东方财富研报中指出，随着传统发电方式逐渐被新能源发电取代，风光装机不断增长，弃风弃光问题随之而来。同时随新能源装机占比持续提升，发电设备总体的间歇性和不稳定性增强，调峰调频需求愈加强烈。储能为解决弃风弃光&调峰调频需求的有效方案。

根据中关村储能产业技术联盟（China Energy Storage Alliance,CNESA）数据，2022年新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，配储时长2.18hr，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。

截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的 25%，年增长率38%。抽水蓄能累计装机占比同样首次低于80%，与 2021年同期相比下降8.3个百分点；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达 128%，能量规模年增长率达141%。

(资料图)

截至目前，全国已有 24 个省市明确规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模超 67 GW，此外，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到 101.8GW/259.2GWh。

根据 CNESA 数据，2022年全球新增投运新型储能项目装机规模 30.7GW，同增 98%，至22年年底实现累计装机45.7GW，接近 2021 年同期的2倍。分地区看，根据 CNESA 数据，中国、欧洲、美国新增项目占比较高，2022中国占比 36%，欧洲占比 26%，美国占比 24%，澳洲、日本紧随其后。

中美驱动，拐点已至

国家层面，2021 年 7 月国家发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年新型储能装机规模达 30GW 以上，据 CNESA统计，截至 2022 年底，中国已投运新型储能累计装机为 13.1GW，按照文件提出的装机目标，到 2025 年中国的电化学储能安装量仍有 2 倍空间。

联邦层面的 IRA 法案利好储能。2022 年 8 月拜登签署了 IRA 法案，关于储能方面的条款变化包括：首次将独立储能纳入 ITC 抵免范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低。

将储能补贴分为两种，表前与工商用及户用，表前与工商用储能额定容量(Nameplate capacity)需在 5kWh 以上，而户用储能的额定容量需在 3kWh以上。将 ITC 补贴延期十年，补贴将延长至 2035 年，2033 年后开始逐步退坡。

此前美国光伏发电及其配储项目普遍可享 26% ITC 免税额度，即退还投资产生增值税的 26%，但将于 2023 年开始逐步退坡至 2024 年的 10%。更新后，提升抵免上限，将抵免划分为基础抵免+额外抵免，其中基础抵免额度上限由之前的 26%上升至 30%；此外表前与工商业储能项目若满足要求，则可再获得最高10%的额外补贴。

硅料+碳酸锂降价，IRR 提升

硅料产能大规模投产，带动组件价格下跌，地面电站装机释放，并网配置储能的渗透率和时长提升，储能需求加速明显。

价格下行带动产业链价格中枢下移。根据 choice 数据，5 月 24 日最新报价，国内多晶致密料价格从高点 303 元/降至目前的 130 元/kg，跌幅已高达57.1%。

硅料价格大幅调降逐步传导至产业链中下游，预计随着硅料价格进一步下行和组件厂产能释放，组件价格具备进一步下调的空间。硅料、组件价格下降，带动地面电站 IRR 提升。

碳酸锂价格高位回落，原材料成本下行，独立储能 IRR 有望提升，释放需求。根据中商情报网及模型测算，储能 EPC 中，当碳酸锂价格为 55 万元时,石墨价格 5 万元时，储能系统成本占比约 86%，储能系统成本中，电池占比约 60%。

上游中游材料价格加速回落，储能初始投资成本下降，独立储能经济性提升。我们假设：除碳酸锂、石墨外，其余电池材料成本不变；1W/2Wh 储能系统，单日 1 次充放电，年运营天数 330 天；盈利模式为：容量租赁、调峰补贴、充放套利。

东方财富预计，2025 年全球储能需求为 331 GWh，22-25 年 CAGR=95.7%；其中中国 25 年预计需求 152.8GWh，22-25 年 CAGR=108.5%；美国 25 年预计需求98.5 GWh，22-25 年 CAGR=91.0%。

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