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2022储能需求端全产业链分析高电价地区已具备经济性，降本仍为关键随着全球碳中和进程加快，新能源发电占比逐渐增多，储能重要性凸显。现阶段，经济性或为抑制储能放量关键因素。因此，我们在本章节对不同情景下储能经济性进行测算，以对欧洲、美国储能装机是否源自自发性需求进行研判，并探寻中国储能迎来内生需求时间节点，进而为美国、欧洲、中国储能未来需求测算提供依据。我们以单位净电价（注：我们将上网价格与充电价格的差值定义为单位净电价）与储能系统价格为关键变量，分别对每日一充一放、两充两放情景下储能经济性进行测算，测算结果如下表（关键假设：储能系统配储时长为2h,循环寿命6000次，年运行天数300天）。在一充一放情景下，当系统价格在L7元/Wh及以下，单位净电价在0.7元/kWh及以上时，电化学储能系统将普遍具备较佳经济性。若能实现每日两充两放，则系统价格在L9元/Wh及以下，单位净电价在0.6元/Wh及以上时，便可具备经济性。目前，海外因电价峰谷价差较大、电价平均水平高、补贴支持力度大，即使储能系统价格较高，亦可实现经济效益。对于中国，因电价较低、峰谷价差不足、补贴力度小等因素，储能经济性仍较差，储能市场化应用仍在探索阶段。2021年以来，中国对于新型储能支持力度逐渐加大，通过多方面政策完善储能商业模式（拉大峰谷价差、支持电化学储能参与调峰辅助服务、探索将电网替代型储能设施成本纳入输配电价回收、研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制、免除向电网送电的独立储能电站输配电价和政府性基金及附加、地方政府对分布式储能进行补贴等），以此促进储能经济性，助其尽快实现市场化发展。除商业模式不完善外，储能系统成本高、利用小时数不足为储能经济效益差的主要瓶颈。我们预计随关键原材料价格边际下行，储能系统成本将逐渐降低；利用小时数问题，则将伴随商业模式完善、储能市场主体地位被确认等，逐渐解决。图表59:电化学储能IRR敏感度测算（每日一充一放）横岫：单位冷电价（元/kWh）0.30.40.50.60.70.80.911.1蚁轴：僻能系统价格（元/2.1-5.9%-2.6%0.0%1.7%3.3%4.7%6./*7.4%8."1.9-4.8%-1.5%0.9%2.74.3%5.9%7.8.7%10./I1.7-3.7%-0.3%1.9%3.8%5.6%7.2%8.8%W.Jf11.7%1.5-2.3%0.9¼3.1%5.27.0%8.W.5%12.13.711.3-0.8%2.2¼4.6%6.SK8.9%10.8%12.7%14.5%16.2%1.10.9%3.9%6.5%9.0%11.3%13.4%15.5%17.6%19.6%资料来源：华鑫证券研究沸算S4160:电化学储能IRR敏感度测算（每日两充两放）横轴：单位分电价（元/kWh）0.30.40.50.60.70.80.911.1K¼:储胞系统价格（元/Wh）2.1-7.0%-1.7%2.2%5.3%8.2%10.9%13.5%16.018.5%1.9-5.2%0.2%3.8%7.H10.2%13.1g15.9%18.6%21.2%1.7-3.n2.05.8%9.3%12.6%15.7%18.7%21.6»24.4%1.5-0.7%4.1%8.2%12.0%15.5%18.9%22.2%25.3%28.4%1.31.7%6.6%11.IK15.”19.2%22.9%26.5%30.0%33.5%1.14.5%9.9%14.9%19.5»23.9%28.1%32.2%36.2%40.2%资料来香：华套证券研究测算对于采用两部制电价的工商业用户，储能可助其实现峰谷价差套利的同时，降低最大需量，实现多元化经济收益。根据我们测算，对于成本为1.5元/Wh的储能系统，若能同时实现峰谷价差套利+需量费用管理，IRR可超过10%,经济效益极佳。