儲能行業(yè)專題報(bào)告-風(fēng)光水長儲能迢迢

儲能行業(yè)專題報(bào)告：風(fēng)光水長，儲能迢迢

國內(nèi)儲能：政策加持引規(guī)?；l(fā)展，消納需求促多技術(shù)并舉“雙碳”發(fā)展立足新型電力系統(tǒng)建設(shè)，新能源轉(zhuǎn)型催化儲能成長空間新型電力系統(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(biāo)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(jī)65.46GW，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到372.02GW；國內(nèi)風(fēng)電累計(jì)新增裝機(jī)22.48GW，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到350.96GW。其中，太陽能發(fā)電、風(fēng)電占國內(nèi)總體電源裝機(jī)規(guī)模比例分別達(dá)到14.82%/13.98%，新能源累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量占比達(dá)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(shí)，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(yīng)用，既是短期支撐電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型、維持運(yùn)行安全的重要手段，也是未來系統(tǒng)實(shí)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(lán)皮書（征求意見稿）》，并向社會公開征求意見——結(jié)合“雙碳”目標(biāo)“兩步走”安排，《藍(lán)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(shí)間節(jié)點(diǎn)，分別實(shí)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(shí)現(xiàn)多場景多技術(shù)路線規(guī)?；l(fā)展，并提升不同時(shí)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(kuò)張?！半p碳”目標(biāo)的實(shí)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(shí)間尺度，加速商業(yè)化發(fā)展。2023年風(fēng)光裝機(jī)均有望提速，電力系統(tǒng)運(yùn)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(yīng)出現(xiàn)緊張形勢，保障電力供應(yīng)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(fù)荷特征日益凸顯；而相應(yīng)的在供給側(cè)，新能源裝機(jī)比重持續(xù)增加，但還未能形成電力供應(yīng)的可靠替代，電力供應(yīng)安全形勢嚴(yán)峻。未來，伴隨新能源裝機(jī)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(hù)電力能源安全，儲能的作用不斷提升，配套應(yīng)用亦有望增加。2022年受疫情因素、光伏硅料價(jià)格等因素影響導(dǎo)致風(fēng)、光裝機(jī)較預(yù)期有所延后，但同時(shí)根據(jù)我們不完全統(tǒng)計(jì)，若不考慮框架招標(biāo)，2022年國內(nèi)風(fēng)機(jī)公開市場招標(biāo)量達(dá)88GW左右（+~60%YoY），其中陸風(fēng)招標(biāo)量近約72GW（+~40%YoY），海風(fēng)招標(biāo)量超15GW

