储能行业分析报告：政策+需求双轮驱动大储装机有望迎来量利齐升（附下载）

储能行业分析报告：政策+需求双轮驱动大储装机有望迎来量利齐升（附下载）

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　　双碳背景下，我国能源结构正在向以新能源为主体的新型电力系统转型，风光装机量、 发电量占比日趋提高，在能源结构中的占比不断提升。“碳中和”背景下，我国到 2030 年非 化石能源在一次能源消费结构中占比要达到 25%以上，到 2060 年要实现碳中和目标，未来 能源结构将会形成以新能源为主体的新型电力系统。新能源包含风能、太阳能、地热能、生 物质等资源发电，现阶段，风能、太阳能发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2021 年我国风光累计装机占比达到 26.7%，风光发电量占比 11.7%，发展动能强劲。

　　光伏和风电属于不稳定出力电源，对电力系统带来挑战。电力系统需要时刻保持平衡稳定，大量新能源并网发电造成新能源装机容量比例在电网中不断增大，但光伏、风电等新能 源具有波动性、间歇性和随机性等特性，风电出力日波动幅度最高可达 80%，出力高峰出现 在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特征更明显，光伏日内波动幅度最高可达到 100%， 峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0，风电光伏 均不能稳定出力，将会影响影响电网运行的稳定性；此外新能源发电并网时，产生冲击电流， 会造成电网电压下降的现象，影响电网电能质量；因此为了应对新能源出力不稳定的现象， 电网系统需要预留一定的容量当作备用，虽然可以增加新能源的接纳能力，但会影响电网的 经济调度，增加经济负担。

　　长期来看，消纳问题会成为制约新能源发展的关键。当下，国内弃电率总体不高，弃风 率维持在 4%以内，弃光率维持在 2%左右，整体新能源消纳问题目前来看不算严重。但长期 来看，我国新能源发展目标宏大，在“十四五”新能源发展目标的指引下，预计我国到 2025 年风光发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，新能源装机比例的快速提升将会对电网的消纳能 力构成挑战。

　　新能源的良好发展需要灵活性资源的支撑和保障，电力系统各环节均可提供灵活性。新 能源具有“靠天吃饭”的特性，大部分时间出力都远低于其装机容量。但要保障电力系统的 稳定运行，不平衡时将导致高峰期拉闸限电。电力系统灵活性是指为了保持电力供需动态平 衡，电力系统经济地调用各类灵活性资源以应对电源、电网及负荷不稳定的能力。当电力系 统中灵活性电源较多时，系统就可以容纳较多的新能源发电空间；如果系统电源不够灵活， 就难以为新能源让出足够多的消纳空间。电力系统各环节均可提供灵活性，形式多样互为补 充。

　　灵活性资源中，储能是构建新型电力系统的关键环节和重要推手。构建新型电力系统需 从“源网荷”转向“源网荷储”，储能是不可或缺的关键环节。目前电力系统是发输配用的单 向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在 构建新型电力系统的过程中，储能可以解决能量的供需不匹配问题，达到能源在生产与消费 上的耦合，具有平衡实时功率、提高电力系统容量系数、转移能量等功能。

　　储能应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。储能是优质的灵活性资 源，在电源侧、电网侧和用户侧均可发挥作用。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可 再生能源并网、电力调峰、系统调频等，可以改善新能源出力与负荷在时间和空间上的不平 衡性，减少弃风弃光，提高新能源消纳能力；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统 调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用，能够减少对电网扩容的 需求，降低电网建设成本，提高电网安全性与稳定性；用户侧储能主要用于电力自发自用、 峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。

　　在电源侧储能是新能源并网与电力调峰的重要保障。在电源侧，储能主要安装在新能源 电站附近，当下电源侧储能电站的收益点主要来自于削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计 划避免考核所带来的损失。此外，配储的光伏、风电项目更容易获得新能源建设并网指标， 未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可以获得 参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。

　　在电网侧储能是构建新型电力系统的重要支撑。在电网侧，储能主要安装在电网关键节 点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调 控，更具备系统性、全局性优势。当下电网侧储能电站的收益点主要来自于电力辅助服务补 偿收益和价差套利。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保 供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据 电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、 浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代 输变电工程投资为主。

　　在用户侧储能可以发挥提升电力自发自用水平、峰谷价差套利等作用。在用户侧，储能 主要安装在新工商业园区和户用住宅，当下电源侧储能电站的收益点主要来自于峰谷价差带 来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响 应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升 级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。

　　大储是功率/能量较大的储能，应用场景主要是电源侧和电网侧。根据国标《电化学储能 电 站设计规范》，大型储能电站定义为功率 30MW 且能量 30MWh 及以上的储能电站。2022 年以来，随着各地集中式共享储能和风光储等一体化项目的迅猛发展，市场对大型储能电站 的规模也有一个更高的预期，以近日湖北省能源局发布的 2021 年平价新能源项目为例，文件 规定集享储能电站的规模不低于 50MW/100MWh。结合近期各地储能的建设规模，本文 中的大型储能电站指能量 100MWh 及以上的储能电站。区别于户用的小功率储能，应用在新 能源电站、电网等场景的储能功率更大，本文简称为“大储”。

