2023年储能行业专题研究系列研究报告(附下载)

储能市场高速增长，新型储能蓬勃发展 

新型储能方式介绍

新型储能具有选址灵活、响应快速等优势。

按照存储介质的不同，储能技术可划 分为电储能、热储能、化学储能等。新型储能则是指除抽水蓄能以外的储能技术， 主要包括锂电池储能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、氢（氨）储能等。相对于抽水蓄能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强 等优势，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能力。

政策+经济性双轮驱动，储能迎来爆发式增长 全球新型储能市场规模持续增长。

新型储能近年来呈现高速发展态势，根据 CNESA 数据，2022 年全球新型储能累计装机量达到 45.8GW，同比增长超 80%；新增新型 储能装机量为 20.4GW，同比增长超 99%。

截止 2022 年末，全球新型储能项目中 94%为锂离子电池储能项目、0.6%为液流电池储能项目。根据应用场景不同，储能可以分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能等。根 据 CESA 数据，2021 年全球电化学储能中电源侧/电源侧辅助服务/电网侧/分布式 及微网/用户侧等场景装机规模占比分别为 30.9/32.1/26.6/4.2/6.2%。

表前储能（电源侧储能（含辅助服务）+电网侧储能）：政策引领行业快速发展 中国：强制配储政策刺激表前储能市场发展，商业模式演变优化储能经济性。

根 据 CNESA 数据，2022 年国内电化学储能新增装机规模为 7.3GW/15.9GWh，同比 +200%/+280%；其中新增表前储能装机占比超 92%。 

储能配置优化新能源发电灵活性，强制配储政策加快国内表前储能发展。从电源 侧来看，配置储能能够有效减少废光废风率、平滑输出功率曲线，提高新能源项 目经济效益；从电网侧来看，储能产品能够有效参与电力市场辅助服务（包括调 频调峰、无功调节等）。 

2021 年以来，国家在储能政策上持续加码。2021 年 8 月发改委、能源局发布《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 电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，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 小时以上）配建调峰能力，按照 20%以上挂 钩比例进行配建的优先并网，国家强制配储政策正式推出。随后各地方政府分别 推出相应配储政策，国内表前储能市场进入快速发展期。

商业模式优化，增益储能项目经济性。在强配政策背景下，各地方政府纷纷提出 政策补贴优化储能项目经济性。同时，共享储能等商业模式的提出，通过服务多 个发电项目的模式，减少新能源项目初始建设资本开支、提高资源利用效率，优 化配储经济性。 

美国：补贴激励行业发展。根据 CNESA 数据，2022 年美国新型储能新增装机规模 达到近 4.9GW，同比+39%；其中表前储能装机占比超 90%。联邦政策和地方政策对 行业发展具有积极影响。2022 年 8 月，美国正式发布 IRA 法案，针对储能提出延 长 ITC 税收抵免有效时间且放宽抵免要求：

1）抵免有效期延长：此前版本 2022 年抵免比例开始滑坡，现行版本 2033 年之后再滑坡。

2）抵免力度增加：税收抵免由基础抵免+额外抵免构成，其中基础抵免额度由过去最高的 26%提升至 30%、 结合额外抵免后最高可抵免税收的 70%。

3）独立储能纳入 ITC 补贴范围。用户侧储能：刚需+电价高企助推发展 国内峰谷价差拉动工商业储能发展。

据中关村储能产业技术联盟统计，2023 年 7 月全国各地代理电价峰谷价差均值为 0.76 元/KWh，高于 2022 全年价差 0.70/kWh， 与 2023 年 6 月价差相比略有上涨；已有 18 个地区峰谷价差达到工商业储能实现 经济性的门槛价差 0.70 元/kWh。随着部分区域的尖峰电价机制建立，给工商业储 能带来了更大应用空间。