新型电力系统建设需“源网荷储”一体化发展，储能是各环节的蓄水池、压舱石。在 双碳目标的指引下，以及技术不断推动成本下降的趋势下，可再生能源的渗透率不断提升。
国家能源局的数据显示，2022 年 1-11 月，国内太阳能发电新增装机 65.46GW，累计 装机达到 372.02GW;国内风电累计新增装机 22.48GW，累计装机达到 350.96GW。其 中，太阳能发电、风电占国内总体电源装机规模比例分别达到 14.82%/13.98%，新能源累 计发电装机容量占比达到 28.8%。
在新型电力系统发展过程中，要求电力供给结构从以化石能源发电为主体向新能源提 供可靠电力支撑转变，同时，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。 储能的多场景应用，既是短期支撑电力系统转型、维持运行安全的重要手段，也是未来系 统实现完全脱碳的核心手段和“蓄水池”。
2023 年 1 月 6 日，国家能源局组织有关单位编制了《新型电力系统发展蓝皮书(征 求意见稿)》，并向社会公开征求意见——结合“双碳”目标“两步走”安排，《蓝皮书(征 求意见稿)》提出新型电力系统构建以 2030 年、2045 年、2060 年为重要时间节点，分别 实现加速转型、总体形成、巩固完善。其中，要求储能侧加速实现多场景多技术路线规模 化发展，并提升不同时间尺度下对电力系统的支撑能力，对系统的平衡调节能力逐步从日内，向日以上、乃至全周期扩张。“双碳”目标的实现、新型电力系统的构建，都要求储 能建设结合不同场景、不同时间尺度，加速商业化发展。
2023 年风光装机均有望提速，电力系统运行压力渐升
多重因素叠加下，2022 年我国部分地区电力供应出现紧张形势，保障电力供应安全 仍面临挑战。长期来看，我国电力需求仍维持稳步增长趋势，尖峰负荷特征日益凸显;而 相应的在供给侧，新能源装机比重持续增加，但还未能形成电力供应的可靠替代，电力供 应安全形势严峻。未来，伴随新能源装机比例的不断提升，电力系统从“源网荷储”一体 化管理角度入手维护电力能源安全，储能的作用不断提升，配套应用亦有望增加。
2022 年受疫情因素、光伏硅料价格等因素影响导致风、光装机较预期有所延后，但 同时根据我们不完全统计，若不考虑框架招标，2022 年国内风机公开市场招标量达 88GW 左右(+~60% YoY)，其中陆风招标量近约 72GW(+~40% YoY)，海风招标量超 15GW (+~360% YoY);2022 年 1-11 月上旬，国内光伏组件招标规模达 120GW 左右，较 2021 年全年招标量增长近 3 倍，为 2023 年装机快速增长进一步奠定充足的项目基础。 光伏：硅料供应短缺问题将逐步缓解，2023 年有效产能或达约 150 万吨，可满足约 450GW 光伏装机需求，在装机需求负反馈机制下，硅料价格中枢总体有望温和下降。而 尽管高纯石英砂供应持续趋紧，但供需缺口非刚性，大概率也不会成为限制 2023 年装机 增长的硬性瓶颈。受供应链成本下降、项目收益率提升、技术进步和支持政策加码的共同 刺激，预计 2023 年全球光伏装机量有望继续高增至 350GW 左右(国内约 140GW)，同 比增速约 40%，且地面电站需求有望明显复苏，装机占比或将回升。
风电：受疫情等因素影响，2022 年部分风电项目装机将延后至 2023 年。2022 年 1-11 月，国内风电新增并网量达 22.52GW(-6.8% YoY)，预计全年新增并网规模达 40GW 左 右，同比或有所回落。这主要是由于疫情影响设备生产交付和项目现场吊装节奏，同时叠 加机型方案升级换代，以及部分项目场址审批周期拉长影响。我们预计有 10GW 左右陆上 风电项目装机将由于外部因素由 2022 年延至 2023 年，短期装机需求低于预期或为 2023 年需求复苏进一步夯实基础。随着疫情影响逐步缓解，风电经济性大幅提升，以及 2022 年部分延迟项目结转，2023 年国内风电装机有望显著复苏，预计总装机量将达 80GW 左 右，其中海上风电装机有望实现翻倍增长至 10GW 以上，且 2023-25 年海风装机仍有望 维持约 40%的较高 CAGR。
在当前时点，从新能源并网配储、到对应电力系统扩大调峰调频压力，直接对储能需 求产生核心驱动;预期 2023 年国内新能源装机增长提速，对储能需求扩张将有望带来放 大效应，直接推动国内泛储能需求(抽水蓄能、新型储能及灵活性火电资源)规划、招采 与建设提速。