　　2021 年国内新增储能中大储占比超过 95%，占据主导地位。根据 BNEF，2021 年全球 电化学储能新增装机为 10GW/22GWh，分别同比+85.19%/+103.70%；同年中国新增装机为 2.5GW/4.6GWh，分别同比+82.08%/+88.49%，从功率看，中国占全球新增的 25%。根据 CESA，2021年我国集中式新能源+储能、电源侧、电网侧储能占当期电化学储能装机的96%， 大储在我国电化学储能市场中发挥着举足轻重的作用。

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　　储能的发展主要是由政策和经济性双重驱动，行业发展早期受到政策影响较大。2021 年 以来，我国密集出台了多项储能相关政策，包括从国家层面的及各省份地区层面，主要针对 储能发展规模、储能经济性、新型储能技术发展等各个方面，为我国储能行业发展保驾护航。国家层面，政策多管齐下推动储能发展。2022 年 3 月，国家发改委、能源局联合印发了 《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确提出到 2025 年，新型储能将由商业化初期步入规 模化发展阶段，其中电化学储能系统成本降低 30%以上；到 2030 年实现新型储能全面市场 化发展，基本满足构建新型电力系统需求。

　　方案中提出要推动新型储能作为独立主体参与电 力市场交易，推广共享储能等新型商业模式，加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰 电价机制等，切实推动新型储能向市场化迈进。我国储能行业正处于转向市场驱动的关键过 渡时期，此方案是在 21 年推出的《加快推动新型储能发展的指导意见》基础上进一步明确发 展目标以及细化重点任务，在国家顶层设计之下，地方层面积极推行，有望加快我国新型储 能实现大规模应用以及完善我国新型电力系统建设，该方案的出台将极大利好未来五年我国 储能行业的加速发展。

　　各省份规定了保障性规模内的强制配储要求，强制配储带来国内储能市场快速增长。在 发改委2021年7月《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》 中，明确提出了超过电网企业保障性并网以外的可再生能源装机规模，按照功率 15%的挂钩 比 例配建调峰能力。在新能源消纳压力逐步增加的背景下，21 年下半年以来各地也逐步明 确了新能源强制配储的要求。截止 2022 年 12 月，全国已有近 30 个省份出台了“十四五” 新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能 都提出了明确要求。整体来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集 中在 10%-20%之间，储能时长要求多在 2 小时以上（部分省份配置要求高达 4 小时）。

　　持续推进上网电价市场化改革，通过市场价格反映需求。一方面，中长期电力市场化交 易从固定的标杆电价转向浮动的市场化电价，这有助于解决政府制定电价不能及时反应电力 成本和市场供需的问题。市场化电力交易将有效发挥市场在资源配置中的作用，市场化价格 将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化，可以有效传导上游成本压力， 让市场通过价格信号展示需求；另一方面，电力现货交易市场推动价格发现，峰谷价差打开 灵活性资源盈利空间，电力现货交易更能实时反映市场供需情况，及时反映成本，优化资源 合理配置，解决现阶段由于价格不合理出现的各种问题。

　　电力现货交易可以引导用电侧据“风” 据“光”生产，解决新能源发电和用电曲线不匹配问题。现货市场峰谷价差拉大，为储能的 发展创造更大的受益空间，储能不仅可以通过调幅调频赚取辅助服务费用，还可以进入电力 市场，在低电价的时间段购电进行储能，在高电价时间段放电以获得价差。

　　分时电价机制落地，峰谷价差拉大是必然趋势。分时电价机制通过完善峰谷电价机制、 建立尖峰电价机制和进一步健全季节性电价机制，有益于引导电力用户削峰填谷、保障电力 系统安全稳定经济运行。目前国内工商业储能收入主要来源两部分，一部分是峰谷价差套利， 另一部分是利用剩余容量参与电力辅助服务市场竞标，提供需求侧响应服务，峰谷价差套利 的收入是工商业储能收入的大头。峰谷价差拉大将显著提升用户侧削峰填谷的经济性，进而 带来国内储能需求空间的扩容。

　　政策不断完善储能商业模式，边际改善新能源配储成本。当下来看，新能源 2021 年以 来，针对储能行业商业模式的制度不断优化，改善新型储能发展的商业环境。包括通过鼓励 建立共享储能商业模式、将容量电价并入储能收益范围等举措，将投资主体与受益主体进行 统一；不断推进完善电力辅助服务市场机制，拓展储能受益途径。2022 年 11 月 25 日，国家 能源局结合各省经验发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步明确了建设的目 标和路径，有望推动电力现货市场加速发展，以市场化方式促进电力资源优化配置，为建设 全国统一的电力现货市场奠定主要的基础。在这种情况下，储能的收益来源更加丰富，包括 提供辅助服务收益+容量租赁+参与电力现货市场套利+容量补偿，经济性有望修复。