图表61:一谷套利+需量费用管理IRR敏感性测算（每日一充一放）横峰谷价皂（kWh）0.30.40.50.60.70.80.911.1软轴：最大客量曾用（元/k*月）3211.2%12.8%14.3%15.8%17.3%18.8%20.221.n23.1%3411.8%13.4%14.9%16.4%17.9%19.4%20.8%22.2%23.6%3612.414.0%15.5%17.0%18.5%19.9%21.4%22.8%24.2%3813.1%14.6%16.1%17.6%19.1%20.5%21.923.4%24.8%4013.7%15.2%16.7%18.2%19.7%21.1%22.5、23.外25.3%4214.315.8%17.3%18.8%20.21.7%23.1%24.5%25.外资料来源：华公汪谷研究测对于参与调频辅助服务市场的机组，其收益按照调节里程测算，故我们对调频储能单位里程成本测算。核心假设如下：储能功率为1MW,配储时长0.5小时，系统单位成本为3元/Wh,电池使用寿命为5年，年运维费用为初始投资1%,储能调频响应时间为L8分钟，间隔时间2分钟，调频出力系数为0.8,年运行数300天，贴现率为8%。在我们假设条件下，测算得出调频储能里程成本约为4.58元/MW。目前，全国辅助服务市场已渐趋成熟，按效果付费、“谁收益谁承担”等模式逐渐普及，调频储能已有较大获益空间。以湖北省为例，其调频里程补偿二调节里程*综合调频性能指标（KP）*出清价格*调节系数，其中，综合调频性能指标（KP）二调节速率（Kl）*调节精度（K2）*调节时间（K3）,上限为3,储能可达到理论上限；调频里程价格下限为5元/MW；储能调节系数为0.7。因此，在最低报价下，储能可获得理论补偿为10.5元/MW,远高于单位里程成本。此外，当报价相同时，将根据KP决定出清顺序，储能KP可达到理论上限，故将优先出清，利用小时数具有保障。图表62:电化学储能里程成本测算第0年第1隼第2年第3年第4年第5年储能系统成本（元）(1,500,000)00000运维费用（元）/(15.0)(15,000)(15,000)(15.000)(15.000)运律费用现值（元）/(13,889)(12,860)(11.907)(11.025)(10,209)费期合计（无）(1,559,891)调频里程（MW）/9094790947909479094790947调然里程现值（MN）/84,21177,97372,19766.84961,897里程成本（元/MW）4.30资料来it：华在证券研究测算美国：政策持续发力，储能有望持续领跑全球2021年美国电化学储能装机3.5GWyoy+133.3%,连续两年超过翻倍增长。2022年美国储能继续维持高增长态势，一季度装机0.96GWyoy+240%o展望未来，随拜登政府对新能源及储能补贴力度加大，预计美国储能将维持高增速。从装机场景来看，美国储能以表前为主，88%装机为表前储能，主要原因为电网老旧，同时新能源发电占比逐年提升，需配备储能以协助消纳，满足电网调度需求。工商业与户用储能目前占比较低，但随补贴力度加大，叠加美国当地电力市场成熟，经济性凸显，增速或将高于表前储能。用表63:美国2015-202201电化学储葩氧机量明-64:2021年美国电化学储能各场景裳机分布fM*4:IEA1WoodMackenzie.隼髭il承崎为青料朱瑟：WoodItocken2ie.华B证亲”比按照发电功率，将美国新能源项目分为三类，分别为大型集中式（5000kw）.工商业（IlHOOOkw）、户用项目（10kw）。集中式储能目前以加州、德州、PJM为主，其中，加州储能主要为新能源配套装机，德州、PJM则以独立储能参与调频辅助服务市场为主。根据我们前文总结内容，高储能装机量（增量/存量）、良好经济性为储能需求爆发必要条件，高新能源发电量占比、成熟电力市场为实现经济效益必要条件，美国现有多地区具备储能发展良好土壤，例如加州、德州、爱荷华州、俄克拉荷马州等。