摘要

GGII儲(chǔ)能項(xiàng)目庫數(shù)據(jù)顯示，2022年H1新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)量達(dá)到12.7GW，是2021年全年3.4GW的3.7倍。

儲(chǔ)能作為支撐新型電力系統(tǒng)的“新基建”，2022年H1延續(xù)了2021年的迅猛增長勢頭。東歐地區(qū)地緣沖突導(dǎo)致海外能源通脹，疊加國內(nèi)風(fēng)光儲(chǔ)與獨(dú)立儲(chǔ)能投資需求持續(xù)落地，助推國內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)與電池實(shí)現(xiàn)翻倍增長。

據(jù)GGII半年度調(diào)研統(tǒng)計(jì)，2022年H1不少企業(yè)產(chǎn)品出貨量已超2021全年水平，部分企業(yè)甚至完成去年2倍以上的出貨量。與此同時(shí)，電池材料緊缺、電池成本高企、國內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目營收難以形成穩(wěn)定預(yù)期等問題也日益凸顯。

裝機(jī)規(guī)模及技術(shù)路線

GGII儲(chǔ)能項(xiàng)目庫數(shù)據(jù)顯示，2022年H1新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)量達(dá)到12.7GW，是2021年全年3.4GW的3.7倍。

裝機(jī)高速增長的主要原因：

1）2022年H1國內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模符合預(yù)期，光伏繼續(xù)超預(yù)期增長，國家能源局披露2022年1-5月，全國光伏發(fā)電新增裝機(jī)2371萬千瓦，同比增幅為139%。風(fēng)光裝機(jī)持續(xù)增長帶動(dòng)發(fā)電側(cè)可再生能源配儲(chǔ)需求爆發(fā)；

2）2021年國內(nèi)部分獨(dú)立儲(chǔ)能電站項(xiàng)目從施工調(diào)試到正式裝機(jī)運(yùn)行集中在2022年上半年釋放；

3）整縣推進(jìn)、分布式光伏爆發(fā)疊加華東、華南地區(qū)部分省市對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目的補(bǔ)貼政策刺激，工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目投資在H1迎來一波高潮期。

2021-2022H1國內(nèi)新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)量（GW）

注：新型儲(chǔ)能是除抽水蓄能外的儲(chǔ)能技術(shù)，目前常見的為鋰電池儲(chǔ)能、壓縮空氣、液流和鉛蓄電池儲(chǔ)能等路線。

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年7月

從具體技術(shù)路線看，鋰離子電池憑借完善的產(chǎn)業(yè)配套、循環(huán)壽命長、建設(shè)工期短、轉(zhuǎn)化效率高等優(yōu)勢，成為2022年H1新型儲(chǔ)能的主流技術(shù)路線，新增裝機(jī)10.2GW。

與此同時(shí)，壓縮空氣、液流電池等非鋰離子技術(shù)路線在碳酸鋰等上游原材料暴漲，儲(chǔ)能鋰電池產(chǎn)能緊缺的背景下也迎來發(fā)展新機(jī)遇，2022年H1非鋰離子電池技術(shù)裝機(jī)接近2.5GW。

2021與2022年H1新增裝機(jī)技術(shù)路線占比

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年7月

2021-2022年國內(nèi)壓縮空氣和液流電池投資項(xiàng)目（部分）

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年7月

鋰電池出貨量及各應(yīng)用領(lǐng)域表現(xiàn)

根據(jù)GGII半年度調(diào)研統(tǒng)計(jì)，2022年H1儲(chǔ)能鋰電池出貨量達(dá)到44.5GWh，整體規(guī)模已接近2021年全年水平。其中電力儲(chǔ)能占比超60%，戶用家儲(chǔ)和便攜式儲(chǔ)能表現(xiàn)超乎預(yù)期，通信儲(chǔ)能出貨節(jié)奏相對(duì)平緩。

電力儲(chǔ)能方面，2022年H1電芯出貨達(dá)到30GWh。市場主要集中在兩大塊，一個(gè)是國內(nèi)共享儲(chǔ)能建設(shè)+風(fēng)光配儲(chǔ)需求持續(xù)爆發(fā)下，中廣核、華能集團(tuán)等國內(nèi)頭部投資業(yè)持續(xù)加大對(duì)儲(chǔ)能電芯及系統(tǒng)的采購規(guī)模，GWh的儲(chǔ)能采購訂單層出不窮；另一個(gè)是美國ITC退稅補(bǔ)貼、日本光伏FIT轉(zhuǎn)變?yōu)镕IP政策鼓勵(lì)、能源危機(jī)下儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步提升。寧德時(shí)代、比亞迪和億緯鋰能等第一梯隊(duì)電芯廠經(jīng)過2021年的渠道建設(shè)和客戶認(rèn)證，其電芯出貨正加速釋放釋放。

戶用家儲(chǔ)方面，國內(nèi)戶用家儲(chǔ)出貨達(dá)到6GWh，基本出口海外市場。俄烏危機(jī)刺激歐洲光伏+家儲(chǔ)裝機(jī)大爆發(fā)：2022年1-5月僅德國就有超10萬臺(tái)裝機(jī)，意大利、西班牙和東歐戶用家儲(chǔ)裝機(jī)H1基本處于供不應(yīng)求狀態(tài)。再加上全球能源危機(jī)使得戶用家儲(chǔ)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步凸顯，帶動(dòng)戶用家儲(chǔ)成為上半年儲(chǔ)能最火熱的賽道之一。

