一、市场回顾政策驱动大储市场发展，各地步伐不同1

一、 市场回顾政策驱动大储市场发展，各地步伐不同

1.1 市场概况国内储能产业方兴未艾，大储是增长主力

储能是建设高比例新能源供给消纳体系、提高电网柔性和灵活性的关键技术。储能是将不易储存的电能转化为机械能、化学 能等形式储存起来，供需要时使用的技术。储能系统可动态吸收并储存来自发电侧或电网的电能，在需要时释放，从而改变 电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。风电、光伏等可再生能源存 在间歇性和波动性等固有特性，灵活性不足，其大规模并网往往对电能质量、输配电稳定性、电能利用效率等存在影响，储 能系统可以通过跟踪计划出力、调峰调频、负荷侧管理等方式，提高电能质量、输配电稳定性，并减少弃风弃光，推动可再 生能源的大规模应用。发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确指出，储能能够显著提高风、光等可再生能 源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。

国内储能装机高速增长，表前大储为装机主力。全球新型储能产业快速发展，2021 年全球累计装机达 25.37GW，同比增长 67.8%。我国是全球新型储能装机的主力市场之一，2021 年新型储能新增投运项目规模占全球的 24%。2021 年，我国新型 储能累计装机 5.73GW，同比增长 74.7%；新增装机 2.45GW。从存量装机场景来看，大储项目（电源侧和电网侧）是国内 装机主力，2021 年占据了全国新型储能装机的 76%。

2022 年大储装机再创新高，独立储能和新能源配储平分秋色。据中国化学与物理电源行业协会初步统计，2022 年我国新增 投运新型储能装机 6.21GW/14.32GWh，则按照功率计算的增速为 153.5%，装机增势强劲。储能与电力市场统计，在年内 投运的新型储能项目容量中，新能源配储和独立储能是装机的两大主要类型，容量占比分别为 45%和 44%；用户侧储能占 据 10%（含 3 个 10 小时铅炭项目）。

2022 年全年招标项目 44GWh，独立储能独占鳌头，容量占比近五成。根据储能与电力市场统计，2022 年国内完成招标的 储能项目容量达 44GWh，总规模超过 2022 年新型储能装机量的三倍。若进展顺利，2022 年完成招标的项目将在 2023 年 开启实质性建设并逐步投运，2023 年仍将是国内储能建设大年。从招投标项目类型来看，独立储能项目招投标最为火热， 2022 年完成招投标的独立储能项目共计 20.93GWh，占比 48%，或将成为未来一年国内储能装机的主流类型，为国内储能 市场注入新的成长动能。

1.2 政策回顾从规模增长到市场成型，储能成长性有支撑

政策顶层设计引领，储能发展路径明晰。现阶段，我国储能产业发展阶段尚早，市场化仍在探索中，大型储能系统的应用经 济性不强，主要由政策驱动。“十三五”以来，我国储能产业战略定位逐渐明确，发展路径逐步成型 “十三五”期间，政策明确了储能产业的战略定位 ，提出了十三五“商业化初期”、十四五“规模化发展”的两个阶 段性目标，并强调储能产业“市场化发展”的工作重点。 “十四五”开年以来，在“双碳”目标引领下，我国出台了一系列政策。这些政策确立了储能产业的阶段性目标，奠 定了技术方案、应用领域和参与主体“多元化”的发展基调，并通过市场机制的规划，为产业发展保驾护航。 在政策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即；装机规模强势增长的同时，市场机制也将逐步探索完善，引导储能产业 向市场化发展过渡。

新能源“配额制”规定推动，形成大储装机规模刚需。储能产业发展前期，储能电站商业模式尚不明确、经济性不明显，新 能源项目强制配储成为储能装机的主要推动力。

“强配”政策逐步落地，成为大储装机增长强劲助力。2021 年，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源 发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业 保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上，下同）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比 例进行配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。上述政策出台前后，各地亦纷纷推出新能源强制配储政策， 其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的 10%，配储时长在 2 小时以上；储能容量可以通过自行配建或购买/ 租赁满足。随着各地新能源装机持续增长，储能“配额制”将为大储装机提供强劲的成长助力。