国内储能快速发展，2022 年规划与建设规模持续扩张
新能源消纳产生直接储电需求，并强化调峰调频要求。随着电力系统脱碳进程加速， 风电、光伏等高不确定性可再生能源装机及占比将不断提升，但其出力的不稳定使得电力 系统在调峰调频等方面面临重大挑战。2021 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局印发 《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，从国家层面 确认储能在新能源领域的重要地位。
根据 CNESA 数据显示，截至 2021 年，国内电力储能项目累计装机规模达 46.1GW (同比增长 29.5%);其中，抽水蓄能 39.8GW(占比 86.3%)，自 2017 年储能分项数据 统计以来其功率占比从最高的 99.0%持续下降;电化学储能 5.6GW(占比 12.1%)，持续 实现超越行业的增长。截至 2022 年前三季度，国内电力储能项目累计装机进一步提升至 50.3GW(同比增长 36.0%)，抽水蓄能、电化学储能累计装机规模分别达到 43.1/6.6GW， 分别占比 85.6%/13.2%。
结合 2022 年下半年逐月电力储能项目数据变动，我们可以发现： 其一，国内电力储能项目储备快速提升，为行业未来增长奠定了基础。2022 年 7-12 月，国内电力储能项目累计新增数量超 1000 项(含规划、建设和运行)，累计新增总功率 规模近 300GW;其中，新型项目功率规模约 70GW，容量规模 168GWh，平均备电时长 约 2.4h。
其二，锂离子电池为主，长时储能技术加速发展。从技术路线层面来看，2022 年下 半年新增新型储能项目中锂离子电池为主，功率规模占比约 87%，平均备电时长 2.16h。 此外，长时储能技术的项目规模开始逐步呈现“稳定释放，多技术并行”的特点：7-12 月 跟踪到的长时储能项目中，压缩空气、储热、液流电池项目(含规划、建设和运行)功率 规模分别为 7.0/0.7/0.9GW。
其三，电网侧独立储能与电源配储为主，用户侧工商业占比逐渐提升。从应用场景来 看，新型储能项目主要集中于电网侧(100%为独立储能)与电源侧配储(95%为新能源 配储)。用户侧储能项目功率规模占比仍较低，但其中工业项目占比逐步稳定在 50%以上。
其四，备电时长持续提升。从新型储能项目的招标数据来看，EPC 总承包与储能系统 的备电时长均呈现震荡上行趋势;2022 年 12 月，EPC 总承包项目平均备电时长为 2.59h， 储能系统项目平均备电时长为 2.69h。
其五，中标价格整体平稳。2022年下半年，储能系统中标单价区间为 1.36~1.95元/Wh， EPC 总承包中标单价区间为 1.39~3.54 元/Wh;12 月备电时长 2h 的储能系统及 EPC 总 承包中标价格均价有小幅翘尾。
国内政策立足新能源配储与电价改革，加速储能商业化发展
国内储能政策密集出台，发电侧配储要求明确，电价政策利好商业模式。各地政府对 “双碳”目标响应积极，在推动风电、光伏发展的同时，配套储能规划也陆续出台。2021 年 7 月国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到 2025 年国内储 能装机规模达到 30GW 以上。此后，国家能源局等多部委印发多条储能相关新能源政策， 明确储能市场、配置比例，确定“十四五”期间新型储能发展实施方案。我国储能市场日 趋完善，集中式电站配储已成定势，未来分布式电站有望相应配储。随着“十四五”风光 装机容量的扩大，预计各地的储能保障政策会进一步扩容，推动储能规模的扩张和行业发 展。
2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电 力现货市场监管办法(征求意见稿)》，提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟 电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”，伴随电力现货交易、分时电价、容量电 价的逐步落地，储能商业模式日渐清晰。
各地区逐步明确风光配储要求，推动发电侧储能发展。随着国家多部委的储能政策出 台和持续细化，各地方政府也在积极响应和明确新增发电项目的强制性配储要求，配储比 例在 5%-10%，配储时长为 2-4 小时。除少数省份为部分项目配储和鼓励性配储要求之外， 90%以上的地区都提出强制性配储要求。现实需求和政策推动是未来几年国内储能装机的 主要驱动因素。
