新型电力系统建设需“源网荷储”一体化发展，储能是各环节的蓄水池、压舱石。在 双碳目标的指引下，以及技术不断推动成本下降的趋势下，可再生能源的渗透率不断提升。
国家能源局的数据显示，2022 年 1-11 月，国内太阳能发电新增装机 65.46GW，累计 装机达到 372.02GW;国内风电累计新增装机 22.48GW，累计装机达到 350.96GW。其 中，太阳能发电、风电占国内总体电源装机规模比例分别达到 14.82%/13.98%，新能源累 计发电装机容量占比达到 28.8%。
在新型电力系统发展过程中，要求电力供给结构从以化石能源发电为主体向新能源提 供可靠电力支撑转变，同时，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。 储能的多场景应用，既是短期支撑电力系统转型、维持运行安全的重要手段，也是未来系 统实现完全脱碳的核心手段和“蓄水池”。
2023 年 1 月 6 日，国家能源局组织有关单位编制了《新型电力系统发展蓝皮书(征 求意见稿)》，并向社会公开征求意见——结合“双碳”目标“两步走”安排，《蓝皮书(征 求意见稿)》提出新型电力系统构建以 2030 年、2045 年、2060 年为重要时间节点，分别 实现加速转型、总体形成、巩固完善。其中，要求储能侧加速实现多场景多技术路线规模 化发展，并提升不同时间尺度下对电力系统的支撑能力，对系统的平衡调节能力逐步从日内，向日以上、乃至全周期扩张。“双碳”目标的实现、新型电力系统的构建，都要求储 能建设结合不同场景、不同时间尺度，加速商业化发展。
2023 年风光装机均有望提速，电力系统运行压力渐升
多重因素叠加下，2022 年我国部分地区电力供应出现紧张形势，保障电力供应安全 仍面临挑战。长期来看，我国电力需求仍维持稳步增长趋势，尖峰负荷特征日益凸显;而 相应的在供给侧，新能源装机比重持续增加，但还未能形成电力供应的可靠替代，电力供 应安全形势严峻。未来，伴随新能源装机比例的不断提升，电力系统从“源网荷储”一体 化管理角度入手维护电力能源安全，储能的作用不断提升，配套应用亦有望增加。
2022 年受疫情因素、光伏硅料价格等因素影响导致风、光装机较预期有所延后，但 同时根据我们不完全统计，若不考虑框架招标，2022 年国内风机公开市场招标量达 88GW 左右(+~60% YoY)，其中陆风招标量近约 72GW(+~40% YoY)，海风招标量超 15GW (+~360% YoY);2022 年 1-11 月上旬，国内光伏组件招标规模达 120GW 左右，较 2021 年全年招标量增长近 3 倍，为 2023 年装机快速增长进一步奠定充足的项目基础。 光伏：硅料供应短缺问题将逐步缓解，2023 年有效产能或达约 150 万吨，可满足约 450GW 光伏装机需求，在装机需求负反馈机制下，硅料价格中枢总体有望温和下降。而 尽管高纯石英砂供应持续趋紧，但供需缺口非刚性，大概率也不会成为限制 2023 年装机 增长的硬性瓶颈。受供应链成本下降、项目收益率提升、技术进步和支持政策加码的共同 刺激，预计 2023 年全球光伏装机量有望继续高增至 350GW 左右(国内约 140GW)，同 比增速约 40%，且地面电站需求有望明显复苏，装机占比或将回升。
风电：受疫情等因素影响，2022 年部分风电项目装机将延后至 2023 年。2022 年 1-11 月，国内风电新增并网量达 22.52GW(-6.8% YoY)，预计全年新增并网规模达 40GW 左 右，同比或有所回落。这主要是由于疫情影响设备生产交付和项目现场吊装节奏，同时叠 加机型方案升级换代，以及部分项目场址审批周期拉长影响。我们预计有 10GW 左右陆上 风电项目装机将由于外部因素由 2022 年延至 2023 年，短期装机需求低于预期或为 2023 年需求复苏进一步夯实基础。随着疫情影响逐步缓解，风电经济性大幅提升，以及 2022 年部分延迟项目结转，2023 年国内风电装机有望显著复苏，预计总装机量将达 80GW 左 右，其中海上风电装机有望实现翻倍增长至 10GW 以上，且 2023-25 年海风装机仍有望 维持约 40%的较高 CAGR。
