数据库更新时间广发电新·储能行业数据库政策汇总十四五风光储规划储能空间测算5G基站数据中心充换电站CNESA数据WoodMac数据风光装机量风光大基地建设规划国企央企储能布局弃风弃光率光伏度电成本测算储能度电成本测算储能系统成本拆分逆变器数据风光电价电力辅助服务经济性测算峰谷价差及用户侧储能经济性测算储能系统产业链梳理特高压建设情况数据来源：本数据库中数据主要来自于各省政府官网、CNESA、北极星储能网2022.08.10新·储能行业数据库策汇总风光储规划空间测算据中心充换电站ESA数据dMac数据光装机量基地建设规划企储能布局风弃光率电成本测算电成本测算统成本拆分变器数据光电价服务经济性测算户侧储能经济性测算统产业链梳理压建设情况网、CNESA、北极星储能网2020单位：亿元营业总收入毛利润归母净利润销售毛利率电芯300750.SZ宁德时代503.19139.7055.8327.76%002594.SZ比亚迪1,565.98303.4642.3419.38%002074.SZ国轩高科67.2416.961.5025.23%300014.SZ亿纬锂能81.6223.6816.5229.01%300207.SZ欣旺达296.9244.128.0214.86%688063.SH派能科技11.204.872.7443.52%300438.SZ鹏辉能源36.426.370.5317.49%300068.SZ南都电源102.609.77-2.819.53%300274.SZ阳光电源192.8644.4919.5423.07%300827.SZ上能电气10.042.580.7725.74%002335.SZ科华数据41.6813.273.8231.84%300763.SZ锦浪科技20.846.633.1831.82%688390.SH固德威15.895.982.6037.60%605117.SH德业股份30.246.853.8222.64%688032.SH禾迈股份4.952.081.0442.11%688348.SH昱能科技4.891.880.7738.45%002121.SZ科陆电子33.3710.391.8531.12%002518.SZ科士达24.238.933.0336.87%300693.SZ盛弘股份7.713.721.0648.19%300648.SZ星云股份5.752.630.5745.77%688676.SH金盘科技24.236.492.3226.77%002028.SZ思源电气73.7321.579.3329.26%601126.SH四方股份38.6314.163.4436.67%600522.SH中天科技420.8258.4922.7513.90%温控及消防002837.SZ英维克17.035.521.8232.43%300990.SZ同飞股份6.122.321.2537.95%301018.SZ申菱环境14.674.481.2530.50%002960.SZ青鸟消防25.259.894.3039.19%300902.SZ国安达2.761.510.6254.86%EPC688248.SH南网科技11.153.020.8727.06%300712.SZ永福股份9.802.680.5127.35%运营003035.SZ南网能源20.098.133.9940.49%600995.SH文山电力18.812.301.1112.23%600379.SH宝光股份9.021.910.4621.20%002053.SZ云南能投19.908.772.3244.05%601222.SH林洋能源57.9920.409.9735.19%储能PCS及系统集成全部业务2021销售净利率归母净利率营业总收入毛利润归母净利润销售毛利率12.13%11.10%1303.56342.62159.3126.28%3.84%2.70%2161.42281.4530.4513.02%2.18%2.23%103.5619.271.0218.61%20.60%20.24%169.0036.4629.0621.57%2.70%2.70%373.5954.879.1614.69%24.51%24.51%20.636.193.1630.03%1.77%1.46%56.939.231.8216.21%-3.93%-2.74%118.485.02-13.704.24%10.24%10.13%241.3753.7115.8322.25%7.71%7.71%10.922.690.5924.61%9.37%9.16%48.6614.214.3929.21%15.26%15.26%33.129.514.7428.71%16.29%16.38%26.788.482.8031.66%12.65%12.65%41.689.575.7922.95%21.03%21.03%7.953.402.0242.75%15.46%15.69%6.652.481.0337.36%5.90%5.55%31.989.27-6.6528.97%12.55%12.51%28.068.783.7331.31%13.76%13.76%10.214.441.1343.50%10.40%9.91%8.113.640.7644.88%9.57%9.56%33.037.762.3523.51%13.48%12.66%86.9526.5011.9830.48%8.73%8.90%42.9815.494.5236.03%5.63%5.41%461.6373.911.7216.01%10.60%10.67%22.286.542.0529.35%20.37%20.37%8.292.411.2029.00%8.28%8.49%17.984.981.4027.71%17.39%17.03%38.6314.355.3037.14%22.51%22.52%2.541.170.2646.22%20.879.501.1745.52%7.81%7.81%13.854.171.4330.13%4.86%5.19%15.683.450.4121.99%21.07%19.84%26.0010.514.7440.43%5.89%5.88%21.642.490.1611.49%5.12%5.12%10.101.790.5117.71%13.04%11.63%22.599.152.5240.51%17.27%17.20%52.9718.729.3035.35%2022E销售净利率归母净利率营业总收入归母净利润归母净利率13.70%12.22%2813.35253.689.02%1.84%1.41%3689.5186.262.34%0.74%0.98%255.396.202.43%18.64%17.19%337.0832.449.62%2.29%2.45%481.0114.693.05%15.33%15.33%51.386.1812.03%3.21%3.20%92.635.756.21%-13.85%-11.57%139.027.095.10%7.06%6.56%389.5731.468.07%5.39%5.39%0.000.00#DIV/0!9.22%9.02%60.545.238.63%14.30%14.30%63.869.7815.32%10.40%10.44%56.025.6510.08%13.88%13.88%54.949.1816.71%25.37%25.37%14.634.7732.61%15.50%15.48%14.303.4023.80%-20.81%-20.80%0.000.00#DIV/0!13.27%13.30%36.864.6112.50%11.11%11.11%14.811.6311.01%11.24%9.38%14.251.6711.69%7.13%7.10%43.193.067.09%14.63%13.77%101.7813.6913.45%10.53%10.51%52.315.6510.79%0.61%0.37%453.0237.908.37%8.92%9.20%28.532.609.13%14.46%14.46%11.741.6814.30%7.93%7.80%25.702.469.55%14.35%13.71%52.316.9713.32%10.64%10.43%6.451.4322.14%5.61%10.33%10.33%21.162.049.63%1.88%2.60%32.882.036.16%20.03%18.23%31.056.3120.31%0.73%0.73%23.321.185.06%5.17%5.03%12.990.796.08%11.97%11.14%26.303.4513.11%17.60%17.57%80.4112.9816.15%储能业2020业务概述收入收入占比销量均价毛利率储能电芯19.433.86%2.39GWh0.8136.03%储能电芯及系统20.16%储能电芯及系统24.72%储能电芯及系统26.13%储能电芯-14.85%储能系统10.4593.26%0.68GWh1.5443.65%储能电芯、系统及集成18.01%储能电芯、系统及集成3.973.87%24.56%21.96%30.44%50.76%38.53%28.19%29.16%30.60%储能PCS及系统集成储能PCS及系统集成储能PCS及系统集成分布式储能PCS分布式储能PCS分布式储能PCS分布式储能PCS分布式储能PCS储能PCS及系统集成储能PCS及系统集成储能PCS及系统集成储能PCS及系统集成储能业务20212022E收入收入占比销量均价毛利率收入收入占比136.2410.45%16.7GWh0.8228.52%3600.127961382311.94%17.88%19.02%-0.87%19.8896.38%1.46GWh1.3729.73%52.51.021811664817.6531%14.92%5.784.88%13.77%14.11%23.87%40.18%37.17%19.44%3.3715.12%33.22%32.85%30.73%2022E销量均价毛利率40GWh0.9030%3.5GWh1.5030%工作表说明时间2022.06.232022.06.172022.06.062022.06.062022.06.022022.05.202022.05.192022.05.132022.05.112022.05.012022.4.132022.4.132022.4.122022.4.12022.3.302022.3.242022.2.222022.2.102022.2.82022.1.272022.1.132022.1.62022.1.62022.1.5本工作表包含：各省新能源配储政策、储能支持政策和储能补贴政策2021.12.312021.11.112021.11.042021.10.132021.10.102021.10.092021.10.082021.09.292021.09.252021.09.232021.09.182021.08.022021.07.262021.07.142021.06.242021.06.212021.06.072021.06.072021.05.282021.05.242021.03.192021.03.152021.02.192021.01.292020.11.202020.09.252020.06.082020.06.052020.06.022020.05.142020.04.272020.04.082020.04.072020.03.262020.03.25时间2022.062022.062022.052022.052022.042022.022022.012022.012022.012021.102021.082021.082021.072021.052021.052021.052021.052021.052021.042021.032021.032020.122020.092020.082020.062020.032019.072017.12014.122012.02时间2022.06.142022.05.252022.032022.032022.01时间时间2022.6.242022.06.232022.06.212022.06.162022.06.142022.06.132022.06.072022.05.102022.04.272022.4.222022.4.222022.4.132022.3.292022.3.142022.3.142022.3.12022.2.212022.2.102022.1.292022.1.142022.1.102022.1.102021.12.72021.12.172021.11.092021.10.252021.09.302021.09.232021.01.182020.12.252020.05.21#VA新能源各文件名《新型基础设施网建设行动计划》《广西可再生能源发展“十四五”规划》《浙江省“十四五”新型储能发展规划》《山东省电力发展“十四五”规划》《全省电网侧独立储能布局指导方案》《全省电源侧共享储能布局指导方案（暂行）》《湖北省能源发展“十四五”规划》《永康市整市屋顶分布式光伏开发试点实施方案》《河南省“十四五”新型储能发展实施方案（征求意见稿）》《广东省能源发展“十四五”规划》《河北省“十四五”新型储能发展规划》《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系实施方案》《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》《内蒙古自治区“十四五”节能规划》《天津市可再生能源发展“十四五”规划》《国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》《推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则》《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展行动方案》《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展政策措施》《辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案（征求意见稿）》《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)》《关于开展2022年光伏发电市场化并网项目开发建设工作的通知》《陕西省2022年新型储能建设实施方案（征求意见稿）》《关于开展2022年度储能示范项目库征集工作的通知》《2022年光伏发电项目竞争性配置方案》《关于开展2022年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》《关于加快推动新型储能发展的实施意见》《淄博市实施减碳降碳十大行动工作方案》《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则（征求意见稿）》《省风电项目建设方案（征求意见稿）》《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》《2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果》《省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》《2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》《河北省2021年风电、光伏发电保障性并网项目计划的通知》《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿））》《陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿)》《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》《2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》《湖北省2021年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）》《关于推进风电、光伏发电科学有序发展的实施方案（征求意见稿）》《辽宁省风电项目建设方案》、《辽宁省光伏发电项目建设方案》《新疆电网发电侧储能管理办法》储能产业国家文件名《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《“十四五”可再生能源发展规划》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》《关于扎实推动“十四五”规划交通运输重大工程项目实施的工作方案》《电力可靠性管理办法（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《”十四五“节能减排综合工作方案的通知》《关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》《2021年全省能源工作指导意见》《支持储能产业发展的若干措施(试行)》《关于上报2021年光伏发电项目计划的通知》《湖北省2020年度平价风电项目竞争配置工作方案》《关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函》《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》《吉林省2020年风电和光伏发电项目申报指导方案》《关于组织申报2020年光伏发电平价上网项目的通知》《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》《2020年光伏发电项目竞争配置方案》《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《并网主体并网运行管理规定》、《电力系统辅助服务管理办法》《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》《关于进一步完善分时电价机制的通知》《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》《关于进一步提升充换电基础设施服务保障能力的实施意见（征求意见稿）》《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《推进源网荷储一体化和多能互补发展指导意见》《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》《关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新增长点增长极的指导意见》《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》《关于加快建立绿色生产和消费法规政策体系的意见》《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《国家能源科技“十二五”规划》各文件名《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》《西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则补充修订条款（征求意见稿）》补贴《国家能源局国家市场监督管理总局关于印发<并网调度协议示范文本><新能源场站并网调度协议示范文本><电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）><购售电合同示范文本>的通知《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》《2020年能源工作指导意见》《2019-2020年储能行动方案》《能源发展战略行动计划（2014-2020）》《关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》(征求意见稿）》《2022年福建省电力中长期市场交易方案》国家文件名各文件名《江西电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》《贵州能源监管办推进贵州电力调峰辅助服务市场交易规则修订》《深圳市福田区支持战略性新兴产业和未来产业集群发展若干措施》《宁夏回族自治区电力需求响应管理办法》《湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》《安徽电力调频辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》《南宁市动力及储能电池产业扶持政策》《河南省“十四五”新型储能发展实施方案（征求意见稿）》《苏州工业园区进一步推进分布式光伏发展若干措施》《关于完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》《肇庆高新区节约用电支持制造业发展补贴实施细则（征求意见稿）》《进一步促进光伏产业高质虽发展若干政策》《2022年全省电力可中断负荷需求响应工作方案》《关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知》《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）》《关于征求2022年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函》《西安市2022年工业（中小企业）发展专项资金申报指南的通知》《辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案(征求意见稿）》《成都市关于申报2022年生态文明建设储能领域市级预算内基本建设投资项目的通知》《关于开展2022年度储能示范项目库征集工作的通知》《张掖市“十四五”第一批风电光伏发电项目补充竞争性配置公告》《成都市能源结构调整十条政策措施》《推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则》《海宁市发展和改革局关于加快推动新型储能发展的实施意见》《省能源局关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》《肇庆高新区节约用电支持制造业发展的若干措施》《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则（征求意见稿）》《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿）》《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》《关于印发温州市制造业千企节能改造行动方案(2021-2023)的通知》《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》《支持储能产业发展的若干措施(试行)》#VALUE!新能源配储政策各省主要内容统筹推进新型充电基础设施建设，到2025年全省智能网联的充电设施力争突破10万个。建立完善储能标准体系，建设省级储能监测、调度瓦左右的智慧化储能设施。新能源项目储能设施配建比例不低于装机容量的10%，探索电网侧、用户侧和增量配电网改革试点园区的新型储能电站建设，提高系统调峰计划2025年，建设一批抽水蓄能电站和新型储能项目，集中式新型储能并网装机规模达到200万千瓦/400万千瓦时。到2025年，提高全省新型储能技术创新能力。“十四五”期间，建成新型储能装机规模300万千瓦左右。促进源网荷储一体化协同发展。探统筹大规模海上风电、集中式光伏电站开发建设，推动布局一批新能源电站周围的独立储能电站项目；鼓励整县光伏开发地区集中建设独立积极推进新型储能规模化发展。以市场化为导向，科学合理选择经济技术可行的路线，优先发展大容量、高效率、长时间新型储能设施。加点培育泰安等地区新型储能基地。到2025年，新型储能设施规模达到500万千瓦。全省“十四五”期间电网侧独立储能总体需求规模约1700万千瓦，其中冀北电网需求900万千瓦，河北南网需求800万千瓦。在全省23个重27个，建设规模约500万千瓦。2025年新型储能装机2GW。推动储能技术应用，建设一批集中式储能电站，引导电源侧、电网侧和用户侧储能建设，鼓励社会资本投资储优先鼓励承诺按照建设光伏功率15%的挂钩比例（时长3小时以上）配套安全高效储能（含储热）设施，并按照共享储能方式建设。鼓励非户用分布式光伏电站按照发电装机容量10%建设储能设施，充分利用目录分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。方项目（年利用小时数不低于600小时），按照储能设施的功率给予补助，补助标准按150元、120元、100元/千瓦逐年退坡。鼓励装机容量2兆瓦以上的光伏项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。2025年实现20%的挂钩比例(时长4小时以上)配建或购买调峰能力。建议租赁费用标准为260元/kWh·年。独立共享储能电站参与电网调峰度完全充放电小时数不低于500小时。到2025年，建设发电侧、变电侧、用户侧及独立调频储能项目200万千瓦以上，力争到2025年电力需求侧响应能力达到最高负荷的5%左右到2025年，全省建设400万千瓦以上。锂离子电池独立储能电站原则上建设规模为5-30万千瓦，时长2小时以上。独立储能电站按储能时长江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力（时长2小时），长江以北地区原则上按照功率10%长2小时）。规划建设约100万千瓦(2小时)新型储能示范项目。单个共享储能规模不低于5万千瓦,时长不低于2小时。