摘自：东吴证券《国内大储如火如荼，储能模式及技术多样化发展》。
1、2021年国内新增储能装机中大储占比超95%。
根据BNEF，2021年全球电化学储能新增装机为10GW/22GWh，分别同比 85.19%/ 103.70%；同年中国新增装机为2.5GW/4.6GWh，分别同比 82.08%/ 88.49%，从功率看，中国占全球新增的25%。
大储在国内电化学储能装机中占据主导地位。区别于户用的小功率储能，应用在新能源电站、电网等场景的储能功率更大，本报告简称为“大储”。根据CESA，2021年我国集中式新能源 储能、电源侧、电网侧储能占当期电化学储能装机的96%，大储在我国电化学储能市场中发挥着举足轻重的作用。
2、近两年国内储能政策密集出台。
2021年来，多项储能政策密集出台，从数量上来看：
2022H1共发布国家性政策52项：供给侧相关政策共23项，其中产业侧相关政策占比居多，共17个，鼓励技术侧发展的政策有6项；需求侧政策18项，市场机制相关政策11项。
2022H1各省份地区共发布储能相关政策437项：供给侧相关政策177项，其中产业侧政策占比居多，共142项，技术侧发布政策35项。需求侧政策156项。市场机制政策53项，补贴类政策51项。
从政策关切点来看，我们可将政策归纳为以下几类：
从“量”上扩大需求：包括各省市“十四五”储能目标规划、风光配储政策、明确独立储能定义、降低独立储能参与市场的规模限制要求等。
从“利”上提高经济性：包括各项发展完善电力现货市场建设、提高电价峰谷价差、提高储能参与辅助服务补贴、推出容量补偿等。
从“技”上开拓新型：包括发展新型储能技术、发展大型储能、提高储能电站安全性等。
3、国家层面：总纲要及发电侧、用户侧、电网侧政策落地。
从总纲要而言，2021年7月指出：2025年要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展。2022年3月再次重申“2025年实现新型储能规模化，2030年实现市场化”，本次重申删除了具体规模要求，发展不设上限。
发电侧（并网侧）上要求保障性规模之外的按照15%*4h的调峰能力，用户侧提出分时电价机制、部分地区拉大峰谷价差到4:1，电网侧提出储能独立第三方地位，参与电网调峰调频等辅助服务等。
4、省市层面：出台新能源强制配储要求。
各省规定了保障性规模内的强制配储要求。2021年来已有23个省市区提出新能源配储需求，配储比例要求多在10%-20%之间，配储时长要求多在2h以上（部分省配置要求高达4h）。特别地，河北、浙江永康、山东枣庄等地对分布式光伏也已提出配储要求。强制配储带来国内储能市场快速增长。
5、发电侧：国内大储招标井喷式增长，千亿市场已现端倪。
当前国内市场，政策仍是核心驱动力，2021年来大储招标持续增长。作为大型地面电站配套建设储能，在降本短期难以满足的因素下，但当前经济性仍不足，政策仍然是项目开发核心驱动力。根据我们不完全统计，2022年上半年公开招标已超过20GWh，随2022年下半年地面光伏需求启动，储能招标和安装将逐步加速。
招标容量时间分布来看，2022年6月后招标提速明显。2022年以来国内大储项目招标量出现井喷式增长，2022年6月来随着系列政策的落地，大储经济性有所好转，项目招标随之加速启动。据我们不完全统计，1-7月公开招标项目已超过20GWh，其中1-7月启动的大储项目设备系统及EPC招标容量分别为606/409/2019/946/1363/2693/3008MWh，6-7月招标容量分别占比24.39%/27.24%。
从招标人看，国家级电网、能源类大型公司约占1/3，其他为地方能源公司。2021年国内大型储能招标项目招标人中，以招标数量口径计算，华能集团、国家电网、南方电网招标数目较多；以招标金额角度计算，据我们的不完全统计，三峡集团、华硕新能源招标金额较大，21年招标金额分别达到109、53亿元。
从中标（候选）人看，以中国能源建设集团为首的国家级电网、电投公司约占1/4，其他为地方能源公司。2021年国内大型储能招标项目中标（候选）人中，以招标数量口径计算，中国能源建设集团、中国电建、国家电网、华电集团招标数目较多；以招标金额角度计算，据我们的不完全统计，中国电力工程顾问集团、中国能源建设集团中标金额较大，21年招标金额分别达到231、125亿元。
