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储能行业中期策略：欧美先发、中国紧随、新兴后起

国内市场：政策先发，稳步前进

国内|装机：2023H1 新增新型储能 8.9GW/18.3GWh，已超 2022 年全年

根据国家能源局发布的数据，截至 2022 年底，全国已投运新型储能项目装机规模达 8.7GW，平均储能时长约 2.1 小时。

根据 CNESA 统计， 2023 年 H1 我国新增投运新型储能项目规模合计已达 8.9GW/18.3GWh，超过去年全年的

7.3GW/15.9GWh ，景气度超预期。另外， 6 月新型储能新增装机 3.5GW/7.2GWh ， Q2 新型储能新增装机

5.9GW/12.3GWh，环比+96.7%/105%，功率同比超 15 倍，主要系去年同期供应链价格高，新型储能新增装机基数较

低。预计 2023 年我国新型储能累计装机规模将达到 15GW，2025 年将增至 30GW。

国内|并网：2023H1 并网规模已达 7.59GW/15.59GWh，接近 2022 年全年

根据寻熵研究院统计，2022 年国内全年并网的储能项目总规模为 7.69GW/16.26GWh ，2023 年上半年国内并网的储

能项目总规模已达到 7.59GW/15.59GWh，逼近 2022 年全年并网总规模。从单月来看，6 月的并网规模最高，达到

4.34GW/9.07GWh，占上半年并网总规模的近 58%，主要系湖南、山东、宁夏独立式储能示范项目高增；而 1 月并网

规模最小，归因于 1 月 10 日之前的并网项目已统计在 2022 年数据中，以及春节期间大部分工厂停工。结合 2023 上

半年已完成的 35.28GWh 储能系统、直流侧和 EPC 的采招规模，预期 2023 年国内储能并网规模有望达 50GWh。

国内|市场：2023H1 招标和中标项目规模达 35.28/28.7GWh

招标：根据寻熵研究院，2023 年 H1 我国完成 177 项储能系统、直流侧和 EPC 招标工作，去除同一项目的多次采购，

招标总量达到 35.28GWh，2022 年国内完成招标项目共计 44.1GWh，上半年需求量已超去年实际采购的 3/4。由于下

半年是储能设备采购和项目投运高峰期，并且中能建的 3.5GWh 大规模集采招标项目已经在进行中，预计 2023 年全年

招标规模同比 2022 年翻番。从单月来看，2-4 月同比增幅明显，5 月单月招标回落，与同期持平，6 月恢复且实现大增。

中标：23H1 储能中标 28.7GWh，同比增幅 553%，1-6 月单月中标数量均高于去年同期水平。截至 7 月第四周结束，

当月储能中标规模已完成 6 月储能中标量的 143%/150%。

国内|价格：2023H1 储能系统和 EPC 平均报价同比-27%/-11%

储能系统：2023 上半年 1 小时、2 小时、4 小时锂电储能系统的平均报价分别为 1.539 元/Wh，1.235 元/Wh，1.180

元/Wh。以 2 小时储能系统为例，与 2022 年全年均价 1.57 元/Wh 相比，2023 上半年均价下跌近 27%。另外，值得

注意的是，储能系统报价与碳酸锂价格回落有关，例如电池级碳酸锂价格从最高 58 万元/吨下探到 20 万元/吨，2 小时

储能系统月度平均报价也从 1 月的 1.487 元/Wh 降低到 6 月的 1.133 元/Wh，降幅达 23.8%。储能 EPC：2023 上半年

1 小时、2 小时、4 小时、5 小时锂电储能项目 EPC 的平均报价分别为 1.923 元/Wh，1.604 元/Wh，1.337 元/Wh、

1.850 元/Wh。其中 5 小时储能项目 EPC 均价较高，主要系样本少且都为西藏项目。以 2 小时储能项目 EPC 为例，与 2022

年全年均价 1.81 元/Wh 相比，2023 上半年平均价格下跌近 11%。

国内|政策：截至 2023H1， “十四五”储能规划合计达 67GW

2022 年 6 月 1 日，国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，其中提到“十四五”期间可再生能

