新型電力系統建設需“源網荷儲”一體化發展，儲能是各環節的蓄水池、壓艙石。在 雙碳目標的指引下，以及技術不斷推動成本下降的趨勢下，可再生能源的滲透率不斷提升。

國家能源局的數據顯示，2022 年 1-11 月，國內太陽能發電新增裝機 65.46GW，累計 裝機達到 372.02GW;國內風電累計新增裝機 22.48GW，累計裝機達到 350.96GW。其 中，太陽能發電、風電占國內總體電源裝機規模比例分別達到 14.82%/13.98%，新能源累 計發電裝機容量占比達到 28.8%。

在新型電力系統發展過程中，要求電力供給結構從以化石能源發電為主體向新能源提 供可靠電力支撐轉變，同時，系統形態由“源網荷”三要素向“源網荷儲”四要素轉變。 儲能的多場景應用，既是短期支撐電力系統轉型、維持運行安全的重要手段，也是未來系 統實現完全脫碳的核心手段和“蓄水池”。

 

2023 年 1 月 6 日，國家能源局組織有關單位編制了《新型電力系統發展藍皮書(征 求意見稿)》，并向社會公開征求意見——結合“雙碳”目標“兩步走”安排，《藍皮書(征 求意見稿)》提出新型電力系統構建以 2030 年、2045 年、2060 年為重要時間節點，分別 實現加速轉型、總體形成、鞏固完善。其中，要求儲能側加速實現多場景多技術路線規模 化發展，并提升不同時間尺度下對電力系統的支撐能力，對系統的平衡調節能力逐步從日內，向日以上、乃至全周期擴張。“雙碳”目標的實現、新型電力系統的構建，都要求儲 能建設結合不同場景、不同時間尺度，加速商業化發展。

 

2023 年風光裝機均有望提速，電力系統運行壓力漸升

 

多重因素疊加下，2022 年我國部分地區電力供應出現緊張形勢，保障電力供應安全 仍面臨挑戰。長期來看，我國電力需求仍維持穩步增長趨勢，尖峰負荷特征日益凸顯;而 相應的在供給側，新能源裝機比重持續增加，但還未能形成電力供應的可靠替代，電力供 應安全形勢嚴峻。未來，伴隨新能源裝機比例的不斷提升，電力系統從“源網荷儲”一體 化管理角度入手維護電力能源安全，儲能的作用不斷提升，配套應用亦有望增加。

 

2022 年受疫情因素、光伏硅料價格等因素影響導致風、光裝機較預期有所延后，但 同時根據我們不完全統計，若不考慮框架招標，2022 年國內風機公開市場招標量達 88GW 左右(+~60% YoY)，其中陸風招標量近約 72GW(+~40% YoY)，海風招標量超 15GW (+~360% YoY);2022 年 1-11 月上旬，國內光伏組件招標規模達 120GW 左右，較 2021 年全年招標量增長近 3 倍，為 2023 年裝機快速增長進一步奠定充足的項目基礎。 光伏：硅料供應短缺問題將逐步緩解，2023 年有效產能或達約 150 萬噸，可滿足約 450GW 光伏裝機需求，在裝機需求負反饋機制下，硅料價格中樞總體有望溫和下降。而 盡管高純石英砂供應持續趨緊，但供需缺口非剛性，大概率也不會成為限制 2023 年裝機 增長的硬性瓶頸。受供應鏈成本下降、項目收益率提升、技術進步和支持政策加碼的共同 刺激，預計 2023 年全球光伏裝機量有望繼續高增至 350GW 左右(國內約 140GW)，同 比增速約 40%，且地面電站需求有望明顯復蘇，裝機占比或將回升。

 

風電：受疫情等因素影響，2022 年部分風電項目裝機將延后至 2023 年。2022 年 1-11 月，國內風電新增并網量達 22.52GW(-6.8% YoY)，預計全年新增并網規模達 40GW 左 右，同比或有所回落。這主要是由于疫情影響設備生產交付和項目現場吊裝節奏，同時疊 加機型方案升級換代，以及部分項目場址審批周期拉長影響。我們預計有 10GW 左右陸上 風電項目裝機將由于外部因素由 2022 年延至 2023 年，短期裝機需求低于預期或為 2023 年需求復蘇進一步夯實基礎。隨著疫情影響逐步緩解，風電經濟性大幅提升，以及 2022 年部分延遲項目結轉，2023 年國內風電裝機有望顯著復蘇，預計總裝機量將達 80GW 左 右，其中海上風電裝機有望實現翻倍增長至 10GW 以上，且 2023-25 年海風裝機仍有望 維持約 40%的較高 CAGR。