从中标价格来看，受电芯涨价、IGBT短缺等因素影响，2022年大储项目中标均价呈波动上升态势。据我们不完全统计，2022年2-8月大储EPC项目中标单价平均为1.22/1.38/1.49/1.57/1.59/1.52/1.62元/Wh。
同时，不同应用场景的大储项目中标价格有所差异。我们将2022年以来的大储中标项目按应用场景分为风光项目配储（可为传统储能，也可能为独立储能）、未明确用途的独立储能、共享储能、用户侧储能、调峰调频储能、能源合同管理（EMC）几种，根据我们的不完全统计，上述场景的大储EPC项目中标单价平均分别为1.56/1.25/1.72/1.74/2.75/1.30元/Wh，可以发现需要承担调峰调频功能的大储项目单价更高。
基于以下假设，我们测算得到2022/2025年国内发电侧大储新增容量需求分别为5.8/44.0GW，11.2/106.4GWh：
风光装机：我们预计2022/2025年集中式光伏新增装机分别为40/119.1GW；风电新增装机分别为58.3/90.0GW；
储能渗透率：预计2022/2025年集中式光伏新增装机储能渗透率为10%/18%；风电新增装机储能渗透率为1%/6%；
储能需求：基于上述假设，同时考虑到独立储能冗余和存量配储的增量，我们测算得2022/2025年光伏大储需求分别为4.9/37GW，9.5/92.4GWh；风电大储需求分别为0.9/7.0GW，1.6/14.0GWh；合计得我国发电侧大储新增装机总需求为5.8/44.0GW，11.2/106.4GWh。2022-2025年CAGR分别为92.36%/111.88%。
6、用户侧：分时价差拉大
分时电价机制落地，峰谷价差拉大是必然趋势。最大系统峰谷差率超过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，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。满足此项要求的有江苏、广东、浙江等8个省或直辖市，需要将峰谷价差提高至4:1。2022年7月1日起，27省市在冬夏用电高峰时段执行尖峰电价机制。在原先峰谷电价之上新增“尖峰电价”，合理界定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮不低于20%（原则上）。
国内因峰谷价差拉大，工商业储能或节约用电成本。国内分布式储能不是刚性需求，但随峰谷价差拉大，依靠储能降低用电成本的需求不断提升。我们假设50kW/100kWh的储能项目；电池循环寿命5000次，每天充放1次，则运营20年左右，储能成本为1.9元/Wh。收益为：在电价谷值0.25元/kWh时充电，在电价峰值0.95元/kWh时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，以节约电费作为储能收益来计算IRR可达到9.78%左右。
7、辅助服务：补贴明确，收益来源趋向多元化。
储能参与辅助服务市场交易主要品种为深度调峰、二次调频两类，也在往黑启动、无功调节、转动惯量等方向拓展。但无论是储能作为调峰还是调频使用，其成本还比较高，仅靠较少调度频率和服务费很难回收成本，近年各省不断推出补偿政策，后续仍依赖“容量补贴”或地方补贴落地。近年来多项政策先后出台鼓励电化学储能参与多种辅助服务，以增加其收益来源。
8、2025年我国储能空间达50.3GW/120.5GWh。
结合前文发电侧需求测算，同时考虑分布式光伏储能需求，我们测算得到2022/2025年国内储能新增容量需求分别为6.5/50.3GW，12.5/120.5GWh：
集中式光伏配储：我们预计2022/2025年我国集中式光伏需求为40.0/119.1GW，累计装机为198.1/401.7GW，独立储能新增装机为0.6/7.5GW，配储时长为2.0/2.5h；
分布式光伏配储：我们预计2022/2025年我国分布式光伏需求为50.0/100.9GW，累计装机为107.4/293.8GW，独立储能新增装机为0/1.5GW，配储时长为1.9/2.2h；
风电配储：我们预计2022/2025年我国风电总需求为58.3/90.0GW，累计装机为328.6/532.8GW，配储时长为1.8/2.0h；
储能总需求：基于上述假设，我们测算得2022/2025年我国储能市场总需求为6.5/50.3GW，12.5/120.5GWh，2022-2025年CAGR分别为97.62%/112.53%。
