在双碳目标大背景下，新能源发电迎来跨越式的发展，装机规模在电力系统中的比例也在不断增大，储能作为一种灵活性调节资源，能够保证新能源的消纳，提升电力系统的灵活性，支持新型电力系统安全稳定运行，即将迎来爆发式增长。

政策—已充分激发市场活力

2021年，国家和地方出台了近300余项的相关政策，2022年，有290余项储能政策的出台，覆盖了人才培养，技术攻关，从宏观政策，市场规则，行业管理，到最终的示范项目和补贴都有所涉及。

2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。期中，指出新型储能发展目标，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。

《实施方案》释放了巨大的市场利好信号。随着应用场景丰富和经济性逐渐显现，全球新型储能发展将迎来快速发展期。

回溯“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。

随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，尤其是沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平，面向世界能源科技竞争，支撑绿色低碳科技创新，加快新型储能技术创新体系建设机不容发。新型储能是催生能源工业新业态、打造经济新引擎的突破口之一，在构建国内国际双循环相互促进新发展格局背景下，加速新型储能产业布局面临重大机遇。

截至目前，我国20多个省发布了新能源配储政策，其要求储能配置比例基本不低于10%，甚至河南、陕西等部分省份要求达到20%。

国内大储未来增长可期，2023年或为高增启动元年

政策持续发力，具有实际效益的利好政策频出，刺激大储增长。成本处于下行通道，储能经济性有望提升。2023年碳酸锂扩产增速高于电动车行业增速，碳酸锂价格有望回落，有望带动电芯价格下降。若电芯价格下降至0.83元/Wh，我们测算得到独立储能IRR有望提升至10.2%。

政策面与基本面共振，国内大储前景广阔， 据信达测算得到我国2023年储能新增装机为13.97GW/26.85GWh，同比增长123.3%，2025年新增装机为353.73GW/109.64GWh，21-25年CAGR为119%。

各省跟进政策增加储能收益，2023年大储需求有望迎来快速增长。前两年推出的共享储能商业模式具有成效，各省也不断完善、增加收益来源。

山东省政策覆盖全面，有效提高大储各场景收益。独立储能方面，2021年出台的《关于开展储能示范应用的实施意见》储能参与辅助服务、租赁给新能源场站、奖励优先发电量计划的组合政策，2022年出台《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，指出容量补偿方面，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行，容量租赁方面，示范项目容量可在全省范围内租赁使用。工商业储能方面，山东省出台《关于完善居民分时电价政策的通知》、关于征求《关于电力现货市场分时输配电价有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告，进一步拉大峰谷价差，提升工商业储能收益。

山西政策建设一次调频市场。山西省出台《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，指出发电侧并网主体以及新型储能都可作为市场主体，提供一次调频辅助服务。报价范围为5.0-10.0 元/MW，报价最小单位为0.1 元/MW。调频辅助服务市场我们上文分析得到市场初期，收益率较高，我们认为山西政策有望带来未来两年储能的快速发展。

江苏储能政策持续发力，提高新能源消纳水平，利好新能源配储。江苏今年10月份出台《江苏省电力需求响应实施细则（修订征求意见稿）》，提出谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。新能源消纳补贴的增加，提高了新能源配储或租赁共享储能的收益，有利于疏导政策强配储能的成本压力，提振发电企业建设储能积极性。

河北省增大峰谷价差，工商业储能需求有望提升。近期出台的《关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知》设立夏冬季尖峰电价时间，并且峰谷价差幅度从50%提升至70%，有效提升工商业储能的经济性。

山东、青海、江苏等省份储能商业模式探索稳步进行，其他省份有望跟进。2022年各省份陆续出台相关政策建设、完善储能商业模式，提升储能经济性，我们认为在这些政策推动下明年的储能新增装机有望大幅提升。

截至于2022年9月底，我国累计投运的电力储能项目已经超过了50GW，其中新型储能项目达到6.6GW。新型储能在不断增长。2022年前三季度，新增不到1GW，不过，规划在建的新型储能项目有73GW。

