海内外储能装机现状如何？

中美欧三大市场齐爆发，储能迎最好时代。

1.欧洲：低渗透率 高成长空间，储能再上新台阶

2022年能源危机电价飙升，推动储能需求爆发

户用储能高增长，2021年同比增长56%。2021年欧洲户用储能装机1.04GW/2.05GWh，分别同增 56%/73%，是欧洲储能增长的核心驱动源。2022年欧洲能源危机、电价高涨，欧洲户储需求旺盛。2022年受俄乌冲突影响，俄罗斯天然气供应大幅减 少，导致欧洲能源价格飙升，进而推动欧洲批发电价一路上涨，欧盟月均批发电价最高点超400欧元/MWh， 较21年同期增长达346%。在此导火索下，欧洲户用光储高经济性得到市场的认可，光储需求开启爆发式增 长，我们预计2022年欧洲光伏达50GW以上，实现翻倍增长，欧洲储能达13GWh左右，同增三倍。

欧洲需加快风光储的独立能源转型

欧洲能源危机的根本原因是能源对外依赖度高，其根本解决方式是实现独立能源。欧洲高度依赖于传统化石能 源，根据BP，2021年欧洲石油和天然气对外依赖度为97%、60%，其中大部分能源来自俄罗斯。因此在俄乌 冲突下，外部能源供给减少，直接导致欧洲能源紧缺，长期看只有建立独立能源才能保证欧洲能源供给稳定， 光伏风电等新能源资源禀赋好、上量速度快，搭配储能发展可逐步实现能源独立。 2022年可再生能源替代加速。2022年能源危机下，以光伏为首的可再生能源经济性凸显，渗透率加速提升。 截至11月底，太阳能占欧盟发电能源自2021年的5%提升至7%，提升2.1pct，风电自2021年的14.5%提升至 16%，提升1.5pct。

电力系统高度市场化，涨电价对各环节影响差异较大

欧盟电力系统高度市场化，电力产权流动的参与方包括：1）发电厂负责供应电力，可通过经销商与能源机构 签订场外交易（如PPA、远期），或通过电力交易市场在线出售电力（如日前市场），部分供应商拥有发电厂 产权（如Vattenfall）；2）供应商通过与终端消费者签订供电协议的方式为消费者供电，竞争较激烈。 发电厂的电力一部分通过PPA电价售出。发电厂通过购电协议(PPA) 锁量锁价的形式与下游能源供应商签署 10-20年的电力供应合约。2022年因欧洲能源紧缺、批发电价大幅上涨，PPA电价也呈现出上涨趋势， 2022Q3平均光伏PPA电价为68.6欧元/MWh，同环增53.1%/14.7%，平均风电PPA电价为73.5欧元/MWh， 同环增50.9%/11.1%，能源危机下，电力发电厂收益显著提升，加大新能源开发力度。

天然气成本暴涨，边际定价下导致电价高涨

欧洲电力系统定价模式：以供需平衡点电源价格统一定价。欧盟电力日前价格目前采用边际定价机制，即在当 下电力需求下，各发电能源的边际成本按照供给量逐个出清（发电成本较低的光伏、风电等优先计算），最后 以供需平衡点对应的电源价格统一定价（例：煤电为供需平衡点，则以当日煤电价格为所有参与供电的设施统 一定价）。此机制的好处在于：在常规情况下可大幅提升能源供给的合理性，激励低价的可再生能源发展，在 低发电成本的可再生能源发电占比不断提升下，能够有效地降低批发电价。边际定价机制难御风险，极端情况下电价扭曲。2022年因俄罗斯天然气供给收缩，天然气价格一路上涨，最高 价涨至339欧元/MWh，较年初涨幅达334%，在边际定价的模式下，致使欧洲能源价格持续上涨。

2.美国：ITC政策鼓励，表前表后齐爆发

全球规模最大的储能市场，大储（表前）占主导

美国是全球规模最大的大储市场。根据BNEF，2021年美国电化学储能新增装机3.97GW/10.88GWh，分别 同比+262%/+341%，从功率看，占全球新增的40%。 从结构上看，表前市场（大储）在美国储能中占据主导。储能根据所处节点不同，可分为表前市场（主要是 大储）、表后市场（包括工商业储能、户用储能），2021年美国公用事业储能（大储）/户用储能/工商业储 能新增储能装机分别为3.50/0.34/0.13GW，分别占当年新增总装机功率的88.2%/8.6%/3.2%，大储在装机 中占据主导地位。

2022年光伏降速，储能仍保持高速增长

2022Q1~Q3美国储能新增装机达3.57GW/10.67GWh，同增102%/93%。在美国2022年光伏新增装机 受反规避调查影响有所滑落的背景下，大储及户储新增装机仍保持高速增长。从渗透率来看，2022Q3新增 装机光储渗透率已达31.5%（其中地面51.1%，分布式27.2%），去年同期2021Q3光储渗透率21.2%（地面 26.3%，分布式9%）。根据BerkeleyLab，美国储能项目备案正在不断加速，截至2022年11月底总备案为 22.53GW，去年同期水平为13.13GW，同比增长71.6%。

