【研报】电力设备及新能源行业深度报告：国内大储市场：因地制宜，蓬勃向上---平安证券.pdf

电力设备及新能源 2023 年 02月 10 日 行业深度报告 国内大储市场因地制宜，蓬勃向上 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 行 业 报 告 行 业 深 度 报 告 强于大市（维持） 行情走势图 证券分析师 皮秀 投资咨询资格编号 S1060517070004 PIXIU809pingan.com.cn 研究助理 张之尧 一般证券从业资格编号 S1060122070042 zhangzhiy ao757pingan.com.cn 平安观点  政策引领、市场跟进，坚定看好国内大储市场发展。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，全球新型储 能高速发展。我国是全球新型储能发展的主力市场之一，2021年累计/ 新增装机分别达 5.73/2.45GW，占全球的 23/24，装机形式以表前 大储为主。2022 年我国新型储能装机再创新高，共计 6.21GW/14.32GWh，按功率计算的增速达 153.5。政策引领下，我 国储能产业实现规模化发展在即。分析国内大储装机驱动因素，核心在 于两个方面“政策强配”提供规模支撑，“商业模式”推动装机加速。 考虑全国新能源装机的增长、配储比例与时长的增加，以及独立储能商 业模式的推动，我们看好国内大储市场发展，预计2023年国内大储新 增装机有望达 33.2GWh（同比124.8）； 2025 年新增装机量有望增 至90.2GWh，2022-2025年CAGR 达83。  独立储能引领成长，商业模式是关键看点。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。2022 年起，国内独立 储能模式异军突起，新增装机 7.2GWh、完成招标 20.9GWh，分别占 全国装机/招标总量的近五成；2022年已公布但未进入实质阶段的独立 储能项目达67.7GWh，约为2022年国内新型储能装机量的4 倍。独立 储能或将成为引领国内大储装机的主要驱动力，但市场对其商业模式存 在一定疑问独立储能是否/何时可以实现经济性商业模式不明确的 情况下，业主方可能存在观望情绪；经济性或将成为独立储能项目顺利 落地的“临门一脚”，是2023年装机能否再度超预期的关键因素。  “因地制宜”，各省独立储能发展步伐不尽相同，部分地区独立储能理 论上已具备经济性。独立储能理论收益模式有容量租赁、辅助服务、峰 谷套利和容量补偿四类，各省收益模式和补偿标准各不相同，因此其经 济性需要分省区进行分析。各省独立储能部署步伐有快慢，我们关注现 存独立储能投运规模居前的山东、宁夏、湖南，招标或在建项目量领先 的山西、甘肃，以及项目储备量超 10GWh 的广东，分别分析了上述6 个省份的独立储能收益模式，理论IRR 可达到7及以上水平。  国内大储市场高景气方向确定，独立储能商业模式落地或进一步刺激装 机增速提升。目前国内独立储能投运案例较为有限，规模发展后如何实 现经济性，仍有待继续观察。本报告的分析可以为理解各省独立储能收 益模式提供基本的框架，为后续追踪独立储能重点市场的政策发展及装 机进度预测提供基础，有助于捕捉国内大储赛道的边际变化。以此框架 为始，后续我们将对国内大储市场进行持续跟踪市场空间方面，一是 关注各地实际批复的新能源项目配储比例情况，二是关注项目招标和建 设情况；商业模式方面，一是关注重点省份独立储能相关政策的出台， 二是关注各地独立储能投运项目的实际运营情况。 证 券 研 究 报 告 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 2/ 33  投资建议看好国内大储市场机遇，关注重点环节参与者。我国是全球最主要的储能市场之一，储能装机有望持续增长。国 内储能各环节企业在全球竞争实力强，在国内市场“近水楼台”占据主要份额，分享市场增长红利。对各环节参与者而言， 国内大储市场的优势在于准入环境上较海外市场相对友好，无贸易保护风险，确定性强；但局限性在于，储能在新能源配储 模式下被视为成本项，存在压价现象，影响企业相关业务的毛利表现。我们认为，国内储能市场具备优良的成长性，且随着 储能调用模式和收益模式逐步改善，其低价低质模式有望改善，技术和产品领先的企业毛利率存在改善空间。  电池环节优质储能电池供给仍稀缺，高“含储量”电池企业业绩弹性大。建议关注储能电池占比稳步提升、大容量 新品有望放量的亿纬锂能；聚焦储能赛道、大储产品放量在即的鹏辉能源。  PCS和系统集成环节装机提速、毛利改善，头部企业加速成长。建议关注光伏和储能逆变器龙头，具备大功率 PCS 技术积淀和IGBT拿货能力的阳光电源；聚焦优质区域市场，储能EPC 订单质量优、成本控制强，具有高业绩弹性的南 网科技；数据中心储能双轮驱动，储能PCS和集成市场地位领先的科华数据。  储能安全环节竞争格局较好，环节价值量有望持续提升。建议关注储能温控市场地位领先，业绩增长迅速的英维克； 储能消防龙头，“三条主线”成长逻辑优秀的青鸟消防。  风险提示1.国内储能需求增长不及预期的风险。现阶段，国内大储项目整体经济性不足，主要依靠政策强配驱动。如果新 能源装机增速、配储比例/时长增长不及预期，或与独立储能参与容量租赁、辅助服务或现货市场的经济回报不足，相关方投 资建设大储项目的积极性可能受到影响，导致国内储能装机增长不及预期。2.市场竞争加剧的风险。储能赛道景气度高，国 内已有较多企业试图进入，可能导致市场竞争加剧，对相关企业市场份额和盈利能力造成负面影响。3.原材料价格上涨或供 应不足的风险。储能电池产业链上游主要为锂材料，变流器产业链上游原材料主要为电力电子器件等。若相应原材料短缺或 涨价，可能影响产品交付，或挤压相应公司的利润空间。 