从大储的概念界定来看，大储的分类口径体现了发展阶段和驱动因素的变化。按照统计口径来说，国外大储项目通常称为Utility-Scale（公用事业级规模）/Grid-Scale（电网级规模）项目，通常统称为表前储能或大储，分类内通常不再进行细分。

国内前期将大储项目分类为“电源侧”和“电网侧”两类，2022年开始，独立储能模式逐渐成型，部分统计中开始将“新能源配储”和“独立储能”作为两个主要统计口径。

电网侧储能、独立储能等概念在实际应用中界限较为模糊，尚无明确定义，更大程度上是一种约定俗成的划分，其分类大致反映了储能项目不同发展阶段，及装机的驱动因素。

国内大储：新能源“配额制”推动

国内市场来看，新能源“配额制”规定推动，形成大储装机规模刚需。

截至2023年6月底，全国已有至少24个省级行政区公布了“十四五”末新型储能装机目标，合计达67GW，按≥2h装机时长估算，则到2025年末各省新型储能累计装机目标可超过130GWh。

装机规划5GW以上的省份集中在西北和华北地区，均为风、光装机大省，青、甘、宁新能源装机占比已超过50%。储能可以为上述省份新能源消纳和外送提供灵活性资源，减缓高比例可再生能源并网对电网的冲击。

华东各省新型储能装机规划亦较为亮眼，其储能项目在承接风光配储需求的同时，有望通过更为市场化的方式获得回报。

“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，推动储能和可再生能源装机协调发展。在我国，可再生能源消纳的主要责任由电网企业承担，随着新能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随之增长。“配额制”体现了令发电企业适当承担一部分并网消纳责任的导向，具有一定合理性。

从独立储能来看，政策认可+市场完善，商业模式有望逐渐跑通，推动大储建设投资加速。独立储能指不依托于新能源电站，作为独立主体参与电力市场的储能项目。2021年12月“两个细则”出台后，储能开始作为独立市场主体登上舞台，独立储能成为国内大储发展的重要形式。

独立储能理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益，收益来源与新能源配储相比更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。随着政策完善和市场发展，独立储能商业模式有望逐渐理顺、实现经济性，推动储能项目投资建设加速。

美国大储：大储主力市场

美国是全球大储主力市场，项目储备丰富。2022年储能新增装机4.80GW/12.18GWh，其中大储装机4.01GW，功率占2022年全美装机规模的84%。受供应链等因素的影响，2022年全美有7GW以上的储能项目推迟或取消，装机受到一定压制。

根据美国国家清洁能源协会（ACP）、Wood Mackenzie统计，2023年上半年美国公用事业储能（电网级）新增装机规模2.06GW/6.65GWh，同比增长8.4%/35.5%。据Wood Mackenzie预测，2023年至2027年美国将新增储能装机75GW，其中大储装机占比81%。预计2023年美国大储新增装机规模有望达到约8GW，同比增长约100%。

大储产业链参与者

锂电池储能是大储未来一段时期内的主流增量装机类型，其产业链主要包括上游储能设备、中游系统集成、下游电站等环节。

储能电池和PCS是大储产业链价值量最大的两个环节，分别约占系统成本的60%和15%。

储能安全环节重要性日益凸显，温控、消防环节分别约占系统成本的2~5%，液冷方案渗透率的提升和Pack级消防的推广或将进一步提升板块价值量。

系统集成环节参与者众多，专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商均有参与。

从规模增长到市场成型，在政策引领下，我国储能产业实现规模化发展在即。目前我国各省储能发展模式和进程不一，但成长性有支撑，大储市场蓬勃向上。国内各环节的储能企业参与者可重点关注大储市场机遇，在国内市场“近水楼台”占据主要份额，做好前瞻布局，分享市场增长红利。 

原标题：大储分类及产业链主要参与者解析