重点项目是陕湖-期配套、渭南基地座。原则上按照区县或330千伏供电区确定集中共享式储能电站布点及服务范围,优先在升压站、汇集站、变电站附近布局。“十四五”期间，青海省集中统一新建电化学储能规模为648万千瓦，电化学储能总规模将达到704万千瓦.实施豫西、豫北等“可再生能源＋储能”示范项目，实施能源大数据创新应用、“风光水火储”一体化、“源网荷储”一体化等示范工程，用户侧储能多元化发展，力争新型储能装机规模达到220万千瓦。征集范围以储能调峰项目为主，技术包含了锂电池、压缩空气、液流电池、煤电储热、制氢储氢，以及以铝离子电池、钠离子电池、重力储新技术为储能手段的调峰项目，项目功率不低于0.1万千瓦，连续充电时长不小于2小时。推广“新能源+储能”建设模式，新建新能源电站按照不低于装机容量10%(2小时)配置储能，鼓励存量新能源电站配置一定规模储能设施。推动储能技术应用，推广“可再生能源+储能”模式，新增集中式风电、光伏发电项目原则上应配套建设一定比例储能设施，力争储能装机规划2022年宁夏保障性光伏并网规模为4GW,需配套10%、2小时储能。全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，具体由省发展改革委根据2022年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重超过10万千瓦，且同步配套建设不低于10%的储能装置。加快充电储能设施建设。完善新能源汽车充电基础设施建设，建成满足市场需求、车桩相随、智能高效的充电基础设施体系。实施通道县1。“十四五”末实现义乌全域用能数据感知归集，光伏装机容量达到50万kWp以上，储能装机达到100MW/200MWh以上，可中断负荷资到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。建成并网新型储能规模达到500万千瓦以上。新建市场化并网新能源项目，配建项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。在落实灵活调节能力方面，应根据企业承诺，按不低于10%比例（时长不低于2小时）配建或租赁储能（制氢）设施；方案中指出，围绕可再生能源消纳、发展分布式电力和微网、提升电力系统灵活性等领域，推广应用新型储能模式，提升能源生产消费开放型储能容量达到100万千瓦。积极推广“可再生能源+储能”模式。建设“风光水储一体化”可再生能源示范基地，不断完善储能政策，创性电网提供强有力支撑。全市新增集中式光伏发电项目，按照不低于10%装机容量标准配套储能设施。明确以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15、5%比例(储能时长2小时)配建储能电站，新增项目(指2021年1月1日后取得建设主体工程同步投产使用,存量项目(指2021年1月1日前取得建设指标的项目)应于2022年底前落实配建储能容量。对于没有条件配建储能电站按上述比例落实储能容量。、列入2021年市场化并网陆上风电建设方案的项目共22个，总规模325.1万千瓦。2021年安排325.1万千瓦，配20%2h储能；列入2021年的项目共17个，总规模395.4万千瓦，2021年安排330.4万千瓦，配15%2h储能。2021年市场化并网项目需配建调峰能力，原则上南网、北网市场化项目配建调峰能力分别不低于项目容量的10%、15%，连续储能时长不市场化并网项目同步建成投产。、风电项目35个总规模680万千瓦，风电配置20%-30%储能，共配置储能1990MW/3980MWh，光伏项目25个总规模385万千瓦，光伏1889MW/1778MWh。合计储能预计2879MW/5758MWh。文件指出，2021年江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力、时长两小时；长江以北地区原则上调峰能力、时长两小时。储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%，交流侧效率不应低于85%，放电深度不应低于90%，电站可用率不应优选出保障性并网项目108个、规模1120万千瓦，备选项目55个、规模590万千瓦。在保障性并网项目中，风电17个、规模164万千瓦，备84.2万千瓦。风电配置10%储能，光伏配置10%-15%储能。光伏项目按照装机容量的10%以上配建储能系统，储能系统配建可自建或采用储能置换配额交易（共享储能）模式。明确2021年风电、光伏保障性并网项目85个，规模12.6108GW。其中，风电项目7个、1.2GW，光伏项目78个、11.4108GW。南网、北企业按照不低于项目容量10%、15%配置储能装置，连续储能时长不低于２小时。文件提出申报竞争性配置光伏风电项目需承诺配置电化学储能，企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能。储能电储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%，不得采用动力电池梯级利用方式新建储能项目。新增风电项目1220万千瓦，全部用于支持无补贴风电项目建设，作为保障性规模，由电网企业实行保障性并网。煤电关停企业等容量替代建，不兼得1.5倍容量光伏替代政策。优先支持具备以下三种条件的项目：一是在辽宁省有一定的调峰调频能力；二是承诺配套储能设施10%能互补条件。新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运。成储能设施投运。在开发模式方面，同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量。从2021年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按照10%、储能设施。储能设备租赁费或购买服务价格实行最高指导价、投资收益率6.5%左右测算。储能投资运营商建设的集中式储能电站优先建设在统应按照连续储能时长2小时及以上，系统工作寿命10年及(5000次循环)以上，系统容量10年衰减率不超过20%，锂电池储能电站交流侧效于90%、电站可用率不低于90%的标准进行建设。I类区域消纳规模为3GW，要求配置项目10%，可正常运行2小时的储能设备，总规模300MW/600MWh；II类区域消纳规模为1GW，要求小时的储能设备，预计储能总规模150MW/300MWh；III类区域可协商规定消纳规模，要求配置项目20%规模，可正常运行2小时的储能设规模超过50MW的项目要承诺配套建设一定比例的储能设施或提供相应的调峰能力，光伏为10%，风电为15%，且储能设施须在发电项目源网荷储和多能互补项目申报规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水（抽水蓄能）基地置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模（1GW）的按照容量的10%、2小时以上配置储能。明确2021-2022年甘肃省安排新增风电、光伏发电项目建设规模1200万千瓦。在配置储能方面，河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时，储能电池等设备满足行业相关标准。优先落地一批试点项目，总规模为30万千瓦，储能配置不低于开发规模的10%。·重点支持带产业项目，大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目。储能产业支持政策国家层面主要内容独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。研究优先支持光储一体化项目，2021年新增光伏发电竞争优选的的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，具体由省发展改革委根据2021年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。积极推进储能和可再生能源协同发展。实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和源、储能容量配比达到1︰2︰0.2，实现就地平衡。鼓励风光互补、火光互补、水光互补等联合送出，鼓励区域内多家项目单位多个项目打捆联合送出，提升消纳能力；且在送出消纳受限区域设施。要积极谋划分布式供能、一体化储能、智能微电网、多能互补集成优化等示范项目，支持风电光伏按10%左右比例配套建设储能设施。大力展风光储能试点，探索商业化储能方式，逐步降低储能成本。积极推进分布式发电与能源智能微网多能互补，实现多能协同供应和能源综合风电场项目申报需填写“风电场与储能相结合”的承诺，风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10％，且必须与风电项目同时优先支持风储一体化、风光互补项目。在项目配置中，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目。公布了2020年山东参与竞价的光伏电站项目共计19个项目规模为97.6万千瓦，并且根据申报项目承诺，将按项目装机规模20%考虑配置储目本体同步分期建设。建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15-20%的储能，落实消纳协议。优先考虑附带储能设施、有利于调峰的项目。文件还指出光伏风电需承诺在项目整体平价上网基础上，拿出一部分利用小时数实行低价结算、风电项目的低价电量（0.1元/kWh）不参与东北电力辅助服务市场。2020年湖南电网新增建设规模80万千瓦。2020年拟新建平价项目，单个项目规模不超过10万千万，鼓励同步配套建设储能设施。实行新增项目与存量项目挂钩，对存量项目并网率低的区域，暂停各类新能源增量项目。而在平价风电项目中，优先支持已列入以前年度开为平价项目，优先支持配置储能的新增平价项目。明确2020年内蒙古新增的光伏发电消纳空间全部通过竞争性配置的方式组织申报，重点支持在荒漠地区、采煤沉陷区、煤矿露天矿排土场建为主的工商业分布式电站，优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。鼓励发电、售电、电力用户、独立辅助服务供应商等投资建设电储能设施，要求储能容量在10MW/20MWh以上。第十二条还指出，电储进行充电状态的，按充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元/kWh。推动其他新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、能，促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力协同运行模式，有序推动储能与可再生能源协同发展，提升可再生能源消纳利用水平。“十四五”时期，在高速公路和水上服务区、港口码头、枢纽场站等场景建成一批“分布式新能源+储能+微电网”智慧能源系统工程项目积极稳妥推动发电侧、电网侧和用户侧储能建设，合理确定建设规模，加强安全管理，推进源网荷储一体化和多能互补。建立新型储能建设各类灵活性调节资源的性能，允许各类储能设施参与系统运行，增强电力系统的综合调节能力。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，系统成本降低30%以上。强化技术攻关支持储能求端应用；强调储能对新型电力系统支撑作用，完善体制机制助力市场化运营。到2030年，新型储能全面市场化发展。婪励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,完善微电网、存量小电网易结算、运行调度等机制,增强就近消纳新能源和安全运行能力。强化电价政策与节能减排政策协同,持续完善高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大实施范围、加大实施力度,落实落后~两高”企业的电在氢能、储能等前沿科技领域，组织实施未来产业孵化和加速计划、谋划布局一批未来产业，提升清洁能源消纳和存储能力。通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展在智慧能源、能源互联网、风电、太阳能、地热、储能等新兴领域率先推进新型标准体系建设，发挥示范带动作用。加快风光水储互补、先进燃料电池、高效储能与海洋能发电等新能源电力技术瓶颈。提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，更好指导电源基地规划开发和源网荷协调互动加大储能发展力度，研究实施促进储能技术与产业发展的政策，积季探索储能应用于可再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电力和微电网加大对分布式能源、智能电网、储能技术、多能互补的政策支持力度，研究制定氢能、海洋能等新能源发电的标准规范和支持政策。促进清洁低碳、安全高效的能源体系建设提出利用储能解决并网消纳问题，推动十二五期间电力体制市场化改革涵盖煤电油气新能源领域，通过“四位一体”保障规划落地，将储能作为智能电网的支撑技术各省主要内容补贴政策专门针对电化学储能电站特性,形成《储能并网协议》,可供电动汽车充/换电站、微电网等与电网双向互动的并网主体参照使用。调整燃煤发电交易价格上下浮动范围由2020年以来的上浮不超10%、下浮不超15%更改为上下浮动均不超过基准电价20%，其中高耗能企时隔15年后再次更新，明确新型储能和抽水蓄能在电网运行中的独立主体地位，重构辅助服务市场的顶层设计，为新型储能的发展从根本上鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模，逐渐将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减，或调峰资源增加并网规模。在配比要求方面，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。明确在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差不低于4:1，其他削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。进一步完善能源资源价格形成机制，推进输配电价和上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策；降低岸电使用服务费，推动长江经济带沿线港口全面使用岸电。探索新能源汽车参与电力现货市场的实施路径，研究完善新能源汽车消费和储放绿色电力的交易和调度机制，促进新能源汽车与电网能量高型充换电站技术创新与试点应用。完善容量电价核定机制，容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回并获得合理收益。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制以竞争性方式形成电量电价；完善容量电价核定机制；建立容量电费纳入输配电价回收的机制；建立相关收益分享机制；完善容量电费在多容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。明确2025年30GW的发展目标，实现储能跨越式发展，强调规划引导，神话各应用领域储能布局等。“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，研发一批重大关键技术与核心装备，形成一批重点储能技术规范业模式。适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的容量为5兆瓦/1小时及以上的独立电化学储能电站。其他飞轮、压缩空气等新型储能调频、二次调频、无功调节以及调峰辅助服务并获得补偿。新型储能市场主体需增加申报储能电站上下限，以确保储能电站在电量达到上限时系统不在下达充电指令、达到下限时不在下达放电指令。为5.0-10.0元/MW，报价最小单位为0.1元/MW。适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的容量为10兆瓦/1小时及以上的独立电化学储能电站。其他飞轮、压缩空气等新型储能提出储能调峰的报价区间为0-0.6元/千瓦时。由西北网调根据电网运行需要，与其他市场主体竞价出清，并形成储能的正式调峰曲线。10千伏及以上工商业用户（含电化学储能电站)原则上全部直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户直接参与市场交易。发电企业符投入商业运行的风电机组和电化学储能电站,均可参与市场交易。国家层面主要内容各省主要内容容量0.5万千瓦及以上，持续时间1小时以上的独立储能电站及储能装置可为市场提供调频辅助服务。调频里程申报价格上、下限分别暂定为容量补偿价格市场初期暂定为日前3元/MW，日内15元/MW。将煤电机组深调第一档、第二档、第三档补偿标准分别提高至81元/兆瓦时、648元/兆瓦时、972元/兆瓦时。对于地市级及以上电力调度机小时及以上的独立电化学储能电站参与调峰辅助服务市场，参照煤机深度调峰第二档补偿标准进行补偿，即648元/兆瓦时。对装机容量1兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时补贴，连续补贴不超过2年，同一企业对已并网投运且实际投入100万元以上的电化学储能项目按照实际放电量，给予最高0.5元/千瓦时的支持，每个项目支持期限为3年，同一蓄冷、水蓄冷等其他储能项目，结合节能超市采购额比例，按项目实际建设投入的20%以内，一次性给予最高200万元支持。削峰响应按照2元/千瓦时的标准发放补贴，补偿费用=有效响应量（千瓦）×补贴系数×补偿价格（元/千瓦时）×响应时长（小时）；填谷发放补贴，费用=有效响应量（千瓦）×补贴系数×补偿价格（元/千瓦时）×响应时长（小时）容量0.5万千瓦及以上，持续时间1小时以上的独立储能电站及储能装置可为市场提供调频辅助服务。5MW/5MWh以上可以参与调频辅助能设置准入门槛，要求调频资源上一交易日综合调频性能指标K不低于1.0。调频市场补偿费用包括调频容量补偿、调频里程补偿两个部分，分别为15元/MW、5元/MW。调频容量补偿价格市场初期暂定为日前3元/MW，日内15元/MW。储能运营商可代理多个储能项目，包括用户侧储能和电网侧储能，电源侧储能项目暂不参与需求响应。聚合的储能资源总规模不低于5MW3档分别获得不同的容量补偿和能量补偿。其中容量补偿，分别为不超过2元/kW·月、3元/kW·月、4元/kW·月。需求响应资金由全省工商摊。给予自治区储能试点项目0.8元／千瓦时调峰服务补偿价格，全生命周期内完全充放电前600次在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用调频辅助服务方应具备6点条件，其中独立储能电站充/放电功率应在10兆瓦以上，持续时间2小时以上。负荷聚合商、虚拟电站等调频辅助瓦以上，持续时间1小时以上。独立储能电站、负荷聚合商、虚拟电站至少具备小时粒度的分时计量装置，并能进项可靠的信息传输。单位具备AGC、APC功能的调频辅助服务提供方可以获得基本补偿。每月按AGC、APC的投运率和可调节容量的乘积补偿240元/兆瓦。扶持企业动力及储能电池产能规模不小于55GWh。补贴标准给予实现销售的动力及储能电池补贴0.1元/Wh。补贴总销量上限为115.5GW亿元。补贴对象为动力及储能电池生产企业的客户，生产企业在销售动力及储能电池时按照扣减补贴后的价格与客户进行结算。补贴执行日12月31日。深度调峰按充电电量最高上限1元/kWh，深度调峰容量交易按调峰容量950元/MW调峰辅助服务方面，预计调峰补偿标准为：0.3-0.5元/kWh（火电深度调峰一、二档之间），年完全充放电时间300小时配储能电站每有1万千瓦租赁或自建电化学储能电站于综合评审前建成并网的，对申报企业加0.1分，拟共安排1.5GW光伏、1GW风电企业法人建成运行的光伏储能系统，光伏电站装机规模不低于1MW，储能系统不低于1MW时，按照储能设备实际投资额的20%给予投。明确优先支持具备以下三种条件的项目：一是在辽宁省有一定的调峰调频能力；二是承诺配套储能设施10%以上；三是具备源网荷储多能支持光伏项目配置储能设施，2022年1月1日后并网、且接入园区碳达峰平台储能项目，对项目投资方按放电量补贴0.3元/千瓦时，补贴3年对于符合条件的入选项目,按照储能设施规模给予每年230元/每千瓦且单个项目最高不超过100万元的市级预算内资金补助，补助周期为连示范项目征集范围以储能调峰项目为主,技术包含了锂电池、压缩空气、液流电池、煤电储热、制氨储氢,以及以铝离子电池、钠离子电池、大容量新技术为储能手段的调峰项目，项目功率不低于0.1万千瓦，连续充电时长不小于2小时。提出“工商业及其他用电”类别的用户，平段用电价格(购电价格+输配电价+政府性基金附加+新增损益及辅助服务费)扣除政府性基金附加谷电价下浮588%,每年季节性高峰期间(1月、7月、8月、9月、12月)高解电价上浮813%,其他月份高峰电价上浮71%。主动错峰用电︰企业申报期间平均每千瓦时纳税≥1.45元,低谷时段用电产生电费的5%进行补贴;平段用电产生电费的2%进行补贴。光伏发300元/kWh，每个企业补贴总和不超100万元。储能、冰蓄冷项目:以建成总装机容量补贴150元/kWh，每个企业补贴总和不超100万元。竞配指标合计50万千瓦，申报项目要求配置储能系统，储能规模不低于项目规模的10％、储能放电时长不小于2小时，鼓励选择效率更好的企业保障小时数内上网电价为酒泉、嘉峪关、金昌和武威等其余河西四市保障小时数上网电价平均值，保障小时数以外上网点击取算数平均按储能设施规模200元/千瓦给予补助根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时的补贴、补贴两年，补贴资金在"十四五"期间以500万元为上限支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。过渡期间，对于年利用小时数不低于600小时、接受统一调度的调峰项目给予容量补准按200元、180元、170元/千瓦·年逐年退坡，已享受省级补偿的项目不再重复补偿。https://chuneng.bjx.com.cn/news/20211220/1对年利用小时数不低于600小时调峰项目给予容量补偿，补贴期暂定3年，补偿标准按200元、180元、170元/千瓦·年逐年退坡。联合火电>0.9的按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励一定用煤量指标。https://chuneng.bjx.com.cn/news/20211109/1186793.shtml探索电力部门与新能源发电企业共建共享储能投资运营模式，对于实际投运的分布式储能项目，按照字际放电量给予储能运营主体0.8元/干集中式储能项目的支持。https://chuneng.bjx.com.cn/news/20211101/1185102.shtml重点推动储能、冰蓄冷项目建设。一是对区内企业建设储能、冰蓄冷项目的，建成使用后给予150元/千瓦补贴，每个区内企业最高补贴10储能负荷可以冲抵错峰用电的负荷指标。鼓励抽取自来水、冰蓄冷、储能、不固定时间工序等企业工序错峰，将用电高峰时段珍贵的负荷指业企业于低谷时段（0:00-8:00）用电生产的，按产生电费的5%进行补贴；于平段用电生产的，按产生电费的2%进行补贴。对区内企业利电自用项目的，建成发电使用后给予300元/千瓦补贴，每个区内企业最高补贴100万元。https://chuneng.bjx.com.cn/news/20211008/“十四五”末光伏装机容量达500MW，储能装机规模达100MW/200MWh，可中断复合资源库50MW以上；接受电网统筹调度的储能系0.25元/KWh的补贴，补贴两年；已参与置换的储能主体不再享受补贴；储能系统参与需求侧响应合同的，按照储能系统容量每年给予运营侧响应期间成功响应的按照实际放电量给予运营主体4元/KWh的补贴。https://mp.weixin.qq.com/s/JkBrQeDEu1UNpTb8JHcBCg自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。https://baijiahao.baidu.com/s?id=1689556155265937995&wfr=spider&for=pc支持光伏储能系统应用：对2021年1月1日至2023年12月31日期间建成运行的光伏储能系统，项目中组件、储能电池、逆变器采用工信部相，自项目投运次月起对储能系统按实际充电量给予投资人1元/千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元。https://chuneng.bjx.co20201228/1125331.shtml对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。