“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，推动储能和可再生能源装机协调发展。在我国，可再生能源消纳的主 要责任由电网企业承担；随着新能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随之增长。“配额制”体现了令发电企业适当 承担并网消纳责任的导向，具有一定合理性。《通知》规定，电网企业承担可再生能源消纳的主体责任，承担保障性并 网责任；同时，鼓励发电企业通过自建或购买调峰能力，适当承担消纳责任，以额外增加并网规模。这在当时一定程 度上解答了储能“由谁买单”的问题，有助于推动可再生能源和储能协调发展。

政策认可+市场完善，独立储能商业模式有望逐渐跑通，推动大储建设投资加速。独立储能指不依托于新能源电站，作为独 立主体参与电力市场的储能项目。与新能源配储模式相比，独立储能由电站业主之外的第三方投资并运营，理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益，收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。 2021 年底开始，国内出台了一系列独立储能相关政策，独立储能作为储能项目的新形式，逐渐崭露头角。

2021 年 12 月，国家能源局《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》明确了新型储能的独立市场主体 地位，独立储能模式正式登上舞台。

2022 年 6 月，国家发改委、国家能源局发布了《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》，允许符 合条件的新型储能项目转为独立储能，鼓励新能源配建项目通过技术改造满足相关条件后转为独立储能，扩大了独立 储能项目来源；《通知》同时规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加， 进一步提升了独立储能模式的经济性。

年内，各省依自身情况探索推进辅助服务市场和电力现货市场建设，为独立储能参与市场、实现经济性铺路，山东、 山西、甘肃等省份已走在国内前列，为独立储能模式积累经验。 随着政策完善和市场发展，独立储能项目商业模式有望逐渐理顺、实现经济性，推动储能项目投资建设加速。

政策引领、市场完善，国内大储商业模式正逐渐成型。政策对现阶段我国储能产业的发展起关键引领作用，而“以市场为主 导”、“激发市场活力”一直是储能政策部署的一大重点。整体而言，我国储能产业呈现出市场参与者多元化、商业模式逐步 丰富、收益空间提升、成本传导畅通的发展趋势，有望逐步向市场化迈进。

1.3 地域差异因地制宜，各省储能发展模式和进程不一

我国地大物博，各省（直辖市、自治区）能源特征、电力市场发展情况等各不相同，因此储能在各地区的发展模式和进程 也存在区别。 储能发展前期，国内储能装机由电力市场化程度高的省份主导，用户侧亦占据一定比例。

2019-2020 年，储能仍属于商业化初期阶段，新能源大规模配储尚未推行，广东省作为较早开启辅助服务试点的省份 引领新型储能装机；同时，广东、江苏在用户侧储能领域起步较早，用户侧储能为上述两省提供了一定增量。这一阶 段，储能属于“十三五”对应的商业化初期，各省储能装机量均不高，各省新增装机不超过 300MW。

2021 年，新能源配储鼓励政策首次上升到全国范围，山东省“共享储能”模式异军突起，成为 2021 年国内储能装机 第一大省。同时，电力市场化程度高的广东、江苏、湖南亦维持了较高装机量。

大储强劲增长，各省装机主力形式不同。2022 年，国内大储新增并网项目主要包括新能源配储和独立储能两类。各省装机 形式存在一定区别，内蒙古、新疆、甘肃、西藏新增项目以新能源配储为主，上述省份新能源装机比例高，可再生能源大规 模装机造成消纳与输配电压力，形成新能源配储需求；宁夏、山东、湖北、湖南是独立储能装机大省，独立储能相关项目稳 步落地。

招标布局西北、华北招标火热，新能源配储和独立储能齐头并进。2022 年，国内完成招标的储能项目容量达 44GWh。 分地区来看，新疆、内蒙古、宁夏、山西、山东为储能部署前五大省级行政区，招标规模均超过2GWh。

