据国家能源局发布的统计数据显示，2022年前三季度，中国光伏产业累计装机规模3.58亿千瓦，新增装机规模0.53亿千瓦，同比增长105.83%。

光伏市场持续扩张已是大势所趋，而下游储能领域更是成为了高需求宝地，其中，2021年全球户用储能新增装机规模达到1.90GW。

2022年当下因为能源危机导致的电价上涨使得户用储能市场在欧洲等地呈现快速增长趋势。到2022Q4随着冬季用电高峰的到来，户用储能市场有望延续高增长态势，收益端的弹性使得户储在当下拥有更快的装机速度。

预计到2025年全球储能市场装机规模将达661.3GWh，新增装机市场规模将达10062.3亿元，中美欧将是全球储能装机主力。

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储能刚需属性深层原因分析

原因一：新能源发展持续提升消纳压力

新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。全球电力系统正在经历从传统 能源向新能源转型的过程，光伏和风电装机量在总装机中的比例，已由 2012 年的 6.7%， 提升至 2021 年的 20.9%。据国家能源局，2021 年我国风光装机量占比达到 26.7%， 高于全球平均水平。

新能源发电量仍有较大提升空间。由于风电及光伏发电依赖资源，有效利用小时 数较低，发电量占比低于装机占比。2021 年，全球范围内可再生能源发电量（除水电 外）占总发电量的比例为 12.8%，较装机比例低 8.1pct 以上；我国风电及光伏发电 量占总发电量的比例为 12.1%，较装机比例低 14.6pct。

现阶段较高比例的弃风弃光，以及未来电网对更高比例的可再生能源并网消纳 的调节问题是我国电力行业面临的重大挑战。2022 年上半年，全国弃光率为 2.3%， 同比升高 0.2 pct；单看 6 月份，全国弃光率同比上升了 0.2 pct，光伏消纳仍具有 一定压力。

2022 年上半年，全国弃风率为 4.2%，同比升高 0.6 pct；6 月单月，全国弃风率 同比上升了 0.8 pct，风电消纳形势依旧较为严峻。

分地区来看，部分西北部省份的弃风、弃光问题依旧比较严重，其中青海省 22 年上半年的弃风、弃光率分别达到了 6.5%和 10.9%，甘肃弃风率达 9.1%，新疆弃风 率达 6.2%，蒙西地区弃光率达 3.6%。

原因二：居民用电比例提升增加负荷波动

在发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化， 负荷端的用电波动也在增大。纵向对比来看，近年来我国第一产业和第二产业用电量 占比持续下降，而第三产业和居民用电占比不断提高，截至 2022 年上半年，已分别 达到 17%和 15%。

横向对比发达国家，我国居民用电具有较大的提升空间。我国产业结构仍然以 工业为主，服务业及居民消费处于快速发展过程中；电力消费结构呈现出同样的特点， 未来城市化进程的继续和产业的转型升级均会提升我国第三产业和居民用电的比例。

而在人均用电量的角度，我国人均居民用电量大幅低于发达国家，2019 年的数 据仅为美国的 16%，日本的 33%。在经济快速发展带动消费的背景下，预计我国居民 用电量绝对值将保持上升势头。

居民用电负荷难以预测，电网需逐步适应。未来我国第三产业、居民用电占比预 计将继续提升，电网也需要从适应工业负荷向适应民用负荷过渡。工业、工商业和居 民用电因为使用习惯的差异，具备不同的负荷特征；工业和工商业用电的单体规模较 大，运行相对规律，而居民用电因为单体规模小且分布零散，运行极不规律，增大了 对于负荷的预测难度。

极端天气的影响加剧了负荷的波动性。在全球气候变化、燃煤供暖逐步取消的背 景下，冬季电采暖设备的集中使用进一步提升了峰值负荷，对电网造成了极大的瞬时 冲击。而 2022 年夏季的炎热天气使得多个省级电网峰值负荷创历史新高，较 2021 年 峰值提升明显。

多地用电负荷增速高于用电量增速，电网面临更加严峻挑战。随着小型化、多元 化的用户终端在电力系统中的占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大。在 2010-2021 十一年间，我国多个省市呈现出用电负荷增速高于用电量增速的趋势，我 们认为这样的趋势在未来仍将延续，从而对电网造成更大的冲击。