源发电占比超过 50%，同时到 2025 年可再生能源消纳责任权重达到 33%。截至 2023 年 6 月底，我国共计 24 个省市

和自治区发布了“十四五”期间的储能发展目标，合计约 67GW。按照大于等于 2h 装机时长估算，到 2025 年，这些地

区将累计实现储能装机规模近 130GWh，已经远超国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中

提出 2025 年达到 3000 万千瓦的目标。

国内|商业模式：电力市场改革以来，已引入多元化储能商业模式

从中国电力市场改革进程看，自 2002 年启动电改以来，已实现“厂网分离”，引入中长期市场，电能量交易市场机制逐

步确立。2015 年中国启动新一轮电改后，辅助服务市场在各省市区域电力市场加速形成，更有利于保障电力系统稳定

安全运行、提高电能质量。截至 2021 年底，各省级电力系统均已建立辅助服务市场运行规则。同时，现货交易市场将

成为中国电力市场必不可少的组成部分，截至 2022 年底，全国已有 17 个省（市）启动现货交易试点，其他省份也在

筹备搭建现货交易平台，有利于新能源、独立储能等主体参与电力市场。此外，容量市场已有试点交易，但与金融市场

一样尚未形成具体规划。

国内|应用场景：工商储或将成为企业生产用电的重要备用手段

工业用电量高：2016-2021 年中国工业用电量的复合增速为 6%，保持稳定增长。从 2022 年中国全社会用电量情况来

看，第二产业用电量 57001 亿千瓦时，同比增长 1.2%，其中全国工业用电量为 56000 亿千瓦时，同比增长 2%。其中

工业用电量占全社会用电量的 64.8%，占据主要份额。光储是解决用电焦虑出口：光储工商业用电需求居高不下，“限

电”政策或引发工商业用户的用电焦虑。光储一体系统可通过对光伏出力削峰填谷，既可提升光伏电能的利用率，又可

在限电时保障正常的生产。工商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。2022

年我国工商业储能累计装机达 705.5MW。

收益|工商业储能：“两充两放”拓宽峰谷套利盈利空间

对于未使用光伏用户，盈利模式主要源自现货市场峰谷套利。在当前分时电价机制下，部分省份将午间时段从“平时段”

