每日焦點！中金：風光裝機高增驅動 看好2023年增長超預期

中金公司研報認為，國內風光裝機量快速攀升，調峰調頻需求與日俱增。地方政府及電網對新能源項目配儲要求提升，疊加光伏組件、風機成本下降讓出配儲空間，使得國內大儲裝機有望超預期。中金公司測算在保守/中性/樂觀情景下，國內2023年大型儲能裝機量相較2022年同比增速分別可達97%/132%/167%，故看好國內大儲2023年較大可能有超預期表現?？春?023年國內大儲裝機超預期及盈利模式持續改善帶來產業鏈標的投資機會。

(資料圖)

全文如下

中金  聯合研究 | 中國大儲：風光裝機高增驅動，看好2023增長超預期

國內風光裝機量快速攀升，調峰調頻需求與日俱增。地方政府及電網對新能源項目配儲要求提升，疊加光伏組件、風機成本下降讓出配儲空間，使得國內大儲裝機有望超預期。我們測算在保守/中性/樂觀情景下，國內2023年大型儲能裝機量相較2022年同比增速分別可達97%/132%/167%，故我們看好國內大儲2023年較大可能有超預期表現。我們看好2023年國內大儲裝機超預期及盈利模式持續改善帶來產業鏈標的投資機會。

摘要

風光裝機占比高增帶動靈活性資源需求提升，大儲裝機有望高增長。雙碳目標和能源轉型背景下，我國風電、光伏裝機規?？焖贁U大，風光電源在電力系統中的地位日益突出的同時，因其出力的波動性和隨機性等特征，對電網穩定和綠電消納帶來了挑戰，電力系統對靈活性資源的需求日益提升。大儲作為重要的靈活性資源之一，在調峰、調頻方面具備調節范圍大、響應迅速、控制精確的優勢，隨著新能源滲透率進一步加深，我們認為未來大儲裝機量有望迎來高速增長。

政策托底，各地配儲要求密集出臺，新增裝機下限支撐力度較大。年初國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書(征求意見稿)》[1]中，明確將儲能與“源網荷”并列為電力系統第四要素，多省2022年起也陸續出臺10%-20%，時長2h的配儲要求，配儲比例較高。具體招標項目來看，縱向配儲比例提升趨勢明顯；橫向西北地區配儲需求大，比例高；此外我們發現實際招標項目配儲比例顯著高于政策要求。因此我們認為“新能源+儲能”是保證電力結構穩定運行的重要手段，政策高要求支撐儲能裝機空間擴容。

光伏組件及風機價格下降有望進一步讓出大儲裝機空間。近期光伏組件價格持續下降，風機招標價格已經歷前期快速下行階段，我們認為風光造價的下降有望緩解項目配儲成本壓力，進一步為大儲讓渡裝機需求空間。假設集中式光伏及風電項目現有IRR不變，我們測算2023年相比2022年產業鏈價格下降有望帶來近40GWh左右體量大儲裝機空間，因而即使在樂觀情景下，我們認為配儲后開發商綜合成本壓力邊際不會明顯提升，配儲的成本空間較為充足。

風險

政策力度不及預期，產業鏈價格下降不及預期，風光裝機增長不及預期。

正文

我們測算國內大儲2023年較大可能有超預期表現

我們測算在保守/中性/樂觀情景下，國內2023年大型儲能裝機量分別可達30.1/35.4/40.8 GWh，同比增速分別為97%/132%/167%，故我們看好國內大儲2023年較大可能有超預期表現，我們的主要測算方法如下：

我們按省份將國內分成三類地區：1)第一類地區為風光大型項目裝機量高，配儲比例要求高的：西北五省(新疆、青海、陜西、甘肅、寧夏)以及內蒙古；2)第二類地區為風光配儲比例有望快速提升的：東北三省(黑龍江、吉林、遼寧)以及山東；3)其他地區；

我們預期在消納壓力及政策要求下，第一類地區儲能滲透率(大型項目中配備儲能的項目占比)最高，第二類地區次之，其他地區配儲項目占比略低；

我們對三類地區的風電、光伏配儲容量比例按保守/中性/樂觀三種情景分別進行假設，得到對應的儲能裝機容量分別為30.1/35.4/40.8 GWh，同比2022年增長率分別達97%/132%/167%。