原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项

我国灵活调节电源比重低，应对源荷高波动性的能力需加强。提升电网灵活性主 要指提高调峰和调频能力，依赖于电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源的 配合。根据中电联 2020 年 5 月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国灵活调 节电源装机占比不足 6%，“三北”地区新能源装机富集，但灵活调节电源不足 3%，调 节能力先天不足。比较而言，天然气发电比例较高的欧美国家灵活电源比重较高，美 国、西班牙、德国占比分别为 49%、34%、18%。

配置储能可以促进新能源消纳，减少弃风、弃光损失。储能系统参与发电侧的平 抑波动，可从源头降低风力和光伏发电并网的波动性，大幅提升可再生能源并网消纳 能力，为大规模的可再生能源发电外送和应用提供技术支撑。

配置储能可提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。火电、水电、核电和天然气等发电方式都通过发电机输出电能，汽轮机组的转动惯量可以在电网出现频率波动时， 延缓波动趋势。但风电机组的转动惯量较小（由于转速较慢）；而光伏发电不具备转 动惯量（没有转动设备）。风光电源比例的提升，使得电网应对频率突变时的响应能 力大幅下降。以电化学储能为代表的储能方式具有快速的响应速率，可以在电网频率 波动时提供电网惯量支撑，并且自动响应进行调频。

配置储能可保障短时尖峰供电，大幅节省电网投资。传统电网投资建设的容量需 要能够满足尖峰负荷，但尖峰的持续时间很短，由此会形成高容量的利用率低下的问 题。例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿千瓦，超过 95%最高负荷持续时间只有 55 小时，在全年运行时长的占比仅为 0.6%，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达 420 亿 左右；而如果采用 500 万千瓦/2 小时的电池储能以保障尖峰负荷供电，所需投资缩 减为 200 亿左右，大幅节省电网投资。

配置储能是新能源发电的重要趋势。随着光伏及风能发电比例的提升，其波动性、 间歇性和非灵活调节等先天缺陷越发明显。在未来的新能源发电项目中，通过配置储 能以改善用电质量，维持电网稳定，已经基本成为行业内的共识。

02

全球储能市场实际成长基本面

为什么储能这两年这么火，核心原因在于增速。从2020年开始，全球新增储能规模连续5年保持60%以上的复合增速，高增速有望持续到2025年。尤其是2022-2023年，储能装机将保持每年翻番的增速。

尤其是海外户用储能去年增速已经不算特别低，是翻倍的增速，未来三年年化增速在50%-100%。

其实说到底，储能赛道这样大干快上，还有一丝全球地缘政治的底色，由于俄乌战争或将持续，也引起了全球对于资源自供能力的警觉，新能源搭配储能的建设步伐正在加速：

我们这边在大基地Z策上为储能开绿灯；欧洲的储能具备经济性；美国的储能补贴正在大力开启。

今年欧洲是储能装机的主力军，在熬过了今年的冬天后，明年欧洲的储能仍然有望保持高景气，而美国的IRA法案出台后，储能将享受更大力度的税收优惠，因此明年美国的储能装机量会大增。

国内储能：

截至2021年，全球已投运储能项目的累计装机量达209.4GW，同比增长9.58%。中国的累计装机量达到46.1GW，占全球的22.02%。到如今，这个数据还在增长。

近年来，国家储能产业政策不断，尤其是光伏、风电等新能源装机增长，储能配套需求持续增加，有目共睹。2022年上半年，我国光伏新增装机30.88GW，同比增长119%。目前，各地“10%-20%、2h-4h”的储能配套要求逐渐刚性。

今年国内已经招标40GWh，机构预测22-25年储能新增需求为179GWh，刨除今年的量，未来三年复合增速55%。

一是国内方面，四季度有需求改善的预期。2022年上半年，我国大型储能的装机量约为0.8GWh，并网相对较少，主要是由于疫情影响，预计下半年会得到改善。截止到8月份，储能的在建项目已达18.1GWh，预计这些项目年底完成并网，因此后面会看到大型储能数据端的改善。

独立储能的商业模式，是现货市场（调峰）+辅助服务市场（调频）+租赁，以山西储能为例，现货交易市场收入占1/3，辅助服务占2/3，IRR可以达到20%+。

美国储能：

2022年9月，《通胀削减法案》正式立法，独立储能投资成本有望大幅降低。二是停征东南亚进口太阳能组件“双反”关税，光伏装机复苏将对储能增长形成有力支撑。这是美国方面利好储能赛道最大的两个利好。