在当前时点，从新能源并网配储、到对应电力系统扩大调峰调频压力，直接对储能需 求产生核心驱动;预期 2023 年国内新能源装机增长提速，对储能需求扩张将有望带来放 大效应，直接推动国内泛储能需求(抽水蓄能、新型储能及灵活性火电资源)规划、招采 与建设提速。
国内储能快速发展，2022 年规划与建设规模持续扩张
新能源消纳产生直接储电需求，并强化调峰调频要求。随着电力系统脱碳进程加速， 风电、光伏等高不确定性可再生能源装机及占比将不断提升，但其出力的不稳定使得电力 系统在调峰调频等方面面临重大挑战。2021 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局印发 《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，从国家层面 确认储能在新能源领域的重要地位。
根据 CNESA 数据显示，截至 2021 年，国内电力储能项目累计装机规模达 46.1GW (同比增长 29.5%);其中，抽水蓄能 39.8GW(占比 86.3%)，自 2017 年储能分项数据 统计以来其功率占比从最高的 99.0%持续下降;电化学储能 5.6GW(占比 12.1%)，持续 实现超越行业的增长。截至 2022 年前三季度，国内电力储能项目累计装机进一步提升至 50.3GW(同比增长 36.0%)，抽水蓄能、电化学储能累计装机规模分别达到 43.1/6.6GW， 分别占比 85.6%/13.2%。
结合 2022 年下半年逐月电力储能项目数据变动，我们可以发现： 其一，国内电力储能项目储备快速提升，为行业未来增长奠定了基础。2022 年 7-12 月，国内电力储能项目累计新增数量超 1000 项(含规划、建设和运行)，累计新增总功率 规模近 300GW;其中，新型项目功率规模约 70GW，容量规模 168GWh，平均备电时长 约 2.4h。
其二，锂离子电池为主，长时储能技术加速发展。从技术路线层面来看，2022 年下 半年新增新型储能项目中锂离子电池为主，功率规模占比约 87%，平均备电时长 2.16h。 此外，长时储能技术的项目规模开始逐步呈现“稳定释放，多技术并行”的特点：7-12 月 跟踪到的长时储能项目中，压缩空气、储热、液流电池项目(含规划、建设和运行)功率 规模分别为 7.0/0.7/0.9GW。
其三，电网侧独立储能与电源配储为主，用户侧工商业占比逐渐提升。从应用场景来 看，新型储能项目主要集中于电网侧(100%为独立储能)与电源侧配储(95%为新能源 配储)。用户侧储能项目功率规模占比仍较低，但其中工业项目占比逐步稳定在 50%以上。
其四，备电时长持续提升。从新型储能项目的招标数据来看，EPC 总承包与储能系统 的备电时长均呈现震荡上行趋势;2022 年 12 月，EPC 总承包项目平均备电时长为 2.59h， 储能系统项目平均备电时长为 2.69h。
其五，中标价格整体平稳。2022年下半年，储能系统中标单价区间为 1.36~1.95元/Wh， EPC 总承包中标单价区间为 1.39~3.54 元/Wh;12 月备电时长 2h 的储能系统及 EPC 总 承包中标价格均价有小幅翘尾。
国内政策立足新能源配储与电价改革，加速储能商业化发展
国内储能政策密集出台，发电侧配储要求明确，电价政策利好商业模式。各地政府对 “双碳”目标响应积极，在推动风电、光伏发展的同时，配套储能规划也陆续出台。2021 年 7 月国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到 2025 年国内储 能装机规模达到 30GW 以上。此后，国家能源局等多部委印发多条储能相关新能源政策， 明确储能市场、配置比例，确定“十四五”期间新型储能发展实施方案。我国储能市场日 趋完善，集中式电站配储已成定势，未来分布式电站有望相应配储。随着“十四五”风光 装机容量的扩大，预计各地的储能保障政策会进一步扩容，推动储能规模的扩张和行业发 展。
2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电 力现货市场监管办法(征求意见稿)》，提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟 电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”，伴随电力现货交易、分时电价、容量电 价的逐步落地，储能商业模式日渐清晰。