另外，在政策强制要求之外，储能试点政策中，储能电站参与电力市场调峰服务补偿和调频补偿收益，是储能的经济效益带来的市场需求增量。各省市都根据本地的实际情况，对储能装机、独立储能的调峰等给予了财政补贴。例如《河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》中，规定独立储能调峰补偿价格报价上限暂为0.3元/ kWh，新疆对于发电侧储能调峰补贴为0.55元/kWh，财政补贴带来的增益，叠加储能对新能源发电调峰调频的效果，使得储能给新能源电站很大程度上带来了降本增效的效果。因此，大储增量的重要动力。

海外，美国市场，也是未来有望成为储能装机最大、增速最快的市场。与国内类似，美国储能市场的需求同样主要来源于政策推动下。

根据美国知名咨询机构WoodMac的数据，2022上半年美国储能新增装机达5.01GWh，实现了超过200%的增长。随着美国10月份《通胀削减法案》的实行，在未来将刺激光储需求的大幅度增长。

同时，美国储能产业激励带来的光储需求。2016年美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。额外的激励措施促进了储能产业发展和项目建设完善的市场环境和价格机制，刺激大型储能装机项目的发展。

除了大型储能项目之外，《通胀削减法案》的规定下，独立储能和小型储能项目也同样迎来快速增长的机会，1MW以上项目或将迎来抢装潮。根据《通胀削减法案》，独立储能首次获得抵免资格，过去为了具备ITC获取资格储能项目必须与光伏发电项目配对，此次政策变动使储能摆脱太阳能配对限制，降低了储能项目的建设成本和时间，小型储能项目及独立储能的发展在税收抵免政策的刺激之下，也将迎来快速的增长。

欧洲，近几年储能需求的快速增长主要来自于户储需求的爆发。特别是俄乌冲突导致的能源危机，海外电价居高不下，欧洲用户端的户储经济性凸显。

以德国为例，在俄乌冲突爆发导致其天然气供应不足的情况下，电价出现了出现了快速上涨，根据TRADING ECONOMICS统计的德国期货电价，最高达到了近0.7欧元/kWh，相比2022年初增长6倍。虽然近期有所下降，不过当前居民用电价格已经被锁定，居民端的装机意愿仍然强烈。

以一个10kWh容量、运行时间为20年的户用储能系统为标准，假定初始光储投资总成本为0.9欧元/KWh，用电价格为0.3欧元/kWh的情况下，用户投资收益率将达13.4%，投资回收期仅为5年。在0.65欧元/KWh投资成本和0.5欧元/kWh的居民用电价格下，其收益率可高达34.9%，投资回收期更是仅为2年。这种显著具有经济效益的户储需求，使得欧洲户储需求在市场的经济效益驱动，有了极其快速的增长。

同时，从未来的增长空间来看，当前的户储渗透率非常低，未来具有极大的增长空间。根据IHS和IEA统计，近十年全球累计光伏配储比例逐年上升，2021年光伏配储渗透率年已经达到了5.7%，仍然处于较低水平。分区域来看，目前仅有意大利和德国等欧洲地区渗透率达到了10%以上，其中德国的渗透率超过了20%。不过从全球范围内可以看出包括美国、澳洲等在内的多个国家，其光伏配储渗透率仍不足10%，全球户储渗透率仍有很大的提升空间。

因此综合来看，新型储能在政策等需求带动下获得快速提升，具有极大的发展潜力。

巨大需求，企业纷纷开启产能扩产

储能赛道，央国企、民企均争相布局

当前国内风电、光伏基地的建设，直接带动了锂电储能需求，相关产业的订单快速增长，产品供不应求。市场景气度高涨背景下，继原有动力电池主营业务后，储能电池业务成为了中国头部电池企业重点发展的第二增长极，纷纷积极布局。除了国内市场，海外市场也被视为是全球储能领域未来主要的增量市场，根据高工产业研究院（GGII）数据预测，2022年中国储能锂电池出货量将达125GWh，2023年将达180GWh，2025年将达390GWh。 