大基地落地+4h储能配置需求，驱动内蒙古、新疆等地区储能部署。新疆、内蒙古是 2022 年储能项目招标规模前两大 省份，招标规模分别为 5.0 和 3.9GWh。上述地区风光资源优良，是风光大基地部署的主要区域；加之 4 小时配储时长 的要求，内蒙古和新疆大储项目部署或将继续增长。

宁夏、山西、山东独立储能模式探索步伐领先，或将成为独立储能装机“排头兵”。2022 年储能招标前五大省份中， 宁夏、山西和山东独立储能发展步伐领先。宁夏鼓励新型储能项目试点，给予试点项目 0.8 元/kWh 调峰服务补偿，补 偿价格全国最高；山西和山东辅助服务市场已较为成熟，且均为电力现货市场首批试点省份，独立储能收益模式较为 多样，项目储备丰富。上述省份积极推进电力市场化，在独立储能模式方面作出较多先行尝试，独立储能模式有望成 为其储能装机的主要驱动力。

“十四五”储能装机规划累计超 130GWh，各省发展节奏不同。截至 2023 年 1 月底，全国已有 24个省级行政区公布了“十 四五”末新型储能装机目标，合计达 65GW，按≥2h 装机时长估算，则到2025 年末各省新型储能累计装机目标可超过 130GWh。分地区来看，装机规划在 5GW 以上的省份主要集中在西北和华北地区，均为风、光装机大省，其中，青、甘、 宁新能源装机占比均已超过 50%。在上述地区，储能为新能源的消纳和外送提供灵活性资源，并有助于减缓高比例可再生 能源并网对电网的冲击。与此同时，华东各省新型储能装机规划亦较为亮眼，其储能项目在承接风光配储需求的同时，有望 通过更为市场化的方式获得回报。

二、 市场展望独立储能引领成长，2025 年将达到 90GWh

2.1 发展趋势新能源配储和独立储能殊途同归，独立储能有望成为大储主流形式

“新能源配储”和“独立储能”是现阶段大储项目的两种主要形式，长期或将殊途同归。据前述统计，在 2022 年投运的新 型储能项目容量中，新能源配储和独立储能是装机的两大主要类型，容量占比分别为 45%和 44%。新能源配储和独立储能 是目前大储采用的主要分类口径，两者运营主体和调用方式不同，但其装机需求均源于可再生能源并网对灵活性资源的需求， 作用没有实质区别。短期来看，新能源配储由各地强配政策驱动，装机需求存在一定刚性；同时，独立储能作为市场化主体， 商业模式完善后将取代一部分新能源配储装机。长期而言，两者或将殊途同归，不再有明显界限。

大储分类口径从“电网侧储能”变化到“独立储能”，体现了发展阶段和驱动因素的变化。从统计口径来看，国外大储项目 通常称为 Utility-Scale（公用事业级规模）/Grid-Scale（电网级规模）项目，通常翻译为表前储能或大储，分类内通常不再 进行细分。国内前期将大储项目分类为“电源侧”和“电网侧”两类，2022 年开始，独立储能模式逐渐成型，部分统计中 开始将“新能源配储”和“独立储能”作为两个主要统计口径。电网侧储能、独立储能等概念在实际应用中界限较为模糊， 尚无明确定义，更大程度上是一种约定俗成的划分，其分类大致反映了储能项目不同发展阶段，及装机的驱动因素。

早期主要根据接入位置划分为“电源侧”和“电网侧”，两者界限逐渐模糊。

储能产业发展前期项目统计口径往往采用设备或项目接入位置来划分，分为电源侧、电网侧和用户侧。电源侧项目指 与发电机组配套安装的储能项目，包括新能源（风、光）配储和火储联合调频项目；电网侧项目指接入点位于发电厂 关口表外、用户侧电表外的可由电网直接调度的储能电站，地理位置限制相对较小，以输配电基础设施为主。用户侧 （“表后”）项目是安装于电力用户电表后的项目，包括户用和工商业储能，单体规模相对较小，不属于“大储”类型。

