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