调整为“低谷时段”，每天设置两个高峰段，在两个高峰段分别放电。考虑到工厂休息及设备检修，储能设备每年运行 330

天，每天两充两放，10 年可充放 6600 次，基本符合锂电池寿命，可实现平均峰谷电价最大化。以浙江省为例，两次充

电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段。

电芯：2023 年 H1 国内集采招标达 8.0GWh

根据 CNESA Datalink 全球储能数据库的不完全统计，2023 年 1-6 月份国内共发布 8.0GWh 储能电芯集采招标（不包

含通信储能电池），其中 7.8GWh 已发布中标结果。1）从中标价格看，中标均价 0.58 元/Wh，报价区间在 0.44 元

/Wh~0.68 元/Wh；2）从储能电池技术类型来看，8.0GWh 储能电芯全部为磷酸铁锂；3）从电芯容量来看，主要集中

在 280Ah 磷酸铁锂电芯；4）从电池充放电倍率来看，上半年集采以 1C、0.5C 为主。

PCS：2023 年国内市场规模预计达 104.4 亿元，储能影响权重拉大

数据显示，电池在整个电化学储能系统成本中占比最高，达 60%；其次是储能变流器，成本占比 20%。2022 年市场规

模达 59.5 亿元，预计 2023 年将增长至 104.4 亿元。根据 CNESA 数据显示，近四年的国内储能逆变器市场中，阳光能

源和上能电气出货量排名第一。2021 年阳光电源是中国供应商中于全球储能市场出货量最高，占比达 22%。2019 年

之前 PCS 主要依靠光伏产业，2019 年之后，储能作为增益，PCS 行业开启“光伏+储能”双线并行路径。预计 2023 年之

后，储能在 PCS 行业的影响权重逐渐拉大。

欧美市场：壁垒拉高，再攀高峰

美国|装机：2023 年 Q1 装机 778MW/2145MWh，同比下降 26%/28%

根据美国清洁能源协会 (ACP) 和 Wood Mackenzie 发布的最新美国储能监测报告，2022 年，美国新增储能装机

4798MW/12181MWh，同比增长 34%/12%；2023 年 Q1 储能新增装机 778MW/2145MWh，同比下降 26%/28%，

主要原因在于一季度电网侧储能项目并网的延迟。从细分市场来看，2023 年 Q1 美国电网级储能/工商业及社区储能/户

用储能三大市场装机规模分别达 554MW/1553MWh、69.1MW/203.3MWh、155.4MW/388.2MW，装机容量占比分

别为 71.2%/8.8%/19.9%。加利福尼亚州和德克萨斯州继续推动市场，2023 年 Q1 占比 84%，但部分项目出现延误。

美国|驱动力（一）：新能源渗透率提升，对储能的刚性需求加大

随着太阳能发电容量投入，鸭子曲线加深，将带来两个挑战。其一是电网压力，从中午到深夜的能源需求很高，但太阳

能发电量逐步收缩，电网运营商难以实时匹配电网供需。另外，运营商还要保证太阳能发电量小于电网使用量，以防发

电过度。其二是经济性。鸭子曲线加深将会减少传统发电厂的时间，导致能源收入减少，改变可调度发电厂的经济性，

在没有可调度的替代者的情况下，工厂就会面临退役，在净需求大幅波动的系统中，对于电网平衡电力供需的要求将会

提升。另外，根据北美电力可靠性公司 (NERC) 的分析，如果今年夏天气温飙升，预计北美三分之二的地区面临能源

短缺的风险。因此，随着新能源的渗透率提高，储能作为刚性需求将会随之提升。

美国|驱动力（二）：区域电网互相独立，储能协助大规模跨区域调度

美国储能市场区域分化明显，主要集中在加利福尼亚州和德克萨斯州。截至 2021 年，加州储能装机容量为

2339.1MW，占比 44%；德克萨斯州储能装机容量为 797.4MW，占比 15%。加州和德克萨斯州的快速发展主要与电

力基础设施不稳定、政策激励明显等因素有关。美国储能目前主要由三大电网集团组成：东部联合电网、西部联合电网

和德克萨斯电网，三大电网相对独立。由于美国特高压技术尚未得到广泛应用，且距离太远、损耗太大，电网集团不愿

意进行州际输电，因此各自独立运行，很难开展大规模跨区域调度。因此需要电力辅助服务来帮助完成消纳，发电侧、

电网侧储能装机容量大幅增加。

美国|驱动力（三）：电力设备老化，不堪极端天气打击

由于美国电网布局时间较长，线路布局相对复杂。在电力私有化的背景下，企业不愿意投入过多的资金来升级和维护电

网系统，导致设备逐渐老化，遇到稍微极端的天气就容易出现停电的情况，“迪克西野火”、“艾达”飓风和 2021 年“德克

萨斯冰冻 ”等。据白宫称，目前美国超过 70% 的电网建于 20 世纪 60 年代和 70 年代，使用年限超 25 年以上。2021