峰谷价差拉大，部分区域盈利模式趋于清晰
对于一般工商业用户而言，利用储能设备在电价较低时充电、在电价高时放电的峰谷 电价套利是主要驱动力之一。伴随电力系统“双高”特性愈发明显，分时电价政策下峰谷 价差持续拉大，为用户侧储能项目的经济性提升提供了重要支撑。
结合 CNESA 对各地 2022 年一般工商业 10kV 最大峰谷价差平均值的统计，国内 31 个典型省市的总体平均价差为 0.7 元/kWh，其中共有 16 个省市位于均值以上，最高的广 东省(珠三角五市)峰谷价差平均值为 1.259 元/kWh。未来随着电力系统日内波动放大， 峰谷电价差有望随着膨胀，用户侧储能回收期在电价差拉大、储能系统成本下降等因素作 用下，有望持续缩短。
新能源消纳聚焦国内不同时间尺度与规模的需求差异
用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统为维持功率平衡存在较大困 难，需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上预先规划以保证电 力系统灵活性。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异——短持续时间 储能一般侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，而长持续时间储 能一般侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。从技术维度来看，目前，锂电性价比 与灵活度优势凸显，长时储能背靠政策与场景驱动。
而且，考虑到国内电力系统转型同时从“大基地+大电网”和“分散式电源+分布式智 能电网”双线并行，两种模式下产生了当下不同的技术路线、解决方案偏好。前者重点在 国内“十四五”期间约 450GW 风光大基地的基础上，配置灵活性资源;扣除前两批大基 地中较多配置在原有大基地及特高压外输通道周围，剩余风光大基地结合目前已落地项目 来看，主灵活性资源一般会结合当地资源条件选择灵活性火电或抽水蓄能电站，并补充一 定的锂电储能电站及光热(熔盐储热)电站。后者考虑分布式系统对灵活布点、项目规模 的需求差异，多以电化学储能电站为主。
新能源渗透率快速提升，叠加其出力的不稳定性，推升储能市场需求，电力系统的储 能应用存在多种时间尺度需求，长时储能(一般指 4h 以上)成为储能发展的重要方向， 在电力系统中具备多种优势——长时储能具备提升新能源消纳能力、替代传统发电方式的 潜力，可以为电网提供充足的灵活性资源，可有效降低电网运行成本，具备更强的峰谷套 利和市场盈利潜力。
“十四五”期间，我国长时储能市场的发展有望保持“多路线并举、能源规划托底、 优势场景催化”的发展特点，其中优势场景领域目前看以配套风光大基地调峰和区域电网 调峰为主。从政策规划带动与应用场景增长两个维度来看，我们主要看好四种主要技术在 2023-2025 年实现加速发展：(1)抽水蓄能：国家能源局已发布中长期发展规划，2025 年/2030 年装机规模预计达到 62/120GW;(2)压缩空气：发展规划持续储备，近期大型 示范项目批量落地，预计“十四五”期间装机规模有望达到 10GW 级别;(3)熔盐储能： 逐步成为西北区域风光大基地调峰资源的有利补充，商业模式率先清晰;(4)全钒液流电 池：系统成本快速下降，储备招标不断释放。 综合以上对应用场景、技术路线的判断，结合 2023 年国内风电、光伏新增装机预期 和广义配储功率比例提升假设，我们预计国内 2023 年储能装机规模有望达到 23GW(同 比增长约 80%);其中，新型储能装机规模有望达到约 13GW，预计平均备电时长约 2.5h， 总装机容量规模超 30GWh。
海外储能：欧洲户储渗透率提升，美国大储放量在即
欧洲高电价加速户储装机，渗透仍有较大提升空间
