2023年工商業儲能新增裝機規模將達8GWh

• 黃江 2023年10月31日 來源：新浪 980 62
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2023年國內工商業儲能新增裝機規模將達8GWh，同比增300%。隨峰谷價差拉大和兩部制電價落地，工商業儲能今年非線性增長，測算2023/2025年國內儲能新增容量需求分別為43/129GWh，2023年同增180%，2022-2025年CAGR=103%。

隨著浙江、江蘇、廣東等地工商業儲能政策陸續出臺及多地峰谷價差的擴大，工商業儲能經濟性逐漸顯現。同時在能耗雙控和限電背景下，企業對能源穩定性、獨立性的要求進一步提升，工商業儲能逐漸為終端客戶認知和接納。

據GGII不完全統計，當前參與工商業儲能系統集成商企業超200家，分布在華東和華南區域，其中江蘇、浙江、廣東、山東的企業數量排名前列。

2023年國內工商業儲能新增裝機規模將達8GWh，同比增300%。隨峰谷價差拉大和兩部制電價落地，工商業儲能今年非線性增長，測算2023/2025年國內儲能新增容量需求分別為43/129GWh，2023年同增180%，2022-2025年CAGR=103%。

2023年國內工商業儲能新增裝機

2023年碳酸鋰及硅料價格回落帶動電池包及組件價格下降，國內儲能招標價格降至1.1元/wh，光儲平價到來!根據不完全統計，2023H1公開招標累計達30.4GWh;共享儲能已成為主流模式。

目前，大儲占了國內儲能市場近90%的份額，其中共享儲能約20%左右，剩下10%的蛋糕是用戶側儲能，包括工商業儲能、戶儲。

隨著中國各地峰谷價差進一步拉大，疊加鋰電池成本下降，工商業儲能IRR(內部收益率)穩步提升，經濟性越來越明顯。工商業儲能成為儲能賽道中增速最快的分支。

表面看，儲能系統都是由電池、PCS變流器、BMS、EMS及其他電氣電路和保護、監控系統、消防等幾大部分組成，但實際上，源網側儲能與工商業儲能在系統側重、商業邏輯、收入模式方面存在著很大區別。

工商業儲能的集成度更強，會采用儲能一體柜的形態，而非大儲的集裝箱。工商業儲能的容量相對要小一些，因為更多地是滿足企業用戶光伏自發自用、降低用電成本，基本不參與電網調度，所以對系統控制的要求遠低于源網側儲能。

從收入來源上看，新能源配儲更多依賴于平滑并網，減少棄風棄光，很少參與輔助服務;獨立儲能電站(含共享儲能)的收入方式更為多元，包括容量租賃、電力輔助服務、峰谷差套利、容量補償等。相比，工商業儲能的價值更加多維。

國外則完全不一樣，海外市場則以用戶側儲能為主，尤其是在美國、德國、意大利等國家。2022年，歐洲戶儲增速高達71%，新增裝機3.9GWh，德國、意大利、英國、奧地利位列前四位。特別是德國戶用光伏的配儲率高達70%，位居全球第一。

根據中研普華研究院《2023-2028年國內儲能電池行業發展趨勢及發展策略研究報告》顯示：

目前，全國正在實施的補貼政策多達30項，向用戶側且注重分布式光伏耦合的項目傾斜，補貼方式包括容量補貼、放電補貼、投資補貼。比如合肥對1MW以上的項目按放電量給予0.3元/Kwh的補貼，連續補貼2年;深圳鼓勵數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等布局儲能，按實際放電量0.2元/Kwh補貼;江蘇無錫則按容量補貼，直接按裝機量給一次性0.1元/W，浙江多地的容量補貼則按0.2元/W、0.18元/W逐級退坡。

2023工商業儲能應用商業模式

不僅僅有額外補貼收益，工商業儲能被持續看好，還在于其具有更好的耦合性和融合性，不僅僅是單一配置儲能的場景。工商業儲能的商業模式更具延展性，可以與光伏分布式發電、微電網、能源管理、充電樁及充電站、虛擬電廠等新型能源消費形式融合在一起，帶來更多元的收入模式，就具備了更大的想象空間。

