中金的预测：我们测算在保守/中性/乐观情景下，国内 2023 年大型储能装机量相较2022 年同比增速分别可达 97%/132%/167%，故我们看好国内大储 2023年较大可能有超预期表现。

(资料图片仅供参考)

双碳目标下，火电的增速较低，并且出现了减少趋势，反而风电光伏的装机量持续高增！尤其是在考虑风光电源在店里系统的稳定性和绿电的消纳上，店里系统对于灵活性资源需求日益提升，大储作为最重要的灵活性资源，随着新能源的渗透，装机量有望迎来高速增长！

火电灵活性改造是较为成熟且成本较低的调峰手段，但是存在响应速度慢等问题；燃机虽然较火电机组的调节速度和幅度更大，但受制于我国天然气供给不足，目前成本较高，且与煤机一样只能在较长时间周期内进行调节；抽水蓄能和电化学储能兼具向上和向下的调节能力，启动时间在 10s 以内，可以满足秒和小时级别的功率调节；电化学储能相较于抽水蓄能电站配置更为灵活，受地理条件限制较小，且控制精度非常高；因此我们认为，随着未来储能的价格机制和补偿机制的成熟，电化学储能有望成为灵活性资源的主力军。

大储利好政策密集出台，明确“新能源+储能”是解决电网稳定性的重要手段。2022 年实际招标项目配储比例显著高于政策要求，因此我们认为政策配储比例可支撑配储比例下限假设。光伏方面，通过对 2022 年 128 个集中式光伏招标项目进行梳理，我们发现大多数省份项目实际配储比例高于政策要求 4ppt-32ppt，风电方面，通过梳理 2022 年国内风电配储招标项目，我们看到多数省份实际配储比例高于政策要求比例 20-30ppt 左右，因此我们认为政策要求仅为下限假设，通常省市往往会结合本地资源、消纳情况提升实际项目的配储比例。

“新能源+储能”是保证电力结构稳定运行的重要手段，政策高要求支撑储能装机空间扩容。

2023 年硅料价格下降带动光伏组件成本下降，缓解配储成本压力。机组大型化推动前期风机价格快速下降。产业链跌价或让出近 40GWh 大储容量。当储能价格为 1.4 元/Wh，1）光伏方面：在中性情况下组件价格下降 0.47 元为 1.4 元/W 时，储能新增储能装机量约为 22GWh，在乐观情况下组件价格下降 0.57 元为 1.3 元/W 时，储能新增装机量约为 26GWh，在悲观情况下组件价格下降 0.37 元为 1.5 元/W 时，储能新增装机量约为 17GWh；2）风电方面：在中性情况下 2023 年风机价格下降 400 元/kW 至 1900 元/kW，贡献增量储能装机约 16GWh，在乐观情况下 2023 年风机下降至 500 元/kW 1800 元/kW，贡献增量储能装机约 20GWh，在悲观情况下 2023 年风机价格下降 300 元/kW 至 2000元/kW，贡献增量储能装机约 12GWh。因此，我们认为光伏组件及风机价格下降带来的利润空间让渡有望进一步拉动储能装机需求。

从投资环节上看，储能产业链由上游电池材料，中游电池、PCS、BMS、EMS、集成，下游EPC、运维组成。其中电池实现储能系统充放电的核心功能，在储能成本结构中占比最多为67%。PCS 作为连接电池和电网的桥梁，价值量仅次于电池，大储 PCS 高压、大功率的工作环境以及支撑电网、强过载力等功能要求，使得大储 PCS 在高性能元器件、电路拓扑等方面建立起技术壁垒，龙头地位技术与客户优势突出。集成商一方面衔接上游厂商，一方面连接终端服务，在经济性、安全性、智能化上存在一定技术壁垒，系统集成在产业链中的价值也日益凸显。我们看好掌握技术、渠道等核心竞争力的头部公司市场份额提升。

以上部分数据来源于中金研究整理！

关于储能行业基础的逻辑就不多说了，有兴趣的朋友可以翻翻之前的文章，之前文章标题如下：

假期充电完结篇：再看大储！乘风破浪，直挂云帆济沧海！

新能源强制配储政策预期下，储能继续走强的逻辑分析！

4个理由坚定看好储能未来的发展，附储能产业链及部分个股优劣势分析！

$鹏辉能源(SZ300438)$$阳光电源(SZ300274)$$国电电力(SH600795)$#储能#

关键词： 价格下降 重要手段 技术壁垒