国内外大型储能需求怎样？

以下内容是对国内外大型储能需求的简单介绍。

1.海外大储

大型储能方面，2022Q1美国表前市场储能装机1923MWh，同比增长232%，环比受淡季因素影响；全年预期18-20GWh。 2021年英国新增储能申报容量达到11.5GW，远超历史上任一年份，有望指引未来几年爆发式增长，英国储能申报量激增的原因是动态 遏制套利机制（Dynamic Containment）的盈利大幅提升，储能在长期平衡机制（BM）中也开始具备竞争力。

海外大型储能在逻辑上较海外户储弱一些的是在于定价周期的问题；大型储能为项目订单制，签单到交付需要6-9个月，因此2022H1交 付的是2021年的低价订单，导致盈利能力承压。不过目前价格传导能力顺畅，预计2022Q2-2022Q3起有明显恢复。

2.国内大储

从招标信息、在建规模上看，国内大型 电力储能的潜在需求充沛。 根据北极星储能网数据，2021年国内 储能招标8GW、18GWh；索比储能网 口径，2022H1国内储能招标量达到 14.2GW、31.2GWh（含处于勘探设计 等阶段的环节），其中储能系统、EPC 的招标量分别达到4.2GW/8.4GWh、 3.4GW/6.4GWh。

从中标口径看，索比储能网数据， 2022H1储能系统、EPC的中标量分别 为3.6GW/6.6GWh，1.8GW/3.6GWh ➢ CESA披露的在建规模方面，2022Q1末 为4.2GW，2022Q2末则进一步提升至 7.9GW/14.3GWh，储能建设提速。

除了需求受地方强制配套需求拉动外，本身在电源侧配储的商业模式上，国内也有 明显优化，即用共享储能取代了此前电源侧企业自建的模式。 共享储能的收益包括容量租赁、容量补偿、现货价差三部分，其中对容量租赁比例 （目前山东为20%）、调峰容量补偿时长（目前为0.2元/KWh、500-1000小时）、 现货交易频次敏感；不过容量租赁合同通常长达10年，对收益底线构成保障。

在组件价格1.9-2元/W的情况下，光伏电站IRR在6%-7%左右；但如果考虑配置10%、2h的储能，则IRR降至5%附近； 2023年，若组件价格降至1.8元/W，则配储的IRR达到5.5%；降至1.65元/W，则配储的IRR超过6%； 从长期来看，考虑国内按照15%、4h配储，在组件、电池价格降至1.2元/W、1400元/KWh的情况下，IRR能超过5%。