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。

　　海外储能：欧洲户储渗透率提升，美国大储放量在即

　　欧洲高电价加速户储装机，渗透仍有较大提升空间

　　俄乌冲突加剧能源紧张局势，高电价驱动海外户用装机热情。近两年来，受海外经济 复苏和可再生能源供应乏力等因素影响，天然气价格已走出一波上涨趋势。进入 2022 年， 俄乌冲突所引发的天然气断供，进一步推升欧洲天然气价格，进而使得欧洲电价进一步飙 升，成为欧洲户储装机高增的催化剂之一。考虑到未来一年欧洲天然气供给情况，未来一 年欧洲天然气价格中枢较难回落至 2021 年前水平。欧盟委员会 2022 年 5 月 18 日通 过 REPowerEU 议案， 2030 年可再生能源目标由之前的 40%提高到 45%，同时，光 伏装机目标再次提高，2025 年欧盟累计光伏装机规模要超过 320GW，相比 2021 年底 装机量实现翻倍，2030 底年累计装机规模目标约 600GW，是目前装机量的两倍之多。

　　2021 年全球光伏配储渗透率不足 6%，欧洲渗透率增速最快，但仍有大幅提升空间。 根据 IHS 和 IEA 统计数据计算，全球累计光伏配储比例逐年上升;经我们测算全球户用光 伏配储渗透率到 2021 年已经达到了 5.7%，仍然较低。分区域来看，目前仅有意大利和德 国等欧洲地区渗透率达到了 10%以上，其中德国的渗透率超过了 20%。不过从全球范围 内可以看出，包括美国、澳洲等在内的多个国家，其光伏配储渗透率仍不足 10%，全球户 储渗透率仍有很大的提升空间。