王东岳
2023年上半年，27家储能概念公司整体表现亮眼。宁德时代储能电池业务实现收入279.85 亿元，同比增长 119.73%，继续保持高速增长态势；阳光电源储能系统营收85.23亿元，同比增长257.26%，储能系统发货5GWh，同比增长152%。
2022年，受电价跳涨影响，欧洲户用储能需求暴增，带动国内储能企业出口业绩大幅增长。高基数影响下，2023年上半年，部分户用储能厂商出口数据有所回落，但国内工商业储能和户用储能需求正接力释放。
储能装机稳定增长
近日，工业和信息化部举行工业稳增长系列主题新闻发布会提出，随着全球加强绿色低碳转型，近年来，中国新型储能产业迎来快速发展期；2022年，中国新型储能新增装机7.3GW，同比增长200%，其中锂电池储能占总新增装机的97%；20余个百兆瓦级项目实现并网运行，是2021年的5倍。
2021年，中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右；到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现。
2022年，中国可再生能源新增装机约1.52亿千瓦（152GW），占全国新增发电装机的76.2%，其中风光作为国内可再生能源的主力军，2022年新增装机量合计约1.25亿千瓦（125GW），同比增长22.05%。根据BP Energy预测，到2025年，全球风电和光伏的发电量占比预计将达到20%，到2050年，风电和光伏发电量占比预计达到67%。
新能源发电的间歇性和波动性对电网系统的平衡调节能力提出挑战，如何应对新能源发电带来的负荷压力，成为新能源电力消纳的首要难题，储能系统需求应运而生。
根据能量转换方式的不同，目前市场上将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能。其中，物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能和飞轮储能等。从存量市场看，抽水蓄能是储能系统的主体构成。截至2022年年末，中国电力储能累计装机规模约为 59.8GW，占全球市场总规模四分之一左右。其中，抽水蓄能约占已建成储能系统的77%，仍是主体。
但从增量角度看，电化学储能则是近年来发展迅速的储能类型，主要包括锂电池储能、钠电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能等。2022年，中国新增的锂电储能装机量接近7.3GW，同比增长128.2%，新增规模已超过抽水蓄能。其中，锂离子电池储能系统占比超过90%，是新型储能中的核心构成。
根据国家能源局发布的数据，截至2022年年底，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。
CNESA统计数据显示，2023年上半年，中国新增投运新型储能项目规模合计已达8.9GW/18.3GWh，超过2022年全年的7.3GW/15.9GWh，景气度高于市场预期。年初至今，国内储能系统项目招标容量45.36GWh，其中8月储能项目累计招标量约3.96GW/7.62GWh，同比增长34.2%，招标市场继续保持相对景气。
需求接力
根据电力系统的需求，储能系统分为电源侧、电网侧、配电侧和用电侧等环节。其中，电源侧、电网侧及配电侧多使用大型储能设备，主要起到负荷调节和平滑新能源发电、弥补线路损耗、补偿配电侧功率、提升稳定能力的作用。由于大储项目尚无清晰的盈利模式，对于风光发电站来说仍然是成本项，因此主要依靠强制配储推进。
工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利，户用储能则主要用于个人用户的用电需求。与大型储能相比，工商业储能和户用侧储能的商业模式模式相对完备，尤其是相对成熟的海外市场，成为储能企业集体竞逐的核心市场。
2022年，受俄乌地缘冲突以及能源转型政策影响，欧洲市场出现电费涨价潮，高昂的居民用电成本导致海外户用光储系统的需求高增。数据显示，2022年，欧洲户用储能新增装机约9.3GWh，同比大幅增长147.6%。其中，德国和意大利分别装机1.54GWh和1.1GWh，占比达50%。
2023年上半年，欧洲户用储能规模新增3.9GW，同比增长约71%，增势依旧明显。但由于电价在二季度出现明显回落，国内部分公司二季度出现一定程度下降。根据派能科技发布的半年度报告，二季度，公司实现营业收入7.16亿元，同比下滑31.09%；鹏辉能源二季度实现营业收入18.79亿元，同比下滑21.81%。上述公司均表示，受欧洲户用储能去库存因素影响，二季度，户用储能产品出货量不及预期。
值得关注的是，国内储能市场正接过出口的“接力棒”，成为储能企业新的增长源。以光伏市场为例。2022年，国内新增光伏装机量约87.4GW，其中工商业装机约为25.9GW、户用项目约25.3GW、大基地约36.3GW。
2023年1-6月，国内光伏新增并网容量78.42GW，同比增长154%。其中集中式光伏电站新增装机37.46GW，分布式光伏新增装机40.963GW，仍是光伏装机增长的主要引擎。在分布式光伏新增装机构成上，户用光伏新增装机高达21.52GW，同比大幅增长142%，表现亮眼。受分布式增长带动，2023年1-6月，中国新型储能新投运装机规模约8.63GW/17.72GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。
EVTank预计，到2025年全球家庭储能新增装机量达到52.6GWh，到2030年新增装机量达到172.7GWh，届时全球家庭储能累计装机量将达到748.9GWh，家庭储能仍具备高成长潜力。
工商储能“待发”
除家庭储能外，多家券商分析人士认为，目前工商储能已经迎来需求释放的关键节点。
一方面，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。
2021 年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电价总水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷，要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。
CNESA数据显示，2023年6月，全国共计19个省份的最大峰谷价差超过0.6元/KWh，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达到1.347元/KWh，海南省1.099元/KWh、湖北省 0.985 元/KWh、浙江省 0.970 元/KWh、吉林省 0.961元/KWh。
根据东海证券测算，目前，工商业储能系统单位成本约为2.01元/Wh，其中电芯成本为 1元/Wh，占比约 50%。以10MW的工商业储能项目为例进行计算，峰谷价差0.6元/KWh，项目的IRR约7.6%。
同时，碳酸锂等原材料价格下降带来的成本降价传导，也将客观上带来储能系统建设成本的降低，提高项目盈利能力。
华安证券在研究报告中指出，目前，电池级碳酸锂价格已稳定在30万元/吨以内，储能系统和EPC报价跟跌。经统计，上半年，2h储能系统和EPC的建造成本均价分别较2022年同期下跌近27%和11%。
根据东海证券进一步测算，若储能初始投资成本为1.8元/Wh、峰谷价差为1元/kWh，储能项目的IRR可达26.6%，静态投资回收期仅为3.4年，此时项目盈利能力显着提升、流动性风险大幅降低。
另一方面，政策端的光伏装机高增长也为储能发展提供市场空间。根据国家能源局此前的政策指引，2023-2025年，中国预计新增光伏装机容量约116.6GW、146.9GW和173.2GW，其中工商业光伏新增装机容量约33.6GW、42.0GW和50.4GW，户用项目光伏新增装机容量约28.5GW、31.4GW和34.5GW，大基地光伏新增装机容量约 54.4GW、73.5GW和88.2GW；同时，新增风电装机容量预计约 55.0GW、65.0GW和75.0GW。
7月24日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。
东吴证券预计，峰谷价差进一步拉大和补贴政策完善，将带动工商储能需求迸发，预计2023-2025年，国内的工商储能新增装机将达到4.1GW/15.9GWh，2022-2025年复合增长率超过150%。长期看，能源结构调整方兴未艾，虚拟电厂带来边际增量，工商储能空间广阔，预计到2030年新增装机容量可达100GWh+。
