会议主要讨论的核心内容 - 公司介绍了国内储能市场的发展情况,上半年新型储能装机量已达38GW,同比大幅增长[2][3][4] - 行业分析师认为,下半年储能市场将进一步加快,主要原因包括电力现货市场推进、部分省份出台容量补偿政策等[5][6][7] - 分析师介绍了不同省份独立储能项目的收益情况,如山东、江苏等地[7][8] - 讨论了产业链环节的价格变化趋势,大型集成商的报价策略有所调整,不再单纯追求低价[9][10][11] - 分析了电芯和PCS等关键设备的供给情况,认为PCS的稀缺性可能更持久[32][33][34] - 探讨了高压提炼储能方案的发展前景,认为在并网型储能中可能有优势[35][36][37] 问答环节重要的提问和回答 - 投资者询问了原有风光电站配套的储能项目如何改造接入电网调度,专家解释了相关技术改造要求[20][21][22][23][24][25] - 投资者关心电芯的日历寿命问题,专家表示行业正在进行针对性的设计改进[26][27] - 投资者问及一体机储能系统的发展趋势,专家认为未来这种集成模式会占比越来越高[30][31][34] - 投资者询问了高压提炼储能方案的市场推广情况,专家分析了其成本优势和应用前景[35][36][37]

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报告行业投资评级 无相关内容 报告的核心观点 峰谷价差分析 - 全国5月峰谷价差情况:除湖北、海南、山东和浙江(一般工商业)4个省市外,其余省市均暂停执行尖峰电价,其中山东同时执行深谷电价,另外新疆也在5月执行深谷电价 [1][2] - 单一制电价中:18个省市峰谷价差降低,10个省市峰谷价差增加,总体来看,除湖北与海南外,变化幅度均在0.11元/kWh以内 [2] - 两部制电价中:19个省市峰谷价差降低,10个省市峰谷价差增加,总体来看,除湖北与海南外,变化幅度均在0.11元/kWh以内 [2] - 海南省在5月峰谷价差最高,为1.22元/kWh(单一制)和1.05元/kWh(两部制) [2] 湖北新政策对工商业储能的影响 - 湖北新政策执行后,湖北两部制10kv电压等级的峰谷价差较政策执行前下降了约0.17元/度 [9] - 假设条件下,新政策执行后,湖北省的储能项目10年IRR从0.37%下降到-3.02% [10] 工商业储能投资运营模式分析 - 主要有4种投资运营模式:业主自投、纯租赁、合同能源管理和融资租赁+合同能源管理 [14][16][17][18] - 合同能源管理是当前最常见的投资运营模式,能源服务方和业主方按照一定比例分享储能收益 [17] - 未来随着行业发展,业主自投和纯租赁模式占比有望提高 [19] 浙江省工商业储能发展现状 - 浙江省经济发达,工业用电占比高,为工商业储能发展提供良好基础 [20][21][22] - 浙江省分布式光伏装机容量大,其中工商业分布式光伏占比高达92%,为工商业储能配套提供支撑 [24][25] - 浙江省工商业储能项目备案和投运情况领先全国,且出台了较多补贴政策支持行业发展 [25] - 考虑补贴情况下,浙江省工商业储能项目回收期可小于4年 [25] 其他内容总结 无其他相关内容

全球储能市场 全球源网侧储能市场 - 在全球碳中和的大背景下,能源转型在世界范围内已呈现不可逆趋势,在此基础上,全球储能市场也步入了飞速发展的阶段。根据EESA统计,2017-2023全球储能新增装机规模（GWh）平均增速超过了85%,尤其是在2020年后,呈现出近乎每年翻一番的增长趋势。2023年全球储能市场新增装机规模达到了103.5GWh,已超过全球储能装机的历史累计规模（101GWh）。[1][8][9] - 源网侧储能对未来全球能源转型起主要支撑作用,也是各个国家构建新型（以新能源为主的）电力系统的重要支柱。在过去全球储能发展的过程中,源网侧储能一直是全球储能市场的主要增长点,2020-2023年的平均年增长率达到了111%,和全球储能市场增速相当,呈每一年翻一番的增长态势。[10][11] 全球工商业储能市场 - 针对工业应用场景,工商业储能近年来处于高增速阶段,2021-2023年全球工商业储能的年平均增长率达到了169%。工商业储能的主要需求也从最初应急备电的刚需,逐渐转变为工商业节能减排,高能耗改造,光储充一体等多元且成熟的商业场景。