储能行业应用场景、装机量及商业模式分析

储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。

1.储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显

发电侧：新能源并网与电力调峰的重要保障

储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频 等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益， 跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项目也更容易获取 新能源建设并网的指标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰 补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。

电网侧：构建新型电力系统的重要支撑

促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。根据电 规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、 浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替 代输变电工程投资为主。结合电力系统需求，电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局 性功能，但是目前仍缺乏明确定位。

电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧 新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件， 因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向， 电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、 替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四类应用场景，“十四 五”全国电网侧新型储能总需求规模约 5500 万千瓦，时长 2~4 小时。应用场景以支撑电 力保供、提升地区电力系统调节能力为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。

用户侧：提升电力自发自用水平与峰谷价差套利

储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、 提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策框架下，用户侧储能电站的收益主要 来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务 市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包 括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。

二、储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰

2.1 国内外装机量快速提升，需求空间广阔

储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自 2017 年国家能源局出台《关 于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总 体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021 年 7 月，国家发改委发 布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至 2025 年，新型储能从商业化初期向规 模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》， 明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不低于 3:1。2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径 与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。

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，全球 2021 年新增 装机量为 18.3GW，同比增长 181.30%，截至 2021 年底全球已投运储能项目的累计装机 量达 209.4GW，同比增长 9.58%。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 140.63%，截至 2021 年底中国的累计装机量 达到 43.3GW，同比增长 21.63%。2022 年前三季度我国新增储能装机 7.0GW，截至 2022 年 9 月底中国已投运电力储能项目累计装机规模 50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%， 我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有 大幅提升。

抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在新型储能中占比最高。全球范围内，截至 2021 年底，抽水储能占比 86.2%，同比下降 4.1%，但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能 方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至 13.9%，其中绝大部分为锂离子电池。 国内方面，截至 2022 年 9 月，抽水蓄能累计装机占比持续走低之后，开始有所回升，比 去年底上升了 0.2 个百分点，仍居主导地位。2022 年前三季度新型储能（含熔融盐储能） 新增装机 933.8MW/1911.0MWh，累计装机规模 7.24GW，锂电池装机仍占据最大比重。 此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到 0.30%。

2021 年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据 CNESA 的数据， 2021 年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比 34%、22%、 24%，美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的 80%。

22 年我国储能项目中标量充沛，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 10 月国内储能中标量达到 14.65GWh， 环比增长 355.5%，2022 年前 10 月我国储能中标量达到 32.2GWh，充沛的中标量将助力我国 储能行业步入发展快车道。

新能源配储有望成为主流发展模式，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 2022 年 11 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。总结来看，对于已公布强制配储政策的省 市地区，新能源配储比例多集中在 10%-15%，主流的储能时长为 2 小时。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，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升，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，预计 25 年我国储能需求 86.9GW/274.4GWh， 21-25年 CAGR为 91%/116%，全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年 CAGR为 89%/110%。 我们预计 23 年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是 我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计 2023 年我国储能 需求为 31.3GW/74.8GWh，同比+116%/+146%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步 提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至 2025 年我国储能总需求将达 到 86.9GW/274.4GWh，21-25 年 CAGR 为 91%/116%。全球来看，预计 2025 年全球储能需 求 222.7GW/656.6GWh，22-25 年 CAGR 为 89%/110%。

2.2 独立共享储能模式有望提升储能盈利能力

2.2.1 独立共享储能相较新能源分散配储优势显著

新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与 现货市场盈利等弊端。 1）根据今年 11 月中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电 期间至多一天一充一放运行，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，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储系数仅为 6.1%， 低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。 2）分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分 发挥储能作用，项目缺乏经济性。 3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加 了安全隐患。根据中电联，2022 年 1-8 月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。 4）最后，还因为新能源储能装机容量小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高， 难以参与现货市场盈利，盈利模式难以拓展。

独立共享储能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。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；独立共享储能的投资主体清晰，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。

