市场概况：2021年国内新增储能装机中大储占比超95%，大储（区别于户用的小功率储能，应用在新能源电站、电网等场景的 储能功率更大，简称为“大储”）在国内电化学储能装机中占据主导地位。

根据BNEF，2021年全球电化学储能新增装机为10GW/22GWh，分别同比+85.19%/+103.70%；同年中国 新增装机为2.5GW/4.6GWh，分别同比+82.08%/+88.49%，从功率看，中国占全球新增的25%。

(资料图)

大储在国内电化学储能装机中占据主导地位。区别于户用的小功率储能，应用在新能源电站、电网等场景的 储能功率更大，本报告简称为“大储”。根据CESA，2021年我国集中式新能源+储能、电源侧、电网侧储 能占当期电化学储能装机的96%，大储在我国电化学储能市场中发挥着举足轻重的作用。

近两年国内储能政策密集出台

2021年来，多项储能政策密集出台，从数量上来看：2022H1共发布国家性政策52项：供给侧相关政策共23项，其中产业侧相关政策占比居多，共17个，鼓 励技术侧发展的政策有6项；需求侧政策18项，市场机制相关政策11项。2022H1各省份地区共发布储能相关政策437项：供给侧相关政策177项，其中产业侧政策占比居多，共 142项，技术侧发布政策35项。需求侧政策156项。市场机制政策53项，补贴类政策51项。

国家层面：总纲要及发电侧、用户侧、电网侧政策落地

近两年国内政策方向主要针对发电侧（并网侧）、用户侧、电网侧：从总纲要而言，2021年7月指出：2025年要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展。2022年3月再次重申“2025年实现新型储能 规模化，2030年实现市场化”，本次重申删除了具体规模要求，发展不设上限。发电侧（并网侧）上要求保障性规模之外的按照15%*4h的调峰能力，用户侧提出分时电价机制、部分地区 拉大峰谷价差到4:1，电网侧提出储能独立第三方地位，参与电网调峰调频等辅助服务等。

省市层面：出台新能源强制配储要求

各省规定了保障性规模内的强制配储要求。2021年来已有23个省市区提出新能源配储需求，配储比例要求 多在10%-20%之间，配储时长要求多在2h以上（部分省配置要求高达4h）。特别地，河北、浙江永康、山 东枣庄等地对分布式光伏也已提出配储要求。强制配储带来国内储能市场快速增长。

发电侧：国内大储招标井喷式增长，千亿市场已现端倪

当前国内市场，政策仍是核心驱动力，2021年来大储招标持续增长。作为大型地面电站配套建设储能，在 降本短期难以满足的因素下，但当前经济性仍不足，政策仍然是项目开发核心驱动力。根据我们不完全统计， 2022年上半年公开招标已超过20GWh，随2022年下半年地面光伏需求启动，储能招标和安装将逐步加速。

招标容量时间分布来看，2022年6月后招标提速明显。2022年以来国内大储项目招标量出现井喷式增长， 2022年6月来随着系列政策的落地，大储经济性有所好转，项目招标随之加速启动。据我们不完全统计，1- 7 月 公 开 招 标 项 目 已 超 过 20GWh ， 其 中 1-7 月 启 动 的 大 储 项 目 设 备 系 统 及 EPC 招 标 容 量 分 别 为 606/409/2019/946/1363/2693/3008MWh，6-7月招标容量分别占比24.39%/27.24%。

用户侧：依靠储能降低用电成本

国内因峰谷价差拉大，工商业储能或节约用电成本。国内分布式储能不是刚性需求，但随峰谷价差拉大，依 靠储能降低用电成本的需求不断提升。我们假设50kW/100kWh的储能项目；电池循环寿命5000次，每天 充放1次，则运营20年左右，储能成本为1.9元/Wh。收益为：在电价谷值0.25元/kWh时充电，在电价峰值 0.95元/kWh时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，以节约电费作为储能收益来计算IRR可达到9.78%左右。

高价格刺激新型商业模式出现

涨价后电站收益率下降，刺激共享储能模式发展

储能涨价使得电站收益率下降，强制配储要求下，刺激独立/共享储能模式发展。假设100MW的运营规模， 配储10%*2h，考虑到组件成本上涨，因此电站成本为4元/W，储能成本为1.8元/W配储后电站综合成本为 4.36元/W（涨价前为4.1元/W），则较涨价前收益率下降2pct左右。因此涨价会影响一定的需求，但国内 是强制配储，独立/共享储能的模式将得以推广。共享储能指以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、 用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。

独立/共享储能有望成为我国储能市场主要形式

独立储能电站建设如火如荼。现在大部分大储项目是电网旗下子公司招标建设并运营，是中国当前市场下储 能盈利的很好的模式，这个商业模式可能再国内成为主流。根据储能与电力市场统计，2022年上半年并网投 运的独立储能电站共2座、启动施工建设的项目共17个、进入/完成EPC和储能设备招标的项目共64个，总计 规模9.24GW/18.55GWh；目前投运+建设的仅占7%左右，EPC/设备采购的占22%左右，71%项目还处在 规划可研阶段。随需求提升，后期开工率有保证，行业长期发展有望持续向好。

