2023儲能行業驅動因素、出海機遇及未來市場空間分析報告（21頁）.pdf

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1、2023 年深度行業分析研究報告 目目 錄錄 一、儲能裝機規模增勢強勁，中歐美為主要增量市場.5（一）全球儲能市場持續高速發展，中歐美新型儲能裝機合計約占 86%.5（二）國內儲能裝機增勢強勁，儲能項目招標熱度不減，中標價格有望逐步回暖.6 二、新能源削峰填谷需求、強制配儲及補貼政策、電力市場化改革等多要素驅動國內儲能快速發展.7（一）新能源裝機比重快速上升，消納與調峰需求帶動儲能規?？焖贁U大.7（二）強制配儲、補貼等政策催化儲能產業規?？焖僭鲩L.9 1.強制配儲政策.9 2.儲能投資補貼政策.11（三）我國電力市場化改革穩步前行，逐步構建儲能參與市場交易基礎，進一步優化儲能商業模式.12（四

2、）分時電價機制完善推動工商業戶儲發展元年，工商業戶儲迎來從 0 到 1 快速增長機遇.13 三、歐美裝機量高速增長，海外儲能發展帶動國內儲能出海.15（一）海外美國和歐洲引領儲能市場發展，美國以大儲為主，歐洲以戶儲為主.15 1.美國儲能產業發展依靠完善的儲能政策與電力市場驅動，裝機以大儲為主.16 2.俄烏沖突加劇推動能源價格高位波動，歐洲戶儲市場此前高增，德國是裝機主力地區.17（二）海外儲能發展帶動中國儲能電池出海，國內企業海外建廠搶占市場.18 四、未來市場空間廣闊，儲能景氣度上行.19（一）風光大基地建設持續升溫，引領儲能規模增勢.19（二）工商業、戶用儲能從 0 到 1 機遇，帶動

3、儲能新增裝機需求.21（三）多應用場景儲能需求高增，孕育千億級市場.22 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：2017-2022 年全球儲能裝機規模.5 圖表 2：2022 全球儲能裝機結構.5 圖表 3：2022 國內電力儲能市場累計裝機規模.6 圖表 4：2022.07-2023.06 國內儲能項目招標規模及中標價格.6 圖表 5：全國電力新增裝機結構.7 圖表 6：儲能參與新能源削峰填谷示意圖.8 圖表 7：儲能在不同應用場景下的作用.8 圖表 8：儲能產業相關重要政策.9 圖表 9：近期我國各地新能源配建儲能政策匯總.10 圖表 10：近期我國各地新能源配建儲能政策匯總.11 圖表 11：電力

4、市場化對儲能發展的促進作用.12 圖表 12：我國儲能參與電力市場政策梳理.13 圖表 13：我國各地分時電價政策梳理.14 圖表 14：2023 年 7 月我國一般工商業及大工業最大峰谷價差熱力圖（元/kWh）.15 圖表 15：2018-2022 美國各年儲能新增裝機容量（GWh）.15 圖表 16：聯邦政府 IRA 法案后 ITC 相關抵免政策.16 圖表 17：2016-2022 年美國居民平均零售電價.16 圖表 18：2022 年全球戶用儲能新增裝機規模區域分布.18 圖表 19：風電、光伏大基地裝機規模測算.20 圖表 20：風光大基地儲能裝機規模測算.20 圖表 21：工商業儲

5、能裝機規模測算.21 圖表 22：戶用儲能裝機規模測算.21 圖表 23：儲能市場規模測算.22 一一、儲能、儲能裝機規模增勢強勁裝機規模增勢強勁，中歐美為主要增量市場，中歐美為主要增量市場（一）（一）全球儲能市場持續高速發展全球儲能市場持續高速發展，中中歐美歐美新型儲能裝機合計新型儲能裝機合計約占約占 86%當前全球儲能市場持續高速發展當前全球儲能市場持續高速發展。自 2019 年開始，全球儲能累計裝機規模增速持續增長。根據 CNESA 統計，2022 年全球儲能累計裝機規模為 237.2 GW，同比增長 13%，新增裝機 27.8 GW，同比增長 52%。圖表圖表1：2017-2022 年

6、年全球儲能裝機規模全球儲能裝機規模 資料來源：CNESA，粵開證券研究院 中國、歐洲和美國引領全球儲能市場發展中國、歐洲和美國引領全球儲能市場發展。據 CNESA 統計，2022 年全球以電化學儲能為首的新型儲能累計裝機規模 45.7 GW，新增裝機規模為 20.4 GW，首次超過 20 GW。中國、美國、歐洲依舊是全球新型儲能的主要增量市場，2021 年中國、美國、歐洲新型儲能裝機合計占比約 80，2022 年約占全球市場的 86%，較 2021 年同期上升 6 個百分點。其中，我國 2022 年新增新型儲能裝機 7.3 GW，占全球市場總規模的 36%，居全球首位。圖表圖表2：2022 年

7、年全球儲能裝機全球儲能裝機結構結構 資料來源：CNESA，粵開證券研究院 0%4%8%12%16%20%050100150200250201720182019202020212022全球儲能累計裝機規模（GW)全球儲能新增裝機規模（GW)全球儲能累計裝機規模增速（%）中國中國,36.00%歐洲歐洲,26.00%類別名稱類別名稱,值值 澳大利亞澳大利亞,4.00%日本日本,3.00%東南亞東南亞,2.00%其他其他,4%（二）（二）國內儲能裝機增勢強勁，國內儲能裝機增勢強勁，儲能項目招標熱度不減，中標儲能項目招標熱度不減，中標價格價格有望有望逐步回暖逐步回暖 國內儲能裝機增勢強勁，裝機形式以國內

8、儲能裝機增勢強勁，裝機形式以大型儲能大型儲能為主。為主。據 CNESA 統計數據，截至 2022年底，我國已投運電力儲能項目累計裝機規模為 59.8 GW，年增長率 38%。抽水蓄能累計裝機占比為 77.1%，首次低于 80%。新型儲能規模高速發展，據國家能源局公布數據，截至 2023 年 6 月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模超過 17.33 GW/35.80 GWh，平均儲能時長 2.1 小時。2023 年 1-6 月，新投運裝機規模約 8.63 GW/17.72 GWh，相當于此前歷年累計裝機規?？偤?。國內裝機形式以大儲為主，據儲能與電力市場統計，2022 年我國新增投運的新型

9、儲能項目中，大儲裝機容量約占裝機增量的 90%。圖表圖表3：2022 國內國內電力儲能市場累計裝機規模電力儲能市場累計裝機規模 資料來源：CNESA，粵開證券研究院 儲能項目招標情況來看，儲能項目招標情況來看，近期國內近期國內儲能項目招標儲能項目招標回暖回暖。根據 CNESA 統計，2023 年1-6 月份國內儲能項目招標規模合計 18.3 GW/64.4 GWh。其中，儲能系統/電池系統/電芯招標量 33.8 GWh，占比達 52%。EPC 電站電站及儲能系統及儲能系統中標價格來看，中標價格來看，總體呈現企穩回暖趨勢總體呈現企穩回暖趨勢。EPC 電站中標價格在2022 年 9 月達到了 2.