展望下一阶段，我们认为，加州储能需求将持续高增，德州发展潜力或高于加州，其他多州亦将实现突破。除表中所列地区外，美国其他州发电占比达73%,新能源发电占比仅为40%,长期新能源替代空间大，具有较好发展潜力。预计2025年美国表前储能需求将达64GWh,2021-2025年CAGR达62%。图表65:美国辱分地区2022年5月发电量情况图衰66:美国2025年*前储能需求测算2O21A2O23C20242025E喧B地区*fttt*(GWh)Xt*(GWh)加施8y占比*中入eftH工(OT)1696739035604303M3415.06446.557314、127128.57.69.77.45216.198460%SAS%69%70%E3.8597.29152n20%226%28%30%33.23.3343.5隹衍隼州3.8405.178742*t只2电*<t鱼（M）9231532MS3X745043格伊拆州2.8005.51050.8、<f814*枭31.6383.68444.5%KtiHtKfcao132.7明尼办达M1.5183.86339.3%mm2K26、×J北达K也出1.4113.486405%暂触觉比20%22%226、2%5.90801117814.4617X“他25.311251.73510.1、tH¼(h)3323.3343.5H62.093343,502183%寿又岂川鱼（Bh）7.9313.24103513.74色计武M(gh)9232325378344.0964.17*科表4:EIA.华鑫证称"生贵料枭界：SA.GWEC.RoodMackenzie.隼工设靠气工对于工商业及户用储能，目前加州为美国最主要需求来源，主要原因为加州对分布式能源及储能进行SGIP补贴,叠加ITC退税政策,加州用户侧储能经济性极佳。展望下一阶段，美国户储ITC期限延长，将有效提振户储需求，此外，2022上半年欧洲户储需求爆发给我们带来启示，用电稳定性为居民侧刚需，美国近年来极端天气增多，2021年德州等地曾出现大规模断电现象，户储需求或接棒欧洲I,迎来爆发。我们预计2025年美国工商业、户用储能需求分别为5.9GWh>13.5GWh,2021-2025年CAGR分别为109%、96%o图表67:加州SGlP补J计划（单位：美元/Wh）第一阶段第二阶段第三阶段第四阶段第五阶段大型储能（XOkW）0.50.40.350.30.25大型储能（同时申请ITC）0.360.290.250.220.18居民储能（<=10kW）0.50.40.350.30.25资料来源：国同能源研究院.华卷证券研究图表68:美国税收减免政策具体内容抵税额基准具体要求二户用储能：储能电力须100%来自光伏发电，2020年以前为30%,2020年降至26%,否则不能享受补贴2021年至22%,20222031年维持在10%工商业储能：储能电力不少于5%来自光伏发电，税收减免颔为该比例与基准比例的乘积资料来源：国网能源研究院，华鑫证券研究阳泉69：美国2025年工商业借葩鱼求刑算09*70:美国2025年户用储能需求测算工育金包箕*增依量（）2.274.56450566S.41户内九伏*HN（W4108M8.4193210.25K能44华m40%50%60%小4A50%75%80%9禽色*比20%23%2例28%30%修能就比20%23%2628%30*tH*W242.62.833.22.42.6IS33.2JftxKMXttft(Wb)0.311.091.642853.63“量户舄色（“0w2.624.59626aasX*Alft*H*K(GV)20.0户用见仪系计H气量3）24.1存色冷金n15%24%32%40%13%m40157%7玲能配比V23%XA2M2930修屹累计量（的0.280.69L251.802.410661.112.513.85106tH0)242.628312tH¼(M2.4262833.21.121.701.892.3144(W)1.324.144.524.66鱼计“4l(4)0.312213.344.735.94危计(OWh)w3948.7310.N13.51¼：SEIA.WoodMackcnzi.