政策支持方向明确，经济性有望进一步提升

政策方向1：取消储能充电“两费”：2022.6.7《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》：免除储能充电输配电价、政府基金 附加，充放电价差“再提升”：独立储能电站充电结算电价不承担输配电价和政府性基金及附加”，避免充 电&放电过程重复征收两项“中间价格”（以山东为例，政府性基金附加为0.0273元/kWh，输配电价为 0.1717元/kWh，两项便吞食掉0.2元/kWh峰谷价差）。

政策方向2：容量电价陆续推出： 风光新能源的固定成本回收不确定性较大。固定成本回收缺乏稳定预期，会使得发电投资风险增加，难以有 效引导充足的发电容量投资，从长期来看无法保证发电容量充裕性，从而危及电力系统安全及电力市场稳定。 因此，在许多国家建立竞争性电力批发市场的过程中，需要设计相应的发电容量成本回收机制。2021年《关 于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出“要健全新型储能价格机制，建立电网侧独立储能电站容量电 价机制，逐步推动储能电站参与电力市场”。2022年6月，山东首创容量补偿电价，提出参与电力现货市场 的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，标志着储能建设至少具备容量补偿电价的“保底收益”。

中美大储发展路径差异明显

美国是全球规模最大的大储市场

2021年美国装机高增，是全球规模最大的大储市场。2021年美国大储新增3.5GW/9.7GWh，同增 300%/424% ， 累 计 装 机 5.7GW/13.5GWh ， 是 全 球 第 一 的 大 储 市 场 ；2021 年 中 国 大 储 新 增 2.2GW/4.2GWh，同增88%/113%，累计装机4.4GW/7.6GWh。平均配储时长上，两国均呈上升趋势，美 国因市场化PPA定价机制，更高的配储时长能获得更高的PPA溢价，2021年平均配储时长为2.6h，高于中国 的1.9h。

2025年美国储能空间达48.7GW/149.3GWh

我们测算得到2022/2025年美国大储新增容量需 图表：美国储能市场需求测算 求分别为7.7/48.7GW，21.1/149.3GWh： 集中式光伏配储：我们预计2022/2025年美 国集中式光伏需求为22.5/69.9GW，累计装 机分别为78.7/199.0GW，独立储能新增装机 为0/4GW，配储时长为2.8/3.1h；分布式光伏配储：我们预计2022/2025年美 国分布式光伏需求为7.5/30.0GW，累计装机 为 42.7/90.4GW ， 独 立 储 能 新 增 装 机 为 0.3/2.2GW，配储时长为2.6/3.0h； 风电配储：我们预计2022/2025年美国风电 总需求为 14.7/21.1GW ， 累 计 装 机 为 135.4/185.3GW，配储时长为1.8/2.0h； 储能总需求：基于上述假设，我们测算得 2022/2025 年 美 国 储 能 市 场 总 需 求 为 7.7/48.7GW ， 21.1/149.3GWh ， 2022- 2025年CAGR分别为84.98%/91.83%。

新规范新技术应用层出不穷

大储蓄势待发，相关标的有望受益

储能产业链涉及环节众多，多个公司有望受益。1）储能系统：包含电池、PCS、BMS、EMS等多个环节， 具体标的包括宁德时代、亿纬锂能、阳光电源、南都电源、科士达、科华数据等，其中龙头公司宁德时代、 比亚迪、阳光电源、锦浪科技等出口海外较多；2）工程EPC、并网检测、后期运维：具体标的包括南网科 技、阿特斯、林洋能源、宝光电气、万里扬、电科院等。

电池：电芯大容量方向演进，中国储能厂商加速布局

储能电池材料体系以磷酸铁锂为主，电池向大容量方向持续演进。根据工信部要求，储能型电池能量密度 ≥145Wh/kg，电池组能量密度≥110Wh/kg。循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。当前的电化学储能 尤其是锂电储能技术进入了一个新变革周期，大电芯、高电压、水冷/液冷等新产品新技术逐渐登上舞台， 储能系统向大容量方向在持续演进，同时钠离子电池在未来凭借成本优势可能占据一席之位。

全球储能电芯中国厂商出货领先，宁德时代出货量全球第一。根据测算，2021年全球储能电芯出货量 59.9GWh，其中宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，出货量16.7GWh，占比达27.9%；派能科技作为 户储龙头，出货1.5GWh，占比2.6%。我们预计2022年全球出货114.9GWh，同增91.9%，其中宁德时代出 货45.0GWh，同增169.5%；派能科技出货3.5GWh，同增127.3%。