受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正 向低碳化转型。国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重 视，许多国家已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领 域，其中太阳能光伏发电是可再生能源利用的重要组成部分之一。可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势。加快发 展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向。
01
全球储能市场
全球储能总规模持续高增。自2019年开始，全球储能累计规模增速实现持续增长据CNESA预测，截至2021年底，全球储能累计装机规模达到209.4GW、同比+9.6%，当年新增18.3GW、同比+181.5%。
抽水蓄能仍为主流，电化学储能占比逐年上升、未来几年将贡献全球储能主要增量。根据CNESA统计，截至2021年底，全球抽水蓄能装机总规模达180.5GW，占总规模比例达86.2%。电化学储能累计装机从2017年3.0GW/占比1.7%增长至2021 年24.5GW/占比11.796，CAGR +69.396。2021年新型储能新增装机10.4GW、同比+119.6%、占总新增装机量约57%，其中电化学占比达到55%、成为全球储能新增装机的主要动力。据BNEF预测，至2025年全球电化学装机规模有望达到148GW，电化学储能规模占比达到四成左右。
中美欧为全球新型储能主要市场。2021年中美欧新型储能新增装机分别为2.5/3.5/2.3GW、占比分别为2496/3496/22%，合计占比在80%左右。预计未来中美欧仍然持续把持全球新型储能装机主要增量。
根据测算，全球2022年新增电化学储能装机容量约21.5GW/50GWh、同比+113.6%/+108.996，其中装机增量主要由中美欧三大经济体贡献. 三大经济体新增装机分别为6.1/6.0/5.1GW、分别同比+175.596/+71.496/+70.0%，合计新增17.2GW、约占全球总装机量8成2023年储能装机有望迎来进一步提升。根据测算，2023年全球新增电化学储能装机预计将达到约46GW、同比+112.196保持高增长，中美欧新增装机分别为13.8/16.6/7.0GW、分别同比+119.796/+168.096/+37.3%。随着新能源装机配储需求提升，至2025 年全球电化学储能累计规模有望达到233GW，年新增装机约77GW，2021~2025CAGR+52.5%。
02
国内储能市场浅析
中国储能市场规模增速大幅领先全球。截止2022年底，中国储能总装机规模达到59.4GW、同比+37.296，当年新增16.1GW、同比+109.1%增长速度大幅度领先全球平均水平。
抽蓄仍为国内主流，新型储能占比持续增长。2022年中国新型储能新增装机7.0GW、同比+191.6%，其中抽水蓄能持续保持中国储能市场新增规模第一位置、但总规模占比首次低于80%，而电化学储能新增6.1GW、同比+174.2%、占比近90%，未来将成为新型储能装机中的主导力量。
在新型储能中，锂电池仍旧占据绝对主流。2022年锂离子电池储能占比94.2%、压缩空气储能占比3.4%、液流电池占比2.3%。
2025年中国新型储能装机规模有望突破50GW。根据2021年发改委和能源局颁发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见，从国家层面制定2025年新型储能30GW的装机目标。同时随着各省十四五能源规划的出台，至十四五末期，全国新型储能装机规模有望达到53GW。电源侧新能源配储政策护航，储能同享新能源增长红利。新能源配储具备强制性，新能源新增装机需按比例配储方可获得并网资格，配储比例主要在10%~15%之间，配储时长以2小时为主。2022年储能招标市场总量为41.8GWh，其中电源侧实现招标24.31GWh，占比接近6成结合各地新能源装机高预期，新型储能装机的增量将主要来自于新能源配储。
国家及地方政策落地，储能商业模式逐渐清晰。独立储能盈利模式主要包括现货套利、辅助服务、容量补偿和容量租赁四个方面。
独立储能模式有望成为国内大储发展方向。目前我国储能发展处早期阶段，成本偏高，新能源配储暂无明确盈利模式，为成本项，独立储能在经济效益和运行效率具备优势，更获青睐，2022年独立储能项目中标容量达到12.98GWh，占比31.6%。盈利预期好转，未来占比有望持续上升。
用电侧峰谷价差拉大，用户侧储能经济性提升。《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求各省完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差。2023年1月峰谷价差超过1元/度的地区有10个省市。随着未来峰谷价差的持续拉大，用户侧储能经济型将得到显著提升。
