（报告出品方/作者：平安证券，皮秀、张之尧）一、 市场回顾：政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，2021 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一，2021 年新型储能新增投运项目规模占全球的 24%。
2021 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，2021 年占据了全国新型储能装机的 76%。
2022 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，2022 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 153.5%，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）。
2022 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，2022 年国内完成招标的 储能项目容量达 44GWh，总规模超过 2022 年新型储能装机量的三倍。
若进展顺利，2022 年完成招标的项目将在 2023 年 开启实质性建设并逐步投运，2023 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， 2022 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 政策回顾：从规模增长到市场成型，储能成长性有支撑政策顶层设计引领，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；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”政策逐步落地，成为大储装机增长强劲助力。
2021 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”政策首次上升到全国范围。
上述政策出台前后，各地亦纷纷推出新能源强制配储政策， 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。
政策认可+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。
2021 年底开始，国内出台了一系列独立储能相关政策，独立储能作为储能项目的新形式，逐渐崭露头角。
2021 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。
2022 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
