储能分类、中美欧市场需求及新增装机规模预测

储能迈入高景气周期。

1、储能是能源转型过程中的关键一环

储能是构建新型电力系统的必要支撑。风、光等清洁能源发电存在间歇性、波 动性强且难以预测的特点，其大规模并网会对电网造成冲击。储能技术可将电能转 化为其他形式的能量进行长期储存，借以实现不同时间尺度上电能的输入输出调控， 维持电力系统的功率-能量平衡，保障运行的稳定性。因此风电光伏的发展支撑起储 能的刚需起量。 按应用场景可分为表前储能和表后储能。表前储能包括发电侧储能和电网侧储 能，主要用于调峰调频、平滑出力曲线等功能。表后储能包括工商业储能和家储， 功能涵盖电力自发、峰谷价差套利、容量费用管理、提升供电可靠性等。

按能量储存方式可分为机械储能、电化学储能、化学储能、电磁储能。各种储 能技术参数指标不尽相同，适用于不同的应用范围。抽水蓄能、压缩空气储能容量 和功率大、自放电率小，适用于长时间大规模储能；超级电容器、超导磁储能、飞 轮的响应速度快、功率密度高，可用于应对瞬时电压降、闪变抑制等从而改善系统 电能质量；电化学储能响应速度较快且放电时间较长，适合调节负荷等。储能应用 场景众多，单一技术难以满足全部需求，多元发展是必然。

抽水蓄能装机占比最大，电化学储能成长性更高。抽水蓄能技术最成熟，成本 低，在当前市场应用中占比最高，2021 年占全球储能装机的 86.2%。但因为对地理 条件依赖度高，且难以满足多元的应用需求，应用占比逐年降低。电化学储能发展 迅速，其中锂电池技术较为成熟，凭借完善的产业链降本效果显著，已进入规模化 应用阶段，2021 年占全球市场的 11.09%。随着未来成本的进一步降低，电化学储能 占比将持续提升。

电化学储能市场高度集中，主要市场后续增长动力强劲。2021 年美国、中国、 欧洲的电化学储能装机规模分别占到全球的 34%、24%、22%，合计贡献了全球 80% 的装机量。考虑到美国政策端支持力度加强与当地成熟的商业模式，中国“十四五” 能源规划引导及电力市场化改革推进绿电和储能入市交易、欧洲能源危机下电价高 企提升户储经济效益和欧洲能源转型速度，未来三大市场依旧保持较快的增长速度。

2、中美欧市场需求旺盛，公司前瞻布局抢占先机

2.1、中国：十四五能源规划与强制配储政策共振，支撑起储能刚需

国内新型储能装机量持续提升。根据国家能源局统计数据，国内新型储能装机 量持续提升，截至 2022 年底，国内新型储能累计装机量达8.7GW，同比增长51.8%。 同时随着国内风电和光伏装机的持续提升，对储能的刚性需求有望国内储能装机进 一步增长。从新型储能装机技术分布来看，2022年国内新型储能装机当中，锂离子 储能技术占据绝对领先地位，其在 2022 年新型储能新增装机量中的占比高达94.5%。国内电化学储能增量核心源于表前新能源配储与独立储能装机。从储能类别来 看，国内储能装机类型分布来看，表前可再生能源配储与独立储能是当前储能的主 流装机形式，在2022年新增装机当中分别占比45%与44%。

多个省市进一步明确新型储能装机目标，并提出强制配储要求。截至 2023 年 3 月，我国有 15 个省级行政区明确公布了“十四五”储能目标，2 个目标规模待确定， 13 个发布了“十四五”储能支持性政策但未明确具体目标，4 个暂未发布相关政策。 根据现有规划到 2025 年底，全国新型储能装机规模将超 74.3GW。同时，23 个省市 提出配储要求，配置比例 5%~30%、配储时长 1~4h，为储能产业发展提供充分保障。

政策引导下储能经济性提升方向清晰，市场驱动力有望加强。一方面政策引导 储能项目商业模式多样化发展：2022 年 6 月明确独立储能在电力市场的参与主体地 位，鼓励独立储提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服 务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务；7 月，山东增加转动惯量、快速调压、 一次调频辅助服务品种；9 月依托现货市场增加独立储能电能量收益、容量补偿和租 赁收益，增加爬坡、黑启动等辅助服务品种，丰富储能项目商业模式，构建多元的 盈利渠道。

另一方面电价改革增厚价差套利空间：峰谷差率超过 40%的地方，峰谷 电价价差超过 4:1，燃煤发电市场交易价格上下浮动范围扩大至不超过 20%，高耗 能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，提升用户侧储能的自用电降本和价差套利 效益；完善电力现货市场，为推动储能项目入市交易获利铺平道路。多管齐下，储 能项目经济性持续改善，驱动储能需求进一步释放。

