国内市场：政策先发，稳步前进
国内|装机：2023H1新增新型储能8.9GW/18.3GWh，已超2022年全年
根据国家能源局发布的数据，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达8.7GW，平均储能时长约2.1小时。根据CNESA统计，2023年H1我国新增投运新型储能项目规模合计已达8.9GW/18.3GWh，超过去年全年的7.3GW/15.9GWh，景气度超预期。 另外，6月新型储能新增装机3.5GW/7.2GWh，Q2新型储能新增装机5.9GW/12.3GWh，环比+96.7%/105%，功率同比超15倍，主要系去年同期供应链价格高，新型储能新增装机基数较低。预计2023年我国新型储能累计装机规模将达到15GW，2025年将增至30GW。
国内|并网：2023H1并网规模已达7.59GW/15.59GWh，接近2022年全年
根据寻熵研究院统计，2022年国内全年并网的储能项目总规模为7.69GW/16.26GWh ，2023年上半年国内并网的储能项目总规模已达到7.59GW/15.59GWh，逼近2022年全年并网总规模。从单月来看，6月的并网规模最高，达到4.34GW/9.07GWh，占上半年并网总规模的近58%，主要系湖南、山东、宁夏独立式储能示范项目高增；而1月并网规模最小，归因于1月10日之前的并网项目已统计在2022年数据中，以及春节期间大部分工厂停工。结合2023上半年已完成的35.28GWh储能系统、直流侧和EPC的采招规模，预期2023年国内储能并网规模有望达50GWh。
国内|市场：2023H1招标和中标项目规模达35.28/28.7GWh
招标：根据寻熵研究院，2023年H1我国完成177项储能系统、直流侧和EPC招标工作，去除同一项目的多次采购，招标总量达到35.28GWh，2022年国内完成招标项目共计44.1GWh，上半年需求量已超去年实际采购的3/4。由于下半年是储能设备采购和项目投运高峰期，并且中能建的3.5GWh大规模集采招标项目已经在进行中，预计2023年全年招标规模同比2022年翻番。从单月来看，2-4月同比增幅明显，5月单月招标回落，与同期持平，6月恢复且实现大增。 中标：23H1储能中标28.7GWh，同比增幅553%，1-6月单月中标数量均高于去年同期水平。截至7月第四周结束，当月储能中标规模已完成6月储能中标量的143%/150%。
国内|价格：2023H1储能系统和EPC平均报价同比-27%/-11%
储能系统：2023上半年1小时、2小时、4小时锂电储能系统的平均报价分别为1.539元/Wh，1.235元/Wh，1.180元/Wh。以2小时储能系统为例，与2022年全年均价1.57元/Wh相比，2023上半年均价下跌近27%。另外，值得注意的是，储能系统报价与碳酸锂价格回落有关，例如电池级碳酸锂价格从最高58万元/吨下探到20万元/吨，2小时储能系统月度平均报价也从1月的1.487元/Wh降低到6月的1.133元/Wh，降幅达23.8%。 储能EPC：2023上半年1小时、2小时、4小时、5小时锂电储能项目EPC的平均报价分别为1.923元/Wh，1.604元/Wh，1.337元/Wh、1.850元/Wh。其中5小时储能项目EPC均价较高，主要系样本少且都为西藏项目。以2小时储能项目EPC为例，与2022年全年均价1.81元/Wh相比，2023上半年平均价格下跌近11%。
国内|政策：截至2023H1， “十四五”储能规划合计达67GW
2022年6月1日，国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，其中提到“十四五”期间可再生能源发电占比超过50%，同时到2025年可再生能源消纳责任权重达到33%。截至2023年6月底，我国共计24个省市和自治区发布了“十四五”期间的储能发展目标，合计约67GW。按照大于等于2h装机时长估算，到2025年，这些地区将累计实现储能装机规模近130GWh，已经远超国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出2025年达到3000万千瓦的目标。
