2022年大储能与新型电力系统分析

全球各国落地“双碳”战略规划，能源转型迎来关键节点，随着新能源发电/装机占比提升，新型电力系统建设加速推进。储能可以解决新能源发展带来的系统问题：发/用电的时间错配、优化电能质量，保障电网安全。因此储能在电力系统中具有刚性需求。

从储能类型来看，抽水蓄能目前为储能主体，但电化学储能具有性能优势，更适合新型电力系统，而且受益新能源车产业链快速发展，因此电化学储能为当下最优解。

我国新型储能2021年累计装机5.73GW，同比增长75%，但储能占风光总装机的比例仅为0.9%，渗透率较低，大储是我国主要储能类型，主要应用在电源侧、电网侧，大储的黄金赛道正起步，未来市场空间广阔。

能源转型迎来关键节点，新型电力系统建设加速推进

全球各国落地“双碳”战略规划，能源转型迎来关键节点。气候问题成为全球关注焦点，其中《巴黎协定》确定了应对气候变化的长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在1.5摄氏度以内，并努力将温度上升幅度限制在2摄氏度以内。目前已经有超过70个国家宣布加入“双碳”目标实施计划。“双碳”战略目标促进能源加速转型，全球的能源消费结构将在未来逐步从传统化石能源为主转为以新能源为主。

新能源发电/装机占比提升，新型电力系统建设加速推进。新能源发电、装机占比都有较大程度的提升，随着“双碳”政策的积极推动，新能源占比加速上行。发电量方面，截至2021年，我国总发电量为8.4万亿千瓦时，其中风电光伏发电占比11.7%，较2015年提升了7.8pct。发电装机方面，截至2021年底，我国累计发电装机容量23.8亿千瓦，其中风电光伏装机占比达到27%，较2015年提升了15pct。风光装机到并网发电具有一定的时间差，目前的风光累计占比和发电占比相差较大，我们预计未来2年发电占比将大幅提升，因此适配新能源电源的新型电力系统建设将加速推进。

储能具有刚性需求，新型储能黄金赛道正起步

储能是解决新能源发展带来的系统问题的“良方”。储能可以解决新能源将带来的两个主要系统问题：

1）发/用电的时间错配。发/用电的时间错配是因为电源发电即发即用，而风电一般凌晨大发，光伏中午大发，用户侧用电高峰主要集中在上午和晚上，因此发/用电天然不匹配。而储能可以在发电高峰充电，用电高峰放电，解决时间错配的问题。

2）优化电能质量，保障电网安全。国内对3GW以上的大容量电力系统允许频率偏差为±0.2Hz，对中小容量电力系统允许偏差为±0.5Hz。新能源发电受天气影响，短时波动较大，进而影响电网频率，并且随着新能源容量的提升，电力系统承受的频率波动范围越小，而储能是解决频率波动问题的有效方式之一。因此储能在电力系统中具有刚性需求。

新能源建设持续快速推进，储能建设迫在眉睫。新能源发电量滞后新能源装机，目前处于新能源大规模并网，提升新能源发电量占比的关键节点。另外新能源建设也在快速推进，我们预计2023年光伏装机有望达到126GW（YOY+40%），风电装机有望达到63GW（YOY+12%），2025年光伏装机有望达到 210GW，21-25年CAGR为 40%，2025年风电新增装机有望达到 77GW，21-25年CAGR 为13%。新能源建设持续快速推进背景下，储能的刚性需求凸显，储能建设迫在眉睫。

抽水蓄能目前为储能主体，但受到地理位置、响应时间限制。从储能结构上来看，全球储能和我国储能结构都是以抽水蓄能为主，2021年占比分别为86.2%/86.3%。抽水蓄能发展时间较久，产业链也较为成熟，但有一定的劣势：

1）受到地理位置限制，抽水蓄能需要考虑水资源的位置以及建设地点的选取；

2）响应时间长，无法满足新能源短时变化的要求。抽水蓄能将水势能转为机械能再转为电能，机组的启动一般需要时间，爬坡速率为10-50%。

受益新能源车产业链快速发展，电化学储能为当下最优解。从性能方面看，电化学储能具有爬坡速率高（100%Pn/min）、启停时间短、可做供需双向调节、调节速率快等优势；从产业链成熟度看，火电灵活性改造、抽水蓄能产业链最为成熟，电化学产业链受益新能源车发展，目前较为成熟，而绿氢、核电整体处于发展初期。产业链的发展程度决定行业的成本，综合性能、产业链情况，我们认为电化学储能为现在新型电力系统的发展的最优解。

新型储能装机快速增长，黄金赛道正起步。全球新型储能市场来看，2021年累计装机25.4GW，同比增长68%。按配储2小时测算，对应21年储能累计装机量约50GWh；中国新型储能市场来看，2021年累计装机5.73GW，同比增长75%。按配储2小时测算，对应21年储能累计装机量约10GWh。21年风光累计装机635GW，我国储能占风光装机比为0.9%，渗透率较低，黄金赛道正起步，未来市场空间广阔。

大储是我国主要储能类型，主要应用在电源侧、电网侧

储能应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧。其中，电源侧储能（占比41%）作用为支持可再生能源并网、辅助服务、大容量能源服务，储能接入位置为储能+常规机组、风光储、风储、光储；电网侧储能（占比35%）作用为支持可再生能源并网、辅助服务、输电基础设施服务、大容量能源服务、配电基础设施服务，储能接入位置为独立储能、变电站；用户侧储能（占比 24%）作用为用户侧能源管理服务、配电基础设施服务，储能接入位置为工商业、产业园、EV 充电站、港口岸电等。

大储是功率/能量较大的储能，应用场景主要是电源侧和电网侧。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站定义为功率30MW且能量30MWh及以上的储能电站。今年以来，随着各地集中式共享储能和风光储等一体化项目的迅猛发展，市场对大型储能电站的规模也有一个更高的预期，以近日湖北省能源局发布的2021年平价新能源项目为例，文件规定集中共享储能电站的规模不低于50MW/100MWh。结合近期各地储能的建设规模，本文中的大型储能电站指能量100MWh及以上的储能电站。从应用场景来看，大储主要应用于电源侧和电网侧，少部分工商业储能功率规模也逐步上升，因此我们主要讨论电源侧、电网侧和工商业储能三种。