10、05 元/Wh 的高峰，后受碳酸鋰原材料價格波動影響，中標價格波動向下，2023 年 5 月降至 1.61 元/Wh，6 月中標價格基本企穩，預期后期價格伴隨需求回暖有望回升。儲能項目招標量伴隨著價格波動和裝機旺季淡季輪動變化較大，總裝機量總體增長。圖表圖表4：2022.07-2023.06 國內儲能項目招標規模及中標價格國內儲能項目招標規模及中標價格 類別名稱類別名稱,1.0%類別名稱類別名稱,77.1%鋰電池鋰電池,94.0%類別名稱類別名稱,3.1%類別名稱類別名稱,1.2%類別名稱類別名稱,1.5%類別名稱類別名稱儲能儲能,0.1%類別名稱類別名稱,0.1%類別名稱類別名稱,0.1%新

11、型儲能新型儲能,21.9%資料來源：CNESA，粵開證券研究院 二、二、新能源削峰填谷需求、強制配儲及補貼政策、電力市場化新能源削峰填谷需求、強制配儲及補貼政策、電力市場化改革等改革等多要素驅動國內儲能快速發展多要素驅動國內儲能快速發展（一）（一）新能源新能源裝機裝機比重比重快速快速上升，上升，消納消納與與調峰需求調峰需求帶動儲能規?？鞄觾δ芤幠？焖贁U大速擴大 隨著我國“雙碳”目標進程，光伏、風電等可再生能源的入網比例大幅提高，新能隨著我國“雙碳”目標進程，光伏、風電等可再生能源的入網比例大幅提高，新能源消費比重上升是大勢所趨，新能源裝機容量大幅提升帶動儲能規?？焖贁U大源消費比重上升是大勢所

12、趨，新能源裝機容量大幅提升帶動儲能規?？焖贁U大。截至2023 年 6 月底，全國累計發電裝機容量約 27.1 億千瓦，同比增長 10.8%。其中，太陽能發電裝機容量約4.7億千瓦，同比增長39.8%；風電裝機容量約3.9億千瓦，同比增長13.7%。風光累積裝機容量占全國發電裝機的 31.8%，光伏發電超過水電成為我國僅次于火電裝機規模的第二大電源。2022 全年度，全國累計發電裝機容量約 25.6 億千瓦，其中，風電裝機容量約 3.7 億千瓦，太陽能發電裝機容量約 3.9 億千瓦。2023 年上半年風電、光伏新增裝機量分別為 23.77、78.06 GW，在全國新增裝機結構中占比逐步提升，風光

13、裝機景氣度高漲，預計下半年裝機量將持續增長。圖表圖表5：全國電力全國電力新增新增裝機結構裝機結構 資料來源：國家能源局，粵開證券研究院 01234567890.40.81.21.622.4招標量（GW）2小時儲能EPC中標報價（元/wh)2小時儲能系統平均報價（元/wh)0204060801001201402022年1-6月 2022年7-12月 2023年1-6月 發電裝機容量（GW）水電 火電 核電 風電 太陽能發電 隨著可再生能源裝機規模的不斷提升，輸出功率的頻繁變化，造成電壓波動和閃變、頻率波動等，由新能源的波動性、間歇性等技術缺陷產生的電力消納難、外送難、調峰難等問題亟待解決。儲能對

14、于新能源削峰填谷、調峰調頻、提升風、光消納水平、平抑功率波動、提高電網運行穩定性發揮著重要作用，能夠充當發電側和用電側之間的“緩沖”，使新能源發電曲線更為平滑，出力更為穩定、可控。儲能已成為構建“源網荷儲一體化”新型電力系統的重要組成部分和關鍵支撐。由于風光資源較好的新能源建設大省并網消納率低，國內市場仍主要由新能源電站消納與調峰需求帶動快速擴大，國內裝機主要在西北的新疆、甘肅、青海等地區。圖表圖表6：儲能參與新能源削峰填谷示意圖儲能參與新能源削峰填谷示意圖 資料來源：A review on peak load shaving strategies,Moslem Uddin et.al.，粵開

15、證券研究院 儲能在電源側、電網側及用戶側等不同用電環節均發揮重要作用。儲能在電源側、電網側及用戶側等不同用電環節均發揮重要作用。儲能技術可根據電力系統的需求進行應用，各環節都發揮著重要的作用。按照發電、輸送、使用節點可分為電源側、電網側和用戶側。根據中國電力企業聯合會公布的數據，2022 年電化學儲能電站新增裝機各應用場景中，電源側占比 49.24%，電網側占比 43.13%，用戶側占比7.63%。圖表7：儲能在不同應用場景下的作用儲能在不同應用場景下的作用 資料來源：儲能在高比例新能源電力系統中的應用及展望，張金平等?；涢_證券研究院（二二）強制配儲強制配儲、補貼等、補貼等政策政策催化催化儲能

16、產業規?？焖僭鲩L儲能產業規?？焖僭鲩L 政策引領，政策引領，頂層設計頂層設計驅動儲能產業蓬勃發展。驅動儲能產業蓬勃發展。目前我國儲能產業市場化仍在探索中，政策驅動在儲能產業的發展中發揮了重要作用?！笆濉币詠?，我國儲能產業戰略定位逐漸明確，發展路徑逐步成型。相關總體規劃提出了十三五“商業化初期”、十四五“規?；l展”的重要階段性目標，并強調儲能產業“市場化發展”的工作重點。在“雙碳”目標引領下，我國出臺了關于儲能的總體規劃、新能源強制配儲、電力市場改革、補貼政策、電價機制完善等系列政策。這些政策確立了儲能產業的階段性目標，奠定了技術方案、應用領域和參與主體的發展基調，并通過市場化機制的規劃，為

17、儲能產業發展保駕護航。1.強制配儲政策強制配儲政策 從從 2021 年以來已有年以來已有 20 余個省市相繼提出了新能源強制配儲政策，配儲比例要求大余個省市相繼提出了新能源強制配儲政策，配儲比例要求大多在多在 10%-20%，配儲時長多要求在，配儲時長多要求在 2 h 以上。以上。2021 年，國家發改委、能源局印發關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知，鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率 15%的掛鉤比例(時長 4 h 以上)配建調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。后各省市相繼出臺相關新能源配儲要求，且配