公司名称 股票代码 股票价格 EPS P/E 评级 2023/2/9 2021A 2022E 2023E 2024E 2021A 2022E 2023E 2024E 鹏辉能源 300438 72.96 0.42 1.38 2.32 3.46 173.7 52.9 31.4 21.1 强烈推荐 亿纬锂能 300014 85.16 1.54 1.67 3.25 4.83 55.3 51.1 26.2 17.6 未评级 阳光电源 300274 122.91 1.08 2.14 3.73 5.00 113.8 57.5 33.0 24.6 未评级 南网科技 688248 55.94 0.30 0.38 0.86 1.32 186.5 148.2 64.8 42.3 未评级 科华数据 002335 47.88 0.95 1.05 1.42 1.82 50.4 45.6 33.6 26.3 未评级 英维克 002837 35.79 0.63 0.54 0.77 1.04 56.8 66.7 46.2 34.4 未评级 青鸟消防 002960 32.29 1.49 1.12 1.50 1.93 21.6 28.7 21.6 16.8 未评级 资料来源Wind，平安证券研究所 注未覆盖公司采用 wind一致预期 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 3/ 33 正文目录 一、 市场回顾政策驱动大储市场发展，各地步伐不同 6 1.1 市场概况国内储能产业方兴未艾，大储是增长主力 6 1.2 政策回顾从规模增长到市场成型，储能成长性有支撑 . 8 1.3 地域差异因地制宜，各省储能发展模式和进程不一 10 二、 市场展望独立储能引领成长，2025年将达到 90GWh 13 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 . 13 2.2 商业模式独立储能经济性成为关键看点，关注重点地区收益模式 16 2.3 市场空间国内大储市场 2023 年有望超过 30GWh 20 三、 产业链关注电池、PCS与集成、储能安全等环节机会 20 3.1 大储产业链各环节介绍 . 20 3.2 重点标的概况 . 23 四、 投资建议 . 31 五、 风险提示 . 32 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 4/ 33 图表目录 图表1 储能在电力系统各环节具有重要价值 6 图表2 储能可解决风电光伏规模应用的痛点 6 图表3 2021年全球新型储能累计装机 25.4GW . 6 图表4 2021 年全球新增投运新型储能项目地区分布 6 图表5 2021年国内新型储能累计装机 5.7GW . 7 图表6 截至2021年底国内新型储能接入位置分布 . 7 图表7 2022 年国内投运储能项目容量 7 图表8 2022年国内投运储能项目容量及占比 7 图表9 2022年国内已完成招标的储能项目容量 . 8 图表10 2022年国内已完成招标的储能项目容量占比 . 8 图表11 我国储能产业纲领性政策 8 图表12 超过20个省级行政区明确新建风光电站储能配置比例要求 . 9 图表13 政策推动储能各参与者商业模式成型 . 10 图表14 我国各年度新型储能新增装机前五大省份 11 图表15 2022年各地区新增并网大储项目类型分布 . 11 图表16 2022年已完成招标的储能项目地域分布 12 图表17 各省“十四五”末新型储能累计装机目标 . 12 图表18 储能各接入位置示意图 . 13 图表19 2021年国内储能装机场景分布 . 13 图表20 2021年国内新型储能项目主要服务类型分布 . 14 图表21 2022年国内新能源配储项目存在的主要问题 . 15 图表22 新能源配储和独立储能主要区别 15 图表23 储能为电力系统各参与者提供价值 15 图表24 独立共享储能成为各省份储能示范项目的重点 16 图表25 2022年国内独立储能项目进展 . 17 图表26 2022年国内独立储能项目进展（容量） . 17 图表27 2022年各地独立储能电站新增装机情况/MWh . 17 图表28 2022年各地独立储能电站项目储备情况/GWh 18 图表29 2022年国内主要地区独立储能电站收益模式 . 18 图表30 2022年国内主要地区独立储能电站理想年度收益估算（100MW/200MWh电站） 19 图表31 100MW/200MWh 独立储能电站IRR测算 19 图表32 国内大储市场空间测算 . 20 图表33 国内大储产业链各环节主要参与者 21 图表34 全球储能锂电池出货量持续高增长 21 图表35 2022年前三季度全球储能锂电池出货量份额 . 21 图表36 国内储能PCS 厂商 2021 国内市场出货量排行. 22 图表37 国内储能PCS 厂商 2021 全球市场出货量排行. 22 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 5/ 33 图表38 国内储能集成商2021年国内市场出货量排行. 22 图表39 国内储能集成商2021年海外市场出货量排行. 22 图表40 国内储能温控环节主要参与者 . 23 图表41 储能电站消防技术难点 . 23 图表42 亿纬锂能营业收入情况 . 24 图表43 亿纬锂能归母净利润情况 24 图表44 鹏辉能源营业收入情况 . 25 图表45 鹏辉能源归母净利润情况 25 图表46 鹏辉能源扩产规划 25 图表47 阳光电源营业收入情况 . 26 图表48 阳光电源归母净利润情况 26 图表49 阳光电源2022H1主营业务结构 26 图表50 阳光电源2022H1营收地域分布 26 图表51 南网科技营业收入情况 . 27 图表52 南网科技归母净利润情况 27 图表53 南网科技2022H1主营业务结构 27 图表54 南网科技“十四五”发展思路 . 27 图表55 科华数据营业收入情况 . 