2.2、美国：IRA法案为储能发展注入新活力

美国装机需求呈现明显刚性，市场化机制保障储能盈利水平。2022 年全美储能 装机量高达 4.8GW/14.2GWh，从能量口径看同比 21 年增长 36%。从装机类型分布 来看，2022 年美国户储装机 631MW/1637MWh，工商业储能装机 164MW/353MWh， 表前储能装机 4GW/12.2GWh。从装机类型分布来看，美国储能市场以表前大储为主 占比近 86%。同时其成熟的市场机制使电站运营商收益明确，确保美国储能装机长 期驱动力充足。

美国储能产业激励措施齐全，市场化运营经验丰富。战略规划与法规方面：2020 年 1 月 8 日，美国宣布启动储能大挑战，目前已有 8 个州制定或已实施储能发展目 标，同时各州积极解决立法、行政命令、监管程序等问题以助力开发下一代储能技 术并将其推向市场。补贴方面，自发电激励计划(SGIP)是美国历时最长且最成功的 分布式发电激励政策之一，其补贴收益占用户侧总收益比重较高，有效推动分布式 储能项目的建设，2018 年加州将该计划截止日期延长至 2026 年。税收方面，投资税 收减免(ITC) 是美国为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目可按照 投资额的 30%抵扣应纳税。

2016 年，美国储能协会向美国参议院提交了 ITC 法案， 明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可 再生能源发电系统等形式运行。电力市场规则方面，美国联邦能源监管委员会 2016 年开始就储能与分布式能源参与电力市场方面的规则进行建议征集和全面修改， 2018 年正式要求 RTOs 和 ISOs 建立储能相关的市场参与模式和规则。齐全的激励措 施促进了储能产业发展和项目建设，完善的市场环境和价格机制为其商业化运营赋 能，目前美国储能已在 PJM 和 CASIO 电力市场中提供丰富的服务品种，实现了良好 的运营效果。

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，此次政策变动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地面额度则在 30%~80%不等，较之前显著 提升，将刺激需求高速增长。

2.3、欧洲：能源危机迫使新能源转型提速，储能刚需属性加强

欧洲储能装机提速。2021 年因为下半年全球能源电力供需紧张，欧盟用电价格 攀升，户储经济效益凸显，拉动欧洲储能需求，当年新增装机 2.23GWh，同比+109%。欧盟面临天然气断供风险，被迫加速能源转型，拉动储能需求。天然气在欧洲 国家能源结构中占比高，而俄罗斯天然气凭借低廉的价格和便利的运输，在欧洲天 然气消费中扮演重要角色。但地缘政治冲突的加剧和常态化发展使得欧盟面临天然 气供应压力和成本倍增，当能源紧缺遇上即将来临的冬季能源需求高峰，新一轮能 源危机难以避免。

为摆脱对俄天然气的依赖，欧盟加快能源转型步伐，推出“欧盟 再生能源计划”，将其在“Fit for 55（FF55）”一揽子计划下的可再生能源目标从之 前的 40%提高到 2030 年的 45%。欧盟计划在其 REPowerEU 计划指导下，在 2025 年前实现超过 320 GW 的交流太阳能光伏并网目标，并到 2030 年进一步扩大到 600 GW。一方面，在光伏占比高增长的预期下，表前储能刚需旺盛；另一方面，高企的 电价和新能源高占比下拉动了用户侧安装储能降低用电成本、提升用电可靠性的需 求，储能刚需属性加强。

3、预计2025年全球储能新增装机规模达到660GWh

根据我们的测算，2021 年至 2025 年，全球储能新增装机规模将由 20.5GWh 增 至 661.3GWh，年均复合增长率 144.48%，其中 2025 年表前储能、表后储能分别为547.3GWh、114GWh，年均复合增长率分别为 155.56%、105.57%，在体量和增速上， 表前储能均保持主体地位。 中、美、欧将继续引领全球储能发展。考虑到政策导向、终端实际需求和电力 市场倾斜重心，我们认为未来中、美仍以表前储能为主，贡献全球表前储能主增量， 预计 2025 年表前储能新增装机规模分别为 262.3GWh、190.3GWh。 2021 至 2025 年，年均复合增速分别为 192.13%、125.88%。欧洲则在全球表后储能市场中占主导 地位，预计 2025 年欧洲表后储能新增装机规模达到 64.3GWh，占全球的 64.2%， 2021-2025 年，年均复合增速为 144.38%。