18、置比例和時長呈增加趨勢，尤其是在青海、內蒙古、新疆、山東等地區，部分項目配置比例要求達到 30%。圖表圖表8：儲能儲能產業相關重要政策產業相關重要政策 資料來源：政府公開信息，粵開證券研究院 圖表圖表9：近期我國各地新能源配建儲能政策匯總近期我國各地新能源配建儲能政策匯總 文件時間文件時間 地區地區 政策文件或名稱政策文件或名稱 配儲比例配儲比例 配 儲 時 間配 儲 時 間（小時）（小時）2023/01/12 西藏 關于促進西藏自治區光伏產業高質量發展的意見 20%4 2022/12/29 江西吉安 吉安市碳達峰實施方案 鼓勵合理配儲-2022/12/21 山東 2022 年市場化并網項目名

19、單 20%-40%2-4 2022/12/19 內蒙古 內蒙古自治區人民政府辦公廳關于印發自治區支持新型儲能發展若干政策（2022-2025 年）的通知 15%2 2022/12/16 甘肅隴南 隴南市“十四五”第二批風光發電項目競爭性配置公告 15%2 2022/12/06 四川 四川省電源電網發展規劃（2022-2025 年）10%2 2022/12/01 吉林 吉林省新能源產業高質量發展戰略規劃 2022-2030 年 15%2 2022/11/02 貴州 關于公開征求關于推動煤電新能源一體化發展的工作措施（征求意見稿）意見建議的公告 不低于新能源裝機規模10%，對新建未配儲 2 202

20、2/10/21 河南 關于下達 2022 年風電、光伏發電項目開發方案 20%-25%2-4 2022/09/19 寧夏 寧夏回族自治區碳達峰實施方案 10%2 2022/07/21 云南大理 貫徹落實加快光伏發電發展若干政策措施的實施意見-2022/07/08 廣東肇慶 肇慶市促進光伏項目發展若干措施（征求意見稿）10%-2022/05/13 遼寧 遼寧省 2022 年光伏發電示范項目建設方案公開征求意見建議的公告 15%3 2022/03/31 江蘇 關于開展 2022 年光伏發電市場化并網項目開發建設工作的通知 8%-10%2 2022/03/29 福建 關于組織開展 2022 年集中式

21、光伏電站試點申報工作的通知 試點項目 10%，其他15%2-4 2022/03/16 河北 屋頂分布式光伏建設指導規范（試行）-文件時間文件時間 地區地區 政策文件或名稱政策文件或名稱 配儲比例配儲比例 配 儲 時 間配 儲 時 間（小時）（小時）2022/03/04 新疆 服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引 25%4 2022/01/28 廣西梧州 關于規范我市風電光伏新能源產業發展 10%-2022/01/11 上海 金山海上風電廠一期項目競爭配置工作方案 20%（海風）4 2022/01/05 海南 2022 年度海南省集中式光伏發展平價上網項目工作通知 10%2 2021/12

22、/01 杭州 杭州臨安“十四五”光伏發電規劃（2021-2025 年）10%-20%2 2021/10/13 湖南 關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 5%光電、15%風電 2 資料來源：政府公開信息，粵開證券研究院 2.儲能投資儲能投資補貼補貼政策政策 補貼政策推動補貼政策推動儲能項目加速落地儲能項目加速落地。除了各地要求強制配儲外，各省份也出臺了相關的建設補貼政策，補貼方式主要以容量補貼、放電量補貼和投資補貼為主，補貼方向主要包括與分布式光伏結合、節能技改、低碳減排以及產業落地等項目。據不完全統計，僅 2023 年度上半年，全國已推出了 20 余項項儲能補貼相關政策，涉及包括浙江、

23、廣東、福建、重慶在內等 17 個城市。各地補貼政策直接激勵產業擴大生產，促進了儲能項目投資運營。其中，浙江、廣東的補貼政策數量位列前二，兩地對儲能的扶持力度較大。短期內補貼可以為儲能電站補充一定收益，但長期來看仍需要有市場化機制保障電短期內補貼可以為儲能電站補充一定收益，但長期來看仍需要有市場化機制保障電站盈利，如缺乏市場機制引導儲能盈利，補貼政策激勵有限。站盈利，如缺乏市場機制引導儲能盈利，補貼政策激勵有限。對于“新能源（風電、光伏等）+儲能”項目來說，尤其是“分布式光伏+儲能”項目，需要整體考慮光伏增加儲能設備后，補貼的費用是否能覆蓋成本增加的問題。良好的頂層設計和產業政策有助于促進我國儲

24、能產業不斷提升技術性能水平，提高生產制造能力，推進持續的研發投入，合理布局新興技術，優化產業鏈發展生態，提升在全球市場競爭中的優勢。圖表圖表10：近期我國各地新能源配建儲能政策匯總近期我國各地新能源配建儲能政策匯總 地區地區 補貼金額補貼金額 主要內容主要內容 浙江樂清 0.89 元/kWh 現有電價基礎上補貼 0.89 元/千瓦時。江蘇南京 0.2 元/kWh 500kWh 以上光儲充放設施，運營補貼 0.2 元/kWh。廣東佛山順德 10-30 萬 順德購買儲能設備，一次性補助 10-30 萬不等。遼寧沈陽 投資額的 10%光儲充示范站按投資的 10%獎勵，最高 50 萬元/座。廣東廣州

25、削峰 5 元/kWh、填谷 2 元/kWh 削峰填谷補貼費用=有效響應電量補貼標準響應系數，削峰補貼最高 5元/kWh，填谷補貼最高 2 元/kWh。天津 1.2-2 元 削峰填谷響應能力不低于 500 千瓦，填谷需求響應固定補貼 1.2 元/kWh、競價補貼 1.2-2 元/kWh，削峰需求響應一般采用固定補貼價格模式。陜西西安 最高不超過 50 萬 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期間不低于 1 兆瓦時的儲能系統，按照儲能設備實際投資額的 20%給予投資企業補助，最高不超過 50 萬。浙江義烏 0.25 元/kWh 根據峰段實際放電量給予儲能運營主體 0.2

26、5 元/千瓦時的補貼、補貼兩年。安徽合肥 0.3 元/kWh 對裝機容量 1 兆瓦時及以上的新型儲能電站，自投運次月起按放電量給予投資主體不超過 0.3 元/千瓦時補貼，連續補貼不超過 2 年，同一企業累計 地區地區 補貼金額補貼金額 主要內容主要內容 最高不超過 300 萬元。江蘇蘇州 0.3 元/kWh 光伏項目配置儲能設施，2022 年 1 月 1 日后并網、且接入園區碳達峰平臺的儲能項目，對項目投資方按項目放電量補貼 0.3 元/千瓦時，補貼 3 年。浙江 200 元/kW、180 元/kW、170 元/kW 調峰項目（年利用小時數不低于 600 小時）給予容量補償，補償標準逐年退坡，

27、補貼期暫定 3 年（按 200 元、180 元、170 元/千瓦 年退坡）。寧夏 0.8 元/kWh 2022、2023 年度，給予儲能試點項目 0.8 元/千瓦時調峰服務補償，每年調用完全充放電次數不低于 300 次，并在輔助服務市場中不考慮價格排序，優先調用儲能試點項目。北京朝陽 不超過總投資的20%不超過總投資的 20%的儲能項目補貼。安徽蕪湖 0.3 元/kWh 0.3 元/千瓦時補貼，最高補貼 100 萬元。2023 年 12 月 31 日前投產的項目，單個項日補貼年限為 5 年。廣西南寧 0.1 元/Wh 給予實現銷售的動力及儲能電池補貼 0.1 元/Wh。補貼總銷量上限為115.

