大型储能行业深度报告：政策推动+盈利模式完善，迎接大储放量元年

（报告出品：中银证券）

全球能源结构转型，大型储能进入快速发展期

全球储能装机快速增长，以锂离子电池为代表的新型储能贡献主要增速

全球能源结构转型带动储能需求，全球储能市场方兴未艾。全球能源转型升级的大背景下，新能源 发电比重持续加大，由于风电、光伏等可再生能源发电的随机性、间歇性、波动性等问题，为电网 的稳定性带来了挑战，储能作为能有效保障电网的稳定运行的系统越来越得到全球各国的青睐。根 据 CNESA 的数据，2021 年以前全球每年的储能项目新增装机规模基本维持在 6GW 左右，而 2022 年分别新增装机达到 30.7GW，同比增长 99.35%，连续两年迎来增速 100%左右的大幅增长。但是从 累计装机情况来看，截至 2022 年底全球已投运电力储能项目累计装机规模 237.2GW，与全球风电光 伏累计约 2000GW 的装机相比，仍处于发展初期。

抽水储能是最主要的储能形式，以锂离子电池为代表的新型储能占比提升较快。根据技术类型的不 同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能，不同储能技术具有不同的 内在特性，抽水储能凭借着其发展较早、容量大的优势目前占据主要的装机规模，截至 2022 年底全 球抽水蓄能的累计装机占比达到 79.3%，值得注意的是抽水蓄能累计装机占比首次低于 80%，与 2021 年同期相比下降 6.8pct，与之相对应的是以锂离子电池为代表的新型储能占比的提升，截至 2022 年 底新型储能的累计装机占比达到 19.3%，相比 2021 年同期上升 7.1pct。

新型储能继续高速发展，贡献新增装机的主要份额。以锂离子电池为代表的新型储能凭借着能量密 度高、项目周期短、响应快、受地理环境限制小等优势近几年增速明显，2022 年全球新型储能新增 装机达 20.38GW，同比增长 99.01%，占全年储能新增装机的 66.39%，贡献了主要新增装机份额， 2017-2022 年的年平均复合增长率达到 86.06%，保持高速增长。截至 2022 年底新型储能的累计装机 达到 45.75GW，同比增长 80.36%。

分地区来看，中、美、欧为全球三大储能市场。中国、美国、欧洲是储能三大主力市场，三地区 2022 年合计新增投运项目规模占全球的 86%，比 2021 年同期上升 6pct，其中中国首次超过美国成为全球 最大的储能市场，占比 36%；欧洲和美国紧随其后，分别占比 26%和 24%。

国内储能保持高速增长态势。根据 CNESA 的最新数据，2022 年中国新增投运电力储能项目装机规 模达到 16.5GW，同比增长 114.29%，累计装机规模 59.8GW，同比增长 38.11%，占全球市场总规模 的 25.21%，成为世界储能产业的中坚力量。

中国储能形式齐全，结构与全球类似。从各种储能形式的占比来看，国内的结构与全球基本一致， 截至 2022 年年底国内抽水蓄能累计装机占比同样首次低于 80%，与 2021 年同期相比下降 9.2pct；新型储能继续高速发展，累计装机占比达到 21.9%，同比提升 9.4pct。此外，压缩空气储能、液流电 池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。

国内新型储能装机快速发展。根据 CNESA 的最新数据，2022 年国内新型储能新增规模创历史新高， 达到 7.35GW，同比增长 200.35%，累计装机达到 13.08GW，同比增长 128.23%。进入到 2023 年， 国内新型储能装机继续延续高速增长态势，根据国家能源局的数据，2023 年上半年新投运新型储能 装机规模约 8.63GW。

大型储能具备 B 端属性，中国和美国是主要市场

大储面对 to B 市场，涵盖工商业储能和表前储能两大类。按照储能装机的场景可以分为发电侧、电 网侧、用户侧，其中发电侧和电网侧可以统称为表前储能，用户侧又可成为表后储能并且按用户的 类型不同可以再分为工商业和户用储能。从产品形态上来看，表前储能和工商业储能较为相似，均 以集装箱的集成形式交付给客户，并且系统组成大致相同，都需要配套设施如温控设备、消防设备 等，终端客户为大型电力公司或工商企业，主要通过集采、招标等形式直接进行销售，B 端属性较 强；而户用储能终端客户为分散的居民家庭，主要通过当地化的经销商、安装商网络进行销售，具 备一定的 C 端属性。

我国作为世界第一大储能市场，应用场景主要集中在发电侧和电网侧。从 2022 年已并网项目的应用 领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达 45%和 44%， 用户侧储能项目仅占比 10%，但其中还包括 3 个 10 小时铅炭储能项目。

美国是另一主要大储市场。根据美国研究机构 Wood Mackenzie 和美国清洁电力委员会（ACP）发布 的数据，2022 年美国储能市场新增装机 4.80GW，同比增长 34.21%，尽管增速同过去两年相比有所 下降，但美国依然是全球最重要的储能市场之一。从细分市场来看，美国储能新增装机主要来源为 大储市场，其中电网级储能、家用储能和工商业储能三大细分领域按能量容量计算的新增装机占比 分别为 86%、11%和 3%。

