2023年10月1MW及以上规模储能新增装机0.18GW，同比-73.32%，环比-67.84%，2023年1-10月1MW及以上规模储能累计装机4.51GW，同比+20.1%。2023年1-10月美国大储投运低于预期，判断主要因并网排队、审批流程时间久以及利率攀升等多因素。据EIA数据，计划于今年11-12月投运的大储项目装机规模3.80GW，若能如期完成装机，则2023年全年美国大储新增并网投运8.31GW，较2022年4.8GW（包含所有储能类型）大幅增长。
二、储能行业动态跟踪
【华夏储说7丨新一轮全球电池战略竞争和能源自主，将倒逼我国储能产业加速进化发展】
实施新能源转型，我国储能技术持续跃进、储能产业后发先至加力发展，成为引领全球储能发展的重要力量。在国家政策的大力驱动下，我国储能市场空间巨大，前景广阔，吸引众多企业进入储能赛道各环节，引爆资本市场高景气攀升，由此也带来价格战、行业无序竞争的混乱局面。同时，头部储能企业持续的技术创新突破，亦推动着我国储能产业不断迭代发展，让我们看到了储能更美好的未来。华夏基石产业服务集团、黑铁基金及炎黄基石全球储能产业发展研究院推出《储能的中场赛事：进化与创新——中国储能产业发展白皮书（2023）》，全面分析中国及全球储能市场发展变化的新特征和新趋势、储能技术和储能产业发展的新挑战和新机遇，并对我国未来储能产业的发展做出十大趋势研判，欢迎业内有关人士、专家学者提出宝贵意见和建议，共同助力中国储能产业发展！(来源：北极星储能网)
【重大突破！我国探获锂资源近百万吨】
1月18日央视新闻消息，记者今天从自然资源部了解到，我国在四川雅江探获锂资源近百万吨，是亚洲迄今探明最大规模伟晶岩型单体锂矿。作为自然界最轻的金属元素，锂是动力电池、储能电池等产品的核心材料。该锂矿详查和勘探工作历时5年，最终探获资源量近百万吨，规模达到超大型。
（来源：央视新闻）
【五部委开展智能网联汽车“车路云一体化”应用试点工作】
北极星储能网获悉，1月17日，五部委发布关于开展智能网联汽车“车路云一体化”应用试点工作的通知。文件提出，建设智能化路侧基础设施。实现试点区域5G通信网络全覆盖，部署LTE-V2X直连通信路侧单元（RSU）等在内的C-V2X基础设施。开展交通信号机和交通标志标识等联网改造，实现联网率90%以上。重点路口和路段同步部署路侧感知设备和边缘计算系统（MEC），实现与城市级平台互联互通，探索建立多杆合一、多感合一等发展模式。
（来源：工业和信息化部）
【最大价差1.61元/kWh！2024年1月全国峰谷电价公布，福建冬季不再执行尖峰】
北极星储能网获悉，近日，2024年1月全国各地电网企业代理购电价格陆续公布。北极星储能网统计，1月，共有21个地区峰谷电价差超过0.7元/kWh，23个省市超过0.6元/kWh。
1月，浙江、上海市、北京市、广东、江苏、江西、河北、黑龙江、吉林、青海、山东、山西、陕西、四川、重庆、新疆、广西、云南19个地区执行尖峰电价。其中福建已明确2024年尖峰电价改为7-9月份执行，不再包含冬季，辽宁、湖南、蒙西电价还未公布。经历电价上涨的12月后，2024年1月电价开始下降，1月份仅有11个地区最大电价差呈上涨趋势，其中甘肃涨幅最大达到142%，上涨后最大价差为0.3313元/kWh。
本月仍然只有上海市最大价差超过1.6元/kWh，但较上月降低了6%。本月浙江新增加了经营性集中式充换电设施代理购电信息，并执行尖峰电价，最大价差为1.1766元/kWh。
（来源：北极星储能网）
【重磅丨56个项目纳入！国家能源局公示新型储能试点示范项目！】
北极星储能网获悉，12月27日，国家能源局公示新一批新型储能试点示范项目，共有56个项目列入。储能技术包含压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、二氧化碳储能等众多储能技术路线。
（来源：国家能源局）
【非洲首个纯电动客车BRT项目正式通车】
近日，非洲首个批量采用纯电动客车的BRT项目——塞内加尔达喀尔快速公交系统（BRT）项目举行正式通车仪式，中国中车提供了120余台电动客车。这是中国中车首个电动巴士的海外DLS项目，也是中车新能源客车目前以来最大的单笔海外出口订单。达喀尔快速公交系统（BRT）项目是“振兴塞内加尔计划”重点项目，是推动该国国民经济结构性转型的优先事项，也是塞内加尔迈向交通现代化的一次质的飞跃。
此次投入项目运营的120余台18米铰接式纯电动客车，由中车电动公司研发生产。这款车型针对达喀尔BRT项目需求研发，车身及系统具备高防腐蚀性，满足当地多尘（沙）和多盐（沿海）的苛刻气候状况，最大座位布置数量55个，最大载客数150人，寿命周期内车辆续航不低于250km，双绕组直驱动力，高效节能，能很好地适应当地环境及地形条件。
据了解，每天5时至23时，BRT车辆将穿越达喀尔人口最稠密的居住区和商务区，有效缓解塞内加尔首都的交通拥堵状况。据测算，达喀尔郊区到市中心的通勤时间将由过去的90分钟降低至45分钟。
（来源：国资委）
三、风险提示
订单新接或交付低于预期；技术更新的风险；市场竞争加剧风险；供应链短缺风险；储能需求、政策不及预期；原材料价格上涨风险等
免责申明
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