研究报告称，配置储能能够提高新能源电力供应的发电质量，提高电网运行的安全性和稳定性，未来中长期看储能行业市场规模依旧具备较大的增长空间。随着储能行业高速发展，各环节龙头企业将不断受益。

主要观点如下：

河南公布储能调峰市场细则，储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/kWh执行。

7月18日，国家能源局河南监管办正式发布《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则(试行)》。根据规则，储能调峰辅助服务补偿费用计算周期为15分钟，补偿电量按周期内参与调峰的充电电量计算，补偿价格为出清结算价格，储能调峰补偿费用为补偿电量乘以补偿价格。遵从“日前报价、实时出清”的交易机制，储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/kWh执行。

本次细则的公布，有助于完善和深化河南电力调峰辅助服务市场，对于新型储能产业在河南的稳定健康发展具有重要意义。

山东公布电力并网运行管理细则，独立储能一次调频补偿标准为100元/MW。

7月24日，国家能源局山东监管办修订发布了《山东省电力并网运行管理实施细则》、《山东省电力辅助服务管理实施细则》。细则规定，对一次调频有功变化量和动作性能指标满足要求的风电场、光伏电站和独立新型储能电站进行一次调频服务补偿，补偿标准为100元/兆瓦。

本次细则的公布，能够规范山东省电力系统并网运行和辅助服务管理，有效推动山东省新型电力系统建设，助力源网荷储协调发展。

2023上半年2小时锂电储能系统的平均报价为1.235元/Wh，与2022年全年均价相比下降近27%。

根据统计分析，2023上半年1小时、2小时、4小时锂电储能系统的平均报价分别为1.539元/Wh，1.235元/Wh，1.180元/Wh。以2小时储能系统为例，2023上半年平均价格已经较2022年全年平均价格1.57元/Wh相比下降了近27%。

随着储能项目类型的多元化，目前单个项目的储能系统采购规模呈现了较大的区间跨度，最小的单体采购规模为1MWh，最大的单体采购规模为华电集采第二标段的3GWh。

上半年由于储能市场采购规模持续增加，1至4小时系统采购需要愈发多元，叠加碳酸锂价格波动性下降等外部因素，储能系统报价呈现出整体下降但复杂性增加的特点。

6月国内新型储能项目规模合计为14.7GW/31.6GWh，运行项目规模达3.5GW/7.2GWh。

2023年6月，国内共发布156个新型电力储能项目(含规划、建设和运行，下同)，规模共计15.0GW。其中，新型储能项目规模合计14.7GW/31.6GWh，运行项目规模3.5GW/7.2GWh，功率规模环比增长330%。

就区域分布而言，新型电力储能项目主要分布在内蒙古、宁夏、山东、湖南、甘肃等27个省份，内蒙古新型储能市场规模远超其他省份达到3.7GW/7.1GWh。我国西北地区拥有丰富的风光资源，随着风光发电项目和新能源基地的规划建设，内蒙古、宁夏、甘肃、青海新能源配储需求凸显。 

原标题：海通证券：储能行业市场规模依旧具备较大的增长空间 各环节龙头企业将不断受益