全球储能行业发展处于什么阶段？

储能行业迎来平价爆发式增长阶段。

目前储能处于由商业化初期向规模化过渡的阶段，“新能源+储能”是新型储能系统的主要应用场景。随着新能源发电的占比提升，储能亦大有作为，全球主要国家和地区都将发展储能作为能源革命中的重要环节，推出一系列政策推动储能发展。政策通过明确储能市场地位、对储能进行补贴或税收减免等方式增强储能的经济性，进而刺激储能需求。

相比传统能源，光伏等可再生能源发电普遍存在间歇性、波动性问题，需要储能配套以平滑和稳定电力系统运行。光伏发电系统与储能电池系统相结合，可以起到“负荷调节、存储电量、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷”等作用。因而随着光伏等可再生能源占比的持续提升，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色，发展空间广阔。

随着储能技术的进步，储能系统成本快速下降。以电化学储能成本中占比近九成的锂离子电池为例，2010 年至 2021 年磷酸铁锂（LFP）电池价格下降近90%，循环寿命增加近两倍，带动储能成本快速下降，为储能的发展提供内部动能。在储能发电的内外部动能持续推动下，储能的经济效益优势日渐凸显，带动近年全球储能装机规模快速增长。

2022 年以来俄乌冲突导致全球能源成本上行，2022 年初至今德国电价指数呈持续上升趋势，并于 2022Q3 达到历史高位。截至 2022Q4，德国电价指数为193欧元/MWh。

美国拥有高度市场化的电力体制，84%的电力由私人投资者拥有的公司提供，12%由州政府企业和合作企业提供，只有 4%由联邦政府管理的公司提供。电网建设是一项耗资巨大的工程，为了保证投资效益，美国企业采用了最便宜的组网模式。近些年随着极端天气频发、光伏安装量的快速上行，给电力供应的稳定性带来较大的挑战，美国在 2000 年至 2021 年间共发生 1500 起天气引起的大型断电。2022年初至今美国交易电价呈持续上升趋势，近期交易电价稍有回落。

面对上述压力，欧美各国致力于推行针对光储系统的补贴或退税政策，来尽早实现清洁能源的替代。以美国为例，2022 年 8 月美国通过IRA 法案，首次将独立储能纳入 ITC 抵免范围，不再需要与光伏搭配，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低，有助于推动美国储能市场高速增长。

内用户侧分布式储能迎来新的发展机遇。2021 年7 月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，核心目标是实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变。工商业储能是储能在用户侧的典型应用，与户用储能同属表后市场，相比表前储能，具有单体规模小、电压等级低、以用电价格结算等特点。2021 年和 2022 年夏季多地由于高温等气候问题出现限电情况，对工商业用电都提出了一定的限制。同时各省相继调整了用户侧的分时电价政策，扩大了峰谷价差，从而提升了工商业储能的经济性。不仅刺激了分布式光伏的安装需求，而且还鼓励光储结合的分布式能源发展模式。

在此背景下，工商业储能成为国内企业实现紧急备电、降低成本支出的重要改善手段，工商业储能需求有望在 2023 年获得大幅提振。

综上所述，我们预计 2022-2026 年全球分布式储能将实现快速发展，其中工商业储能预计装机容量从 4.7GWh 增长至 90.2GWh，年复合增速109%，预计2026年全球工商业储能装机容量占比达到 11.2%；户用储能预计装机容量从10.6GWh增长至 187.2GWh，年复合增速 105%，预计 2026 年全球户用储能装机容量占比达到23.3%。

未来几年以电化学为主的全球新型储能将跟随新能源发电实现蓬勃发展，我们预计 2022-2026 年国内储能行业新增装机量从 6.9GW 增长至88.4GW，年均复合增速89.2%，2022-2026 海外储能行业新增装机量从 15GW 增长至124GW，年均复合增速69.4%，2022-2026 全球储能行业新增装机量从 21.9GW 增长至212.4GW，年均复合增速达到 76.5%；考虑时长下，装机容量从 47GWh 增长至803.5GWh。