儲能：增長穩定 需求接力

王東岳

2023年上半年，27家儲能概念公司整體表現亮眼。寧德時代儲能電池業務實現收入279.85 億元，同比增長 119.73%，繼續保持高速增長態勢；陽光電源儲能系統營收85.23億元，同比增長257.26%，儲能系統發貨5GWh，同比增長152%。

2022年，受電價跳漲影響，歐洲戶用儲能需求暴增，帶動國內儲能企業出口業績大幅增長。高基數影響下，2023年上半年，部分戶用儲能廠商出口數據有所回落，但國內工商業儲能和戶用儲能需求正接力釋放。

儲能裝機穩定增長

近日，工業和信息化部舉行工業穩增長系列主題新聞發布會提出，隨著全球加強綠色低碳轉型，近年來，中國新型儲能產業迎來快速發展期；2022年，中國新型儲能新增裝機7.3GW，同比增長200%，其中鋰電池儲能占總新增裝機的97%；20余個百兆瓦級項目實現并網運行，是2021年的5倍。

2021年，中共中央、國務院印發的《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》指出，到2030年，非化石能源消費比重達到25%左右；到2060年，非化石能源消費比重達到80%以上，碳中和目標順利實現。

2022年，中國可再生能源新增裝機約1.52億千瓦（152GW），占全國新增發電裝機的76.2%，其中風光作為國內可再生能源的主力軍，2022年新增裝機量合計約1.25億千瓦（125GW），同比增長22.05%。根據BP Energy預測，到2025年，全球風電和光伏的發電量占比預計將達到20%，到2050年，風電和光伏發電量占比預計達到67%。

新能源發電的間歇性和波動性對電網系統的平衡調節能力提出挑戰，如何應對新能源發電帶來的負荷壓力，成為新能源電力消納的首要難題，儲能系統需求應運而生。

根據能量轉換方式的不同，目前市場上將儲能分為物理儲能、電化學儲能和其他儲能。其中，物理儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、重力儲能和飛輪儲能等。從存量市場看，抽水蓄能是儲能系統的主體構成。截至2022年年末，中國電力儲能累計裝機規模約為 59.8GW，占全球市場總規模四分之一左右。其中，抽水蓄能約占已建成儲能系統的77%，仍是主體。

但從增量角度看，電化學儲能則是近年來發展迅速的儲能類型，主要包括鋰電池儲能、鈉電池儲能、鉛蓄電池儲能和液流電池儲能等。2022年，中國新增的鋰電儲能裝機量接近7.3GW，同比增長128.2%，新增規模已超過抽水蓄能。其中，鋰離子電池儲能系統占比超過90%，是新型儲能中的核心構成。

根據國家能源局發布的數據，截至2022年年底，全國已投運新型儲能項目裝機規模達8.7GW，平均儲能時長約2.1小時。

CNESA統計數據顯示，2023年上半年，中國新增投運新型儲能項目規模合計已達8.9GW/18.3GWh，超過2022年全年的7.3GW/15.9GWh，景氣度高于市場預期。年初至今，國內儲能系統項目招標容量45.36GWh，其中8月儲能項目累計招標量約3.96GW/7.62GWh，同比增長34.2%，招標市場繼續保持相對景氣。

需求接力

根據電力系統的需求，儲能系統分為電源側、電網側、配電側和用電側等環節。其中，電源側、電網側及配電側多使用大型儲能設備，主要起到負荷調節和平滑新能源發電、彌補線路損耗、補償配電側功率、提升穩定能力的作用。由于大儲項目尚無清晰的盈利模式，對于風光發電站來說仍然是成本項，因此主要依靠強制配儲推進。

工商業儲能是指寫字樓、工廠等用電側配備的儲能設備，其主要實現的目標包括自發自用或者峰谷價差套利，戶用儲能則主要用于個人用戶的用電需求。與大型儲能相比，工商業儲能和戶用側儲能的商業模式模式相對完備，尤其是相對成熟的海外市場，成為儲能企業集體競逐的核心市場。

2022年，受俄烏地緣沖突以及能源轉型政策影響，歐洲市場出現電費漲價潮，高昂的居民用電成本導致海外戶用光儲系統的需求高增。數據顯示，2022年，歐洲戶用儲能新增裝機約9.3GWh，同比大幅增長147.6%。其中，德國和意大利分別裝機1.54GWh和1.1GWh，占比達50%。

