四、储能市场现状

存量以抽水蓄能为主，增量以电化学储能为主。

抽水蓄能占据储能绝对份额，锂离子电池是电化学储能主流技术路线。中国各类型储能装机量结构与全球情况相似，均以抽水蓄能为主要装机类型，占据86%左右装机容量。中国与全球电化学储能装机占比分别为9.2%、7.8%。在电化学储能中，锂离子电池占据主导地位，在中国与全球占比均为90%左右

 

全球储能规模增长缓慢，电化学储能快速放量。2021年全球累计储能装机量为209.4GW，2017-2021年CAGR仅4.5%。而电化学储能在2017-2021年经历了近乎从无到有的过程，2021年累计装机量为25.4GW，为2017年2.9GW的8.7倍。因抽水蓄能受地理选址影响较大，未来增长空间受限，预计未来电化学储能将贡献储能装机主要增量，重要意义显著。

 

2017-2021年中国电化学储能累计装机规模增长14倍。中国储能发展路径与全球情况类似，根据CNESA数据，2021年中国储能累计装机规模为46.1GW，2017-2021年累计装机量稳步增长。电化学储能2021年累计装机量为5.7GW，新增2.5GW/yoy+55%。

 

五、商业模式分析

在国内储能需求不断增加的背景下，储能产业商业模式逐渐向多元化发展。其中独立储能电站以其“一站多用”的独特机制得到迅速发展，其商业模式得到快速推广及应用，装机规模迅速扩张。

根据储能与电力市场数据，独立储能电站 2021 年规划、在建、投运总项目个数超过138个，总装机规模超过17GW/34GWh，涉及山西、湖北、广东、江苏、山东等20余省市。储能的实际推广过程中，“谁来买单”问题阻碍了其成本疏导，导致单一方建储成本压力 过大。而在独立储能电站的共享机制下，项目可以提供多种服务，实现多重收益。从已开展或正在开展的共享储能项目来看，储能“容量租赁+调峰辅助服务”的盈利模式已经具备一定的投资价值，收入渠道拓展有效缓解了项目的经济性难题。

 

2022年6月7日，两部委发布《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》，提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场同时独立储能电站电网送电时，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立储能电站参与电 力现货市场交易确定性增强，市场化机制有望进一步提升项目收益水平。

另外，独立储能电站未来或将参与调频辅助服务，收益来源有望进一步增加。2022年5月1日，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)》的通知，其市 场主体包括发电侧并网主体及新型储能，这是正式发布的全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。未来独立储能电站参与调频辅助服务或成趋势，独立储能电站收益渠道有望进一步增加，其补偿标准或可参考火电(火储)项目参与AGC调频结算规则。

1、源网侧储能占据主要份额，分布式微网和用户侧储能具备增长潜力

根据CESA统计，截至2021年末，中国电化学储能市场中新能源配储、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式微网、用户侧削峰填谷五类场景的装机功率及规模分别为1863.8MW/3649.2MWh、1574.5MW/2136.7MWh、1112.0MW/2252.4MWh、211.6MW/612.0MWh、403.7MW/2029.5MWh。从规模看，源网侧储能仍占据主导地位，主要得益于201年起储能支持政策的相继出台，大型储能项目由试验阶段进入小规模应用阶段。从新增装机规模看，五类场景的装机规模分别837.5MW、532.3MW、401.0MW、28.0MW、45.8MW，同比增长22.37%、0.17%、25.63%、273.33%、68.38%，分布式及微网和用户侧削峰填谷用储能得益于低基数保持快增长。

 

2、储能在西部地区配套风光大基地建设为主，在东部地区以用户侧削峰填谷为主

分区域看，新能源配储主要聚焦于内蒙古、青海、甘肃、新疆等风光大基地所在省份，通常为发电集团自建或在省内租赁共享储能的容量，未来向着1500V高电PCS 和液冷系集成方案方向发展。调峰调频等电力辅助服务领域储能因其主要由第三方投资，建设规模与地方配套政策的盈利机制密切相关，山东、山西、河南、河北等政策机制领先省份储能 建设积极。分布式微网与用户侧峰谷价差则主要聚集于东部峰谷价差较大省份。

 

3、共享储能成为新能源配储主流模式的趋势

（1）当前配储盈利机制不明确，储能质量低、利用率偏低。

2021年以来，随着新能源并网提速，电网消纳压力骤增，各省相继出台新能源场站配套10%-20%功率、2小时时长的储能设施，并将配储作为新能源并网的前置条件，储能需求快速增长。然而，在电价机制与成本疏导机制尚未理清背景下，已建储能项目大多仍未形成稳定合理的收益模式，强配储能并网项目利用率不高现象普遍存在，行业发展步入瓶颈期。根据CNESA统计数据，2021年国内规划、在建新型储能项目规模达23.8GW/47.8GWh，新增投运新型储能项目装机规模2.4GW/4.9GWh，规划项目大量延缓落地反映出上述问题亟待解决。

（2）以租代建，共享储能有望成为主流模式。

共享储能是由第三方投资建设的集中式大型储能电站，通过向新能源电站进行容量租赁并参与电力市场，支持新能源发展并获取合理收益。与新能源电站配建储能的分散式发展方式相比，共享储能的优势主要体现在：1）使用效果好，大容量有利于电网调配；2）安全性高，统一技术规范，提升安全标准与电池质量；3）经济性更好，配置于电网关键节点，直接响应省级电网调度需求，服务全网运行。对于满足电网运行条件的配建储能，可以转为共享储能参与电力市场交易，进一步打开共享储能发展空间。

 

分主体来看，共享储能模式下，电网公司、新能源电站、储能运营商均能有所获益。

 

（3）共享储能收益模式可分为三类：

1）场站交易模式，储能和新能源场站交易，通过双边竞价或协商，达成包含交易时段、电量、价格等内容的交易意向，代表地区为青海；2）辅助服务模式，储能接受电网统一调度，通过提供辅助服务（主要是调峰）获得对应补偿，同时向新能源场站收取固定租金，当前多数地区采取这一模式；3）现货交易模式，储能通过用电低谷充电、用电高峰放电获得峰谷电价差，同时向新能源场站收取固定租金，代表地区为山东等启动电力现货市场交易的省份。以上模式可以共存，如电网调度储能时提供辅助服务，其他时间进行场站服务或现货交易。

根据能量存储形式，储能包括物理储能、电化学储能、化学储能、电磁储能和热储能，其中电化学储能是最主要的储能方式，电化学储能是指二次电池储能，包括锂离子电池、钠离子电池、铅蓄电池和液流电池等；物理储能包括抽水蓄能、压缩空气和飞轮储能等。

 

（4）共享储能发展的政策支持

除国家多份文件指出鼓励探索共享储能模式外，甘肃、宁夏、山东、湖南等十余个省份也发布了支持共享储能的文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。此外，部分省份出台共享储能建设具体规划，如河北规划到十四五末新建500万千瓦、27个共享储能电站；河南规划十四五期间新能源新增装机规模50万千瓦以上的地市，原则上建设容量不低于20万千瓦时共享储能电站，新增新能源100万千瓦以上的，原则上建设容量不低于40万千瓦时共享储能。

 

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