粤开证券：内驱外需共振催化产业发展，储能行业迈入高景气赛道.pdf-solarbe文库

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请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 1 / 24 证券研究报告 | 行业研究电气设备【粤开新能源】储能系列研究报告（一）内驱外需共振催化产业发展，储能行业迈入高景气赛道 2023年09月25日投资要点分析师陈梦洁执业编号S0300520100001 电话010-83755578 邮箱chenmengjieykzq.com 核心观点 1、装机规模方面，全球装机规模强势增长，中欧美为主要增量。2022 年全球储能累计装机规模为237.2 GW，同比增长 13，新增装机 27.8 GW，同比增长 52。2022 年，中国、美国、欧洲新型储能装机合计约占全球市场的 86％，同比增长 6。我国 2022 年新增新型储能装机 7.3 GW，占全球市场总规模的 36，居全球首位。2022 年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8 GW，年增长率 38。 2、内部驱动方面，新能源削峰填谷需求、政策驱动及电力市场改革多重作用下，国内储能装机增势强劲。光伏、风电等可再生能源的入网比例大幅提高，新能源装机容量大幅提升带动储能规模快速扩大。政策顶层设计引领，驱动储能产业蓬勃发展。强制配储方面，配储比例要求大多在 10-20，配储时长多在 2 h以上。补贴政策涉及容量补贴、放电量补贴和投资补贴等方面。电力市场改革及电价机制完善进一步推动工商业、户用储能发展。近年来，政策推动国内工商业分时电价机制完善，电价市场化程度持续提升，工商业用户侧储能在部分省份已实现良好的投资经济性。工商业储能及户储方向有望后来居上，关注相关企业从 0到1机遇。 3、海外市场需求方面，欧美等市场高景气带动储能出海，海外市场有望成为国内企业第二增长点。国内企业主要通过上游电池、逆变器等供给及与本土集成商合作等方式参与欧美市场。受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内优质电池、储能集成企业海外市场频传订单捷报。随着本土化保护政策提出，制裁形势加剧，防范欧美电价高位回落及装机进程放缓带来的相关公司业绩波动风险。建议关注布局新兴市场、政策友好型海外市场的相关标的。 4、市场空间方面，经测算，2025 年国内储能市场规模将超2000 亿元。结合国家能源发展规划预测，截至 2025 年底，风电累计装机规模有望达到 540 GW，光伏累计装机规模超 690 GW。2023-2025年风光大基地配储、工商业储能、户用储能应用场景装机规模有望分别达到 126.8、30.4 和 6.3 GWh，对应市场规模分别约为 2155.6、425.6和 94.8 亿元，合计 2676 亿元，市场空间广阔，建议重点关注盈利能力较强的储能电池龙头、逆变器龙头及优质集成商等企业。投资建议内驱外需推动下，储能装机规模增势强劲。2023 年 1-6月，国内新投运新型储能项目装机规模约 8.63 GW /17.72 GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。储能项目招标热度不减，中标价格逐步回暖，储能行业景气度高涨。内驱方面，新能源削峰填谷需求、强制配储与补贴政策、电力市场改革及电价机制完善等为主要驱动因素。海外市场方面，美国大型储能、行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 2 / 24 欧洲户储装机量增速较快。海外储能发展带动国内储能产品出海，关注产业链优势环节如磷酸铁锂储能电池、逆变器等。与此同时，随着部分海外政策加大对储能产品本地化的要求，国内储能领域企业正加速在海外市场的本土化布局。建议关注布局海外市场且海外业务毛利率较高的公司。据测算，2025 年国内储能市场规模有望超 2000 亿元，市场空间广阔，建议重点关注盈利能力较强的储能电池龙头、逆变器龙头及优质集成商等。风险提示相关政策变动、市场竞争加剧、原材料价格异常波动、储能技术更新迭代、海外市场不确定性等风险。 