圖表1:中國大型儲能2023年裝機量測算

資料來源：Wind，中金公司研究部

底層驅動：風光裝機占比提升后的靈活性資源需求

新能源發電量占比持續提升，消納瓶頸逐步顯現

在碳中和目標指引下，我國風電、光伏近年快速發展，高速增長的裝機量使得可再生能源發電量占比也持續提升。2022年1-11月，可再生能源發電量占比達到30.6%，較2021年末提升1.7ppt.截至2022年11月，可再生能源累計裝機量已達我國總電力裝機容量的47.4%。在我國電力系統趨向清潔化的同時，風光發電的間歇性、隨機性、波動性也對電力系統的穩定性、靈活性、可靠性帶來挑戰。此外，我國風電、光伏裝機集中于西部、北部地區，而能源需求則主要集中于東中部地區。因此，電力供給與需求在時間和空間上的錯配情況較為顯著。

圖表2:我國可再生能源發電量占比

資料來源：iFinD，中金公司研究部

圖表3:我國可再生能源裝機量占比

資料來源：iFinD，中金公司研究部

圖表4:發電側高比例新能源帶來電力系統運行挑戰

資料來源：卓振宇等《高比例可再生能源電力系統關鍵技術及發展挑戰》2021年，中金公司研究部

在此背景下，我國的新能源消納問題凸顯，2019-2022年除用電高峰的夏季，其余大部分月份均存在較明顯的棄光、棄風問題，新能源裝機規模較大的西北地區和內蒙古消納問題尤為突出，2021年青海的棄風/棄光率達10.7%/13.8%，蒙西地區/新疆的棄風率也達8.9%/7.3%，西藏地區棄光率則高達19.8%。盡管從縱向來看，我國整體棄風、棄光率從2016年的20.6%/10.6%下降至2021年的3.1%/2.0%，但根據全國新能源消納監測預警中心，隨著我國北方地區大型風光基地項目陸續并網投產，消納壓力或將進一步增大，因而我們認為北方地區消納當前仍有改善空間，且面臨一定的反彈風險。

圖表5:我國2020-2022月度棄風棄光率

資料來源：全國新能源消納監測預警中心，中金公司研究部

風光裝機持續增加需要靈活性資源的支持

以煤電為主的傳統電力系統負荷特性相對穩定，但可再生能源占比提升使源荷兩端不確定性增加，根據國家能源局《新型電力系統發展藍皮書(征求意見稿)》[1]，新能源占比的不斷提高快速消耗電力系統靈活調節資源，未來新能源大規模高比例發展對系統調節能力提出了更高需求。我們認為充足的靈活性資源是可再生能源裝機未來得以持續增長的前提條件。

具體來看，各類資源提供靈活性的技術特點及經濟成本存在明顯差異，整體可分為供給側和需求側的靈活性資源，需求側資源主要靠電力用戶的自發響應，可控性較低。供給側的靈活性資源主要依靠煤機、燃機、核電等穩定電源以及抽水蓄能和電化學儲能等，目前火電靈活性改造是較為成熟且成本較低的調峰手段，但是存在響應速度慢等問題，燃機雖然較火電機組的調節速度和幅度更大，但受制于我國天然氣供給不足，目前成本較高，且與煤機一樣只能在較長時間周期內進行調節。抽水蓄能和電化學儲能兼具向上和向下的調節能力，啟動時間在10s以內，可以滿足秒和小時級別的功率調節。電化學儲能相較于抽水蓄能電站配置更為靈活，受地理條件限制較小，且控制精度非常高，因此我們認為，隨著未來儲能的價格機制和補償機制的成熟，電化學儲能有望成為靈活性資源的主力軍。

圖表6:靈活性需求分類

資料來源：中國能源產業發展網，中金公司研究部

圖表7:幾種靈活性資源的對比

資料來源：中國電力《電力系統靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》2022年，中電聯，中關村儲能產業聯盟，中金公司研究部

