國內(nèi)儲能：政策加持引規(guī)模化發(fā)展，消納需求促多技術(shù)并舉

　　新型電力系統(tǒng)建設(shè)需“源網(wǎng)荷儲”一體化發(fā)展，儲能是各環(huán)節(jié)的蓄水池、壓艙石。在 雙碳目標的指引下，以及技術(shù)不斷推動成本下降的趨勢下，可再生能源的滲透率不斷提升。

　　國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，2022 年 1-11 月，國內(nèi)太陽能發(fā)電新增裝機 65.46GW，累計 裝機達到 372.02GW;國內(nèi)風電累計新增裝機 22.48GW，累計裝機達到 350.96GW。其 中，太陽能發(fā)電、風電占國內(nèi)總體電源裝機規(guī)模比例分別達到 14.82%/13.98%，新能源累 計發(fā)電裝機容量占比達到 28.8%。

　　在新型電力系統(tǒng)發(fā)展過程中，要求電力供給結(jié)構(gòu)從以化石能源發(fā)電為主體向新能源提 供可靠電力支撐轉(zhuǎn)變，同時，系統(tǒng)形態(tài)由“源網(wǎng)荷”三要素向“源網(wǎng)荷儲”四要素轉(zhuǎn)變。 儲能的多場景應用，既是短期支撐電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型、維持運行安全的重要手段，也是未來系 統(tǒng)實現(xiàn)完全脫碳的核心手段和“蓄水池”。

　　2023 年 1 月 6 日，國家能源局組織有關(guān)單位編制了《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書(征 求意見稿)》，并向社會公開征求意見——結(jié)合“雙碳”目標“兩步走”安排，《藍皮書(征 求意見稿)》提出新型電力系統(tǒng)構(gòu)建以 2030 年、2045 年、2060 年為重要時間節(jié)點，分別 實現(xiàn)加速轉(zhuǎn)型、總體形成、鞏固完善。其中，要求儲能側(cè)加速實現(xiàn)多場景多技術(shù)路線規(guī)模 化發(fā)展，并提升不同時間尺度下對電力系統(tǒng)的支撐能力，對系統(tǒng)的平衡調(diào)節(jié)能力逐步從日內(nèi)，向日以上、乃至全周期擴張。“雙碳”目標的實現(xiàn)、新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建，都要求儲 能建設(shè)結(jié)合不同場景、不同時間尺度，加速商業(yè)化發(fā)展。

　　2023 年風光裝機均有望提速，電力系統(tǒng)運行壓力漸升

　　多重因素疊加下，2022 年我國部分地區(qū)電力供應出現(xiàn)緊張形勢，保障電力供應安全 仍面臨挑戰(zhàn)。長期來看，我國電力需求仍維持穩(wěn)步增長趨勢，尖峰負荷特征日益凸顯;而 相應的在供給側(cè)，新能源裝機比重持續(xù)增加，但還未能形成電力供應的可靠替代，電力供 應安全形勢嚴峻。未來，伴隨新能源裝機比例的不斷提升，電力系統(tǒng)從“源網(wǎng)荷儲”一體 化管理角度入手維護電力能源安全，儲能的作用不斷提升，配套應用亦有望增加。

　　2022 年受疫情因素、光伏硅料價格等因素影響導致風、光裝機較預期有所延后，但 同時根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，若不考慮框架招標，2022 年國內(nèi)風機公開市場招標量達 88GW 左右(+~60% YoY)，其中陸風招標量近約 72GW(+~40% YoY)，海風招標量超 15GW (+~360% YoY);2022 年 1-11 月上旬，國內(nèi)光伏組件招標規(guī)模達 120GW 左右，較 2021 年全年招標量增長近 3 倍，為 2023 年裝機快速增長進一步奠定充足的項目基礎(chǔ)。 光伏：硅料供應短缺問題將逐步緩解，2023 年有效產(chǎn)能或達約 150 萬噸，可滿足約 450GW 光伏裝機需求，在裝機需求負反饋機制下，硅料價格中樞總體有望溫和下降。而 盡管高純石英砂供應持續(xù)趨緊，但供需缺口非剛性，大概率也不會成為限制 2023 年裝機 增長的硬性瓶頸。受供應鏈成本下降、項目收益率提升、技術(shù)進步和支持政策加碼的共同 刺激，預計 2023 年全球光伏裝機量有望繼續(xù)高增至 350GW 左右(國內(nèi)約 140GW)，同 比增速約 40%，且地面電站需求有望明顯復蘇，裝機占比或?qū)⒒厣?/p>

