（报告出品方/作者：安信证券，王哲宇）1. 全球储能行业更大的爆发或在 2023 年储能行业规模化发展的条件已经成熟。
一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、 光伏的发电成本与锂离子电池的制造成本降幅显著，在新能源上网侧平价的基础上，当前全 球正朝着“新能源+储能”平价的方向快速前进。
另一方面，储能在电力系统中的定位与商 业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市 场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。
2021 年起全球储能行业进入高速发展阶段。
根据 BNEF 统计，2021 年全球新增储能装机规 模为 10GW/22GWh，较 2020 年实现翻倍以上增长，截至 2021 年底全球累计储能装机容量 约为 27GW/56GWh。
考虑到 2021 年底全球累计风电/光伏装机规模已达到 837/942GW，以 此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为 1.5%，我们认为储能市场的高速增长才刚刚 开始，行业发展前景广阔。
从规模体量来看，大型储能是当前全球储能装机的主力。
从产品形态与销售模式上来看，大 致可以将储能分为大型储能与户用储能两大类别，其中大型储能以 MWh 级别以上的集装箱 式系统为主，终端客户为大型电力公司或工商企业，主要通过集采、招标等形式直接进行销 售，B 端属性较强；而户用储能以 5-20kWh 的小型电池系统为主，终端客户为分散的居民家 庭，主要通过当地化的经销商、安装商网络进行销售，具备一定的 C 端属性。
从结构来看， 过去几年大型储能的装机占比约为 80%左右，是全球储能装机的主要构成部分。
全球储能行业更大的爆发或在 2023 年。
在 2021 年高速增长的基础上，2022 年全球储能行 业仍然延续了较高的景气度，但增量更多来自于户用储能（尤其是欧洲地区），持续飙升的 居民用电价格是最为核心的驱动因素。
而在上游原材料价格高企的背景下，对成本更为敏感 的大型储能市场 2022 年的需求则受到了一定程度的压制。
站在当前的时间节点，我们认为 2023 年全球储能行业或迎来更大的爆发，从政策端来看，国内新能源项目存在刚性的配套 储能需求，美国等海外市场的储能补贴则有望逐步落地；从收益端来看，国内独立/共享储能 的商业模式有望在探索中走向成熟，海外电价中枢的上移以及电价波动的加剧同样有利于储 能收益空间的提升；从成本端来看，2023 年随着上游产能的逐步释放，硅料、碳酸锂等原 材料价格拐点渐近，储能装机成本有望重回下行通道。
2. 国内：发展模式渐明，2023 年项目加速落地2.1. 2022H1 国内储能装机节奏有所滞后，下半年有望加速政策勾勒发展前景，国内各环节储能发展模式逐渐清晰。
2022 年 2 月底，国家发改委、能 源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“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”，“2030 年新型储能全面市 场化发展”的目标。
此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署， 各环节储能发展模式逐渐清晰。
2022 年国内储能项目实际建设节奏有所滞后，但招标快速放量。
受制于疫情、原材料涨价 等多方面因素的影响，2022 年上半年国内储能项目建设节奏整体偏慢，根据中国化学与物 理电源行业协会储能应用分会（CESA）的统计，2022H1 国内并网、投运的电化学储能项 目装机总规模约为 0.39GW/0.92GWh。
但从招标的角度来看，Q2 起国内储能招标明显提速， 据我们不完全统计 1-9 月总招标容量超过 60GWh（主要统计 EPC、储能集成系统以及相关 设备），其中 Q1/Q2/Q3 分别为 4.5/18.2/39.6GWh，招标规模逐季提升。
因此，我们认为后 续国内储能装机仍有较强支撑，预计 2022 年下半年起项目建设速度将明显加快。
2.2. 新能源配套储能有望率先放量新能源发电侧储能有望成为国内率先放量的应用场景，主要的驱动因素为政策强制要求。
在 国家政策层面，根据能源局 2021 年 7 月印发的《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》，超过电网企业保障性并网以外的新能源装机规模按照 15%的挂钩比例配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，储能时长为 4 小时 以上。
而在 2021 年国内各省发布的风电、光伏项目竞争性配臵规则中，储能已基本成为新 能源项目“标配”，目前已有近 20 个省份出台了新能源配套储能的具体量化要求，大部分省 份的储能配比在 10%-20%的区间内，储能时长则基本为 1-2 小时。
我们根据各省已经发布 的风光项目竞配结果以及储能配臵要求对国内新能源发电侧储能的规模进行了大致测算，目 前配套储能项目的规模已接近 50GWh，预计这部分储能项目将从 2022 年起逐步落地。
未来国内新能源项目储能配套比例及储能时长要求将继续提升。
当新能源发电占比较低时， 储能在电力系统中主要起辅助作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡，而随着新能源 逐步成为电力系统的主体，储能系统需要发挥的作用将愈发重要，相应的配臵比例及储能时 长亦将明显提升。
尤其是对于新能源发展较快的三北大型清洁能源基地，现在主流的 10%/2h 的储能配臵要求已较难满足实际的需求，2022 年以来新疆、内蒙古、甘肃等地大型风光基 地的储能配臵时长要求已达到 4 小时。
短期内新能源发电侧储能收益机制尚待建立，市场化是长期方向。
目前国内新能源配套储能 尚无明确收益模式，投资业主更多把配套储能作为额外的成本项进行考虑，我们认为打通新 能源配套储能项目经济性的关键在于建立市场化的收益补偿机制。
2022 年 1 月国家发改委、 能源局发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》已明确提出 2025 年初步建成 全国统一电力市场，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。
具体到新 能源配套储能项目而言，推动新能源参与电力市场交易、推进电力现货市场建设、持续完善 电力辅助服务市场等改革方向都将扩大储能项目在电力市场中的收益