相比大儲，工商業的應用場景更為豐富，可廣泛應用在工業廠房、商業樓宇、園區、數據中心、基站、電動汽車充電站、礦區/油田等場景。其中，在社會用電量中占比越來越高的EV充電站對配置儲能的剛性需求越來越大。

能鏈研究院預計，2030年電動汽車公用充電量在社會用電量中的占比將翻24倍，從2022年的0.16%增至4%。2025年，全國充電站配建儲能規模將達到23GW，投資規模近千億元。2030年，這一數字將增至243GW，投資規模超過8700億元。2023-2030年的CAGR達64%。未來，光儲充將成為充電站的標配。

工業用電約占到全社會用電量的66%，即便未來20%的廠房、園區等配套儲能，整個工商業儲能的容量將會是數萬億的市場。

新型儲能發展實施方案

未來我國儲能商業模式發展趨勢如何?國家發改委、國家能源局印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》，提出“到2025年新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段”、“到2030年新型儲能全面市場化發展”。

據中國化學與物理電源行業協會統計，中國涉及儲能產業的注冊企業已近9萬家。國家發展改革委和國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》指出，2025年新型儲能裝機規模將達到3000萬千瓦以上。

根據國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書》，實現“雙碳”目標，能源是主戰場，電力是主力軍。新型儲能是構建新型電力系統的關鍵環節，當前至2030年是儲能多應用場景多技術路線規模化發展的重要階段。

儲能主要分為抽水蓄能和新型儲能。相比抽水蓄能，新型儲能投資小、建設周期短、部署靈活。2017年底，自五部委聯合發布首個儲能行業指導意見以來，儲能熱度逐日攀升。

2022年以來，包括《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》《“十四五”新型儲能發展實施方案》等多項重磅文件相繼出臺。近日，國家能源局又發布了《新型電力系統發展藍皮書》(以下簡稱《藍皮書》)，對新型儲能技術的開發和應用做出了指引。受政策驅動，新型儲能再次迎來了爆發式增長。

在政策的支持與推動下，相關數據顯示，2022年我國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破15GW，達到16.5GW，其中，新型儲能新增規模創歷史新高，達到7.3GW/15.9GWh，功率規模同比增長200%，能量規模同比增長280%;新型儲能中，鋰離子電池占據絕對主導地位，比重達97%。同時，壓縮空氣儲能、液流電池、鈉離子電池、飛輪儲能等其他技術路線的項目，在規模上也有所突破，應用模式逐漸增多。

此外，除了國內市場，歐美等海外市場也已成為支撐我國儲能企業業績增長的第二曲線。全球新增投運新型儲能項目地區主要在美國、歐洲和中國，合計占全球市場的80%。儲能作為繼風、光后的第三類新能源資產正被廣泛關注，但目前的價值創造還不夠明顯、商業模式還不健全也是全行業的共識。

由于儲能產業處于發展初期，產業鏈成熟度低，廠商之間各自為政，尚未產生協同效應，儲能系統價格仍然偏高。同時有業內人士分析指出，我國電力市場建設處于起步階段，市場機制難以準確反映新型儲能的多重價值，新型儲能參與市場收益的方式單一，尚未形成可持續的商業模式。盡管儲能制造廠商主要盈利模式比較清晰，但儲能電站投資建設獲利之路還沒走通。因此，有業內人士分析認為，降成本是開發新型儲能產業寶藏的關鍵鑰匙，而實現這一目標還需要依靠體制機制改革和商業模式創新。

儲能持續增長的態勢已經形成，但過程中仍有一些痛點問題需要解決。本期雜志我們將全面采訪分析并展現新型儲能發展的趨勢與挑戰。

《2023-2028年國內儲能電池行業發展趨勢及發展策略研究報告》由中研普華研究院撰寫，本報告對該行業的供需狀況、發展現狀、行業發展變化等進行了分析，重點分析了行業的發展現狀、如何面對行業的發展挑戰、行業的發展建議、行業競爭力，以及行業的投資分析和趨勢預測等等。報告還綜合了行業的整體發展動態，對行業在產品方面提供了參考建議和具體解決辦法。

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