　　硅料产能释放打开光伏装机弹性，2023 年风光装机有望维持高增长。2022 年上半年受 疫情反复、上游原材料价格高企提升装机成本等影响，国内集中式光伏/风电仅分别实现装机 量约 11.2GW/12.9GW。而四季度光伏硅料产能批量投放价格回落有望驱动终端装机；风电项 目 2022 年招标量创新高，我们预计装机量也有望于 2023 年逐步兑现。

　　硅料产能释放价格回落，经济性驱动终端装机。2023 年将迎硅料产能释放大年，结合 Solarzoom 相关统计，全球硅料名义产能将从 2022 年底的 128 万吨增长至 23 年底的 240 万吨，预计 2023 年多晶硅全球供应量约为 147 万吨，可支撑超 400GW 的交流侧装机。自 2022 年四季度以来，随着上游产能的不断释放，新能源产业链价格开始逐渐步入下行通道， 硅料自 30 万元/吨的高点回落，目前已降价至 18-20 万元/吨。2023 年起硅料新增产能开始批 量释放，对应硅料价格开启下行通道，也为对组价价格敏感度较高的集中式电站项目的建设 带来了弹性。

　　2022 年风电招标创历史新高，2023 年有望兑现较高装机规模。根据金风科技统计，截 至 2022Q3 行业公开招标容量达到 76GW，已经超过 2019 年历史最高的招标量规模，根据 中金风光公用环保组预期，2022 年全年行业招标量有望达到 90-100GW，其中海上项目招标 在 15-20GW 之间，在行业饱满招标量支撑下，2023 年有望兑现更高装机规模，预计 2023 年行业装机量将达到 70-80GW（其中海风装机 12GW 以上），较 2022 年同比增长约 30%-40%。

　　制约光伏产业链的硅料瓶颈打开后，有望刺激光伏装机量恢复高增长。回顾 2022 年， 硅料是制约光伏下游需求的关键因素，硅料价格的上涨导致集中式地面电站装机延迟，装机 量阶段性压缩。但需求仍然确定性存在，国内未来几年装机量都有保障，第一批大基地 97.05GW 均需要在 2023 年前完成并网，其中 70%为光伏项目；能源局沙戈荒大基地量约 455GW 目标在十四五、十五五前三年完成，2023 年开始是安装主力，未来 6 年有望带来每 年近 80GW（光伏近 50GW）的安装量。

　　碳酸锂价格回落，电池成本有望下行。碳酸锂价格在 2022 年上半年大幅上涨至 50-60 万元/吨，目前价格涨势趋缓但依旧维持 50 万元以上高位，2023 年锂资源新增供给将逐步释 放，根据天齐锂业 H 股招股说明书，2023 年精炼锂供给将超过需求，并且未来 5 年供给过 剩情况将持续扩大，碳酸锂现货价格有望进入下行通道，预计 2023 年有望回落至 40 万元/ 吨左右。近年来锂电池价格整体呈下降态势，年降幅近 15%，2021 年储能电芯价格降至接近 0.7 元/wh，系统造价成本降至 1.5 元/wh，成本端的下降推升了更多投资方参与的热情。2022 年在上游原材料价格大幅上涨的背景下，电池价格跟随上涨；23 年随着主要原材料碳酸锂价 格的下行，电池价格也将重回下降通道，将有力推动大储项目建设进程。

　　结合政策面和产业基本面，预计 2023 年国内大储有望迎来量利齐升。政策方面，我国 出台了一系列切实的政策推动和支持储能的发展，从政策着眼点来看，包括从“量”上扩大 储能需求、从“利”上提高经济性和从“技”上推动新型储能发展；产业基本面方面，硅料 产能释放后，产业链价格回落有望打开光伏装机弹性，光伏和风电的高招标是储能景气确定 性的来源，此外碳酸锂价格回落，电池成本有望下行；在这种背景下，加上国内独立/共享储 能商业模式逐渐理顺，储能收益来源更加丰富，大储经济性有望得到修复。

　　预 计 2023 年国内储能需求达到 15GW/31.9GWh ，大储需求翻倍增长至 13.3GW/28.5GWh。预计 2023 年随着光伏上游硅料的降价，组件价格恢复正常水平，集中 式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业发展的重要拉动力， 叠加我国分布式光伏配储与风电配储的需求，预计 2023 年我国储能需求为 15GW/31.9GWh， 同比增长 146.3%/166.6%，其中大储需求为 13.3GW/28.5GWh，同比增长 144.6%/165.7%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储市场都 将提升，预计到 2025 年我国储能总需求将达到 44.7GW/105.7GWh，22-25 年 CAGR 为 64.6%/72.4%。

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