从结构上看 ， 源网侧大型储能是中国当前储能行业的主要需求来源 。在中国储能装机结构中 ， 源网侧大型储能占比最 大 ， 2021 年约 76%的新增装机来源是大储 ， 具体包括在电源侧的新能源装机配储和电网侧的独立储能 ， 分别占比 41% 和 35% 。用户侧占比约 24% ， 其中大部分需求来自于工商业储能 。根据 CESA 数据 ， 2021 年中国电化学储能市场中 ， 新能源+储能、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式及微网、用户侧削峰填谷各类场景功率装机规模分别为837.5 MW、 532.3 MW、401.0 MW、28.0MW、45.8 MW ， 各类场景项目个数依次为 40、18、12、42、19 。
3.3.3、国内政策积极引导储能发展 ， 大储需求有望放量
国家政策明确了储能在新型电力系统中的重要地位 ， 积极扶持储能行业发展 。国家从顶层设计层面 ， 前瞻性规划国内储能行业的总 体发展 ， 储能未来的发展路径清晰 。储能商业模式不断完善 ， 从多角度拓宽盈利来源 。我国储能行业发展相比海外尚不成熟 ， 商业模式较为单一 ， 国内储 能项目的盈利来源单薄 ， 大规模配储不具备高经济性 。过去国内储能需求主要来源于各地在消纳要求下对新能源发电 项目的强制配储要求 ， 盈利机制有待进一步明确 ， 也存在项目设备质量较差等情况 ， 阻碍了储能的发展 。国家积极出 台政策 ， 从电力市场交易、电价机制、独立储能参与辅助市场服务等多角度扶持储能行业的发展 ， 国内储能行业发展 未来可期 。
国内 2022 年储能项目招标市场持续火热 。开标方面根据储能与电力市场对公开招投标信息的追踪和统计 ， 2022 年中 国储能市场共计完成了超 300 次的项目招投标 ， 共涉及 278 个项目 ， 总容量超过 44GWh ， 涵盖独立储能电站、可再 生能源储能、用户侧、调频和集采等不同类型 ， 其中独立式储能项目占比 47.5% ， 储能景气度持续高涨 。
国内大储市场需求有逻辑支撑： 电源侧：新能源强制配储带来大型储能的确定性需求 。国内新能源风光的建设持续推进 ， 发电消纳能力成为风光 项目审批的重点考核指标 ， 相比外送通道的特高压项目 ， 储能是解决消纳问题更便捷的方式之一 。多省区发布新 能源配储政策 ， 多地市对分布式光伏提出配套建设储能的要求 ， 配储比例多为 10%~20% ， 时长要求多为 2 小时 ， 部分省份要求 1 小时或 4 小时 ， 并将配储作为新能源并网的前置条件 ， 储能需求快速增长 。随着风光装机的持续 快速增长 ， 可再生能源并网配储规模将进一步提升 ， 对国内大储的需求将形成有效的托底 。
电网侧：独立储能电站的商业模式打通 ， 已具备一定的经济性 ， 需求有望开始放量 。目前独立储能盈利机制主要 有容量共享租赁、现货市场峰谷套利、辅助服务补偿、容量电价等 。容量租赁为独立储能获得收益的重要来源 ， 容量租赁收入可以降低新能源场站初期投资成本、降低场站配储投资压力 ， 同时可以增加储能投资方收入 。未来 随着独立储能进入电力现货市场进行交易 ， 经济性有望进一步提升 ， 电网侧的大型独立储能需求有望开始放量 。
源网侧需求双重推动下 ， 国内大储有望开启放量 。国内大储需求的主要来源是电源侧的新能源强制配储和电网侧以锂 离子电池技术为代表的独立储能电站 。在当前国内风光装机持续增长的大趋势下 ， 硅料产能的逐步释放带来光伏产业 链成本下行 ， 大型地面电站的需求有望快速释放 ， 同时国家开始大力规划海风电站 ， 在强制配储下 ， 新能源装机规模 的增长有望同步带来新能源配储需求的增长 ， 托底大储的需求 。同时随着独立储能商业模式完善 ， 经济性的逐步提高 也将带动电网侧大型储能的需求 。
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