[5][6] 全球户用储能市场 - 户用储能对应IEA净零排放路线中住宅耗能碳减排的应用场景,按照装机容量统计,2021-2023年全球户用储能市场新增装机平均增速达到了84%。根据EESA统计,2023年全球户用储能市场装机规模约为16.1GWh,同比增长91%。德、意、美、日、澳仍是全球范围内户用储能市场发展较好的国家。[7] 中国储能市场 中国源网侧储能市场 - 2023年中国储能市场新增装机规模达到了约23.22GW/51.13GWh,同比增长221%。源网侧仍占据国内储能市场的主要地位,按照装机功率统计2023国内源网侧新增装机占比高达90%。[8][9][10] - 2023年国内新能源市场规模持续提升,光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。根据EESA统计,2023年中国源网侧储能新增装机规模达到了21.46GW/46.40GWh,同比增长近200%,占全国新型储能新增装机的96%。[10][11] 中国工商业储能市场 - 2023年中国用户侧储能新增装机4.77GWh,同比增长超过200%,当前中国用户侧储能主要以工商业储能为主。近五年工商业储能总体呈上升态势,其中2021年因宏观环境影响导致工商业储能新增装机量下降,但22年迅速反弹并于2023年突破GWh规模,正式进入快速发展阶段。[45][46][49] - 2023年中国工商业储能项目备案总数共计4,666个,规模总计2,125MW/4,400MWh。其中浙江省项目备案1,188个领跑全国,广东、江苏位列第二、三位,得益于峰谷价差和分时段及补贴政策的支持,使得该三省项目备案数量占全国约60%,成为2023年工商业储能发展的主舞台。[46][47][48] - 2023年中国出台关于工商业储能的政策共计231条,其中补贴政策共计32条,补贴手段主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴,补贴政策已成为继峰谷套利后又一推动中国工商业储能发展的有力手段。[49][50] 中国储能市场区域分析 - 内蒙古、新疆、贵州、山东、湖南、宁夏四地区装机量均超1.5GW,位列前六。2022年9月湖南省发改委出台的《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》指出,对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目,在计算其作为新能源发电项目配建的容量时,分别按照装机容量的1.3倍、1.5倍增算。[11][23] - 结合上述补贴政策及各省峰谷价差情况,当前浙江、江苏和广东三省工商业储能经济性优越,行业发展高增。假设配置1MW/2MWh工商业储能系统,广东省珠三角五市项目IRR17%（项目回收期5年），浙江省项目IRR11%（项目回收期7年），江苏省项目IRR15%（项目回收期6年），具备优越经济性。[52][53] 中国储能市场未来趋势分析 - 据中国电力企业联合会数据,2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时,同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦,其中光伏新增装机171GW,集中式光伏占比约48%,新增装机85.44GW;风电新增89GW,新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。[38][39][40] - 按照平均"10%,2.4h"配储比例计算,预计2024年电源侧储能新增装机可达到16.3GW/39.2GWh。电网侧储能可支撑电力保供、提升地区电力系统调节力、替代输变电工程投资,是构建新型电力系统的重要支撑。根据EESA预计,2024年电网侧储能装机量约在19GW/46GWh。因此2024年源网侧储能装机约可达到35GW/84GWh,同比增长90%。[38][39][40] - 工商业储能市场方面,在国内全面落实工业领域及重点行业碳达峰实施方案,同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业的影响的大背景下,倒逼我国第二、第三产业需