2017-2023Q3中国新型储能市场装机规模

光伏发电具备间歇性、波动性和随机性，储能可用于解决规模化并网后电网调度问题。受限于昼夜交替，光伏电站只能白天发电，本质为间歇式电源，同时受不稳定的气候和光照强度影响，光伏发电因此也具有波动性和随机性，规模化并网后对电网稳定运行造成冲击。

根据全国新能源消纳监测预警中心，2023年前三季度全国光伏平均利用率为97.1%，同比下降1.1pct。光伏新增产能大规模并网后消纳问题凸显，储能作为消纳破局之道具备长期发展机会，根据CNESA统计，2023年1-9月国内新型储能项目并网运行规模达到12.72GW/25.83GWh，显著向上动能得以体现。

储能装机需求持续向上，平价化趋势明确凸显经济性。从需求端看，根据CNESA统计，2023年1-10月储能系统中标总规模达到10.51GW/41.12GWh，同比增加94%/262%，中标量规模同比接近翻倍，看好未来装机空间具备向上弹性；从价格端来看，2023年10月，以2小时磷酸铁锂电池储能系统（不含用户侧应用）为主体，储能系统平均报价961.71元/kWh，同比降低23%，EPC平均报价1488.83元/kWh，同比降低36%。储能系统与EPC投标报价自2023年初持续下降，从整体趋势上看价格仍具备下行空间，主要系上游原料碳酸锂降价向下游让利所致，加速光储平价进程。

光伏配储政策发布推动风光消纳，需求基本盘稳固。根据我们统计，截至23年9月已有28个省份（自治区）发布了配储政策，各地光储项目配储比例位于区间5%-42%，以10%-15%为主；配储时长则分布于1-8小时，多数位于2-4小时。从区域分布来看，三北地区中的甘肃、新疆、内蒙古、河北整体配储要求更高，配储比例基本位于15%-20%区间。远期来看，光储配比和配电时长还会进一步增加，存量和增量光伏装机将带来广阔市场。