　　風電：受疫情等因素影響，2022 年部分風電項目裝機將延后至 2023 年。2022 年 1-11 月，國內(nèi)風電新增并網(wǎng)量達 22.52GW(-6.8% YoY)，預計全年新增并網(wǎng)規(guī)模達 40GW 左 右，同比或有所回落。這主要是由于疫情影響設(shè)備生產(chǎn)交付和項目現(xiàn)場吊裝節(jié)奏，同時疊 加機型方案升級換代，以及部分項目場址審批周期拉長影響。我們預計有 10GW 左右陸上 風電項目裝機將由于外部因素由 2022 年延至 2023 年，短期裝機需求低于預期或為 2023 年需求復蘇進一步夯實基礎(chǔ)。隨著疫情影響逐步緩解，風電經(jīng)濟性大幅提升，以及 2022 年部分延遲項目結(jié)轉(zhuǎn)，2023 年國內(nèi)風電裝機有望顯著復蘇，預計總裝機量將達 80GW 左 右，其中海上風電裝機有望實現(xiàn)翻倍增長至 10GW 以上，且 2023-25 年海風裝機仍有望 維持約 40%的較高 CAGR。

　　在當前時點，從新能源并網(wǎng)配儲、到對應電力系統(tǒng)擴大調(diào)峰調(diào)頻壓力，直接對儲能需 求產(chǎn)生核心驅(qū)動;預期 2023 年國內(nèi)新能源裝機增長提速，對儲能需求擴張將有望帶來放 大效應，直接推動國內(nèi)泛儲能需求(抽水蓄能、新型儲能及靈活性火電資源)規(guī)劃、招采 與建設(shè)提速。

　　國內(nèi)儲能快速發(fā)展，2022 年規(guī)劃與建設(shè)規(guī)模持續(xù)擴張

　　新能源消納產(chǎn)生直接儲電需求，并強化調(diào)峰調(diào)頻要求。隨著電力系統(tǒng)脫碳進程加速， 風電、光伏等高不確定性可再生能源裝機及占比將不斷提升，但其出力的不穩(wěn)定使得電力 系統(tǒng)在調(diào)峰調(diào)頻等方面面臨重大挑戰(zhàn)。2021 年 7 月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā) 《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，從國家層面 確認儲能在新能源領(lǐng)域的重要地位。

　　根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)顯示，截至 2021 年，國內(nèi)電力儲能項目累計裝機規(guī)模達 46.1GW (同比增長 29.5%);其中，抽水蓄能 39.8GW(占比 86.3%)，自 2017 年儲能分項數(shù)據(jù) 統(tǒng)計以來其功率占比從最高的 99.0%持續(xù)下降;電化學儲能 5.6GW(占比 12.1%)，持續(xù) 實現(xiàn)超越行業(yè)的增長。截至 2022 年前三季度，國內(nèi)電力儲能項目累計裝機進一步提升至 50.3GW(同比增長 36.0%)，抽水蓄能、電化學儲能累計裝機規(guī)模分別達到 43.1/6.6GW， 分別占比 85.6%/13.2%。

　　結(jié)合 2022 年下半年逐月電力儲能項目數(shù)據(jù)變動，我們可以發(fā)現(xiàn)： 其一，國內(nèi)電力儲能項目儲備快速提升，為行業(yè)未來增長奠定了基礎(chǔ)。2022 年 7-12 月，國內(nèi)電力儲能項目累計新增數(shù)量超 1000 項(含規(guī)劃、建設(shè)和運行)，累計新增總功率 規(guī)模近 300GW;其中，新型項目功率規(guī)模約 70GW，容量規(guī)模 168GWh，平均備電時長 約 2.4h。