28、5GWh，即最高補貼金額為 115.5 億元。補貼執行日期為 2022 年 4 月 1日至 2026 年 12 月 31 日。廣東深圳 福田區 0.5 元/kWh 對已并網投運且實際投入 100 萬元以上的電化學儲能項目按照實際放電量，給予不超過 0.5 元/千瓦時的支持，每個項目支持期限為 3 年，同一項目支持不超過 200 萬元。資料來源：政府公開信息，粵開證券研究院（三）我（三）我國電力市場化改革穩步前行國電力市場化改革穩步前行，逐步，逐步構建儲能參與市場交易構建儲能參與市場交易基礎基礎，進一步優化儲能商業模式，進一步優化儲能商業模式 從歐美發展經驗上來看，電力現貨市場改革和機制完善是營

29、造儲能發展良好環境的重要因素。電力市場化而不是統一定價更有利于激發儲能的商業需求和發展。電力市場化是儲能在電網、電源、用戶側發揮多重作用的長效手段，創造盈利空間真正推動產業發展。圖表圖表11：電力市場化對儲能發展的促進作用電力市場化對儲能發展的促進作用 資料來源：艾瑞咨詢、粵開證券研究院 隨著我國電力市場的改革進程，初步構建了儲能參與電力市場交易的基礎。隨著我國電力市場的改革進程，初步構建了儲能參與電力市場交易的基礎。盈利難題不能通過市場化機制解決是儲能發展面臨的最大困境。對于儲能電站來說，大部分補貼明確有補償的期限以及補償最高限額。但儲能電站在 10-15 年的運營期內如何盈利，仍舊得依靠市

30、場機制。國內也正加快出臺政策，通過進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，才能提升新型儲能利用水平，引導行業健康發展。2022 年 11 月 25 日，國家能源局發布 電力現貨市場基本規則（征求意見稿），首次在全國層面提及推進電力現貨市場，推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。各地按照國家總體部署，也在結合自身實際需要探索建立市場化機制。圖表圖表12：我國儲能參與電力市場政策梳理我國儲能參與電力市場政策梳理 單位單位/部門部門 時間時間 文件名稱文件名稱 主要主要內容內容 廣東省能源局 2023 年 6 月 廣東省新型儲能

31、參與電力市場交易實施方案（征求意見稿）獨立儲能可作為獨立主體參與電力市場交易。河南能源監管辦 2023 年 7 月 河南新型儲能參與電力調峰輔助服務市場規則（試行）新型儲能參與電力調峰輔助服務。國家能源局 2023 年 1 月 2023 年能源監管工作要點 不斷引導虛擬電廠、新型儲能等新型主體參與系統調節。國家能源局 2022 年 11 月 電力現貨市場基本規則（征求意見稿）推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易；儲能等納入電力調度機構調度管轄范圍的市場主體。國家發改委、國家能源局 2022 年 6 月 關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知

32、 新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場；鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與電力市場；充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務，由相關發電側并網主體、電力用戶合理分攤；適度拉大峰谷價差，為用戶側儲能發展創造空間；建立電網側儲能價格機制，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等。國家發改委、國家能源局等部門 2022 年 6 月“十四五”可再生能源發展規劃 創新儲能發展商業模式，明確儲能價格形成機制，鼓勵儲能為可再生能源發電和電力用戶提供各類調節服務。國家發改委 2021 年 7 月 國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知 發揮分時電價信號作用，服務以新能源為主體的新型電力系統建設。鼓勵

33、工商業用戶通過配置儲能、開展綜合能源利用等方式降低高峰時段用電負荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本。資料來源：政府公開信息，粵開證券研究院（四）（四）分時電價機制分時電價機制完善完善推動推動工商業戶儲發展元年，工商業戶儲工商業戶儲發展元年，工商業戶儲迎迎來從來從 0 到到 1 快速增長快速增長機遇機遇 近年來，政策推動國內工商業分時電價機制完善，電價市場化程度持續提升，工商近年來，政策推動國內工商業分時電價機制完善，電價市場化程度持續提升，工商業、用戶側儲能在部分省份已實現優良經濟性。業、用戶側儲能在部分省份已實現優良經濟性。2021 年 7 月，發改委發布關于進一步完善分時電

34、價機制的通知，提出完善分時電價機制，引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納，為構建以新能源為主體的新型電力系統、保障電力系統安全提供保障，自通知印發以來，全國各省區市積極出臺相關政策進行分時電價改革。各省市分時電價機制日益完善。圖表圖表13：我國我國各地各地分時電價分時電價政策梳理政策梳理 時間時間 省市省市 文件名文件名 時段劃分時段劃分 峰平谷電價比峰平谷電價比 2023.07.19 遼寧省 遼寧省發改委 關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知 按照夏季、冬季和其他季節分別劃分尖峰、平段、低谷。尖峰、高峰、平時、低谷時段電價比為 1.875:1.5:1:0.5，即高峰、低谷價

35、格在平段分別上下浮動 50%，尖峰價格相對高峰上浮 25%。2023.06.27 貴州省 關于完善峰谷分時電價機制有關事項的通知 按每日 24 小時分為高峰、平段、低谷三段各 8 小時 峰段電價以平段電價為基礎上浮 60%、谷段電價以平段電價為基礎下浮 60%。2023.05.24 江蘇省 關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知 按照夏季、冬季和其他季節分別劃分尖峰、平段、低谷 夏、冬兩季尖峰電價，統一以峰段電價為基礎，上浮 20%。2023.05.23 廣東省 廣東省發改委轉發 關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知 全省統一劃分峰谷分時電價時段，分為尖峰、高峰、平段、低谷四段

36、尖峰電價 1.719 元/度，高峰電價 1.381 元/度，平段電價 0.823 元/度，低谷電價 0.330 元/度 2023.05.17 安徽省 安徽省發改委 關于完善迎峰度夏（冬）期間用電峰谷時段劃分等有關事項的通知（征求意見稿）按照夏季、冬季和其他季節分別劃分尖峰、平段、低谷?！肮ど虡I及其他用電”類別的用戶，平段價格扣除政府性基金附加、新增損益及輔助服務費后，低谷電價下浮 58.8%，每年季節性高峰期間（1 月、7 月、8 月、9 月、12 月）高峰電價上浮 81.3%，其他月份高峰電價上浮 71%2023.05.15 北京市 關于進一步完善本市分時電價機制等有關事項的通知（征求意見稿