https://chuneng.bjx.com.cn/news/20200529/1076820.shtml省份山东四川成都广西浙江山东河北湖北辽宁浙江永康江苏苏州河南广东河北江苏陕西青海河南山东内蒙古天津宁夏海南湖南浙江内蒙古山东山东淄博湖南广西河北内蒙古江苏山西浙江省义乌市河北安徽辽宁宁夏陕西河南天津湖北甘肃福建江西海南山东青海贵州河北湖北山东山西辽宁吉林湖南河南内蒙古新疆省份···南方区域山西南方区域西北区域福建省份地点江西贵州安徽省合肥市广东深圳宁夏湖北山东宁夏安徽广西福建河南安徽陕西辽宁苏州四川山东安徽广东甘肃四川浙江海宁浙江温州肇庆义乌青海西安新疆国家地方时间美国联邦2022.52022.22022.22021.122021.112021.72021.52020.122020.122020.122020.3弗吉尼亚州2021.42020.4康涅狄格州2022.12021.6密歇根州2022.3加利福尼亚州2021.8欧洲欧盟2022.62022.32021.102021.1西班牙2021.122021.2奥地利2021.4英国2021.11日本2021.112021.10韩国2022.52022.3澳大利亚2021.4澳大利亚2021.2名称美国能源部两党基础设施投资法案（IIJA）资助长时储能计划商业化运营美国能源部两党基础设施投资法案（IIJA）资助电动汽车与电化学储能电池项目白宫最新《关键和新兴技术清单》(CETs)2021年基础设施投资和就业法案（IIJA）促进美国对储能的供给侧投资《重建美好》法案（BuildBackBetterFramework）美国能源部部长格兰霍姆（JenniferM.Granholm）发布长期储能发展目标（LongDurationStorageShot）美国能源部2022年财政预算（DepartmentofEnergyFY2022CongressionalBudgetRequest）美国能源部（DOE）《储能大挑战（ESGC）路线图》BetterEnergyStorageTechnology(BEST)法案2020年能源法案（EnergyActof2020）美国能源创新法案TheAmericanEnergyInnovationActof2020(S.2657)弗吉尼亚州改革储能项目的地方税收待遇（HB2006/SB1201和HB2201/SB1207）弗吉尼亚清洁经济法案（TheVirginiaCleanEconomyAct）康涅狄格州公共事业监管局(PURA)储能补贴计划（EnergyStorageSolutionsProgram）康涅狄格州设定1吉瓦储能目标（SB952）提高储能系统安全标准密歇根州储能路线图（EnergyStorageRoadmapforMichigan）加州能源委员会发布能源效率标准(EnergyCodefor2022)现代化基金（ModernisationFund）共同利益项目(PCIs)-气候标准（climatecriteria）脱碳创新基金（Fundingforinnovativeprojectsfordecarbonisation）欧洲电池创新项目（EuropeanBatteryInnovation）经济复苏和转型战略项目(PERTE)储能战略（EstrategiadeAlmacenamientoEnergético）创新光伏项目的公共基金（Publicfundingforinnovativephotovoltaicprojects）电动汽车储能基础设施建设计划（EVEnergyStorageInfrastructure）克服冠状病毒、开拓新时代的经济对策（コロナ克服・新時代開拓のための経済対策）EIB-JBIC联合投资欧盟基础设施互联互通和碳中和项目（EIB-JBICjointinvestmentsintheEUinfrastructureconnectivityandcarbonneutralityprojects）储能装置（ESS）、能源管理系统（EMS）融合系统普及事业和能源新能源金融支援项目联邦政府/南澳大利亚能源和减排协议澳大利亚CEFC投资维州300MW大电池概述可再生能源发电与储能技术被列为保证国家安全的优先发展技术为了帮助可以为电网供电10小时以上的长时储能系统实现商业化运营，美国能源部日前启动了一项耗资5.05亿美元的四年期计划。该计划旨在降低储能部署障碍，并为用户侧试点项目以及大型公用事业规模的示范项目的部署提供支持。美国能源部(DOE)日前宣布，计划向动电动汽车和电池储能行业两个电池项目提供近30亿美元的资助，旨在刺激国内制造行业的发展。其中将向一个项目提供约28亿美元，支持新的、改造和扩大业务，以生产电池材料和电池组件以及电池回收。而对于另外一个项目中，将提供6000万美元将用于研发电动汽车二次电池的开发。2021年《基础设施投资和就业法案》（IIJA）在5年内显着增加了对储能示范项目、对国内电池供应链的投资以及在促进电网弹性和灵活性的项目中部署储能的直接联邦资金。其中包括5.05亿美元用于固定式储能示范项目，此外还有一个新的能源部清洁能源示范办公室来监督此类项目；61.5亿美元用于支持美国电池供应链；147亿美元用于投资电网并将储能作为合格技术的项目提供4500亿美元用于包括储能在内的清洁能源发展，同时将太阳能系统投资税收抵免政策(ITC)延长十年十年内将电网规模、长期储能的成本降低90%。美国能源部能源地球计划中的第二个目标“长期存储计划”设定了大胆的目标，以加速突破存储清洁电力，使其随时随地可用，并支持更丰富、负担得起和可靠的清洁能源解决方案。11亿美元用于创新办公室，支持无碳污染电力、适应和应对气候危机的变革性解决方案，并为未来多个机构的研发改进奠定基础。以及提供资金，以进行关于商业规模的储能示范的初步竞争性征集，该示范将在整个应用项目中利用现有的技术专业知识。23亿美元的基础能源科学(BES)支持基础研究，包括能源前沿研究中心，电池和能源存储和太阳能创新中心项目。美国能源部（DOE）发布了一份《储能大挑战路线图》报告，进一步提升了储能发展战略地位。目标构建、维持美国在储能技术领域全球的领先地位，实现2030年美国本土制造能够满足美国所有市场需求的储能技术。在未来五年内为联邦政府在储能技术研究、开发和示范方面的创新投资提供10亿美元的资金支持。该法案为各州、公用事业公司和储能企业建立了一个新的竞争性拨款计划，以在不同应用场景部署储能。该法案的各个部分将在5年内授权10亿美元用于美国能源部(DOE)的交叉能源存储研究、开发和示范(RD&D)项目；5年内1.5亿美元用于存储和微电网示范；以及将分布式存储纳入能源部贷款计划。该立法的第1301节将在5年内授权14亿美元用于主要在美国能源部(DOE)进行的广泛的跨领域储能研究、开发和示范(RD&D)计划。HB2006/SB1201和HB2201/SB1207两项法案将5MW至150MW储能项目的税收处理与现有的弗吉尼亚州清洁能源税保持一致，并确保当地社区能够从储能发展中受益。主要条款包括：取消储能设备的销售税；可选择减少地方税，或以固定收入份额代替税收；和对地方政府的直接、非税收优惠的授权。2035年3,100兆瓦的储能目标，使弗吉尼亚的储能目标成为全国最大的。主要条款包括：要求公用事业公司到2035年采购3,100兆瓦的新能源存储；至少35%的储能MW必须从第三方采购；实现10%的表后存储目标；指示该州公用事业监管机构实施中期目标、计划支持和规划改革与储能目标密切相关。该计划通过提供初装补贴来帮助降低客户购买电池的成本。对于与太阳能光伏系统配对的电池，以及独立的电池系统，都有资格获得补贴。最初，普通住宅用户将有资格获得约200美元/kWh的初装补贴，每个项目的补贴上限为7500美元。例如，一套13.5kWh的电池系统需要2700美元，两套电池系统需要5400美元。参与该计划的住宅客户每年还将根据电池在关键时期为电网贡献的平均电力获得绩效奖励。康涅狄格州SB952设定了到2030年部署1吉瓦的储能目标。除了到2030年1吉瓦的存储目标外，该立法还包括以下内容：设定到2024年300兆瓦和2027年650兆瓦的中期目标，公用事业监管局(“PURA”)和能源与环境保护部(“DEEP”)要求每年报告实现目标的进展情况。需要在2030年部署2500MW的储能，在2040年部署4000MW的储能，以确保电网的可靠性、规避可再生能源发电的弊端，为了实现上述目标，建议密歇根州在2025年实现1000MW的储能部署短期目标。要求从2023年1月1日开始在新的商业建筑和高层住宅项目中强制要求安装太阳能电池板和储能电池。现代化基金向受益国提供了24亿欧元，以帮助其可再生能源、能源效率、储能、能源网络领域转型，减少能源、工业和交通领域的温室气体排放，并支持它们实现2030年的气候和能源目标。已确认在罗马尼亚（13.916亿欧元）、捷克（5.2亿欧元）、波兰（2.442亿欧元）、立陶宛（8500万欧元）、匈牙利（7430万欧元）、斯洛伐克（4950万欧元）和克罗地亚（欧元）的投资4000万）。欧盟委员会通过了第五份能源PCI清单，这有助于欧盟的可再生能源转型。67个项目涉及电力传输和存储项目，以提高效率和跨境数据交换。5个智能电网项目将保证更好的网络效率，有助于创建更安全的电网管理和更稳固的跨境数据协调。自创新基金成立以来，欧盟首次向位于14个欧盟成员国、冰岛和挪威的32个小型创新项目投资1.18亿欧元。这些赠款将支持旨在将低碳技术推向能源密集型产业、氢能、储能和可再生能源市场的项目。欧盟委员会批准了29亿欧元(35.2亿美元)，用于支持电池储能领域的研究，提高本地区电池制造能力，降低对第三方的依赖。西班牙于2021年4月向欧盟委员会提交了复苏和复原计划。可再生能源的开发和纳入：31.65亿欧元（2021-2023年）电力基础设施、智能电网的推广和存储设施的部署：13.65亿欧元（2021-2023年）可再生氢整合路线图：15.55亿欧元（2021-2023年）公正过渡战略：3亿欧元（2021-2023）西班牙政府宣布支持开发可再生能源储能技术，以提高系统的灵活性和网络的稳定性。该战略设想到2030年存储容量约为20吉瓦，到2050年达到30吉瓦，同时考虑到大规模和分布式存储。该文件确定并分析了挑战，定义了有效部署的措施，评估了机会并量化了存储需求，以促进能源系统的脱碳。奥地利气候保护部(BMK)已向气候和能源基金分配了1000万欧元的特别资金，用于具有高创新水平的光伏项目，例如浮动光伏面板。提交的项目应具有10kW至5MW的功率、高水平的创新以及在技术和经济上兼容。电力存储也可以获得高达150kWh的净存储容量的资金。英国政府计划花费数百万英镑达成到2035年在高速公路网络上安装6000个大功率充电器及配套储能设备的目标。日本政府宣布了一项55.7万亿日元（4880亿美元）的刺激计划，以缓解Covid-19大流行的经济打击。该计划可能会在1月至3月季度生效。包括进一步强化新能源汽车蓄电池的国产化和为建设新型电网而开发储能设备以及户用光伏系统补助金等欧洲投资银行(EIB)、欧盟银行和日本国际协力银行(JBIC)将扩大在以下一系列全球投资方面的合作：在欧盟，为基础设施互联互通（交通、能源和数字化）和有助于实现碳中和的项目提供联合融资机会，例如海底互连、海上风电计划、电池存储设施和氢技术开发。在亚洲，就连通性（交通、能源和数字）项目的共同融资开展合作。5月3日韩国提高储能系统安全标准以防止韩国储能系统着火。措施集中在强化电池安全标准，改进制造工艺、补足电池安装和运行管理方面的不足、确保火灾事故调查结果可靠性和确保实施能力的措施等。其中包括安装电池时，必须以5MWh或更低的单位安装防火隔板，在所有储能系统所在地建立实时安全管理系统等。韩国政府将总共投资94亿韩元，约合4800万人民币用于太阳能、风力、氢气等可再生能源发电的基础设施建设。其中ESS·EMS融合系统建设普及项目费用44亿韩元，融资支援项目费用50亿韩元。ESS·EMS融合系统普及项目是向中小型企业支援融合能源新产业技术的系统建设的一部分项目。根据应用不同，最多可支持70%的系统部署成本。澳大利亚政府和南澳大利亚州政府签署了一项价值10.8亿美元的能源和减排协议，为南澳和东海岸市场提供安全、可靠和负担得起的能源。其中包括为南澳大利亚的太阳能热能和其他存储项目提供高达1.1亿美元的联邦优惠融资。CEFC代表澳大利亚政府投资1.6亿美元建造Neoen300MW维多利亚大电池(VBB)，在降低电价和支持更多可再生能源的同时，为该州的电网安全提供了重要的推动力。该电池将成为世界上最大的储能设施之一。来源https://news.bjx.com.cn/html/20220223/1205872.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20220215/1204203.shtmlhttps://www.energy.gov/articles/secretary-granholm-announces-new-goal-cut-costs-long-duration-energy-storage-90-percenthttps://energystorage.org/legislative-summary/energy-act-of-2021/https://energystorage.org/legislative-summary/virginia-reforms-local-tax-treatment-of-energy-storage-projects/https://news.bjx.com.cn/html/20220126/1201586.shtmlhttps://electricenergyonline.com/article/energy/category/ev-storage/143/961131/biden-administration-launches-bipartisan-infrashttps://energystorage.org/legislative-summary/infrastructure-investment-and-jobs-act-of-2021-boosts-u-s-supply-side-investmenhttps://new.qq.com/omn/20211120/20211120A05DFE00.htmlhttps://www.energy.gov/sites/default/files/2021-05/doe-fy2022-budget-in-brief.pdf#:~:text=DOE%E2%80%99s%20Fiscal%20Year%https://news.bjx.com.cn/html/20210219/1136606.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20210219/1136606.shtmlhttps://energystorage.org/legislative-summary/american-energy-innovation-act-would-elevate-energy-storage-to-a-top-rdd-priohttps://energystorage.org/legislative-summary/policy-summary-the-virginia-clean-economy-act/https://energystorage.org/legislative-summary/connecticut-sets-1-gw-energy-storage-target/https://news.bjx.com.cn/html/20220316/1210728.shtmlhttps://www.sohu.com/a/483002607_121123896https://modernisationfund.eu/modernisation-fund-invests-e2-4-billion-to-accelerate-the-green-transition-in-7-beneficiary-countri%20Modernisation%20Fund%20supports%20investments%20in%20generation%20and,and%20grids%2C%20and%20just%20trans%20carbon-dependent%20regions.https://www.iea.org/policies/14286-energy-projects-of-common-interest-climate-criteriahttps://www.iea.org/policies/14109-funding-for-innovative-projects-for-decarbonisationhttps://news.bjx.com.cn/html/20210219/1136606.shtmlhttps://www.iea.org/policies/13396-recovery-transformation-and-resilience-plan-inclusive-and-fair-energy-transitionhttps://www.iea.org/policies/12809-energy-storage-strategyhttps://www.iea.org/policies/13335-public-funding-for-innovative-photovoltaic-projectshttps://www.iea.org/policies/14484-ev-energy-storage-infrastructurehttps://www.iea.org/policies/14466-japanese-stimulus-packagehttps://www.iea.org/policies/14390-eib-jbic-joint-investments-in-the-eu-infrastructure-connectivity-and-carbon-neutrality-projecthttps://news.bjx.com.cn/html/20220511/1224182.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20220316/1210759.shtmlhttps://www.energy.gov.au/government-priorities/Energy-and-emissions-reductionhttps://www.cefc.com.au/media/media-release/cefc-backs-300-mw-victorian-big-battery-to-strengthen-grid-and-support-more-re工作表说明省市总装机量甘肃61.52山东173.34辽宁吉林河南111.14浙江108.57天津河北110.78内蒙古154.87云南海南四川114.35黑龙江湖北88.16福建69.83江苏154.20新疆115.47数据来源：各省“十四五”能源发展规划储能发展规划（https://news.bjx.com.cn/html/20220520/1226924.shtml）2021年宁夏湖南陕西广东157.84广西青海42.86安徽84.66山西113.38贵州75.73西藏江西北京上海重庆新能源发电占比可再生能源装机风电光伏火电17.2511.4623.09126.865%+19.4233.43115.99190-21020%80-90GW10.874.7850%+6.653.4660GW18.5015.5673.0113016%50GW3.6418.4264.6224%50GW+1.301.7826.6830%8GW+25.4629.2154.2439.9614.1298.3427150%+8.813.9713046%+85%+0.291.4750%82%5.271.9618.2515042%85%+8.354.2015%50%+7.209.5333.7220%7.352.7735.9680GW+22.3419.16103.2213%24.0813.5468.4582.4GW2021年末装机情况电力总装机（GW）新增占比60%+新增22GW14.5513.8425%50%+8.034.5157%10.2113.1413665GW11.9510.20102.192387.413.128.9616.323.9392.9986%5.1117.0757.4021.2314.5875.335.8011.3735.721000.031.395.479.117027%0.240.801.071.681.650.63新增至少3.83GW风电光伏24.832.037.0534.27-15~-1710620.810104.5512.331.163.961020.2632.151.1532.6235610105.54.9815.02-1010.539.1618新增装机目标（GW）电力外送能力（GW）10.9（新能源基地）+15（一体化项目）跨境联网通道总能力达4.5GW4.5143017+3204522.58.07309.250-608.623.2-43十四五各省新能源规划其他建设内容结合陇东煤电基地建设，推进陇东至山东±800千伏特高压输电工程建设，开展“风光火储”一体化示范，逐步实现电网从单一电力输送网络向绿色资源优化配置平台转型。积极争取国家在河西金（昌）张（掖）武（威）和酒泉地区规划布局以输送新能源为主的特高压直流输电工程。到2025年，既有直流通道利用小时数提高到4500小时以上。加快陇东至山东±800千伏特高压直流输变电工程建设，形成“三直三交”特高压受电格局，新增接纳省外来电能力800万千瓦；配套建设千万千瓦级风光火(储)一体化电源基地，可再生能源电量比例原则上不低于50%电网投资：900亿元；抽蓄项目：6.6GW。积极推进跨省区大容量外送输电通道建设，逐步形成辽宁电网与东北、华北等区域电网内外结合、充分协调联动的格局。加强500千伏主干网架建设，优化220千伏电网结构完善500千伏“两横两纵双环网”电网结构，满足西部地区新能源开发需求，提高东西部电网互济能力。推进220千伏电网实现分区分片供电，满足长春、吉林等重点城市和重要用户负荷增长需求。适当超前布局66千伏输变电工程，初步建成现代化的智能配电网，提高自动化有效覆盖率。结合吉林省“陆上三峡”工程建设，适时启动“吉电南送”特高压电力外送通道工程，打造松辽清洁能源基地全面释放青电、疆电入豫工程送电能力。加快推进陕电入豫工程建设，其中可再生能源电量比例不低于50%。加强与内蒙古、山西、吉林等省（区）衔接，积极研究论证第四条外电入豫通道。持续强化省级500千伏主网架，提升豫西外送断面、豫东受电断面、豫中—豫南大通道输电能力，消除末端电网供电安全隐患新增抽水蓄能3.4GW、分布式光伏5GW、集中式光伏7GW、海风0.5GW；启动老旧风电场技术改造升级，重点开展单机容量小于1.5MW的风电机组技改升级提升现有蒙西至天津南、锡盟经天津南至山东两条特高压通道输送能力；加快天津南特高压变电站扩建工程、天津北特高压输变电工程建设，形成“三通道两落点”特高压受电格局。深化与山西、内蒙古、甘肃等地区电力合作，力争外受电比重超过1/3。加快推动新型储能建设，力争新型储能装机规模达到50万千瓦推进邯郸热电退城搬迁、陡河电厂和秦皇岛电厂等容量替代项目，推动王家寨10千伏微电网工程，谋划外电入冀通道，推进1000千伏特高压、500千伏主网架和城乡配电网建设改造。鼓励30万千瓦级以上纯凝机组实施灵活性改造，推进自备燃煤机组参与系统调峰，并具有不低于20%机组额定容量的调峰能力。推广“新能源+储能”建设模式，新建新能源电站按照不低于装机容量的15%（2小时）配置储能，鼓励存量新能源电站配置一定规模储能设施。加强主网。新建天星、柳井、鹤城、保东西山等输变电工程，加快推进龙海-铜都、罗平-鲁西等工程建设新建500千伏变电站5座、扩建13座，新增变电容量2200万千伏安以上，新建500千伏线路1200千米以上。完善配网。加快建设220千伏及以下配网，提高供电可靠性，新增220千伏变电站40座、扩建20座，新建220千伏线路5000千米以上。加快构建500千伏主网架，打造全岛环形坚强主网。到2025年，电网累计投资约270亿元水电“十四五”期间核准建设规模12GW以上，新增投产装机规模24GW左右。重点推进川渝电网特高压交流目标网架建设建设哈尔滨、绥化综合能源基地和齐齐哈尔、大庆可再生能源综合应用示范区，在佳木斯、牡丹江、鸡西、双鸭山、七台河、鹤岗等城市建设以电力外送为主的可再生能源基地，因地制宜发展分布式能源，能够满足电力和热力需求的地区原则上不再新增煤电规模。到2025年，煤炭消费比重下降到60%左右围绕增强外电消纳、省间联络、三峡留存、电源接入能力，加快实施“两线一点一网”，建成陕北—湖北特高压直流输电工程，推进川藏水电入鄂输电工程，优化三峡近区电网，全面提升城乡供电能力，建成“送受并举、东西互济、智能高效”的坚强电网北电南送新增输电通道，闽粤联网工程，永安、石狮、汀州等500千伏输变电工程到2025年底，风电26GW，光伏26GW，生物质发电3GW，抽蓄3.95GW加快推进“疆电外送”工程，实施哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程，完善各等级电压网架，推进750千伏电网进一步向南疆延伸，建成环塔里木750千伏电网启动老旧风电项目技改升级，重点开展单机容量小于1.5兆瓦的风电机组技改升级。通过源网荷储一体化、多能互补等途径，统筹负荷侧、电源侧、电网侧资源，构建电源、电网、用户、储能各类市场主体共同承担清洁能源消纳责任的机制，力争到2025年，非水可再生能源电力消纳比重提高到27.9%以上。构建“十纵八横六通道”的综合能源大受端。建成荆门-长沙-南昌交流和祁韶、雅江直流相结合的强交强直特高压网；优化完善电网主网架，基本建成湘东“立体双环”网、湘南“日”字型环网、湘西北和湘北环网，实现500千伏电网市州全覆盖和220千伏电网县级全覆盖建设750千伏陕北至关中Ⅲ通道，形成“三纵一环网一延伸”的骨干网架；优化330千伏和110千伏电网布局，保障中心城市和城乡区域可靠供电；加快陕北—湖北特高压直流输电工程建设，积极谋划陕北—华东、华中特高压直流送电工程。十四五新增海风17GW、陆风3GW、光伏20GW、生物质发电2GW、核电2.4GW、抽水蓄能2.4GW、天然气发电36GW建设新江、凤凰、白鹭等一批500千伏重点输变电工程；重点加强负荷密集区域网架结构，建设利华、创新、雪莲、陈双等一批220千伏输变电工程，实现220千伏变电站县域全覆盖，各市基本形成以双环网和双链式结构为主的220千伏骨干网络结构。建成投产青海至河南±800千伏特高压直流工程二期配套电源，实现满负荷送电。重点围绕海西清洁能源基地开发，推进第二条特高压直流外送通道研究论证工作。