国内|商业模式：电力市场改革以来，已引入多元化储能商业模式
从中国电力市场改革进程看，自2002年启动电改以来，已实现“厂网分离”，引入中长期市场，电能量交易市场机制逐步确立。2015年中国启动新一轮电改后，辅助服务市场在各省市区域电力市场加速形成，更有利于保障电力系统稳定安全运行、提高电能质量。截至2021年底，各省级电力系统均已建立辅助服务市场运行规则。同时，现货交易市场将成为中国电力市场必不可少的组成部分，截至2022年底，全国已有17个省（市）启动现货交易试点，其他省份也在筹备搭建现货交易平台，有利于新能源、独立储能等主体参与电力市场。此外，容量市场已有试点交易，但与金融市场一样尚未形成具体规划。
国内|应用场景：工商储或将成为企业生产用电的重要备用手段
工业用电量高：2016-2021年中国工业用电量的复合增速为6%，保持稳定增长。从2022年中国全社会用电量情况来看，第二产业用电量57001亿千瓦时，同比增长1.2%，其中全国工业用电量为56000亿千瓦时，同比增长2%。其中工业用电量占全社会用电量的64.8%，占据主要份额。 光储是解决用电焦虑出口：光储工商业用电需求居高不下，“限电”政策或引发工商业用户的用电焦虑。光储一体系统可通过对光伏出力削峰填谷，既可提升光伏电能的利用率，又可在限电时保障正常的生产。工商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。2022年我国工商业储能累计装机达705.5MW。
收益|工商业储能： “两充两放”拓宽峰谷套利盈利空间
对于未使用光伏用户，盈利模式主要源自现货市场峰谷套利。在当前分时电价机制下，部分省份将午间时段从“平时段”调整为“低谷时段”，每天设置两个高峰段，在两个高峰段分别放电。考虑到工厂休息及设备检修，储能设备每年运行330天，每天两充两放，10年可充放6600次，基本符合锂电池寿命，可实现平均峰谷电价最大化。以浙江省为例，两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段。
电芯：2023年H1国内集采招标达8.0GWh
根据CNESA Datalink全球储能数据库的不完全统计，2023年1-6月份国内共发布8.0GWh储能电芯集采招标（不包含通信储能电池），其中7.8GWh已发布中标结果。1）从中标价格看，中标均价0.58元/Wh，报价区间在0.44元/Wh~0.68元/Wh；2）从储能电池技术类型来看，8.0GWh储能电芯全部为磷酸铁锂；3）从电芯容量来看，主要集中在280Ah磷酸铁锂电芯；4）从电池充放电倍率来看，上半年集采以1C、0.5C为主。
PCS：2023年国内市场规模预计达104.4亿元，储能影响权重拉大
数据显示，电池在整个电化学储能系统成本中占比最高，达60%；其次是储能变流器，成本占比20%。2022年市场规模达59.5亿元，预计2023年将增长至104.4亿元。根据CNESA数据显示，近四年的国内储能逆变器市场中，阳光能源和上能电气出货量排名第一。2021年阳光电源是中国供应商中于全球储能市场出货量最高，占比达22%。2019年之前PCS主要依靠光伏产业，2019年之后，储能作为增益，PCS行业开启“光伏+储能”双线并行路径。预计2023年之后，储能在PCS行业的影响权重逐渐拉大。
欧美市场：壁垒拉高，再攀高峰
美国|装机：2023年Q1装机778MW/2145MWh，同比下降26%/28%
