（报告出品方/作者：平安证券，皮秀、张之尧）
一、市场回顾：*策驱动大储市场发展，各地步伐不同
1.1市场概况：国内储能产业方兴未艾，大储是增长主力
储能是建设高比例新能源供给消纳体系、提高电网柔性和灵活性的关键技术。储能是将不易储存的电能转化为机械能、化学能等形式储存起来，供需要时使用的技术。储能系统可动态吸收并储存来自发电侧或电网的电能，在需要时释放，从而改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。风电、光伏等可再生能源存在间歇性和波动性等固有特性，灵活性不足，其大规模并网往往对电能质量、输配电稳定性、电能利用效率等存在影响，储能系统可以通过跟踪计划出力、调峰调频、负荷侧管理等方式，提高电能质量、输配电稳定性，并减少弃风弃光，推动可再生能源的大规模应用。发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确指出，储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。
国内储能装机高速增长，表前大储为装机主力。全球新型储能产业快速发展，年全球累计装机达25.37GW，同比增长67.8%。我国是全球新型储能装机的主力市场之一，年新型储能新增投运项目规模占全球的24%。年，我国新型储能累计装机5.73GW，同比增长74.7%；新增装机2.45GW。从存量装机场景来看，大储项目（电源侧和电网侧）是国内装机主力，年占据了全国新型储能装机的76%。
年大储装机再创新高，独立储能和新能源配储平分秋色。据中国化学与物理电源行业协会初步统计，年我国新增投运新型储能装机6.21GW/14.32GWh，则按照功率计算的增速为.5%，装机增势强劲。储能与电力市场统计，在年内投运的新型储能项目容量中，新能源配储和独立储能是装机的两大主要类型，容量占比分别为45%和44%；用户侧储能占据10%（含3个10小时铅炭项目）。
年全年招标项目44GWh，独立储能独占鳌头，容量占比近五成。根据储能与电力市场统计，年国内完成招标的储能项目容量达44GWh，总规模超过年新型储能装机量的三倍。若进展顺利，年完成招标的项目将在年开启实质性建设并逐步投运，年仍将是国内储能建设大年。从招投标项目类型来看，独立储能项目招投标最为火热，年完成招投标的独立储能项目共计20.93GWh，占比48%，或将成为未来一年国内储能装机的主流类型，为国内储能市场注入新的成长动能。
1.2*策回顾：从规模增长到市场成型，储能成长性有支撑
*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*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，*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*策。这些*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*策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即；装机规模强势增长的同时，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“配额制”规定推动，形成大储装机规模刚需。储能产业发展前期，储能电站商业模式尚不明确、经济性不明显，新能源项目强制配储成为储能装机的主要推动力。
“强配”*策逐步落地，成为大储装机增长强劲助力。年，国家发改委、国家能源局发布《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》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，“强配”*策首次上升到全国范围。上述*策出台前后，各地亦纷纷推出新能源强制配储*策，其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长在2小时以上；储能容量可以通过自行配建或购买/租赁满足。随着各地新能源装机持续增长，储能“配额制”将为大储装机提供强劲的成长助力。
“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，推动储能和可再生能源装机协调发展。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并网消纳责任的导向，具有一定合理性。《通知》规定，电网企业承担可再生能源消纳的主体责任，承担保障性并网责任；同时，鼓励发电企业通过自建或购买调峰能力，适当承担消纳责任，以额外增加并网规模。这在当时一定程度上解答了储能“由谁买单”的问题，有助于推动可再生能源和储能协调发展。
*策认可+市场完善，独立储能商业模式有望逐渐跑通，推动大储建设投资加速。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。与新能源配储模式相比，独立储能由电站业主之外的第三方投资并运营，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，收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。年底开始，国内出台了一系列独立储能相关*策，独立储能作为储能项目的新形式，逐渐崭露头角。