加快推进“外电入皖”特高压输电通道建设，加强两淮电力送出通道、过江通道等省内重要输电工程建设，强化骨干网架结构，打造长三角特高压电力枢纽立足电力外送基地战略定位,加快推进“西电东送”优化调整工程,重点推进山西—浙江暲800千伏特高压直流、山西—京津唐、山西—河北南网、山西—河南等输电通道建设。实施500千伏威宁变、习水变、水场变等重点输变电工程，推进奢香—鸭溪、兴仁换流站—独山等500千伏主通道建设，建成“三横两纵一中心”500千伏骨干电网网架。深入实施国家“西电东送”战略，确保“黔电送粤”(含“黔电送深”)800万千瓦输送容量和年送电量500亿千瓦时的通道能力，外送湖南、重庆、广西等周边省份100万千瓦输送容量和年送电量60亿千瓦时的通道能力。巩固完善220千伏电网，加快建成“环网为主、链式为辅、网间支援”的电网结构。有序推进贵州电网和兴义地方电网“两网融合”。积极引入优质区外电力，建成雅中直流工程，争取引入第二回特高压直流入赣通道。稳妥推进核能综合利用。优化提升电力输送网络，完善500千伏骨干网，构建形成“1个中部核心双环网+3个区域电网”的供电主网架推进北京东通州北、北京西新航城500千伏等通道建设，提升北京电网“多方向、多来源、多元化”受电能力。规划建设亦庄南、CBD等500千伏输变电工程，完善主网结构和城市重点负荷区域220千伏电网结构加大支撑电源和电网调峰能力建设，力争到2025年全市再新增600万千瓦电力供应能力加快建设“疆电入渝”输电通道，完善川渝电网主网架结构，推动西北电入渝第二输电通道前期工作。推进重庆电网“双环两射”主网架建设，论证渝东北与主城都市区电网第二输电通道各省新能源规划重点内容优先布局风电光伏，安全有序发展核电；加快电网和储能设施建设打造“陆上风光三峡”；优先布局光伏、风电，加快电网和储能设施建设大力发展高效光伏设备、高端风电设备、智能电网和高效储能装备产业，加快风光火储互补推广新能源与生态、农业、供热、氢能、储能等多元融合发展模式；坚持集中和分布开发并举，自用和外送消纳并举促进大中小水电与光伏、风电优势互补；推进“风光储充放”一体化发展优先发展非化石能源，规模化、基地化开发风能、太阳能资源，坚持“源网荷储”一体化和多能互补发展提高可再生能源消纳能力；鼓励发电企业积极参与调峰辅助服务；加强电网调峰能力建设推进风光水储一体化清洁能源发电示范工程，开展智能光伏、风电制氢试点推动风光电成本持续降低；开展风储、光储、大电网储等发储用一体化的商业应用重点打造鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储一体化基地；培育风光+氢储能一体化应用模式推动风光水火储一体化和源网荷储一体化发展，支持大数据中心等用电大户配套建设储能设施，促进可再生能源灵活消纳实施”风光倍增“工程；打造若干百万千瓦级海上风电基地；推广；光伏+农渔林业”开发模式支持海上风电与海洋牧场等融合开发，探索海上风电制氢，促进海上风电发展。推进渔光互补、农光互补等复合型光伏项目建设“十四五”期间，规划建设11个厂址作为近期重点项目；到2025年，在清洁能源产业领域投入800亿元风光水互补开发，建设金沙江上游、金沙江上下游等4个风光水一体化可再生能源综合开发基地实施新能源倍增行动，打造百万千瓦级新能源基地，新增新能源装机千万千瓦以上，风电、光伏发电成为新增电力装机主体。推进“光伏+”、微电网、风光储一体化、智慧能源等新能源应用新模式新业态发展。大力推进绿能开发，建设千万千瓦级黄河“几”字弯绿能基地和千万千瓦级“宁电入湘”绿能基地。加快推进以风电、光伏发电为主的新能源发展，统筹发展水能、氢能、地热、生物质等优质清洁能源。积极发展风电、光电、生物质发电，加快陕北风光储氢多能融合示范基地建设。增强能源发展和保障能力，强化能源储运和电网建设，探索“风光水火储”、“源网荷储”一体化模式积极打造国家级光伏发电和风电基地，加快推动分布式新能源发展，推动两个“一体化”工程建设建设清洁高效煤电机组，加快推进抽水蓄能前期工作，推动风光水火储一体化发展坚持“适度超前、内优外引、以电为主、多能互补”的原则，加快构建安全、高效、清洁、低碳的现代能源体系。有序推进源网荷储用一体化发展，加快构建适应高比例、大规模可再生能源发展的新一代电力系统。深化能源供给侧结构性改革，优先发展清洁能源和可再生能源，推进化石能源清洁高效开发利用集中式与分布式建设并举，有序推进风电和光伏发展，发挥抽水蓄能资源优势，推进长三角千万千瓦级绿色储能基地建设。建设煤炭绿色开发利用基地、非常规天然气基地、电力外送基地,大力发展清洁能源，促进新能源增长、消纳和储能协调有序发展,推动多能互补开发2025年建成国家清洁可再生能源利用示范区，科学开发光伏、地热、风电、光热等新能源，加快推进“光伏+储能”研究和试点，大力推动“水风光互补”继续推进能源清洁高效利用,分行业、分领域实施光伏专项工程，稳步推进海上风电开发时间省份政策名2022.07.14辽宁《辽宁省“十四五”能源发展规划》2022.06.23山东能源保障网建设行动计划2022.06.06广西广西可再生能源发展“十四五”规划2022.06.06浙江浙江省“十四五”新型储能发展规划2022.06.01山西山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书（征求意见稿）2022.05.19湖北湖北省能源发展“十四五”规划2022.04.13广东广东省能源发展“十四五”规划2022.04.10河北河北省“十四五”新型储能发展规划2022.03.30安徽2022.03.29内蒙古内蒙古自治区“十四五”电力发展规划2022.02.28青海青海省能源发展“十四五”规划2022.02.22河南河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划2022.01.27天津天津市可再生能源“十四五”发展规划2022.01.05甘肃甘肃省能源发展“十四五”规划总计安徽省新型储能发展规划（2022-2025）浙江省300万千瓦左右https://news.bjx.com.cn/html/20220607/1230912.shtml广西集中式新型储能并网装机规模达到200万千瓦/400万千瓦时https://news.bjx.com.cn/html/20220609/1231645.shtml湖北省2025年新型储能装机2GWhttps://news.bjx.com.cn/html/20220523/1227142.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20220412/1216894.shtml青海到2025年，力争建成电化学等新型储能600万千瓦。https://news.bjx.com.cn/html/20220311/1209484.shtml河北到2025年全省布局建设新型储能规模400万千瓦以上河南力争新型储能装机规模达到220万千瓦https://news.bjx.com.cn/html/20220223/1205829.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20220413/1217417.shtml内蒙古广东省新型储能装机规模200万千瓦山西新型储能装机达到600万千瓦左右https://news.bjx.com.cn/html/20220606/1230525.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20220330/1214003-3.shtml安徽到2025年安徽省将实现新型储能装机规模3GW以上https://news.bjx.com.cn/html/20220421/1219276.shtml其他135102362243562.20.5646.72025新型储能规划（GW）2030新型储能规划（GW）2025抽水蓄能储能规划（GW）省级电网削峰能力达到尖峰负荷的5%左右https://guangfu.bjx.com.cn/news/20220128/1202041.shtmlhttps://news.bjx.com.cn/html/20220106/1197932.shtmlhttps://mp.weixin.qq.com/s/tuptTpcI7ZtMb--VHNnVJw天津市力争储能装机规模达到50万千瓦甘肃预计到2025年，全省储能装机规模达到600万千瓦。山东到2025年，新型储能设施规模达到500万千瓦河北“十四五”期间电网侧独立储能总体需求规模约1700到“十四五”末，在全省23个重点县区，新建共享储能电站https://news.bjx.com.cn/html/20220526/1228341.shtml28/1202041.shtml1197932.shtmlMb--VHNnVJw600万千瓦。规模约1700万千瓦，其中冀北电网需求900万千瓦，河北南网需求800万千瓦建共享储能电站27个，建设规模约500万千瓦。/1228341.shtml工作表说明基本数据28.516.06.641.25%7.446.25%2.012.50%70.048.029.0339.39%基本假设集中式可再生能源并网与电源侧辅助服务并为发电侧58.70%3.8737.80%2.493.50%0.23将轨道交通等其他类型储能归为用户侧28.50%3.3544.20%5.2027.30%6.7767.00%8.8333.00%4.35测算结论：未来五年市场空间发电侧44.49%482.6电网侧9.16%99.3用户侧26.62%288.819.73%214.0五年合计100.00%1084.7储能需求测算框架及逻辑：《新型储能发展规划》明确到2025年新型储能装机规模超30GW，但根据南方电网“十四五”发展规划，方五省区计划新增抽水蓄能6GW（目前已有7.88GW），推动新能源配套储能20GW，我们认为储能需求完全会超预期。2020年全球储能锂电池出货量2020年中国储能锂电池出货量电力储能(GWh)通信储能(GWh)其他(GWh)2021年全球储能锂电池出货量2021年中国储能锂电池出货量电力储能(GWh)2020年中国新增电化学储能发电侧占比2020年中国新增电化学储能电网侧占比2020年中国新增电化学储能用户侧占比2020年全球新增电化学储能发电侧占比2020年全球新增电化学储能电网侧占比2020年全球新增电化学储能用户侧占比2020年全球新增通信基站储能占比2020年全球新增数据中心储能占比5G+数据中心2020年渗透率测算逻辑2020年全球储能锂电池出货量28.5GWh：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1690837068997058666&wfr=spider&for=pc2020年中国储能锂电池出货量16GWh，其中电力储能6.6GWh，通信储能7.4GWh：http://www.100ppi.com/news/detail-20210201-1771961.html2019年：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1663502635965386941&wfr=spider&for=pc2020年：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1693008503921532899&wfr=spider&for=pc2021年：https://www.gg-lb.com/art-44607.html2021-2025储能需求测算2021-2025储能需求测算202020212022E2023E2024E2025E0100200300400500发电侧（GWh）电网侧（GWh）202020212022E2023E2024E2025E01002003004005000%20%40%60%80%100%120%140%新增储能需求量（GWh）YOY#VALUE!储能总需求（容量）202020212022E3.414.442.85.27.312.16.816.539.513.216.629.728.554.7124.1YOY35.8%92.1%126.6%1.82.01.9市场规模（亿元）513.001094.902357.4530%24%25%国内市场规模（亿元）153.90262.78589.36发电侧储能市场空间测算202020212022E4953867680142126133228846611480485930466411093124194160238新增项目储能渗透率8.6%30.0%45.0%功率配比10%15%20%2223.414.442.81443.01668.92020.21.77.221.41441.31661.71998.9存量项目储能渗透率功率配比3.414.442.8电网侧储能202020212022E124513011357YOY4.7%4.5%4.3%231224172520355837183878辅助服务最优功率配比3%3%3%辅助服务电化学储能渗透率1.8%5.0%10.0%1.95.611.62223.911.223.3YOY45.7%187.7%108.6%5.27.312.1用户侧储能202020212022E4244763335615.1%17.0%25.0%2223.412.030.444840.4%50%60%222发电侧（GWh）电网侧（GWh）用户侧（GWh）5G基站+数据中心（GWh）新增储能需求量（GWh）单Wh价格（元/Wh）国内比例（%）中国光伏新增规模（GW)海外光伏新增规模（GW)全球光伏新增规模（GW)集中式光伏新增规模（GW）中国风电新增规模（GW）海外风电新增规模（GW）全球风电新增规模（GW）新增风电+集中式装机规模（GW）备电时长（h）新增项目储能需求（GWh）风光累计装机规模（GW）配储规模（GW）未配储规模（GW）备电时长（h）新增项目储能需求（GWh）新增发电侧电化学储能配置容量（GWh）中国化石能源发电累计装机（GW）海外化石能源发电累计装机（GW）全球火电机组装机规模（GW）电化学储能配置功率（GW）备电时长（h）储能累计规模（GWh）新增电网侧电化学储能配置容量（GWh）分布式光伏新增规模（GW）工商业光伏新增（GW）新增渗透率（%）备电时长（h）工商业新增储能（GWh)海外户用光伏新增（GW）新增渗透率（%）备电时长（h）3.44.49.16.816.539.5202020212022E71142.5242.5701202003.73.73.744442.3%50.0%60.0%8.810.619.94015206765552026345.4%10.0%15.0%4444.36.19.913.216.629.7储能总需求（功率）202020212022E1.687.1821.381.945.5811.633.398.2319.733.304.167.443.6112.7533.01YOY253.00%158.82%国内比例30%24%25%1.083.068.25YOY182.40%169.61%户用新增储能（GWh)新增用户侧电化学储能配置容量（GWh）基站+数据中心储能市场空间测算中国累计5G基站规模（万座）海外累计5G基站规模（万座）单个基站功率（KW）备电时长（h）储能渗透率（%）新增储能需求量（GWh）全球IDC机架规模（万架）单机架功率（KW）累计IDC功率（MW）储能渗透率（%）备电时长（h）新增储能需求量（GWh）新增基站和数据中心电化学储能配置容量（GWh）发电侧（GW）电网侧（GW）用户侧（GW）5G基站+数据中心（GW）新增电力储能需求量（GW）对应中国装机规模（GW）2023E2024E2025E2026E2027E2028E83.9125.9215.7266.5365.0482.925.126.728.028.427.926.661.676.694.7120.5135.6147.144.255.568.065.455.367.4214.8284.6406.4480.7583.8723.973.1%32.5%42.8%18.3%21.4%24.0%1.81.71.61.51.51.53865.914838.786502.807210.768757.0510858.9325%25%25%25%25%25%966.481209.701625.701802.692189.262714.732023E2024E2025E2026E2027E2028E98113120130136138170182206223234237268294327353370375134147163176185188667379797576769110910910410514216418818817918127631135136436436960.0%70.0%80.0%80.0%80.0%80.0%23%26%30%30%30%30%22222276.2113.2168.7174.7174.9177.02430.22888.33403.03943.34492.55049.038.156.684.487.387.488.52392.12831.73318.73855.94405.14960.51.0%2.0%4.5%6.0%8.0%10.0%16%18%20%20%20%20%2223457.712.747.091.8190.1305.983.9125.9215.7266.5365.0482.92023E2024E2025E2026E2027E2028E1411146115051535155015504.0%3.5%3.0%2.0%1.0%0.0%2621271327942850287928794033417442994385442944293%3%3%3%3%3%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%24.237.651.665.879.793.022222248.475.1103.2131.6159.4186.0108.0%55.3%37.3%27.5%21.2%16.7%25.126.728.028.427.926.62023E2024E2025E2026E2027E2028E8998109118123125717987949910035.0%40.0%45.0%50.0%50.0%50.0%22222250.062.878.494.198.7100.19101112121365%70%75%75%75%75%22234511.613.716.326.537.046.961.676.694.7120.5135.6147.12023E2024E2025E2026E2027E2028E342.5422.5502.5572.5632.5682.53204405605605605603.73.73.73.73.73.744444470.0%80.0%90.0%100.0%100.0%100.0%29.333.539.426.18.97.4879114214281785214225705556784457718910712920.0%25.0%30.0%35.0%40.0%45.0%44444414.922.028.639.346.460.044.255.568.065.455.367.42023E2024E2025E2026E2027E2028E41.9366.77114.22133.61157.91187.7024.2037.5651.5965.7879.7293.0130.7838.2847.3540.1733.9129.4111.0513.8616.9916.3413.8216.8466.13104.33165.81199.38237.63280.71100.32%57.77%58.92%20.25%19.18%18.13%25%25%25%25%25%25%16.5326.0841.4549.8559.4170.18100.32%57.77%58.92%20.25%19.18%18.13%2029E2030E颜色解读859.51158.1预测的参数26.626.6最终测算需求165.6183.171.785.71123.31453.555.2%29.4%1.51.516849.7121802.9025%25%4212.435450.732029E2030E在下方再做个表，看一看主要国家的装机变化1471532512623974151992076745926215910735831580.0%80.0%30%30%22171.8151.15605.76127.885.975.55519.86052.315.0%20.0%20%20%67687.61007.0859.51158.12029E2030E155015500.0%0.0%28792879442944293%3%80.0%90.0%106.3119.622212.6239.214.3%12.5%26.626.62029E2030E13213810611150.0%50.0%22106.0110.6131475%75%6759.672.6165.6183.12029E2030E732.5782.55605603.73.744100.0%100.0%7.47.42956339991014817050.0%55.0%4464.378.371.785.72029E2030E251.51317.64106.29119.5827.6026.1617.9221.43357.80437.2227.47%22.20%25%25%89.45109.3027.47%22.20%家的装机变化工作表说明基站规模目前4G基站548.8万座，达到同样的规模5G基站是4G基站的2-3倍，即至少需要1000万座，实际规划为500万个。《中国5G区域发展指数白皮书》IDC规模20202021E2022E2023E2024E2025E03006009001200中国累计5G基站规模（万座）全球累计5G基站规模（万座）20202021E2022E2023E2024E2025E02004006008001000120014001600IDC机架规模（万架）#VALUE!20202021E2022E2023E中国新增基站规模（万座）5871.510010071142.5242.5342.5海外新增基站规模（万座）20508012070120200320全球新增基站规模（万座）78121.5180220141262.5442.5662.53.73.73.73.7444442.3%50.0%60.0%70.0%8.819.439.368.68.810.619.929.3数据中心储能20202021E2022E2023E401520676879YOY27.3%29.7%30%30%8611915620386119156203555520.126.033.843.95.4%10.0%15.0%20.0%44444.310.420.335.24.36.19.914.913.1816.6429.7544.21充电站配储202020212022E2023E168.1261.7506.0938.3YOY55.68%93.35%85.43%随车配建充电桩数量（万个）87.4147.0337.0670.217.7%18.8%23.5%30.0%公共充电桩（万个）80.7114.7169.0268.1YOY56.40%42.1%47.3%58.6%公共充电桩新增量（万个）29.1034.054.399.1公共交流充电桩（万个）49.867.792.20公共直流充电桩（万个）30.946.976.80新能源汽车保有量（万辆）492.778414342234YOY29.3%59.1%82.9%55.8%16.4%14.6%11.8%12.0%全球新能源汽车保有量（万辆）1024165026403960YOY43.27%61.07%60.00%50.00%全球公共充电桩（万个）129.5177.7317554全球充电桩新增量（万个）40.148.213923812.6%10.8%12.0%14.0%3535353577773%5%10%15%0.080.170.972.490.270.441.413.915G基站储能中国累计5G基站规模（万座）海外累计5G基站规模（万座）全球累计5G基站规模（万座）单个基站功率（kW）备电时长（h）储能渗透率（%）累计储能需求量（GWh）新增储能需求量（GWh）IDC机架规模（万架）中国新增IDC机架（万架）海外新增IDC机架（万架）全球新增IDC机架（万架）单机架功率（kW）累计IDC功率（GW）储能渗透率（%）备电时长（h）累计储能需求量（GWh）新增储能需求量（GWh）新增基站和数据中心电化学储能配置容量（GWh）充电基础设施（公共+私人）数量（万个）比例（%）公共车桩比（%）全球公共车桩比（%）平均充电桩功率（kW）假设充电站按照20%功率，2h备电时长配置储能平均配储容量（kWh）储能渗透率（%）新增储能需求量（GWh）累计储能需求量（GWh）换电站配储202020212022E2023E中国换电站保有量（座）555129832456490YOY133.87%150%100%中国换电站新增量（座）74319473245中国占全球比例60%60%60%50%全球换电站保有量（座）9252163540812980YOY133.87%150.00%140.00%换电站新增量（座）123832457572单个换电站配备电池数（个）6688404550550.331.303.330.331.634.96单个电池容量（kWh)新增储能需求量（GWh）累计储能需求量（GWh）VALUE!2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E80807060505050422.5502.5572.5632.5682.5732.5782.5120120120120120120120440560560560560560560200200190180170170170862.51062.51132.51192.51242.51292.51342.53.73.73.73.73.73.73.7444444480.0%90.