　　其二，鋰離子電池為主，長時儲能技術(shù)加速發(fā)展。從技術(shù)路線層面來看，2022 年下 半年新增新型儲能項目中鋰離子電池為主，功率規(guī)模占比約 87%，平均備電時長 2.16h。 此外，長時儲能技術(shù)的項目規(guī)模開始逐步呈現(xiàn)“穩(wěn)定釋放，多技術(shù)并行”的特點：7-12 月 跟蹤到的長時儲能項目中，壓縮空氣、儲熱、液流電池項目(含規(guī)劃、建設(shè)和運行)功率 規(guī)模分別為 7.0/0.7/0.9GW。

　　其三，電網(wǎng)側(cè)獨立儲能與電源配儲為主，用戶側(cè)工商業(yè)占比逐漸提升。從應用場景來 看，新型儲能項目主要集中于電網(wǎng)側(cè)(100%為獨立儲能)與電源側(cè)配儲(95%為新能源 配儲)。用戶側(cè)儲能項目功率規(guī)模占比仍較低，但其中工業(yè)項目占比逐步穩(wěn)定在 50%以上。

　　其四，備電時長持續(xù)提升。從新型儲能項目的招標數(shù)據(jù)來看，EPC 總承包與儲能系統(tǒng) 的備電時長均呈現(xiàn)震蕩上行趨勢;2022 年 12 月，EPC 總承包項目平均備電時長為 2.59h， 儲能系統(tǒng)項目平均備電時長為 2.69h。

　　其五，中標價格整體平穩(wěn)。2022年下半年，儲能系統(tǒng)中標單價區(qū)間為 1.36~1.95元/Wh， EPC 總承包中標單價區(qū)間為 1.39~3.54 元/Wh;12 月備電時長 2h 的儲能系統(tǒng)及 EPC 總 承包中標價格均價有小幅翹尾。

　　國內(nèi)政策立足新能源配儲與電價改革，加速儲能商業(yè)化發(fā)展

　　國內(nèi)儲能政策密集出臺，發(fā)電側(cè)配儲要求明確，電價政策利好商業(yè)模式。各地政府對 “雙碳”目標響應積極，在推動風電、光伏發(fā)展的同時，配套儲能規(guī)劃也陸續(xù)出臺。2021 年 7 月國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確到 2025 年國內(nèi)儲 能裝機規(guī)模達到 30GW 以上。此后，國家能源局等多部委印發(fā)多條儲能相關(guān)新能源政策， 明確儲能市場、配置比例，確定“十四五”期間新型儲能發(fā)展實施方案。我國儲能市場日 趨完善，集中式電站配儲已成定勢，未來分布式電站有望相應配儲。隨著“十四五”風光 裝機容量的擴大，預計各地的儲能保障政策會進一步擴容，推動儲能規(guī)模的擴張和行業(yè)發(fā) 展。

　　2022 年 11 月 25 日，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》、《電 力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》，提出“推動儲能、分布式發(fā)電、負荷聚合商、虛擬 電廠和新能源微電網(wǎng)等新興市場主體參與交易”，伴隨電力現(xiàn)貨交易、分時電價、容量電 價的逐步落地，儲能商業(yè)模式日漸清晰。

　　各地區(qū)逐步明確風光配儲要求，推動發(fā)電側(cè)儲能發(fā)展。隨著國家多部委的儲能政策出 臺和持續(xù)細化，各地方政府也在積極響應和明確新增發(fā)電項目的強制性配儲要求，配儲比 例在 5%-10%，配儲時長為 2-4 小時。除少數(shù)省份為部分項目配儲和鼓勵性配儲要求之外， 90%以上的地區(qū)都提出強制性配儲要求。現(xiàn)實需求和政策推動是未來幾年國內(nèi)儲能裝機的 主要驅(qū)動因素。

　　峰谷價差拉大，部分區(qū)域盈利模式趨于清晰

　　對于一般工商業(yè)用戶而言，利用儲能設(shè)備在電價較低時充電、在電價高時放電的峰谷 電價套利是主要驅(qū)動力之一。伴隨電力系統(tǒng)“雙高”特性愈發(fā)明顯，分時電價政策下峰谷 價差持續(xù)拉大，為用戶側(cè)儲能項目的經(jīng)濟性提升提供了重要支撐。