oPtOrMpOtMnRnQoRnQmNqP6MbPbRtRqQmOnOeRqQvMlOtRsM7NqRrNwMoMsRuOnMzQ 行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 3 / 24 目录一、储能装机规模增势强劲，中欧美为主要增量市场 5 （一）全球储能市场持续高速发展，中欧美新型储能装机合计约占865 （二）国内储能装机增势强劲，储能项目招标热度不减，中标价格有望逐步回暖 6 二、新能源削峰填谷需求、强制配储及补贴政策、电力市场化改革等多要素驱动国内储能快速发展 7 （一）新能源装机比重快速上升，消纳与调峰需求带动储能规模快速扩大 7 （二）强制配储、补贴等政策催化储能产业规模快速增长 .9 1.强制配储政策 .9 2.储能投资补贴政策 11 （三）我国电力市场化改革稳步前行，逐步构建储能参与市场交易基础，进一步优化储能商业模式 12 （四）分时电价机制完善推动工商业户储发展元年，工商业户储迎来从0 到1 快速增长机遇 13 三、欧美装机量高速增长，海外储能发展带动国内储能出海 . 15 （一）海外美国和欧洲引领储能市场发展，美国以大储为主，欧洲以户储为主 . 15 1.美国储能产业发展依靠完善的储能政策与电力市场驱动，装机以大储为主 16 2.俄乌冲突加剧推动能源价格高位波动，欧洲户储市场此前高增，德国是装机主力地区 17 （二）海外储能发展带动中国储能电池出海，国内企业海外建厂抢占市场 18 四、未来市场空间广阔，储能景气度上行 . 19 （一）风光大基地建设持续升温，引领储能规模增势 19 （二）工商业、户用储能从 0 到1 机遇，带动储能新增装机需求 21 （三）多应用场景储能需求高增，孕育千亿级市场 . 22 五、风险提示 . 22 图表目录图表 1 2017-2022 年全球储能装机规模 5 图表 2 2022 全球储能装机结构5 图表 3 2022 国内电力储能市场累计装机规模.6 图表 4 2022.07-2023.06 国内储能项目招标规模及中标价格 6 图表 5 全国电力新增装机结构 7 图表 6 储能参与新能源削峰填谷示意图 8 图表 7 储能在不同应用场景下的作用 8 图表 8 储能产业相关重要政策 9 图表 9 近期我国各地新能源配建储能政策汇总 10 图表 10 近期我国各地新能源配建储能政策汇总 11 图表 11 电力市场化对储能发展的促进作用 . 12 图表 12 我国储能参与电力市场政策梳理. 13 图表 13 我国各地分时电价政策梳理 14 图表 14 2023 年7 月我国一般工商业及大工业最大峰谷价差热力图（元/kWh） . 15 图表 15 2018-2022 美国各年储能新增装机容量（GWh） . 15 图表 16 联邦政府 IRA法案后 ITC 相关抵免政策 . 16 行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 4 / 24 图表 17 2016-2022 年美国居民平均零售电价 . 16 图表 18 2022 年全球户用储能新增装机规模区域分布 18 图表 19 风电、光伏大基地装机规模测算. 20 图表 20 风光大基地储能装机规模测算 20 图表 21 工商业储能装机规模测算 . 21 图表 22 户用储能装机规模测算. 21 图表 23 储能市场规模测算 22 行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 5 / 24 一、储能装机规模增势强劲，中欧美为主要增量市场（一）全球储能市场持续高速发展，中欧美新型储能装机合计约占86 当前全球储能市场持续高速发展。自 2019 年开始，全球储能累计装机规模增速持续增长。根据 CNESA统计，2022 年全球储能累计装机规模为 237.2 GW，同比增长 13，新增装机 27.8 GW，同比增长 52。图表12017-2022 年全球储能装机规模资料来源 CNESA，粤开证券研究院中国、欧洲和美国引领全球储能市场发展。据 CNESA统计，2022 年全球以电化学储能为首的新型储能累计装机规模 45.7 GW，新增装机规模为20.4 GW，首次超过20 GW。中国、美国、欧洲依旧是全球新型储能的主要增量市场，2021 年中国、美国、欧洲新型储能装机合计占比约 80％，2022 年约占全球市场的 86，较 2021 年同期上升 6 个百分点。其中，我国 2022 年新增新型储能装机 7.3 GW，占全球市场总规模的 36，居全球首位。图表22022 年全球储能装机结构资料来源 CNESA，粤开证券研究院 0 4 8 12 16 20 0 50 100 150 200 250 2017 2018 2019 2020 2021 2022 全球储能累计装机规模（GW 全球储能新增装机规模（GW 全球储能累计装机规模增速（）中国, 36.00 欧洲, 26.00 [类别名称], [值] 澳大利亚, 4.00 日本, 3.00 东南亚, 2.00 其他, 4 行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 6 / 24 （二）国内储能装机增势强劲，储能项目招标热度不减，中标价格有望逐步回暖国内储能装机增势强劲，装机形式以大型储能为主。