储能项目逐渐跨越接入位置约束，电源侧和电网侧界限逐渐模糊。随着国内可再生能源装机占比逐步增长、辅助服务 市场日益成型，越来越多的储能项目开始跨越接入位置的约束，提供多重服务。根据 CNESA《储能产业研究白皮书 2022》，2021 年国内电源侧、电网侧新型储能项目最主要的服务类型均为“支持可再生能源并网”和“辅助服务”。除 小部分作为输配电基础设施的储能系统外，电源侧和电网侧储能系统在实际应用中差别正逐渐缩小。

“独立储能”模式逐渐崭露头角，“新能源配储”和“独立储能”成为另一种常见的划分口径。

独立储能模式推出初期，通常纳入电网侧口径进行统计。2021 年 12 月，国家能源局“两个细则”认可了新型储能的 独立市场地位，储能可作为独立市场主体参与辅助服务交易，独立储能模式正式登上舞台。独立储能推出初期通常被 分类为“电网侧”项目，这一划分具有一定的合理性，一方面由于其接入位置并非电源侧和用户侧，另一方面其服务 价值主要通过向电网提供辅助服务体现。

随着独立储能“容量租赁”商业模式发展完善，“电网侧”分类逐渐不够合理。目前独立储能的常见获利模式包括“容 量租赁”和“辅助服务”两种，通常同时使用。容量租赁指储能电站将部分容量租赁给新能源企业使用，帮助其满足 并网配储比例要求，并收取租赁费用。这一商业模式下，独立储能出租部分的容量理论上应归属于新能源企业，将其 定位为“电源侧”和“电网侧”似乎均不合适。

新能源强配+独立储能模式崭露头角，产生新的划分口径。2022 年，独立储能项目成为投资热点，年内项目招标容量 占全国的 48%，独立储能地位日益重要。同时，容量租赁模式尚未完全成熟，较大部分新能源配储要求仍需新能源企 业自建满足，“新能源配储”在大储项目中仍占据客观体量。原使用的分类口径中，“新能源配储”和“独立储能”分 别成为了“电源侧”和“电网侧”分类中占比最高、增速最快的板块。为了更恰当地反映项目类型，部分机构开始将 “独立储能”和“新能源配储”作为大储的两大主要统计口径。

目前新能源配储和独立储能模式存在较为明显的区别。 一方面，并网主体不同。新能源配储项目依托于新能源场站存在，并网主体仍为新能源发电项目；独立储能则作为独 立主体并网、接受电网调用，部分地区规定其应当具有独立法人主体身份。 另一方面，收益模式不同。新能源配储不能独立参与电力市场，收益来源有限，主要用于为风光电站获得并网资格， 以及减少弃风弃光、减少发电偏差考核等，储能利用率不足成为一大难题；独立储能则除了出租容量外，还可以参与 电力市场，通过辅助服务和峰谷套利方式获利。

现存新能源配储项目存在一定局限性利用率不足，调用模式和收益模式仍有望完善。根据中电联 2022 年 12 月发布的《新 能源配储能运行情况调研报告》，国内新能源配储项目调用率不足，至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分 储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，平均等效利用系数仅 6.1%。该报告认为，国内现存新能源配储项目规模较小、 装机分散，且配置上未考虑风、光发电对配储的差异性需求，导致可用性较差；加之收益模式尚不完善，回报机制不清晰， 导致新能源企业对配储项目的使用率并不高。储能项目的调用模式和收益模式仍有待完善。

“新能源配储”和“独立储能”长期或将殊途同归，界限不再明显。

从形式上来看，新能源强配要求可通过租赁独立储能满足，且新能源配储项目可转换为独立储能。一方面，在规定了 新能源项目储能配比的 20 个省级行政区中，大部分地区明确表示可自建或购买容量（例如河南、贵州），部分地区规 定以共享储能形式建设（如辽宁），独立储能项目可以满足强配要求。另一方面，2022 年 6 月《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》允许符合条件（或经改造符合条件）的储能项目转为独立储能项目，两者界限 不再明显。