　　結(jié)合 CNESA 對各地 2022 年一般工商業(yè) 10kV 最大峰谷價差平均值的統(tǒng)計，國內(nèi) 31 個典型省市的總體平均價差為 0.7 元/kWh，其中共有 16 個省市位于均值以上，最高的廣 東省(珠三角五市)峰谷價差平均值為 1.259 元/kWh。未來隨著電力系統(tǒng)日內(nèi)波動放大， 峰谷電價差有望隨著膨脹，用戶側(cè)儲能回收期在電價差拉大、儲能系統(tǒng)成本下降等因素作 用下，有望持續(xù)縮短。

　　新能源消納聚焦國內(nèi)不同時間尺度與規(guī)模的需求差異

　　用戶負荷、風力發(fā)電、光伏發(fā)電等不確定性使得電力系統(tǒng)為維持功率平衡存在較大困 難，需要在分鐘級、小時級、日級、季度級乃至年度級等多時間尺度上預先規(guī)劃以保證電 力系統(tǒng)靈活性。針對不同的功能，所需的儲能系統(tǒng)持續(xù)時長存在顯著差異——短持續(xù)時間 儲能一般側(cè)重于保證電力系統(tǒng)在瞬時擾動下保持平衡等電網(wǎng)安全性問題，而長持續(xù)時間儲 能一般側(cè)重于實現(xiàn)峰谷時期供需匹配等經(jīng)濟性問題。從技術(shù)維度來看，目前，鋰電性價比 與靈活度優(yōu)勢凸顯，長時儲能背靠政策與場景驅(qū)動。

　　而且，考慮到國內(nèi)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型同時從“大基地+大電網(wǎng)”和“分散式電源+分布式智 能電網(wǎng)”雙線并行，兩種模式下產(chǎn)生了當下不同的技術(shù)路線、解決方案偏好。前者重點在 國內(nèi)“十四五”期間約 450GW 風光大基地的基礎(chǔ)上，配置靈活性資源;扣除前兩批大基 地中較多配置在原有大基地及特高壓外輸通道周圍，剩余風光大基地結(jié)合目前已落地項目 來看，主靈活性資源一般會結(jié)合當?shù)刭Y源條件選擇靈活性火電或抽水蓄能電站，并補充一 定的鋰電儲能電站及光熱(熔鹽儲熱)電站。后者考慮分布式系統(tǒng)對靈活布點、項目規(guī)模 的需求差異，多以電化學儲能電站為主。

　　新能源滲透率快速提升，疊加其出力的不穩(wěn)定性，推升儲能市場需求，電力系統(tǒng)的儲 能應用存在多種時間尺度需求，長時儲能(一般指 4h 以上)成為儲能發(fā)展的重要方向， 在電力系統(tǒng)中具備多種優(yōu)勢——長時儲能具備提升新能源消納能力、替代傳統(tǒng)發(fā)電方式的 潛力，可以為電網(wǎng)提供充足的靈活性資源，可有效降低電網(wǎng)運行成本，具備更強的峰谷套 利和市場盈利潛力。

　　“十四五”期間，我國長時儲能市場的發(fā)展有望保持“多路線并舉、能源規(guī)劃托底、 優(yōu)勢場景催化”的發(fā)展特點，其中優(yōu)勢場景領(lǐng)域目前看以配套風光大基地調(diào)峰和區(qū)域電網(wǎng) 調(diào)峰為主。從政策規(guī)劃帶動與應用場景增長兩個維度來看，我們主要看好四種主要技術(shù)在 2023-2025 年實現(xiàn)加速發(fā)展：(1)抽水蓄能：國家能源局已發(fā)布中長期發(fā)展規(guī)劃，2025 年/2030 年裝機規(guī)模預計達到 62/120GW;(2)壓縮空氣：發(fā)展規(guī)劃持續(xù)儲備，近期大型 示范項目批量落地，預計“十四五”期間裝機規(guī)模有望達到 10GW 級別;(3)熔鹽儲能： 逐步成為西北區(qū)域風光大基地調(diào)峰資源的有利補充，商業(yè)模式率先清晰;(4)全釩液流電 池：系統(tǒng)成本快速下降，儲備招標不斷釋放。 綜合以上對應用場景、技術(shù)路線的判斷，結(jié)合 2023 年國內(nèi)風電、光伏新增裝機預期 和廣義配儲功率比例提升假設(shè)，我們預計國內(nèi) 2023 年儲能裝機規(guī)模有望達到 23GW(同 比增長約 80%);其中，新型儲能裝機規(guī)模有望達到約 13GW，預計平均備電時長約 2.5h， 總裝機容量規(guī)模超 30GWh。

