国内大储市场正经历从强配驱动向市场驱动的深刻转型。广发证券电力设备深度报告预计，2025-2027年国内储能需求达122.6/146.4/190.4GWh，其中大储需求（含独立储能+新能源配储）分别约114.1/136.1/177.5GWh，2025-2027年CAGR约19.5%。2024年独立储能新增23.1GW，同比增长148.4%，占比62.3%（+10.9pct），已成为新型储能发展的主要形态。电化学储能利用率同步提升——年均利用小时数由611h提升至911h（+49%），等效充放电次数由162次提升至211次（+36%）。136号文取消强制配储虽短期影响装机节奏，但新能源全电量入市后现货市场峰谷价差有望持续拉大，储能作为灵活性资源仍具备刚性需求，2026-2027年有望恢复高增。

2024年国内储能新增装机43.7GW/109.8GWh，其中大储新增40.9GW/102.7GWh。集中式光伏对应功率配比25.7%、配储时长2.5h，较2023年大幅提升。分应用场景看，独立储能新增23.1GW，同比增长148.4%，占比62.3%（+10.9pct）；新能源配储13.2GW，同比增长60.3%。独立储能发展提速的核心驱动力是现货市场建设完善储能商业模式——2023年以来《电力现货市场基本规则（试行）》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》等政策发布，现货市场步入加速期。从区域看，2024年新增装机前10省份为新疆、内蒙古、江苏、山东、河北、浙江、宁夏、广西、广东、河南，CR4的功率与容量占比分别达55.4%/60.3%，集中于新能源占比较高或现货市场推进较快省份。

国内储能新增装机预测（GWh）

项目	2024	2025E	2026E	2027E
大储并网规模	102.7	114.1	136.1	177.5
工商储需求	7.1	8.4	10.3	13.0
储能需求合计	109.8	122.6	146.4	190.4
YOY	125.7%	11.7%	19.5%	30.0%

136号文虽取消强制配储，但新能源消纳压力驱动的储能需求不会消失。广发证券预测2025-2027年光伏新增250/262/288GW（集中式占比55%），储能功率配比提升至32%/35%/40%，配储时长提升至2.6/2.7/2.8h。配储比例提升的逻辑在于：新能源全电量入市后，现货市场负电价频率提高、时段拉长，新能源运营商为规避低价时段被迫弃电，配置储能可灵活调整出力，提高综合收益。配储时长提升的逻辑在于：光伏出力集中在午间，储能从2h向4h甚至更长时长演进是趋势。2024年已有多个4h储能项目开标，长时储能需求正在显现。配储比例与配储时长的双重提升，将有效对冲136号文取消强制配储的数量影响，2026-2027年大储需求有望恢复高增。

2024年电化学储能利用率明显提升，为独立储能经济性改善提供数据支撑。年均利用小时数由611h提升至911h（+49%），平均等效充放电次数由162次提升至211次（+36%，相当于1.7天完成一次完整充放电）。利用率方面，火储联调>工商业配储>独立储能>新能源配储。2024年3月国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，进一步保障新型储能利用率。利用率提升意味着储能项目可在生命周期内实现更多次充放电循环，摊薄单位储能成本，提升IRR。以独立储能为例，2024年等效充放电次数提升36%，若收益模式保持稳定，项目IRR可提升1-2个百分点。

工商储作为大储的补充市场，同样具备增长潜力。预计2025-2027年工商业光伏新增59/65/65GW，新增项目储能渗透率从2024年24.1%提升至2027年40%，功率配比保持20%不变，平均配储时长从2.5h提升至2.6h。对应工商业储能需求从2024年7.1GWh增至2027年13.0GWh，CAGR约22.5%。工商储主要受益于分布式光伏装机增长、峰谷价差拉大、工商业用户储能经济性改善。随着各省现货市场建设推进，工商业用户参与电力市场交易的门槛降低，工商储的收益模式将从单一的“峰谷套利”向“峰谷套利+需求响应+虚拟电厂”多元化拓展。预计工商储将维持较高增速，成为储能市场的重要补充力量。