28 图表56 科华数据归母净利润情况 28 图表57 科华数据2022H1主营业务结构 28 图表58 科华数据2022H1营收地域分布 28 图表59 英维克营业收入情况 29 图表60 英维克归母净利润情况 . 29 图表61 英维克 2022H1 主营业务结构 . 29 图表62 英维克 2022H1 营收地域分布 . 29 图表63 青鸟消防营业收入情况 . 30 图表64 青鸟消防归母净利润情况 30 图表65 青鸟消防储能集装箱PACK级消防解决方案 30 图表66 大储产业链相关标的业绩情况 . 32 图表67 大储产业链相关标的估值情况 . 32 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 6/ 33 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。 图表1 储能在电力系统各环节具有重要价值 图表2 储能可解决风电光伏规模应用的痛点 资料来源储能技术及应用，平安证券研究所 资料来源风力发电系统的设计、运行与维护，太阳能光伏发电 系统设计施工与应用，平安证券研究所 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。 图表3 2021年全球新型储能累计装机25.4GW 图表4 2021 年全球新增投运新型储能项目地区分布 资料来源CNESA，平安证券研究所 资料来源CNESA，平安证券研究所 单位MW 美国, 34 中国, 24 欧洲, 22 日韩, 7 澳大利亚, 6 其它, 7 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 7/ 33 图表5 2021年国内新型储能累计装机5.7GW 图表6 截至2021年底国内新型储能接入位置分布 资料来源CNESA，平安证券研究所 资料来源GGII，平安证券研究所 单位MW（功率占比） 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）。 图表7 2022 年国内投运储能项目容量 图表8 2022年国内投运储能项目容量及占比 资料来源储能网，CESA储能应用分会，平安证券研究所 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 单位GWh， 注该机构统计的装机总规模为 7.762GW/16.428GWh，因此各项容 量之和略高于 CESA统计数据 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。 电源侧, 41 电网侧, 35 用户侧, 24 5.93 0.28 14.2113.19 1.13 0 2 4 6 8 10 12 14 16 GW GWh 可再生能 源储能, 7.39 , 45独立式, 7.23 , 44 用户侧, 1.64 , 10 调频, 0.16 , 1 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 8/ 33 图表9 2022年国内已完成招标的储能项目容量 图表10 2022年国内已完成招标的储能项目容量占比 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 单位MWh 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。 图表11 我国储能产业纲领性政策 资料来源各政府网站，平安证券研究所 20.93 15.13 6.87 0.98 0.14 0 5 10 15 20 25 项目容量/GWh 独立储能 48 集采项目 34 可再生能 源储能 16 用户侧 2 调频 0 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 9/ 33 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。 图表12 超过20个省级行政区明确新建风光电站储能配置比例要求 省份 最新规定出台时间 储能配置比例 储能配置时长/h 江西 2021.3 ≥10 1 天津 2021.6 单体超过50MW，光伏10，风电15 湖北 2021.6 ≥10 2 江苏 2021.9 长江以南≥8，长江以北≥10 2 广西 2021.1 风电20，光伏5 2 山东 2021.11 ≥10 2 海南 2022.1 10 宁夏 2022.1 ≥10 2 内蒙古 2022.3 ≥15 4 安徽 2022.3 ≥5 2 福建 2022.3 ≥10；储能设施未按要求与试点项目同步建成投产的,配建要求提高至 ≥15 4 河南 2022.4 按15比例挂钩；配建或购买20以上优先并网 4 辽宁 2022.5 示范项目15 3 湖南 2022.9 风电15，光伏5 2 河北 2022.10 南网≥10，北网≥15 2 青海 2022.11 源网荷储一体化项目，电源侧 15 2 贵州 2022.11 ≥10 2 甘肃 2022.12 张掖20，定西、平凉15，其余参考21 年政策河西地区≥10，其他 地区≥5 2 吉林 2022.12 15 2 云南 2022.12 10 西藏 2023.1 光伏保障性并网项目20 4 资料来源北极星储能网，EnergyTrend，储能与电力市场，各地政府公告，平安证券研究所 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 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 10/ 33 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政府性基金及附加， 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。 