　　海外儲能：歐洲戶儲滲透率提升，美國大儲放量在即

　　歐洲高電價加速戶儲裝機，滲透仍有較大提升空間

　　俄烏沖突加劇能源緊張局勢，高電價驅(qū)動海外戶用裝機熱情。近兩年來，受海外經(jīng)濟 復蘇和可再生能源供應乏力等因素影響，天然氣價格已走出一波上漲趨勢。進入 2022 年， 俄烏沖突所引發(fā)的天然氣斷供，進一步推升歐洲天然氣價格，進而使得歐洲電價進一步飆 升，成為歐洲戶儲裝機高增的催化劑之一?？紤]到未來一年歐洲天然氣供給情況，未來一 年歐洲天然氣價格中樞較難回落至 2021 年前水平。歐盟委員會 2022 年 5 月 18 日通 過 REPowerEU 議案， 2030 年可再生能源目標由之前的 40%提高到 45%，同時，光 伏裝機目標再次提高，2025 年歐盟累計光伏裝機規(guī)模要超過 320GW，相比 2021 年底 裝機量實現(xiàn)翻倍，2030 底年累計裝機規(guī)模目標約 600GW，是目前裝機量的兩倍之多。

　　2021 年全球光伏配儲滲透率不足 6%，歐洲滲透率增速最快，但仍有大幅提升空間。 根據(jù) IHS 和 IEA 統(tǒng)計數(shù)據(jù)計算，全球累計光伏配儲比例逐年上升;經(jīng)我們測算全球戶用光 伏配儲滲透率到 2021 年已經(jīng)達到了 5.7%，仍然較低。分區(qū)域來看，目前僅有意大利和德 國等歐洲地區(qū)滲透率達到了 10%以上，其中德國的滲透率超過了 20%。不過從全球范圍 內(nèi)可以看出，包括美國、澳洲等在內(nèi)的多個國家，其光伏配儲滲透率仍不足 10%，全球戶 儲滲透率仍有很大的提升空間。

　　歐洲高電價模式下，戶用光儲經(jīng)濟性提升。用戶側(cè)，從現(xiàn)實需求來看，儲能可幫助用 戶“削峰填谷”，節(jié)省用電成本，有利于電力系統(tǒng)均衡供應電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部 分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，從而保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。除此之外， 儲能系統(tǒng)還可以幫助用戶降低停電風險、提高電能質(zhì)量、降低容量電費、參與需求側(cè)響應 等，發(fā)揮多重價值。極端天氣和老舊的電力設(shè)施造成海外電力系統(tǒng)在根本上無法確保“可 靠性”，啟動相關(guān)電網(wǎng)基建計劃仍需時間，因此戶用光儲在經(jīng)濟性上的考量逐漸減弱，但 是未來經(jīng)濟性仍有看點。

　　戶用光伏承擔發(fā)電功能，但發(fā)電與用電高峰不匹配問題顯著，儲能系統(tǒng)是家庭實現(xiàn)電 力“自消費”的關(guān)鍵。從歐洲政策趨勢來看，對戶儲推動作用的政策主要是“凈記費”政 策、投資補貼或稅收減免。德國、英國等為代表的“凈記費”政策導致的用戶用電和上網(wǎng) 電價之間差異持續(xù)拉大，對投資光儲一體化迫切性明顯提升。

　　為了測算歐洲戶用光伏+儲能項目的經(jīng)濟性，我們做出以下幾項核心假設(shè)：1)假設(shè)居 民日均用電 20KWh，居民電價為 0.327 歐元/KWh，歐洲主流 FIT 上網(wǎng)電價為 0.037 歐元 /KWh;2)假設(shè)戶用光伏(3KW)造價 2000 歐元，光伏日均利用 5 小時，發(fā)電自用率 21%; 3)假設(shè)戶用儲能功率為 10KWh 造價為 4000 歐元，使用年限為 10 年，安裝儲能設(shè)備后 居民發(fā)電自用率為 80%。