（+~360%YoY）；2022年1-11月上旬，國內(nèi)光伏組件招標(biāo)規(guī)模達(dá)120GW左右，較2021年全年招標(biāo)量增長近3倍，為2023年裝機(jī)快速增長進(jìn)一步奠定充足的項(xiàng)目基礎(chǔ)。光伏：硅料供應(yīng)短缺問題將逐步緩解，2023年有效產(chǎn)能或達(dá)約150萬噸，可滿足約450GW光伏裝機(jī)需求，在裝機(jī)需求負(fù)反饋機(jī)制下，硅料價(jià)格中樞總體有望溫和下降。而盡管高純石英砂供應(yīng)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(jī)增長的硬性瓶頸。受供應(yīng)鏈成本下降、項(xiàng)目收益率提升、技術(shù)進(jìn)步和支持政策加碼的共同刺激，預(yù)計(jì)2023年全球光伏裝機(jī)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(fù)蘇，裝機(jī)占比或?qū)⒒厣?。風(fēng)電：受疫情等因素影響，2022年部分風(fēng)電項(xiàng)目裝機(jī)將延后至2023年。2022年1-11月，國內(nèi)風(fēng)電新增并網(wǎng)量達(dá)22.52GW（-6.8%YoY），預(yù)計(jì)全年新增并網(wǎng)規(guī)模達(dá)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(xiàng)目現(xiàn)場吊裝節(jié)奏，同時(shí)疊加機(jī)型方案升級換代，以及部分項(xiàng)目場址審批周期拉長影響。我們預(yù)計(jì)有10GW左右陸上風(fēng)電項(xiàng)目裝機(jī)將由于外部因素由2022年延至2023年，短期裝機(jī)需求低于預(yù)期或?yàn)?023年需求復(fù)蘇進(jìn)一步夯實(shí)基礎(chǔ)。隨著疫情影響逐步緩解，風(fēng)電經(jīng)濟(jì)性大幅提升，以及2022年部分延遲項(xiàng)目結(jié)轉(zhuǎn)，2023年國內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)有望顯著復(fù)蘇，預(yù)計(jì)總裝機(jī)量將達(dá)80GW左右，其中海上風(fēng)電裝機(jī)有望實(shí)現(xiàn)翻倍增長至10GW以上，且2023-25年海風(fēng)裝機(jī)仍有望維持約40%的較高CAGR。在當(dāng)前時(shí)點(diǎn)，從新能源并網(wǎng)配儲、到對應(yīng)電力系統(tǒng)擴(kuò)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(yù)期2023年國內(nèi)新能源裝機(jī)增長提速，對儲能需求擴(kuò)張將有望帶來放大效應(yīng)，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(kuò)張新能源消納產(chǎn)生直接儲電需求，并強(qiáng)化調(diào)峰調(diào)頻要求。隨著電力系統(tǒng)脫碳進(jìn)程加速，風(fēng)電、光伏等高不確定性可再生能源裝機(jī)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(lì)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(rèn)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(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(xiàng)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)以來其功率占比從最高的99.0%持續(xù)下降；電化學(xué)儲能5.6GW（占比12.1%），持續(xù)實(shí)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(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)進(jìn)一步提升至50.3GW（同比增長36.0%），抽水蓄能、電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模分別達(dá)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(xiàng)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(xiàng)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(xiàng)目累計(jì)新增數(shù)量超1000項(xiàng)（含規(guī)劃、建設(shè)和運(yùn)行），累計(jì)新增總功率規(guī)模近300GW；其中，新型項(xiàng)目功率規(guī)模約70GW，容量規(guī)模168GWh，平均備電時(shí)長約2.4h。其二，鋰離子電池為主，長時(shí)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(xiàng)目中鋰離子電池為主，功率規(guī)模占比約87%，平均備電時(shí)長2.16h。此外，長時(shí)儲能技術(shù)的項(xiàng)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(diǎn)：7-12月跟蹤到的長時(shí)儲能項(xiàng)目中，壓縮空氣、儲熱、液流電池項(xiàng)目（含規(guī)劃、建設(shè)和運(yùn)行）功率規(guī)模分別為7.0/0.7/0.9GW。其三，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)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(yīng)用場景來看，新型儲能項(xiàng)目主要集中于電網(wǎng)側(cè)（100%為獨(dú)立儲能）與電源側(cè)配儲（95%為新能源

配儲）。用戶側(cè)儲能項(xiàng)目功率規(guī)模占比仍較低，但其中工業(yè)項(xiàng)目占比逐步穩(wěn)定在50%以上。其四，備電時(shí)長持續(xù)提升。從新型儲能項(xiàng)目的招標(biāo)數(shù)據(jù)來看，EPC總承包與儲能系統(tǒng)的備電時(shí)長均呈現(xiàn)震蕩上行趨勢；2022年12月，EPC總承包項(xiàng)目平均備電時(shí)長為2.59h，儲能系統(tǒng)項(xiàng)目平均備電時(shí)長為2.69h。其五，中標(biāo)價(jià)格整體平穩(wěn)。2022年下半年，儲能系統(tǒng)中標(biāo)單價(jià)區(qū)間為1.36~1.95元/Wh，EPC總承包中標(biāo)單價(jià)區(qū)間為1.39~3.54元/Wh；12月備電時(shí)長2h的儲能系統(tǒng)及EPC總承包中標(biāo)價(jià)格均價(jià)有小幅翹尾。國內(nèi)政策立足新能源配儲與電價(jià)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(jià)政策利好商業(yè)模式。各地政府對