各地区逐步明确风光配储要求，推动发电侧储能发展。随着国家多部委的储能政策出 台和持续细化，各地方政府也在积极响应和明确新增发电项目的强制性配储要求，配储比 例在 5%-10%，配储时长为 2-4 小时。除少数省份为部分项目配储和鼓励性配储要求之外， 90%以上的地区都提出强制性配储要求。现实需求和政策推动是未来几年国内储能装机的 主要驱动因素。
峰谷价差拉大，部分区域盈利模式趋于清晰
对于一般工商业用户而言，利用储能设备在电价较低时充电、在电价高时放电的峰谷 电价套利是主要驱动力之一。伴随电力系统“双高”特性愈发明显，分时电价政策下峰谷 价差持续拉大，为用户侧储能项目的经济性提升提供了重要支撑。
结合 CNESA 对各地 2022 年一般工商业 10kV 最大峰谷价差平均值的统计，国内 31 个典型省市的总体平均价差为 0.7 元/kWh，其中共有 16 个省市位于均值以上，最高的广 东省(珠三角五市)峰谷价差平均值为 1.259 元/kWh。未来随着电力系统日内波动放大， 峰谷电价差有望随着膨胀，用户侧储能回收期在电价差拉大、储能系统成本下降等因素作 用下，有望持续缩短。
新能源消纳聚焦国内不同时间尺度与规模的需求差异
用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统为维持功率平衡存在较大困 难，需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上预先规划以保证电 力系统灵活性。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异——短持续时间 储能一般侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，而长持续时间储 能一般侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。从技术维度来看，目前，锂电性价比 与灵活度优势凸显，长时储能背靠政策与场景驱动。
而且，考虑到国内电力系统转型同时从“大基地+大电网”和“分散式电源+分布式智 能电网”双线并行，两种模式下产生了当下不同的技术路线、解决方案偏好。前者重点在 国内“十四五”期间约 450GW 风光大基地的基础上，配置灵活性资源;扣除前两批大基 地中较多配置在原有大基地及特高压外输通道周围，剩余风光大基地结合目前已落地项目 来看，主灵活性资源一般会结合当地资源条件选择灵活性火电或抽水蓄能电站，并补充一 定的锂电储能电站及光热(熔盐储热)电站。后者考虑分布式系统对灵活布点、项目规模 的需求差异，多以电化学储能电站为主。
新能源渗透率快速提升，叠加其出力的不稳定性，推升储能市场需求，电力系统的储 能应用存在多种时间尺度需求，长时储能(一般指 4h 以上)成为储能发展的重要方向， 在电力系统中具备多种优势——长时储能具备提升新能源消纳能力、替代传统发电方式的 潜力，可以为电网提供充足的灵活性资源，可有效降低电网运行成本，具备更强的峰谷套 利和市场盈利潜力。
“十四五”期间，我国长时储能市场的发展有望保持“多路线并举、能源规划托底、 优势场景催化”的发展特点，其中优势场景领域目前看以配套风光大基地调峰和区域电网 调峰为主。从政策规划带动与应用场景增长两个维度来看，我们主要看好四种主要技术在 2023-2025 年实现加速发展：(1)抽水蓄能：国家能源局已发布中长期发展规划，2025 年/2030 年装机规模预计达到 62/120GW;(2)压缩空气：发展规划持续储备，近期大型 示范项目批量落地，预计“十四五”期间装机规模有望达到 10GW 级别;(3)熔盐储能： 逐步成为西北区域风光大基地调峰资源的有利补充，商业模式率先清晰;(4)全钒液流电 池：系统成本快速下降，储备招标不断释放。 综合以上对应用场景、技术路线的判断，结合 2023 年国内风电、光伏新增装机预期 和广义配储功率比例提升假设，我们预计国内 2023 年储能装机规模有望达到 23GW(同 比增长约 80%);其中，新型储能装机规模有望达到约 13GW，预计平均备电时长约 2.5h， 总装机容量规模超 30GWh。