从实质上来看，两者均源于可再生能源装机对灵活性资源的需求，且使用功能并无本质区别。无论新能源配储提高发 电利用率和电能质量，还是独立储能的辅助服务和峰谷套利，本质上都是用于解决可再生能源并网对电力系统产生的 冲击，为电力系统提供容量价值、能量价值和可靠性价值，实际可应用领域没有本质差别。

未来，独立储能有望成为大储的主流形式。独立储能项目单体规模通常较新能源配储项目更大，易于电网调度，且收益模式 多元，或可解决新能源配储项目调用模式和收益模式上的不足。各地积极鼓励独立储能发展，各省发布的 22.2GW/53.8GWh 新型储能示范项目中，独立储能或集中共享储能项目达 20.0GW/47.4GWh，功率规模占比高达 92%。长期而言，独立储能 作为主体参与市场，有助于充分发挥市场作用，为储能的容量价值、能量价值和可靠性价值进行定价，并灵活调用储能资源， 有望成为大储的主流形式。

2.2 商业模式独立储能经济性成为关键看点，关注重点地区收益模式

独立储能有望成为大储加速发展的主要动力，商业模式成为市场关注重点。国内大储装机的核心驱动因素在于两个方面 “政策强配”提供规模支撑，新能源装机的增长、以及配储比例与时长的增加，为大储装机规模增长提供一定保障； “商业模式”推动装机加速，大储商业模式若在一些地区率先跑通，有望极大提高投资方的积极性，变“被动强配” 为“主动装机”，推动大储项目加速落地。 大储项目中，新能源配储收益模式不明确，在新能源场站可研中一般被看作成本项；独立储能作为独立市场主体，理论收益 模式丰富，其商业模式成为市场关注的重点。

独立储能项目储备量庞大，经济性成为项目落地“临门一脚”。2022 年，国内已启动建设或完成招标的独立储能项目共计 29GWh，公开宣布但未进入实质阶段的独立储能项目达 67.7GWh，分别约为 2022 年国内新型储能装机量的 2 倍和 4 倍， 项目储备规模庞大。独立储能项目规划量可观的同时，对于项目实质推进的进度，业内存在一定疑虑商业模式不明确的情 况下，业主方可能存在一定观望情绪。例如，2022 年山西省、甘肃省在建或完成招标的项目均超过 4GWh，但尚未有项目 投运；广东、内蒙规划项目分别超过 12GWh/8GWh，但实质性进展项目较少。各地区独立储能收益模式和收益水平不尽相 同，我们认为，重点地区独立储能的经济性，很可能成为项目落地的“临门一脚”，是 2023 年装机能否再度超预期的关键 因素。因此，我们将对几个重点省份的独立储能收益模式进行解读。

理论上，独立储能收益模式有 4 种容量租赁、辅助服务、峰谷套利和容量补偿。 容量租赁，指独立储能电站将部分容量出租给新能源场站，满足其配储需求，收取租赁费用。现阶段，容量租赁是各 省份独立储能收益的主要来源。 辅助服务，指参与调峰、调频等辅助服务市场，获取辅助服务收益。目前各地储能电站可参与的辅助服务品种各不相 同，包括调峰、一次调频、AGC 调频等。峰谷套利，指利用日内电价差异，通过高峰放电低谷充电来获得价差收益，已开展电力现货市场的省份中，独立储能 电站可以此方式获利。 容量补偿，指部分地区按容量给予独立储能电站的补贴。

不同地区独立储能装机进展各异。从装机进展来看，2022 年宁夏、山东、湖南、湖北独立储能电站投运规模最大；从项目 部署来看，2022 年山东、山西、甘肃、宁夏、湖南投运或启动的独立储能项目规模超过 3GWh，居国内前列。独立储能装 机进展受各省新能源装机量和配套收益政策影响，例如独立储能收益模式最为完善的山东省，其启动项目规模也居全国首位。 此外，广东、内蒙古、河南具有可观的项目储备量，独立储能发展潜力充足。