俄乌冲突加剧能源紧张局势，高电价驱动海外户用装机热情。近两年来，受海外经济 复苏和可再生能源供应乏力等因素影响，天然气价格已走出一波上涨趋势。进入 2022 年， 俄乌冲突所引发的天然气断供，进一步推升欧洲天然气价格，进而使得欧洲电价进一步飙 升，成为欧洲户储装机高增的催化剂之一。考虑到未来一年欧洲天然气供给情况，未来一 年欧洲天然气价格中枢较难回落至 2021 年前水平。欧盟委员会 2022 年 5 月 18 日通 过 REPowerEU 议案， 2030 年可再生能源目标由之前的 40%提高到 45%，同时，光 伏装机目标再次提高，2025 年欧盟累计光伏装机规模要超过 320GW，相比 2021 年底 装机量实现翻倍，2030 底年累计装机规模目标约 600GW，是目前装机量的两倍之多。
2021 年全球光伏配储渗透率不足 6%，欧洲渗透率增速最快，但仍有大幅提升空间。 根据 IHS 和 IEA 统计数据计算，全球累计光伏配储比例逐年上升;经我们测算全球户用光 伏配储渗透率到 2021 年已经达到了 5.7%，仍然较低。分区域来看，目前仅有意大利和德 国等欧洲地区渗透率达到了 10%以上，其中德国的渗透率超过了 20%。不过从全球范围 内可以看出，包括美国、澳洲等在内的多个国家，其光伏配储渗透率仍不足 10%，全球户 储渗透率仍有很大的提升空间。
欧洲高电价模式下，户用光储经济性提升。用户侧，从现实需求来看，储能可帮助用 户“削峰填谷”，节省用电成本，有利于电力系统均衡供应电力，降低生产成本，并避免部 分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，从而保证电力系统的安全与稳定。除此之外， 储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、降低容量电费、参与需求侧响应 等，发挥多重价值。极端天气和老旧的电力设施造成海外电力系统在根本上无法确保“可 靠性”，启动相关电网基建计划仍需时间，因此户用光储在经济性上的考量逐渐减弱，但 是未来经济性仍有看点。
户用光伏承担发电功能，但发电与用电高峰不匹配问题显著，储能系统是家庭实现电 力“自消费”的关键。从欧洲政策趋势来看，对户储推动作用的政策主要是“净记费”政 策、投资补贴或税收减免。德国、英国等为代表的“净记费”政策导致的用户用电和上网 电价之间差异持续拉大，对投资光储一体化迫切性明显提升。
为了测算欧洲户用光伏+储能项目的经济性，我们做出以下几项核心假设：1)假设居 民日均用电 20KWh，居民电价为 0.327 欧元/KWh，欧洲主流 FIT 上网电价为 0.037 欧元 /KWh;2)假设户用光伏(3KW)造价 2000 欧元，光伏日均利用 5 小时，发电自用率 21%; 3)假设户用储能功率为 10KWh 造价为 4000 欧元，使用年限为 10 年，安装储能设备后 居民发电自用率为 80%。
“光伏+储能”模式在欧洲具备良好经济性。按照无光伏、光伏无储能及光伏+储能三 种情况，最终测算结果如下：1)居民未配备光伏、储能设备，所有用电均按照标准电费 缴纳，年均电费支出 2387.1 欧元，10 年期电费支出约 23871 欧元;2)居民配备光伏但 无储能，支出包括光伏系统和电费支出，使用自发电比例为 21%，10 年期节省电费 7649.4 欧元;3)居民配备光伏+储能，支出部分有电费支出和购买光伏、储能设备支出，储能系 统增加自发电量比例至 80%，10 年期节省电费 21522.8 欧元。很显然，在欧洲高电价情 况下，居民选择光伏+储能，能提升自用电比例，能明显节省电费，具备良好的经济性。
电价攀升+能源危机，推动欧洲户储项目经济性和配置意愿持续高涨。欧洲电价在近 年来天然气价格大幅上涨情况下持续攀升，推动户用光伏+储能项目经济性显著增强。据 BNEF 统计，2021 年欧洲户储项目新增规模达 1.04GW/2.05GWh(+56%/+73% YoY)。 而 2022 年俄乌冲突进一步推升欧洲能源成本行至高位，且能源危机背景下欧洲居民配套 光储系统积极性空前高涨，储能渗透率快速提升，为未来几年户储行业奠定高景气基调。 在以欧洲为主要户储市场的高增长支撑下，GGII 预计全球户储市场容量将由 2021 年的 6.4GWh 大幅增至 2025 年的 100GWh。
高电价与 IRA 政策凸显经济性，美国储能持续高景气
美国是全球大储另一主力市场，储能装机表现亮眼。美国是全球规模最大、成长最快 的储能市场之一，2021 年新增储能装机 3.5GW/10.5GWh，2016-2021 年复合增速达 96.5%。截至 2022 年二季度末，美国在运行中的电化学储能系统共计 6.47GW，在建的 电化学储能项目 14.50GW/36.20GWh，储能项目建设火热。美国储能装机以大储为主， 大储装机占 2021 年全美装机容量的 79%。Wood Mackenzie 预测，2023 年全美大储 市场规模超过 50 亿美元。据 CNESA 统计，2021 年全球新增投运的新型电力储能项目 装机规模达 10.2GW，yoy+117%。美国、中国、欧洲分别占 34%/24%/22%。