　　“光伏+儲能”模式在歐洲具備良好經(jīng)濟性。按照無光伏、光伏無儲能及光伏+儲能三 種情況，最終測算結(jié)果如下：1)居民未配備光伏、儲能設(shè)備，所有用電均按照標準電費 繳納，年均電費支出 2387.1 歐元，10 年期電費支出約 23871 歐元;2)居民配備光伏但 無儲能，支出包括光伏系統(tǒng)和電費支出，使用自發(fā)電比例為 21%，10 年期節(jié)省電費 7649.4 歐元;3)居民配備光伏+儲能，支出部分有電費支出和購買光伏、儲能設(shè)備支出，儲能系 統(tǒng)增加自發(fā)電量比例至 80%，10 年期節(jié)省電費 21522.8 歐元。很顯然，在歐洲高電價情 況下，居民選擇光伏+儲能，能提升自用電比例，能明顯節(jié)省電費，具備良好的經(jīng)濟性。

　　電價攀升+能源危機，推動歐洲戶儲項目經(jīng)濟性和配置意愿持續(xù)高漲。歐洲電價在近 年來天然氣價格大幅上漲情況下持續(xù)攀升，推動戶用光伏+儲能項目經(jīng)濟性顯著增強。據(jù) BNEF 統(tǒng)計，2021 年歐洲戶儲項目新增規(guī)模達 1.04GW/2.05GWh(+56%/+73% YoY)。 而 2022 年俄烏沖突進一步推升歐洲能源成本行至高位，且能源危機背景下歐洲居民配套 光儲系統(tǒng)積極性空前高漲，儲能滲透率快速提升，為未來幾年戶儲行業(yè)奠定高景氣基調(diào)。 在以歐洲為主要戶儲市場的高增長支撐下，GGII 預計全球戶儲市場容量將由 2021 年的 6.4GWh 大幅增至 2025 年的 100GWh。

　　高電價與 IRA 政策凸顯經(jīng)濟性，美國儲能持續(xù)高景氣

　　美國是全球大儲另一主力市場，儲能裝機表現(xiàn)亮眼。美國是全球規(guī)模最大、成長最快 的儲能市場之一，2021 年新增儲能裝機 3.5GW/10.5GWh，2016-2021 年復合增速達 96.5%。截至 2022 年二季度末，美國在運行中的電化學儲能系統(tǒng)共計 6.47GW，在建的 電化學儲能項目 14.50GW/36.20GWh，儲能項目建設(shè)火熱。美國儲能裝機以大儲為主， 大儲裝機占 2021 年全美裝機容量的 79%。Wood Mackenzie 預測，2023 年全美大儲 市場規(guī)模超過 50 億美元。據(jù) CNESA 統(tǒng)計，2021 年全球新增投運的新型電力儲能項目 裝機規(guī)模達 10.2GW，yoy+117%。美國、中國、歐洲分別占 34%/24%/22%。

　　根據(jù) Woodmac 數(shù)據(jù)，2022 年上半年美國表前儲能新增裝機 5.01GWh，同比增長 211.6%。2022 年，美國對中國企業(yè)在東南亞的組件產(chǎn)品實行反規(guī)避調(diào)查，使得當?shù)刂袊?企業(yè)組件產(chǎn)品對美出口形成了嚴重的障礙，多數(shù)配套光伏建設(shè)的儲能項目被迫延期。伴隨 2022 年 10 月 14 日美國暫停對太陽能電池和組件征收的所有反傾銷或反補貼稅，美國積 壓的表前儲能需求有望快速釋放。2021 年美國儲能新增裝機達 3.5GW/10.5GWh(同比增 長 204%)。22H1 儲能新增裝機達 2.1GW/5.5GWh。表前增速最快(括號里面為 MW 增 速/MWh 增速)：表前(212%/137%)>用戶側(cè) (67%/36%)>工商業(yè)(-24%/-1%)。