中国化学与物理电源行业协会动力电池应用分会《2022年全球锂电产业供需白皮书》也显示，2022年全球储能电池需求将达到80GWh，同比增长将达82%。2025年全球储能电池需求更将高达200GWh。

面对潜力巨大的蓝海市场，宁德时代、鹏辉能源、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、比克电池等老牌动力电池厂商快速跑马圈地，储能电池赛道上掀起一轮“扩产热潮”。

“双碳”目标引领下，作为助力可再生能源开发、构建新型电力系统的重要支撑，储能赛道逐渐火热，众多央国企、民企均争相布局。虽然产业依然面临诸多挑战，但在过往一年中，各种资本和企业还是以前所未有的热情涌入到储能赛道中。

今年以来有上百家储能相关新公司成立，注册金额高达423亿元。其中有43家储能技术服务新公司、54电池新公司和7家抽水蓄能新公司注册成立。

以及20余家上市企业跨界储能名录。一面是热度持续不减，另一面是市场渗透率低仍处于行业前期。一方面，老牌储能企业加大产业投资，以巩固自身江湖地位；另一方面，新的故事拉开了帷幕，众多上市公司大刀阔斧向储能领域进军。

据GGII统计，截至今年9月，与储能电池及动力电池制造有关的扩产项目已达26个，投资额合计将超2900亿元，产能合计达820GWh。

以亿纬锂能为例，2021年至2022年，该企业总投资金额不低于665.21亿元动力储能项目，产能不低于262.61GWh。

除了老牌企业抓紧布局，众多“新玩家”也纷纷涌向储能电池的赛道。

获悉，今年以来，已有20多家原本与储能无关的上市公司试图跨界进入储能产业，其中不乏有锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、食品、教育、环保、纺织等毫无关系的行业。

例如，主营大气污染控制领域环保产品的ST龙净于10月9日宣布，拟在上杭新材料科创谷建设产能5GWh、总投资约20亿元的磷酸铁锂储能电芯项目。

10月29日，纺织业巨头盛虹集团称，盛虹储能总部项目正式签约落户江苏省苏州市吴江区。

该项目总投资金额为200亿元，总产能50GWh，将分期进行建设。其中，一期建设新型锂离子储能电池项目，投资金额为125亿元，产能为16GWh。

储能行业的火热，从投融资事件也能看出来。根据公开资料显示，今年以来，储能电池及材料领域的投融资事件多达120余起，投融资规模高达千亿元。

同时也注意到，包括天合、阿特斯、晶科、阳光、华为、上能、科华等为代表的光伏企业均在积极布局储能业务，并取得了积极进展。

据统计，2022年第四季度73家锂电池企业投资扩产项目多达82个，投资金额累计超4167.36亿元，新增钾电池产能超过644GWh！

规模最大的项目是宁德时代贵州动力电池生产基地项目。项目规划建设年产60GWh动力及储能电池生产制造基地。项目分两期建设，其中一期用地约885亩，规划建设年产能30GWh动力及储能电池生产线及相关配套设施，生产线自动化率达95%。

次之，是航天锂电50GWh磷酸铁锂圆柱形电芯产业园项目。据了解，该项目总规划占地约3000亩，计划总投资300亿元。项目以电芯为核心，涵盖正极材料、负极材料、隔膜材料、电解液材料等配套产业，建成千亿产值的锂电池生产基地。项目一期规划占地502.68亩，计划投资30亿元，建设5GWh磷酸铁锂电芯生产线，规划建筑面积约25万平米，新上10条生产线，主要产品为自主研发的38910和46800新型动力电池。项目建成达产后，预计年产值约为50亿元，带动就业2000人。

受益于下游旺盛需求，加之自去年下半年以来，锂电部分材料价格大幅上涨，至今维持高位，使得部分材料产品具备了广阔的市场前景以及较高的产出回报率。为了紧抓锂电产业发展机遇，自2022年以来，部分锂电池上游材料企业也纷纷定增募资扩产。