 

 

在當前時點，從新能源并網配儲、到對應電力系統擴大調峰調頻壓力，直接對儲能需 求產生核心驅動;預期 2023 年國內新能源裝機增長提速，對儲能需求擴張將有望帶來放 大效應，直接推動國內泛儲能需求(抽水蓄能、新型儲能及靈活性火電資源)規劃、招采 與建設提速。

 

國內儲能快速發展，2022 年規劃與建設規模持續擴張

 

新能源消納產生直接儲電需求，并強化調峰調頻要求。隨著電力系統脫碳進程加速， 風電、光伏等高不確定性可再生能源裝機及占比將不斷提升，但其出力的不穩定使得電力 系統在調峰調頻等方面面臨重大挑戰。2021 年 7 月，國家發展改革委、國家能源局印發 《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，從國家層面 確認儲能在新能源領域的重要地位。

 

根據 CNESA 數據顯示，截至 2021 年，國內電力儲能項目累計裝機規模達 46.1GW (同比增長 29.5%);其中，抽水蓄能 39.8GW(占比 86.3%)，自 2017 年儲能分項數據 統計以來其功率占比從最高的 99.0%持續下降;電化學儲能 5.6GW(占比 12.1%)，持續 實現超越行業的增長。截至 2022 年前三季度，國內電力儲能項目累計裝機進一步提升至 50.3GW(同比增長 36.0%)，抽水蓄能、電化學儲能累計裝機規模分別達到 43.1/6.6GW， 分別占比 85.6%/13.2%。

 

結合 2022 年下半年逐月電力儲能項目數據變動，我們可以發現： 其一，國內電力儲能項目儲備快速提升，為行業未來增長奠定了基礎。2022 年 7-12 月，國內電力儲能項目累計新增數量超 1000 項(含規劃、建設和運行)，累計新增總功率 規模近 300GW;其中，新型項目功率規模約 70GW，容量規模 168GWh，平均備電時長 約 2.4h。

 

其二，鋰離子電池為主，長時儲能技術加速發展。從技術路線層面來看，2022 年下 半年新增新型儲能項目中鋰離子電池為主，功率規模占比約 87%，平均備電時長 2.16h。 此外，長時儲能技術的項目規模開始逐步呈現“穩定釋放，多技術并行”的特點：7-12 月 跟蹤到的長時儲能項目中，壓縮空氣、儲熱、液流電池項目(含規劃、建設和運行)功率 規模分別為 7.0/0.7/0.9GW。

 

其三，電網側獨立儲能與電源配儲為主，用戶側工商業占比逐漸提升。從應用場景來 看，新型儲能項目主要集中于電網側(100%為獨立儲能)與電源側配儲(95%為新能源 配儲)。用戶側儲能項目功率規模占比仍較低，但其中工業項目占比逐步穩定在 50%以上。

 

 

其四，備電時長持續提升。從新型儲能項目的招標數據來看，EPC 總承包與儲能系統 的備電時長均呈現震蕩上行趨勢;2022 年 12 月，EPC 總承包項目平均備電時長為 2.59h， 儲能系統項目平均備電時長為 2.69h。

 

其五，中標價格整體平穩。2022年下半年，儲能系統中標單價區間為 1.36~1.95元/Wh， EPC 總承包中標單價區間為 1.39~3.54 元/Wh;12 月備電時長 2h 的儲能系統及 EPC 總 承包中標價格均價有小幅翹尾。

 

國內政策立足新能源配儲與電價改革，加速儲能商業化發展

 

國內儲能政策密集出臺，發電側配儲要求明確，電價政策利好商業模式。各地政府對 “雙碳”目標響應積極，在推動風電、光伏發展的同時，配套儲能規劃也陸續出臺。2021 年 7 月國家發改委發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確到 2025 年國內儲 能裝機規模達到 30GW 以上。此后，國家能源局等多部委印發多條儲能相關新能源政策， 明確儲能市場、配置比例，確定“十四五”期間新型儲能發展實施方案。我國儲能市場日 趨完善，集中式電站配儲已成定勢，未來分布式電站有望相應配儲。隨著“十四五”風光 裝機容量的擴大，預計各地的儲能保障政策會進一步擴容，推動儲能規模的擴張和行業發 展。

 

2022 年 11 月 25 日，國家能源局發布《電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》、《電 力現貨市場監管辦法(征求意見稿)》，提出“推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬 電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易”，伴隨電力現貨交易、分時電價、容量電 價的逐步落地，儲能商業模式日漸清晰。

