储能系统2023年中标规模超过53.8GWh，12月中标均价降至0.87元/Wh。根据中国招投标公共服务平台的数据，2023年储能系统中标总金额超过772.7亿元。整体来看，2023年储能系统价格呈下降趋势，中标单价最低为0.607元/Wh，中标均价则为1.24元/Wh。
1）月份角度：2月均价最高，达到1.58元/Wh，而12月均价最低，仅为0.87元/Wh。2）时长角度：1h中标价在1.05至1.81元/Wh之间，平均中标价为1.38元/Wh；2h中标价在0.61至2.33元/Wh之间，中标均价为1.13元/Wh；4h中标价在0.70元至1.32元/Wh之间，中标均价为0.87元/Wh。
央国企在本年度储能系统项目中具有主导地位，其集采和框采项目占据半数以上。其中，国家电投2023年度储能系统电商化集采项目规模最大，包括磷酸铁锂1h、2h、4h以及液流电池4h等24个标段，总规模达到5.2GWh。展望2024年，我们预计储能系统及储能EPC价格仍将持续下降，储能系统价格下滑速度较快，二三线储能企业将加速出清。
储能EPC 2023年中标规模达到35.5GWh以上，中标单价总体呈下行趋势。根据中国招投标公共服务平台的数据，2023年储能EPC中标总金额超过468.3亿元。整体来看，全年储能EPC单价呈现下行趋势，但下滑速度有所减缓，中标单价最低为0.97元/Wh，中标均价为1.67元/Wh。1）月份角度：3月均价最高，达到1.8元/Wh，12月均价最低，仅为1.25元/Wh。
全年均价线呈现波动，其中1-3月的储能EPC平均单价快速降价后回升，主要系2月份项目分布不均匀，大储和户储项目均有中标，且EPC内容要求相对更加个性化。2）时长角度：1h规模为173.3MWh，中标价格区间为1.58至2.90元/Wh，中标均价为2.02元/Wh。2h规模超过22.2GWh，中标价格区间为0.81元至3.04元/Wh，中标均价为1.56元/Wh；4h规模超过12GWh，中标价格区间为0.97元至1.80元/Wh，中标均价为1.27元/Wh。
储能EPC项目主要被央国企包揽，中能建、中电建和中电工占比分别为14.2%、14.2%和5.56%，主要系储能EPC项目在相关资质要求和达到施工标准方面的门槛相对较高。2h储能仍是当前主流，4h长时储能项目有望显著增加。在2023年储能系统及EPC项目中，2h储能分别占比48.93和69.32%，4h储能时长呈现一定增长。1）市场需求：随着风光装机规模不断扩大以及新能源发电渗透率不断提高，对长时储能的市场需求逐渐增长。
宏观市场需求、政策支持、技术进步、各省分时电价的优化完善、更低的度电成本以及长期发展的战略布局等多个因素都推动了4h储能的发展；2）技术路线：锂电池仍然是主流技术路线，但各种长时储能技术在发展速度上有所提升，包括飞轮储能、重力储能、液流电池等4h及以上的储能技术路线已经从示范阶段逐渐向规模化落地阶段发展。
虽然这些新技术在价格方面尚未能与锂电池持平，但其价格一直呈现下降趋势，吸引独立储能电站或风光配储项目选择4h储能系统。
投资建议：建议关注盈利水平保持高位且在海外储能市场具备先发优势的企业如【宁德时代】、【阳光电源】等。
风险提示：储能装机需求不及预期；价格波动剧烈；政策推进不及预期；行业竞争加剧。