欧洲虽然作为全球三大市场之一，但是新增装机以户储为主。根据 CNESA 的最新数据，2022 年欧 洲新增装机规模突破 5GW，其中七成装机来自家储领域。受俄乌冲突影响，欧洲能源危机加剧，天 然气以及石油价格大幅上涨，导致欧洲多个国家居民电价上涨 3 倍以上，叠加补贴政策激励效应， 导致欧洲家储市场规模激增。应用模式上，家储系统几乎已成为屋顶光伏的标配，以德国为例配置 比例高达 70%。

政策驱动+经济性提升，双轮驱动国内大储进入高速发展期

表前市场：强制配储形成刚性需求，政策推动电网侧独立储能发展

政策要求新能源发电强制配储，形成储能发电侧刚性需求。为促进新能源配置储能、减小新能源项 目对电网消纳能力的冲击，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）配建调峰能力， 按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。在中央政策的指导下，各地有关部门因地制宜推出强 制配储政策文件，促进新能源配置储能，通过要求依据新能源装机规模配备一定规模的储能形成大 储装机刚需。当前，全国已有多个省区公布配储政策，大部分省份配储比例在 8%-30%之间，配置 时长 1-2 小时为主，最高可到 4 小时。

强制配储是新型电力系统发展下的政策要求，当前战略意义优先于经济效益。在我国，可再生能源 消纳的主要责任由电网企业承担；近年来，随着风光发电占比日益提升，新能源发电消纳能力不足 的问题显现，电网消纳压力随之增长；同时新能源发电的不均衡性、波动性也增加了电网调峰压力。为缓解电网压力，储能被提上国家层面战略高度，同时通过强制配储的手段将消纳压力分摊给发电 侧，保障性并网责任仍由电网企业承担，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， 以增加并网规模，减少弃电量。强制配储成本由业主方承担，储能质量不高、实际运行效果不及预期。由于储能发展初期商业模式 相对模糊，而政府倡导光储一体化，储能装机成本的承担自动落在风光电站的投资方身上。新能源 电站投资方多以达标后才能顺利安装电站为目的采购质量较差、成本相对低廉的储能装置，实际并 网效果难以保证。根据中国电力企业联合会发布的《2022 年度电化学储能电站行业统计数据》显示， 电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，平均运行系数仅为 0.06（日均运行小时 1.44h， 年运行小时 525h）、平均利用系数仅为 0.03（日均利用小时 0.77h，年运行小时 283h）。与此同时， 由于储能成为投资方的成本增量，且并没有带来实际的收益增幅，反而抑制了投资方对风电光伏电 站的投资热情。

政策上修推动新型储能参与电网辅助服务，鼓励发展独立电站新商业模式。由于在表前市场强制配 储的盈利模式相对单一，为提高新型储能的收益，探索新的储能发展模式，2022 年 5 月两部委印发 的《“十四五”可再生能源发展规划》明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快推动独立 储能参与电力市场配合电网调峰、充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，2022 年 11 月国家能 源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，首次在全国层面提及推进电力现货市场，推 动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。经过 2021 年的探索、2022 年调峰示范项目的实践，在各地政策的助推下，独立式储能电站已经形成了较为稳 定的商业模式，现货市场+辅助服务+容量补偿的收入模式将带动国内储能行业向健康化发展。

共享储能有助于解决表前储能的痛点，加快储能商业化进程。共享储能本质上为独立储能运营的一 类商业模式，是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形 式租赁给目标用户的一种商业运营模式。在共享储能模式下，业主无需承担建设储能电站成本，只 需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支缓解资金压力。另外，共享储能电站一般单 体规模较大，对电网调度指令的响应能力更强，在电力现货市场、调峰调频市场中具备更强的竞争 力，若考虑容量租赁和调峰辅助服务的收益，共享储能电站的经济性较好，收益可观，有利于推动 源网荷各端储能能力的全面释放。

独立储能电站经济性可观。我们以湖南省的实际情况为例，来测算独立储能电站的经济性，在目前 的各种条件下，湖南省独立储能电站的全投资税后 IRR 达到 9.60%，具有客观的收益性。1）容量租赁收入假设：参考湖南省的城步儒林 100MW/200MWh 储能电站项目已经签订的容量租赁 合同，湖南省的容量租赁价格为 448 元/kw*年。2）电力辅助服务收入假设：电力辅助服务包括为电网公司提供调峰、调频等服务，按照每次调用规 模及调用次数，电网公司给储能电站支付费用。参考湖南省的现行 政 策以及城步儒林 100MW/200MWh 储能电站项目的运行情况，假设一年调用 330 天，每天一次充放，调用费用为每 次 400 元/MWh。

表后市场：峰谷价差持续拉大、经济性提升，工商业储能从 0 到 1 需求逐步启动

工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储充一体、微电网等。通过削峰填谷为企业节约用电 费用，或安装储能作为备用电源使用。光储充一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率、平抑充 电桩冲击。微电网分为离网型和并网型两种，储能可以平滑新能源发电和作为备用电源使用，也可 以实现能源优化和节能减排。

