2021 年全球储能新增装机规模为 10GW/22GWh，容量同比实现翻倍增长，2016-2021 年化复合增长率约为 62%。2021 年，美国是全球电化学储能新增装机规模最大的国家，占比 34%。其次为中国，占比 24%。
中国 2021 年电化学储能新增装机 2.4GW，同比约+50%。2022H1 新增装机 0.39GW，同比约+70%。按照应用场景划分，中国电化学储能主要应用于电源侧和电网侧大型储能，其占比高达 96%。
从 2022H1 中国储能项目中标情况分析，储能招标人多为华能、华润、中广核等能源类公司和国家级电网。储能系统的中标人多为电工时代、海博思创等储能系统集成商。储能 EPC 项目中标人多为中国能源建设集团、中国电建等公司。
在国内风光配储需求持续爆发下，GWh 规模的储能采购大单逐渐涌现。中标价格上，2022 年 10 月储能系统均价约 1.50 元/Wh(以磷酸铁锂为主);储能 EPC 平均单价 1.89 元/Wh，调频用途的储能 EPC 中标价格普遍高于平均水平，在 2 元/Wh 以上。
2021 年美国电池储能装机量为 3.5GW/10.5GWh，其中表前装机容量(即电源侧、电网侧大型储能)占比 88%。2016-2021 年美国电池储能装机量的年化复合增速高达 96%，其中 2020、2021更是连续两年增速200%左右。2022Q2实现装机量3.0GWh，其中表前大储装机量2.6 GWh，创下第二季度新高。美国平均配储时长约为 2-3 小时。
美国大储快速发展的原因如下：1、美国电网基础设施老旧，必须依靠配置储能来实现光伏、风电等可再生能源的消纳。2、美国储能市场机制较为完善。美国 PPA(电力购买协议)定价模式高度市场化，高配储比可获得高溢价。3、ITC 税收抵免等政策鼓励配储。虽然美国户储在历年电池储能新增装机量的占比不高(2021 年约 9%)，但是户储规模仍然保持较好的增长态势。2022H1 户储新增装机量约为 709MWh，同比约+48%。加州是美国户储装机的主力。美国户储的快速发展主要是由于飓风、暴风雪等恶劣天气经常导致断电所致。
2021 年欧洲电化学储能新增装机量超过 3GWh，2016-2021 年的年化复合增速约 53%。其中户储历年新增装机量占比约 50%，近年占比有提升趋势。德国由于高电价所驱动，其电化学储能装机量占比第一，高达 72%。
2022H1，在俄乌冲突的情况下，欧洲多国陷入能源危机，电价大幅上涨，直接导致欧洲户储爆发。根据 GGII，欧洲户储装机 2022H1 基本处于供不应求状态。2022H1 中国户储锂电池出货达到 6GWh，已经超过 2021 年全年的数量，且基本出口海外市场。深耕欧洲的储能电池供应商派能科技，在 2022Q3 财报中显示下游需求旺盛，产销量上涨，且公司上调储能电池售价。
二、储能行业成长空间大，有望高速发展
我们主要通过对未来可再生能源装机规模的判断，来预测储能行业的增速。假设 2022-2025年全球光伏新增装机量为 250、350、450、550GW，其中集中式占比为 57%、56%、54%、53%。2022-2025 年全球风电新增装机量为 100、115、130、146GW。根据对发电侧、用户侧、电网侧储能的需求测算，到 2025 年，全球储能新增需求为 129.5GW/309.3GWh，2021-2025 年的年化复合增速为 70%/74%，成长空间大。
三、储能电池和变流器为价值量最高的环节
储能电池作为核心部件之一，需要与储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)等其他部件集成，成为完整的储能系统后提供给终端用户，故存在相应的系统设计、集成及安装等环节。由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，外购或自行生产相关电气设备后，匹配集成给下游的安装商，安装施工后最终交付终端客户，包括电站投资者、工商业用户及户用用户等。
大型储能系统配合光伏电站的工作原理如下。光伏组件发出的直流电，通过光伏逆变器变为交流电，可直接送入电网，也可以将多余电力经储能变流器，变为直流电，给储能电池充电。待用电负荷高位时，电池系统将储存的电量经过变流器转化成交流电并网。储能系统的充放电由智能化控制系统或电网调度控制，系统运行方便、有效。
储能电池和变流器是储能系统中成本占比最高的两个环节。储能电池是储能系统最主要的构成部分，约占储能系统成本的 60%以上;储能变流器 PCS 可以进行交直流的变换，占系统成本10%;电池管理系统 BMS 主要负责电池的监测、保护，能量管理系统 EMS 负责数据采集、监控和能量调度。