发电侧上网电价浮动比例提升，大储装机阻力有望缓解。目前国内上网电价按照基准价+上下浮动模式运行，随着上下浮动比例扩大至20%. 上网电价有望进一步提高。全国2022年12月各省平均上网电价在0.43 元/度，若锂价进一步回调，发电侧储能在2023年有望实现盈亏平衡。2025年中国电化学储能累计装机规模有望达到70GW，2021~2025 CAGR+88.9%。
03
政策推动储能行业进入规模化发展
储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统的重要支撑技术。随着储能重要性的 日益增长，世界各国纷纷出台储能激励措施，扫除市场发展障碍，具体包括：支持储能 技术的发展、开展储能项目示范、制定相关规范和标准以及建立和完善涉及储能的法律 法规等。
储能是我国战略性新兴产业的重要组成部分，近年来相关鼓励政策的加速出台为储 能产业大发展铺路，推动行业进入规模化发展阶段。
储能纳入**政策规划。2016年3月，“发展储能与分布式能源”被列入“十三 五”规划百大工程项目，储能首次进入国家发展规划。此后，在国务院及各部委历年发 布的《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《中国制造2025——能源装备实施 方案》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》、《能源发展“十三五”规划》、 《可再生能源发展“十三五”规划》、《国家创新驱动发展战略纲要》等国家重大发展 战略和规划中，均明确提出加快发展高效储能、先进储能技术创新、积极推进储能技术 研发应用、攻克储能关键技术等任务和目标。
首份行业政策性指导文件出台。2017年9月，发改委、财政部、科技部、工信部和 能源局联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《意见》）， 这是我国储能行业第一个指导性政策。《意见》提出未来10年中国储能产业发展目标， 以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储 能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进 储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市 场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。
2019年6月，发改委、科技部、工信部和能源局联合印发《贯彻落实<关于促进储能 技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》，进一步提出加强先进储能技术研 发和智能制造升级，完善落实促进储能技术与产业发展的政策，推进储能项目示范和应 用，加快推进储能标准化等。2020年以来，国家相关部门颁布了多项政策文件。
2021年12月1日，广东省发改委批复同意执行《广东省电网企业代理购电实施方案(试 行)》。实施方案指出，代理购电价格包含平均上网电价、辅助服务费用、保障居民、农 业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中现阶段辅助服务费用主要包括储能、 抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代 理购电的全体工商业用户共同分摊。储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实 际发生成本的金额确定，需求侧响应等费用的计算按国家及广东省相关规定执行。如国 家或广东省对储能、抽水蓄能电站等费用规定了其他疏导方式，则不再此辅助服务费用中体现。该方案自2021年12月1日起实施。
广东省的此项方案是国内首次将储能设施成本费用纳入用户电费分摊，广东为电网 侧储能的快速发展明确了商业模式，利于解决储能的经济性问题，提高电网侧安装储能 的积极性，将促进储能产业良性的发展。
04
储能是未来发展的必然趋势
储能是未来发展的必然趋势，因为新动力规模化的接入电网、电力削峰填谷、参与调压调频、发展微电网等方面的需求，储能在未来电力体系中将是不可或缺的角色。
储能是理解未来动力结构的关键，作为推进未来动力发展的前瞻性技能，储能工业在新动力并网、电动汽车、微电网、家庭储能体系、电网支撑服务等方面都将发挥巨大作用。
新基建和分布式动力体系互相促进。数据中心、5G基站的建设运转，对新式动力有强烈的需求；
新动力汽车和电动汽车充电桩的遍及将改动我国城市的动力消费模式，构成真实的动力互联网，对分布式储能设备发生新的需求。