据 CNESA统计数据，截至 2022 年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8 GW，年增长率 38。抽水蓄能累计装机占比为 77.1，首次低于 80。新型储能规模高速发展，据国家能源局公布数据，截至 2023 年 6 月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过 17.33 GW/35.80 GWh，平均储能时长 2.1 小时。2023 年 1-6 月，新投运装机规模约 8.63 GW /17.72 GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。国内装机形式以大储为主，据储能与电力市场统计， 2022 年我国新增投运的新型储能项目中，大储装机容量约占装机增量的 90。图表32022 国内电力储能市场累计装机规模资料来源CNESA，粤开证券研究院储能项目招标情况来看，近期国内储能项目招标回暖。根据 CNESA统计，2023 年 1-6 月份国内储能项目招标规模合计 18.3 GW/64.4 GWh。其中，储能系统/电池系统/电芯招标量 33.8 GWh，占比达 52。 EPC 电站及储能系统中标价格来看，总体呈现企稳回暖趋势。EPC电站中标价格在 2022 年 9 月达到了 2.05 元/Wh 的高峰，后受碳酸锂原材料价格波动影响，中标价格波动向下，2023 年 5 月降至 1.61 元/Wh，6 月中标价格基本企稳，预期后期价格伴随需求回暖有望回升。储能项目招标量伴随着价格波动和装机旺季淡季轮动变化较大，总装机量总体增长。图表42022.07-2023.06 国内储能项目招标规模及中标价格 [类别名称], 1.0 [类别名称], 77.1 锂电池, 94.0 [类别名称], 3.1 [类别名称], 1.2 [类别名称], 1.5 [类别名称]储能, 0.1 [类别名称], 0.1 [类别名称], 0.1 新型储能, 21.9 行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 7 / 24 资料来源CNESA，粤开证券研究院二、新能源削峰填谷需求、强制配储及补贴政策、电力市场化改革等多要素驱动国内储能快速发展（一）新能源装机比重快速上升，消纳与调峰需求带动储能规模快速扩大随着我国“双碳”目标进程，光伏、风电等可再生能源的入网比例大幅提高，新能源消费比重上升是大势所趋，新能源装机容量大幅提升带动储能规模快速扩大。截至 2023 年 6 月底，全国累计发电装机容量约 27.1 亿千瓦，同比增长 10.8。其中，太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8；风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7。风光累积装机容量占全国发电装机的 31.8，光伏发电超过水电成为我国仅次于火电装机规模的第二大电源。2022 全年度，全国累计发电装机容量约 25.6 亿千瓦，其中，风电装机容量约 3.7 亿千瓦，太阳能发电装机容量约 3.9 亿千瓦。2023 年上半年风电、光伏新增装机量分别为 23.77、78.06 GW，在全国新增装机结构中占比逐步提升，风光装机景气度高涨，预计下半年装机量将持续增长。图表5全国电力新增装机结构资料来源国家能源局，粤开证券研究院 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0.4 0.8 1.2 1.6 2 2.4 招标量（GW） 2小时储能EPC中标报价（元/wh 2小时储能系统平均报价（元/wh 0 20 40 60 80 100 120 140 2022年1-6月 2022年7-12月 2023年1-6月发电装机容量（ GW ）水电火电核电风电太阳能发电行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 8 / 24 随着可再生能源装机规模的不断提升，输出功率的频繁变化，造成电压波动和闪变、频率波动等，由新能源的波动性、间歇性等技术缺陷产生的电力消纳难、外送难、调峰难等问题亟待解决。