便攜式儲(chǔ)能方面，產(chǎn)業(yè)基數(shù)小，華為、小米、傳音等巨頭陸續(xù)布局，刺激資本大幅注入產(chǎn)業(yè)。此外，發(fā)達(dá)市場戶外運(yùn)動(dòng)+欠發(fā)達(dá)地區(qū)柴油機(jī)替代需求，無論是歐美等傳統(tǒng)發(fā)達(dá)國家還是廣大亞非拉國家對(duì)便攜式儲(chǔ)能都存在大量的需求。

全年看，GGII預(yù)計(jì)便攜式、戶用家儲(chǔ)和電力儲(chǔ)能鋰電池出貨規(guī)模均有望實(shí)現(xiàn)1~3倍增長。

值得注意的是，儲(chǔ)能市場的火熱發(fā)展也吸引了更多新進(jìn)入者加入，尤其是戶用家儲(chǔ)和便攜式賽道，成為新進(jìn)入者布局的重點(diǎn)，2022年H2儲(chǔ)能賽道預(yù)計(jì)會(huì)更加擁擠。

2021年和2022年H1各領(lǐng)域儲(chǔ)能電池出貨結(jié)構(gòu)（含出口）

注：電力儲(chǔ)能包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和工商業(yè)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目。

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年7月

產(chǎn)業(yè)鏈成本價(jià)格

2022年H1儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價(jià)格均處于上升狀態(tài)，目前系統(tǒng)端（電池系統(tǒng)+PCS，0.5C充放規(guī)格）的中標(biāo)均價(jià)已達(dá)到1.6-1.8元/Wh，其中價(jià)格上漲最大的驅(qū)動(dòng)力來自儲(chǔ)能鋰電芯。2022年H1儲(chǔ)能電芯采購價(jià)格已經(jīng)從去年年底的0.8-0.9元/Wh，攀升至今年H1的0.9-1.1元/Wh。

由于電芯價(jià)格與上游碳酸鋰價(jià)格聯(lián)動(dòng)，而下半年全球碳酸鋰供需關(guān)系難以出現(xiàn)大的逆轉(zhuǎn)，GGII預(yù)計(jì)下半年儲(chǔ)能電芯和系統(tǒng)價(jià)格出現(xiàn)大幅下降概率較小，但隨著其他材料開始逐步下降，預(yù)計(jì)Q3開始電芯價(jià)格有望小幅下降。儲(chǔ)能電芯和儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格H2整體將處于0.8-1元/Wh和1.6-1.7元/Wh的區(qū)間。

2022年H1國內(nèi)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格變動(dòng)及H2走勢預(yù)測

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII）

2022年7月2022年儲(chǔ)能電芯及系統(tǒng)環(huán)節(jié)價(jià)格走勢

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年7月

商業(yè)模式痛點(diǎn)

2022年H1，國內(nèi)儲(chǔ)能市場仍存在劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象：相當(dāng)部分業(yè)主基于成本考慮一味選擇成本更低的系統(tǒng)，重視初始投資成本而非度電成本。背后的根源還是在于項(xiàng)目實(shí)際落地的商業(yè)模式尚不成熟，具體表現(xiàn)在：

1）各地示范項(xiàng)目收益方式與標(biāo)準(zhǔn)無法明確，如電站參與容量補(bǔ)償收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)多變，導(dǎo)致投資者無法形成穩(wěn)定預(yù)期；

2）儲(chǔ)能設(shè)施征用時(shí)間數(shù)過少，相當(dāng)部分獨(dú)立儲(chǔ)能電站無法保證每天一充一放的水平，導(dǎo)致參與電力市場交易的收益不如預(yù)期；

3）新能源容量租賃、銷售電力現(xiàn)貨收入水平有限，國內(nèi)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性難以與北美、歐洲等成熟市場媲美。

盡管如此，2022年上半年國內(nèi)儲(chǔ)能商業(yè)模式相比以往仍向前邁進(jìn)一大步。主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：

一是山東、山西等省份電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)在穩(wěn)步推進(jìn)，青海共享儲(chǔ)能等具備中國特色的儲(chǔ)能商業(yè)模式正不斷涌現(xiàn)；

二是H1國家陸續(xù)出臺(tái)相關(guān)頂層設(shè)計(jì)，鼓勵(lì)以配建形式存在的新型儲(chǔ)能，通過技術(shù)改造轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目，同時(shí)鼓勵(lì)探索統(tǒng)一儲(chǔ)能主體按照部分容量獨(dú)立、聯(lián)合兩種方式同時(shí)參與的市場模式，為下半年儲(chǔ)能項(xiàng)目收益的提升提供更多的探索思路。

儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)核心痛點(diǎn)及矛盾

數(shù)據(jù)來源：高工產(chǎn)研新能源研究所（GGII），2022年7月

審核編輯 ：李倩