储能市场需求旺盛，商业模式持续拓展完善。
储能在发电侧、电网侧、用户侧应用广泛，有助于可再生能源消纳。电源侧对储能的需求 场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑 电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用； 用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。 然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪 出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布上看，根 据 CNESA，2022 年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大，达到 512.8MW，占据 新型储能一半以上的市场份额，而电网侧项目中有 60%以上的份额是来自独立储能。
近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据 CNESA，2022 年全球储能新 增装机量为 30.7GW，同比增长 98%，累计装机规模达到 237.2GW，同比增长 15%。其 中，新型储能新增装机量首次突破 20GW，达到 20.4GW，是 2021 年同期的 2 倍。中国 储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国 2021 年新增装机量为 7.7GW，同比增 长 141%，截至 2021 年底中国的累计装机量达到 43.3GW，同比增长 22%。2022 年我国 储能新增装机首次突破 15GW，达到 16.5GW，同比增长 114%，截至 2022 年底中国已 投运电力储能项目累计装机规模 59.8GW，同比增长 38%，占全球市场总规模的 25%。 其中，新型储能累计装机规模首次突破 10GW，达到 13.1GW/27.1GWh，同比增长 128%/141%。
储能市场中标量充沛，有力支撑行业增长。2022 年以来，我国储能市场招投标活跃，市 场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2022 年中国储能市场共完成 300 余次项目招 投标工作，总容量超 44GWh；2023 年 1-5 月，已完成招标工作的储能项目规模达 26.98GWh，远超去年同期，蓄势待发的储能项目将助力我国储能行业步入发展快车道。
储能支持政策密集出台，储能技术路径与商业模式发展逐渐明晰。据 CNESA 不完全统计， 2022 年国家及地方出台储能直接相关政策 600 余项，主要集中在发展规划、市场机制、 技术研发以及安全规范等领域。进入 2023 年，储能系列政策加速推出。其中，《2023 年 能源监管工作要点》提出要加快辅助服务市场建设，探索推进“源网荷储”协同共治；《关 于推动能源电子产业发展的指导意见》和《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意 见》指明了新型储能的技术创新和研发方向；《防止电力生产事故的二十五项重点要求 （2023 版）》从电站选址、电池选用等方面提出了 9 条防止电化学储能电站火灾事故的措 施；《发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）》明确了新型储能进入以及退出商 业运营条件、并网调试运行期上网电量的结算方式方法；《新型电力系统发展蓝皮书》提 出新型电力系统“三步走”发展路径，细致描绘了 2060 年前储能产业发展蓝图。
多省市确定“十四五”新型储能装机目标，储能装机规划超预期。截至目前，全国已有 26 个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模约 71.6GW，远超国家发改委 和国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的 2025 年实现 30GW 装机的目标。此外，2022 年电网公司纷纷明确储能发展规划，全面启动储能布局。其中， 国家电网表示力争到 2030 年公司经营区电化学储能由 3GW 提高到 100GW，南方电网提 出“十四五”期间要推动新能源配套储能 20GW。
新能源强制配储政策不断发布，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021 年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至 23 年 4 月，全国已有近 30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏、分布式光伏以 及风电的配套建设储能都提出了明确要求，储能已成为新能源规划中的重要环节。总体来看， 目前已公布强制配储政策的省、市、地区所要求的新能源配储比例多集中在 10%-15%，湖南、 新疆、山东枣庄、海南澄迈等地配储比例要求在 20%以上；主流的储能时长为 2 小时，西藏、 上海、新疆等多地区要求配置 4 小时以上储能。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一 步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计未来会有 更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能时长均有望提升，长时储能领域有望受益。
大型光伏电站配储为 23 年行业需求重要拉动力，2023 年我国新型储能需求为18.1GW/41.4GWh，同比+146%/+161%。我们预计 23 年随着硅料产能释放、光伏组件 降价，集中式光伏装机需求有望快速增长，大型光伏电站配储将成为我国储能行业重要拉 动力。叠加分布式光伏配储与风电配储需求，预计 2023 年我国新型储能需求为 18.1GW/41.4GWh，同比+146%/+161%。长期来看，伴随新能源配储比例和配储时长的 提升，预计至 2025 年我国新型储能总需求将达到 60.0GW/149.5GWh，22-25 年 CAGR 为+101%/+111%。
独立共享储能可以有效提高储能利用率、储能项目收益率以及市场对储能电站投资积极性。 独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网 调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与 电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在 电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。相比新能源 分散配储，独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储 能利用率和储能项目收益率；其投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场， 从而推动资本对储能电站投资积极性。
独立储能发展建设提速，在各类项目中占比不断提升。据 CNESA 统计，2021 全年规划、 投产、在建的独立储能电站总规模超过了 17GW/34GWh。2022 年，独立储能电站规划和 开发提速。根据储能与电力市场统计，2022 年全年并网投运独立储能电站 38 座，启动施 工建设和 EPC/设备招标的电站 109 座，总规模达 16.5GW/35GWh，此外 2022 年还新增 公开宣布独立式储能电站 142 座，总规模 28.3GW/67.6GWh，为 2023 年独立储能增长 奠定坚实基础。从新型储能示范项目来看，十省市已发布的 22.2GW 储能示范项目中，独 立储能或集中共享储能项目功率规模高达 92%。从中标量来看，2022 年下半年独立储能 与新能源配储中标量分别达到 12.20/6.70GWh，占比分别为 63%/35%（不含框招/集采）， 独立储能已逐渐成为我国大储发展的主流模式。
“容量租赁+辅助服务+现货市场+容量补偿”的大储商业模式将逐渐完善，独立储能盈利能力有望提升。由于各省的新能源配储政策、电力市场建设进程及对储能的需求迫切程度 不尽相同，其独立储能的收益来源和收益水平呈现差异化、多样化的特点。目前国内独立 储能电站的收益主要源于四个方面：容量租赁收入、现货市场价差套利、辅助服务收入和 容量补偿收入，较为稳定的商业模式有“容量租赁+调峰辅助服务”（多数未开展电力现货 市场的省份，如湖南、宁夏等）、“容量租赁+现货价差套利+容量补偿”（山东）、“容量租 赁+现货价差套利+一次调频”（山西）。预计今年大部分省份会向独立储能开放辅助服务， 现货市场套利将陆续推广，“容量租赁+辅助服务+现货市场+容量补偿”的大储商业模式有 望逐渐完善，储能电站利用率与经济性有望提升。