储能对于新能源削峰填谷、调峰调频、提升风、光消纳水平、平抑功率波动、提高电网运行稳定性发挥着重要作用，能够充当发电侧和用电侧之间的“缓冲”，使新能源发电曲线更为平滑，出力更为稳定、可控。储能已成为构建“源网荷储一体化” 新型电力系统的重要组成部分和关键支撑。由于风光资源较好的新能源建设大省并网消纳率低，国内市场仍主要由新能源电站消纳与调峰需求带动快速扩大，国内装机主要在西北的新疆、甘肃、青海等地区。图表6储能参与新能源削峰填谷示意图资料来源 A review on peak load shaving strategies, Moslem Uddin et. al.，粤开证券研究院储能在电源侧、电网侧及用户侧等不同用电环节均发挥重要作用。储能技术可根据电力系统的需求进行应用，各环节都发挥着重要的作用。按照发电、输送、使用节点可分为电源侧、电网侧和用户侧。根据中国电力企业联合会公布的数据，2022 年电化学储能电站新增装机各应用场景中，电源侧占比 49.24，电网侧占比 43.13，用户侧占比 7.63。图表7储能在不同应用场景下的作用行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 9 / 24 资料来源储能在高比例新能源电力系统中的应用及展望，张金平等。粤开证券研究院（二）强制配储、补贴等政策催化储能产业规模快速增长政策引领，顶层设计驱动储能产业蓬勃发展。目前我国储能产业市场化仍在探索中，政策驱动在储能产业的发展中发挥了重要作用。“十三五”以来，我国储能产业战略定位逐渐明确，发展路径逐步成型。相关总体规划提出了十三五“商业化初期”、十四五“规模化发展”的重要阶段性目标，并强调储能产业“市场化发展”的工作重点。在“双碳”目标引领下，我国出台了关于储能的总体规划、新能源强制配储、电力市场改革、补贴政策、电价机制完善等系列政策。这些政策确立了储能产业的阶段性目标，奠定了技术方案、应用领域和参与主体的发展基调，并通过市场化机制的规划，为储能产业发展保驾护航。 1.强制配储政策从 2021年以来已有 20余个省市相继提出了新能源强制配储政策，配储比例要求大多在 10-20，配储时长多要求在 2 h以上。2021 年，国家发改委、能源局印发关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15的挂钩比例时长 4 h 以上配建调峰能力，按照 20以上挂钩比例进行配建的优先并网。后各省市相继出台相关新能源配储要求，且配置比例和时长呈增加趋势，尤其是在青海、内蒙古、新疆、山东等地区，部分项目配置比例要求达到30。图表8储能产业相关重要政策行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 10 / 24 资料来源政府公开信息，粤开证券研究院图表9近期我国各地新能源配建储能政策汇总文件时间地区政策文件或名称配储比例配储时间（小时） 2023/01/12 西藏关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见 20 4 2022/12/29 江西吉安吉安市碳达峰实施方案鼓励合理配储 - 2022/12/21 山东 2022年市场化并网项目名单 20 - 40 2 - 4 2022/12/19 内蒙古内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展若干政策（2022 - 2025年）的通知 15 2 2022/12/16 甘肃陇南陇南市“十四五”第二批风光发电项目竞争性配置公告 15 2 2022/12/06 四川四川省电源电网发展规划（2022 - 2025年） 10 2 2022/12/01 吉林吉林省新能源产业高质量发展战略规划 2022 - 2030年 15 2 2022/11/02 贵州关于公开征求关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）意见建议的公告不低于新能源装机规模10，对新建未配储 2 2022/10/21 河南关于下达2022年风电、光伏发电项目开发方案 20 - 25 2 - 4 2022/09/19 宁夏宁夏回族自治区碳达峰实施方案 10 2 2022/07/21 云南大理贯彻落实加快光伏发电发展若干政策措施的实施意见 - - 2022/07/08 广东肇庆肇庆市促进光伏项目发展若干措施（征求意见稿） 10 - 2022/05/13 辽宁辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案公开征求意见建议的公告 