　　獨立儲能和小型儲能項目受益頗深，1MW 以上項目或?qū)⒂瓉頁屟b潮。獨立儲能首次 獲得抵免資格：過去為了具備 ITC 獲取資格，儲能項目必須與光伏發(fā)電項目配對，IRA 法 案使儲能擺脫太陽能配對限制，二者“發(fā)展途徑”脫鉤，降低了儲能項目的建設(shè)成本和時 間，利好獨立儲能的發(fā)展。小型儲能項目補貼力度大幅提升：根據(jù)原 ITC 政策，戶用儲能 項目的稅收抵免額度將在 2024 年取消，工商業(yè)儲能及表前儲能項目則降至 10%;IRA 法 案通過后，戶儲抵免額度可達 30%~40%，小型的工商業(yè)儲能項目及滿足條件的表前儲能 項目抵免額度則在 30%~80%不等，較之前顯著提升，有望刺激需求高速增長。

　　與國內(nèi)大儲裝機由強配政策驅(qū)動的情形不同，美國電力現(xiàn)貨以及輔助服務市場機制相 對更為成熟，大儲項目已實現(xiàn)一定的經(jīng)濟性?，F(xiàn)階段，美國新能源配儲項目主要可通過獲 取更高的 PPA 協(xié)議電價獲益，而獨立儲能項目可通過現(xiàn)貨市場套利、輔助服務等模式獲 得收益。2022 年 8 月，美國新推出的《降低通脹法案》(IRA)將光伏 ITC 期限延長 10 年，稅收減免由 26%提升到 30%，并將獨立儲能納入 ITC，對大儲、特別是獨立儲能模 式運營的項目形成有效激勵。我們認為，較為成熟的商業(yè)模式為美國大儲項目裝機增長提 供了內(nèi)在動力，而 IRA 新政有望進一步刺激大儲項目投資，市場有望持續(xù)高景氣。

　　根據(jù) EIA 數(shù)據(jù)，美國 2021 年電力結(jié)構(gòu)中，天然氣+煤電發(fā)電量占比 60%。各州規(guī)劃 可再生能源發(fā)電市場配額方案，加州計劃 2030 年實現(xiàn) 60%的可再生能源占比。美國儲能 集中于加州和德州。截至 2022 年 8 月，加州儲能裝機完成 3977MW，在建 13198MW， 德州儲能裝機完成 1653MW，在建 17789MW。2021 年加州風+光的發(fā)電量占總發(fā)電量比 例為 25%，德州風光發(fā)電占比 24%，高于美國全國的 13%。

　　美國儲能項目盈利模式成熟，支持政策密集出臺，儲能市場持續(xù)高增長。2020 年以 來，美國聯(lián)邦和各州政府大量出臺對儲能的支持政策，明確了儲能參與源網(wǎng)側(cè)輔助服務市 場、峰谷價差套利、分布式電源項目配套等模式，在美國市場化的電力體制和逐步上升的 電價下，商業(yè)模式成熟，盈利水平豐厚。同時，根據(jù) 2022 年《通貨膨脹削減法案》，獨立 儲能將有資格獲得 ITC 退稅激勵，有望降低約 30%項目資本開支，儲能投資收益進一步上 升。此外，美國電網(wǎng)設(shè)施較為陳舊，可靠性差，近年來多次發(fā)生停電事故，加上火電逐步 退役，可再生能源愈發(fā)成為優(yōu)先替代方案，持續(xù)推升儲能調(diào)度需求，刺激儲能項目裝機增 長。根據(jù) Wood Mackenzie 統(tǒng)計，2021 年，美國儲能市場裝機規(guī)模/容量達 3.5GW/10.5GWh (+138%/+198% YoY)，其中表前儲能規(guī)模達 3GW/9.2GWh 左右，占比約 9 成;Wood Mackenzie預計2022年美國儲能新增裝機規(guī)模/容量將達3.5GW/13.5GWh(+105%/+29% YoY)，2023 年裝機規(guī)模/容量有望達 7.2GW/28.4GWh(+64%/+110% YoY)，需求仍將保 持高速增長。

　　綜上，結(jié)合全球新能源裝機預期和儲能配套發(fā)展比例，我們預期全球儲能增長有望繼 續(xù)維持高速增長狀態(tài)，2022-2025 年全球儲能裝機規(guī)模預期為 30/50/69/92GW，保持 50% 的年均復合增速。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。)