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%102.1141.5167.6176.5183.9191.3198.733.539.426.18.97.47.47.42024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E114214281785214225702956339930%25%25%20%20%15%15%264286357357428386443264286357357428386443555555557.171.489.3107.1128.5147.8170.025.0%30.0%35.0%40.0%45.0%50.0%55.0%444444457.185.7125.0171.4231.3295.6373.922.028.639.346.460.064.378.355.4667.9765.3655.2967.3871.6685.742024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E1532.52276.93201.94269.25306.06452.17678.063.33%48.57%40.63%33.33%24.29%21.60%19.00%1094.71626.42287.13049.43537.34032.54516.435.0%40.0%45.0%50.0%50.0%50.0%50.0%437.9650.5914.81219.81768.72419.53161.563.3%48.6%40.6%33.3%45.0%36.8%30.7%169.8212.7264.3304.9548.9650.9742.03127.64065.885082.356098.827074.63128065.0795689032.88911640.0%30.0%25.0%20.0%16.0%14.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%25.0%30.0%35.0%57428326116561515319699236392836745.00%45.00%40.00%30.00%30.00%20.00%20.00%9191499233137885910827411347364580833145721212364307316.0%18.0%20.0%25.0%30.0%35.0%40.0%35404040454545788899920%25%30%35%40%45%50%5.1011.6019.9840.8076.3795.74138.299.0120.6140.5981.39157.76253.50391.782024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E1233122195.837732.8656599.2973579.07795652.8001124348.640190%80%70%50%30%30%30%58419865155371886616980220742869648%46%44%42%40%35%30%25689.5833348251.7391385756.5134760.2143183947.6925273293.7146414495.467197.92%87.83%77.73%57.14%36.50%48.57%51.67%1271022562375054900449187893461412028101010101010606570758085906.1014.6726.2536.7539.3575.94127.0811.0625.7351.9888.74128.09204.03331.11工作表说明本工作表包含：CNESA储能行业数据2013-2021年累计（MW）2013-2021年新增（MW）2017全球新增装机分布2018全球新增装机分布20152016201720182019202020210500010000150002000025000300000%40%80%120%160%200%全球累计装机量(MW)中国累计装机量(MW)全球YOY中国YOY2015201620172018201920202021020004000600080001000012000-100%0%100%200%300%400%500%全球新增装机量(MW)中国新增装机量(MW)全球YOY中国YOY23.0%16.9%16.4%14.7%13.2%7.2%2.8%1.9%0.7%0.7%2.5%美国澳大利亚韩国英国中国德国加拿大日本荷兰新西兰42.6%13.3%7.1%4.8%4.3%3.7%0.6%0.5%0.5%4.4%韩国中国英国美国澳大利亚德国日本20152016201720182019202020210500010000150002000025000300000%40%80%120%160%200%全球累计装机量(MW)中国累计装机量(MW)全球YOY中国YOY2015201620172018201920202021020004000600080001000012000-100%0%100%200%300%400%500%全球新增装机量(MW)中国新增装机量(MW)全球YOY中国YOY23.0%16.9%16.4%14.7%13.2%7.2%2.8%1.9%0.7%0.7%2.5%美国澳大利亚韩国英国中国德国加拿大日本荷兰新西兰42.6%13.3%7.1%4.8%4.3%3.7%0.6%0.5%0.5%4.4%韩国中国英国美国澳大利亚德国日本2019全球新增装机分布2020全球新增装机分布2021全球新增装机分布42.6%18.4%13.3%7.1%4.8%4.3%3.7%0.6%0.5%0.5%4.4%韩国中国英国美国澳大利亚德国日本比利时加拿大瑞士22.1%17.9%13.4%11.3%10.2%9.0%3.9%1.6%1.5%0.8%8.3%中国美国英国德国澳大利亚日本阿联酋加拿大意大利约旦33.0%30.0%23.0%6.0%3.0%5.0%中国美国欧洲日韩澳大利亚其他42.6%18.4%13.3%7.1%4.8%4.3%3.7%0.6%0.5%0.5%4.4%韩国中国英国美国澳大利亚德国日本比利时加拿大瑞士22.1%17.9%13.4%11.3%10.2%9.0%3.9%1.6%1.5%0.8%8.3%中国美国英国德国澳大利亚日本阿联酋加拿大意大利约旦33.0%30.0%23.0%6.0%3.0%5.0%中国美国欧洲日韩澳大利亚其他24.0%34.0%22.0%7.0%6.0%7.0%中国美国欧洲日韩澳大利亚其他201020112012376.5470.6564.725.0%20.0%37.040.744.210.0%8.6%94.194.10.00%3.73.5-5.41%2017国家美国澳大利亚210155占比23%17%2018国家韩国中国1579681占比43%18%2019国家中国美国637515占比22%18%2020国家中国美国1849.061680.96占比33%30%2021国家中国美国2458.183482.42占比24%34%累计装机规模全球20192020184.6抽水蓄能92.6%171.090.3%锂电池储能4.6%8.56.9%其他电化学储能0.6%1.10.6%其他储能2.2%4.12.3%中国2019202032.40抽水蓄能93.4%30.2689.3%锂电池储能4.3%1.388.2%其他电化学储能1.0%0.331.0%其他储能1.3%0.431.5%新增装机规模全球20192020抽水蓄能23.08%锂电池储能71.48%其他电化学储能0.51%其他储能4.93%中国20192020抽水蓄能47.8%锂电池储能47.6%其他电化学储能1.1%其他储能3.5%CNESA数据全球累计装机量(MW)全球YOY中国累计装机量(MW)中国YOY全球新增装机量(MW)全球YOY中国新增装机量(MW)中国YOY新增装机(MW)新增装机(MW)新增装机(MW)新增装机(MW)新增装机(MW)总计（GW）总计（GW）总计（GW）总计（GW）中国储能技术提供商国内新增20162017253442231182915221318331119111147中国储能技术提供商全球市场储2018201913621.00%10015.46%8513.15%8513.15%8012.30%314.75%233.59%233.47%40.67%40.61%7711.86%649100.00%CR575.1%CR5CR1088.1%CR10企业出货量(MWh)企业出货量(MWh)阳光三星南都电源圣阳电源双登集团科陆电子圣阳电源宁德时代中天科技欣旺达三星SDI南都电源中天科技中航锂电国轩高科双登集团总计总计新增装机新增装机中国储能企业出货量(MW)占比（%）企业科华恒盛阳光电源许继科华恒盛昆兰新能源南瑞继保科陆电子盛弘股份阳光电源科陆电子中天科技索英电气盛弘电气昆兰新能源索英电气上海电气国轩爱科赛博许继南瑞继保智光储能其他其他总计总计中国储能中国新增投运电化学储能项目中储能系2018201910516.3%7712.0%314.9%264.1%203.0%182.8%61.0%30.4%30.4%30.4%35354.8%643.9100.0%CR540.2%CR5CR1045.2%CR10中国新增投运电化学储能项目中储能系中国储能系统集成商国内市场储企业出货量(MW)占比（%）企业南都电源阳光电源科陆电子科陆电子中天科技海博思创海博思创库博能源阳光电源猛狮科技睿能世纪南都电源圣阳电源上海电气国轩欣旺达睿能世纪煦达新能源智光储能库博能源南瑞继保其他其他总计总计中国储能系统集成商海外市场储#VALUE!201320142015201620172018658.8894.11270.62011.22925.46635.316.7%35.7%42.1%58.3%45.5%126.8%71.3132.3164.1268.9389.81033.761.3%85.6%24.0%63.9%45.0%165.2%94.1235.3376.5740.6914.23709.9150.05%60.01%96.70%23.44%305.82%27.161.031.8104.8120.9643.9125.09%-47.87%229.56%15.36%432.59%韩国英国中国德国加拿大日本15013512066261716%15%13%7%3%2%英国美国澳大利亚德国日本比利时4922641771581372113%7%5%4%4%1%英国德国澳大利亚日本阿联酋加拿大3883272932601134713%11%10%9%4%2%欧洲日韩澳大利亚其他1288.74336.19168.10280.1623%6%3%5%欧洲日韩澳大利亚其他2253.33716.97614.54716.9722%7%6%7%20202021191.1209.4172.586.2%180.513.111.1%23.21.10.6%1.24.42.1%4.42020202135.6046.1031.7986.3%39.802.9011.2%5.160.370.9%0.400.541.6%0.75202020216.5018.301.5043.73%8.004.6555.43%10.140.030.74%0.140.320.10%0.02202020213.2010.501.5376.28%8.011.5221.53%2.260.040.35%0.040.111.99%0.212017-2021年各国储能系统装机量中国储能技术提供商国内新增投运装机量排名20182019202084638556813511834791109305788929770851724682151445812636461203436112181365102122636491352新增装机3148中国储能技术提供商全球市场储能电池出货量排名20192020202118729.41%31720.33%上能电气10215.96%24415.65%科华数能7211.30%19512.51%索英电气7010.95%1419.04%南瑞继保467.25%1046.70%阳光电源314.92%885.65%盛弘股份253.88%644.11%华自科技182.76%503.23%智光储能172.67%362.34%汇川技术172.67%312.02%许继528.22%28718.43%其他637100.00%1559100.00%总计CR574.9%CR564.2%CR5CR1091.8%CR1081.6%CR102021阳光电源科华数据企业出货量(MWh)企业出货量(MWh)企业出货量(MWh)南都电源宁德时代宁德时代宁德时代海基新能源力神中天科技国轩高科海基新能源力信能源亿纬锂能亿纬动力双登集团猛狮科技上海电气海博思创南都电源南都电源科陆电子中天科技赣锋电池信义电源力神比亚迪圣阳电源圣阳电源中航锂电中航锂电比克国轩高科总计总计总计新增装机新增装机中国储能PCS提供商国内新增投运装机量排名出货量(MW)占比（%）企业出货量(MW)占比（%）企业阳光电源科华恒盛索英电气上海电气国轩南瑞继保盛弘股份科陆电子许继英博电气智光储能其他总计中国储能PCS提供商全球新增投运装机量排名企业比亚迪古瑞瓦特上能电气盛弘股份南瑞继保汇川技术索英电气科士达其他总计CR5CR10中国新增投运电化学储能项目中储能系统集成商装机规模排名2019202020219013.3%30019.2%6810.0%24015.4%629.1%1308.3%537.8%1107.1%405.9%855.5%284.1%754.8%233.3%734.7%182.6%644.1%172.5%523.3%152.2%463.0%26439.0%38424.6%其他675.9100.0%1559.6100.0%总计CR546.2%CR555.5%CR5CR1061.0%CR1075.4%CR10中国新增投运电化学储能项目中储能系统集成商装机规模排名20202021阳光电源3009.5%海博思创海博思创2437.7%电工时代平高1284.1%科华数能上海电气国轩新能源1103.5%阳光电源猛狮科技852.7%新源智储科华752.4%融和元储南都电源702.2%远景能源科陆电子622.0%平高集团南瑞继保521.7%库伯能源库伯能源451.4%天河储能197862.8%其他3147.8100.0%总计CR527.5%CR5CR1037.2%CR10中国储能系统集成商国内市场储能系统出货量排名2021海博思创电工时代新源智储阳光电源科华数能出货量(MW)占比（%）企业出货量(MW)占比（%）企业阳光电源海博思创平高集团上海电气国轩猛狮科技科华南都电源科陆电子南瑞继保库博能源其他总计企业出货量(MWh)占比（%）企业其他总计企业林洋亿纬中天科技兴储世纪平高集团采日能源其他总计CR5CR10中国储能系统集成商海外市场储能系统出货量排名2021阳光能源比亚迪沃太科技科士达库博能源南瑞继保南都能源科陆科华数能双登集团其他总计CR5CR10企业2019202020212022E2023E2024E9520.515123.725366.135512.553268.882566.743.5%58.9%67.7%40%50%55%1709.63283.55729.711042.918220.932576.765.4%92.1%74.5%92.7%65.0%78.8%2885.25603.210242.410146.417756.329297.8-22.23%94.20%82.80%-0.94%75.00%65.00%675.91573.92446.25313.27178.014355.84.97%132.86%55.42%117.20%35.10%100.00%荷兰新西兰其他76231%1%3%加拿大瑞士其他19171651%0%4%意大利约旦其他44222402%1%8%2021宁德时代1824中储国能456亿纬动力392鹏辉能源328南都电源320海基新能源264力神200远景动力184中创新航184中天科技152总计4304新增装机48922021宁德时代16506鹏辉能源3057比亚迪3023亿纬动力2309派能科技1392国轩高科1257海基新能源645中创新航543南都电源509中天科技509总计29751全球出货量48000202163325.88%54722.36%2208.99%2168.83%1757.15%1606.54%1004.09%602.45%502.04%200.82%26510.83%2446100.00%CR573.2%CR1089.2%2021245523.97%140013.67%企业出货量(MWh)企业出货量(MWh)出货量(MW)占比（%）出货量(MW)占比（%）117011.42%7907.71%7557.37%4804.69%4464.35%3303.22%3073.00%1951.90%191418.69%10242100.00%CR564.1%CR1081.3%20210.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%2446100.0%2446100.0%CR50.0%CR100.0%注：上下两个仅单位差异202151510.5%49010.0%4509.2%3607.4%2104.3%1903.9%1883.8%1503.1%1453.0%1172.4%207742.5%4892100.0%CR541.4%CR1057.5%202174514.7%67013.2%64012.6%58011.4%65612.9%出货量(MW)占比（%）出货量(MWh)占比（%）出货量(MWh)占比（%）4158.2%4058.0%3356.6%3206.3%3106.1%0.0%5076100.0%CR564.8%CR10100.0%2021237747.7%146729.4%4859.7%1503.0%1202.4%901.8%781.6%781.6%781.6%661.3%0.0%4988100.0%CR592.2%CR10100.0%出货量(MWh)占比（%）2025E123850.050%55883.271.5%41283.340.91%23306.562.35%工作表说明美国储能市场年产值（百万美元）本工作表包含：美国季度储能装机及预测数据数据来源：美国储能协会、WoodMackenzie美国储能市场新增装机（MWh）美国储能市场新增装机（MW）美国年度储能分布（MWh）02004006008001,0001,2001,400居民（MWh）非居民（MWh）表前市场（MWh）02004006008001,000居民（MW）非居民（MW）表前市场（MW）05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,000居民（MWh）非居民（MWh）表前市场（MWh）05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000居民（MWh）非居民（MWh）表前市场（MWh）02004006008001,0001,2001,4001,6001,800居民（MW）非居民（MW）表前市场（MW）05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,000居民（MWh）非居民（MWh）表前市场（MWh）01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000居民（百万美元）非居民（百万美元）表前市场（百万美元）01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000居民（百万美元）非居民（百万美元）表前市场（百万美元）2015Q12015Q22015Q32015Q48.4234.8855.3370.961.201.203.612.416.0110.8225.2620.451.2022.8526.4648.118.5340.5163.97110.872.134.2612.7910.666.4036.2551.17100.21201220132014201585.0051.0089.00169.0084.5085.0051.0089.0084.50美国储能市场年产值（百万美元）313.00110.00140.00297.00居民（百万美元）非居民（百万美元）74.25表前市场（百万美元）313.00110.00140.00222.75WoodMackenzie数据美国储能市场新增装机（MWh）居民（MWh）非居民（MWh）表前市场（MWh）美国储能市场新增装机（MW）居民（MW）非居民（MW）表前市场（MW）WoodMackenzie数据美国年度储能分布（MWh）居民（MWh）非居民（MWh）表前市场（MWh）#V2016Q12016Q22016Q32016Q42017Q12017Q22017Q337.2948.1140.89233.33315.1256.5351.722.412.412.412.413.616.019.6215.6419.2425.2614.4314.4331.2720.4519.2426.4613.23216.49297.0819.2421.6542.6442.6427.72140.7298.0840.5146.912.132.134.268.5310.6612.798.536.4017.068.5334.1231.9814.93132.2089.5521.3234.122016201720182019202020212022E358.00530.00812.001056.003751.0010165.2921623.00180.44264.00523.40990.301823.63179.00176.67180.44352.00261.70353.001042.07179.00353.33451.11440.002965.918821.9918757.30341.00358.00513.00692.001674.007077.0047.73171.00262.48400.821088.7773.0795.47146.57214.76165.04473.38267.93214.80195.43214.761108.145514.85#VALUE!2017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q2108.25128.69168.39137.11377.66317.53168.3920.4537.2960.1448.1144.5056.5381.7961.3427.6648.1134.8878.18109.4556.5326.4663.7560.1454.12254.98151.5530.0766.1044.7866.1061.83162.05157.7876.768.5314.9325.5921.3219.1923.4534.1227.7212.7921.3214.9329.8544.7823.4529.8517.0619.1925.59113.0189.5519.192023E2024E2025E2026E24800.0026804.0030565.0034784.002601.402775.82在下方再做个表，4076.931474.131734.892170.812168.5820724.4822293.2925007.7328538.497559.007663.008261.008972.001398.061395.421585.921799.13592.40614.93710.11733.865568.545652.655964.966439.012019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q1264.61294.67257.39248.97495.531224.40910.4887.8093.81102.23111.86119.07206.87263.4056.5398.6378.1873.3766.1576.9866.15120.28102.2376.9863.75310.31940.55580.93106.61168.44119.40130.06179.10906.18281.4536.2538.3842.6446.9151.1789.55108.7423.4542.6431.9829.8529.8534.1227.7246.9187.4244.7853.3098.08782.52144.992021Q22021Q32021Q41012.713515.104727.00218.90225.00283.0063.7592.10131.00730.063198.004313.00345.421139.501613.0091.6897.90123.0034.1243.6058.00219.62998.001432.00工作表说明光伏累计装机规模风电累计装机规模全球数据：国际能源协会中国数据：国家能源局201720182019202020212022E2023E2024E2025E04008001200160020002400全球光伏累计装机规模（GW)中国光伏累计装机规模（GW)201720182019202020212022E2023E2024E2025E02004006008001000120014001600全球风电累计装机规模（GW)中国风电累计装机规模（GW）全球2011201220132014201572.22101.75137.23175.62223.20YOY40.89%34.87%27.98%27.10%29.535.538.447.6YOY20.16%8.20%23.96%220.12266.92299.84349.31416.17陆风216.35261.58292.67340.82404.45海风3.785.337.178.4911.72YOY21.26%12.33%16.50%19.14%47334967陆风45314864海风2213YOY-29.65%50.26%35.16%中国2011201220132014201543.18YOYYOY129.34YOYYOY数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