15 3 2022/03/31 江苏关于开展 2022 年光伏发电市场化并网项目开发建设工作的通知 8 - 10 2 2022/03/29 福建关于组织开展2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知试点项目10，其他15 2 - 4 2022/03/16 河北屋顶分布式光伏建设指导规范（试行） - - 行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 11 / 24 文件时间地区政策文件或名称配储比例配储时间（小时） 2022/03/04 新疆服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引 25 4 2022/01/28 广西梧州关于规范我市风电光伏新能源产业发展 10 - 2022/01/11 上海金山海上风电厂一期项目竞争配置工作方案 20（海风） 4 2022/01/05 海南 2022年度海南省集中式光伏发展平价上网项目工作通知 10 2 2021/12/01 杭州杭州临安“十四五”光伏发电规划（2021 - 2025年） 10 - 20 2 2021/10/13 湖南关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 5光电、15风电 2 资料来源政府公开信息，粤开证券研究院 2.储能投资补贴政策补贴政策推动储能项目加速落地。除了各地要求强制配储外，各省份也出台了相关的建设补贴政策，补贴方式主要以容量补贴、放电量补贴和投资补贴为主，补贴方向主要包括与分布式光伏结合、节能技改、低碳减排以及产业落地等项目。据不完全统计，仅 2023 年度上半年，全国已推出了 20 余项项储能补贴相关政策，涉及包括浙江、广东、福建、重庆在内等 17 个城市。各地补贴政策直接激励产业扩大生产，促进了储能项目投资运营。其中，浙江、广东的补贴政策数量位列前二，两地对储能的扶持力度较大。短期内补贴可以为储能电站补充一定收益，但长期来看仍需要有市场化机制保障电站盈利，如缺乏市场机制引导储能盈利，补贴政策激励有限。对于“新能源（风电、光伏等）储能”项目来说，尤其是“分布式光伏储能”项目，需要整体考虑光伏增加储能设备后，补贴的费用是否能覆盖成本增加的问题。良好的顶层设计和产业政策有助于促进我国储能产业不断提升技术性能水平，提高生产制造能力，推进持续的研发投入，合理布局新兴技术，优化产业链发展生态，提升在全球市场竞争中的优势。图表10近期我国各地新能源配建储能政策汇总地区补贴金额主要内容浙江乐清 0.89元/kWh 现有电价基础上补贴0.89元/千瓦时。江苏南京 0.2元/kWh 500kWh以上光储充放设施，运营补贴 0.2元/kWh。广东佛山顺德 10-30万顺德购买储能设备，一次性补助 10-30万不等。辽宁沈阳投资额的10 光储充示范站按投资的 10奖励，最高50万元/座。广东广州削峰5元/kWh、填谷2元/kWh 削峰填谷补贴费用有效响应电量补贴标准响应系数，削峰补贴最高 5元/kWh，填谷补贴最高2元/kWh。天津 1.2-2元削峰填谷响应能力不低于 500 千瓦，填谷需求响应固定补贴 1.2 元/kWh、竞价补贴1.2-2元/kWh，削峰需求响应一般采用固定补贴价格模式。陕西西安最高不超过50万 2021年1月1日至2023年12月31日期间不低于1兆瓦时的储能系统，按照储能设备实际投资额的 20给予投资企业补助，最高不超过 50万。浙江义乌 0.25元/kWh 根据峰段实际放电量给予储能运营主体 0.25元/千瓦时的补贴、补贴两年。安徽合肥 0.3元/kWh 对装机容量 1 兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过 0.3 元/千瓦时补贴，连续补贴不超过 2 年，同一企业累计行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 12 / 24 地区补贴金额主要内容最高不超过300万元。江苏苏州 0.3元/kWh 光伏项目配置储能设施，2022年1月1日后并网、且接入园区碳达峰平台的储能项目，对项目投资方按项目放电量补贴 0.3元/千瓦时，补贴3年。浙江 200元/kW、180元/kW、170元/kW 调峰项目（年利用小时数不低于 600 小时）给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年（按200元、180元、170元/千瓦·年退坡）。