“雙碳”目標(biāo)響應(yīng)積極，在推動風(fēng)電、光伏發(fā)展的同時(shí)，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(dǎo)意見》，明確到2025年國內(nèi)儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(shí)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(yīng)配儲。隨著“十四五”風(fēng)光裝機(jī)容量的擴(kuò)大，預(yù)計(jì)各地的儲能保障政策會進(jìn)一步擴(kuò)容，推動儲能規(guī)模的擴(kuò)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(fù)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(shí)電價(jià)、容量電價(jià)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(fēng)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(xì)化，各地方政府也在積極響應(yīng)和明確新增發(fā)電項(xiàng)目的強(qiáng)制性配儲要求，配儲比例在5%-10%，配儲時(shí)長為2-4小時(shí)。除少數(shù)省份為部分項(xiàng)目配儲和鼓勵(lì)性配儲要求之外，90%以上的地區(qū)都提出強(qiáng)制性配儲要求?，F(xiàn)實(shí)需求和政策推動是未來幾年國內(nèi)儲能裝機(jī)的主要驅(qū)動因素。峰谷價(jià)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(jià)較低時(shí)充電、在電價(jià)高時(shí)放電的峰谷電價(jià)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(shí)電價(jià)政策下峰谷價(jià)差持續(xù)拉大，為用戶側(cè)儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)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(jià)差平均值的統(tǒng)計(jì)，國內(nèi)31個(gè)典型省市的總體平均價(jià)差為0.7元/kWh，其中共有16個(gè)省市位于均值以上，最高的廣東?。ㄖ槿俏迨校┓骞葍r(jià)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(jià)差有望隨著膨脹，用戶側(cè)儲能回收期在電價(jià)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(shí)間尺度與規(guī)模的需求差異用戶負(fù)荷、風(fēng)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(shí)級、日級、季度級乃至年度級等多時(shí)間尺度上預(yù)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(shí)長存在顯著差異——短持續(xù)時(shí)間儲能一般側(cè)重于保證電力系統(tǒng)在瞬時(shí)擾動下保持平衡等電網(wǎng)安全性問題，而長持續(xù)時(shí)間儲能一般側(cè)重于實(shí)現(xiàn)峰谷時(shí)期供需匹配等經(jīng)濟(jì)性問題。從技術(shù)維度來看，目前，鋰電性價(jià)比與靈活度優(yōu)勢凸顯，長時(shí)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(shí)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(dāng)下不同的技術(shù)路線、解決方案偏好。前者重點(diǎn)在國內(nèi)“十四五”期間約450GW風(fēng)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(fēng)光大基地結(jié)合目前已落地項(xiàng)目來看，主靈活性資源一般會結(jié)合當(dāng)?shù)刭Y源條件選擇靈活性火電或抽水蓄能電站，并補(bǔ)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(diǎn)、項(xiàng)目規(guī)模的需求差異，多以電化學(xué)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(yīng)用存在多種時(shí)間尺度需求，長時(shí)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(shí)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(yùn)行成本，具備更強(qiáng)的峰谷套利和市場盈利潛力。“十四五”期間，我國長時(shí)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(diǎn)，其中優(yōu)勢場景領(lǐng)域目前看以配套風(fēng)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(yīng)用場景增長兩個(gè)維度來看，我們主要看好四種主要技術(shù)在2023-2025年實(shí)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(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)達(dá)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(xiàng)目批量落地，預(yù)計(jì)“十四五”期間裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到10GW級別；（3）熔鹽儲能：

逐步成為西北區(qū)域風(fēng)光大基地調(diào)峰資源的有利補(bǔ)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(biāo)不斷釋放。綜合以上對應(yīng)用場景、技術(shù)路線的判斷，結(jié)合2023年國內(nèi)風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)預(yù)期和廣義配儲功率比例提升假設(shè)，我們預(yù)計(jì)國內(nèi)2023年儲能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到23GW（同比增長約80%）；其中，新型儲能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到約13GW，預(yù)計(jì)平均備電時(shí)長約2.5h，總裝機(jī)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(jià)加速戶儲裝機(jī)，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(jià)驅(qū)動海外戶用裝機(jī)熱情。近兩年來，受海外經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇和可再生能源供應(yīng)乏力等因素影響，天然氣價(jià)格已走出一波上漲趨勢。進(jìn)入2022年，俄烏沖突所引發(fā)的天然氣斷供，進(jìn)一步推升歐洲天然氣價(jià)格，進(jìn)而使得歐洲電價(jià)進(jìn)一步飆升，成為歐洲戶儲裝機(jī)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(jià)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(biāo)由之前的40%提高到45%，同時(shí)，光伏裝機(jī)目標(biāo)再次提高，2025年歐盟累計(jì)光伏裝機(jī)規(guī)模要超過320GW，相比2021年底裝機(jī)量實(shí)現(xiàn)翻倍，2030底年累計(jì)裝機(jī)規(guī)模目標(biāo)約600GW，是目前裝機(jī)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(jì)數(shù)據(jù)計(jì)算，全球累計(jì)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(dá)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(dá)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(gè)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(jià)模式下，戶用光儲經(jīng)濟(jì)性提升。用戶側(cè)，從現(xiàn)實(shí)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(yīng)電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機(jī)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(fēng)險(xiǎn)、提高電能質(zhì)量、降低容量電費(fèi)、參與需求側(cè)響應(yīng)等，發(fā)揮多重價(jià)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?！翱煽啃浴?，啟動相關(guān)電網(wǎng)基建計(jì)劃仍需時(shí)間，因此戶用光儲在經(jīng)濟(jì)性上的考量逐漸減弱，但是未來經(jīng)濟(jì)性仍有看點(diǎn)。戶用光伏承擔(dān)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(shí)現(xiàn)電力“自消費(fèi)”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(fèi)”政策、投資補(bǔ)貼或稅收減免。德國、英國等為代表的“凈記費(fèi)”政策導(dǎo)致的用戶用電和上網(wǎng)電價(jià)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(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，我們做出以下幾項(xiàng)核心假設(shè)：1）假設(shè)居民日均用電20KWh，居民電價(jià)為0.327歐元/KWh，歐洲主流FIT上網(wǎng)電價(jià)為0.037歐元/KWh；2）假設(shè)戶用光伏（3KW）造價(jià)2000歐元，光伏日均利用5小時(shí)，發(fā)電自用率21%；