年12月，国家能源局《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》明确了新型储能的独立市场主体地位，独立储能模式正式登上舞台。
年6月，国家发改委、国家能源局发布了《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》，允许符合条件的新型储能项目转为独立储能，鼓励新能源配建项目通过技术改造满足相关条件后转为独立储能，扩大了独立储能项目来源；《通知》同时规定，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*府性基金及附加，进一步提升了独立储能模式的经济性。
年内，各省依自身情况探索推进辅助服务市场和电力现货市场建设，为独立储能参与市场、实现经济性铺路，山东、山西、甘肃等省份已走在国内前列，为独立储能模式积累经验。随着*策完善和市场发展，独立储能项目商业模式有望逐渐理顺、实现经济性，推动储能项目投资建设加速。
*策引领、市场完善，国内大储商业模式正逐渐成型。*策对现阶段我国储能产业的发展起关键引领作用，而“以市场为主导”、“激发市场活力”一直是储能*策部署的一大重点。整体而言，我国储能产业呈现出市场参与者多元化、商业模式逐步丰富、收益空间提升、成本传导畅通的发展趋势，有望逐步向市场化迈进。
1.3地域差异：因地制宜，各省储能发展模式和进程不一
我国地大物博，各省（直辖市、自治区）能源特征、电力市场发展情况等各不相同，因此储能在各地区的发展模式和进程也存在区别。储能发展前期，国内储能装机由电力市场化程度高的省份主导，用户侧亦占据一定比例。
-年，储能仍属于商业化初期阶段，新能源大规模配储尚未推行，广东省作为较早开启辅助服务试点的省份引领新型储能装机；同时，广东、江苏在用户侧储能领域起步较早，用户侧储能为上述两省提供了一定增量。这一阶段，储能属于“十三五”对应的商业化初期，各省储能装机量均不高，各省新增装机不超过MW。
年，新能源配储鼓励*策首次上升到全国范围，山东省“共享储能”模式异*突起，成为年国内储能装机第一大省。同时，电力市场化程度高的广东、江苏、湖南亦维持了较高装机量。
大储强劲增长，各省装机主力形式不同。年，国内大储新增并网项目主要包括新能源配储和独立储能两类。各省装机形式存在一定区别，内蒙古、新疆、甘肃、西藏新增项目以新能源配储为主，上述省份新能源装机比例高，可再生能源大规模装机造成消纳与输配电压力，形成新能源配储需求；宁夏、山东、湖北、湖南是独立储能装机大省，独立储能相关项目稳步落地。
招标布局：西北、华北招标火热，新能源配储和独立储能齐头并进。年，国内完成招标的储能项目容量达44GWh。分地区来看，新疆、内蒙古、宁夏、山西、山东为储能部署前五大省级行*区，招标规模均超过2GWh。
大基地落地+4h储能配置需求，驱动内蒙古、新疆等地区储能部署。新疆、内蒙古是年储能项目招标规模前两大省份，招标规模分别为5.0和3.9GWh。上述地区风光资源优良，是风光大基地部署的主要区域；加之4小时配储时长的要求，内蒙古和新疆大储项目部署或将继续增长。
宁夏、山西、山东独立储能模式探索步伐领先，或将成为独立储能装机“排头兵”。年储能招标前五大省份中，宁夏、山西和山东独立储能发展步伐领先。宁夏鼓励新型储能项目试点，给予试点项目0.8元/kWh调峰服务补偿，补偿价格全国最高；山西和山东辅助服务市场已较为成熟，且均为电力现货市场首批试点省份，独立储能收益模式较为多样，项目储备丰富。上述省份积极推进电力市场化，在独立储能模式方面作出较多先行尝试，独立储能模式有望成为其储能装机的主要驱动力。
“十四五”储能装机规划累计超GWh，各省发展节奏不同。截至年1月底，全国已有24个省级行*区公布了“十四五”末新型储能装机目标，合计达65GW，按≥2h装机时长估算，则到年末各省新型储能累计装机目标可超过GWh。分地区来看，装机规划在5GW以上的省份主要集中在西北和华北地区，均为风、光装机大省，其中，青、甘、宁新能源装机占比均已超过50%。在上述地区，储能为新能源的消纳和外送提供灵活性资源，并有助于减缓高比例可再生能源并网对电网的冲击。与此同时，华东各省新型储能装机规划亦较为亮眼，其储能项目在承接风光配储需求的同时，有望通过更为市场化的方式获得回报。
二、市场展望：独立储能引领成长，年将达到90GWh
2.1发展趋势：新能源配储和独立储能殊途同归，独立储能有望成为大储主流形式
“新能源配储”和“独立储能”是现阶段大储项目的两种主要形式，长期或将殊途同归。据前述统计，在年投运的新型储能项目容量中，新能源配储和独立储能是装机的两大主要类型，容量占比分别为45%和44%。新能源配储和独立储能是目前大储采用的主要分类口径，两者运营主体和调用方式不同，但其装机需求均源于可再生能源并网对灵活性资源的需求，作用没有实质区别。短期来看，新能源配储由各地强配*策驱动，装机需求存在一定刚性；同时，独立储能作为市场化主体，商业模式完善后将取代一部分新能源配储装机。长期而言，两者或将殊途同归，不再有明显界限。
大储分类口径从“电网侧储能”变化到“独立储能”，体现了发展阶段和驱动因素的变化。从统计口径来看，国外大储项目通常称为Utility-Scale（公用事业级规模）/Grid-Scale（电网级规模）项目，通常翻译为表前储能或大储，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”两类，年开始，独立储能模式逐渐成型，部分统计中开始将“新能源配储”和“独立储能”作为两个主要统计口径。电网侧储能、独立储能等概念在实际应用中界限较为模糊，尚无明确定义，更大程度上是一种约定俗成的划分，其分类大致反映了储能项目不同发展阶段，及装机的驱动因素。