 

各地區逐步明確風光配儲要求，推動發電側儲能發展。隨著國家多部委的儲能政策出 臺和持續細化，各地方政府也在積極響應和明確新增發電項目的強制性配儲要求，配儲比 例在 5%-10%，配儲時長為 2-4 小時。除少數省份為部分項目配儲和鼓勵性配儲要求之外， 90%以上的地區都提出強制性配儲要求。現實需求和政策推動是未來幾年國內儲能裝機的 主要驅動因素。

 

峰谷價差拉大，部分區域盈利模式趨于清晰

 

對于一般工商業用戶而言，利用儲能設備在電價較低時充電、在電價高時放電的峰谷 電價套利是主要驅動力之一。伴隨電力系統“雙高”特性愈發明顯，分時電價政策下峰谷 價差持續拉大，為用戶側儲能項目的經濟性提升提供了重要支撐。

 

結合 CNESA 對各地 2022 年一般工商業 10kV 最大峰谷價差平均值的統計，國內 31 個典型省市的總體平均價差為 0.7 元/kWh，其中共有 16 個省市位于均值以上，最高的廣 東省(珠三角五市)峰谷價差平均值為 1.259 元/kWh。未來隨著電力系統日內波動放大， 峰谷電價差有望隨著膨脹，用戶側儲能回收期在電價差拉大、儲能系統成本下降等因素作 用下，有望持續縮短。

 

新能源消納聚焦國內不同時間尺度與規模的需求差異

 

用戶負荷、風力發電、光伏發電等不確定性使得電力系統為維持功率平衡存在較大困 難，需要在分鐘級、小時級、日級、季度級乃至年度級等多時間尺度上預先規劃以保證電 力系統靈活性。針對不同的功能，所需的儲能系統持續時長存在顯著差異——短持續時間 儲能一般側重于保證電力系統在瞬時擾動下保持平衡等電網安全性問題，而長持續時間儲 能一般側重于實現峰谷時期供需匹配等經濟性問題。從技術維度來看，目前，鋰電性價比 與靈活度優勢凸顯，長時儲能背靠政策與場景驅動。

 

而且，考慮到國內電力系統轉型同時從“大基地+大電網”和“分散式電源+分布式智 能電網”雙線并行，兩種模式下產生了當下不同的技術路線、解決方案偏好。前者重點在 國內“十四五”期間約 450GW 風光大基地的基礎上，配置靈活性資源;扣除前兩批大基 地中較多配置在原有大基地及特高壓外輸通道周圍，剩余風光大基地結合目前已落地項目 來看，主靈活性資源一般會結合當地資源條件選擇靈活性火電或抽水蓄能電站，并補充一 定的鋰電儲能電站及光熱(熔鹽儲熱)電站。后者考慮分布式系統對靈活布點、項目規模 的需求差異，多以電化學儲能電站為主。

 

新能源滲透率快速提升，疊加其出力的不穩定性，推升儲能市場需求，電力系統的儲 能應用存在多種時間尺度需求，長時儲能(一般指 4h 以上)成為儲能發展的重要方向， 在電力系統中具備多種優勢——長時儲能具備提升新能源消納能力、替代傳統發電方式的 潛力，可以為電網提供充足的靈活性資源，可有效降低電網運行成本，具備更強的峰谷套 利和市場盈利潛力。

 

 

“十四五”期間，我國長時儲能市場的發展有望保持“多路線并舉、能源規劃托底、 優勢場景催化”的發展特點，其中優勢場景領域目前看以配套風光大基地調峰和區域電網 調峰為主。從政策規劃帶動與應用場景增長兩個維度來看，我們主要看好四種主要技術在 2023-2025 年實現加速發展：(1)抽水蓄能：國家能源局已發布中長期發展規劃，2025 年/2030 年裝機規模預計達到 62/120GW;(2)壓縮空氣：發展規劃持續儲備，近期大型 示范項目批量落地，預計“十四五”期間裝機規模有望達到 10GW 級別;(3)熔鹽儲能： 逐步成為西北區域風光大基地調峰資源的有利補充，商業模式率先清晰;(4)全釩液流電 池：系統成本快速下降，儲備招標不斷釋放。 綜合以上對應用場景、技術路線的判斷，結合 2023 年國內風電、光伏新增裝機預期 和廣義配儲功率比例提升假設，我們預計國內 2023 年儲能裝機規模有望達到 23GW(同 比增長約 80%);其中，新型儲能裝機規模有望達到約 13GW，預計平均備電時長約 2.5h， 總裝機容量規模超 30GWh。