注1:指通過氣電(最小出力為額定出力的20%)替換煤電(最小出力為額定出力的50%)的方式提升向下的靈活性

電化學儲能作為核心選項有望迎裝機高增

電化學儲能在電力系統中的調峰調頻作用不可或缺。新能源出力的波動性、光伏出力與高峰負荷不匹配、風電的反調峰特性等對電網的穩定運行和電力消納帶來了挑戰。隨著穩定電源的發電占比逐漸降低，電力系統自調節能力也隨之下降，無法提供足夠的靈活性來維持電網頻率、電壓穩定，因此需要引入額外的靈活性資源來提供電力輔助服務。根據國家能源局《電力輔助服務管理辦法》[2]劃分的輔助服務類型，輔助服務可分為有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急與恢復服務。目前輔助服務市場最常見的模式為調峰(負荷量的維度，較長時間周期)和調頻(頻率的維度，短時間周期)，服務方式是通過調節自身的充放電量和充放電功率，平衡系統的出力和負荷。

我們認為電化學儲能是提供輔助服務、增強電網靈活性的核心選項之一：1)從功能上看，電化學儲能調峰調頻在快速響應和精確控制方面的優勢明顯，隨著新能源滲透率加深帶來更大的局部電網擾動風險，電力系統對配置靈活、調節功能強大的電化學儲能的依賴度將進一步提升；2)從成本上看，電化學儲能雖然較火電靈活性改造的成本更高，目前盈利模式不夠完善，但相較于建設抽水蓄能電站或投建天然氣機組成本更低，且隨著電芯成本延續下降趨勢、相關價格機制的成熟，電化學儲能的經濟性有望在未來顯現。

圖表8:輔助服務需求來源與服務方式

資料來源：國家能源局，北極星儲能網，中金公司研究部

當前表前大儲的配置形式主要包括新能源配儲(風光電站單獨配置)，共享儲能(租賃給風光電站，更多在發電側)，獨立儲能(單獨計量并接受電網調度)等，理論上獨立儲能可更大程度利用儲能資產提供輔助服務，收益來源也更為多樣，但實際發展仍取決于政策推動其商業模式改善的進展如何。我們認為幾種模式雖然配置形式有差異，但其配置目的都是解決風光裝機持續高增帶來的電力系統穩定性問題，因此隨著我國可再生能源發電占比持續提升，我們積極看好國內表前大儲迎來高速發展期。

圖表9:表前配儲形式對比

資料來源：CNESA，北極星儲能網，中金公司研究部

政策視角：政策托底，新增裝機下限支撐力度大

大儲利好政策密集出臺

大儲利好政策密集出臺，明確“新能源+儲能”是解決電網穩定性的重要手段。伴隨風光裝機持續提升，其資源內生屬性(間歇性、波動性)所帶來的電網穩定性問題與日俱增，傳統電力系統中靈活可調資源充裕度不足以支持電網穩定、可靠運行，而儲能能夠發揮調峰調頻作用，且電化學儲能具備高能量轉換效率、建設周期短、安裝靈活等優勢，因此“新能源+儲能”成為保證電力結構穩定運行的重要手段。近年來政府逐漸意識到儲能的重要性，儲能利好政策密集出臺，在今年國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書(征求意見稿)》中，明確將儲能與“源網荷”并列為電力系統第四要素。

圖表10:大儲政策梳理

資料來源：國家能源局、中金公司研究部

多地要求配儲比例10%-20%，時長2h及以上

各省陸續出臺強制配儲要求，配儲比例較高。在國家出臺一系列儲能利好政策的同時，各省綜合本地新能源裝機情況、消納情況，陸續在新能源并網等相關政策文件中提出了儲能配套的具體要求。目前寧夏、遼寧、江蘇等23省份提出配儲要求，其中16個省份為強制配置要求，多數地區要求配置儲能比例在10%-20%，配置時長在2小時以上，配儲比例較高。

圖表11:政策要求配儲比例梳理(2021.1-2022.11)