早期主要根据接入位置划分为“电源侧”和“电网侧”，两者界限逐渐模糊。
储能产业发展前期项目统计口径往往采用设备或项目接入位置来划分，分为电源侧、电网侧和用户侧。电源侧项目指与发电机组配套安装的储能项目，包括新能源（风、光）配储和火储联合调频项目；电网侧项目指接入点位于发电厂关口表外、用户侧电表外的可由电网直接调度的储能电站，地理位置限制相对较小，以输配电基础设施为主。用户侧（“表后”）项目是安装于电力用户电表后的项目，包括户用和工商业储能，单体规模相对较小，不属于“大储”类型。
储能项目逐渐跨越接入位置约束，电源侧和电网侧界限逐渐模糊。随着国内可再生能源装机占比逐步增长、辅助服务市场日益成型，越来越多的储能项目开始跨越接入位置的约束，提供多重服务。根据CNESA《储能产业研究白皮书》，年国内电源侧、电网侧新型储能项目最主要的服务类型均为“支持可再生能源并网”和“辅助服务”。除小部分作为输配电基础设施的储能系统外，电源侧和电网侧储能系统在实际应用中差别正逐渐缩小。
“独立储能”模式逐渐崭露头角，“新能源配储”和“独立储能”成为另一种常见的划分口径。
独立储能模式推出初期，通常纳入电网侧口径进行统计。年12月，国家能源局“两个细则”认可了新型储能的独立市场地位，储能可作为独立市场主体参与辅助服务交易，独立储能模式正式登上舞台。独立储能推出初期通常被分类为“电网侧”项目，这一划分具有一定的合理性，一方面由于其接入位置并非电源侧和用户侧，另一方面其服务价值主要通过向电网提供辅助服务体现。
随着独立储能“容量租赁”商业模式发展完善，“电网侧”分类逐渐不够合理。目前独立储能的常见获利模式包括“容量租赁”和“辅助服务”两种，通常同时使用。容量租赁指储能电站将部分容量租赁给新能源企业使用，帮助其满足并网配储比例要求，并收取租赁费用。这一商业模式下，独立储能出租部分的容量理论上应归属于新能源企业，将其定位为“电源侧”和“电网侧”似乎均不合适。
新能源强配+独立储能模式崭露头角，产生新的划分口径。年，独立储能项目成为投资热点，年内项目招标容量占全国的48%，独立储能地位日益重要。同时，容量租赁模式尚未完全成熟，较大部分新能源配储要求仍需新能源企业自建满足，“新能源配储”在大储项目中仍占据客观体量。原使用的分类口径中，“新能源配储”和“独立储能”分别成为了“电源侧”和“电网侧”分类中占比最高、增速最快的板块。为了更恰当地反映项目类型，部分机构开始将“独立储能”和“新能源配储”作为大储的两大主要统计口径。
目前新能源配储和独立储能模式存在较为明显的区别。一方面，并网主体不同。新能源配储项目依托于新能源场站存在，并网主体仍为新能源发电项目；独立储能则作为独立主体并网、接受电网调用，部分地区规定其应当具有独立法人主体身份。另一方面，收益模式不同。新能源配储不能独立参与电力市场，收益来源有限，主要用于为风光电站获得并网资格，以及减少弃风弃光、减少发电偏差考核等，储能利用率不足成为一大难题；独立储能则除了出租容量外，还可以参与电力市场，通过辅助服务和峰谷套利方式获利。
现存新能源配储项目存在一定局限性：利用率不足，调用模式和收益模式仍有望完善。根据中电联年12月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，国内新能源配储项目调用率不足，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，平均等效利用系数仅6.1%。该报告认为，国内现存新能源配储项目规模较小、装机分散，且配置上未考虑风、光发电对配储的差异性需求，导致可用性较差；加之收益模式尚不完善，回报机制不清晰，导致新能源企业对配储项目的使用率并不高。储能项目的调用模式和收益模式仍有待完善。
“新能源配储”和“独立储能”长期或将殊途同归，界限不再明显。
从形式上来看，新能源强配要求可通过租赁独立储能满足，且新能源配储项目可转换为独立储能。一方面，在规定了新能源项目储能配比的20个省级行*区中，大部分地区明确表示可自建或购买容量（例如河南、贵州），部分地区规定以共享储能形式建设（如辽宁），独立储能项目可以满足强配要求。另一方面，年6月《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》允许符合条件（或经改造符合条件）的储能项目转为独立储能项目，两者界限不再明显。
从实质上来看，两者均源于可再生能源装机对灵活性资源的需求，且使用功能并无本质区别。无论新能源配储提高发电利用率和电能质量，还是独立储能的辅助服务和峰谷套利，本质上都是用于解决可再生能源并网对电力系统产生的冲击，为电力系统提供容量价值、能量价值和可靠性价值，实际可应用领域没有本质差别。
未来，独立储能有望成为大储的主流形式。独立储能项目单体规模通常较新能源配储项目更大，易于电网调度，且收益模式多元，或可解决新能源配储项目调用模式和收益模式上的不足。各地积极鼓励独立储能发展，各省发布的22.2GW/53.8GWh新型储能示范项目中，独立储能或集中共享储能项目达20.0GW/47.4GWh，功率规模占比高达92%。长期而言，独立储能作为主体参与市场，有助于充分发挥市场作用，为储能的容量价值、能量价值和可靠性价值进行定价，并灵活调用储能资源，有望成为大储的主流形式。
2.2商业模式：独立储能经济性成为关键看点，
