2022H1国内储能装机节奏有所滞后，下半年有望加速。

政策勾勒发展前景，国内各环节储能发展模式逐渐清晰。2022 年 2 月底，国家发改委、能 源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“到 2025 年新型储能由 商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件”，“2030 年新型储能全面市 场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署， 各环节储能发展模式逐渐清晰。

2022 年国内储能项目实际建设节奏有所滞后，但招标快速放量。受制于疫情、原材料涨价 等多方面因素的影响，2022 年上半年国内储能项目建设节奏整体偏慢，根据中国化学与物 理电源行业协会储能应用分会（CESA）的统计，2022H1 国内并网、投运的电化学储能项 目装机总规模约为 0.39GW/0.92GWh。但从招标的角度来看，Q2 起国内储能招标明显提速， 据我们不完全统计 1-9 月总招标容量超过 60GWh（主要统计 EPC、储能集成系统以及相关 设备），其中 Q1/Q2/Q3 分别为 4.5/18.2/39.6GWh，招标规模逐季提升。因此，我们认为后 续国内储能装机仍有较强支撑，预计 2022 年下半年起项目建设速度将明显加快。

新能源发电侧储能有望成为国内率先放量的应用场景，主要的驱动因素为政策强制要求。在 国家政策层面，根据能源局 2021 年 7 月印发的《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》，超过电网企业保障性并网以外的新能源装机规模按照 15%的挂钩比例配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，储能时长为 4 小时 以上。而在 2021 年国内各省发布的风电、光伏项目竞争性配臵规则中，储能已基本成为新 能源项目“标配”，目前已有近 20 个省份出台了新能源配套储能的具体量化要求，大部分省 份的储能配比在 10%-20%的区间内，储能时长则基本为 1-2 小时。我们根据各省已经发布 的风光项目竞配结果以及储能配臵要求对国内新能源发电侧储能的规模进行了大致测算，目 前配套储能项目的规模已接近 50GWh，预计这部分储能项目将从 2022 年起逐步落地。

未来国内新能源项目储能配套比例及储能时长要求将继续提升。当新能源发电占比较低时， 储能在电力系统中主要起辅助作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡，而随着新能源 逐步成为电力系统的主体，储能系统需要发挥的作用将愈发重要，相应的配臵比例及储能时 长亦将明显提升。尤其是对于新能源发展较快的三北大型清洁能源基地，现在主流的 10%/2h 的储能配臵要求已较难满足实际的需求，2022 年以来新疆、内蒙古、甘肃等地大型风光基 地的储能配臵时长要求已达到 4 小时。

短期内新能源发电侧储能收益机制尚待建立，市场化是长期方向。目前国内新能源配套储能 尚无明确收益模式，投资业主更多把配套储能作为额外的成本项进行考虑，我们认为打通新 能源配套储能项目经济性的关键在于建立市场化的收益补偿机制。2022 年 1 月国家发改委、 能源局发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》已明确提出 2025 年初步建成 全国统一电力市场，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。具体到新 能源配套储能项目而言，推动新能源参与电力市场交易、推进电力现货市场建设、持续完善 电力辅助服务市场等改革方向都将扩大储能项目在电力市场中的收益来源与套利空间，助力 储能项目自身经济性的提升。

2022 下半年起国内大型风光项目建设进度有望明显加快，配套储能项目加速落地。2022 年 上半年受疫情、硅料紧缺、装机成本高企等多方面影响，大型风光项目建设进度相对较慢， 上半年国内新增风电、地面光伏装机仅为 12.9GW/11.2GW，与此前预期存在一定差距。考 虑到 2021 年以来国内风机招标持续放量，而光伏硅料的产出亦从四季度起实质性放量（七 八月份受检修、限电、疫情等因素并未充分释放），我们对 2022 年下半年以及 2023 年国内 大型风光项目装机持积极态度，相应的配套储能亦有望加速落地。

共享/独立储能兴起，未来有望贡献较大增量。从电力调度的角度出发，每个新能源场站单独 配建一个储能电站往往不是系统的整体最优方案，前期发改委、能源局文件中已多次提出探 索推广共享储能模式，发挥储能“一站多用”的共享作用。相较于新能源场站单独配建的储 能电站，独立/贡献储能的潜在收益来源更加丰富，包括容量租赁费用、峰谷套利、调峰调频、 容量电价补偿等。目前国内部分省份独立/共享储能的盈利模型已初步建立，随着收益模式在 探索中走向成熟，国内独立/共享储能有望迎来快速发展。2022 年山东、浙江、河北、广西 等省份相继下发新型储能示范项目名单，合计总规模超过 10GW，因此在新能源场站自行配 套的储能项目以外，我们预计未来独立/共享储能也有望贡献较大的装机增量。

国内部分省份独立储能项目或已具备一定经济性。我们以山东为例对国内独立储能的经济性 进行了简单测算，在我们的假设模型下，山东独立储能电站的全投资收益率约为 8.2%，静 态回收期 9-10 年，已具备一定的经济性。随着前期示范项目的逐步落地，国内独立储能的 收益模式有望得到更好的验证，后续各类投资主体的积极性有望明显提升，从今年的项目招 标情况来看，独立/共享储能项目已经占据了相当的比例。

2023 年国内独立储能收益率仍有提升空间。一方面，随着新能源发电占比的提升，部分省 份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大，从而提升储能项目套利空间。此外，若后续上游 锂资源价格下行，则储能电池及项目整体初始投资成本存在下降空间，同样有利于项目经济 性的提升。

原标题：国内储能装机规模有何变化？