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2022H1國內(nèi)儲能裝機(jī)節(jié)奏有所滯后，下半年有望加速。

政策勾勒發(fā)展前景，國內(nèi)各環(huán)節(jié)儲能發(fā)展模式逐漸清晰。2022 年 2 月底，國家發(fā)改委、能 源局正式印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，進(jìn)一步明確了“到 2025 年新型儲能由 商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段、具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件”，“2030 年新型儲能全面市 場化發(fā)展”的目標(biāo)。此外，本次文件對發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能均進(jìn)行了明確的部署， 各環(huán)節(jié)儲能發(fā)展模式逐漸清晰。

2022 年國內(nèi)儲能項目實際建設(shè)節(jié)奏有所滯后，但招標(biāo)快速放量。受制于疫情、原材料漲價 等多方面因素的影響，2022 年上半年國內(nèi)儲能項目建設(shè)節(jié)奏整體偏慢，根據(jù)中國化學(xué)與物 理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會（CESA）的統(tǒng)計，2022H1 國內(nèi)并網(wǎng)、投運的電化學(xué)儲能項 目裝機(jī)總規(guī)模約為 0.39GW/0.92GWh。但從招標(biāo)的角度來看，Q2 起國內(nèi)儲能招標(biāo)明顯提速， 據(jù)我們不完全統(tǒng)計 1-9 月總招標(biāo)容量超過 60GWh（主要統(tǒng)計 EPC、儲能集成系統(tǒng)以及相關(guān) 設(shè)備），其中 Q1/Q2/Q3 分別為 4.5/18.2/39.6GWh，招標(biāo)規(guī)模逐季提升。因此，我們認(rèn)為后 續(xù)國內(nèi)儲能裝機(jī)仍有較強(qiáng)支撐，預(yù)計 2022 年下半年起項目建設(shè)速度將明顯加快。

新能源發(fā)電側(cè)儲能有望成為國內(nèi)率先放量的應(yīng)用場景，主要的驅(qū)動因素為政策強(qiáng)制要求。在 國家政策層面，根據(jù)能源局 2021 年 7 月印發(fā)的《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買 調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的新能源裝機(jī)規(guī)模按照 15%的掛鉤比例配建調(diào)峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)，儲能時長為 4 小時 以上。而在 2021 年國內(nèi)各省發(fā)布的風(fēng)電、光伏項目競爭性配臵規(guī)則中，儲能已基本成為新 能源項目“標(biāo)配”，目前已有近 20 個省份出臺了新能源配套儲能的具體量化要求，大部分省 份的儲能配比在 10%-20%的區(qū)間內(nèi)，儲能時長則基本為 1-2 小時。我們根據(jù)各省已經(jīng)發(fā)布 的風(fēng)光項目競配結(jié)果以及儲能配臵要求對國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能的規(guī)模進(jìn)行了大致測算，目 前配套儲能項目的規(guī)模已接近 50GWh，預(yù)計這部分儲能項目將從 2022 年起逐步落地。

未來國內(nèi)新能源項目儲能配套比例及儲能時長要求將繼續(xù)提升。當(dāng)新能源發(fā)電占比較低時， 儲能在電力系統(tǒng)中主要起輔助作用，用于解決短時間、小范圍的供需不平衡，而隨著新能源 逐步成為電力系統(tǒng)的主體，儲能系統(tǒng)需要發(fā)揮的作用將愈發(fā)重要，相應(yīng)的配臵比例及儲能時 長亦將明顯提升。尤其是對于新能源發(fā)展較快的三北大型清潔能源基地，現(xiàn)在主流的 10%/2h 的儲能配臵要求已較難滿足實際的需求，2022 年以來新疆、內(nèi)蒙古、甘肅等地大型風(fēng)光基 地的儲能配臵時長要求已達(dá)到 4 小時。

