国内大储市场规模、项目分类及驱动因素有哪些？

政策引领装机，商业化有待完善。

1.市场规模：招投标持续景气，预计全年大储装机32GW/70GWh

中国大储市场：预计2024/2025年新增装机分别为32.0/41.8GW，功率同 比增长62%/31%。国内大储装机持续增长，根据国家能源局，2024年上 半年我国新型储能新增装机13.05GW/32.19GWh。根据储能与电力市场， 1-8月，国内储能项目完成招标规模共计34.6GW。我们使用集中式风/光 配套的储能比例估算国内大储市场规模。考虑新型电力系统建设需求， 加之新能源入市趋势下储能商业价值有望逐步得到体现，储能装机与集 中式风/光装机功率之比仍将呈增加趋势。假设2024/2025年使用功率表 示的配储比例分别为16.0%/19.0%，平均配置时长2.2h，预计2024/2025年 国内大储新增装机功率32/42GW，容量70/92GWh。

2.项目分类：“新能源配储”和“独立储能”共同发展，长期将殊途同归

大储分类口径说明。国外大储项目通常称为Utility-Scale（公用事业级）/Grid-Scale（电网级规模）项目，分类内通常不再进行细 分。国内前期将大储项目分类为“电源侧”和“电网侧”，现阶段由于新能源配储占电源侧装机的绝大部分，独立储能占电网 侧储能装机的绝大部分，较多统计口径将“新能源配储”和“独立储能”作为大储的两个主要类别。

“新能源配储”和“独立储能”两者长期或将殊途同归。中电联统计，2024年上半年我国独立储能新增装机6.9GW，占储能新增 装机的66%。“新能源配储”和“独立储能”的划分依据是并网主体，前者依托于新能源场站存在，后者独立并网。理论上，前 者装机由新能源强配政策驱动，后者则将逐渐形成完整的商业模式，由市场驱动装机。但现阶段，国内独立储能收益来源以容量 租赁为主，驱动因素同样为新能源强配，两者驱动因素和使用功能并无本质区别。长期来看，符合条件的新能源配储项目允许转 换为独立储能，两者界限或将逐渐模糊，调用更灵活、商业模式更丰富的独立储能将成为国内大储的主流装机形式。

3.驱动因素：政策顶层设计引领，储能发展路径明晰

政策顶层设计引领，储能发展路径明晰。现阶段，我国储能产业发展阶段尚早，市场化仍在探索中，大型储能系统的应用经济性 不强，主要由政策驱动。“十三五”以来，我国储能产业战略定位逐渐明确，发展路径逐步成型： • “十三五”期间，政策明确了储能产业的战略定位，提出了十三五“商业化初期”、十四五“规模化发展”的两个阶段性目标， 并强调储能产业“市场化发展”的工作重点。 • “十四五”开年以来，在“双碳”目标引领下，我国出台了一系列政策。这些政策确立了储能产业的阶段性目标，奠定了技术方 案、应用领域和参与主体“多元化”的发展基调，并通过市场机制的规划，为产业发展保驾护航。 • 在政策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即，市场机制也将逐步探索完善，引导储能产业向市场化发展过渡。

新能源“强配”储能规定推动，形成大储装机规模刚需

新能源“强配”储能规定推动，形成大储装机规模刚需。2021年，发改委、能源局发布《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》，超过保障性并网部分的规模初期按照功率15%的挂钩比例（4h以上）配建调峰能力，按照20% 以上比例配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。自此，各地推出新能源配储比例要求，配储功率通常在新能源装 机规模的10-25%，持续放电时长2-4小时。

“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，具有一定合理性。在我国，可再生能源消纳的主要责任由电网企业承担；随着新 能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随之增长。“配额制”体现了令发电企业适当承担一部分并网消纳责任的导向，具有一 定合理性。

新能源配储要求趋严，形式向独立储能过渡

调用率低、回报模式尚不明确，新能源配储存在“审而不建”问题。国内各地规定了新能源配储比例，允许新能源电站通过自建 或容量租赁满足配储要求。现阶段，调用率低、商业模式不明确是新能源配储的主要痛点。新能源配储从属于新能源场站，调用 率通常低于独立储能，且收益来源不足，通常被视为电站成本项，新能源业主配储意愿不高，甚至出现“审而不建”等问题。

新能源配储要求趋严，形式向独立储能过渡。针对“审而不建”情形，宁夏、河北发布新政策，提出“未配储或租赁容量的新能 源电站暂停并网”等规定，进一步强化新能源配储要求。配储要求趋严的同时，各地正在探索解决新能源配储调用率低的问题， 具体方式包括：高峰期优先统一调用新能源配储电站；推动存量新能源配储电站转独立储能；停止小型新能源配储电站建设，优 先采用容量租赁满足配储要求等。考虑电力系统需求，“强配”仍将是国内大储建设的重要驱动因素；具体电站形式方面，新能 源配储或将逐渐向独立储能过渡，独立储能将成为国内大储的主要形式。

独立储能商业模式有待逐步完善，推动国内大储健康发展

独立储能是国内大储装机主力，商业模式有待持续完善。独立储能指不依托于新能源电站，作为独立主体参与电力市场的储能项 目。2021年12月“两个细则”出台后，储能开始作为独立市场主体登上舞台，独立储能成为国内大储发展的重要形式。中电联统 计，2024年上半年我国独立储能新增装机6.9GW，占储能新增装机的66%，已成为国内大储装机的主力类型。独立储能理论上可通 过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益，收益来源与新能源配储相比更为多样，是储能从规模化迈向市场 化发展的重要形式。随着政策完善和市场发展，独立储能商业模式有望逐渐理顺，实现健康发展。

目前国内独立储能收入依赖容量租赁，市场化回报仍需探索

国内独立储能收入水平和收入结构仍有待改善。储能电站对于电力系统尚属于新生事物，大储并网、充放电计价、接受调用等都 较为复杂；且我国电力市场发展时间晚于欧美等发达市场，电力市场化进程仍在推进中，储能参与市场的服务品种有待丰富。因 此，现阶段国内独立储能商业模式尚不完善，收益水平暂低于欧美发达市场，且收益结构较为依赖容量租赁。国内独立储能要实 现健康发展，仍需国内电力市场进一步发展、独立储能收益模式继续完善，需要较为长期的过程。

投资回报率：独立储能收益模式和收益水平与各省电力市场建设进程、新能源配储政策等多因素有关，各省之间存在差异，项目 经济性难以一概而论。根据南网储能2024年9月9日投资者关系活动记录表，目前该公司已投运的电化学储能站主要是租赁收入， 资本金内部收益率约为5%。