2022年第四季度，杉杉股份、中科电气、国轩高科、合纵科技等企业推出了756.3亿元的锂电池原材料投资扩产项目。

2022年第四季度锂电池材料市场持续火爆。作为锂电池的原材料的铜箔需求强烈，产品供不应求。业内预计，到2025年全球锂电铜箔总需求量将达75.7万吨2020-2025年均复合增速为29.3%。当前，主流铜箔企业均在加码扩产。统计，今年第四季度以来包括嘉元科技、华创新材、万顺新材等企业合计投资超683亿元扩产，最终产能达95.5万吨。除此之外，华创新材在第四季度相继投资建设了3个铜箔项目，投资额高达260亿元，最终产能达30万吨。

作为锂电池“血液”的电解液，其需求随着动力电池的火爆而快速增长。在此背景下，今年以来，电解液厂商掀起扩产潮，头部企业继续加码电解液及其原材料产能，同时其他领域的公司也纷纷跨界入局。

今年第四季度，电解液龙头企业永太科技、多氟多、天赐材料的扩产步伐加快。今年第四季度合计投资超158.85亿元扩产电解液项目，最终产能达136.5万吨。

据了解到，天赐材料在上半年就已加快布局。仅5~7月，天赐材料就发布三项电解液项目公告，分别是拟通过孙公司福鼎市凯欣电池材料有限公司自筹资金投资13.32亿元建设30万吨/年锂电池电解液改扩建等项目；拟在广东江门投资12亿元建设20万吨/年锂离子电池电解液项目；全资子公司江苏天赐高新材料有限公司计划投资12亿元建设20万吨/年锂电池电解液改扩建项目。

项目规模增速，大储迎来放量

11月29日，国家发改委发布《能源绿色低碳转型行动成效明显——“碳达峰十大行动”进展(一)》表示，新能源保持较快增长，制定实施以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，规划总规模约4.5亿千瓦，目前第一批9500万千瓦基地项目已全部开工建设，印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作，组织谋划第三批基地项目。在风光大基地建设的过程中，强配储能的政策下，储能的作用也愈发突出。

中国在各省新能源强制配储政策下，风光装机规模高增直接驱动表前大储迎来放量。目前中国已有超二十个省份提出新能源配储要求，风光装机量增长，且配储比例、配储时长提升。

据机构统计，2022 年 1-10 月已启动独立储能项目数量达 231个，总规模 34GW/70GWh，已进入 EPC/设备招标、项目建设和投运等阶段的项目达 110 个，规模约 10.9GW/21.7GWh。

2022年项目规模增速已见端倪，我们预计年底至明年项目将逐步落地。据不完全统计，2022年1-10月已启动的独立储能项目总计231个，总规模34GW/70GWh（包括宣布启动而未开始招标的项目48.35GWh），其中已进入 EPC 和设备招标和正在建设的项目分别为17.05GWh、4.43GWh，合计21.48GWh。除独立储能之外，2022年已经完成招投标的央企集采也大幅度提升，截至 2022年10月左右，央企集采规模合计15.2GWh，其中中核汇能集采规模最大（6.1GWh）。

根据公开信息获悉发现，截至12月28日，本月已有28个新型储能项目完成并网交付。这其中，不乏数十个百兆瓦级容量的大型地面电站、独立共享储能电站顺利并网，也诞生了多个地方储能电站的规模之最、建设速度之最。事实上，这也为明年国内大型储能电站的推进立下了乐观的预期。并网规模超过1.59GW/3.04GWh。

在国内新能源强制配储政策下，风光装机规模高增长，直接驱动大储迎来放量。年末储能电站进入并网高峰，多个大储项目正式并网，储能电站景气持续提升。储能市场主体参与电力现货交易、容量租赁、辅助服务等政策逐步落实，盈利能力确定性提高，国内大储经济性增强。

九大机构研报，新型储能蓄势已发

西部证券报告《行业东风将至，新型储能其兴可待》指出，独立共享储能可有效解决当前新能源分散配储利用率低等弊端，其市场地位逐渐明晰，独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。独立共享储能在2022Q1-Q3新增新型储能装机中占比已提升至37%，在2022年1-10月中标量占比达 64%（不含集采），充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。大型光伏电站配储为2023 年行业需求重要拉动力，预计2025年，我国储能需求86.9GW/274.4GWh，2021-2025年CAGR为91%/116%；全球需求222.7GW/656.6GWh，2022-2025年CAGR为89%/110%。

