【上海汇正财经】政策顶层设计，国内储能装机高速增长

2023 年代理购电价格普遍上涨，2 月仍旧保持一定涨势。现行电价形成方式中，大部分省份尖峰、高峰、低谷电价上下浮动的基准为代理购电价格（或代理购电价+输配电价）。因此，代理购电价格的普遍上涨为峰谷价差进一步拉大创造了机会，将促使工商业代理购电量进一步减少，市场化采购电量逐步增加，并刺激工商业用户侧储能装机需求不断提升。

以 35 千伏工商业两部制电价作为分析对象来看，峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的区域有 17 个，浙江以尖峰低谷价差 0.9618 元/kWh 夺得峰谷价差第一的位置；在储能可实现全天两次充放电操作的区域，两次充放电电总价差超过 1.2 元/kWh 的区域有 12 个，浙江全天两次尖峰低谷总价差为 1.9236 元/kWh，远超第二名湖南的 1.36893 元/kWh。储能与电力市场以 1.81 元/Wh 的造价测算，浙江省用户侧储能项目的全投资收益率超过 10%，而其他区域的全投资收益率位于 3-6%，浙江是全国用户侧项目投资最值得关注的区域。

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。

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，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。

国内大储市场 2023 年有望超过 30GWh

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%。

投资建议: 政策引领、市场跟进，坚定看好国内大储市场发展。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，全球新型储能高速发展。

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参考资料

2023 年 2 月 10 日平安证券《国内大储市场因地制宜，蓬勃向上》

2023 年 2 月 6 日 华鑫证券《硅料价格短期反弹，全年供给释放、价格回落；工商业储能从 0 到 1 时点已至》

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