随着政策完善和市场发展，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。 图表13 政策推动储能各参与者商业模式成型 资料来源政府官网，平安证券研究所 政策引领、市场完善，国内大储商业模式正逐渐成型。政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”一直是储能政策部署的一大重点。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。  2019-2020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300MW。  2021年，新能源配储鼓励政策首次上升到全国范围，山东省“共享储能”模式异军突起，成为2021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。 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 11/ 33 图表14 我国各年度新型储能新增装机前五大省份 资料来源CNESA，平安证券研究所 单位MW 大储强劲增长，各省装机主力形式不同。2022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。 图表15 2022年各地区新增并网大储项目类型分布 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 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。2022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政区，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2022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”。2022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。 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 12/ 33 图表16 2022年已完成招标的储能项目地域分布 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 单位GWh 注统计范围不包括未指定项目地点的集采项目 “十四五”储能装机规划累计超130GWh，各省发展节奏不同。截至2023年1月底，全国已有24个省级行政区公布了“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2025年末各省新型储能累计装机目标可超过 130GWh。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。 图表17 各省“十四五”末新型储能累计装机目标 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 单位GW 注除了 1GW以下地区，各省公告目标大多为整数，故图例取整显示；少数地区取四舍五入 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 13/ 33 二、 市场展望独立储能引领成长，2025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2022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政策驱动，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，2022 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 2022，2021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。 图表18 储能各接入位置示意图 图表19 2021年国内储能装机场景分布 资料来源储能与电力市场，平安证券研究所 资料来源CNESA，平安证券研究所 单位MW（功率占比） 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 14/ 33 图表20 2021年国内新型储能项目主要服务类型分布 资料来源CNESA，平安证券研究所 单位MW “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。2021 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。2022 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2022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。 电力设备及新能源行业深度报告 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。 15/ 33 图表21 2022年国内新能源配储项目存在的主要问题 资料来源中电联，平安证券研究所 “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 个省级行政区中，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，2022 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