心海外20112012201320142015180.02YOYYOY286.83YOYYOY数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心光伏累计规模（GW)光伏新增规模（GW)风电累计规模（GW）风电新增规模（GW）数据来源：IRENA，广发证券发展研究中心https://www.irena.org/Statistics/View-Data-by-Topi光伏累计规模（GW)光伏新增规模（GW)风电累计规模（GW）风电新增规模（GW）光伏累计规模（GW)光伏新增规模（GW)风电累计规模（GW）风电新增规模（GW）#VALUE!2016201720182019202020212022E2023E295.23390.21483.01584.69710.28843.091070.721338.4032.27%32.17%23.78%21.05%21.48%18.70%27.00%25.00%72959310212613322826851.35%31.87%-2.29%9.56%23.53%5.74%71.40%17.59%466.87514.22563.47621.27731.76824.87948.611090.90452.52495.38539.84592.89697.40769.2014.3418.8423.6328.3834.3655.6812.18%10.14%9.58%10.26%17.79%12.72%15.00%15.00%514749581109312414248434453105723455621-24.18%-6.60%4.02%17.37%91.15%-15.73%32.89%15.00%2016201720182019202020212022E2023E77.42130.2174.46204.3253.43305.99391.66489.5879.30%68.17%33.99%17.10%24.05%20.74%28.00%25.00%34.2452.7844.2629.8449.1352.5685.6897.9254.15%-16.14%-32.58%64.64%6.98%63.02%14.29%148.64163.67184.26201.05281.53329.10388.34454.3614.92%10.11%12.58%9.11%40.03%16.90%18.00%17.00%19.3015.0320.5916.7980.4847.5759.2466.02-22.12%36.99%-18.46%379.33%-40.89%24.53%11.44%2016201720182019202020212022E2023E217.81260.01308.55380.39456.85537.10679.06848.8220.99%19.37%18.67%23.28%20.10%17.57%26.43%25.00%37.7842.2048.5471.8376.4680.25141.96169.7611.68%15.04%47.97%6.45%4.95%76.90%19.59%318.23350.55379.21420.22450.23495.77560.27636.5410.95%10.16%8.18%10.82%7.14%10.11%13.01%13.61%31.4032.3228.6641.0130.0145.5464.4976.272.94%-11.32%43.10%-26.82%51.74%41.62%18.27%tatistics/View-Data-by-Topic/Capacity-and-Generation/Statistics-Time-Series2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E1632.851959.422312.112682.053057.543455.023869.6222.00%20.00%18.00%16.00%14.00%13.00%12.00%29432735337037539741510.00%10.91%8.00%4.89%1.50%5.86%4.31%1254.531442.711630.261809.591990.552149.792257.2815.00%15.00%13.00%11.00%10.00%8.00%5.00%16418818817918115910715.00%15.00%-0.33%-4.38%0.91%-12.00%-32.50%2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E602.18722.62852.69989.121127.601274.191427.0923.00%20.00%18.00%16.00%14.00%13.00%12.00%112.60120.44130.07136.43138.48146.59152.9015.00%6.96%8.00%4.89%1.50%5.86%4.31%527.05606.11684.90760.24836.27903.17948.3316.00%15.00%13.00%11.00%10.00%8.00%5.00%72.7079.0678.7975.3476.0266.9045.1610.12%8.75%-0.33%-4.38%0.91%-12.00%-32.50%2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E1030.661236.801459.421692.931929.942180.832442.5321.42%20.00%18.00%16.00%14.00%13.00%12.00%181.84206.13222.62233.51237.01250.89261.707.12%13.36%8.00%4.89%1.50%5.86%4.31%727.48836.60945.361049.351154.281246.621308.9614.29%15.00%13.00%11.00%10.00%8.00%5.00%90.94109.12108.76103.99104.9392.3462.3319.23%20.00%-0.33%-4.38%0.91%-12.00%-32.50%采用CPIA乐观估计采用CPIA乐观估计工作表说明123总计汇总（单位：万千瓦）1省份总规模2内蒙古202086011603青海10903007904甘肃8553305255陕西1250800450总计宁夏300200100新疆2402400辽宁410135275吉林730400330黑龙江28002801河北3001301702山西200150503山东20002004四川14080605云南270148122总计贵州300160140广西600398202安徽1204080湖南1005050新疆生产建设兵团3001501501总计9705457151342其中3国网地区8535386546704南网地区1170706464总计风电项目1360690670光伏项目205086011901风光项目615528813274总计光储项目140140012总计1总计本工作表包含：第一批100GW风、光大基地项目名单（截止2021/12/24）数据来源：北极星风力发电网整理2022年投产2023年投产12总计12总计123总计123总计12总计123总计12总计1总计1总计1总计12总计123总计1总计1总计12总计一、内蒙古（3个、1234567891011121314151617181920123456789101112131415161718二、青海（5个、三、甘肃（4个、四、陕西（2个、五、宁夏（2个、六、新疆自治区（七、新疆生产建设兵团（一、内蒙古（5个、二、甘肃（1个、三、陕西（1个、四、辽宁（3个、五、吉林（3个、六、黑龙江（2个、七、河北（3个、八、山西（2个、19202122232412345612312345九、山东（1个、十、四川（1个、十一、安徽（1个、十二、湖南（1个、一、云南（1个、二、贵州（2个、三、广西（3个、3个、800万千瓦5个、1220万千瓦#VAL内蒙古自治区第一批大型风项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁400200200800二、其他1204002004001001220青海省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁3401903001601001090甘肃省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁150285100120655二、其他200200陕西省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁600300900二、其他350350宁夏自治区第一批大型风电项目名称建设规模（万千瓦）蒙西昭沂直流外送400万千瓦风光项目蒙西托克托外送200万千瓦风光项目蒙西库布其200万千瓦光伏治沙项目3个项目蒙中乌兰察布120万千瓦风电项目蒙中锡盟特高压外送二期400万千瓦风光项目蒙中锡盟上都外送200万千瓦风电项目蒙东鲁固直流外送400万千瓦风电项目蒙东伊穆直流外送岭东100万千瓦风光项目5个项目青豫直流外送二期海南340万千瓦风光项目青豫直流外送二期海西190万千瓦风光项目海南300万千瓦光伏项目海西160万千瓦光伏光热项目海西茫崖100万千瓦风电项目5个项目河西武威张掖150万千瓦光伏治沙项目河西酒泉285万千瓦风光热项目河西酒泉金塔100万千瓦光伏项目河西酒钢120万千瓦风光项目4个项目陇东庆阳白银20万千瓦风光项目1个项目陕北陕武直流外送一期600万千瓦风光项目陕北锦界府谷外送300万千瓦风光项目2个项目关中渭南350万千瓦风光项目1个项目一、沙漠戈壁100200300新疆自治区第一批大型风电项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁100140240辽宁省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他140150120410吉林省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他300140290730黑龙江省第一批大型风电项目名称建设规模（万千瓦）二、其他140140280河北省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他100100100300山西省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他100100200山东省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他宁夏银东直流外送100万千瓦光伏项目宁夏灵绍直流外送200万千瓦光伏项目2个项目北疆乌鲁木齐100万千瓦风光项目南疆140万千瓦光储项目2个项目辽西北阜新140万千瓦风光项目辽西北铁岭150万千瓦风光项目辽西北朝阳120万千瓦风光项目3个项目吉西鲁固直流外送300万千瓦风电项目吉西鲁固直流外送白城140万千瓦风光热项目吉西290万千瓦就地消纳风光项目3个项目黑龙江哈尔滨140万千瓦风电项目黑龙江大庆140万千瓦风光项目2个项目张家口蔚县外送100万千瓦风光项目张家口张北县100万千瓦风电项目承德丰宁风光氢储100万千瓦风光项目3个项目山西运城100万千瓦风光项目山西晋中10万千瓦风光项目2个项目200200四川省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他140140云南省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他270270贵州省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他150150300广西自治区第一批大型风电项目名称建设规模（万千瓦）二、其他140260200600安徽省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他120120湖南省第一批大型风电光项目名称建设规模（万千瓦）二、其他100100新疆生产建设兵团第一批大型项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁200100300国家电网公司第一批大型风项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁山东鲁北200万千瓦光伏项目1个项目川西140万千瓦风光项目1个项目金沙江下游云南侧270万千瓦风光项目1个项目贵州毕节150万千瓦光伏项目贵州黔南150万千瓦光伏项目2个项目广西红水河140万千瓦光伏项目广西南宁横州260万千瓦风光项目广西崇左200万千瓦风光项目3个项目安徽省阜阳南部120万千瓦风光项目1个项目湖南娄底生态治理100万千瓦光伏项目1个项目兵团南疆200万千瓦风光项目兵团北疆石河子100万千瓦光伏项目2个项目、内蒙古（3个、800万千瓦）400200200340190300160100150285100120600300100200100140200100二、其他120400200400100200350140150120300140290140140100100100蒙西昭沂直流外送400万千瓦风光项目蒙西托克托外送200万千瓦风光项目蒙西库布其200万千瓦光伏治沙项目、青海（5个、1090万千瓦）青豫直流外送二期海南340万千瓦风光项目青豫直流外送二期海西190万千瓦风光项目海南300万千瓦光伏项目海西160万千瓦光伏光热项目海西茫崖100万千瓦风电项目、甘肃（4个、655万千瓦）河西武威张掖150万千瓦光伏治沙项目河西酒泉285万千瓦风光热项目河西酒泉金塔100万千瓦光伏项目河西酒钢120万千瓦风光项目、陕西（2个、900万千瓦）陕北陕武直流外送一期600万千瓦风光项目陕北锦界府谷外送300万千瓦风光项目、宁夏（2个、300万千瓦）宁夏银东直流外送100万千瓦光伏项目宁夏灵绍直流外送200万千瓦光伏项目、新疆自治区（2个、240万千瓦）北疆乌鲁木齐100万千瓦风光项目南疆140万千瓦光储项目、新疆生产建设兵团（2个、300万千瓦）兵团南疆200万千瓦风光项目兵团北疆石河子100万千瓦光伏项目、内蒙古（5个、1220万千瓦）蒙中乌兰察布120万千瓦风电项目蒙中锡盟特高压外送二期400万千瓦风光项目蒙中锡盟上都外送200万千瓦风电项目蒙东鲁固直流外送400万千瓦风电项目蒙东伊穆直流外送岭东100万千瓦风光项目、甘肃（1个、200万千瓦）陇东庆阳白银20万千瓦风光项目、陕西（1个、350万千瓦）关中渭南350万千瓦风光项目、辽宁（3个、410万千瓦）辽西北阜新140万千瓦风光项目辽西北铁岭150万千瓦风光项目辽西北朝阳120万千瓦风光项目、吉林（3个、730万千瓦）吉西鲁固直流外送300万千瓦风电项目吉西鲁固直流外送白城140万千瓦风光热项目吉西290万千瓦就地消纳风光项目、黑龙江（2个、280万千瓦）黑龙江哈尔滨140万千瓦风电项目黑龙江大庆140万千瓦风光项目、河北（3个、300万千瓦）张家口蔚县外送100万千瓦风光项目张家口张北县100万千瓦风电项目承德丰宁风光氢储100万千瓦风光项目、山西（2个、200万千瓦）100100200140120100南方电网公司第一批大型风项目名称建设规模（万千瓦）二、其他270150150140260200内蒙古电力公司第一批大型风项目名称建设规模（万千瓦）一、沙漠戈壁400200200二、其他120400200400100山西运城100万千瓦风光项目山西晋中10万千瓦风光项目、山东（1个、200万千瓦）山东鲁北200万千瓦光伏项目、四川（1个、140万千瓦）川西140万千瓦风光项目一、安徽（1个、120万千瓦）安徽省阜阳南部120万千瓦风光项目二、湖南（1个、100万千瓦）湖南娄底生态治理100万千瓦光伏项目、云南（1个、270万千瓦）金沙江下游云南侧270万千瓦风光项目、贵州（2个、300万千瓦）贵州毕节150万千瓦光伏项目贵州黔南150万千瓦光伏项目、广西（3个、600万千瓦）广西红水河140万千瓦光伏项目广西南宁横州260万千瓦风光项目广西崇左200万千瓦风光项目、800万千瓦蒙西昭沂直流外送400万千瓦风光项目蒙西托克托外送200万千瓦风光项目蒙西库布其200万千瓦光伏治沙项目、1220万千瓦蒙中乌兰察布120万千瓦风电项目蒙中锡盟特高压外送二期400万千瓦风光项目蒙中锡盟上都外送200万千瓦风电项目蒙东鲁固直流外送400万千瓦风电项目蒙东伊穆直流外送岭东100万千瓦风光项目#VALUE!内蒙古自治区第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区阿拉善左旗、乌拉特后旗、杭锦旗95%呼和浩特95%杭锦旗95%二、其他地区乌兰察布市98%锡林郭勒盟95%锡林郭勒盟95%兴安盟、通辽市95%呼伦贝尔盟95%青海省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区共和县84%格尔木、茫崖、大柴旦84%共和县、兴海县84%格尔木、德令哈84%茫崖84%甘肃省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区武威市、张掖市85%酒泉市85%酒泉市金塔县85%酒泉市、嘉峪关市98%二、其他地区庆阳市、白银市陕西省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区榆林市、延安市95%锦界、府谷95%二、其他地区渭南市95%宁夏自治区第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率不低于80%一、沙漠戈壁荒漠地区银川、吴忠95%银川、吴忠95%新疆自治区第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区乌鲁木齐市95%喀什、克州、巴州、阿克苏、和田95%辽宁省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区阜新市彰武、阜蒙等95%铁岭市昌图、西丰、清河等95%朝阳市朝阳县、北票市等95%吉林省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区松原市、白城市95%白城市95%四平市、白城市95%黑龙江省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区松北区、阿城区、尚志市、巴彦县、呼兰县、通河县、依兰县95%林甸县、大庆油田、龙凤区、大同区、让胡路区95%河北省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区张家口市蔚县、阳原县、宣化区、怀安县95%张家口市张北县95%承德市丰宁县95%山西省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区闻喜县、芮城县95%昔阳县、和顺县95%山东省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区东营市、潍坊市95%四川省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区凉山州、甘孜州95%云南省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区昆明市、邵通市、曲靖市、楚雄州95%贵州省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区毕节市威宁县、赫章县和七星关区95%黔南州独山县、平塘县、荔波县、福泉市95%广西自治区第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区百色市、贵港市、来宾市、南宁市95%南宁市横州市95%崇左市江州区、宁明县、扶绥县、大新县、龙州县95%安徽省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区安徽省阜阳市颍上县、阜南县95%湖南省第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区湖南省娄底市冷水江市、涟源市、新化县95%新疆生产建设兵团第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区兵团第一、二、三、十四师95%兵团第八师95%国家电网公司第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区阿拉善左旗、乌拉特后旗、杭锦旗95%呼和浩特95%杭锦旗95%共和县84%格尔木、茫崖、大柴旦84%共和县、兴海县84%格尔木、德令哈84%茫崖84%武威市、张掖市85%酒泉市85%酒泉市金塔县85%酒泉市、嘉峪关市98%榆林市、延安市95%锦界、府谷95%银川、吴忠95%银川、吴忠95%乌鲁木齐市95%喀什、克州、巴州、阿克苏、和田95%兵团第一、二、三、十四师95%兵团第八师95%二、其他地区乌兰察布市98%锡林郭勒盟95%锡林郭勒盟95%兴安盟、通辽市95%呼伦贝尔盟95%庆阳市、白银市渭南市95%阜新市彰武、阜蒙等95%铁岭市昌图、西丰、清河等95%朝阳市朝阳县、北票市等95%松原市、白城市95%白城市95%四平市、白城市95%松北区、阿城区、尚志市、巴彦县、呼兰县、通河县、依兰县95%林甸县、大庆油田、龙凤区、大同区、让胡路区95%张家口市蔚县、阳原县、宣化区、怀安县95%张家口市张北县95%承德市丰宁县95%不低于80%闻喜县、芮城县95%昔阳县、和顺县95%东营市、潍坊市95%凉山州、甘孜州95%安徽省阜阳市颍上县、阜南县95%湖南省娄底市冷水江市、涟源市、新化县95%南方电网公司第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率二、其他地区昆明市、邵通市、曲靖市、楚雄州95%毕节市威宁县、赫章县和七星关区95%黔南州独山县、平塘县、荔波县、福泉市95%百色市、贵港市、来宾市、南宁市95%南宁市横州市95%崇左市江州区、宁明县、扶绥县、大新县、龙州县95%内蒙古电力公司第一批大型风电光伏基地建设项目清单建设位置承诺利用率一、沙漠戈壁荒漠地区阿拉善左旗、乌拉特后旗、杭锦旗95%呼和浩特95%杭锦旗95%二、其他地区乌兰察布市98%锡林郭勒盟95%锡林郭勒盟95%兴安盟、通辽市95%呼伦贝尔盟95%240160100100020060600400160402002001000802606013080220401204060100500285802050701001004002002001002001502022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）100010010010001400459550100408020010001402009001400140100030700100752575252022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）02008060148122807080701004022139771234080505010010050502022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）240160100100020080260601308022040120406010050028580205070400200200100100010010010001400100100505060600400160402002001000100100200150459550100408020010001402009001400140100030700100752575250200806040805050148122807080701004022139771232401601001000200606004001604020020010002022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）2022年投产容量（万千瓦）2023年投产容量（万千瓦）工作表说明时间2021.03.012021.01.27时间2021.12.222021.11.102021.10.242021.10.12时间2021.01.292020.12.04时间2021.12.072021.03.162021.01.22时间2021.07.222021.06.152021.06.012021.05.20时间2021.122021.10.16时间2021.10.22本工作表包含：国资央企储能布局重要事件（截止2021/12/24）数据来源：北极星储能网整理2021.06.182021.01时间2021.092021.05.112020.11.27时间2021.08.102021.03时间2021.12.102021.09.242021.09.012021.06.20#VALUE!国家电网主要内容董事长辛保安在“达沃斯议程”对话会中指出推进抽水蓄能与储能建设，建设能源互联网，将有力支撑各种能源设备的灵活接入，提高系统智能南方电网主要内容南网科技在上交所科创板挂牌上市，主要提供储能系统技术服务，其中以系集成服务为主。国家电投主要内容在改革三年行动部署会中，国家电投董事长钱智民表示要在储能、氢能、分布式光伏平台打造独角兽企业。国家能源集团主要内容国家能源集团氢能（低碳）研究中心在江门正式揭牌成立，将创建风光水火储及耦合制氢应用示范基地。国家能源集团召开改革三年行动推进会，王祥喜强调着力推进企业绿色转型，加快新能源和可再生能源开发。