一、中國大型儲能快速增長，國外大儲、戶儲齊發力

2021 年全球儲能新增裝機規模為 10GW/22GWh，容量同比實現翻倍增長，2016-2021 年化復合增長率約為 62%。2021 年，美國是全球電化學儲能新增裝機規模最大的國家，占比 34%。其次為中國，占比 24%。

中國 2021 年電化學儲能新增裝機 2.4GW，同比約+50%。2022H1 新增裝機 0.39GW，同比約+70%。按照應用場景劃分，中國電化學儲能主要應用于電源側和電網側大型儲能，其占比高達 96%。

從 2022H1 中國儲能項目中標情況分析，儲能招標人多為華能、華潤、中廣核等能源類公司和國家級電網。儲能系統的中標人多為電工時代、海博思創等儲能系統集成商。儲能 EPC 項目中標人多為中國能源建設集團、中國電建等公司。

在國內風光配儲需求持續爆發下，GWh 規模的儲能采購大單逐漸涌現。中標價格上，2022 年 10 月儲能系統均價約 1.50 元/Wh(以磷酸鐵鋰為主);儲能 EPC 平均單價 1.89 元/Wh，調頻用途的儲能 EPC 中標價格普遍高于平均水平，在 2 元/Wh 以上。

2021 年美國電池儲能裝機量為 3.5GW/10.5GWh，其中表前裝機容量(即電源側、電網側大型儲能)占比 88%。2016-2021 年美國電池儲能裝機量的年化復合增速高達 96%，其中 2020、2021更是連續兩年增速200%左右。2022Q2實現裝機量3.0GWh，其中表前大儲裝機量2.6 GWh，創下第二季度新高。美國平均配儲時長約為 2-3 小時。

美國大儲快速發展的原因如下：1、美國電網基礎設施老舊，必須依靠配置儲能來實現光伏、風電等可再生能源的消納。2、美國儲能市場機制較為完善。美國 PPA(電力購買協議)定價模式高度市場化，高配儲比可獲得高溢價。3、ITC 稅收抵免等政策鼓勵配儲。雖然美國戶儲在歷年電池儲能新增裝機量的占比不高(2021 年約 9%)，但是戶儲規模仍然保持較好的增長態勢。2022H1 戶儲新增裝機量約為 709MWh，同比約+48%。加州是美國戶儲裝機的主力。美國戶儲的快速發展主要是由于颶風、暴風雪等惡劣天氣經常導致斷電所致。

2021 年歐洲電化學儲能新增裝機量超過 3GWh，2016-2021 年的年化復合增速約 53%。其中戶儲歷年新增裝機量占比約 50%，近年占比有提升趨勢。德國由于高電價所驅動，其電化學儲能裝機量占比第一，高達 72%。

2022H1，在俄烏沖突的情況下，歐洲多國陷入能源危機，電價大幅上漲，直接導致歐洲戶儲爆發。根據 GGII，歐洲戶儲裝機 2022H1 基本處于供不應求狀態。2022H1 中國戶儲鋰電池出貨達到 6GWh，已經超過 2021 年全年的數量，且基本出口海外市場。深耕歐洲的儲能電池供應商派能科技，在 2022Q3 財報中顯示下游需求旺盛，產銷量上漲，且公司上調儲能電池售價。

二、儲能行業成長空間大，有望高速發展

我們主要通過對未來可再生能源裝機規模的判斷，來預測儲能行業的增速。假設 2022-2025年全球光伏新增裝機量為 250、350、450、550GW，其中集中式占比為 57%、56%、54%、53%。2022-2025 年全球風電新增裝機量為 100、115、130、146GW。根據對發電側、用戶側、電網側儲能的需求測算，到 2025 年，全球儲能新增需求為 129.5GW/309.3GWh，2021-2025 年的年化復合增速為 70%/74%，成長空間大。

三、儲能電池和變流器為價值量最高的環節

儲能電池作為核心部件之一，需要與儲能變流器(PCS)、電池管理系統(BMS)、能量管理系統(EMS)等其他部件集成，成為完整的儲能系統后提供給終端用戶，故存在相應的系統設計、集成及安裝等環節。由系統集成商對整個儲能系統的設備進行選型，外購或自行生產相關電氣設備后，匹配集成給下游的安裝商，安裝施工后最終交付終端客戶，包括電站投資者、工商業用戶及戶用用戶等。

大型儲能系統配合光伏電站的工作原理如下。光伏組件發出的直流電，通過光伏逆變器變為交流電，可直接送入電網，也可以將多余電力經儲能變流器，變為直流電，給儲能電池充電。待用電負荷高位時，電池系統將儲存的電量經過變流器轉化成交流電并網。儲能系統的充放電由智能化控制系統或電網調度控制，系統運行方便、有效。

儲能電池和變流器是儲能系統中成本占比最高的兩個環節。儲能電池是儲能系統最主要的構成部分，約占儲能系統成本的 60%以上;儲能變流器 PCS 可以進行交直流的變換，占系統成本10%;電池管理系統 BMS 主要負責電池的監測、保護，能量管理系統 EMS 負責數據采集、監控和能量調度。