年，美国电力客户平均经历了 7 个多小时的电力中断，2020 年约为 8 小时，路易斯安那州 2021 年停电时间最长，达

80 小时。

美国|驱动力（四）：IRA 细则落地后，企业观望情绪减少

2022 年 8 月，美国通过 IRA 法案。IRA 发布前，表前与工商储能经太阳能充电比例需达 75%以上才能依比例获得 ITC

补贴。IRA 法案发布后，ITC 以 30%费率延长十年，至 2033 年后逐渐退坡。光储系统 ITC 税收抵免额度从 26%提高到

30%，延长期限 10 年，首次允许独立储能纳入补贴范围，拉高储能市场装机积极性。2023 年 5 月，美国发布 IRA 计

算细则。补贴有两种形式：ITC 或 PTC，其中独立储能只适用 ITC。项目投运首年可一次性获得 30%投资抵免，若项目

满足奖励核算细则要求，则可获得额外 10%投资抵免，抵免金额比例提升至 40%。据 WoodMackenzie 预测，美国储

能市场规模将扩展 20%-25%。其中，据 Stem 和 WoodMackenzie 测算，表前储能市场 2022-2025 年 CAGR 将达到

58%，表后储能市场 2022-2025 年复合增长率将达 51%。

美国|驱动力（五）：并网平均成本变高，小型开发商望而却步

电网升级后，美国并网平均成本翻倍。例如 PJM 市场，2020 年以前的并网平均成本为 42 美元/KW，2020-2022 年上

涨至 84 美元/KW；退出项目的并网成本（521 美元/KW）是完成并网项目的七倍多（73 美元/KW）。分发电来源来

看，由于风光发电厂通常位于农村地区，附近变电站较少，通常高于天然气的并网成本，其中在 PJM 市场，储能并网

成本在 335 美元/KW、光储为 267 美元/KW，均高于天然气的 24 美元/KW。由于并网需要大量专业知识和经费开

支，因此小型开发商因缺乏现场并网经验而对北美市场望而却步。

新兴市场：资源富饶，孕育黑马

东南亚|驱动力：东南亚国家可再生能源部署成为刚性需求

根据国际能源署（IEA）的数据，自本世纪初以来，东南亚国家 GDP 基本翻了一番。同时，能源需求每年增加约 3%。

国际能源署的《2022 年东南亚能源展望》报告称，根据东盟地区十个国家的既定政策，化石燃料满足其中 3/4 的增长

需求，这将增加 35%的二氧化碳排放量。其中，六个国家已承诺未来实现净零目标，可再生能源将加速建设。根据《巴

黎协定》目标，到 2030 年，东南亚国家每年必须部署约 21GW 的可再生能源。其中，风能和太阳能光伏发电占发电量

的 18%，到 2050 年达到 44%。

南亚|印度：南亚跨境输电中枢，储能协调南北部电力缺口

印度是全球第三大电力生产国和消费国。截至 2022 年底，印度全国总装机容量达 41033 .9 万 KW，其中可再生能源

发电占 40.7 %。目前，除部分经济发达地区可保障 24 小时供电，南部、东北部以及北部地区电力具有明显缺口，投资

体量较大的产业园区大多计划自备电站，储能将成为电网系统的有力保障。另外，印度位于南亚的中心位置，已经与周

边大多国家建成了跨国输电线路，与邻国跨境互联的累积电力输送容量约为 423 万千瓦，未来计划增加输电容量约 402

万千瓦，总计约 825 万千瓦。2022 年，印度深化电力部门改革，实施了通用网络接入，开放三级储备辅助服务市场，

采用了新的偏差费用解决机制，全年可再生能源新增产能占比约 90% 。2023 年 1 月，印度政府批准了“国家绿色氢

能计划”,将投入 24 亿美元推绿氢发展。

大洋洲|澳大利亚：煤电退出后，风光发电先天不稳定催生储能需求

燃煤发电是澳大利亚能源网的支柱，满足全国约 60%的电力需求。2023 年 4 月，已运营 50 年的 Liddell 燃煤电站退出

市场，起先每年向市场供应发电量约 800MW，大部分电力定价为 0 元。而煤电站过快退出对电价造成冲击，将推迟其

他燃煤电站的退出时间，而产能更换速度放缓将影响电力市场。2023 年 Q2，澳大利亚风光发电同比增加 745MW，当

地能源市场运营商估计，到 2024 年底，将新增风能、太阳能和电池 5GW。 2022 年 6 月澳大利亚国家电力市场

（NEM）突然暂停，2022Q2-Q3 电价飙升。主要原因是风力连续不足、煤炭库存减少、暴雨减缓煤矿产量，且 6 月出

现一股猛烈寒流，由于日照时间变短，光伏发电也低于平均水平，加上 25%的燃煤发电处于停运状态，导致本次电力供

应短缺。因此作为全球范围高度成熟、最为自由的电力市场之一，澳大利亚的储能需求将逐步显现。

全球市场：市场空间及主要观点

全球|装机：2022 年中美欧新型储能装机占比合计达 86%

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