2022年新储能规模创历史新高 达到7.3GW/15

大型储能是一种功率或能量体积相对较大的储能设备。一般来说，电源侧和电网侧的储能设备分为大型储能设备，对应于大多数工商储能、家庭储能和便携式储能。根据储能和电力市场数据，2022年在并网储能项目中，大型储能（电源侧配备储能） 电网侧独储 网侧调频)占90%。

东方财富研究报告指出，随着传统的发电方式逐渐被新能源发电所取代，风景安装不断增长，弃风弃光的问题也随之而来。同时，随着新能源安装比例的不断增加，发电设备的整体间歇性和不稳定性增加，峰调频需求越来越强。储能是为了解决弃风弃光问题&调峰调频需求的有效方案。

根据中关村储能产业技术联盟（China Energy Storage Alliance,CNESA）数据显示，2022年新储能规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，配储时间为2.18hr，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。

截至2022年底，中国已投入运营电力储能项目，累计装机规模为59.8GW，占全球市场总规模 25%，年增长率38%。抽水蓄能累计装机比例也首次低于80%，与 2021年同期下降8.3个百分点；新型储能继续快速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，年增长率达到功率规模 128%的能量规模年增长率达到141%。

24 省市明确规划“十四五”新型储能的装机目标，总规模超大 67 GW，此外，2022年在建新型储能项目规模达到 101.8GW/259.2GWh。

根据 CNESA 数据显示，2022年，全球新增储能项目装机规模 30.7GW，同增 98%到22年底累计装机45.7GW，接近 2021 年同期的两倍。根据不同的区域 CNESA 数据显示，中国、欧洲、美国新项目占比较高，2022年中国占比较高 欧洲占36% 26%，美国占比 其次是澳大利亚和日本。

在中美驱动下，拐点已经到来

国家层面，2021 年 7 月国家发改委、能源局发布《关于加快新型储能发展的指导意见》 2025 年新型储能装机规模达到 30GW 以上，据 截至CNESA统计， 2022 年底，中国已投入运行新型储能累计装机 13.1GW，根据文件提出的安装目标，到 2025 年中国电化学储能安装量仍然存在 2 倍空间。

地方各省“十四五”在此期间，新型储能装机目标超标 67GW，青海、内蒙古、甘肃、广东、湖北、浙江、北京等 24 各省市都明确出台了相应的规划。各地还出台了支持储能装机的补贴和强配政策。配储比例在 时间一般为10-20% 2hr。补贴基本以容量或功率为单位。

联邦层面的 IRA 法案有利于储能。2022年 年 8 月拜登签字了 IRA 法案中关于储能的条款变化包括：独立储能首次纳入 ITC 在抵免范围内，储能装机对光伏的依赖性将大大降低。

储能补贴分为表前、工商用户、表前和工商用储能额定容量两种(Nameplate capacity)需在 5kWh 以上，户用储能的额定容量需要在 3kWh以上。将 ITC 补贴延长十年，补贴延长至 2035 年，2033 年后开始逐渐退坡。

在此之前，美国的光伏发电及其配电项目一般都可以享受 26% ITC 免税额度，即退还投资产生的增值税 26%，但将于 2023 年开始逐渐退坡 2024 年的 10%。更新后，提高抵免上限，将抵免分为基本抵免 额外抵免，其中基本抵免金额的上限由以前抵免 26%上升至 30%；此外，如果外观前和工商储能项目符合要求，可获得最高10%的额外补贴。

硅料 碳酸锂降价，IRR 提升

硅产能大规模投产，带动组件价格下跌，地面电站安装释放，并网配置储能渗透率和持续时间增加，储能需求明显加快。

价格下跌推动产业链价格中心下跌。根据 choice 数据，5 月 24 日本最新报价，国内多晶致密材料价格从高点 303 元/降至目前 130 元/kg，跌幅已达57.1%。

硅价格的急剧下降逐渐传递到产业链的中下游。预计随着硅价格的进一步下降和组件厂生产能力的释放，组件价格有进一步下降的空间。硅材料和组件价格的下降推动了地面电站 IRR 提升。

碳酸锂价格高位下跌，原材料成本下降，独立储能 IRR 预计需求将得到改善和释放。根据中商情报网和模型的计算，储能 EPC 当碳酸锂价格为时 55 石墨的价格是一万元 5 一万元时，储能系统成本约占比 在储能系统的成本中，电池约占86% 60%。

上游中游材料价格加速下跌，储能初始投资成本下降，独立储能经济增加。假设除碳酸锂和石墨外，其他电池材料的成本保持不变；1W/2Wh 储能系统，单日 1 二次充放电，年操作天数 330 天；盈利模式为：容量租赁、调峰补贴、充放套利。

根据计算，当碳酸锂的价格分别计算时 40/30/20/15 万元/吨(假设石墨4万元/吨)对应 LFP 电池每 Wh 价格 0.82/0.73/0.65/0.60 元，对应储能系统单 Wh 成本 1.47/1.38/1.29/1.25 元，对应 EPC 每 Wh 为 1.73/1.64/1.55/1.51元，对应独立储能 IRR 分别为 7.56%/8.71%/9.95%/10.60%。

2025年东方财富预计 年度全球储能需求为 331 GWh，22-25 年 CAGR=95.7%；其中中国 25 年预计需求 152.8GWh，22-25 年 CAGR=108.5%；美国 25 预计年需求98.5 GWh，22-25 年 CAGR=91.0%。

大型储存(发电侧 需要电网侧储能) 276.9GWh，22-25 年 CAGR=中国100.51% 25 年预计需求 122.0GWh，22-25 年 CAGR=106.5%；美国 25 预计年需求91.6GWh，22-25 年 CAGR=95.5%。