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2022年储能行业分析 全球储能行业更大的爆发或在2023年 1. 全球储能行业更大的爆发或在 2023 年 储能行业规模化发展的条件已经成熟。一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、 光伏的发电成本与锂离子电池的制造成本降幅显著，在新能源上网侧平价的基础上，当前全 球正朝着“新能源+储能”平价的方向快速前进。另一方面，储能在电力系统中的定位与商 业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市 场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。 2021 年起全球储能行业进入高速发展阶段。根据 BNEF 统计，2021 年全球新增储能装机规 模为 10GW/22GWh，较 2020 年实现翻倍以上增长，截至 2021 年底全球累计储能装机容量 约为 27GW/56GWh。考虑到 2021 年底全球累计风电/光伏装机规模已达到 837/942GW，以 此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为 1.5%，我们认为储能市场的高速增长才刚刚 开始，行业发展前景广阔。 从规模体量来看，大型储能是当前全球储能装机的主力。从产品形态与销售模式上来看，大 致可以将储能分为大型储能与户用储能两大类别，其中大型储能以 MWh 级别以上的集装箱 式系统为主，终端客户为大型电力公司或工商企业，主要通过集采、招标等形式直接进行销 售，B 端属性较强；而户用储能以 5-20kWh 的小型电池系统为主，终端客户为分散的居民家 庭，主要通过当地化的经销商、安装商网络进行销售，具备一定的 C 端属性。从结构来看， 过去几年大型储能的装机占比约为 80%左右，是全球储能装机的主要构成部分。 全球储能行业更大的爆发或在 2023 年。在 2021 年高速增长的基础上，2022 年全球储能行 业仍然延续了较高的景气度，但增量更多来自于户用储能（尤其是欧洲地区），持续飙升的 居民用电价格是最为核心的驱动因素。而在上游原材料价格高企的背景下，对成本更为敏感 的大型储能市场 2022 年的需求则受到了一定程度的压制。站在当前的时间节点，我们认为 2023 年全球储能行业或迎来更大的爆发，从政策端来看，国内新能源项目存在刚性的配套 储能需求，美国等海外市场的储能补贴则有望逐步落地；从收益端来看，国内独立/共享储能 的商业模式有望在探索中走向成熟，海外电价中枢的上移以及电价波动的加剧同样有利于储 能收益空间的提升；从成本端来看，2023 年随着上游产能的逐步释放，硅料、碳酸锂等原 材料价格拐点渐近，储能装机成本有望重回下行通道。 2. 国内：发展模式渐明，2023 年项目加速落地 2.1. 2022H1 国内储能装机节奏有所滞后，下半年有望加速 政策勾勒发展前景，国内各环节储能发展模式逐渐清晰。2022 年 2 月底，国家发改委、能 源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“到 2025 年新型储能由 商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件”，“2030 年新型储能全面市 场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署， 各环节储能发展模式逐渐清晰。 2022 年国内储能项目实际建设节奏有所滞后，但招标快速放量。受制于、原材料涨价 等多方面因素的影响，2022 年上半年国内储能项目建设节奏整体偏慢，根据中国化学与物 理电源行业协会储能应用分会（CESA）的统计，2022H1 国内并网、投运的电化学储能项 目装机总规模约为 0.39GW/0.92GWh。但从招标的角度来看，Q2 起国内储能招标明显提速， 据我们不完全统计 1-9 月总招标容量超过 60GWh（主要统计 EPC、储能集成系统以及相关 设备），其中 Q1/Q2/Q3 分别为 4.5/18.2/39.6GWh，招标规模逐季提升。因此，我们认为后 续国内储能装机仍有较强支撑，预计 2022 年下半年起项目建设速度将明显加快。 2.2. 新能源配套储能有望率先放量 新能源发电侧储能有望成为国内率先放量的应用场景，主要的驱动因素为政策强制要求。在 国家政策层面，根据能源局 2021 年 7 月印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买 调峰能力增加并网规模的通知》，超过电网企业保障性并网以外的新能源装机规模按照 15%的挂钩比例配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，储能时长为 4 小时 以上。而在 2021 年国内各省发布的风电、光伏项目竞争性配臵规则中，储能已基本成为新 能源项目“标配”，目前已有近 20 个省份出台了新能源配套储能的具体量化要求，大部分省 份的储能配比在 10%-20%的区间内，储能时长则基本为 1-2 小时。我们根据各省已经发布 的风光项目竞配结果以及储能配臵