从收益模式来看，独立储能收益模式和收益水平与各省电力市场建设进程、新能源配储政策等多因素有关，各省之间存在 差异，项目经济性难以一概而论。考虑容量分配和运维难度，目前国内储能电站较为典型的收益模式包括容量租赁+调峰 辅助服务（绝大部分省份）；容量租赁+现货市场+容量补偿（山东）；容量租赁+现货市场+一次调频（山西）。

容量租赁是独立储能最主要的收益模式之一，各省独立储能电站均采用容量租赁模式获得收益，价格通常在 300-350 元/kW·年。由于各省在强配要求、新能源装机量、租赁政策和供需等方面存在差异，因此储能电站实际租出比例和单 位收益有所不同。

辅助服务是各地区探索的重点，收益模式逐渐完善。调峰、调频服务通常不能同时参与，目前调峰是辅助服务最常见 的品种，除电力现货市场试点省份外，大部分地区储能电站通过调峰获得辅助服务收益。部分省份根据自身情况创新 辅助服务品种和参与机制山西省在全国首次针对独立储能设立一次调频辅助服务市场；甘肃省在全国范围内首次为 储能电站开放调峰容量市场；青海省则首次提出，储能电站可同时参与调频、调峰市场，或同时参与调频、现货电能 量市场，提高储能利用率。

峰谷套利方面，“8+6”两批电力现货试点省份中，山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的规则细则，储能电站 理论上可参与现货市场进行峰谷套利（与调峰不同时存在）。其中，山东已开始了储能参与现货市场的实践，2022 年现 货市场不间断结算试运行中，已有 6 家（共 503MW）独立储能电站参与现货电能量市场交易。

容量补偿属于地方补贴，目前山东和浙江省给予独立储能电站容量补偿支持。

各主要省份独立储能电站在理想状况下的年度收益估算如下。假设说明如下

容量租赁常见容量租赁单价为 250-350 元/Wh 不等，除单独说明省份外，我们取 300 元/Wh 单价的假设，并假设容 量全部租出。湖南容量租赁收益参考《储能科学与技术》登载文献的测算数据（供不应求，单价较高）；广东省暂无强 制配储要求，因此容量租赁模式获益有限，以辅助服务为主要收益来源。

辅助服务山西即将推出的一次调频辅助服务费用较高，储能与电力市场假设采用 10MW/20MWh 容量参与一次调频， 可获年度收益为 14850 万元，但由于此市场容量可能有限（2022 年山西省辅助服务市场全年补偿 6 亿元），实际收益 未必能达到该水平。宁夏、广东调峰辅助服务补偿全国最高，分别为 0.8 元和 0.792 元/kWh，假设全年折合满充满放 300 次计算。湖南参考《储能科学与技术》登载文献的调研数据。甘肃调峰容量补偿（合计约 1900 万元）和容量租赁 不共存，暂不考虑参与调峰容量市场，估计参与基础调峰/调频辅助服务收益 2000 万元/年。

峰谷套利山东、山西基于现货市场实际运行数据计算（储能与电力市场测算），假设价格可完全预测；甘肃省尚无现 货市场运行数据，但该省峰谷价差较小（其工商业代理购电价差约 0.2 元/kWh，全国最低），因此估算其现货市场收益 水平略低于山东、山西。

我们简化测算，容量 100MW/200MWh的独立储能电站，其年度收益达到 6000万元时，IRR 可达 7%。由此可见，几个主 要省份独立储能电站在理论上已经可实现经济性。我们采用简化假设假设每年收益固定不变；成本费用（含融资成本）总 和 2000 万元/年，电站生命周期 15 年；初始建造价格参考 2022 年 2h 储能电站 EPC 招标均价 1.8 元，则估算当年度收益 为 6000 万元时，IRR 可达 7%；年度收益上升至 7000 万元时，IRR 可上升至 11%，独立储能电站经济性可期。