資料來源：各政府官網，中金公司研究部

政策強制配儲保障儲能容量持續增長

2022年實際招標項目配儲比例顯著高于政策要求，因此我們認為政策配儲比例可支撐配儲比例下限假設。光伏方面，通過對2022年128個集中式光伏招標項目進行梳理，我們發現大多數省份項目實際配儲比例高于政策要求4ppt-32ppt，其中西北地區甘肅、內蒙古實際配儲比例為41%、47%，顯著高于政策配儲需求17ppt/31ppt，山東實際配儲比例為38%，高于政策配儲需求18ppt.風電方面，通過梳理2022年國內風電配儲招標項目，我們看到多數省份實際配儲比例高于政策要求比例20-30ppt左右，其中安徽、甘肅、內蒙古及河南區域實際項目配儲比例顯著高于當地政策要求。因此我們認為政策要求僅為下限假設，通常省市往往會結合本地資源、消納情況提升實際項目的配儲比例。

圖表12:2022年集中式光伏項目配儲比例和政策要求配儲比例對比

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差

資料來源：北極星儲能網、政府官網，中金公司研究部

圖表13:2022年風電項目配儲比例和政策要求配儲比例對比

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差

資料來源：北極星儲能網、政府官網，中金公司研究部

項目視角：配儲比例提升趨勢明顯，2023增長預期強

縱向：配儲比例提升趨勢明顯

時間序列維度看，風光項目平均配儲比例呈半年度上升趨勢。

光伏方面，我們分析了2021-2022年146個招標的集中式光伏配儲能項目，可以發現2022年的配儲項目數量明顯增多，地區分布也從2021年較集中的甘肅、廣西廣泛拓展到全國各地，且項目平均配儲比例(功率口徑)和儲能時長由1H21的7.5% 1h(容量口徑7.5%)大幅提升至2H22的18.2% 2.6h(容量口徑55.8%)。西北五省及內蒙古區域2H22的配儲比例達67.1%，較2H21大幅提高32.5ppt，其他區域2022年的配儲比例也同比提升9.0ppt至18.3%。

圖表14:2021-2022年集中式光伏項目半年度平均配儲比例(功率口徑)和儲能時長

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

圖表15:2021-2022年分區域集中式光伏項目半年度平均配儲比例(容量口徑)

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差；東北及山東地區因樣本量較少未單獨列出

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

風電方面，我們梳理有國內2021-2022年60個風電配儲項目招標，其中2022年招標項目數量明顯增多，且項目區域分布進一步自西北地區向華東、華中地區開拓。我們看到2021年以來國內風電項目配儲比例及配儲時長均整體呈上升趨勢，項目平均配儲比例(功率口徑)及配儲時長由1H21的10.0% 2.0h(容量口徑20%)大幅提升至2H22的26.7%2.2h(容量口徑58.7%)。就國內風電裝機主要分布的北方區域來看，西北區域風電項目配儲比例(容量口徑)2022年同比提升37.7ppt至57.7%，東北區域風電項目配儲比例(容量口徑)2022年同比提升9ppt至19.0%，此外，海上風電目前也出現配儲趨向，例如上海市發改委印發《杭州灣海上風電項目競爭配置工作方案》[3]，本方案競爭配置項目合計80萬千瓦，明確要求配套建設電化學等儲能裝置。特別說明具有為上海電網提供常態化調峰能力200萬千瓦及以上企業，預留儲能配置比例不低于10%裝機規模、時長4小時以上；常態化調峰能力100萬千瓦及以上企業，預留儲能配置比例不低于15%裝機規模、時長4小時以上；其他企業預留儲能配置比例不低于20%裝機規模、時長4小時以上。綜上所述，整體國內風電項目配儲比例提升趨勢明顯。

圖表16:2021-2022年風電項目半年度平均配儲比例(功率口徑)和儲能時長

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

圖表17:2021-2022年分區域風電項目年度平均配儲比例(容量口徑)

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差；其他地區因2021年樣本量較少未單獨列出

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

橫向：西北地區配儲需求大，比例明顯較高

棄風棄光現象嚴重的區域存在較高儲能需求。光伏方面，在我們統計的146個項目中，各地區2022年集中式光伏項目的配儲比例均較2021年提升，其中西北地區儲能需求總量和增幅均為最大，2022年其儲能總裝機容量占全國近70%，平均配儲比例達64.6%，同比提高30.0ppt.除華南地區外，其余地區的儲能配比同比增幅均為24ppt左右。同時，可以發現在2022年棄光現象較嚴重的西藏和新疆地區，2H22光伏項目的配儲比例高于全國55.8%的平均水平，分別為58.8%和83.7%，其中新疆地區配儲比例的環比增幅達53.7ppt，對儲能裝機總量的拉動效應也非常明顯。

