4)2021年上行：户用光伏补贴退出前的“抢装潮”

　　2021年是户用光伏补贴退出前的最后一年，2021年4月的《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》指出2022年起新建户用分布式光伏项目中央财政不再补贴。户用光伏迎来大规模“抢装潮”。2021年全年光伏新增装机规模5488万千瓦，其中分布式光伏2928万千瓦，首次超过光伏电站新增规模，同比高增84.6%。

　　光伏指数自2021年4月低点至2021年11月高点，最大涨幅达95.8%。

　　5)2022年Q2上行：大型光伏基地+整县分布式+海外户用三重需求刺激

　　2022年光伏装机再次迎来爆发，全年光伏新增装机容量8740万千瓦，同比高增59.3%，集中式、分布式光伏分别新增3629、5111万千瓦，同比增长41.8%、74.6%。其驱动因素有三：一是沙漠、戈壁和荒漠地区建设大型光伏清洁能源基地贡献集中式光伏需求;二是整县分布式和农业光伏政策推动分布式光伏需求高涨，2021年6月，国家能源局下发《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，同年9月全国600+国家整县屋顶分布式光伏开发试点县名单公布。年底，国家能源局下发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》;三是地缘政治冲突导致的能源紧缺背景下，海外户用光伏需求大涨。

　　2022年光伏“大热”，全年多家巨头企业成功上市，股价涨幅明显。2022年5月开始，光伏指数见底反弹，开启一波上涨行情，至2022年8月中最大涨幅70.9%。

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　　三、储能快速发展：投资热+政策优+成本降

　　2021年以来全球储能行业快速发展，尤其是中国储能装机规模飞速增长，单年新增规模均超过上年累计总装机规模，截至2022年底中国新型储能装机规模13.08GW，占全球新型储能装机的28.6%，较2020年底中国累计装机提高298.8%。

　　从储能公司投融资角度来看，近两年储能一级和二级市场投融资热度高涨。不完全统计数据显示，截至2023年一季度，300余家储能企业获得融资，涉及投融资事件900余件、已披露融资金额近2000亿元。其中，2021年储能披露融资金额近600亿元，2022年储能行业全年融资189次。二级市场方面，近三年储能相关公司IPO多达97家，占储能指数(885921.TI)比重达24.8%，此外也有部分上市公司于近些年实现储能业务的突破和转型。

　　我国储能行业飞速发展有行业管理政策、价格政策和经济性三重驱动因素，具体为：各地储能规划投资热度高涨，同时强制配储政策支撑储能需求;地补政策和电价政策改善收益端;持续的技术研发投入和规模效应作用下，储能成本快速下降，且大储和工商业储能的盈利模式也日益清晰。

　　(一)储能行业管理政策：投资热度高涨，安全问题不容忽视

　　装机规划目标跃升，新型储能进入发展“快车道”。进入“十四五”以来，国家及地方密集发布储能政策。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年实现新型储能装机3000万千瓦以上。2022年以来，广东、青海、甘肃等26省市提出“十四五”新型储能装机目标，合计规划装机6585万千瓦，远超3000万千瓦的装机目标，新型储能已进入快速增长的发展阶段。

　　强制配储政策客观上拉动储能装机需求。2021年2月，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确增量风光储一体化要优化配套储能规模，充分发挥储能调峰、调频作用。5月出台的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》也指出保障性并网以外的项目，需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网。自此，多地相继发布电源侧风光强制配储政策，多要求10%/2h的配置比例和时长，并且政策要求逐渐向15-30%和4-5h的高比例、长时储能发展。事实上，多地风光项目招标竞争过程中，实际配储情况高于政策要求。

　　独立主体身份赋予大型储能更广阔的商业模式和盈利空间。2022年5月，国家发改委、能源局出台《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确了新型储能可以独立主体身份参与电力市场交易，有利于储能创新商业模式，扩大盈利空间，有助于新型储能行业良性发展。以独立储能的代表性商业模式共享储能为例，独立储能电站一方面能够为新能源电站提供容量租赁服务，降低其强制配储成本，另一方面可以直接参与电力现货交易或提供辅助服务，获取直接收益。尽管大型储能(主要为电源侧强制配储)仍是风光投资的成本项，但共享独立储能模式的出现新能源开发商强制配储的成本明显降低，同时大大提高电源侧强制配储的实际利用效率，因此共享储能成为当前主流模式和政策推动方向。