2023年上半年，歐洲戶用儲能規模新增3.9GW，同比增長約71%，增勢依舊明顯。但由于電價在二季度出現明顯回落，國內部分公司二季度出現一定程度下降。根據派能科技發布的半年度報告，二季度，公司實現營業收入7.16億元，同比下滑31.09%；鵬輝能源二季度實現營業收入18.79億元，同比下滑21.81%。上述公司均表示，受歐洲戶用儲能去庫存因素影響，二季度，戶用儲能產品出貨量不及預期。

值得關注的是，國內儲能市場正接過出口的“接力棒”，成為儲能企業新的增長源。以光伏市場為例。2022年，國內新增光伏裝機量約87.4GW，其中工商業裝機約為25.9GW、戶用項目約25.3GW、大基地約36.3GW。

2023年1-6月，國內光伏新增并網容量78.42GW，同比增長154%。其中集中式光伏電站新增裝機37.46GW，分布式光伏新增裝機40.963GW，仍是光伏裝機增長的主要引擎。在分布式光伏新增裝機構成上，戶用光伏新增裝機高達21.52GW，同比大幅增長142%，表現亮眼。受分布式增長帶動，2023年1-6月，中國新型儲能新投運裝機規模約8.63GW/17.72GWh，相當于此前歷年累計裝機規模總和。

EVTank預計，到2025年全球家庭儲能新增裝機量達到52.6GWh，到2030年新增裝機量達到172.7GWh，屆時全球家庭儲能累計裝機量將達到748.9GWh，家庭儲能仍具備高成長潛力。

工商儲能“待發”

除家庭儲能外，多家券商分析人士認為，目前工商儲能已經迎來需求釋放的關鍵節點。

一方面，國內各地主動拉大用電側峰谷價差，拓寬工商業儲能盈利空間，間接帶動工商業儲能發展。

2021 年發改委推出的《關于進一步完善分時電價機制的通知》，在保持電價總水平穩定的基礎上，更好引導用電側削峰填谷，要求各地科學劃分峰谷時段、合理確定峰谷電價價差。

CNESA數據顯示，2023年6月，全國共計19個省份的最大峰谷價差超過0.6元/KWh，其中廣東省（珠三角五市）的峰谷價差最大，達到1.347元/KWh，海南省1.099元/KWh、湖北省 0.985 元/KWh、浙江省 0.970 元/KWh、吉林省 0.961元/KWh。

根據東海證券測算，目前，工商業儲能系統單位成本約為2.01元/Wh，其中電芯成本為 1元/Wh，占比約 50%。以10MW的工商業儲能項目為例進行計算，峰谷價差0.6元/KWh，項目的IRR約7.6%。

同時，碳酸鋰等原材料價格下降帶來的成本降價傳導，也將客觀上帶來儲能系統建設成本的降低，提高項目盈利能力。

華安證券在研究報告中指出，目前，電池級碳酸鋰價格已穩定在30萬元/噸以內，儲能系統和EPC報價跟跌。經統計，上半年，2h儲能系統和EPC的建造成本均價分別較2022年同期下跌近27%和11%。

根據東海證券進一步測算，若儲能初始投資成本為1.8元/Wh、峰谷價差為1元/kWh，儲能項目的IRR可達26.6%，靜態投資回收期僅為3.4年，此時項目盈利能力顯著提升、流動性風險大幅降低。

另一方面，政策端的光伏裝機高增長也為儲能發展提供市場空間。根據國家能源局此前的政策指引，2023-2025年，中國預計新增光伏裝機容量約116.6GW、146.9GW和173.2GW，其中工商業光伏新增裝機容量約33.6GW、42.0GW和50.4GW，戶用項目光伏新增裝機容量約28.5GW、31.4GW和34.5GW，大基地光伏新增裝機容量約 54.4GW、73.5GW和88.2GW；同時，新增風電裝機容量預計約 55.0GW、65.0GW和75.0GW。

7月24日，國家發展改革委和國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出到2025年實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展，裝機規模基本滿足新型電力系統相應需求。新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。

東吳證券預計，峰谷價差進一步拉大和補貼政策完善，將帶動工商儲能需求迸發，預計2023-2025年，國內的工商儲能新增裝機將達到4.1GW/15.9GWh，2022-2025年復合增長率超過150%。長期看，能源結構調整方興未艾，虛擬電廠帶來邊際增量，工商儲能空間廣闊，預計到2030年新增裝機容量可達100GWh+。