2.2.2 独立共享储能政策定位明晰，发展提速

早期电网侧储能试图通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止。在早些时候，电网侧储 能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但 该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，2019 年出台的《输配电定价成本监审办法》， 以及 2020 年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配 电定价成本，此后该模式终止。 独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。2022 年 3 月， 南方能源监管局就新版两个细则公开征求意见，文件对独立储能进行了重新定义，独立储 能电站将以独立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。6 月 7 日《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》官方明确独立储能定义；解决独立储能电价问题，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。2022 年以来，国内多个省 份发布了独立共享储能参与电力市场的相关政策措施。

独立储能规划建设提速，在各类型储能项目中的占比不断提升。根据中关村储能产业技术 联盟的数据统计，2021 全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了 17GW/34GWh。 进入 2022 年上半年，独立储能电站规划和开发提速。根据储能与电力系统统计，2022 年上半年并网投运的独立储能电站共 2 座（国能江西余干旭坞储能电站、大连液流储能项 目），启动施工建设的项目共 17 个，规模 1.67GW/3.34GWh，进入/完成 EPC 和储能设 备招标的项目共 64 个，规模 7.42GW/14.76GWh。中标量来看，2022 年 10 月独立储能 中标量 3.37GWh，环比提升 81.5%。22 年 1-10 月独立储能与新能源配储中标量分别达 到 12.25/6.45GWh，占中标量的比重分别为 64%/34%（不含集采），独立储能已成为我国 大储发展的主流商业模式。

2.2.3 各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升

“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为 当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如 山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月 度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅 助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh），宁夏为优先 发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证 600 次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次 调频收益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省 AGC 调频的总补偿费 用大致是 4 亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。未来若更多主体加入，市场会出 现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两 种：①新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，②新能源容量租赁+现货市场价差。除 此外各个省还有其他相关收益。

1）新能源容量租赁

容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据国家发改委发布的《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》，确定了新能源场 站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致 在 300 元/kw·年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的 收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租 赁尚处于发展初期，对于 100MW/200MWh 的储能电站，按 80%容量完成租赁，租赁标 准 300 元/kW·年测算，全年容量租赁约 2400 万元。 出租容量的实际使用权：部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立 储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储 能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。 与之相异的是，甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权， 租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。即甘肃省的储能电站只能在出租容量与参与辅助 服务之间二选一，而不能同时享有二者收益。

2）调峰辅助服务补偿

调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。储能调峰交易 是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力， 在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、 青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的 储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省一个 100MW/200MWh 储能电站为例，独立储能电站调峰补偿 0.2 元/kWh，保证调用时长 1000 小时/年，全年可获得补偿 2000 万元。

3）电力现货市场

在电力现货市场中，储能电站作为独立市场主体可赚取发电侧峰谷电价差。储能电站作为 独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。 储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测出力，判断日前市场电价走势，申报 运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市 场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电 时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附 加。

4）容量补偿

独立共享储能市场化容量补偿机制有望逐渐出台。11 月 25 日，国家能源局发布了《电力 现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》。各地要 按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资 建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。目前山东省已出台独立共享储能 电站容量补偿机制。《关于 2022 年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通 知》指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易， 按月度可用容量给予适当容量补偿费用。根据《2022 年“稳中求进”高质量发展政策清 单（第四批）的通知》，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的 2 倍标准执行， 即为火电的 1/12。

各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。 当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差 异。根据 7 月山东电力交易中心介绍，山东省一个 100MW/200MWh 的储能电站，目前可 获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计 2000 多万元 的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营（参考三峡能源庆云储能示范项目的运营 经验，该电站全年收益水平达到 6000 万元以上时有一定的经济性）。而在湖南省，以华自 科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量以全部出租，每年容量租赁收入即可达 4480 万元，电力辅助服务假设调用费用为每次 400 元/MWh（含试点项目所获取的峰谷价差收 益），年收益 2640 万元，两项收入合计 7120 万元，项目已经有一定的盈利能力。