02
储能方面
2.1
目前电池储能在整个储能行业的占比情况？
新增数据看，2022年，中国新增投运电力储能项目达16.5GW。其中，新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。从区域分布看，中国是2022年全球新型储能项目新增占比最大的市场，占比高达36%，中国首次超越美国成为全球第一。
从2022年国内新增储能装机技术占比来看：锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术也已进入工程化示范阶段。
累计数据看，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，新型储能继续高速发展。截至2022年底，中国新型储能累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，同比增长128%；新型储能累计装机占所有储能累计装机比例达21.9%，同比2021年提升9.4个百分点。截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线0.2%。
在政府扶持政策、储能系统成本进一步下降以及储能意识提升的推动下，未来电化学储能仍拥有广阔的发展空间。据BNEF预测，2023年全球新增电化学储能装机预计将达到约46GW，约同比增长112.1%，到2025年全球电化学储能装机规模有望达到148GW，电化学储能占比达到4成左右。
2.2
2023年储能板块需求如何？
预计2023年全球大储新增装机量为50.7GWh，同比提升172%；2023年全球户储新增需求达16.2GWh，同比提升46%。预计2023年全球储能市场总需求为116.4GWh，对应出货量为196GWh，装机/出货同增94%/56%，到2025年装机/出货需求为250.6GWh/386GWh，2023-2025年装机/出货CAGR为47%/40%。
其中国内预计2023年大储新增装机量为35.5GWh，同比提升213%；2023年国内户储新增需求达0.4GWh，同比提升111%。预计2023年全球储能市场总需求为54GWh，对应出货量为79GWh，装机/出货同增148%/112%，到2025年装机/出货需求为104GWh/135GWh，2023-2025年装机/出货CAGR为38%/31%。
表：全球储能空间测算
数据来源：东吴证券研究所
2.3
国内大储的发展情况如何？
强制配储带动国内储能高速增长，大储在国内储能装机中占据主导地位。2022年国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，超过了过去十年累计的装机量。22Q4装机增速迅猛，环比增速在2000%左右，2023Q2保持增长态势，新增新型储能装机5.9GW/12.3GWh,环比增长96.7%/105%。
图：中国年度储能新增装机功率及容量（MW,MWh)
数据来源：东吴证券研究所、CNESA
图：22Q2~23Q2中国新增新型储能装机(MW,MWh)
数据来源：东吴证券研究所、CNESA
国内市场政策仍是核心驱动力，2023年Q3大储招标增幅明显。在强制配储政策推动下，2023Q3我国的储能招标总量达到21.3GWh，同增40%，预计随着2023H2地面光伏需求高增，储能安装将加速。
9月EPC及储能系统价格9月回升至1.21/1.06元/Wh 。由于碳酸锂价格下跌超过40%，6至8月份EPC及储能系统价格呈下降趋势。9月份EPC工程和储能系统的价格为每瓦时1.21元和1.06元，价格均较历史高点回落超50%，价格回落储能成本下行有望刺激国内储能需求增长。
图：22年-23年9月国内储能单月招标量（MWh）
数据来源：东吴证券研究所、北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场
图：2022年-2023年9月分类型中标单价（元/Wh）
数据来源：东吴证券研究所、北极星储能网，储能头条、中关村储能联盟、储能与电力市场
峰谷价差逐渐拉大，截至9月最新情况，海南、广东等18个省份月度价差超过0.7元/KWh盈亏线。国家发改委取消工商业目录电价，调整燃煤发电交易价格浮动不超过基准电价的20%。23年9月各地平均峰谷差价达0.72元/KWh，高于0.7元即基本具备经济性，我们预测工商储将进一步发展。
表：国内月度峰谷价差（元/KWh）
数据来源：东吴证券研究所
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