宁夏 0.8元/kWh 2022、2023年度，给予储能试点项目 0.8元/千瓦时调峰服务补偿，每年调用完全充放电次数不低于 300 次，并在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用储能试点项目。北京朝阳不超过总投资的20 不超过总投资的20的储能项目补贴。安徽芜湖 0.3元/kWh 0.3元/千瓦时补贴，最高补贴100万元。2023年12月31日前投产的项目，单个项日补贴年限为5年。广西南宁 0.1元/Wh 给予实现销售的动力及储能电池补贴 0.1 元/Wh。补贴总销量上限为 115.5GWh，即最高补贴金额为115.5亿元。补贴执行日期为2022年4月1 日至2026年12月31日。广东深圳福田区 0.5元/kWh 对已并网投运且实际投入 100 万元以上的电化学储能项目按照实际放电量，给予不超过 0.5 元/千瓦时的支持，每个项目支持期限为 3 年，同一项目支持不超过200万元。资料来源政府公开信息，粤开证券研究院（三）我国电力市场化改革稳步前行，逐步构建储能参与市场交易基础，进一步优化储能商业模式从欧美发展经验上来看，电力现货市场改革和机制完善是营造储能发展良好环境的重要因素。电力市场化而不是统一定价更有利于激发储能的商业需求和发展。电力市场化是储能在电网、电源、用户侧发挥多重作用的长效手段，创造盈利空间真正推动产业发展。图表11电力市场化对储能发展的促进作用资料来源艾瑞咨询、粤开证券研究院随着我国电力市场的改革进程，初步构建了储能参与电力市场交易的基础。盈利难题不能通过市场化机制解决是储能发展面临的最大困境。对于储能电站来说，大部分补贴明确有补偿的期限以及补偿最高限额。但储能电站在 10-15 年的运营期内如何盈利，行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 13 / 24 仍旧得依靠市场机制。国内也正加快出台政策，通过进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，才能提升新型储能利用水平，引导行业健康发展。2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布电力现货市场基本规则（征求意见稿），首次在全国层面提及推进电力现货市场，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。各地按照国家总体部署，也在结合自身实际需要探索建立市场化机制。图表12我国储能参与电力市场政策梳理单位/部门时间文件名称主要内容广东省能源局 2023年6月广东省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）独立储能可作为独立主体参与电力市场交易。河南能源监管办 2023年7月河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）新型储能参与电力调峰辅助服务。国家能源局 2023年1月 2023年能源监管工作要点不断引导虚拟电厂、新型储能等新型主体参与系统调节。国家能源局 2022年11月电力现货市场基本规则（征求意见稿）推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易；储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。国家发改委、国家能源局 2022年6月关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励新能源场站和配建储能联合参与电力市场；充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊；适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间；建立电网侧储能价格机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收等。国家发改委、国家能源局等部门 2022年6月 “十四五”可再生能源发展规划创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务。国家发改委 2021年7月国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知发挥分时电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。