独立储能前景可期，实际运营收益如何仍需观察。目前国内独立储能实际投运案例较为有限，容量租赁实际出租比例和成交 价格、辅助服务调用频率和补偿幅度、现货市场推广等实际情况，仍有待继续观察。本报告的测算可以为理解各省独立储能 收益模式提供基本的框架，为后续追踪独立储能重点市场的政策发展及装机进度预测提供基础。

2.3 市场空间国内大储市场 2023 年有望超过 30GWh

根据前文分析，无论独立储能还是新能源配储，本质上均源自可再生能源装机对灵活性资源的需求。因此，国内大储装机需 求主要由集中式新能源装机量（存量装机暂无强配要求，此处暂仅考虑每年新增）以及配储比例（政策强配和独立储能商业 模式跑通，均对储能新增渗透率有影响）两者决定。因此，我们采用集中式新能源新增装机及配储率，对国内大储市场空间 进行估算。

风电装机2022 年，国内新增并网风电装机 37.63GW，同比减少 21%。按照近期召开全国能源工作会议的指引，到 2023 年年底全国风电累计装机规模将达到 4.3 亿千瓦左右，意味着 2023 年新增并网规模将达到 65GW 左右。实际上， 随着陆上和海上风机技术的进步和价格的持续下降，招标端已经明显放量，2022 年前三季度国内风机招标规模达到 76.3GW，同比增长 82%，估计 2022 全年风机招标规模达到 100GW 左右，这些为 2023 年及以后国内风电需求放量 奠定基础。我们看好 2023 年国内风机吊装规模达到 70GW；预计 2024/2025 年风机吊装规模分别将达到 84/100GW。

光伏装机2022 年全国光伏新增装机 87.41GW，同比增长 60.3%。展望 2023 年，国内光伏新增装机有望进一步增长； 根据近期全国能源工作会议的指引，到 2023 年年底全国太阳能发电累积装机规模达 4.9 亿千瓦左右，意味着 2023 年 新增并网规模将达到 100GW 左右。实际上，自 2022 年 11 月底以来，硅料价格基于供需关系的变化已经大幅回落， 有望推动组件价格的快速下降，进而刺激光伏终端需求，近期中国电建启动 2023 年度总规模 26GW 的光伏组件集采 也反映了这一趋势。我们对 2023 年国内光伏需求更为乐观，预计 2023 年国内光伏新增装机有望实现 30%及以上的增 长，达到 115GW。我们预计 2024/2025 年光伏新增装机增速分别为 26%和 24%，新增装机量分别为 145/180GW。集 中式光伏占比方面，2022 年前三季度集中式光伏占总装机的 1/3，我们预计 2023-2025 年随着大基地项目落地、地面 电站投资回暖，集中式光伏占比有所增加，占比分别为 45%、40%、40%。

配储比例假设根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2022 年前三季度全国风电、光伏利用率分别达到 98%和 99%， 消纳情况较好，且现阶段尚未出台存量风光电站强制配储的要求，因此暂不考虑存量风光配储，仅对每年风光装机增 量的储能配套比例和时长进行假设。根据计算，2022 年新增风光项目储能配置率平均为 11.2%/2h（不区分新能源/独 立储能项目），我们假设 2023/2024/2025 年储能配置率分别为 13%/17%/21%，时长分别为 2.1h/2.3h/2.5h。

我们预测，2023 年国内大储新增装机有望达到 33.2GWh，同比增长 124.8%；到 2025 年，国内大储新增装机量有望进一 步增长至 90.2GWh，2022-2025 年复合增长率达 83%。

三、 产业链关注电池、PCS 与集成、储能安全等环节机会

3.1 大储产业链各环节介绍

产业图谱大储产业链主要包括上游储能设备、中游系统集成、下游电站等环节。其中，储能电池和PCS 是大储产业链价 值量最大的两个环节，分别约占系统成本的 60%和 15%；储能安全环节重要性日益凸显，温控、消防环节分别约占系统成本的 2~5%，液冷方案渗透率的提升和 Pack 级消防的推广或将进一步提升板块价值量。系统集成环节参与者众多，专业集 成商、大功率 PCS 厂商、老牌电力设备厂商均有参与。