华人i工*,料来源：SEIA.WoodIbckenz,华套近军研光欧洲：2022年需求迎爆发，高电价+补贴为储能需求提供保障2020年欧洲电化学储能新增装机0.8GW,同比降低ll%o家用储能新增装机L07GWh,同比增长43.5%,假设平均配储时长2小时（参考特斯拉powerwall）,占全部储能比重达67机1-71：1*2015-2020年电化学年。现机单位：）国事.72：KM20162020年*用0tt机（单装：h）资料来算：SoIarPowerEurope,华盒证/TlC欧洲成为全球最大家用储能市场，主要源于德国家用储能的高渗透率。德国拥有全球最高的家庭电价，因而催生出极高的户用光伏需求。同时，德国完善的电力市场现货交易系统和针对户用储能的补贴政策，使户用储能具有较好的经济性。我们认为，在下一发展阶段，得益于明确的商业模式和政府补贴，德国家用储能将持续提升在存量户用光伏中的渗透率。欧洲其他国家也开始在政策端发力，例如，英国国家电网电力系统运营商推出每周一次的储能容量拍卖试验，并于2020年10月推出其动态遏制响应服务；瑞典2021年起向安装家用储能系统的个人提供税收减免；意大利2020年6月推出新生态奖励政策，翻新项目相关的光伏和储能系统可以享受110%的税收减免。基于欧洲各国对储能的政策及补贴，欧洲储能经济性已打通，户用储能市场需求开始崛起C我们将欧洲户用储能与其他储能分别测算，预计2025年欧洲户用储能需求将为20.95GWh,其他储能需求6.5GWh,合计27.45GWh,2021-2025年CAGR达77.3%o阳泉73:欧洲2025年户用储能需求测算明泉74：欧洲2025年电化手他能需求测算(单值:GWh)能心比It 户用Jt长鱼川(GB10 户月包优素纣"受(GW) 4*<ta444金匕比nil管料来2: SoIarPower Europe.华育注源纣尤管科臬4： SoIirPcwer Europe.华畲证索”£中国：顶层政策指引，高增可期中国电化学储能快速增长，但整体规模尚小。2021年，中国电化学储能装机2.4GWyoy+53%o2022上半年，储能维持高增速，装机0.39GWyoy+70%o中国电化学储能在2017-2021年实现了近乎从无到有的突破，2017年累计装机量仅0.4GW,而至2021年增长逾13倍，累计装机量达到5.7GWo图表75:中国2017-2022H1电化学储能装机情况资料来源：CNSA.华蠢证券研究于中国而言，目前储能经济性仍较差，尚不具备储能发展条件，但是强配储能政策可有效刺激短期储能需求，叠加大基地与整县推进项目带来旺盛集中式、分布式风光电需求，储能短期装机有望高速增长。长期来看，风光发电量占比将持续提升，且国家陆续出台政策增厚储能经济效益（完善电力现货市场及辅助服务市场、积极探索将电网替代型储能设施成本纳入输配电价回收、研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制、免除向电网送电的独立储能电站输配电价和政府性基金及附加、拉大峰谷价差等），储能经济性边际向好，我们看好国内储能长期发展前景。图衰76:我国部分省份新能源配储政策盾伶M<重点内容险氐关于IL求时关于仪进山西看彳不生关中.陵无新增10万千瓦以上集中共同电.电他发目配傅东立为不但于施基高及量发K的点11叁见的通知1M.螭林电区不傀于20V 乜倚片长不值于2小”江西 安潮牝 湖南«« ««江西省鱼琼舄关于做好2O214用比对整合Itit条件的光面一体化发8在比余化选评分中给予收料史料,CItt欣发电Mujt化逸育美工作的通如 安泰省实施长江三用潟H城一体化发及现HM要什动计创海北42020年度十价风电4。