资料来源政府公开信息，粤开证券研究院（四）分时电价机制完善推动工商业户储发展元年，工商业户储迎来从 0到1快速增长机遇近年来，政策推动国内工商业分时电价机制完善，电价市场化程度持续提升，工商业、用户侧储能在部分省份已实现优良经济性。2021年 7 月，发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，提出完善分时电价机制，引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全提供保障，自通知印发以来，全国各省区市积极出台相关政策进行分时电价改革。各省市分时电价机制日益完善。行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 14 / 24 图表13我国各地分时电价政策梳理时间省市文件名时段划分峰平谷电价比 2023.07.19 辽宁省辽宁省发改委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知按照夏季、冬季和其他季节分别划分尖峰、平段、低谷。尖峰、高峰、平时、低谷时段电价比为 1.8751.510.5，即高峰、低谷价格在平段分别上下浮动 50，尖峰价格相对高峰上浮 25。 2023.06.27 贵州省关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时峰段电价以平段电价为基础上浮 60、谷段电价以平段电价为基础下浮60。 2023.05.24 江苏省关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知按照夏季、冬季和其他季节分别划分尖峰、平段、低谷夏、冬两季尖峰电价，统一以峰段电价为基础，上浮20。 2023.05.23 广东省广东省发改委转发关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知全省统一划分峰谷分时电价时段，分为尖峰、高峰、平段、低谷四段尖峰电价1.719元/度，高峰电价1.381元/度，平段电价0.823元/度，低谷电价0.330元/度 2023.05.17 安徽省安徽省发改委关于完善迎峰度夏（冬）期间用电峰谷时段划分等有关事项的通知（征求意见稿）按照夏季、冬季和其他季节分别划分尖峰、平段、低谷。 “工商业及其他用电”类别的用户，平段价格扣除政府性基金附加、新增损益及辅助服务费后，低谷电价下浮58.8，每年季节性高峰期间（1月、7月、 8月、9月、12月）高峰电价上浮81.3，其他月份高峰电价上浮71 2023.05.15 北京市关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知（征求意见稿）分为高峰、平段、低谷三段各8小时一般工商业用电峰平谷电价比 1.810.3，即高峰价格相对平段上浮80，低谷价格相对平段下浮70。大工业用电峰平谷电价比例为 1.610.4。尖峰电价相对高峰上浮20。 2023.05.13 重庆市关于建立居民分时电价机制的通知分为高峰、平段、低谷三段各8小时高峰在平段电价基础上提高 0.10元/千瓦时，低谷在平段电价基础上降低0.18元/千瓦时。 2022.12.16 上海市关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知按照夏季、冬季和其他季节分别划分高峰、平段、低谷。一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰段电价较平段上浮80，低谷电价较平段下浮60，尖峰时段较高峰上浮25。 2022.12.06 河北省河北省发改委关于明确居民峰谷分时电价政策的通知峰段800 – 2200时；谷段2200 – 次日800时电压等级满1千伏的，第一档峰段电价0.55元/kWh、谷段0.30元/kWh；等级为1-10千伏的，第一档峰段0.50元/kWh、谷段0.27元/kWh。第二、三档峰、谷电价分别在第一档上加价 0.05元、0.30元。 2022.11.07 河南省河南省发改委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知全年峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时峰平谷电价比1.6410.41，峰段较平段上浮64、谷段较平段下浮59。 2022.10.31 江西省江西省发改委关于完善分时电价机制有关事项的通知按照夏季、冬季和其他季节分别划分尖峰、平段、低谷。高峰电价上浮50，尖峰时段较高峰上浮20，低谷时段电价下浮50。