工商业储能的主要盈利模式是峰谷价差套利，峰谷价差大小显著影响经济性。目前我国用户端工商 业储能的主要盈利来自于峰谷价差套利，配套工商业储能可以利用电网峰谷差价来实现投资回报， 即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同 时避免了拉闸限电的风险。另外，通过对光伏电源的“削峰填谷”，最大化提升光伏发电的自发自用 比例，从而有效降低用电成本。峰谷价差的大小将显著影响工商业储能的经济性。我国一般工商业的峰谷价差明显拉大。自 2021 年 7 月国家发改委发布《关于进一步完善分时 电价机制的通知》后，各省市相继出台完善分时电价机制相关政策，加强峰谷电价价差。通常 认为 0.7 元/kWh 的峰谷价差是用户侧储能实现经济性的门槛价差，根据 CNESA 的统计，2022 年全国一般工商业峰谷价差超过 0.7 元/kWh 的省市数量为 16 个，2023 年上半年超过 0.7 元/kWh 的省份达到了 19 个，横向比较的话有 18 个省市的峰谷价差超过了其 22 年的平均价差，各省 市峰谷价差有持续拉大的趋势。

多省份实行午间谷段电价，具备“两充两放”条件。除了峰谷价差拉大外，浙江、广东、海南等省 份的分时电价每天设置了两个高峰段，即可用工商业储能系统在谷时和平时充电，并分别于两个高 峰段放电，实现每天两充两放，进而提升储能系统的利用率、缩短成本回收周期。截至 2023 年 7 月 底，全国已经有 10 个省份部分月份中午出现谷电。

峰谷价差拉大+“两充两放”，工商业储能经济性提升明显。根据搜狐网的报道，以嘉兴一家实际 运行的工商业储能电站为例，该电站的装机功率为 105 kW，电池容量为 215 kWh，总投资约为 40 万元，实行“两充两放”的策略，在实际运行中总计 415kWh 和 373kWh 的充放电量，其综合效率 为 89.9%。若以浙江电网代理购电电价为基础，每日该工商业储能电站的收益约为 350 元，考虑到 用电企业节假日的用电需求，每年约 11 万元。考虑到电池衰减、税费、运维等成本，该电站的静态 投资回收期约为 4.5 年，经济性提升较为明显。

限电政策引发企业用电焦虑，有望进一步刺激工商业储能后备电源需求。近两年来，全国多地出现“拉 闸限电”，限电政策对工业用电冲击较大，将直接影响企业生产，限电现象的频发或引发工商业用户 用电焦虑。电网停电或限电时，工商业储能系统可作为备用电源供给园区关键不断电负载，提供充 足的后备电源保障，减少突发停电事故带来的停工时间成本和停工损失。

地方规划+大储招标翻倍增长，支撑国内大储中长期需求

多地制定“十四五”新型储能发展目标，国内大储进入规模化发展阶段。据储能电力说公众号的统计， 截至目前我国已有 25 个省/自治区发布了“十四五”新型储能发展规划及具体目标，预计到 2025 年新 型储能新增装机目标达到 67.85GW，其中青海、甘肃、山西的储能规模最大，预计新型储能装机将 达到 6GW；山东、宁夏和内蒙古紧随其后，预计新型储能装机将达到 5GW。新型储能装机目标的 确立，有利于调动各方投资积极性，促进稳投资稳增长，增强发展后劲，我国新型储能进入规模化 开发阶段。

国内大储招标容量提升明显，23 年储能装机有望加速向上。根据储能与电力市场公众号的统计，2022 年中国储能市场共计完成超 300 次投标工作，涉及 278 个项目，总容量 44.05GWh，其中集中式框架 采购和独立储能为主要项目类型。2023 年 1 月-7 月储能累计投标规模为达到 15.81GW/39.94GWh， 已经接近去年全年水平。完成招标意味着储能项目随后进入实质性的建设阶段并有望在短期内投运， 2023 年中国储能装机容量有望加速上行。

储能系统投标价格持续下行，刺激需求释放。根据储能与电力市场公众号的统计，2022 年招标的近 150 个储能项目中，2h 的储能系统占比达 63%，平均报价 1.56 元/Wh；储能 EPC 总承包招标的近 120 个项目中，2h 的 EPC 项目占比达 77%，平均报价 1.81 元/Wh。从时间维度上来看，2022 年储能系 统报价呈现出了“两头高中间低”的特点，并且从 5 月起持续稳定在 1.5-1.6 元/kWh 的范围之内， 而进入 2023 年之后，随着电芯主要原材料碳酸锂价格的进入下行通道，储能系统报价屡创新低，2023 年 7 月份 2 小时储能系统的平均报价为 1.12 元/Wh，同比下降 28.24%，环比下降 0.88%，最低报价 低至 1.00 元/Wh，而 4 小时储能系统最低报价低至 0.87 元/Wh。储能系统价格的快速下降，将有力 提升大储项目业主方的投资积极性，推动项目的建设进程。

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