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2022储能技术和系统商业化应用案例

截至2021年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到209.4GW，

同比增长9%，电化学储能中锂离子电池的累计装机规模最大为23.2GW；

中国已投运的储能项目累计装机规模达到46.1GW，占全球总规模的

22%，同比增长30%。由于商业化应用较早、与传统电力系统应用场景

的深度结合，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都接近90%，但

是该比例在逐年下降。与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：

2013年到2020年，全球和中国电化学储能累计规模分别从0.7GW和

0.1GW增长至23.2GW和5.3GW。2021年，全球新增电化学储能装机

10.2GW，同比+83%，中国新增电化学储能装机2.4GW，同比+126%。

我们统计了在北极星储能网公开的储能项目中标信息，剔除可研、监

理、设计、勘察等项目，1H22国内已中标的大型储能合计13.4GWh，

同比+582%，远超2021全年中标量6.6GWh。从应用场景来看，1H22

独立储能（包括共享储能）成为趋势，占比47%，发电侧风电光伏配储

能占比25%。

进入2022以来，储能市场高度火爆。据北极星储能网统计，2022

年至今山西已备案有34个百兆瓦时储能电站项目，项目总投资超403亿，

储能总规模超9.1GW/18.9GWh。

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我们认为2H22国内储能电站有望超预期增长，主要原因是：（1）

储能建设进度与新能源装机密切相关，新能源电站下半年有望迎来装机潮；

（2）政策明确了共享储能商业模式，储能电站投资经济性明显改善；

（3）EPC价格有回落趋势，降低初始投资成本。

发展储能的根本目的在于减轻由于高比例新能源并网产生的波动性和

季节性而造成的电网冲击，根据国家电网的测算，2035年前，风、光装

机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预

计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新

构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能

力。因此储能的装机体量和装机节奏与新能源装机密切相关。

光伏装机，1H22硅料价格涨势不减，抑制下游装机意愿。2022年

以来，硅料价格持续高涨，目前均价已经达到约26.5万元/吨。各硅料厂

商虽然在积极扩产，但是下游需求一直大于上游供给，目前新增产能仍不

能满足供需缺口，供不应求仍为市场主旋律。从并网装机量来看，2022

年1-5月，光伏并网23.71GW，仅完成年初目标90GW的26%，下半

年需要加快装机进度以达成年初目标。

根据我们测算，发电侧配储受政策驱动，新能源电厂配置储能系统损

失2pcts收益率。假设100MW光伏电站，配置10%*2h，循环次数

5000次，每天充放电一次。光伏电站运营周期20年，储能电池寿命10

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年，更换一次电池系统。按照当前光伏电站EPC价格3.98元/W，储能系

统EPC价格1.7元/Wh。光伏电站IRR为8.16%，度电成本0.3530