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根据CNESA，截至22Q3我国储能累计装机50.3GW，同比+36%，其中锂电累计 5.9GW，较21年底增长15%；全球2021年累计装机209.4GW，同比+9.58%，其中锂电23.2GW，同比+76%。22年前10月我国储能中标量 32.2GWh。大型光伏电站配储是23年行业需求重要拉动力，预计至25年我国储能需求86.9GW/274.4GWh，21-25年CAGR为91%/116%，25年全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年CAGR为89%/110%。
储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰
国内外装机量快速提升，需求空间广阔
储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自2017年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021年7月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至 2025 年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW 以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，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。2022年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。
近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据CNESA，全球2021年新增装机量为18.3GW，同比增长181.30%，截至2021年底全球已投运储能项目的累计装机量达209.4GW，同比增长9.58%。中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国2021 年新增装机量为7.7GW，同比增长140.63%，截至 2021 年底中国的累计装机量达到43.3GW，同比增长21.63%。2022年前三季度我国新增储能装机7.0GW，截至2022年9月底中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%，我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。
抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在新型储能中占比最高。全球范围内，截至 2021年底，抽水储能占比86.2%，同比下降4.1%，但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至13.9%，其中绝大部分为锂离子电池。国内方面，截至2022年9月，抽水蓄能累计装机占比持续走低之后，开始有所回升，比去年底上升了0.2个百分点，仍居主导地位。2022年前三季度新型储能（含熔融盐储能）新增装机933.8MW/1911.0MWh，累计装机规模7.24GW，锂电池装机仍占据最大比重。此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到0.30%。
2021年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据CNESA的数据，2021年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比 34%、22%、24%，美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的 80%。
22年我国储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。2022年以来我国储能市场招投标活跃，市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2022年10月国内储能中标量达到14.65GWh，环比增长355.5%，2022年前10月我国储能中标量达到 32.2GWh，充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。
新能源配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021年以来，新能源+储能成为新能源行业重要的发展模式。截至2022年11月，全国已有近30个省份出台了十四五新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在10%-15%，主流的储能时长为2小时。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升，长时储能领域有望受益。
大型光伏电站配储为23年行业需求重要拉动力，预计25年我国储能需求86.9GW/274.4GWh，21-25年CAGR为91%/116%，全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年CAGR为89%/110%。我们预计23年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计2023年我国储能需求为 31.3GW/74.8GWh，同比+116%/+146%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至2025年我国储能总需求将达到86.9GW/274.4GWh，21-25年CAGR为91%/116%。全球来看，预计2025年全球储能需求222.7GW/656.6GWh，22-25年CAGR为89%/110%。
独立共享储能模式有望提升储能盈利能力
独立共享储能相较新能源分散配储优势显著
新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与现货市场盈利等弊端。
1）根据今年11月中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，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，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储系数仅为6.1%，低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。
2）分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用，项目缺乏经济性。
3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。根据中电联，2022年1-8 月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。
4）最后，还因为新能源储能装机容量小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高，难以参与现货市场盈利，盈利模式难以拓展。
独立共享储能有效提高储能利用率、储能项目收益率以及市场对储能电站投资积极性。独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性。
独立共享储能政策定位明晰，发展提速
早期电网侧储能试图通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止。在早些时候，电网侧储能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，2019 年出台的《输配电定价成本监审办法》，以及 2020 年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本，此后该模式终止。
独立共享储能有效提高储能利用率、储能项目收益率以及市场对储能电站投资积极性。独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性。
独立储能规划建设提速，在各类型储能项目中的占比不断提升。根据中关村储能产业技术联盟的数据统计，2021全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了 17GW/34GWh。进入 2022年上半年，独立储能电站规划和开发提速。根据储能与电力系统统计，2022年上半年并网投运的独立储能电站共2座（国能江西余干旭坞储能电站、大连液流储能项目），启动施工建设的项目共17个，规模1.67GW/3.34GWh，进入/完成EPC和储能设备招标的项目共64个，规模 7.42GW/14.76GWh。中标量来看，2022 年 10 月独立储能中标量3.37GWh，环比提升81.5%。22年1-10月独立储能与新能源配储中标量分别达到12.25/6.45GWh，占中标量的比重分别为64%/34%（不含集采），独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。
各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升
新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费或新能源容量租赁+现货市场价差为当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh），宁夏为优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证 600 次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省 AGC 调频的总补偿费用大致是 4 亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。未来若更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两种：①新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，②新能源容量租赁+现货市场价差。除此外各个省还有其他相关收益。
1）新能源容量租赁
容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据国家发改委发布的《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》，确定了新能源场站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致在300元/kw·年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于 100MW/200MWh 的储能电站，按 80%容量完成租赁，租赁标准300元/kW·年测算，全年容量租赁约2400万元。
出租容量的实际使用权：部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。与之相异的是，甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。即甘肃省的储能电站只能在出租容量与参与辅助服务之间二选一，而不能同时享有二者收益。
2）调峰辅助服务补偿
调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。储能调峰交易是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省一个100MW/200MWh 储能电站为例，独立储能电站调峰补偿0.2 元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元。
3）电力现货市场
在电力现货市场中，储能电站作为独立市场主体可赚取发电侧峰谷电价差。储能电站作为独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测出力，判断日前市场电价走势，申报运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。现有辅助服务和未来现货市场下山东储能政策对比见下表。
当前现货市场价差套利机制逐渐完善。进入2022年，日现货价差超过1元/kWh 时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。但作为充放电时长2小时及以上的储能系统来说，更应考虑的是平均可获得的充放电电价差。以山东为例，平均两小时最高电价约0.7元/kWh 左右，平均最低电价是约0.1元/kWh 左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价（0.0991 元/kWh），以及现货交易规则下的一些附加成本（约 0.02元/kWh），一个2小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5元/kWh 左右。以85%的循环效率，全年运行330天，每天一次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为2481万元。此外，作为只申报充放电曲线，不申报充放电价格，优先调度的独立储能电站来说，如果做不到对实时电价100%准确预测，那么这一收益水平可能会打折扣。全年2000万左右现货市场价差收益是比较合理的推测。
4）容量补偿
独立共享储能市场化容量补偿机制有望逐渐出台。11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》。各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。目前山东省已出台独立共享储能电站容量补偿机制。《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。根据《2022年稳中求进高质量发展政策清单（第四批）的通知》，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行，即为火电的1/12。
各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差异。根据7月山东电力交易中心介绍，山东省一个100MW/200MWh的储能电站，目前可获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计2000多万元的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营（参考三峡能源庆云储能示范项目的运营经验，该电站全年收益水平达到6000万元以上时有一定的经济性）。而在湖南省，以华自科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量以全部出租，每年容量租赁收入即可达4480万元，电力辅助服务假设调用费用为每次400元/MWh（含试点项目所获取的峰谷价差收益），年收益2640万元，两项收入合计7120万元，项目已经有一定的盈利能力。
来源：阳光工匠储能网关于亚化咨询
亚化咨询是国内领先的新兴能源、材料领域的产业智库，2008年成立于上海浦东。业务范围：咨询研究、会议培训、产业中介。重点关注：新兴能源、材料产业，如煤化工、高端石化、光伏、氢能与燃料电池、生物能源材料、半导体、储能等。
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