根据美国清洁能源协会 (ACP) 和 Wood Mackenzie 发布的最新美国储能监测报告，2022年，美国新增储能装机4798MW/12181MWh，同比增长34%/12%；2023年Q1储能新增装机778MW/2145MWh，同比下降26%/28%，主要原因在于一季度电网侧储能项目并网的延迟。 从细分市场来看，2023年Q1美国电网级储能/工商业及社区储能/户用储能三大市场装机规模分别达554MW/1553MWh、69.1MW/203.3MWh、155.4MW/388.2MW，装机容量占比分别为71.2%/8.8%/19.9%。加利福尼亚州和德克萨斯州继续推动市场，2023年Q1占比 84%，但部分项目出现延误。
美国|驱动力（一）：新能源渗透率提升，对储能的刚性需求加大
随着太阳能发电容量投入，鸭子曲线加深，将带来两个挑战。其一是电网压力，从中午到深夜的能源需求很高，但太阳能发电量逐步收缩，电网运营商难以实时匹配电网供需。另外，运营商还要保证太阳能发电量小于电网使用量，以防发电过度。其二是经济性。鸭子曲线加深将会减少传统发电厂的时间，导致能源收入减少，改变可调度发电厂的经济性，在没有可调度的替代者的情况下，工厂就会面临退役，在净需求大幅波动的系统中，对于电网平衡电力供需的要求将会提升。另外，根据北美电力可靠性公司 (NERC) 的分析，如果今年夏天气温飙升，预计北美三分之二的地区面临能源短缺的风险。因此，随着新能源的渗透率提高，储能作为刚性需求将会随之提升。
美国|驱动力（二）：区域电网互相独立，储能协助大规模跨区域调度
美国储能市场区域分化明显，主要集中在加利福尼亚州和德克萨斯州。截至2021年，加州储能装机容量为2339.1MW，占比44%；德克萨斯州储能装机容量为797.4MW，占比15%。加州和德克萨斯州的快速发展主要与电力基础设施不稳定、政策激励明显等因素有关。美国储能目前主要由三大电网集团组成：东部联合电网、西部联合电网和德克萨斯电网，三大电网相对独立。由于美国特高压技术尚未得到广泛应用，且距离太远、损耗太大，电网集团不愿意进行州际输电，因此各自独立运行，很难开展大规模跨区域调度。因此需要电力辅助服务来帮助完成消纳，发电侧、电网侧储能装机容量大幅增加。
美国|驱动力（三）：电力设备老化，不堪极端天气打击
由于美国电网布局时间较长，线路布局相对复杂。在电力私有化的背景下，企业不愿意投入过多的资金来升级和维护电网系统，导致设备逐渐老化，遇到稍微极端的天气就容易出现停电的情况，“迪克西野火”、“艾达”飓风和2021年“德克萨斯冰冻 ”等。据白宫称，目前美国超过 70% 的电网建于 20 世纪 60 年代和 70 年代，使用年限超25年以上。2021年，美国电力客户平均经历了 7 个多小时的电力中断，2020年约为8小时，路易斯安那州2021年停电时间最长，达80小时。
美国|驱动力（四）：IRA细则落地后，企业观望情绪减少
2022年8月，美国通过IRA法案。IRA发布前，表前与工商储能经太阳能充电比例需达75%以上才能依比例获得ITC补贴。IRA法案发布后，ITC以30%费率延长十年，至2033年后逐渐退坡。光储系统ITC税收抵免额度从26%提高到30%，延长期限10年，首次允许独立储能纳入补贴范围，拉高储能市场装机积极性。 2023年5月，美国发布IRA计算细则。补贴有两种形式：ITC或PTC，其中独立储能只适用ITC。项目投运首年可一次性获得30%投资抵免，若项目满足奖励核算细则要求，则可获得额外10%投资抵免，抵免金额比例提升至40%。据WoodMackenzie预测，美国储能市场规模将扩展20%-25%。其中，据Stem和WoodMackenzie测算，表前储能市场2022-2025年CAGR将达到58%，表后储能市场2022-2025年复合增长率将达51%。
美国|驱动力（五）：并网平均成本变高，小型开发商望而却步
电网升级后，美国并网平均成本翻倍。例如PJM市场，2020年以前的并网平均成本为42 美元/KW，2020-2022年上涨至84 美元/KW；退出项目的并网成本（521美元/KW）是完成并网项目的七倍多（73 美元/KW）。分发电来源来看，由于风光发电厂通常位于农村地区，附近变电站较少，通常高于天然气的并网成本，其中在PJM市场，储能并网成本在335 美元/KW、光储为 267 美元/KW，均高于天然气的 24 美元/KW。由于并网需要大量专业知识和经费开支，因此小型开发商因缺乏现场并网经验而对北美市场望而却步。