短期內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能收益機(jī)制尚待建立，市場化是長期方向。目前國內(nèi)新能源配套儲能 尚無明確收益模式，投資業(yè)主更多把配套儲能作為額外的成本項進(jìn)行考慮，我們認(rèn)為打通新 能源配套儲能項目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵在于建立市場化的收益補(bǔ)償機(jī)制。2022 年 1 月國家發(fā)改委、 能源局發(fā)布的《加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》已明確提出 2025 年初步建成 全國統(tǒng)一電力市場，初步形成有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機(jī)制。具體到新 能源配套儲能項目而言，推動新能源參與電力市場交易、推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)、持續(xù)完善 電力輔助服務(wù)市場等改革方向都將擴(kuò)大儲能項目在電力市場中的收益來源與套利空間，助力 儲能項目自身經(jīng)濟(jì)性的提升。

2022 下半年起國內(nèi)大型風(fēng)光項目建設(shè)進(jìn)度有望明顯加快，配套儲能項目加速落地。2022 年 上半年受疫情、硅料緊缺、裝機(jī)成本高企等多方面影響，大型風(fēng)光項目建設(shè)進(jìn)度相對較慢， 上半年國內(nèi)新增風(fēng)電、地面光伏裝機(jī)僅為 12.9GW/11.2GW，與此前預(yù)期存在一定差距?？?慮到 2021 年以來國內(nèi)風(fēng)機(jī)招標(biāo)持續(xù)放量，而光伏硅料的產(chǎn)出亦從四季度起實質(zhì)性放量（七 八月份受檢修、限電、疫情等因素并未充分釋放），我們對 2022 年下半年以及 2023 年國內(nèi) 大型風(fēng)光項目裝機(jī)持積極態(tài)度，相應(yīng)的配套儲能亦有望加速落地。

共享/獨立儲能興起，未來有望貢獻(xiàn)較大增量。從電力調(diào)度的角度出發(fā)，每個新能源場站單獨 配建一個儲能電站往往不是系統(tǒng)的整體最優(yōu)方案，前期發(fā)改委、能源局文件中已多次提出探 索推廣共享儲能模式，發(fā)揮儲能“一站多用”的共享作用。相較于新能源場站單獨配建的儲 能電站，獨立/貢獻(xiàn)儲能的潛在收益來源更加豐富，包括容量租賃費用、峰谷套利、調(diào)峰調(diào)頻、 容量電價補(bǔ)償?shù)取Ｄ壳皣鴥?nèi)部分省份獨立/共享儲能的盈利模型已初步建立，隨著收益模式在 探索中走向成熟，國內(nèi)獨立/共享儲能有望迎來快速發(fā)展。2022 年山東、浙江、河北、廣西 等省份相繼下發(fā)新型儲能示范項目名單，合計總規(guī)模超過 10GW，因此在新能源場站自行配 套的儲能項目以外，我們預(yù)計未來獨立/共享儲能也有望貢獻(xiàn)較大的裝機(jī)增量。

國內(nèi)部分省份獨立儲能項目或已具備一定經(jīng)濟(jì)性。我們以山東為例對國內(nèi)獨立儲能的經(jīng)濟(jì)性 進(jìn)行了簡單測算，在我們的假設(shè)模型下，山東獨立儲能電站的全投資收益率約為 8.2%，靜 態(tài)回收期 9-10 年，已具備一定的經(jīng)濟(jì)性。隨著前期示范項目的逐步落地，國內(nèi)獨立儲能的 收益模式有望得到更好的驗證，后續(xù)各類投資主體的積極性有望明顯提升，從今年的項目招 標(biāo)情況來看，獨立/共享儲能項目已經(jīng)占據(jù)了相當(dāng)?shù)谋壤?br />
2023 年國內(nèi)獨立儲能收益率仍有提升空間。一方面，隨著新能源發(fā)電占比的提升，部分省 份電力現(xiàn)貨市場的峰谷價差有望繼續(xù)拉大，從而提升儲能項目套利空間。此外，若后續(xù)上游 鋰資源價格下行，則儲能電池及項目整體初始投資成本存在下降空間，同樣有利于項目經(jīng)濟(jì) 性的提升。

原標(biāo)題：國內(nèi)儲能裝機(jī)規(guī)模有何變化？