竞* n*><*T*2O2O*R<t + ± 丹，IIU的逋加关于开K发电俐丸仗储能反合这忖发 H试点的谩知能林;3不低于光伏电站IlM现梗的10«*量/1小”e谀It三角饿4»他施！,他，开及风光体一体化等新ItiSfll电H机来"Jlt禽疆H匕备的傅施*量不得低于风电&HMNt量的10«.区必短与风电 4H同时It或投产.d4HMN中.HM人用一支电站的风储与电伏发电发 a.优,光配K风储耳目关于中依我区It枇光伏储能示危事日 的通*2020年M新重平馀QH.被修同步M着或设储能谓施a*什、J. 2M.斤斤苏询JlB他州专局不K过350电伏於11&合运 行认JMflH.储It系级原时上捺京不修于光伏电站我机上量16号. RflI定功 隼下妁傅能»长不低于2小R配置优先攵料粒不、at.国，已珑皮电伏电砧倒或议储能东线,烧蟆不越过 200M1GMh. M*lfXJaitl20MI>tft*12<MhttK4H+ r.fta *.»*<!优先支构光伏«!能发U W议.光仪电站传葩*量不做于5%.配工时长在1小* M古 ¾*uZu平尤%¾ W ® R义j N万茶<以上河南及:曹:慧20隼“电“发电优先丈构叱R储能的新增评价风电H日 a良It的通知关于2020隼出鼾Jt/伏发电411的清新增光伏Jt电40应级等才在具有一Jt用电C<Ji金户曼M4il. fc151-t6«Jt>2MStl.又实清境初议.4,吉林省2020年电加光伏发电:H中大力丈朴为户吉林傅版、区鲍，战略+1共产业及H备Hit*号有不动作*报48导才震M1*MHHt 辽宁省风包HH定议方案优先号巧用小傅能议施.不利于词i*4H*海山东广东广西支出华版产生发K的若干指施*<*Aa,傅能定量尿时上不低于新鲍源QUH机量的Iov MftH 长2小片以上.HSi施&比高.H网长的一体化HH给予优先支科关于202。年以，抵免份光伏RUJftjl健施配工现模排HH裂机同粳20» < ：，ttt2h,可以与4U本体同步岭蠢<r*f *lfcA<HMA*l鳏行动计妁(2021-20254) >分砌Jtit加通电源倒火电及合体舱和“可弄生鲍溥触“发电4统Jtit<tt,<TU4i2021<÷fK 电、光伏飞目文姓乜卫办法有美:tJt WA)配Jl*大中捱/H it机Wl0及以上储的氯K的得15分.储ItnK比例介 t5% (*) -16区间的械与10%妁比例得分.低于外的不许分，*外在已收 运总日商YHlg及以上体能11 Jt的打5分.Stlulit要求总比的畏不低于2 小N««M*海南C *<- Itit三年甘靖计划拨过一枇风,J一体化.先健充一体化”依他电站HII虔议.大力拉劫他能 (2020-2022*) >商业化应用美千上级2021年电伏发电4 U计划的 4M<T4MKt.尤欣发电科学有序发 展的实泡方拿心退出清纳食从丛城.计划MH需整行10«的W屹议龟工拘N电.七伏轴10«左右比例纪舍*议能边关于开A2O21年度津前由集中式光伏全有集中大光仪发电次U实施莒配，更拽制,每个中报MU不得也城10万千发电半价上MSIl工作的道灿X. JL同步M*t谟各变悦根10«的储能Iljt#甘京发改会关于加怏护遗金*能獴皴企电存量600万千氏风光电4日跳河&5中配KlM-2Mit能说施.其他v 今晨发U或谩工作的通加电区&工5*-10*. Stltg叠寸长不效于2小It-关于加快就北白治Il健能就41有序发十E五期H.健能询她按峨靠M不仅于新鲍&复机的10».逢雄帽能时长2小* ffi>>X±HitKI青科来源：北极星储能网.华工证卷研完国泉77：我国探索究偌能济性政策发布讨同*布单位政及名林重点内容2022/6/7国挛发改委、国拿能双局关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知提出要或立先*适应储能参与的市场机制，鼓励新型迷能自主选择叁与电力市场：独立储葩电站向电同送电的，具相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加：研究建立电同网独立储葩电站拿贵电价机制,逐步推动电站参与电力市场：探索将电同替代型储能设边成本收攵纳入榆此电价回收2022/3/22南方能源监管局关于公开征求南方U域电力并同运行管理实边1)、南方区域电力辅助雇多管度实施细则(征求意见禺)将新型储能纳入井冈主体管理：明病根据“维提供、谁获利，谁受女、谊承担”原则，电力用户将参与电力辅助服务补偿费用分林2021/7/29国家发改叁国家发展改革W关于进一步无!