国内大储装机、招标、政策及商业模式分析

光储平价空间打开，商业模式待完善。

1.国内：大储24年需求持续高增态势

1H24 国内储能增速好于新能源装机增速 。 根 据 CNESA 数 据 ， 国内新型储能 24H1 新增装机 12.9GW/31gwh，同比增61%，其中锂电装机26.3gwh，占比86%，同比增48.5%，大储为24gwh，同 比增40%，工商储为2gwh。而1H24国内光伏新增装机为102.48GW，同比增长30.7%，储能增速好于光 伏增速。 结构上看1H24年电网侧储能20.3gwh，占比65%；电源侧8.7gwh，占比28%；用户侧2.2gwh，同比增 353%，主要受益于工商储并网拉动。

1H24国内储能招标及中报维持50%增长，为下半年增长定调。我国大储24年1-6月招标41.7GWh，同增 57%，中标38.3GWh，同增48%。 24年1-6月西北中标继续维持第一，达32%，江苏增长最快。24年1-6月西北大储中标量同比增长29%， 占比32%；江苏增长最快，23年中标同比增长1088%，占比升至16%，主要来自储能电站的快速发展。

2.国内：储能成本下行，经济性提升，催生需求

光伏：24年组件价格已降至7/4的0.8元/W左右，部分招标价格已跌破0.8元/W； 储能：价格也出现小幅回落，6月储能系统及EPC中标均价已降至0.6-0.7/1-1.1元/wh。

光伏及储能系统价格双降，带动收益率跃升。组件及储能成本双降，以山东市场为例，我们测算30%/2h光储 系统IRR自23年底的8.8%提升至12%，共享储能自6.8%提升至22%。

3.政策：24年各省配储比例有所趋严

24年配储要求趋严，配储比例有提升空间。据中电联报告，23年新能源配储平均利用率指数17%，与22 年持平。24年河北、河南、江苏等地配储要求提升，提升配储比有助于提升光伏余电消纳能力。

各级政策陆续颁布，支持长时储能规模化发展。24年4月国家能源局发文提出促进新型储能并网和调度运 用，各地纷纷推出相关优惠支持政策，对长时储能的支持力度不断加大。

4h长时储能占比将逐步提升至32%：截至24Q1末，我国新型储能累计装机78gwh，其中2-4h占比74.6% ，4h以上占比12.5%，预计随着新能源占比提升、储能成本下降；而24H1，4h及以上储能装机新增并网 规模10gwh，提升32%。2023年电源侧储能配储2.02h，电网侧配储时长2.06h，预计24年将小幅提升。

政策鼓励配储参与辅助市场服务：2024年4月国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》， 鼓励新能源配储实现自调度，即独立参与辅助服务市场。所谓参与辅助服务市场，就是参与调压、调频、调 相、转动惯量支撑等。 u 现货交易区域不断扩大。6月17日山东电力现货市场转入正式运行，全国目前共有15个省开展现货结算，其 中山西、广东、山东是正式运营，其他省份处于试运行或调试运行阶段。

政策鼓励配储参与辅助市场服务：2024年4月国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》， 鼓励新能源配储实现自调度，即独立参与辅助服务市场。所谓参与辅助服务市场，就是参与调压、调频、调 相、转动惯量支撑等。 现货交易区域不断扩大。6月17日山东电力现货市场转入正式运行，全国目前共有15个省开展现货结算，其 中山西、广东、山东是正式运营，其他省份处于试运行或调试运行阶段。

24年多地出台容量补偿政策，支持独立储能发展。24/4/2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》，以市场化方式促进新型储能调用，建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一 体多用、分时复用”，为容量补偿指明方针。此外24年江苏、内蒙古、广东等也响应政策陆续出台容量补 偿政策，补贴独立储能，支持发展。12/25山东发出24年容量电价机制调整通知：1）24-25年山东煤电容量电价标准为每年100元/kW（含税）； 2）现行市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。测算调整后 100MW/200MWh独储所获补偿为426万元，降29%。

5.配储商业模式有待完善，但光储平价至临界点

配储实际使用率低，新能源配储<独立储能<工商储：国家电化学储能电站安全监测信息平台发布了 《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，23年新能源配储新增8.3GW，占比46%；电网侧9.6GW， 占比53%；工商储0.2GW，占比1.2%。其中2023年，新能源配储平均利用率指数17%，年运行小时数 797h；独立储能平均利用率指数38%，年运行小时数953h；工商储利用率指数65%，年运行小数数 5303h。

“源网荷储”一体化机制和盈利模式改进可期：一方面，电网优先调用调节能力强的火电，而大量新能源 配储未纳入源网荷储一体化规划，缺乏调用机制，利用率低；另一方面，在西北等地，电力现货市场不完 善，配储收益模式单一，仅为充放电收益，而缺乏峰谷套利、容量租赁、容量单价等盈利模式。

目前由于配储收益机制尚未完善，配储仍为成本项：以山东项目的理想状态为例，我们测算10%/2h下， IRR为15.1%，低于纯光伏的16.5%。 u 国内配储追求低成本而非性能，但随着独立储能占比提升，逐步改善：由于国内储能多为强制配储，为节 省投资成本，储能系统多为价低者得，因为23年-24Q1价格战激烈，Q2末价格基本稳定为电芯0.3-0.35元 /wh，储能系统0.6元/wh，远低于海外1元/wh。同时国内对于储能电池循环寿命、安全性等要求较低， 但独立储能作为电网侧储能，更多参与电力辅助服务，电池性能直接影响项目收益率。

光储平价：在配储规模满足平抑电网波动的情况下，光储发电成本与火电发电成本平价。理想情况下，储 能功率配比达到50%，配储时长达到4h，则可完全平抑波动。 u 在储能配比30%/4h情况下已平价，50%/4h情况下接近平价：我们测算西部地区，在储能循环寿命1万次， 按照当期光伏epc3元/w，储能epc 1元/wh的情况下，光储度电成本0.21元/wh，已实现平价；而在 50%/4h的情况下，光储度电成本为0.25元/wh，接近平价。