国内储能政策及基本面情况如何？

国内储能政策面与基本面共振，2023年有望迎来量利齐升。

1.政策面：具有实际利益推动作用的储能相关政策频频出台

储能的发展主要是由政策和经济性双重驱动，行业发展早期受到政策影响较大。2021 年 以来，我国密集出台了多项储能相关政策，包括从国家层面的及各省份地区层面，主要针对 储能发展规模、储能经济性、新型储能技术发展等各个方面，为我国储能行业发展保驾护航。 国家层面，政策多管齐下推动储能发展。2022 年 3 月，国家发改委、能源局联合印发了 《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确提出到 2025 年，新型储能将由商业化初期步入规 模化发展阶段，其中电化学储能系统成本降低 30%以上；到 2030 年实现新型储能全面市场 化发展，基本满足构建新型电力系统需求。

方案中提出要推动新型储能作为独立主体参与电 力市场交易，推广共享储能等新型商业模式，加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰 电价机制等，切实推动新型储能向市场化迈进。我国储能行业正处于转向市场驱动的关键过 渡时期，此方案是在 21 年推出的《加快推动新型储能发展的指导意见》基础上进一步明确发 展目标以及细化重点任务，在国家顶层设计之下，地方层面积极推行，有望加快我国新型储 能实现大规模应用以及完善我国新型电力系统建设，该方案的出台将极大利好未来五年我国 储能行业的加速发展。

各省份规定了保障性规模内的强制配储要求，强制配储带来国内储能市场快速增长。在 发改委2021年7月《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》 中，明确提出了超过电网企业保障性并网以外的可再生能源装机规模，按照功率 15%的挂钩 比 例配建调峰能力。在新能源消纳压力逐步增加的背景下，21 年下半年以来各地也逐步明 确了新能源强制配储的要求。截止 2022 年 12 月，全国已有近 30 个省份出台了“十四五” 新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能 都提出了明确要求。整体来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集 中在 10%-20%之间，储能时长要求多在 2 小时以上（部分省份配置要求高达 4 小时）。

持续推进上网电价市场化改革，通过市场价格反映需求。一方面，中长期电力市场化交 易从固定的标杆电价转向浮动的市场化电价，这有助于解决政府制定电价不能及时反应电力 成本和市场供需的问题。市场化电力交易将有效发挥市场在资源配置中的作用，市场化价格 将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化，可以有效传导上游成本压力， 让市场通过价格信号展示需求；另一方面，电力现货交易市场推动价格发现，峰谷价差打开 灵活性资源盈利空间，电力现货交易更能实时反映市场供需情况，及时反映成本，优化资源 合理配置，解决现阶段由于价格不合理出现的各种问题。

电力现货交易可以引导用电侧据“风” 据“光”生产，解决新能源发电和用电曲线不匹配问题。现货市场峰谷价差拉大，为储能的 发展创造更大的受益空间，储能不仅可以通过调幅调频赚取辅助服务费用，还可以进入电力 市场，在低电价的时间段购电进行储能，在高电价时间段放电以获得价差。

分时电价机制落地，峰谷价差拉大是必然趋势。分时电价机制通过完善峰谷电价机制、 建立尖峰电价机制和进一步健全季节性电价机制，有益于引导电力用户削峰填谷、保障电力 系统安全稳定经济运行。目前国内工商业储能收入主要来源两部分，一部分是峰谷价差套利， 另一部分是利用剩余容量参与电力辅助服务市场竞标，提供需求侧响应服务，峰谷价差套利 的收入是工商业储能收入的大头。峰谷价差拉大将显著提升用户侧削峰填谷的经济性，进而 带来国内储能需求空间的扩容。