圖表18:2021年、2022年分地區集中式光伏項目平均配儲比例

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

圖表19:2022年部分省/自治區集中式光伏項目平均配儲比例及棄光率

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差；棄光率數據統計區間為2022年1月-11月；統計地區棄光率高于1.5%(青海、陜西、吉林缺少數據未納入)；內蒙古棄光率為蒙西數據

資料來源：全國新能源消納監測預警中心，北極星儲能網，中金公司研究部

風電方面，在我們統計的60個風電配儲招標項目中，來自西北及內蒙古地區的風電項目配儲容量占到全部項目配儲容量的75%，2022年配儲比例(容量口徑)達57.7%。西北區域較為優越的風電資源稟賦吸引了國內主要的新增風電裝機需求，“十二五及十三五期間”兩度出現較為嚴重的棄風限電，后續政策端及項目開發商端均對西北區域促進風電消納的相關措施給予較高重視度。通過項目梳理，我們可以看到國內主要風電大省的內蒙古、甘肅及新疆均保持相對較高的配儲比例。以截至2022年11月棄風率數據來看，內蒙風電利用率為全國最低區域，蒙西/蒙東區域棄風率分別為7.6%/10.2%，對應招標項目配儲比例55.3%，高于全國項目統計平均水平6.8ppt。

圖表20:2021-2022年國內風電配儲招標項目儲能容量分區域分布

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差

資料來源：北極星儲能網，中金公司研究部

圖表21:2022年部分省/自治區風電項目平均配儲比例及棄風率

注：由于統計樣本容量問題，可能與實際情況存在誤差；內蒙古地區棄風率為蒙西數據，圖表列示11M2022棄風率高于4.5%的省份

資料來源：全國新能源消納監測預警中心，北極星儲能網，中金公司研究部

產業鏈價格視角：組件風機降價讓出大儲裝機空間

產業鏈價格回顧：組件風機價格下降，有望緩解配儲成本壓力

看好2023年硅料價格下降帶動光伏組件成本下降，緩解配儲成本壓力。根據Solarzoom數據，本周(2.6-2.10)硅料價格上漲25元/公斤至245元/公斤，單晶182,210單面/雙面組件報價分別持平于1.82/1.83元/瓦。雖然近期硅料價格呈現階段性反彈，但較2022年已大幅下降，長期來看我們認為伴隨硅料產能釋放，主產業鏈各環節博弈緩解，硅料價格仍呈下降趨勢，光伏主產業鏈價跌量增趨勢明顯。受益于組件價格下降，我們預測業主光伏裝機成本壓力有望緩解，在收益率不變的前提下，我們認為業主配儲成本壓力下降后將更有動力推動儲能裝機增加。

圖表22:多晶硅價格走勢

資料來源：Solarzoom，中金公司研究部

圖表23:組件價格走勢

資料來源：Solarzoom，中金公司研究部

機組大型化推動前期風機價格快速下降。自十三五末起，伴隨三北風電大基地項目陸續重啟以及2020年底國補取消壓力推進，國內大功率風機產業化加速推進，整機成本迎來快速下降。根據CWEA數據，國內陸上風電新增裝機平均單機功率歷史多年停留在在1.5MW-2.5MW機型，2020年起機組大型化快速推進，2020/2021年國內陸風新增裝機平均單機功率分別為2.6MW/3.1MW，目前國內陸上風電裝機端基本已進入4.XMW時代，招標端2022年主流機型已基本切換至5-6MW機型。從價格端來看，風機招標價格自2020年中開始進入快速下行通道。目前陸上風機招標價格(不含塔筒)基本穩定在1800元/kW左右，較2020年底接近3000元/kW左右的報價水平下降40%-50%。整體來看，由機組大型化帶來的技術紅利基本自整機環節逐步傳導讓渡至下游運營商環節，電站開發收益率進一步增厚，目前國內風電資源稟賦及電價條件相對較優的區域陸上風電場IRR已可以達到10%以上。