中信建投证券报告《电力系统中的灵活性资源将面临长期紧缺状态》指出，我国电网投资已经冗余，而电源投资亟待“补课”，灵活性资源面临长期稀缺性，不过灵活性资源多种多样，为互补而非替代关系。各灵活性资源自有其特点和适用范围，并非“包打天下”。通过灵活性电源产业链市场空间测算，电化学最大，其他品种具备百亿级别空间。电化学储能2030年可至TWh 级别，市场空间过万亿。预计全球电化学储能2022年新增约85GWh，2023年新增约171GWh，2025年新增390GWh，2030年新增 1580GWh。其中：中国2022年新增约25GWh，2023年新增约49GWh；美国2022年新增约 23GWh，2023年新增约52GWh；欧洲2022年新增约20GWh，2023年新增约42GWh。

华创证券报告《储能行业2023年度投资策略》指出，双碳背景下，储能为能源结构转型所催生，行业刚需特性显著，高增速已逐步成为市场共识。国内大储处于行业发展初期，规模效应尚未形成且成本投入前置，盈利能力尚不明显。后续在政策、技术、 规模等多因素共振下，盈利能力有望持续增强。2023 年最看好的储能方向是EPC、PCS、储能电池，以及温控环节。环伺全球，欧洲户储渗透率仍然较低，品质与品牌是 C 端消费者重点关注的要素，行业仍有较大空间；美国储能在IRA 法案后，有望继续迎来十年的繁荣期，特别是独立储能有望在短期内迎来快速增长。

东亚前海证券报告《锂电行业研究框架》指出，磷酸铁锂产能扩张、需求向好。2017-2021年，磷酸铁锂产量从7.7万吨上升至44.75万吨，年均复合增长率为55.27%；2022年1-9月产量继续上行，达到64.97万吨，同比增长120.76%，主要系下游新能源汽车产销增长以及新型储能行业迎发展机遇，为磷酸铁锂提供广阔的市场空间。

2022年1月-11月，我国磷酸铁锂行业开工率始终处于86%以上，其中2022年11月行业开工率为94.77%，位于历史高位，表明我国磷酸铁锂行业高景气。

中邮证券《2023年度储能行业策略报告》指出，2022年全球储能总需求预计达到117GWh，增速58%，其中：中国+51%，美国+42%，欧洲+93%；2023年全球储能总需求达到188GWh，增速60%，其中：中国+94%，美国+57%，欧洲+35%；2024年全球储能总需求达到285GWh，增速52%，其中：中国+73%，美国+49%，欧洲+37%。对我国而言，未来随着能源体系丰富多元，以及整体电力改革持续推进，上网端电价浮动将促进储能行业发展。在储能产业链最紧缺的PCS芯片环节上，预计2022年，我国IGBT行业产量将达到0.41亿只，需求量约为1.56亿只，自给率26.3%。

海通国际证券报告《光热储能新模式，发展指日可待》指出，光热储能重回视野，度电成本有竞争力。光热储能市场空间广阔。根据假设和测算，未来西北光伏大基地项目，75%左右大基地将配置光热，配置比例11%。则十四五光热新增市场容量约为987亿元。由于光热发电可以配置储热系统，光热发电机组可以没有光照的条件下稳定发电。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电，光热电站可以实现与光伏不同的稳定发电。2021年熔融盐储热的全球占比为1.6%，未来或成为辅助服务市场的优等生。

