新型储能市场前景广阔 2023国内工商业储能新增装机8GWh

随着新型电力系统建设加快和新能源大规模并网，新型储能将迎来大规模发展。新型储能项目建设要充分考虑经济性，通过技术进步推动成本下降;同时进一步创新商业模式，扩大盈利空间。

新型储能市场前景广阔

截至目前，山西省风电和光伏总装机容量占省调发电装机的42.82%。山西电网快速向新能源高占比方向迈进。

《山西省“十四五”电力发展规划》提出，2025年风电和光伏装机规模将达到8000万千瓦左右，风电和光伏总装机将达到省调发电装机的55.59%。任远表示，电力系统对火电灵活性、抽水蓄能、新型储能、可中断负荷等调节性资源的需求日益凸显。

据介绍，目前在山西开展的新型储能试点示范项目有“火电+储能”联合调频项目、新能源配建储能项目及独立储能项目。其中，12个“火电+储能”联合调频项目在运，总装机达125MW/65MWh。两个独立储能项目在开展涉网试验，即将投入运行。据《山西省“十四五”电力发展规划》，到2025年省内新型储能装机规模将达到600万千瓦左右。

2023年国内工商业储能新增装机规模将达8GWh，同比增300%。随峰谷价差拉大和两部制电价落地，工商业储能今年非线性增长，测算2023/2025年国内储能新增容量需求分别为43/129GWh，2023年同增180%，2022-2025年CAGR=103%。

2023年国内工商业储能新增装机

随着浙江、江苏、广东等地工商业储能政策陆续出台及多地峰谷价差的扩大，工商业储能经济性逐渐显现。同时在能耗双控和限电背景下，企业对能源稳定性、独立性的要求进一步提升，工商业储能逐渐为终端客户认知和接纳。

据GGII不完全统计，当前参与工商业储能系统集成商企业超200家，分布在华东和华南区域，其中江苏、浙江、广东、山东的企业数量排名前列。

2023年碳酸锂及硅料价格回落带动电池包及组件价格下降，国内储能招标价格降至1.1元/wh，光储平价到来!根据不完全统计，2023H1公开招标累计达30.4GWh;共享储能已成为主流模式。

目前，大储占了国内储能市场近90%的份额，其中共享储能约20%左右，剩下10%的蛋糕是用户侧储能，包括工商业储能、户储。

随着中国各地峰谷价差进一步拉大，叠加锂电池成本下降，工商业储能IRR(内部收益率)稳步提升，经济性越来越明显。工商业储能成为储能赛道中增速最快的分支。

表面看，储能系统都是由电池、PCS变流器、BMS、EMS及其他电气电路和保护、监控系统、消防等几大部分组成，但实际上，源网侧储能与工商业储能在系统侧重、商业逻辑、收入模式方面存在着很大区别。

工商业储能的集成度更强，会采用储能一体柜的形态，而非大储的集装箱。工商业储能的容量相对要小一些，因为更多地是满足企业用户光伏自发自用、降低用电成本，基本不参与电网调度，所以对系统控制的要求远低于源网侧储能。

从收入来源上看，新能源配储更多依赖于平滑并网，减少弃风弃光，很少参与辅助服务;独立储能电站(含共享储能)的收入方式更为多元，包括容量租赁、电力辅助服务、峰谷差套利、容量补偿等。相比，工商业储能的价值更加多维。

国外则完全不一样，海外市场则以用户侧储能为主，尤其是在美国、德国、意大利等国家。2022年，欧洲户储增速高达71%，新增装机3.9GWh，德国、意大利、英国、奥地利位列前四位。特别是德国户用光伏的配储率高达70%，位居全球第一。

根据中研普华研究院《2023-2028年国内储能电池行业发展趋势及发展策略研究报告》显示：

目前，全国正在实施的补贴政策多达30项，向用户侧且注重分布式光伏耦合的项目倾斜，补贴方式包括容量补贴、放电补贴、投资补贴。比如合肥对1MW以上的项目按放电量给予0.3元/Kwh的补贴，连续补贴2年;深圳鼓励数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等布局储能，按实际放电量0.2元/Kwh补贴;江苏无锡则按容量补贴，直接按装机量给一次性0.1元/W，浙江多地的容量补贴则按0.2元/W、0.18元/W逐级退坡。

2023工商业储能应用商业模式

不仅仅有额外补贴收益，工商业储能被持续看好，还在于其具有更好的耦合性和融合性，不仅仅是单一配置储能的场景。工商业储能的商业模式更具延展性，可以与光伏分布式发电、微电网、能源管理、充电桩及充电站、虚拟电厂等新型能源消费形式融合在一起，带来更多元的收入模式，就具备了更大的想象空间。

相比大储，工商业的应用场景更为丰富，可广泛应用在工业厂房、商业楼宇、园区、数据中心、基站、电动汽车充电站、矿区/油田等场景。其中，在社会用电量中占比越来越高的EV充电站对配置储能的刚性需求越来越大。

能链研究院预计，2030年电动汽车公用充电量在社会用电量中的占比将翻24倍，从2022年的0.16%增至4%。2025年，全国充电站配建储能规模将达到23GW，投资规模近千亿元。2030年，这一数字将增至243GW，投资规模超过8700亿元。2023-2030年的CAGR达64%。未来，光储充将成为充电站的标配。

工业用电约占到全社会用电量的66%，即便未来20%的厂房、园区等配套储能，整个工商业储能的容量将会是数万亿的市场。

新型储能发展实施方案

未来我国储能商业模式发展趋势如何?国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出“到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段”、“到2030年新型储能全面市场化发展”。

据中国化学与物理电源行业协会统计，中国涉及储能产业的注册企业已近9万家。国家发展改革委和国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，2025年新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上。

根据国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》，实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军。新型储能是构建新型电力系统的关键环节，当前至2030年是储能多应用场景多技术路线规模化发展的重要阶段。

储能主要分为抽水蓄能和新型储能。相比抽水蓄能，新型储能投资小、建设周期短、部署灵活。2017年底，自五部委联合发布首个储能行业指导意见以来，储能热度逐日攀升。

2022年以来，包括《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》《“十四五”新型储能发展实施方案》等多项重磅文件相继出台。近日，国家能源局又发布了《新型电力系统发展蓝皮书》(以下简称《蓝皮书》)，对新型储能技术的开发和应用做出了指引。受政策驱动，新型储能再次迎来了爆发式增长。

在政策的支持与推动下，相关数据显示，2022年我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%;新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%。同时，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮储能等其他技术路线的项目，在规模上也有所突破，应用模式逐渐增多。

此外，除了国内市场，欧美等海外市场也已成为支撑我国储能企业业绩增长的第二曲线。全球新增投运新型储能项目地区主要在美国、欧洲和中国，合计占全球市场的80%。储能作为继风、光后的第三类新能源资产正被广泛关注，但目前的价值创造还不够明显、商业模式还不健全也是全行业的共识。

由于储能产业处于发展初期，产业链成熟度低，厂商之间各自为政，尚未产生协同效应，储能系统价格仍然偏高。同时有业内人士分析指出，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益的方式单一，尚未形成可持续的商业模式。尽管储能制造厂商主要盈利模式比较清晰，但储能电站投资建设获利之路还没走通。因此，有业内人士分析认为，降成本是开发新型储能产业宝藏的关键钥匙，而实现这一目标还需要依靠体制机制改革和商业模式创新。

储能持续增长的态势已经形成，但过程中仍有一些痛点问题需要解决。本期杂志我们将全面采访分析并展现新型储能发展的趋势与挑战。

《2023-2028年国内储能电池行业发展趋势及发展策略研究报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。