电网复杂分散+设备老旧，储能具有调节实用价值

美国进行电力市场改革后，全国范围内协调能力较差。美国进行电力市场改革后，ISO/RTO成为区域市场主体 负责调度运行，美国供电能源分布不均，全美各地电力能源企业多元化，导致用电供给不稳定，且电价存在时 空差异。由此在分布式光伏、套利、备电等多种需求衍生下，储能得到发展。

电网投资意愿较低，输配电设备老旧，停电事故频发。在现有电力体系改革下，ISO/RTO拥有输配电环节调度 权，而不具备输配电资产所有权，而输配电资产所有者不具备使用权，只能获得利润来分摊设备折旧。在这种 体系下，美国电网投资意愿较低，导致电网设备老旧严重。根据美国能源部（DOE），美国70%的输电线路和 变压器运行年限超过25年，60%的断路器运行年限超过30年，陈旧的电网设施面临着供电可靠性的挑战。在 抢修电网并恢复运行方面，储能应用有助于尽快恢复重要输变电设备、电力主干网架运行。

全美：多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度

多地出台储能政策，强化监管并提升支持力度。无论是在联邦层面还是在州监管程序中，美国的储能政策格 局都在不断发展。根据PNNL，美国目前有19个州发布储能行业的监管要求，17个州出台储能相关的扶持政 策，有9个州出台储能装机目标，5个州出台储能相关的电网政策，在强化监管、完善市场机制的同时提升支 持力度，美国储能迎来黄金发展时期。

州补贴政策：以加州、内华达州、弗罗里达州为首的17州出台了明晰的储能补贴制度，其中加州的SGIP政 策补贴力度大，持续时间长，助力非户用和户用储能均蓬勃发展，迅速成长为美国储能装机增长的核心引擎。 2020年，内华达州发布了NV储能激励政策，此政策提出了最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴，扶持力度 较大，对非户用储能经济性有较大提升，助力内华达州迅速成长为2021年美国分州储能装机前5。

3.中国：政策加码需求高增，千亿市场初现端倪

强制配储下国内高速发展，大储占比超93%

强制配储带动国内储能高速增长，大储在国内储能装机中占据主导地位。根据BNEF，2021年中国新增装机 为2.5GW/4.6GWh，分别同比+82%/+88%，从功率看，中国占全球新增的25%。根据CNESA，2022年我 国电源侧、电网侧储能占当期储能装机的93%，大储在我国储能市场中占据着重要地位。

分季度看，2022Q2储能装机增速较快。从中国新增新型储能装机看，2022Q1-3新增储能装机934MW/ 1911MWh，其中Q2环比增速超过100%，二季度装机增速迅猛，Q3新增344MW/568MWh，环比增速略 有下降但整体装机仍保持在较高水平。

储能招标提速明显，风光基地贡献增量

国内市场政策仍是核心驱动力，2022年6月起大储招标提速明显。储能作为大型地面电站配套建设，在降本 短期难以满足的情况下，当前经济性仍不足，政策仍是项目开发核心驱动力。2022年6月来随着系列政策的 落地，大储经济性有所好转，项目招标随之加速启动。根据我们不完全统计，2022年公开招标达41.6GWh， 随2023年地面光伏需求启动，我们预计储能招标和安装将逐步加速。

招标容量分布区域来看，风光大基地集中区域占比较大。分区域看，新疆、内蒙古、山东、宁夏等地招标量 占比较高。这是由于目前大储主要与新能源电站配套建设，且大储占据了新增装机主流，因而这些风光基地 集中的地区提供了大部分储能招标量。

储能中标同比高增，EPC价格提升明显

中标容量时间分布与招标同步变化，2022年6月后提速明显。随着2022年以来国内大储项目招标量的井喷 式增长，尤其是2022年6月来的快速提速，中标项目随之加速提升。据我们不完全统计，2022年公开中标 项目达43.5GWh。

EPC单价提升明显，储能设备及储能系统基本维持稳定。受电芯涨价、IGBT短缺等因素影响，2022年大储 项目中标均价呈波动上升态势。EPC中标单价波动较大，12月均价2.64元/Wh，增长明显，储能设备价格均 价为1.27元/Wh，储能系统12月价格上升明显，12月价格升至1.23元/Wh左右。

共享储能模式发展优势突出

储能涨价使得电站收益率下降，刺激独立/共享储能模式发展。国内是强制配储，独立/共享储能的模式将得 以推广。共享储能指以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配 置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。

共享储能优势突出：1）满足强配要求：强制配储的要求可通过租赁方式完成，电站的初始投资成本降低；2） 规模化降本：规模化建设是有利于降低成本，第三方独立储能运营商得以发展；3)参与调度：更加集中参与 电网调峰调频、回收弃电等服务，提高储能使用率和收益率。