2022年国内储能行业需求驱动因素及全球市场机遇分析报告（61页）.pdf

1、2022 年深度行业分析研究报告 3 正文目录正文目录 1.1.储能刚需属性深层原因分析储能刚需属性深层原因分析 .7 7 1.1 原因一：新能源发展持续提升消纳压力.7 1.2 原因二：居民用电比例提升增加负荷波动.9 1.3 原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项.12 2.2.国内：风光配储主线地位不断夯实国内：风光配储主线地位不断夯实 .1313 2.1 配储政策已全面贯彻执行.14 2.2 发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈.15 2.3 电网侧：储能调频盈利能力突出.23 2.4 用户侧：电价市场化是最强催化剂.29 2.5 共享储能解决经济性痛点.32 2.6 中标价格回升改善

2、厂商盈利.35 3.3.海外：能源危机带来欧洲户储机遇海外：能源危机带来欧洲户储机遇 .3636 3.1 供需失衡带来高电价将持续.36 3.2 高电价奠定欧洲户储刚需属性.40 4.4.国内大储国内大储+海外户储主导需求增量海外户储主导需求增量 .4242 4.1 储能需求框架分析.42 4.2 国内储能需求快速提升.43 4.3 寻求能源独立推升欧洲储能需求.45 4.4 全球储能高增共振.49 5.5.投资建议投资建议 .5050 5.1 宁德时代：全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态.51 5.2 派能科技：海外市场耕耘多年，渠道优势明显.53 5.3 南都电源：一体化布局，聚焦储能

3、再出发.56 5.4 鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量.58 5.5 德业股份：逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场.60 图表目录图表目录 图表 1：全球风光装机占总发电装机的比例.7 图表 2：全球可再生能源发电量占比逐渐提升（TWh）.7 图表 3：我国新能源累计装机占比不断增长.7 图表 4：我国风电光伏发电量及占比.7 图表 5：2019-2022H1 我国历月弃光率.8 图表 6：2019-2022H1 我国历月弃风率.8 图表 7：全国及部分地区弃风率.9 图表 8：全国及部分地区弃光率.9 图表 9：我国用电量结构正在发生变化.9 图表 10：2020 年各国用电结构对

4、比.10 4 图表 11：各国人均居民用电量对比.10 图表 12：典型工业、工商业、居民用电负荷曲线.11 图表 13：2022 年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位：万千瓦）.11 图表 14：多省市用电负荷增速高于用电量增速.11 图表 15：我国灵活调节电源装机占比较低.12 图表 16：储能在发电侧参与平抑波动的应用模式.12 图表 17：储能参与发电侧平抑波动应用效果.12 图表 18：储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移.13 图表 19：储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资.13 图表 20：各地方政府新能源配置储能政策汇总.14 图表 21：22H1 我国新增储能

5、功率同比高增（MW）.15 图表 22：22H1 我国新增储能额定能量同比高增（MWh）.15 图表 23：全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划.15 图表 24：部分地区调峰补偿费用计算规则.16 图表 25：典型调峰用储能技术的度电成本对比.17 图表 26：10MW/40MWh 储能系统调峰度电成本测算.17 图表 27：基于不同补偿费用以及储能成本的系统 IRR 计算.18 图表 28：光储一体电站收益模型构成.19 图表 29：光储一体模型参数假设.19 图表 30：光储一体模型收益构成改变时 IRR 的变化（弃光率 2%）.20 图表 31：电池储能参与风电调峰示意图.2

6、0 图表 32：电池储能参与光伏调峰示意图.20 图表 33：基于不同利用小时数和弃光率的调峰电池储能配置比例计算.21 图表 34：以 2021 年弃光计算光伏电站调峰储能需求.21 图表 35：基于不同利用小时数和弃风率的调峰电池储能配置比例计算.22 图表 36：以 2021 年弃风计算风电调峰储能需求.23 图表 37：电网负荷各分量示意图以及响应应对措施.24 图表 38：电力系统频率响应过程.25 图表 39：一次调频和二次调频的区别.25 图表 40：各地 AGC 调频服务补偿标准.25 图表 41：典型调频用储能技术的里程成本对比（元/MW）.26 图表 42：9MW/6MWh