分时电价机制的通知要求进一步先*峰百电价机制，合理确定峰谷电价价差.各地要统筹考虑当地电力系统峰谷房率、新葩源装机占比、系统调节能力等因素,合理确定峰谷电价价旻，上年我当年愦计最大系统峰谷旻率超过40%的地方.峰谷电价价！.原则上不低于4:1：其他地方原则上不低于3:1;优立尖峰电价机树,尖峰电价在峰段电价基戚上上浮比例原则上不低于20%膏料来源：北极星储能月.华公证券研究图表78:中国2014-2021年新能源发电量占比情况资料来源：国家能源局.国室统计局.华房证券研究我们将中国储能装机按照发电侧、电网侧、用户侧进行预测，预计2025年三个场景装机需求分别53.93GWh、7.6GWh>14.76GWh,合计76.3GWh,20212025年CAGR达111%。四*. 79：中国2025隼调颊储能需求测算图袅80:中国2025年调峰储能禽求测算202IA20m2023t2924(202U174 31»0200 3213.5nr 613 4、25%班45¾'2021A 2022E 2023E2024E20256M31M1大 Q 点(GKIJW 1.2641.3391.4201.505fft<<t <(C)0.71 42.12.93 8&电 M*(h)0.50.SOS0.5Q 5调冷彳汆 ©D59 6063.1866 9770 9875.240.40.71.11.41.9，迎拿103.14.05.29%6.88%2J76 92Iitil44tt*(GV) t.241.982.723.755.172%8%11、'队*t*t¼ (h)22.12.22.3154 ft Kit3JVC<M4t<tftK*W<f <(«)1.73.65.77.810 7() 2.494.155.998.6312.WtW<<h)0 5(LSOS0.S0 5*<X4itftS (QVh) 1.061.661.842.644.30tCMtft*>tStt4L(Mh)1.01.11.11.4Aflttft*MS<t<(eVh)0.41.72.12.53.3青科来张：ISf能源局.CNESA,华工注春研究青料来篝：中电装.CNESA,隼套证承研比S< 81:中国2025年分布式光储一体化储能需求漏算SJl 82:中国2025年峰谷套利储他畲求测算2O21A2022(2O2X2O24C2O25C。，人eYlM, (M29SO«071a2O21A2022K2O2K2O24f2O2K1 MMmmatesh)>i a,en.M «,340.262 %mo.6兀 o,4M,yft<c>t113%1M52O22.1L42.7ot<t AKC OOOOOA OQOOSC 。800»、OBooM、 O OOOin><A<<<*Mttftt4L (OTh)0.1IS.2'°.0 61.22 6S S" 6号人Z怅A<IHMg107 StOe2n41G”(”«.10.30.1.4XfmIM5。时23 2.12.4).7>04<91At*Hftt4. (BWt)。2Oe1.22.1NtH<O>222220.40.70.9。久久一G牝他64”(f)0.11.13.0人。H.7资料氽密：*ft-4.国率鲍总局.CNESA.华太江赤片完赍就来考:国事统计局,CMESA,隼公证ILH竞S< 83：中国2025年发电侧储能/求测算< 84:中国2025年电力累统合计电化学储能禽求2O21A262022( )02O23C55N24 a2O25C954860螭R91202IA2022(2023E2024 2025C他步奉1S234%42%s04Ct*屹*纥鲁 ZM20.3937 85S3.93IS115%1820%2.0112.22.42.591 06 I M 1。