圖表24:2010年至今風機月度中標價格統計

資料來源：金風科技公告，中金公司研究部

圖表25:2010-2021年國內新增陸上風電裝機平均單機功率

資料來源：CWEA，中金公司研究部

產業鏈跌價或讓出近40GWh大儲容量，配儲綜合成本壓力不會邊際提升

我們認為風光裝機成本下降能夠讓利給儲能市場，提升儲能裝機量。而風光裝機成本下降主要依靠組件/風機價格變動，具體假設如下：

集中式光伏項目央企收益率為6%-6.5%保持不變，對應2022年集中式組件招標價格為1.865元/W；陸上風機價格2022年預計行業交付端均價在2300元/kW左右。

假設2023年集中式組件價格在樂觀/中性/悲觀情況下分別為1.3/1.4/1.5元/W，對應2022年降幅分別為0.57/0.47/0.37元/W，2023年集中式光伏裝機65GW；考慮2022年風機招標價格情況，我們預計2023年陸上風機行業交付均價大致落在1800-2000元/kW范圍內，2023年國內陸上風電裝機并網端我們預計在55GW左右。

儲能裝機價格中樞為1.4元/Wh，上下浮動0.1元/Wh。

當儲能價格為1.4元/Wh，1)光伏方面：在中性情況下組件價格下降0.47元為1.4元/W時，儲能新增儲能裝機量約為22GWh，在樂觀情況下組件價格下降0.57元為1.3元/W時，儲能新增裝機量約為26GWh，在悲觀情況下組件價格下降0.37元為1.5元/W時，儲能新增裝機量約為17GWh；2)風電方面：在中性情況下2023年風機價格下降400元/kW至1900元/kW，貢獻增量儲能裝機約16GWh，在樂觀情況下2023年風機下降至500元/kW 1800元/kW，貢獻增量儲能裝機約20GWh，在悲觀情況下2023年風機價格下降300元/kW至2000元/kW，貢獻增量儲能裝機約12GWh.因此，我們認為光伏組件及風機價格下降帶來的利潤空間讓渡有望進一步拉動儲能裝機需求。

圖表26:組件價格變動對國內大儲裝機影響

資料來源：光伏盒子，中金公司研究部

圖表27:風機價格變動對國內大儲裝機影響

資料來源：采招網，中金公司研究部

投資建議

國內風光裝機量快速攀升，調峰調頻需求與日俱增。地方政府及電網對新能源項目配儲要求提升，疊加光伏組件、風機成本下降讓出配儲空間，使得國內大儲裝機有望超預期，此外盈利模式持續改善將帶來產業鏈標的投資機會。

從投資環節上看，儲能產業鏈由上游電池材料，中游電池、PCS、BMS、EMS、集成，下游EPC、運維組成。其中電池實現儲能系統充放電的核心功能，在儲能成本結構中占比最多為67%。PCS作為連接電池和電網的橋梁，價值量僅次于電池，大儲PCS高壓、大功率的工作環境以及支撐電網、強過載力等功能要求，使得大儲PCS在高性能元器件、電路拓撲等方面建立起技術壁壘，龍頭地位技術與客戶優勢突出。集成商一方面銜接上游廠商，一方面連接終端服務，在經濟性、安全性、智能化上存在一定技術壁壘，系統集成在產業鏈中的價值也日益凸顯。我們看好掌握技術、渠道等核心競爭力的頭部公司市場份額提升。

風險提示

政策力度不及預期風險：由于目前大儲的盈利能力仍然較弱，大儲作為地面電站的重要成本項，我們認為其裝機需求仍需要政策托底和促進。若大儲政策的配儲比例要求或實際執行力度不及預期，可能導致儲能實際裝機容量不及預期。

產業鏈價格下降不及預期風險：儲能裝機量的提升一定程度需要風光裝機成本下降讓出的空間，若風光產業鏈價格中樞下行不及預期，我們認為對于對初始投資成本和項目資本金IRR控制較嚴格的電力運營商，其配置儲能的動力和實際配儲容量將不及預期。

風光裝機增長不及預期風險：目前大儲的主要作用是作為電力系統的靈活性資源，增強風電、光伏的電力消納能力。若風光裝機增速和容量不及預期，我們認為電力系統對于大儲的需求將不及預期，從而導致大儲的裝機量低于預期。