摘要

GGII儲能項目庫數據顯示，2022年H1新型儲能新增裝機量達到12.7GW，是2021年全年3.4GW的3.7倍。

儲能作為支撐新型電力系統的“新基建”，2022年H1延續了2021年的迅猛增長勢頭。東歐地區地緣沖突導致海外能源通脹，疊加國內風光儲與獨立儲能投資需求持續落地，助推國內儲能系統與電池實現翻倍增長。

據GGII半年度調研統計，2022年H1不少企業產品出貨量已超2021全年水平，部分企業甚至完成去年2倍以上的出貨量。與此同時，電池材料緊缺、電池成本高企、國內儲能項目營收難以形成穩定預期等問題也日益凸顯。

裝機規模及技術路線

GGII儲能項目庫數據顯示，2022年H1新型儲能新增裝機量達到12.7GW，是2021年全年3.4GW的3.7倍。

裝機高速增長的主要原因：

1）2022年H1國內風電裝機規模符合預期，光伏繼續超預期增長，國家能源局披露2022年1-5月，全國光伏發電新增裝機2371萬千瓦，同比增幅為139%。風光裝機持續增長帶動發電側可再生能源配儲需求爆發；

2）2021年國內部分獨立儲能電站項目從施工調試到正式裝機運行集中在2022年上半年釋放；

3）整縣推進、分布式光伏爆發疊加華東、華南地區部分省市對儲能項目的補貼政策刺激，工商業儲能項目投資在H1迎來一波高潮期。

2021-2022H1國內新型儲能新增裝機量（GW）

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

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII），2022年7月

從具體技術路線看，鋰離子電池憑借完善的產業配套、循環壽命長、建設工期短、轉化效率高等優勢，成為2022年H1新型儲能的主流技術路線，新增裝機10.2GW。

與此同時，壓縮空氣、液流電池等非鋰離子技術路線在碳酸鋰等上游原材料暴漲，儲能鋰電池產能緊缺的背景下也迎來發展新機遇，2022年H1非鋰離子電池技術裝機接近2.5GW。

2021與2022年H1新增裝機技術路線占比

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII），2022年7月

2021-2022年國內壓縮空氣和液流電池投資項目（部分）

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII），2022年7月

鋰電池出貨量及各應用領域表現

根據GGII半年度調研統計，2022年H1儲能鋰電池出貨量達到44.5GWh，整體規模已接近2021年全年水平。其中電力儲能占比超60%，戶用家儲和便攜式儲能表現超乎預期，通信儲能出貨節奏相對平緩。

電力儲能方面，2022年H1電芯出貨達到30GWh。市場主要集中在兩大塊，一個是國內共享儲能建設+風光配儲需求持續爆發下，中廣核、華能集團等國內頭部投資業持續加大對儲能電芯及系統的采購規模，GWh的儲能采購訂單層出不窮；另一個是美國ITC退稅補貼、日本光伏FIT轉變為FIP政策鼓勵、能源危機下儲能項目經濟性進一步提升。寧德時代、比亞迪和億緯鋰能等第一梯隊電芯廠經過2021年的渠道建設和客戶認證，其電芯出貨正加速釋放釋放。

戶用家儲方面，國內戶用家儲出貨達到6GWh，基本出口海外市場。俄烏危機刺激歐洲光伏+家儲裝機大爆發：2022年1-5月僅德國就有超10萬臺裝機，意大利、西班牙和東歐戶用家儲裝機H1基本處于供不應求狀態。再加上全球能源危機使得戶用家儲項目經濟性進一步凸顯，帶動戶用家儲成為上半年儲能最火熱的賽道之一。

便攜式儲能方面，產業基數小，華為、小米、傳音等巨頭陸續布局，刺激資本大幅注入產業。此外，發達市場戶外運動+欠發達地區柴油機替代需求，無論是歐美等傳統發達國家還是廣大亞非拉國家對便攜式儲能都存在大量的需求。

全年看，GGII預計便攜式、戶用家儲和電力儲能鋰電池出貨規模均有望實現1~3倍增長。

值得注意的是，儲能市場的火熱發展也吸引了更多新進入者加入，尤其是戶用家儲和便攜式賽道，成為新進入者布局的重點，2022年H2儲能賽道預計會更加擁擠。

2021年和2022年H1各領域儲能電池出貨結構（含出口）

注：電力儲能包括發電側、電網側和工商業側儲能項目。

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII），2022年7月

產業鏈成本價格

2022年H1儲能產業鏈各環節價格均處于上升狀態，目前系統端（電池系統+PCS，0.5C充放規格）的中標均價已達到1.6-1.8元/Wh，其中價格上漲最大的驅動力來自儲能鋰電芯。2022年H1儲能電芯采購價格已經從去年年底的0.8-0.9元/Wh，攀升至今年H1的0.9-1.1元/Wh。

由于電芯價格與上游碳酸鋰價格聯動，而下半年全球碳酸鋰供需關系難以出現大的逆轉，GGII預計下半年儲能電芯和系統價格出現大幅下降概率較小，但隨著其他材料開始逐步下降，預計Q3開始電芯價格有望小幅下降。儲能電芯和儲能系統價格H2整體將處于0.8-1元/Wh和1.6-1.7元/Wh的區間。

2022年H1國內儲能產業鏈價格變動及H2走勢預測

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII）

2022年7月2022年儲能電芯及系統環節價格走勢

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII），2022年7月

商業模式痛點

2022年H1，國內儲能市場仍存在劣幣驅逐良幣的現象：相當部分業主基于成本考慮一味選擇成本更低的系統，重視初始投資成本而非度電成本。背后的根源還是在于項目實際落地的商業模式尚不成熟，具體表現在：

1）各地示范項目收益方式與標準無法明確，如電站參與容量補償收費標準多變，導致投資者無法形成穩定預期；

2）儲能設施征用時間數過少，相當部分獨立儲能電站無法保證每天一充一放的水平，導致參與電力市場交易的收益不如預期；

3）新能源容量租賃、銷售電力現貨收入水平有限，國內項目經濟性難以與北美、歐洲等成熟市場媲美。

盡管如此，2022年上半年國內儲能商業模式相比以往仍向前邁進一大步。主要體現在兩個方面：

一是山東、山西等省份電力現貨市場試點在穩步推進，青海共享儲能等具備中國特色的儲能商業模式正不斷涌現；

二是H1國家陸續出臺相關頂層設計，鼓勵以配建形式存在的新型儲能，通過技術改造轉為獨立儲能項目，同時鼓勵探索統一儲能主體按照部分容量獨立、聯合兩種方式同時參與的市場模式，為下半年儲能項目收益的提升提供更多的探索思路。

儲能產業鏈各環節核心痛點及矛盾

數據來源：高工產研新能源研究所（GGII），2022年7月

審核編輯 ：李倩