国内储能装机、招投标、政策及商业模式分析

政策暖风频吹， 国内大储高景气。

1.装机量：新型储能高速发展，储能装机量快速提升

新型储能高速发展，储能装机量快速提升。根据CNESA，2023年中国已投运电力储能项目累计装机规模86.5GW，占全球市场总规模的 30%，同比增长45%。其中新型储能累计装机规模首次突破30GW，达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。 2023年，中国新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。2024年1-5月全国新型储能新增装机容量达 4.8GW/13.7GWh，同比增长17.8%/62.7%。根据CNESA预测，2024年我国新型储能新增装机有望达到41.2GW/94.76GWh（理想场景， 按2.3h测算），同比增长91.6%/103.3%。

表前应用规模大幅增长，电网侧储能占比持续提升。从应用场景来看，表前应用仍为重点，独立储能是国内新增装机最大的细分应用场景。 从占比来看，2023年，新能源配储、独立储能项目快速推进，“表前”应用规模占比合计97%，同比提升5pct。其中，国内电源侧、电 网侧、用户侧新增装机占比分别为41%、56%、3%。从绝对值来看，2023年国内电源侧、电网侧、用户侧分别新增装机8.8GW、 12.0GW、0.6GW。从细分场景来看，发电侧以新能源配储应用为主，电网侧以独立储能为主，用户侧以工商业应用为主。

2.招投标：储能招标规模持续走强，系统价格下行企稳

储能招标规模持续走强，验证储能装机需求高增。根据储能与电力市场，2024年5月，储能招投标总规模为3.08GW/11.00GWh。 2024年1-5月，国内储能招投标总规模为18.35GW/52.65GWh，同比增长82.88%/95.14%。 成本端：电芯成本下降，储能系统价格下行企稳。2024年5月，2小时储能系统和4小时储能项目EPC在本月均出现了历史最低报 价。2小时储能系统报价区间为0.57-0.85元/Wh，平均报价为0.66元/Wh，同比下降41.6%，环比下降21.4%；2小时储能EPC报 价区间为0.72-2.41元/Wh，平均报价为1.36元/Wh；4小时储能EPC报价区间为0.62-1.33元/Wh，平均报价为0.98元/Wh。

3.政策：规范新型储能并网接入，推动高效调度运用

现阶段新能源强制配置储能的实际利用率不高，“建而不用”问题较为突出。根据中电联《新能源配储能运行情况调研报告》， 从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，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。 2023年，电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，日均运行小时2.18h、年均运行小时797h，平均等效充放电次数 104次。 2024Q1电化学储能电站平均利用率指数由27%提升至41%，日均等效充放电次数由0.44次提升至0.63次。 政策规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用。随着新能源快速发展，电力系统对调节能力提出更大需求，新型储能 大规模建设和调用不充分的矛盾日益凸显。2024年4月，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，旨在规 范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，促进新型储能行业高质量发展，为新型电力系统和新型能源体系建设提供有 力支撑。

4.商业模式：独立储能盈利模式多元化，经济性持续提升

独立储能盈利模式走向多元化，储能经济性持续提升。现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题，故 “共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平，缺乏稳定 可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此，加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化，现 货、辅助服务及容量市场成熟度已进一步加深，未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。