国泰君安证券报告《传统温控稳健发展，储能温控开启高成长》指出，温控系统传统下游应用广泛，其中工业制造、通信基站领域稳步增长，数据中心、新能源汽车领域保持高增。随着风电、光伏等新能源发电快速发展，储能需求日益增长，电化学储能电站装机占比提升带动温控系统需求旺盛，预计2025年我国储能温控市场有望达到68.74亿元，2021-2025年复合增速或将高达 64.03%。值得一提的是，液冷有望成为储能温控主流技术路线，预计2025年液冷渗透率有望达50%。目前温控市场仍以风冷系统为主，主要由于其成本较低且结构简单易用，在散热要求不高的中小型储能电站得以广泛应用，预计2022年风冷系统占比或达到85%。液冷系统冷却效果较风冷好，全周期成本低，有望在大型储能电站快速得到应用。随着 2023年储能项目大规模建设，储能温控将加速落地，推动温控厂商业绩放量，估值有望进一步抬升。

国海证券报告《电化学储能研究框架：以中美欧为例》指出，强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。国内储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。美国储能行业存在明显的垂直整合趋势，上下游纷纷进入集成环节。国内企业参与美国储能市场主要集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。国内电池环节竞争优势明显，其它环节或有望通过直接出海迎新发展机遇。在欧洲，随着光伏持续发展及其渗透率稳步提升，户用光储一体化预计将成为各国户用光伏发展的主流方向。预计户用储能市场2022年实现翻倍以上增长，2023-2025年后维持高速增长。其中，小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势，小电芯短缺有望逐步缓解。

东方证券报告《大型储能电站集成技术趋势》指出，大型储能系统集成技术路线百花齐放，集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式各有优势，均需围绕安全、成本和效率进行技术迭代。特别关注的是，随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到1500V的储能系统逐渐成为趋势。而高压级联方案采用SVG的拓扑结构，具备安全性、一致性和高效率等优势，系统无需升压变压器，现场实际系统循环效率达到90%。

2021年以来全国各地陆续出台相关政策要求强制配储之后，储能变成了一个强制项，如果投建的新能源电站要并网（将发的电并到电网），一般要按照功率10%-15% 和2小时容量配储，否则项目拿不到并网的路条。

资本往往是最敏感的，储能的投融资也呈翻倍增长。CVSource投中数据显示，2021年国内储能赛道投融资总额超2306亿元，几乎是2020年投融资总额的2倍，同比增长98.5%。2022年储能热度依旧，投融资总额超4219亿元，同比增长82.9%。2020年、2021年及2022年储能相关投融资数量分别约285起、420起、526起，基本维持30-40%的增长。

独立储能市场地位明确，迎来大发展

政策明确独立储能市场地位，独立储能商业模式迎来发展机遇。

2022 年 6 月 9 日，国家发改 委、国家能源局联合发布《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》，明确 独立储能市场地位，通过市场机制、价格机制和运行机制三方面共同提升储能利用水平、保障 合理收益。目前新能源配储项目的盈利模式尚未清晰，储能利用小时数低，而独立共享储能一 方面具备多种获利模式并提升储能利用率，同时可为新能源场站节省配储成本，在 2022 年以 来迎来快速发展。

目前独立共享储能主要盈利模式包括:1、容量租赁:多数省份对新能源项目配储具有强制要 求，独立储能向新能源项目出租容量并收取租赁费。2、现货市场峰谷套利:在开展电力现货 市场的省份，独立储能可参与电力现货市场进行峰谷套利。3、辅助服务:独立储能可参与调 频等辅助服务，在未开展电力现货市场的省份也可参与调峰辅助服务获取调峰补偿。4、容量补偿:目前山东对参与电力现货市场的独立储能给予容量补偿。

现货市场基本规则出台，电力现货市场加速推进。2022 年 11 月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，对现货市场组成、与辅助服务市场衔接、新能源及新兴主体参与市场、市场限价、容量补偿机制等内容进行了框架性约定。目前我国已有两批省份/地区推进电力现货试点，我们认为《基本规则》为各省电力现货市场规则制定了范本，有利于电力现货市场在全国范围内进一步推广，现货市场的分时电价机制将有利于储能获利模式逐步完善。