37、）分為高峰、平段、低谷三段各 8 小時 一般工商業用電峰平谷電價比 1.8:1:0.3，即高峰價格相對平段上浮80%，低谷價格相對平段下浮70%。大工業用電峰平谷電價比例為 1.6:1:0.4。尖峰電價相對高峰上浮 20%。2023.05.13 重慶市 關于建立居民分時電價機制的通知 分為高峰、平段、低谷三段各 8 小時 高峰在平段電價基礎上提高 0.10 元/千瓦時，低谷在平段電價基礎上降低 0.18 元/千瓦時。2022.12.16 上海市 關于進一步完善我市分時電價機制有關事項的通知 按照夏季、冬季和其他季節分別劃分高峰、平段、低谷。一般工商業及其他兩部制、大工業兩部制用電夏季（7、8、

38、9 月）和冬季（1、12 月）高峰段電價較平段上浮 80%，低谷電價較平段下浮 60%，尖峰時段較高峰上浮 25%。2022.12.06 河北省 河北省發改委 關于明確居民峰谷分時電價政策的通知 峰段 8:00 22:00 時；谷段22:00 次日 8:00 時 電壓等級滿1千伏的，第一檔峰段電價0.55元/kWh、谷段 0.30 元/kWh；等級為 1-10 千伏的，第一檔峰段 0.50 元/kWh、谷段 0.27 元/kWh。第二、三檔峰、谷電價分別在第一檔上加價 0.05 元、0.30 元。2022.11.07 河南省 河南省發改委 關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知 全年峰谷時段

39、按每日 24 小時分為高峰、平段、低谷三段各 8 小時 峰平谷電價比 1.64:1:0.41，峰段較平段上浮 64%、谷段較平段下浮 59%。2022.10.31 江西省 江西省發改委 關于完善分時電價機制有關事項的通知 按照夏季、冬季和其他季節分別劃分尖峰、平段、低谷。高峰電價上浮 50%，尖峰時段較高峰上浮 20%，低谷時段電價下浮 50%。資料來源：政府公開信息，粵開證券研究院 工商業儲能及戶儲方向有望后來居上，成為新的黃金賽道。工商業儲能及戶儲方向有望后來居上，成為新的黃金賽道。根據北極星儲能網數據，2023 年 7 月全國 12 個省份的一般工商業及大工業最大峰谷價差超過了 0.9

40、元/kWh，前三名分別是廣東省、海南省和湖南省，其中廣東?。ㄖ槿俏迨校┑姆骞葍r差最大，達到 1.4159 元/kWh，超過海南省約 0.13 元/kWh。在分時電價機制下，國內各地峰谷價差逐步拉大，工商業儲能系統可通過谷時充電、峰時用電，為用戶節省電費支出，拓寬工商業儲能盈利空間，推動了工商業儲能發展。工商業用戶側儲能在部分省份已實現優良經濟性，若只考慮價差套利，基本 6 年左右可收回成本。受益于電力市場化改革縱深推進，負荷側作為造成電力系統波動性主體之一，正按照市場化機制逐漸承擔相應的成本。圖表圖表14：2023 年年 7 月我國一般工商業及大工業最大峰谷價差熱力圖（元月我國一般工商業及大

41、工業最大峰谷價差熱力圖（元/kWh）資料來源：北極星儲能網，粵開證券研究院 三、三、歐美歐美裝機量裝機量高速增長，高速增長，海外儲能發展帶動國內儲能出海海外儲能發展帶動國內儲能出海（一）（一）海外海外美國美國和歐洲和歐洲引領儲能市場發展，引領儲能市場發展，美國以大儲為主，歐洲美國以大儲為主，歐洲以戶儲為主以戶儲為主 美國美國 2021 年起儲能新增裝機容量呈指數增長。年起儲能新增裝機容量呈指數增長。受鼓勵政策及完善電力市場推動，近年來美國儲能市場高速發展，2021 年美國新增儲能裝機規模為 10.89 GWh，同比增長389%。2022 年新增裝機規模 12.12 GWh，2018 年-202

42、2 年復合增速 96.5%。圖表圖表15：2018-2022 美國各年儲能新增裝機容量（美國各年儲能新增裝機容量（GWh）資料來源：Wood Mackenzie、ACP、EESA，粵開證券研究院 0246810121420182019202020212022儲能新增裝機容量（GWh）戶用儲能新增裝機容量（GWh）1.美國儲能產業發展依靠美國儲能產業發展依靠完善的儲能政策與電力市場驅動，裝機以大儲為主完善的儲能政策與電力市場驅動，裝機以大儲為主 美國儲能政策較為完善，美國儲能政策較為完善，政策驅動政策驅動是早期市場增長的是早期市場增長的主要主要動力。動力。聯邦政府層面主要依靠目標規劃、補貼稅優等

43、政策拉動。2022 年 8 月，美國政府出臺 通脹削減法案（IRA法案），該法案首次將獨立儲能也納入補貼范圍，對于滿足條件的儲能項目，提升稅收抵免比例，包括基礎抵免和額外抵免等部分。另外，針對戶儲，太陽能投資稅減免 ITC 還可以疊加自發電激勵計劃 SGIP 使用，以加州為例，補貼力度約為$2/Wh，儲能經濟性進一步增強。圖表圖表16：聯邦政府聯邦政府 IRA 法案后法案后 ITC 相關抵免政策相關抵免政策 資料來源：IRA法案，粵開證券研究院“新能源“新能源+儲能儲能”正成為美國新增電力裝機主力正成為美國新增電力裝機主力，分布區域高度集中在加州等地區。分布區域高度集中在加州等地區。美國儲能的

44、分布區域方面高度集中，2021 年新增裝機量排名前三的區域為加州、德州和佛羅里達州，三個區域合計占比超 80%。受光伏高滲透率影響，加州區域電網特征呈現明顯的鴨形曲線，在日落后，其他發電方式需要的供電量會快速上升，約在傍晚中間到達最高峰。高光伏滲透率催生了新的峰谷差，光伏配儲可獲得顯著的價差套利收益，因此加州等地區多采用“光伏+儲能”發展形式。受高電價影響，美國戶儲近年來的比例逐受高電價影響，美國戶儲近年來的比例逐步提升。步提升。不斷上漲的電價也刺激著居民的戶儲裝機需求。據 EESA 統計，2016-2022 年間美國的居民平均用電價格從 12.55 美分/kWh 上漲到了 15.12 美分/

45、kWh。各年戶外儲能的新增裝機量也從 2018 年的 0.19 GWh 增長到了 2022 年的 1.5 GWh，增長 692.6%。圖表圖表17：2016-2022 年年美國美國居民平均零售電居民平均零售電價價 資料來源：CESA，粵開證券研究院 電力電力市場市場給予給予美國大儲具有獨立市場地位，美國大儲具有獨立市場地位，儲能儲能可參與多種交易?？蓞⑴c多種交易。美國通過系列政策確立了儲能電站的市場主體地位，可參與電能量市場。同時降低準入門檻，小容量的儲能系統也能參與到電力市場中。完善電力市場交易體系，明確儲能參與各類輔助服務的收益結算方式，確認回報機制。目前，美國大儲的收益渠道包括現貨電力市

