储能需求情况如何？

随着全球新能源装机量和发电占比的不断提升，发电波动性带来对 电力系统灵活调节能力的更大需求，储能系统的建设持续增长，全球储能装机在不断加速。

1.美国市场：ITC 政策利好推动下，表前储能需求旺盛

美国储能装机量快速增长，是当前全球储能最大市场。美国的储能装机量不断快速增长，新增装机功率从 2016 年 的 0.26GW 增长到 2021 年的 3.59GW，配储时长从 1.4 小时增加至 2.9 小时，新增装机容量从 2016 年的 0.36GWh 增长到 2021 年的 10.47GWh，5 年复合增速 CAGR 高达 109.4%。在 2021 年全球新增的新型储能项目中，美国占 比第一，市场份额约 34%，已经成为全球最大的储能市场。

政策刺激美国需求，美国大储建设增长势头有望持续。美国 ITC 法案对储能项目实行税收抵免政策，极大提高了美 国储能项目的经济性，原计划在 2022 年开始退坡，因此 2021 年美国市场出现明显的抢装热潮，装机容量 10.47GWh，同比大幅增长 201%。而 2022 年 8 月最新出台的 IRA 法案对 ITC 退坡时间进行延期，推迟到 2033 年开始退坡，极大刺激了美国储能项目需求。2022 年前三季度美国市场新增储能装机功率 3.3GW，新增装机量 8.2GWh，2022 年 10 月 18 日，美国“酒红(Crimson)”独立储能项目投入商业运营，装机量 350MW/1400MWh，是 目前全球最大的单期投入商业运营的储能电站，也是目前全球第二大运营中的独立储能电站，延续了美国储能建设 高速增长的势头。 在 IRA 法案推动下，美国户储市场有望快速发展。在最新的 IRA 法案之后，美国光储项目的税收抵免政策不仅提高 了基础抵免额度，还将退坡开始时间从 2023 年延后 10 年到 2033 年，此外还增加了额外抵免额度，户储和工商业 储能的最高合计可抵免额度高达 70%。在 ITC 政策的大力刺激下，美国表后市场需求有望被激活，户储的装机需求 有望快速释放。

美国储能市场空间广阔，有望持续快速发展。美国储能装机表前占比高，未来装机量主要驱动来源仍将是大型储能 项目，同时在美国“长时储能攻关”计划下，配储时长将逐渐增高，未来美国储能市场有望继续保持快速增长的势头。 预计 2025 年全球新增储能装机量 265.8GWh，其中美国新增储能装机容量 90.37GWh，2021-2025 年 CAGR 为 84.2%，增速迅猛。

2.中国市场：储能项目招投标旺盛，大储开始逐步放量

中国电化学储能快速发展，装机量不断提升。我国储能装机规模逐年扩张，截至 2021 年底已投运储能项目累计装 机规模 46.1GW，同比增长 30%，占全球总规模的 22%。2021 年中国新增新型储能项目规模 2.4GW，同比增长 54%，在全球新增容量中占比 24%，仅次于美国。其中，电化学储能是最主要的增量，2021 年新增电化学储能装机 量 2.2GW，占比 89.7%。 从结构上看，中国储能市场主要是源网侧储能。在中国储能装机结构中，源网侧大型储能占比最大，2021 年约 76% 的新增装机来源是大储，具体包括在电源侧的新能源装机配储和电网侧的独立储能，分别占比 41%和 35%。 国内政策从多角度完善储能商业机制，积极扶持储能行业发展。我国储能行业的商业模式尚不成熟，其中一个重要 原因是国内储能项目的经济性不高。过去国内储能项目多为政策上对新能源发电的强制配储，在盈利模式上较为单 一，经济性较差，阻碍了储能的发展。国家积极出台政策，从电力市场交易、电价机制、独立储能市场地位等多角 度扶持储能行业的发展，国内储能行业发展未来可期。

国内新型储能的规划目标明确，项目招标情况持续强劲。随着相关储能扶持政策的制定和落实，全国各省在“十四 五”期间开始积极规划储能装机量目标，其中前 20 省在十四五期间的总装机目标合计高达 54.85GW，若按 2 小时 配储时长估计，则装机容量将有望超过百 GWh 级别。在政策大力推动下，国内储能项目招标情况持续火热，2022 年下半年以来国内储能进入招标旺季，招标规模迅速增加，有望带动需求持续增长。开标方面根据储能与电力市场对公开招投标信息的追踪和统计，2022 年中国储能市场共计完成了超 300 次的项目招投标，共涉及 278 个项目，总 容量超过 44GWh，涵盖独立储能电站、可再生能源储能、用户侧、调频和集采等不同类型，其中独立式储能项目占 比 47.5%，储能景气度持续高涨。

中国储能市场开始发力，装机量有望快速增长。中国大型储能装机占比高，预计未来国内装机量仍将由电源侧和电 网侧的大型储能项目驱动，随着电力市场改革和储能商业模式的不断完善，中国储能市场有望开启快速增长，市场 空间广阔。根据 GGII 的预测， 2025 年新增装机容量约 90GWh，2021-2025 年新增装机的 CAGR 为 43.2 %，国内 储能将保持较快的增速发展。