目前美国是全球规模最大的大储市场。去年美国装机占全球50%，达到10gwh+，增速高达3-4倍，今年上半年装机5.8gwh，同比+173%，继续超预期。

美国大型储能需求的释放将贡献新的增量。前段时间通过的ITC补贴新政给美国大型储能提供了较大的补贴，预计美国市场大型储能在2022年和2023年的装机需求为16.4和32.7GWh，两年复合增速在100%。从这点来看的话，出口美国业务占比高的储能企业将进一步受益。

另外，美国市场的爆发，是基于较好的经济性。美国多数新能源+储能项目的储能功率配比在20%-50%，时长在3h+，发电侧PPA模式+ITC退税，可以使其IRR高达15%+。

美国储能，从盈利和增速，都是超过国内市场的。先看盈利，从系统厂商（电池包+pcs）反馈，出货美国毛利率25%、国内15%-，二者相差10个点。

同时从明年开始，ITC将30%抵免延长10年，且首次将独立储能纳入补贴。该法案今年8月份落地，明年1月份开始生效，因此明年美国储能装机，有望进一步超预期。

美国储能，因为高度依赖国内供应链，国内厂商有望一定程度受益。

同时，美国储能严格意义上来说，就是个“二道贩子”，零部件都是外购的，所以国内企业很好抢蛋糕。

比如说美国户储，尽管说enphase 和tsl占领70%份额，但只要抱住二者的大腿，订单高增长，是有保障的。

再说增速，今年美国大储市场增量，大概率是超过中国的，美国大储明年发展的掣肘，是“组件供给上量”。

目前美国单月组件进口，已经达到2.6gw，年化来看超过30gw，恢复较为明显。

二者结合来看，于国内储能厂商来说，明年美国储能的放量，也是业绩增量很重要的看点，这也是近期储能继续上升，很重要的支撑。

欧洲储能：

欧洲天然气和电力价格飙升，对“断气”的恐惧再次笼罩市场，欧洲基准天然气价格一度大涨21%，

除了地缘原因，欧洲今夏高温不退、干旱严重，对电力生产也带来严重的影响。欧洲今年前7个月的水力发电量比去年同期减少了两成，核能发电量则减少了12%。

一方面是欧洲用电成本显著上升，而另一方面光伏+储能的平准化度电成本未来将持续下降，驱动欧洲户用光储的需求进一步提升。

欧洲太阳能协会SPE此前已宣布上调2022-2025年光伏装机预期至39/59/83/112GW，相比原场景的30/38/45/50GW分别上调30%/55%/84%/124%。同时据SPE预测，2025年欧洲户用储能新增装机量有望达到3.53GWh，对应5年CAGR为27%。

03

我国储能发展趋势

国内储能招标量迅速增长。根据储能头条的不完全统计，截至2022年10月，国内储能项目累计招标量超12.1GW/26.1GWh，特别是2022年6月以来，国内储能项目招标进程加速明显，未来国内的表前储能装机量将有十分显著的提升。

电网侧储能商业模式加速成型，市场放量可期。当下的表前储能可以类别为标杆上网电价政策实施前的国内光伏行业，作为新能源行业的必需品前景光明，却没有一个能够广泛应用于不同省份或地区储能电站的盈利模式。随着河南、宁夏、山东和南方地区对新型储能商业模式的探索，国内表前储能有望迎来项目经济性的拐点。

试点政策中储能电站参与电力市场调峰服务补偿和调频补偿收益可观。调峰是指在用电高峰时通过调用其他机组对来满足用电负荷，收益来源于电网向被调用的机组所支付的补偿收入。根据我们的测算，一座50MWh的独立储能电站参与电网的调峰服务在1元/kWh的调峰服务补偿收入和1.5元/Wh的储能系统成本下，其项目内部收益率可达9.7%。

调频分为一次调频与二次调频。一次调频主要有发电机组自发完成的，二次调频是指机组提供足够的可调整容量及一定的调节速率来使电网保持稳定。根据我们的测算，一座300MWh的储能电站参与电网的调频辅助服务，在9元/MW和1.5元/Wh的储能系统成本下其项目内部收益率可达9.2%。

盈利模式多样，推广指日可待。我们预计随着储能系统成本的下降和有关储能电站参与调峰和调频补偿收入的进一步明细，以及对转动惯量和快速调压等辅助补偿收益的规定，储能电站的收益模式将更加清晰，盈利性也将实现更大的提升。

文章来源： 嘿嘿能源heypower，老白的金手指，国联证券