46、場套利、輔助服務市場等。我國近年來也在逐步推動電力市場的改革，儲能可作為獨立主體參與到電力市場交易中，將會對儲能的發展有較大的促進作用。美國大儲集成商以本土美國大儲集成商以本土企業企業為主，為主，中國中國電池廠商電池廠商作為配套企業作為配套企業參與美國市場參與美國市場。美國大儲集成商以本土廠商為主，集中度相對較高，Fluence、NextEra Energy、Tesla、Powing等市占率排名靠前，2021 年按功率容量排序儲能集成商 CR3 份額占比 40%以上。目前，美國市場對于單項目定制化的需求增高，擁有提供定制化解決方案能力的集成商在逐漸崛起，也拉動了一批大儲集成商新進入者。美國大儲

47、項目盈利能力強、業績兌現度高，但市場保護主義甚于歐洲，進入壁壘較高，因此國內企業難以參與到美國大儲項目的直接項目投資和 EPC 建設運營等下游環節，多以電池、逆變器等供應參與到上游環節中。而集成商是儲能設備采購、設備組裝的最終環節，因此也是國內企業參與到美國儲能市場的重要入口。國內龍頭企業受益于與頭部集成商合作、早期海外工廠布局表現亮眼。2.俄烏沖突加劇推動能源價格高位波動，歐洲戶儲市場俄烏沖突加劇推動能源價格高位波動，歐洲戶儲市場此前此前高增，德國是裝機高增，德國是裝機主力主力地區地區 隨著能源價格高企，歐洲家庭用戶電價顯著高于戶用光儲度電成本，形成裝機動力。此外，歐洲光伏配置家用儲能系統的

48、平準化度電成本不斷下降，進一步推動歐洲戶儲發展。據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會（CESA）統計數據，2022 年戶用儲能累計裝機規模約 17.6 GW，同比增長約 68%。按照 2022 年的戶用儲能新增裝機規模區域分布占比來看，全球戶用儲能主要集中在德國、美國、日本、意大利和澳大利亞等國家，其中德國占比最高。上述 5 國的新增裝機合計為 5.45 GW/10.79 GWh，約占全球戶用儲能新增裝機的 77%/72%，合計占比超過 70%。然而，相比 2022 年，2023 年歐洲戶儲可能面臨短暫“縮水”，由于暖冬天氣比及天然氣儲備上升影響，歐洲居民電價有望探頂回落。因此，歐洲光儲系

49、統經濟性減弱，下游需求相應回落，另外伴隨著補貼政策的退坡，受政策刺激的市場可能萎縮，防范歐洲居民電價高位回落及戶儲裝機進程放緩帶來的相關公司業績波動風險。-2.00%0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%02468101214162016201720182019202020212022居民平均零售電價（美分/KWh)增速 圖表圖表18：2022 年全球戶用儲能新增裝機規模區域分布年全球戶用儲能新增裝機規模區域分布 資料來源：CESA，粵開證券研究院 政策方面，歐洲出臺了大量的儲能促進政策。政策方面，歐洲出臺了大量的儲能促進政策。2022 年，歐盟提出“Fit

50、 for 55”、“REPowerEU”等可再生能源發展計劃。在新能源發展目標的激勵下，歐洲各國開始制定儲能發展規劃，其中，希臘和意大利亞分別提出到 2030 年安裝 6 GW 和 3 GW 電池儲能的規劃。在財政上也出臺了相應的補貼政策。2022 年 12 月，德國通過了2022 年年度稅法，規定 2023 年起，安裝不超過 30 kW 屋頂光伏的單戶住宅和商業物業發電收入免除所得稅。電力市場改革方面，歐洲相較美國仍任重道遠。歐洲儲能參與電力市場存在主體地電力市場改革方面，歐洲相較美國仍任重道遠。歐洲儲能參與電力市場存在主體地位不明、輔助服務市場化低等阻礙。位不明、輔助服務市場化低等阻礙。以

51、德國為例，儲能獨立市場地位至今仍未明確，雙重征稅影響項目經濟性，且雙重身份導致其項目審批效率較低，削弱了大型儲能發展趨勢。儲能參與輔助服務方面，歐美對儲能電站容量的門檻相較美國更高，并且收益更低，以英國為例，儲能參與輔助服務以固定頻率月度招標，按投標價格進行結算，而美國儲能參與調頻輔助服務可以以較低的報價中標，但是以出清價格而非報價進行結算，因此收益更高。電力市場改革的滯后性限制了其儲能的發展。結合歐美發展儲能的經驗和趨勢來看，儲能發展受到政策、電力市場、技術等多重因素的驅動，其中政策支持對儲能早期發展具有顯著的加速作用，而電力市場的改革和其中政策支持對儲能早期發展具有顯著的加速作用，而電力市

52、場的改革和電價機制的完善是真正能夠讓儲能參與交易獲利的核心要素。新能源電價機制的完善是真正能夠讓儲能參與交易獲利的核心要素。新能源+儲能的模式較為儲能的模式較為典型，未來有望通過降本增效進一步提升其經濟性。典型，未來有望通過降本增效進一步提升其經濟性。隨著歷史項目累積及市場需求的變化，大型儲能仍占據重要比例但增速有所放緩，后期規劃電站如期建設有望進一步擴大大型儲能規模；工商業儲能及戶儲方向有望后來居上，成為新的黃金賽道。（二二）海外儲能發展帶動中海外儲能發展帶動中國國儲能電池出海，儲能電池出海，國內企業國內企業海外建廠搶海外建廠搶占占市場市場 儲能電池出海大勢所趨，海外市場是國內企業第二增長點

53、。儲能電池出海大勢所趨，海外市場是國內企業第二增長點。歐美市場景氣度高，項目盈利能力強，業績兌現度高，也是國內企業重點關注的海外市場。此前歐美市場多采用三元鋰路線，主要由日韓企業供給；近年來由于磷酸鐵鋰容量性能提升及安全性、經濟性優勢凸顯，轉而關注磷酸鐵鋰方向。受益于磷酸鐵鋰在儲能系統占比提升，國內企業利用產業鏈優勢，紛紛加快海外市場的開發，國內優質電池、儲能集成企業在美國頻 傳訂單捷報。其中，多家國內企業為了滿足客戶需求和本地化供應，正尋求海外投資建廠或已經進行海外建廠布局。2022 年 10 月 18 日，寧德時代與美國分布式光伏+儲能開發運營商 Primergy Solar LLC 達成