3. 欧洲市场：高电价下经济性凸显，户储需求快速增长

欧洲储能装机量快速增长，从结构上看，欧洲市场的户储装机占比高。欧洲储能发展迅猛，年新增装机量从 2011 年 仅 4MWh 增长到 2021 年约 2.9GWh，10 年复合增长率达 93.4%。相比中美储能市场结构以表前大储为主，欧洲储能市 场的特点是户用需求超过大储需求。在欧洲市场结构中，户用储能装机占比最高，2021 年达到 46%，源网侧的大储 占比略少于户用，约占 44%，工商业的占比最低，只有 9%。2021 年欧洲户储新增装机量 2045MWh，同比增长 73%， 2015-2021 年的 CAGR 高达 63%，而同一时间段欧洲整体储能 CAGR 仅 39%，欧洲户储快速增长，是驱动欧洲储能市场 发展的重要来源。

户用储能的主要盈利模式是进行电价的峰谷套利。家庭户用储能是典型的储能表后市场，主要是由居民用户自发安 装在家庭户内的储能装置，通过在低电价时段充电储存，在高电价时段释放电力供给日常使用的方式，获取电价峰 谷价差为盈利，降低家庭整体用电成本。 户储与光伏联用可以提高光伏的发电自用率，提高经济性。当前绝大部分的存量的户用光伏安装时间较早，大部分 没有配置储能，采用全额上网的模式直接销售电力。光伏的上网电价明显低于零售电价，提高光伏发电自用率可以 提高经济性。存量光伏系统加配储能后可以在光伏发电高峰期将超额发电的部分储存进蓄电池，在夜间光伏无法发 电时释放电能，实现光伏发电的完全自发自用，最大程度发挥光伏发电的经济性。

经济性是驱动家储需求发展的核心逻辑。家庭户储主要包括储能电池、储能逆变器，其中电池的成本较高。从收益 角度来看，加装户用储能的收益超过初始投资成本，以德国为例，2021 年德国居民用电价格是 31.9 欧分/KWh，而 加装光伏和户储之后的度电成本 LCOE 为 14.7 欧分/KWh，用电成本下降约 54%，户储大幅降低了居民用电成本， 极高的经济性带动了户储需求。 欧洲高居民电价和大峰谷价差支撑户储的经济性。海外特别是欧洲国家基本上是居民电价高于工商业电价，同时欧 洲电力市场化成熟，居民电价在分时电价制度下峰谷价差大，较大的价差使得利用家庭储能进行峰谷价差套利，降 低居民实际电价的模式具有较高的经济性，欧洲家庭储能具有极大的吸引力。

俄乌冲突导致天然气和电价上涨，驱动家储新增需求。今年以来，受到俄乌局势的影响，欧洲天然气价格快速上涨， 由于欧盟整体约 19%是天然气发电，占比较高，电价也随之大幅增长。德国电力期货指数从年初的 182.27 上涨到 271.54，涨幅达到 49.0%，欧洲居民用电成本增幅超过 30%。用电成本的上涨驱动欧洲居民减少尖峰用电，增加低 谷用电，带来家用储能的新增需求。同时存量的户用光伏大部分没有配储，采用自发自用、余量上网的模式，上网 电价明显低于零售电价，加配储能后可完全自发自用，最大程度发挥光伏发电的经济性，欧洲家储迎来需求放量。 欧洲政策对家庭户储进行补贴，推动户储需求增长。欧洲各国纷纷出台相应政策提高居民家庭配储的购买意愿，具 体采取购置费用补贴（容量补贴、税收减免、低息贷款）和运行收益机制（分时电价机制、虚拟电厂机制）等方式， 提高储能系统经济性，刺激居民户用储能需求。

欧洲储能市场开始发力，装机量有望快速增长。预计未来在欧洲碳中和政策以及能源独立的需求推动下，欧洲储能 市场有望继续保持增长，预计 2025 年欧洲新增储能装机容量有望达到 53.16GWh，2021-2025 年 CAGR 为 85.2%， 市场空间广阔。

4.全球储能快速发展，储能 PCS 和系统集成需求放量

全球产能装机功率快速增长，发展势头强劲。当前全球储能行业在以美国、中国、欧洲为首三大区域市场的高景气 下处于快速发展的阶段，储能系统装机规模快速上升。2011 年全球储能装机功率仅 0.58GW，2017 年以来进入发展 的快车道，累计装机功率从 2.9GW 增长到 2021 年约 25.4GW，复合增速高达 71.4%，储能全球装机增长的势头十分 强劲。

储能 PCS 是系统中重要组成部分。PCS 全称功率转换系统（Power Conversion System），是电池储能系统中的核 心部件，可以实现电池与电网间的交直流转换，完成两者间的双向能量流动，并通过控制策略实现对电池系统的充 放电管理、网侧负荷功率的跟踪、电池储能系统充放电功率的控制和正常及孤岛运行方式下网侧电压的控制等。 大型储能的系统集成涉及 PCS 在内的多项关键技术，考验厂商的综合实力。大型储能单元的系统集成涉及储能变流 器与电池系统匹配技术、标准化储能单元、大储规模化集成设计、系统冗余及扩容方法、系统的监控及保护平台等 多项关键技术。在 PCS 层面要求厂商根据实际需求选择兼顾可靠性、效率和成本的变流器与储能电池模块匹配方案， 在系统设计上要求系统集成商具备多储能单元同步控制、电站故障检测、标准化接口等关键技术，需要具备极高的 综合能力。

未来全球储能装机有望保持增长势头，PCS 和系统集成领域的需求将快速放量。预计 2025 年，全球新增储能装机 量 265.8GWh，配储时长约 2.2 小时，带来新增储能 PCS 逆变器需求 123.6GW。