政策不断完善储能商业模式，边际改善新能源配储成本。当下来看，新能源 2021 年以 来，针对储能行业商业模式的制度不断优化，改善新型储能发展的商业环境。包括通过鼓励 建立共享储能商业模式、将容量电价并入储能收益范围等举措，将投资主体与受益主体进行 统一；不断推进完善电力辅助服务市场机制，拓展储能受益途径。2022 年 11 月 25 日，国家 能源局结合各省经验发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步明确了建设的目 标和路径，有望推动电力现货市场加速发展，以市场化方式促进电力资源优化配置，为建设 全国统一的电力现货市场奠定主要的基础。在这种情况下，储能的收益来源更加丰富，包括 提供辅助服务收益+容量租赁+参与电力现货市场套利+容量补偿，经济性有望修复。

2.基本面：原材料价格下跌，有望带动带动需求增长

硅料产能释放打开光伏装机弹性，2023 年风光装机有望维持高增长。2022 年上半年受 疫情反复、上游原材料价格高企提升装机成本等影响，国内集中式光伏/风电仅分别实现装机 量约 11.2GW/12.9GW。而四季度光伏硅料产能批量投放价格回落有望驱动终端装机；风电项 目 2022 年招标量创新高，我们预计装机量也有望于 2023 年逐步兑现。

硅料产能释放价格回落，经济性驱动终端装机。2023 年将迎硅料产能释放大年，结合 Solarzoom 相关统计，全球硅料名义产能将从 2022 年底的 128 万吨增长至 23 年底的 240 万吨，预计 2023 年多晶硅全球供应量约为 147 万吨，可支撑超 400GW 的交流侧装机。自 2022 年四季度以来，随着上游产能的不断释放，新能源产业链价格开始逐渐步入下行通道， 硅料自 30 万元/吨的高点回落，目前已降价至 18-20 万元/吨。2023 年起硅料新增产能开始批 量释放，对应硅料价格开启下行通道，也为对组价价格敏感度较高的集中式电站项目的建设 带来了弹性。

2022 年风电招标创历史新高，2023 年有望兑现较高装机规模。根据金风科技统计，截 至 2022Q3 行业公开招标容量达到 76GW，已经超过 2019 年历史最高的招标量规模，根据 中金风光公用环保组预期，2022 年全年行业招标量有望达到 90-100GW，其中海上项目招标 在 15-20GW 之间，在行业饱满招标量支撑下，2023 年有望兑现更高装机规模，预计 2023 年行业装机量将达到 70-80GW（其中海风装机 12GW 以上），较 2022 年同比增长约 30%-40%。

制约光伏产业链的硅料瓶颈打开后，有望刺激光伏装机量恢复高增长。回顾 2022 年， 硅料是制约光伏下游需求的关键因素，硅料价格的上涨导致集中式地面电站装机延迟，装机 量阶段性压缩。但需求仍然确定性存在，国内未来几年装机量都有保障，第一批大基地 97.05GW 均需要在 2023 年前完成并网，其中 70%为光伏项目；能源局沙戈荒大基地量约 455GW 目标在十四五、十五五前三年完成，2023 年开始是安装主力，未来 6 年有望带来每 年近 80GW（光伏近 50GW）的安装量。

碳酸锂价格回落，电池成本有望下行。碳酸锂价格在 2022 年上半年大幅上涨至 50-60 万元/吨，目前价格涨势趋缓但依旧维持 50 万元以上高位，2023 年锂资源新增供给将逐步释 放，根据天齐锂业 H 股招股说明书，2023 年精炼锂供给将超过需求，并且未来 5 年供给过 剩情况将持续扩大，碳酸锂现货价格有望进入下行通道，预计 2023 年有望回落至 40 万元/ 吨左右。近年来锂电池价格整体呈下降态势，年降幅近 15%，2021 年储能电芯价格降至接近 0.7 元/wh，系统造价成本降至 1.5 元/wh，成本端的下降推升了更多投资方参与的热情。2022 年在上游原材料价格大幅上涨的背景下，电池价格跟随上涨；23 年随着主要原材料碳酸锂价 格的下行，电池价格也将重回下降通道，将有力推动大储项目建设进程。