54、協議，為 Gemini 光伏+儲能項目獨家供應電池，項目規劃儲能系統 1.416 GWh。2023 年 6 月 14 日，億緯鋰能與美國儲能集成商 Powin 簽署10GWh 方形鐵鋰電池的供貨協議；6 月 15 日，億緯鋰能與美國工商業儲能供應商American Battery Solutions 簽署 13.4 GWh 方形鐵鋰電池的供貨協議。2023 年 3 月，寧德時代與電池儲能項目開發公司 HGP 達成 450 MWh 電池儲能項目供貨協議，并將持續合作推動 5 GWh 公用事業級和分布式儲能項目展開。與此同時，隨著部分海外政策加大對與此同時，隨著部分海外政策加大對儲能產品本地化的要

55、求儲能產品本地化的要求，國內儲能領域企業正，國內儲能領域企業正加速在海外市場的本土化布局加速在海外市場的本土化布局。其中，2023 年 5 月，派能科技宣布旗下子公司與意大利公司 Energy S.p.A 將共同投資建設儲能工廠，用于制造派能科技儲能產品，標志著其歐洲本地化生產的開端。從業績表現來看，部分企業在國外儲能市場的毛利率相較國內更高。據派能科技發布的 2022 年年報，派能科技 2022 年境外營收達到 57.14 億元，同比增長 242.37%，境外毛利率 34.99%，明顯高于境內毛利率 13.91%。據南都電源 2022 年年報，國外業務毛利率為 13.35%，國內毛利率為 3

56、.36%。建議可關注布局海外市場且海外業務毛利率較高的公司。伴隨著歐美制裁形勢加劇，伴隨著歐美制裁形勢加劇，可關注布局匈牙利等政治友好型可關注布局匈牙利等政治友好型海外市場海外市場的相關標的。的相關標的。匈牙利地處歐洲中心地帶區位優勢突出，產業配套好，周邊地區原材料豐富，輻射國家較多，在當地建廠便于及時響應客戶需求。此外匈牙利政治友好成為國內企業將其作為進軍歐美市場據點的重要原因。據 2023 年 6 月 8 日億緯鋰能發布公告稱，其全資孫公司 EVE Power Hungary Kft.擬以自有及自籌資金在匈牙利投資大圓柱電池項目。加拿大、加拿大、澳大利亞澳大利亞等新興海外市場等新興海外市場

57、快速成長快速成長。歐美儲能市場受本土保護政策、供應鏈短缺以及歷史累積裝機較多的影響，一方面進入壁壘較高，另一方面規模增速較前期已經有所放緩。而加拿大、澳大利亞等國家正大力推進儲能發展，預期在未來幾年內裝機規模將有較高增長。2023 年 3 月 28 日，加拿大正式實施可再生能源 30%ITC 補貼政策，在光儲方面，光儲裝機可獲得 30%的稅收抵免，本土制造可獲得額外 30%PTC 補貼。澳大利亞是戶用光伏大國，住宅屋頂光伏安裝率超過 32%，根據 Sunwiz 統計，2022 年澳大利亞共戶儲新增裝機容量 589 MWh，2022 年底全國戶儲累計裝機 1.92 GWh。據 IEA測算，澳大利

58、亞戶用光伏到 2025 年累計裝機規模約為 23.1 GW。按照 15%配儲比例及2h 配儲時長測算，2025 年澳大利亞戶儲累計裝機有望達 6.93 GWh。未來伴隨著歐美制裁形勢逐步嚴峻，建議關注布局新興市場（加拿大、澳大利亞）和政治友好型海外市場的相關標的。四四、未來市場空間廣闊，儲能景氣度上行未來市場空間廣闊，儲能景氣度上行 中國電力市場需求增大和非化石能源發電裝機量的容量和比例不斷增加給儲能的市中國電力市場需求增大和非化石能源發電裝機量的容量和比例不斷增加給儲能的市場擴容帶來更多發展空間場擴容帶來更多發展空間。根據中電聯發布的 電力行業“十四五”發展規劃研究 預測，2023 年全社會

59、用電量預計將增長 6%，到 2025 年全社會用電量 9.5 萬億千瓦時，年均增速 5%。從風光大基地、工商業及戶用儲能規?？臻g進行測算。（一）（一）風光大基地建設持續升溫風光大基地建設持續升溫，引領儲能規模增勢，引領儲能規模增勢 我們我們測算測算，截至，截至 2025 年底，風電累計裝機規模有望年底，風電累計裝機規模有望達達 540 GW，光伏累計裝機規模，光伏累計裝機規模有望有望超超 690 GW。我國提出 2025 年非化石能源占一次能源消費比重達到 20%、2030 年達到 25%，因此按照該比例進行測算。假設：（1）2025 年，非化石能源占一次能源消費比重為 20%。（2）參考 2

60、017-2022 年我國 一次能源消費總量年均復合增長率為 5.3%，2022 年增速為 7.6%，假設 2023-2025 年我國一次能源消費總量增長率分別為 7%、5%和 4.5%。1 萬噸標煤約等于發電量 0.32 億千瓦時。（3）2025 年各類電源利用小時數與 2022 年一致。（4）當前我國水電開發已進入中后期，2022 年水電發電量 1%，因此假設 2023-2025 年水電發電復合增速為 1.4%。2022年核電發電量增速3%，假設核電發電復合增速為4.0%。風電發電量2022年增速為16.2%，假設 2023 年風電發電量增速為 19%，2024-2025 年增速為 15.0

61、%。圖表圖表19：風電、光伏大基地裝機規模風電、光伏大基地裝機規模測算測算 2022 2023e 2024e 2025e 一次能源消費總量(萬噸標煤)46.6 49.9 52.4 54.8 非化石能源占比 17.50%18.50%19.15%20.00%非化石能源消費總量（萬噸標煤)8.16 9.22 10.03 10.95 非化石能源發電總量（億千瓦時)31443.0 35544.7 38662.7 42199.9 水電發電量(億千瓦時)13522.0 13711.3 13903.3 14097.9 核電發電量(億千瓦時)4177.8 4344.9 4518.7 4699.5 風電發電量(億

62、千瓦時)7626.7 9075.8 10437.1 12002.7 光伏發電量(億千瓦時)4272.7 6497.5 7792.6 9288.3 生物質發電量(億千瓦時)1824.0 1915.2 2011.0 2111.5 水電利用小時(h)3270 3270 3270 3270 核電利用小時(h)7616 7616 7616 7616 風電利用小時(h)2221 2221 2221 2221 光伏利用小時(h)1337 1337 1337 1337 水電裝機規模(億千瓦)4.14 4.19 4.25 4.31 核電裝機規模(億千瓦)0.56 0.57 0.59 0.62 風電裝機規模(億千