新兴市场：资源富饶，孕育黑马
东南亚|驱动力：东南亚国家可再生能源部署成为刚性需求
根据国际能源署（IEA）的数据，自本世纪初以来，东南亚国家GDP基本翻了一番。同时，能源需求每年增加约3%。国际能源署的《2022年东南亚能源展望》报告称，根据东盟地区十个国家的既定政策，化石燃料满足其中3/4的增长需求，这将增加35%的二氧化碳排放量。其中，六个国家已承诺未来实现净零目标，可再生能源将加速建设。根据《巴黎协定》目标，到2030年，东南亚国家每年必须部署约21GW的可再生能源。其中，风能和太阳能光伏发电占发电量的18%，到2050年达到44%。
南亚|印度：南亚跨境输电中枢，储能协调南北部电力缺口
印度是全球第三大电力生产国和消费国。截至 2022 年底，印度全国总装机容量达 41033 .9 万KW，其中可再生能源发电占 40.7 %。目前，除部分经济发达地区可保障24小时供电，南部、东北部以及北部地区电力具有明显缺口，投资体量较大的产业园区大多计划自备电站，储能将成为电网系统的有力保障。另外，印度位于南亚的中心位置，已经与周边大多国家建成了跨国输电线路，与邻国跨境互联的累积电力输送容量约为 423 万千瓦，未来计划增加输电容量约402 万千瓦，总计约 825 万千瓦。 2022年，印度深化电力部门改革，实施了通用网络接入，开放三级储备辅助服务市场，采用了新的偏差费用解决机制，全年可再生能源新增产能占比约 90% 。2023年1 月，印度政府批准了“国 家绿色氢能计划”,将投入24 亿美元推绿氢发展。
大洋洲|澳大利亚：煤电退出后，风光发电先天不稳定催生储能需求
燃煤发电是澳大利亚能源网的支柱，满足全国约60%的电力需求。2023年4月，已运营50年的Liddell燃煤电站退出市场，起先每年向市场供应发电量约800MW，大部分电力定价为0元。而煤电站过快退出对电价造成冲击，将推迟其他燃煤电站的退出时间，而产能更换速度放缓将影响电力市场。2023年Q2，澳大利亚风光发电同比增加745MW，当地能源市场运营商估计，到2024年底，将新增风能、太阳能和电池5GW。 2022年6月澳大利亚国家电力市场（NEM）突然暂停，2022Q2-Q3电价飙升。主要原因是风力连续不足、煤炭库存减少、暴雨减缓煤矿产量，且6月出现一股猛烈寒流，由于日照时间变短，光伏发电也低于平均水平，加上25%的燃煤发电处于停运状态，导致本次电力供应短缺。因此作为全球范围高度成熟、最为自由的电力市场之一，澳大利亚的储能需求将逐步显现。
全球市场：市场空间及主要观点
全球|装机：2022年中美欧新型储能装机占比合计达86%
从全球储能行业累计装机情况来看，根据CNESA数据，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，同比增长13.3%，2022年全球电力储能项目（包含抽水蓄能）新增装机规模30.7GW，同比增长98%。其中，新型储能新增投运规模首次突破20GW，达到20.4GW，是2021年同期的2.0倍。分国家（区域）来看，2022年中国、欧洲和美国新增新型储能装机占比分别为36%、26%和24%，合计约86%，相比2021年同期上涨6pct。其中，中国2022年新增装机7.3GW，位列第一。
全球|市场空间：预计2023-2025年全球储能市场达120.4/201.8/313GWh
预计储能市场维持高增态势。预计2023年全球装机量有望达120.4GWh，2024-2025年将继续增至201.8GWh、313GWh，2021-2025年CAGR达65.0%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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