中国能建主要内容中国能建与宁德时代签约，将在储能系统产品和储能项目等展开合作。中国能建与中国铁建在京签订战略合作协议。中国电建主要内容中国电建获批牵头建设水风光储能源技术创新中心。山东电力建设与华为数字能源技术有限公司成功签约沙特红海新城储能项目，将携手为沙特红海新城提供智能储能系统。中国华电主要内容中国华电与宁德时代签署战略合作协议，双方将在储能、新能源、综合智慧能源等领域加强合作，为我国能源转型发展做出贡献。国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，提出完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制，建立储能电站投资回报机制；提升灵活调节电源电源，发展“新能源+储能”、光热发电。文山电力拟置入资产为南方电网公司旗下南方电网调峰调频公司100%股权，文山电力主要业务将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能南方电网召开抽水蓄能建设动员会，提出未来十年建成投产2100万千瓦抽水蓄能；从“十四五”到“十六五”期间持续加大投资力度，争取20能装机3600万千瓦。南方电网公司在2021年服务碳达峰、碳中和促进清洁能源消纳专项行动中表示，未来将大力推进新能源配置储能，按需加快抽水蓄能项目建设国家电投部署2021年重点任务，力争全年新增新能源装机不低于1500万千瓦。国能新能源产业投资基金合伙协议在北京顺利签署，该基金整体规模为100.2亿元，主要投资方向为风电、光伏产业，以及氢能、储能、综合智的新技术项目，预计将撬动约500亿元的资金流向新能源产业，促使超过600万千瓦的风电、光伏项目落地。中国能建签约平陆县100MW农光互补+120MW渔光互补+175MW分布式光伏+200MW抽水蓄能发电+后续1GW农光发电项目，拟5年内在上100亿元。中国能建规划设计集团（中电工程）签署张掖市光、储、氢综合应用示范项目投资合作协议，项目涉及1000MW新能源发电，以及储能、氢能容，有望成为西北地区首个光、储、氢综合应用一体化项目。中国华电集团发布“十三五”碳排放白皮书暨碳达峰行动方案，提出大力推进储能技术，特别是氢能关键技术的研发与应用。中国华能主要内容华能清能院与中国电科院电池储能技术共享实验室签约，将在储能技术的基础实验设施共享、检测和研究应用等方面进一步加强合作。中国大唐主要内容中国大唐集团有限公司召开经济活动分析例会，提出持续跟进风光水火储一体化项目，推动综合智慧能源、储能、氢能等新业态协同发展。中国大唐集团未来能源科技创新中心与广东省能源高效清洁利用重点实验室，联合成立“大规模可再生能源储能技术研发中心”。三峡集团主要内容三峡能源庆云储能电站示范项目开工，该项目是三峡集团首个独立储能电站。三峡新能源与阳光新能源、金风科技等成立合资平台公司，主营储能系统研发以及储能、风电、光伏电站的开发建设运营。中国华电2021年工作会议，明确提出以更大力度发展风光电，着力下好“建”“选”“储”三步棋；持续推进水电发展，积极推进金上水电开发，让绿鲜明底色。中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪同吉林省委书记景俊海举行会谈，华能将助力吉林“十四五”三个“一千万”千瓦发展目标，带动风备制造业发展，打造华能新能源发展的“吉林样板”。华能今年陆续启动众多风光储一体化项目。华能集团召开“十四五”规划院士专家研讨会，初步估算在“十四五”期间新能源调整的投资力度在7000亿人民币左右；并提出了“两线两化”的战略和东南两线突出基地化、规模化、一体化发展模式，为海上风电发展探索一条精准化发展之路。三峡电能与江苏钢协签订战略合作，首期2GWh储能及100亿低碳基金。三峡能源、山东省能源局与山东科技大学签署战略合作协议，决定共建“山东科技大学储能技术学院”，加快建立发展储能技术学科专业，以产教产业高质量发展。工作表说明数据来源：全国新能源消纳监测预警中心弃风率弃光率地区全国北京天津河北山西山东蒙西蒙东辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南重庆四川陕西甘肃1月2月3月2018-2021年10月弃风率4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2018-2021年10月弃光率2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月0%2%4%6%8%10%12%20182019202020211月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月0%2%4%6%8%2018201920202021青海宁夏新疆西藏广东广西海南贵州云南#VALUE!201820192020202120228.6%3.9%2.5%3.0%1.8%8.6%5.0%7.9%5.4%3.5%8.3%3.5%3.7%3.7%3.9%10.0%4.6%2.8%3.1%5.2%8.8%5.7%3.6%3.7%5.3%6.4%5.5%2.8%2.2%3.7%2.7%1.7%1.4%4.1%3.1%2.0%1.7%6.5%3.1%2.9%1.9%7.4%3.5%3.2%2.8%3.5%3.7%4.3%3.4%5.3%3.1%2.9%3.1%201820192020202120224.6%2.4%2.8%1.9%1.7%6.9%3.3%5.6%3.4%3.7%2.9%2.6%1.8%2.1%2.8%3.5%2.6%1.3%2.5%2.4%4.2%2.0%1.6%1.7%2.0%2.9%1.2%1.2%1.2%1.6%0.9%0.5%1.4%1.7%0.9%0.9%1.6%1.7%1.3%1.2%2.4%4.3%1.9%2.1%2.6%2.1%2.6%2.7%2.3%3.5%2.7%2.8%1.8%19Q119H119Q1-31920Q196.0%95.3%95.8%96.0%95.3%100.0%100.0%100.0%100.0%98.9%100.0%100.0%100.0%100.0%99.0%94.9%95.8%96.0%95.2%94.0%98.4%99.0%99.2%98.9%92.6%99.5%99.8%99.8%99.9%94.6%91.8%89.8%91.9%91.0%86.3%93.7%95.0%95.9%96.2%97.4%99.3%99.4%99.5%99.6%99.2%95.7%96.7%97.3%97.5%97.3%97.5%98.0%98.2%98.7%98.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%97.1%97.6%98.2%93.3%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%97.9%98.9%99.2%99.4%99.0%90.5%89.9%91.1%92.4%92.5%98.8%98.6%98.4%97.5%97.2%96.9%97.6%98.2%98.1%96.7%84.8%83.0%84.6%86.0%87.7%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.7%99.3%99.4%99.6%99.8%99.7%99.7%99.7%99.8%98.2%风20H120Q1-32021Q121H121Q1-32196.1%96.6%96.5%96.0%96.4%96.9%96.9%99.4%99.5%99.7%99.9%99.9%99.9%100.0%99.6%99.7%99.8%99.9%100.0%100.0%100.0%95.4%96.2%95.3%94.5%95.0%95.8%95.4%96.3%98.9%96.7%95.0%96.6%97.3%97.5%97.5%98.1%96.8%96.7%98.2%98.6%98.5%90.2%92.0%93.0%86.7%89.5%91.1%91.1%97.5%97.9%97.7%96.7%96.9%97.5%97.6%99.4%99.4%99.0%97.2%97.7%98.1%98.0%98.1%98.1%97.6%96.3%96.3%97.0%97.1%99.2%99.3%99.5%98.2%98.8%99.0%98.1%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%99.8%99.2%99.2%99.2%98.3%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%94.8%94.3%94.5%99.9%98.0%98.6%99.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.9%97.3%97.0%96.5%97.4%97.9%97.7%92.6%93.6%93.6%95.6%95.6%96.1%95.9%96.2%96.3%95.3%87.9%88.2%88.8%89.3%97.9%98.2%97.8%96.3%97.0%97.6%97.6%88.1%89.7%89.7%93.5%92.3%92.6%92.7%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.6%99.7%99.7%99.5%99.6%99.5%99.5%99.1%99.3%99.4%99.9%99.9%99.9%99.9%风电利用率22Q12021.52021.62021.72021.82021.92021.1096.8%96.3%97.8%98.6%98.3%98.1%97.2%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%96.2%94.5%97.5%99.4%99.1%99.4%98.6%96.0%97.8%98.6%99.8%99.9%99.4%99.7%95.8%99.6%99.7%100.0%100.0%99.6%99.3%89.2%91.2%96.4%98.8%97.5%97.0%97.7%97.4%96.0%98.0%100.0%99.2%99.2%96.8%98.4%97.9%100.0%100.0%99.9%99.7%94.3%93.8%96.7%98.3%100.0%100.0%99.3%94.8%96.8%99.4%100.0%100.0%100.0%100.0%93.8%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.3%96.1%98.6%100.0%100.0%100.0%97.3%94.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%91.8%98.9%99.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%93.5%97.7%99.3%99.1%99.2%99.0%97.5%94.5%96.0%96.6%98.0%96.3%97.2%92.9%94.1%88.9%92.7%94.7%91.8%83.2%88.0%97.1%97.6%99.4%99.7%99.0%97.7%97.5%94.8%89.8%92.3%92.1%93.7%94.2%90.3%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.8%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.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%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.7%99.6%99.3%99.7%99.6%98.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.9%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.5%97.8%96.4%95.6%99.1%97.6%97.5%99.6%99.3%95.6%97.6%98.4%98.6%98.5%82.1%73.9%77.2%90.8%94.2%95.5%91.0%99.2%96.9%96.7%94.4%98.1%97.8%97.8%98.8%98.9%96.4%97.5%98.5%99.3%97.5%92.7%88.1%85.1%78.9%70.7%73.5%78.1%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%99.1%99.4%99.3%99.0%99.8%98.9%98.7%99.9%100.0%100.0%100.0%99.2%100.0%2022.32022.42022.52022.62022.797.2%97.6%98.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%96.3%96.6%97.8%98.6%99.6%99.4%97.4%97.3%98.0%97.3%97.5%97.5%97.3%96.5%99.4%98.1%98.7%99.7%94.6%95.0%98.2%95.6%94.6%99.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.3%99.6%99.5%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%96.2%97.4%97.8%97.1%96.9%96.2%90.2%89.9%83.7%94.3%97.9%99.2%98.3%96.0%98.9%75.6%77.8%85.8%99.7%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%100.0%98.1%99.7%99.7%99.8%99.3%99.7%工作表说明不同省份度电成本测算宁夏青海海西甘肃Ⅰ类新疆Ⅰ类内蒙古Ⅰ类北京天津黑龙江吉林辽宁备注四川云南内蒙古Ⅱ类河北Ⅱ类山西Ⅱ类陕西Ⅱ类青海Ⅱ类甘肃Ⅱ类新疆Ⅱ类河北Ⅲ类山西Ⅲ类陕西Ⅲ类上海江苏浙江安徽福建江西山东河南湖北湖南广东广西海南重庆贵州数据来源：https://guangfu.bjx.com.cn/news/20200928/1107469.shtml（北极星储能网）CPIA：中国光伏产业发展路线图（2020版）《光伏发电系统效能规范》:https://guangfu.bjx.com.cn/news/20210202/1133931.shtml通常用LCOE（LevelizedCostofElectricity,平准发电成本）来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，并可用来与其他电源发电成本对比。在全投资模型下，LCOE与初始投资、运维费用、发电小时数有关。2020年,全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.2、0.24、0.29、0.35元/kWh。随着组件、逆变器等关键设备的效率提升，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提高，2021年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价。#VALUE!光照条件15020.37690.34420.31140.278616960.33370.30470.27570.244615800.35820.32710.29590.264814600.35060.21010.28960.259115120.37440.34190.30930.276813500.41920.38280.34630.309913180.42940.38210.35470.217413140.43090.39340.35590.318513190.42910.39170.35440.317112900.43860.40050.36230.32428000.7070.64550.5840.522613250.42730.39010.3530.315815490.36540.33360.30180.270114320.39530.36090.32650.292214220.3980.36340.32880.294214980.37780.34490.31210.279215460.36610.33430.30250.270613740.41180.3760.34020.304414360.3940.35980.32550.291314100.40150.36660.33160.296712630.44820.40920.37030.331311530.49080.44810.40540.362711790.48020.43840.39670.354911070.51140.46690.42240.37810600.53370.48730.44090.394511290.50130.45770.41420.370611030.51290.46830.42370.379110320.54860.50090.45320.405513590.41650.38030.34410.307812700.44550.40680.3680.32939990.56680.51760.47830.4199430.60010.54790.49570.443510770.52550.47980.43410.388410420.53430.49610.44890.401613330.42440.38750.35060.31376860.82560.73580.6820.61029530.59380.54220.49050.43894.5元/W4元/W3.5元/W3元/W#VALUE!201120122013全球新增乐观29.8031.3737.65保守29.8031.3737.65中国新增乐观3.284.9211.48保守3.284.9211.48202020212023组件价格1.561.471.32集中式逆变器0.100.100.10固定式支架0.320.300.29建安费用0.620.590.58一次设备0.420.420.40二次设备0.080.080.06电缆价格0.210.200.21土地成本0.190.200.19电网接入成本0.240.190.16管理费用0.250.250.25总计3.983.813.58202020212023组件价格1.541.451.30集中式逆变器0.170.150.14固定式支架0.190.200.19建安费用0.460.430.42电缆价格0.230.230.23电网接入成本0.120.120.11屋顶租赁0.050.050.05屋顶加固0.230.230.21一次设备0.260.250.26二次设备0.090.080.07管理费用0.040.050.06总计3.383.243.04202020212023集中式光伏电站0.0540.0510.049分布式光伏电站0.0460.0450.04020192020202120233.843.453.303.090.250.170.160.160.300.200.200.190.370.260.250.240.450.310.300.2820192020202120234.553.973.803.570.280.200.190.180.340.230.230.210.420.300.280.270.510.350.340.32CPIA全球及中国新增装机预测（GW）地面光伏系统初始全投资（元/W）工商业分布式光伏初始投资（元/W）电站运维成本（元/W/年）分布光伏电站LCOE测算（元/KWh）初始投资(元/W)(左轴)1800h(元/KWh)1500h(元/KWh)1200h(元/KWh)1000h(元/KWh)集中式光伏电站LCOE测算（元/KWh）初始投资(元/W)1800h(右轴)1500h(右轴)1200h(右轴)1000h(右轴)201420152016201720182019202040.7851.7669.02100.39103.53114.51128.6340.7851.7669.02100.39103.53114.51128.6310.9415.8635.0053.5944.8430.6348.6710.9415.8635.0053.5944.8430.6348.672025202720301.201.151.100.090.090.080.280.280.280.570.530.530.390.390.380.080.080.080.200.190.190.180.190.190.150.140.130.240.230.213.373.253.152025202720301.161.101.070.140.140.140.170.180.150.440.440.420.210.190.210.090.080.070.050.070.070.210.200.180.240.240.240.090.070.040.050.050.102.852.762.692025202720300.0460.0460.0440.0380.0370.0352025202720302.902.822.740.150.150.140.180.170.170.220.220.210.270.260.252025202720303.353.243.140.170.170.160.210.200.190.260.250.240.310.300.292021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E169.31224.31268.24299.61329.41359.22365.49149.02178.82208.63238.43268.24299.61313.7365.6374.9290.23100.08109.92121.95128.5255.2360.7070.5580.3990.23100.08105.00工作表说明储能系统投资成本变化20192020202120232025202720300.00.51.01.52.02.50.00.20.40.60.81.0初始投资(元/Wh)3000次(右轴)4000次(右轴)5000次(右轴)6000次(右轴)#VALUE!抽水蓄能铅酸电池全钒液流电池钠硫电池15012034020010101010包含在储能系统成本中634101202.46.84电站残值（万元）36342022.5185130302.5120.4407.8234设计年限下的循环次数（次）16000300070004500100%70%90%100%76%80%72%83%121601680453637350.250.720.900.63储能系统初始投资20192020202120232.161.952.001.800.910.820.840.760.680.610.630.570.550.490.510.450.460.410.420.38系统能量成本（万元/MWh)功率转换成本（万元/MWh）土建成本（万元/MWh）电站运维（万元/MWh)其他成本（万元/MWh)总投资（万元/MWh)放电深度DOD（%）系统能量效率（%）全生命周期下充放电量（MWh)度电成本（元/KWh）初始投资(元/Wh)3000次(右轴)4000次(右轴)5000次(右轴)6000次(右轴)#VALUE!磷酸铁锂电池磷酸铁锂电池储能预测1201062.4618216.45194.81200.00180.00162.00145.80131.22600060006000600060006000600090%90%90%90%90%90%90%88%88%88%88%88%88%88%47524752475247524752475247520.460.410.420.380.340.310.282025202720301.621.461.310.680.610.550.510.460.410.410.370.330.340.310.28工作表说明6.75全球平均储能系统成本数据来源：彭博新能源https://mp.weixin.qq.com/s/uqsz1jAnHsG3wYJzAZPOYg美元汇率（￥/$）2019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E050100150200250300350电池组平衡系统PCSEMS变压器系统集成EPC磷酸铁锂电池60.0%PCS15.0%BMS10.0%EMS5.0%温控及消防5.0%集装箱及舱内设备5.0%全生命周期内有效调频响应次数（次）电站年运行天数300电站年运行比例82.19%1.82N2842105.26315789额定功率与额定容量比值1/3-1/6辅助调频持续时间（min）有效调频响应间隔时间（min)53.4%12.5%5.4%5.0%0.7%6.5%10.8%3.6%2.2%电池组平衡系统PCSEMS变压器系统集成EPC人工成本开发商利润#VALUE!