电池环节国内企业全球竞争力强，大储开启第二成长曲线。储能锂电池市场高速增长，根据起点锂电数据，2021 年全球 储能锂电池出货量共计 70.6GWh；高工锂电最新统计，2022 年全年我国企业储能锂电池出货量达到 130GWh，同比高增 171%。竞争格局方面，国内锂电企业在动力电池技术和产业链方面全球领先，在新兴的储能锂电池市场也迅速占据了出众 的市场份额。从竞争格局来看，宁德时代为储能电池绝对龙头，市占率全球领先；比亚迪、鹏辉、亿纬、国轩等占据第二梯 队，储能电池贡献业绩占比逐步提升。我们认为，国内企业在储能电池环节竞争力强，有望受益于国内和全球大储市场加速 发展，赢得动力电池之外的第二成长曲线；随着国内独立储能模式的逐步推广，具备技术优势、产品性能优良的电池企业有 望获得长足竞争力。

PCS主要参与者为光伏逆变器厂商，多向下布局系统集成环节。国内大储 PCS 头部企业大多为光伏逆变器厂商，在全球 市场已有较为领先的地位。大储 PCS 环节主要厂商包括阳光电源、科华数据、上能电气等，上述企业在自身赛道均已有多 年积累，凭借对电网的理解向下一体化进入系统集成环节，在大储集成赛道已具备一定地位。

系统集成国内市场空间可期、竞争格局尚不明确，相关企业业绩有望受益于装机提速+毛利改善。国内系统集成环节参与 者众多，专业集成商、大功率 PCS 厂商、老牌电力设备厂商均有参与。从竞争格局来看，目前国内大储集成市场竞争格局 较为松散，2021 年国内市场前 5 大厂商出货量在 500-800MWh 之间，差距不大，尚无明显的龙头；海外市场分散而广阔， 存在一定进入壁垒，除阳光电源等头部企业外，其它厂商尚处于海外布局阶段，逐渐打开市场，国内集成企业之间的直接竞 争尚不明显。集成环节，具备项目案例积累、对电网的深度理解、以及核心部件（主要为 PCS）自研的企业具备优良的竞 争优势。2023 年，受益于硅料价格回落，国内光伏装机预期较为乐观，且相关厂商对储能系统成本的接受度有望增加，大 储装机有望提速；同时，上游碳酸锂成本压力有望放松，储能系统集成环节利润受挤压的情况有望改善，与大储装机直接相 关的 PCS 和系统集成相关企业业绩有望受益。

储能温控参与者技术较为成熟，储能新赛道带来潜在增量。大储电站所用的锂电池单体容量大，280Ah 以上大电芯渐成 主流，其面临的热管理问题更为严苛，温控设备成为大储建设必不可少的环节。目前储能温控可采用风冷和液冷方案，对应 传统行业的温控技术均较为成熟，目前赛道主要参与者包括精密温控、工业温控、汽车温控企业，随着储能温控需求增长， 相关企业有望迎来新的业绩增量。

储能消防安全是重中之重，新国标出台或将为赛道参与者带来新机遇。储能锂电池存在热失控的可能性，带来消防隐患， 大型集中式储能电站中电池数量庞大，单个电芯的热失控可能带来连锁反应，产生火灾的严重后果。大储规模化增长的同时， 相关部门对储能安全的重视程度日渐提升。新国标《电化学储能电站安全规程》（GB/T 42288-2022）将于 2023 年 7 月 1 日开始实施，新规要求“锂离子电池室/舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块”，即实现 Pack 级保护，有望推动消 防在储能系统中的价值量进一步提升。储能消防产品包括探测预警装置和灭火装置等，Pack 级解决方案的实现难度高，相 关企业需要与电池/BMS 企业合作研发，存在一定壁垒，赛道竞争格局较好。目前国内储能消防赛道主要参与者为青鸟消防、 国安达青鸟消防为赛道龙头，具备站级、舱级、Pack 级的储能消防解决方案；国安达在电力消防行业积累扎实，旗下储 能消防产品已处于小批量供货阶段。