2 644.30m<tMttftt <(et)2.26.713.9“84A.Sq XO 35，662122.513.30at A<<<4ttk(GT512H1Am14%10 隼 Kaft 0.071.10 ZM 6.0311.70IS1A15、18XK用户M>tH*(h)2.02.12.22.42 5制2雄蕃 O U O 32 O 681 443.06Il15223138计3.8414 4428 OO 50.4776 30<(o>b)4.06.59.07.4<<MH>itftt* (OTh)2.29.720.437. 53.9青2朱i: CPIA. (MC. CNESA.华在迂冬崎克资料来源：M.国际蛭计局,中电我.国求发改矣.CPIA, GWEC. CNESA1 华公证第崎宽其他市场：不同地区各具潜力，储能需求将逐步释放2021年，除中美欧的其他市场合计储能装机仅2GW,尚未形成规模化应用。不过，多地区已具备储能发展土壤，需求或将逐步释放。韩国储能装机曾于2018年领跑全球，但彼时储能安全设计欠佳,且电池以三元路线为主，安全事故频发，近两年储能实现负增长，展望未来，随LG等龙头企业开始发展磷酸铁锂电池，液冷温控、消防产品逐渐成熟，安全问题困扰降低，韩国储能有望重回增长；澳大利亚电力现货市场及辅助服务市场发展成熟，风光电普及率高，叠加多个州政府推出退税/补贴政策，储能发展条件已完备，静待放量。此外,日本通过资金拨款支持储能发展，非洲地区电网建设较差，需配备储能替代部分电网作用。综合来看，我们认为，随着碳中和进程不断推进，中美欧外其他地区储能也将逐步放量，预计2025年需求为25.3GWh,20212025年CAGR为58.6%。四85:中美K以外地区2021-2025年新增电化学储能演计（单位：h）30“1120212022202320242025一料来源：CNESA.华鑫证券研究其他储能场景：通讯储能稳步发展，便携式储能蓝海初现通信储能：锂电替代加速，预计2025年全球装机60GWh根据全球各地区通信市场现状及对锂电池需求来看，通信储能主要分为两大需求市场：1）亚太（除中日韩）、非洲、中东和南美市场。此区域通信环境相对落后，对基站、后备电源的性能要求高，锂电池较铅酸电池更具优势；2）中日韩、欧洲及北美市场：5G基站加速建设，带动锂电需求，同时锂电储能在4G基站逐步替换铅酸电池，带来增量空间。根据GGII预计，2025年全球基站锂电池需求将达到60GWho图表86:2019-2025年全球基站锂电需求（单位：GWh）资料来源：GGII.华生证券研究便携式储能：碳中和背景下新型衍生市场，预计2025年全球需求15GWh碳中和背景下，风光电大比例并网，供电稳定性难以保障，在碳中和进程较快的欧美国家，应急备用电源已成为生活必要备用品，因此，便携式储能需求应运而生。除紧急备电外，便携式储能还可用于户外旅行等场景。根据GGII预计，2025年全球便携式储能锂电池需求将为15GWh,2021-2025年CAGR达80%。图表8?LzO212025j生全球便携式储能锂电池需求便测GWh）If料来源：GGH.华在证券研究电力系统储能5年约17倍增长空间：综合我们对全球各地区电力系统及其他储能测算，预计2025年全球储能需求将达288GWh,2021-2025年CAGR达53%o其中，电力系统储能2025年需求将达213GWh,2021-2025年CAGR达78%,将主导储能增量。根据NEF预测，2025年储能系统成本将为约L4元/Wh,2025年全球储能市场空间将达4032亿元。图表88:2021-2025年全球储能锂电池需求候测（单位：GWh）资料来源：国家能源局，国标统计局，中电联.国挛发改委.CPIA.GWEC,CNESA,GGII.SEIA.WoodMackenzie.SoIarPowerEurope.华鑫证券研究