根据 Woodmac 数据，2022 年上半年美国表前储能新增装机 5.01GWh，同比增长 211.6%。2022 年，美国对中国企业在东南亚的组件产品实行反规避调查，使得当地中国 企业组件产品对美出口形成了严重的障碍，多数配套光伏建设的储能项目被迫延期。伴随 2022 年 10 月 14 日美国暂停对太阳能电池和组件征收的所有反倾销或反补贴税，美国积 压的表前储能需求有望快速释放。2021 年美国储能新增装机达 3.5GW/10.5GWh(同比增 长 204%)。22H1 储能新增装机达 2.1GW/5.5GWh。表前增速最快(括号里面为 MW 增 速/MWh 增速)：表前(212%/137%)>用户侧 (67%/36%)>工商业(-24%/-1%)。
独立储能和小型储能项目受益颇深，1MW 以上项目或将迎来抢装潮。独立储能首次 获得抵免资格：过去为了具备 ITC 获取资格，储能项目必须与光伏发电项目配对，IRA 法 案使储能摆脱太阳能配对限制，二者“发展途径”脱钩，降低了储能项目的建设成本和时 间，利好独立储能的发展。小型储能项目补贴力度大幅提升：根据原 ITC 政策，户用储能 项目的税收抵免额度将在 2024 年取消，工商业储能及表前储能项目则降至 10%;IRA 法 案通过后，户储抵免额度可达 30%~40%，小型的工商业储能项目及满足条件的表前储能 项目抵免额度则在 30%~80%不等，较之前显著提升，有望刺激需求高速增长。
与国内大储装机由强配政策驱动的情形不同，美国电力现货以及辅助服务市场机制相 对更为成熟，大储项目已实现一定的经济性。现阶段，美国新能源配储项目主要可通过获 取更高的 PPA 协议电价获益，而独立储能项目可通过现货市场套利、辅助服务等模式获 得收益。2022 年 8 月，美国新推出的《降低通胀法案》(IRA)将光伏 ITC 期限延长 10 年，税收减免由 26%提升到 30%，并将独立储能纳入 ITC，对大储、特别是独立储能模 式运营的项目形成有效激励。我们认为，较为成熟的商业模式为美国大储项目装机增长提 供了内在动力，而 IRA 新政有望进一步刺激大储项目投资，市场有望持续高景气。
根据 EIA 数据，美国 2021 年电力结构中，天然气+煤电发电量占比 60%。各州规划 可再生能源发电市场配额方案，加州计划 2030 年实现 60%的可再生能源占比。美国储能 集中于加州和德州。截至 2022 年 8 月，加州储能装机完成 3977MW，在建 13198MW， 德州储能装机完成 1653MW，在建 17789MW。2021 年加州风+光的发电量占总发电量比 例为 25%，德州风光发电占比 24%，高于美国全国的 13%。
美国储能项目盈利模式成熟，支持政策密集出台，储能市场持续高增长。2020 年以 来，美国联邦和各州政府大量出台对储能的支持政策，明确了储能参与源网侧辅助服务市 场、峰谷价差套利、分布式电源项目配套等模式，在美国市场化的电力体制和逐步上升的 电价下，商业模式成熟，盈利水平丰厚。同时，根据 2022 年《通货膨胀削减法案》，独立 储能将有资格获得 ITC 退税激励，有望降低约 30%项目资本开支，储能投资收益进一步上 升。此外，美国电网设施较为陈旧，可靠性差，近年来多次发生停电事故，加上火电逐步 退役，可再生能源愈发成为优先替代方案，持续推升储能调度需求，刺激储能项目装机增 长。根据 Wood Mackenzie 统计，2021 年，美国储能市场装机规模/容量达 3.5GW/10.5GWh (+138%/+198% YoY)，其中表前储能规模达 3GW/9.2GWh 左右，占比约 9 成;Wood Mackenzie预计2022年美国储能新增装机规模/容量将达3.5GW/13.5GWh(+105%/+29% YoY)，2023 年装机规模/容量有望达 7.2GW/28.4GWh(+64%/+110% YoY)，需求仍将保 持高速增长。
综上，结合全球新能源装机预期和储能配套发展比例，我们预期全球储能增长有望继 续维持高速增长状态，2022-2025 年全球储能装机规模预期为 30/50/69/92GW，保持 50% 的年均复合增速。