3）假設(shè)戶用儲能功率為10KWh造價(jià)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%?！肮夥?儲能”模式在歐洲具備良好經(jīng)濟(jì)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(biāo)準(zhǔn)電費(fèi)繳納，年均電費(fèi)支出2387.1歐元，10年期電費(fèi)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(fèi)支出，使用自發(fā)電比例為21%，10年期節(jié)省電費(fèi)7649.4歐元；3）居民配備光伏+儲能，支出部分有電費(fèi)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(fèi)21522.8歐元。很顯然，在歐洲高電價(jià)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(fèi)，具備良好的經(jīng)濟(jì)性。電價(jià)攀升+能源危機(jī)，推動歐洲戶儲項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性和配置意愿持續(xù)高漲。歐洲電價(jià)在近年來天然氣價(jià)格大幅上漲情況下持續(xù)攀升，推動戶用光伏+儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性顯著增強(qiáng)。據(jù)BNEF統(tǒng)計(jì)，2021年歐洲戶儲項(xiàng)目新增規(guī)模達(dá)1.04GW/2.05GWh（+56%/+73%YoY）。而2022年俄烏沖突進(jìn)一步推升歐洲能源成本行至高位，且能源危機(jī)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(yù)計(jì)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(jià)與IRA政策凸顯經(jīng)濟(jì)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(jī)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(jī)3.5GW/10.5GWh，2016-2021年復(fù)合增速達(dá)96.5%。截至2022年二季度末，美國在運(yùn)行中的電化學(xué)儲能系統(tǒng)共計(jì)6.47GW，在建的電化學(xué)儲能項(xiàng)目14.50GW/36.20GWh，儲能項(xiàng)目建設(shè)火熱。美國儲能裝機(jī)以大儲為主，大儲裝機(jī)占2021年全美裝機(jī)容量的79%。WoodMackenzie預(yù)測，2023年全美大儲市場規(guī)模超過50億美元。據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2021年全球新增投運(yùn)的新型電力儲能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(jī)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(shí)行反規(guī)避調(diào)查，使得當(dāng)?shù)刂袊髽I(yè)組件產(chǎn)品對美出口形成了嚴(yán)重的障礙，多數(shù)配套光伏建設(shè)的儲能項(xiàng)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(bǔ)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(jī)達(dá)3.5GW/10.5GWh（同比增長204%）。22H1儲能新增裝機(jī)達(dá)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(dú)立儲能和小型儲能項(xiàng)目受益頗深，1MW以上項(xiàng)目或?qū)⒂瓉頁屟b潮。獨(dú)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(xiàng)目必須與光伏發(fā)電項(xiàng)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(xiàng)目的建設(shè)成本和時(shí)間，利好獨(dú)立儲能的發(fā)展。小型儲能項(xiàng)目補(bǔ)貼力度大幅提升：根據(jù)原ITC政策，戶用儲能項(xiàng)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(xiàng)目則降至10%；IRA法案通過后，戶儲抵免額度可達(dá)30%~40%，小型的工商業(yè)儲能項(xiàng)目及滿足條件的表前儲能項(xiàng)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(jī)由強(qiáng)配政策驅(qū)動的情形不同，美國電力現(xiàn)貨以及輔助服務(wù)市場機(jī)制相對更為成熟，大儲項(xiàng)目已實(shí)現(xiàn)一定的經(jīng)濟(jì)性?，F(xiàn)階段，美國新能源配儲項(xiàng)目主要可通過獲取更高的PPA協(xié)議電價(jià)獲益，而獨(dú)立儲能項(xiàng)目可通過現(xiàn)貨市場套利、輔助服務(wù)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(dú)立儲能納入ITC，對大儲、特別是獨(dú)立儲能模式運(yùn)營的項(xiàng)目形成有