资料来源政府公开信息，粤开证券研究院工商业储能及户储方向有望后来居上，成为新的黄金赛道。根据北极星储能网数据， 2023 年 7 月全国 12 个省份的一般工商业及大工业最大峰谷价差超过了 0.9 元/kWh，前三名分别是广东省、海南省和湖南省，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达到 1.4159 元/kWh，超过海南省约 0.13 元/kWh。在分时电价机制下，国内各地峰谷价差逐步拉大，工商业储能系统可通过谷时充电、峰时用电，为用户节省电费支出，拓宽工商业储能盈利空间，推动了工商业储能发展。工商业用户侧储能在部分省份已实现优良经济性，若只考虑价差套利，基本 6 年左右可收回成本。受益于电力市场化改革纵深推进，负荷侧作为造成电力系统波动性主体之一，正按照市场化机制逐渐承担相应的成本。行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 15 / 24 图表142023 年 7 月我国一般工商业及大工业最大峰谷价差热力图（元/kWh）资料来源北极星储能网，粤开证券研究院三、欧美装机量高速增长，海外储能发展带动国内储能出海（一）海外美国和欧洲引领储能市场发展，美国以大储为主，欧洲以户储为主美国 2021年起储能新增装机容量呈指数增长。受鼓励政策及完善电力市场推动，近年来美国储能市场高速发展，2021 年美国新增储能装机规模为 10.89 GWh，同比增长 389。2022 年新增装机规模 12.12 GWh，2018 年-2022 年复合增速 96.5。图表152018-2022 美国各年储能新增装机容量（GWh）资料来源Wood Mackenzie、ACP、EESA，粤开证券研究院 0 2 4 6 8 10 12 14 2018 2019 2020 2021 2022 储能新增装机容量（GWh）户用储能新增装机容量（GWh）行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 16 / 24 1.美国储能产业发展依靠完善的储能政策与电力市场驱动，装机以大储为主美国储能政策较为完善，政策驱动是早期市场增长的主要动力。联邦政府层面主要依靠目标规划、补贴税优等政策拉动。2022 年 8 月，美国政府出台通胀削减法案（IRA 法案），该法案首次将独立储能也纳入补贴范围，对于满足条件的储能项目，提升税收抵免比例，包括基础抵免和额外抵免等部分。另外，针对户储，太阳能投资税减免ITC 还可以叠加自发电激励计划 SGIP 使用，以加州为例，补贴力度约为2/Wh，储能经济性进一步增强。图表16联邦政府IRA 法案后 ITC 相关抵免政策资料来源IRA法案，粤开证券研究院 “新能源储能”正成为美国新增电力装机主力，分布区域高度集中在加州等地区。美国储能的分布区域方面高度集中，2021 年新增装机量排名前三的区域为加州、德州和佛罗里达州，三个区域合计占比超 80。受光伏高渗透率影响，加州区域电网特征呈现明显的鸭形曲线，在日落后，其他发电方式需要的供电量会快速上升，约在傍晚中间到达最高峰。高光伏渗透率催生了新的峰谷差，光伏配储可获得显著的价差套利收益，因此加州等地区多采用“光伏储能”发展形式。受高电价影响，美国户储近年来的比例逐步提升。不断上涨的电价也刺激着居民的户储装机需求。据 EESA统计，2016-2022 年间美国的居民平均用电价格从 12.55 美分/kWh 上涨到了 15.12 美分/kWh。各年户外储能的新增装机量也从 2018 年的 0.19 GWh 增长到了 2022 年的 1.5 GWh，增长 692.6。图表172016-2022 年美国居民平均零售电价行业研究请务必阅读最后特别声明与免责条款 www.ykzq.com 17 / 24 资料来源CESA，粤开证券研究院电力市场给予美国大储具有独立市场地位，储能可参与多种交易。美国通过系列政策确立了储能电站的市场主体地位，可参与电能量市场。同时降低准入门槛，小容量的储能系统也能参与到电力市场中。完善电力市场交易体系，明确储能参与各类辅助服务的收益结算方式，确认回报机制。目前，美国大储的收益渠道包括现货电力市场套利、辅助服务市场等。我国近年来也在逐步推动电力市场的改革，储能可作为独立主体参与到电力市场交易中，将会对储能的发展有较大的促进作用。美国大储集成商以本土企业为主，中国电池厂商作为配套企业参与美国市场。美国大储集成商以本土厂商为主，集中度相对较高，Fluence、NextEra Energy、Tesla、Powing 等市占率排名靠前，2021 年按功率容量排序储能集成商