山西省峰谷价差可达 500 元/MWh，但尚无法满足度电储能成本。根据山西电力交易中心数据，2022 年 11 月，山西省平均日内两小时峰谷价差可达约 500 元/MWh，我们预期随风光装机及发电量占比提升，现货市场峰谷价差将进一步增加。我们在不考虑融资借贷与维护费用情况下，假设锂电池生命周期实现 4000 次循环则对应约 0.62 元/kWh 的度电储能成本，仍远高于日内峰谷价差。

在容量租赁、峰谷套利等多样化收益来源下，部分省份独立储能理论收益率尚可。我们选取山 东作为典型代表市场测算 100MW/200MWh 独立储能理论经济性，投资成本约 4 亿元+，而收 入端:1)容量租赁:目前山东容量租赁费约 300 元/KW/年，若可实现 100%租赁则一年租赁 费可达 3000 万元;2)现货市场峰谷套利:按平均峰谷价差 0.6 元/kWh 计算， 100MW/200MWh 储能电站一年可获得约 1600 万峰谷套利收入;3)容量补偿:目前山东容量 补偿约 60 元/kW/年，一年容量补偿约 600 万元。山东市场独立储能合计可获得超 5000 万元/ 年的收入，在贷款利率 5%情况下，IRR 可达近 7%。

独立储能具备参与市场的盈利模式，有望提升对储能产品质量要求，产业链有望获得合理的盈利能力。当新能源强制配储并未产生较好的盈利模式，储能多仅用于减少弃风弃光限电，甚至部分储能长时间限制，根据中电联调研数据，目前新能源配储项目的平均等效利用系数仅约 6.1%，远低于电网侧及用户侧储能。盈利模式的限制与较低的调用需求导致新能源强制配置的 储能均以绝对成本为导向，甚至出现“劣币驱逐良币”情况，相关电芯及逆变器供应商盈利能力较差。

而在独立储能模式下，储能具备参与市场获利的多种方式，对储能电池循环寿命、产品安全稳定性等方面提出较高要求，将改变原先以价格为绝对导向的采购方式，转而强化对质量的要求。我们认为在新能源强制配储逐步转向独立储能模式趋势下，终端客户原以绝对价格 为绝对导向将逐步转化为价格和质量并重，进而推动上游供应链企业盈利能力恢复。

工商业储能主要通过峰谷套利实现获利。我们假设工商业储能电池每天两充两放、使用寿命 15 年，则我们测算在峰谷价差 0.8 元/kWh、峰平价差 0.5 元/kWh 时，工商业储能项目 IRR 可达 8.5%，具备较好经济性。

各省政策拉大工商业峰谷价差，提升工商业储能经济性。2021 年 7 月，国家发改委发布《关 于进一步完善分时电价机制的通知》，提出:“上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 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。结合实际情况在峰谷电价的 基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。”此后， 广东、河北、江西等各地方政府均推出政策拉大工商业峰谷价差，2022 年 11 月，有 20 余省 峰谷价差超 0.7 元/kWh，浙江、上海、广西等地峰谷价差已达 1.2 元/kWh。

写在最后

中国，在各省新能源强制配储政策下，风光装机规模高增直接驱动表前大储迎来放量。目前中国已有超20个省份提出新能源配储要求，风光装机量增长，且配储比例、配储时长提升，2023年国内大储需求量将同比增长126%至27.9GWh。工商业储能则随各省峰谷价差拉大而有望获得更高经济性。

美国，储能项目盈利方式多样，且最新IRA法案将独立储能纳入ITC范畴，并且提高税收抵免额度（从26%提高至30%，甚至最高可达50%）。2023年美国表前大储需求量有望提升至70GWh，同比增长超50%。

欧洲，不断攀升的欧洲居民电价，使得市场对欧洲户储的高景气度形成共识。

其他发展中国家风光装机增长及电网基础设施薄弱驱动储能装机需求。2021年以来，巴西、印度、智利等国家均通过政策手段驱动储能装机。此外，如南非等部分发展中国家电力基础设施相对薄弱、电网覆盖率低、停电次数多，将带来部分保障供电系统稳定性与离网式储能需求。

光伏风电装机量高增长的明确趋势下，不断攀升的欧洲居民电价下，全球各国储能需求也将在 2023 年迎来高增长。