新型儲能市場蓬勃發展，中國新型儲能累計裝機規模突破10GW

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2016-2022年，全球電力系統新型儲能項目每年新增裝機規模由0.7GW增加至20.4GW，年均復合增速達75.4%；全球電力系統中已投運新型儲能項目累計裝機規模在全球已投運電力儲能項目中占比由1.2%增加至19.3%，現階段新型儲能技術發展潛力巨大。中國儲能市場的快速發展在全球市場中也占據了重要地位。2022年，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模為59.8GW，在全球規模中占比25.2%，同比增長37.8%，增速快于全球增速。從中國已投運的儲能項目裝機結構來看，仍以抽水蓄能為主，但抽水蓄能累計裝機占比首次低于80%，為77.1%；新型儲能高速發展，累計裝機規模首次突破10GW，達到13.1GW/27.1GWh，占電力儲能累計裝機規模的21.9%。

百兆瓦級新型儲能項目迅速崛起，2022年國內新增投運規模翻倍

據CNESA的統計，2022年，國內新增投運新型儲能項目裝機規模達6.9GW/15.3GWh，單個項目規模與以往相比大幅提升，百兆瓦級項目成為常態。20余個百兆瓦級項目實現了并網運行，5倍于去年同期數量，而規劃在建中的百兆瓦級項目數更是達到400余個，其中包括7個吉瓦級項目。

共享儲能模式：降低初始投資成本，提高系統利用率

由于商業模式尚未成熟，儲能系統的需求空間有限，當前新能源配儲普遍利用率不足，同時強制配儲又增加了發電企業的初始投資成本，導致項目現金流緊張。部分項目為控制成本采購質量得不到保障的低價儲能系統，加劇了安全隱患。為了降低初始投資，提高系統運行效率，發揮儲能對系統的調節作用，2019年青海、江蘇、湖南等地開始探索共享儲能的建設運行模式。通過規模化建設獨立儲能電站，以租賃容量的方式滿足新能源配儲需求，或將成為未來主流的項目配儲方式。獨立儲能項目基于新能源租賃收益，共享儲能容量并分攤儲能費用，能夠有效降低初始投資成本，同時還可以作為主體參與市場，接受電網的統一調用，增加系統利用率。2022年，獨立儲能已接近新增投運新型儲能裝機規模的50%，成為各地新能源配儲建設的主要模式之一。

電力市場改革，峰谷電價差拉大刺激工商業儲能需求

隨著電力市場化改革的推進，分時電價機制完善、高耗能用電成本上升和限電政策將進一步刺激工商業用戶的電化學儲能配置需求。2023年3月，我國多個省區的一般工商業峰谷平均價差超過0.7元/kWh，且浙江、江蘇等地區的工商業峰谷價差已達到0.85/kWh。業界認為0.7元/kWh為用戶側儲能實現經濟性的門檻價差。另外，在全國范圍內，隨著儲能補貼政策陸續出臺，工商業儲能已初步具備經濟性。此外，據CNESA分析，用戶側儲能項目靜態回收周期約為6年，明顯低于電源側和電網側儲能項目大多10年以上的投資回收期。

東歐能源危機助推歐洲戶用儲能市場爆發，德國光伏配儲率居全球首位

2022年，東歐地緣沖突引發的能源危機導致電價飆升，海外戶用儲能需求超預期爆發，歐洲成為最大的戶用儲能市場。據EV Tank及BloombergNEF數據顯示，在歐洲戶用儲能市場中德國居首位，2022年戶用儲能新增裝機約1.9GWh，同比上升40.3%，占歐洲新增的33.5%；累計裝機5.33GWh，同比增加55.4%，占歐洲累計裝機的的48.1%。早在2014年，德國小型戶用光伏儲能投資補貼計劃正式確立。該政策為功率30kW以下、與戶用光伏配套的儲能系統提供30%的安裝補貼，并通過德國復興發展銀行（KfW）的“275計劃”對購買光伏儲能設備的單位或個人提供低息貸款，旨在支持家庭和企業安裝儲能系統。截止2021年，德國新增光伏配儲率由前一年的59%增加至 70%，位居全球第一，并且該配套率還有持續上升趨勢。未來隨著光伏+戶儲系統成本的下降，戶儲的經濟性將會愈發顯著。

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