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。