63、瓦)3.65 4.09 4.70 5.40 光伏裝機規模（億千瓦)3.93 4.86 5.83 6.95 資料來源：國家統計局，國家能源局，粵開證券研究院 據測算據測算，2023-2025 年風光大基地配儲新增裝機規模合計為年風光大基地配儲新增裝機規模合計為 63 GW/126 GWh。截至2025 年底，風電累計裝機規模有望達到 540 GW，光伏累計裝機規模有望超 690 GW。根據各地出臺的新能源配置政策，儲能配置比例在 10-20%之間，假設 2023-2025 年新增儲能裝機規模配置比例分別為 10%，13%，16%。儲能時長為 2 小時。圖表圖表20：風光大基地儲能裝機規模風光大基

64、地儲能裝機規模測算測算 2023e 2024e 2025e 風電新增裝機規模(GW)43.19 61.30 70.49 光伏新增裝機規模(GW)93.37 96.87 111.87 儲能配備比例 10%13%16%儲能時長（h）2 2 2 風光大基地配儲新增裝機（GW）13.66 20.56 29.18 風光大基地配儲新增裝機（GWh）27.31 41.12 58.35 合計 63 GW/126 GWh 資料來源：粵開證券研究院 （二）（二）工商業工商業、戶用、戶用儲能儲能從從 0 到到 1 機遇機遇，帶帶動動儲能儲能新增新增裝機裝機需求需求 經測算經測算，2025 年年全國工商業儲能累積裝機

65、規模全國工商業儲能累積裝機規模有望有望超超 32 GWh，2023-2035 新增裝新增裝機機規模規模合計合計約約 30 GWh。工商業儲能裝機的主要驅動因素為峰谷套利經濟性，因此空間較難估計。參考業內采用的全國工業用電總量和風光發電占比近似估計的方法，對工商業儲能空間規模進行測算。假設 2023-2025 全國工業用電總量復合增速為 5%。國家能源局印發2023 年能源工作指導意見的通知，其中提出風電、光伏發電量占全社會用電量的比重達到 15.3%。因此假設 2023-2025 風電、光伏發電量占全社會用電量的比重分別為 15.3%，15.6%和 16%。儲能年運行天數為 330 天，每天充

66、放電 2 次。圖表圖表21：工商業儲能裝機規模工商業儲能裝機規模測算測算 2022 2023e 2024e 2025e 全國工業用電總量（億千瓦時）55943.0 58740.2 61677.2 64761.0 風電光伏占社會用電量比例 13.80%15.30%16.00%16.50%工業使用風光發電量（億千瓦時）7720.1 8987.2 9868.3 10685.6 工業日均使用風光發電量（億千瓦時）23.4 27.2 29.9 32.4 工商業儲能提供的響應能力 0.17%0.60%1.20%2.00%工商業儲能累計裝機量/GWh 2.0 8.2 17.9 32.4 工商業儲能新增裝機量

67、/GWh 6.2 9.8 14.4 2023-2035 新增裝機合計 30.4 GWh 資料來源：國家能源局,粵開證券研究院 戶儲方面，我們預測戶儲方面，我們預測 2023-2035 年年新增裝機合計新增裝機合計約約為為 3.1 GW/6.3 GWh。國內 2022年新增光伏裝機戶用項目約 25.3 GW，同比增長 17%，假設國內 2023-2025 年新增光伏裝機戶用項目復合增速為 10%，配儲滲透率分別為 2%，3%和 5%，配儲時長為 2 h。圖表圖表22：戶用戶用儲能裝機規模儲能裝機規模測算測算 2022 2023e 2024e 2025e 戶用光伏裝機量(GW)25.3 27.83

68、 30.613 33.6743 配儲滲透率-2%3%5%配儲時長(h)-2 2 2 戶儲新增裝機量（GW）0.35 0.56 0.92 1.68 戶儲新增裝機量（GWh）-1.11 1.84 3.37 2023-2035 新增裝機合計 3.16 GW/6.32 GWh 資料來源：CEAS，粵開證券研究院 工商業儲能及戶儲迎來從 0 到 1 機遇。目前國內較早布局工商業儲能、戶儲方面的公司包括比亞迪、陽光電源、阿詩特(RCT Power)、時代星云等。比亞迪工商業、戶用儲能電池產品在過去幾年中一直保持強勁增長，并在海外儲能市場如美國、德國占有較高份額。陽光電源 2022 年發布工商業儲能 Pow

69、erStack 液冷儲能系統，在電池壽命和消防安全優勢突出。工商業、戶用等用戶側儲能尚處發展初期，各公司處于探索階段，未來新進企業可以通過融資、產品差異化開發、銷售渠道拓寬等方式實現彎道超車，關注從0 到 1 機遇。建議重點關注工商業儲能系統開發、集成及運營相關公司。（三三）多）多應用場景儲能需求高增，孕育應用場景儲能需求高增，孕育千千億級市場億級市場 我們預測，我們預測，2025 年國內儲能市場年國內儲能市場規模規模將將超超 2000 億元億元。據裝機規模及裝機報價合理測算，2023-2025 年風光大基地配儲、工商業儲能、戶用儲能應用場景裝機規模有望分別達到 126.8、30.4 和 6.

70、3 GWh，2022.07-2023.06 報價均價分別為 1.82、1.44、1.6 元/Wh，均價按照 1.70、1.40、1.5 元/Wh 進行預測，對應市場規模分別為 2155.6、425.6 和 94.8億元，合計 2676 億元，市場空間廣闊，建議重點關注盈利能力較強的儲能電池龍頭、逆變器龍頭及優質集成商等。圖表圖表23：儲能儲能市場市場規模規模測算測算 風光大基地風光大基地配儲配儲 工商業儲能工商業儲能 戶用儲能戶用儲能 2023-2025 年儲能裝機規模（GWh）126.8 30.4 6.32 均價（元/Wh）1.70 1.40 1.5 2023-2025 年儲能市場規模（億元

71、）2155.6 425.6 94.8 合計 2676 億元 資料來源：CNESA，CEAS，粵開證券研究院 內驅外需推動下，儲能裝機規模增勢強勁。2023 年 1-6 月，國內新投運新型儲能項目裝機規模約 8.63 GW/17.72 GWh，相當于此前歷年累計裝機規?？偤?。儲能項目招標熱度不減，中標價格逐步回暖，儲能行業景氣度高漲。內驅方面，新能源削峰填谷需求、強制配儲與補貼政策、電力市場改革及電價機制完善等為主要驅動因素。海外市場方面，美國大型儲能、歐洲戶儲裝機量增速較快。海外儲能發展帶動國內儲能產品出海，關注產業鏈優勢環節如磷酸鐵鋰儲能電池、逆變器等。與此同時，隨著部分海外政策加大對儲能產品本地化的要求，國內儲能領域企業正加速在海外市場的本土化布局。建議關注布局海外市場且海外業務毛利率較高的公司。據測算，2025 年國內儲能市場規模有望超2000 億元，市場空間廣闊，建議重點關注盈利能力較強的儲能電池龍頭、逆變器龍頭及優質集成商等。