$/KWh电池组平衡系统PCSEMS2019176351514202016535151420211493515142022E13529992023E12227892024E10926892025E10125892026E9325882027E8625782028E8024782029E7424782030E692478电池组平衡系统PCSEMS2019118823610195202011142361019520211006236101952022E91119661612023E82418254612024E73617654612025E68216954612026E62816954542027E58116947542028E54016247542029E50016247542030E46616247541586.253010.5储能电池系统成本拆分磷酸铁锂电池PCSBMSEMS60.00%15.00%10.00%5.00%额定功率额定容量响应时间电化学储能锂离子电池KW-MW百毫秒级铅酸电池kW-MW百毫秒级钠流电池kW-MW小时百毫秒级机械蓄能抽水蓄能100-2000MW小时分钟级飞轮储能5kW-1.5MW十毫秒级电磁储能超导储能1-100kW毫秒级超级电容器储能10kW-1MW秒毫秒级抽水蓄能全钒液流电池钠硫电池磷酸铁锂电池70064080015050505050包含在储能系统成本中64407.57.512.816364807.51059612022.5862.5798.8946225.5￥/KWh2020年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为235-446美元/千瓦时。成本范围包括储能时4小时储能系统平均成本为332美元/千瓦时，而1小时储能系统平均成本为2020年户用储能系统以铭牌容量计算的成本是684美元/千瓦时，接近户用储能系统成本范围的下分钟-小时分钟-小时秒-分钟秒-分钟储能电池成本（万元/MW）功率转换成本（万元/MW）土建成本（万元/MW）运维成本（万元/MW）电站残值（万元/MW）其他成本（万元/MW）总投资（万元/MW）系统寿命（年）25101010年运行天数（天）30030030030052225222全生命周期内有效调频响应次数（次1080000108000010800001080000调频出力系数（实际调频功率与电站0.80.80.80.87.997.408.762.09抽水蓄能铅酸电池全钒液流电池钠硫电池15012034020010101010包含在储能系统成本中634101202.46.84电站残值（万元）36342022.5185130302.5120.4407.8234设计年限下的循环次数（次）16000300070004500100%70%90%100%76%80%72%83%121601680453637350.250.720.900.63辅助调频持续时间（min）有效调频响应间隔时间（min)调频里程成本（元/MW)系统能量成本（万元/MWh)功率转换成本（万元/MWh）土建成本（万元/MWh）电站运维（万元/MWh)其他成本（万元/MWh)总投资（万元/MWh)放电深度DOD（%）系统能量效率（%）全生命周期下充放电量（MWh)度电成本（元/KWh）#VALUE!变压器系统集成EPC人工成本开发商利润总价格221391120333219311172992183010627921730101825921529101723921429101422121228101420921228101319921128913189211279131812102791317421026912167变压器系统集成EPC人工成本开发商利润总价格14142263741352248141282097447201814122203684118831411520368122174814101196681151613149519668951492148118968951411148118968881343147418961881276147418261881222146818261881175146817661811127温控及消防集装箱及舱内设备数据来源：5.00%5.00%中国储能网、星云股份：关于申请向特定对象发行股票审核问询函的回复循环寿命循环效率1000-1000085%-90%600-2500500-120070%-90%200-400>1200080%-90%300-500无限制75%-85%5-100>2000093%-95%1000-5000>10000095%-98%20+1500-1800>5000090%-95%20+1000-10000循环次数1201101009040000.490.460.420.3850000.390.360.330.3060000.330.300.280.2570000.280.260.240.22使用年限2502202001805-446美元/千瓦时。成本范围包括储能时长、项目规模、电池材料体系以及项目部署国家。元/千瓦时，而1小时储能系统平均成本为364美元/千瓦时。千瓦时，接近户用储能系统成本范围的下限，成本范围上限超过2000美元/千瓦时。使用寿命投资成本($/KWh)5-10年5-10年10-15年40-60年15年度电成本（元/KWh)电芯能量成本（万元/MWh)里程成本（元/KW)电芯功率成本（万元/MW)74.534.073.763.4583.963.563.293.0293.523.162.922.68103.172.852.632.41磷酸铁锂电池1201062.4618150.4500090%88%39600.382.2477511.71%2.0182510.37%1.8832510.75%1.7482511.58%1.6132512.13%1.4917513.12%1.4107513.40%1.3432514.07%1.2757514.81%1.2217514.92%1.174515.52%1.1272515.57%-44.15%对象发行股票审核问询函的回复800.340.270.230.1915054.6%12.8%5.5%5.1%0.7%6.6%11.0%3.7%2.982.612.322.0954.6%工作表说明2012华为阳光电源1393SMA7938PowerElectron455古瑞瓦特270锦浪科技63Fimer2960上能电气150固德威120TMEIC187SolarEdge233全球总出货量362832012华为0.00%阳光电源3.84%SMA21.88%PowerElectron1.25%古瑞瓦特0.74%锦浪科技0.17%Fimer8.16%上能电气0.41%固德威0.33%TMEIC0.52%其他62.69%全球总出货量100.00%阳光电源可融资性100%不可融资性0不确定0数据来源：伍德麦肯兹：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1702867495363177971&wfr=spider&for=pcBNEF：逆变器品牌可融资性https://www.baidu.com/link?url=aGCyedFtvDIfTXSGMsKjnF2UvohlxFH3MQi7z5Qj2Rd0mFLH_7lYl_zXzYWExz_Ne1NuxOZ_nIE9Ma9eUOfPvy-I66aVIxWU_FgwKXOsELe&wd=&eqid=f0e765f9000013b20000000660fd67312021年数据：全球总出货量来自：WoodMackenzietop10出货量来自：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1733266771914197032&wfr=spider&for=pcTOP10企业光伏逆变器出货量（单位：兆瓦）TOP10企业光伏逆变器出货量（单位：兆瓦）#VALUE!20132014201520162017201820194023908318424260472385928121380242348907111011650016700171425361505172608231853884491056467296314512846289963277984320360480620250014165402493025418602422289841813406438252305968676466516713100015002533385045145441637828035054819794993415828741347224438174530271328285235277601130317232459391956183868041566602578354510509810730312673520132014201520162017201820190.00%9.68%15.07%22.05%24.78%22.24%22.19%9.83%10.19%14.78%13.29%15.70%15.56%13.53%13.86%12.15%12.05%9.85%8.12%7.87%8.34%1.74%2.32%2.41%3.41%2.76%5.90%6.30%0.83%0.87%0.80%0.74%2.38%1.32%4.26%0.13%0.73%0.90%1.03%2.30%2.70%3.30%8.81%10.54%8.68%7.14%6.44%6.20%5.30%2.59%3.61%4.20%4.61%4.30%5.07%5.03%0.72%0.84%0.91%2.37%4.75%3.88%2.27%3.48%5.40%6.33%5.42%2.58%2.64%4.13%58.02%43.68%33.87%30.09%25.89%26.63%25.36%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%100.00%华为FroniusSMASolarEdgeTEMIC特变电工古瑞瓦特90%87%87%86%70%58%52%10%07%008%16%013%6%14%30%34%32%202020214175152000350414800013100136009952150009796147408873144007700732580006997140006813600072001851362010002020202122.55%25.87%18.93%23.88%7.08%6.77%5.38%7.46%5.29%7.33%4.79%7.16%4.16%3.96%3.98%3.78%6.97%3.68%2.99%20.41%7.59%100.00%100.00%锦浪科技固德威科士达上能电气43%38%30%19%21%23%11%036%39%59%81%工作表说明数据来源：国家发改委光伏发布时间执行时间2011.072011.07.012012.01.012013.082013.09.012015.122016.01.012016.122017.01.012017.122018.01.012018.052018.06.012019.042019.07.012020.032020.06.012021.062021.08.01风电发布时间执行时间2009.072009.08.012014.062014.06.012014.122015.01.012015.122016.01.012016.122017.01.012019.052019.07.012020.01.01光伏上网电价/指导价风电上网电价/00.30.60.91.21.500.10.20.30.40.5集中式Ⅰ类集中式Ⅱ类集中式Ⅲ类分布式标准(右轴)2009.082014.062015.012016.012017.012019.072020.0100.10.20.30.40.50.60.7Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类Ⅳ类#VALUE!政策名称价格集中式分布式Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类补贴标准工商业1.151.151.151110.90.9510.420.80.880.980.420.650.750.850.420.550.650.750.370.50.60.70.320.40.450.550.10.350.40.490.05按当地燃煤发电基准价0政策名称价格陆上风电海上风电Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类Ⅳ类近海0.510.540.580.610.850.490.520.560.610.470.50.540.60.40.450.490.570.850.340.390.430.520.80.290.340.380.470.75光伏上网电价/指导价《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔风电上网电价/指导价《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号）《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）VALUE!执行时间价格分布式集中式分布式户用集中式Ⅰ类集中式Ⅱ类集中式Ⅲ类2011.071.151.151.152012.011112013.090.90.9510.422016.010.80.880.980.422017.010.650.750.850.422018.010.550.650.750.372018.060.50.60.70.320.182019.070.40.450.550.10.180.082020.060.350.40.490.050.080.032021.0800.03执行时间价格海上风电陆上风电海上风电潮间带Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类Ⅳ类近海潮间带2009.080.510.540.580.610.752014.060.510.540.580.610.850.752015.010.490.520.560.610.850.752016.010.470.50.540.60.850.750.752017.010.40.450.490.570.850.75不高于项目所在资源2019.070.340.390.430.520.82020.010.290.340.380.470.75分布式标准(右轴)工商业(右轴)户用(右轴)工作表说明综合性能指标计算方法#VALUE!未配储能单独配储共享储能1001001004.144.144.1430302总投资（亿元）4.144.744.14光伏装机规模（MW）光伏单位投资（元/W）储能装机规模（MWh）储能单位投资（元/Wh）UE!工作表说明综合性能指标计算方法调频假设储能运行天数300储能运行年限8火电度电成本0.25储能系统总成本（万元）4200运维费用10%IRR8.61%调峰假设200贷款比例0%贷款利率4.5%CNKI《南方电网储能联合火电调频技术应用》北极星电力网https://www.sohu.com/a/425104945_131990储能系统成本（万元/MWh）贷款年限（年）85000每日充放电次数1.5年工作天数300放电深度90%运维费用5%测算结果折现率3%2000储能年衰减2%IRR5.34%设计DOD下的循环寿命（次）系统成本（元/kWh）#VALUE!调频经济性日调频KD/MW0.91180.013806.0单机加储能后2.12850.077805.063999.0第一年第二年第三年第四年10.09.08.07.01180.01180.01180.01180.01.21.21.21.1424.8382.3339.8272.62850.02907.02965.13024.41.91.91.91.9火储联合调频补偿（万元）1624.51491.31352.11206.8储能调频补偿收益（万元）1199.71109.01012.3934.210.0%10.0%10.0%10.0%储能系统收益（万元）1079.7998.1911.0840.8火储联合调频012310.0010.0010.001180.001180.001180.001.201.201.20424.80424.80424.802850.002907.002965.141.901.901.90火储联合调频补偿（万元）1624.501656.991690.13储能调频补偿收益（万元）1199.701232.191265.33理论应缴销项税额（万元）138.02141.76145.57当年抵扣销项税额（万元）138.02141.76145.57当年可抵扣进项税额（万元）483.19345.17203.4157.84增值税（万元）0.000.000.00税后收入（万元）1199.701232.191265.33运维费用（万元）420.00420.00420.00系统折旧（万元）525.00525.00525.00毛利润（万元）254.70287.19320.33税前利润（万元）254.70287.19320.33所得税（万元）63.6871.8080.08净利润（万元）191.03215.39240.25净现金流（万元）4200.00716.03740.39765.25储能调峰01231.000.980.961.351.321.30607.50595.35583.44以广东某电厂12MW/6MWh储能系统为例，储能系统由6组2MW/1MWh磷酸铁锂电池构成结算价格（元/MW）=最后一名中标机组的排序价格P-0/(该机组性能K-0/K-MAX)广东调频时长申报价格为6-15元/MW，由于低性能机组为了能中标会尽可能降低报价，最后一名机组的性能K-0为0.6-0.7，实际中标在0.9-1，最优性能机组K-MAX保守取2（实际可达结算价格=6/(0.9/2)=13元/MW里程补偿/元收益/元单机AGC结算价格（元/MW)火电AGC日调节里程/MW调节性能K原AGC补偿（万元）火储联合AGC日调节里程（MW）调节性能K期间费用率（%）结算价格（元/MW)火电AGC日调节里程/MW调节性能K原AGC补偿（万元）火储联合AGC日调节里程（MW）调节性能K单位容量（kWh）每日充放电量（kWh）年充放电量（kWh）0.800.800.800.350.350.35486.00476.28466.75理论应缴销项税额（元）55.9154.7953.70当年抵扣销项税额（元）55.9154.7953.70当年可抵扣进项税额（元）230.09174.18119.3865.69增值税（元）0.000.000.00税后收入（元）486.00476.28466.75运维费用（元）100.00100.00100.00系统折旧（元）250.00250.00250.00毛利润（元）136.00126.28116.75税前利润（元）136.00126.28116.75所得税（元）34.0031.5729.19净利润（元）102.0094.7187.57净现金流（元）(2000.00)352.00344.71337.57补偿标准（元/kWh）谷电价差（元/kWh）调峰补偿（元/kWh）第五年第六年第七年第八年6.06.06.06.01180.01180.01180.01180.01.11.11.11.1233.6233.6233.6233.63084.93146.63209.63273.81.91.91.91.91055.01076.11097.71119.6821.4842.5864.0886.010.0%10.0%10.0%10.0%739.3758.3777.6797.44567810.0010.0010.0010.0010.001180.001180.001180.001180.001180.001.101.101.101.101.10389.40389.40389.40389.40389.403024.443084.933146.633209.563273.751.901.901.901.901.901723.931758.411793.581829.451866.041334.531369.011404.181440.051476.64153.53157.50161.54165.67169.8857.840.000.000.000.000.000.000.000.000.0095.69157.50161.54165.67169.881238.841211.511242.641274.381306.76420.00420.00420.00420.00420.00525.00525.00525.00525.00525.00293.84266.51297.64329.38361.76293.84266.51297.64329.38361.7673.4666.6374.4182.3590.44220.38199.89223.23247.04271.32745.38724.89748.23772.04796.32456780.940.920.900.890.871.271.251.221.201.17571.77560.34549.13538.15527.39MW/1MWh磷酸铁锂电池构成组性能K-0/K-MAX)可能降低报价，P-0取6元/MWMAX保守取2（实际可达3-4）宁夏：0.8元/kWh调峰补偿（ht0.800.800.800.800.800.350.350.350.350.35457.42448.27439.31430.52421.9152.6251.5750.5449.5348.5452.6213.060.000.000.0013.060.000.000.000.000.0038.5150.5449.5348.54457.42409.76388.77380.99373.37100.00100.00100.00100.00100.00250.00250.00250.00250.00250.00107.4259.7638.7730.9923.37107.4259.7638.7730.9923.3726.8514.949.697.755.8480.5644.8229.0723.2417.53330.56294.82279.07273.24267.53宁夏：储能电站年利用次数不少宁夏：0.8元/kWh调峰补偿（https://news.bjx.com.cn/html/20220512/1224610.shtml）宁夏：储能电站年利用次数不少于150次（储能电站每年调用不低于450次）工作表说明省市安徽省安徽省北京市北京市北京市福建省（厦门）福建省（厦门）甘肃省广东省广东省广东省广东省广东省广东省广东省贵州省贵州省贵州省河北省河北省河北省河北省冀北冀北冀北冀北河南省河南省黑龙江省湖南省湖南省湖南省吉林省吉林省江苏省江西省辽宁省辽宁省内蒙古蒙东内蒙古蒙西内蒙古蒙西本工作表包含：电网代理峰谷价差及用户侧储能经济性测算数据来源：北极星储能网整理1月：https://chuneng.bjx.com.cn/news/20211229/1196551.shtml2月：https://news.bjx.com.cn/html/20220129/1202356.shtml3月：https://news.bjx.com.cn/html/20220226/1206614.shtml4月：https://news.bjx.com.cn/html/20220329/1213814.shtml5月：https://news.bjx.com.cn/html/20220428/1221663.shtml6月：https://news.bjx.com.cn/html/20220530/1229013.shtml7月：https://news.bjx.com.cn/html/20220628/1236774.shtml宁夏回族自治区宁夏回族自治区青海省青海省山东省山东省山东省山东省山西省山西省陕西省陕西省上海市上海市上海市上海市四川省四川省四川省四川省重庆重庆天津市天津市云南省浙江省浙江省广西广西广西广西海南海南海南新疆新疆结论分类单一制0.6411两部制0.6123城区0.63150.56050.47790.4153郊区（郊区开发区）0.67830.59800.47790.4153开发区单一制0.6116两部制0.58890.63970.4380珠三角五市1.25480.94921.08510.8208深圳深汕特别合作区惠州1.22520.92691.03380.7820江门市1.23110.93141.08510.8208东西两翼1.11130.84060.93200.7050粤北山区0.8175单一制0.3760两部制0.5641单一制0.53910.4147两部制0.53910.41470.80870.62230.80870.6221单一制0.52920.4071两部制0.52920.40710.70790.70000.69160.53290.99420.78480.90270.7126单一制两部制单一制0.7396两部制0.60400.85510.87450.40670.4025单一制0.93920.6830两部制0.76540.5568单一制0.71700.4920单一制0.2179两部制0.21792021年12月一般工商业2021年12月大工业尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)两部制1.5倍单一制1.5倍两部制1.5倍单一制1.5倍两部制1.5倍315kVA以下315kVA以上单一制0.4682两部制0.3894单一制0.2513两部制0.3166单一制0.70460.5872两部制0.68260.56880.70460.58720.68260.56880.47900.45880.66070.6404陕西电网0.59560.6499榆林电网0.62700.6156单一制0.4670两部制0.71450.8259单一制0.6465两部制0.53570.83310.7223单一制两部制0.78940.9156两部制0.49210.54980.91700.57800.89150.6911单一制两部制0.51520.5915结论单一制1.5倍两部制1.5倍1.5倍单一制1.5倍两部制1.5倍单一制1.5倍两部制1.5倍1.5倍单一制1.5倍两部制1.5倍100kVA以下100kVA及以上1.5倍有26省市执行最新峰谷电价表，有14省市最大峰谷电价差已超过0.7元/kWh。有数据显示当下我国电化学储能单次循环成本已经低于0.6元/kWh，在此轮电价调整过程中，全国大部分地区峰谷电价差已普遍高于0.6元/kWh，其中一半省市的工商业电价的最大峰谷电价差已超过0.7元/kWh。0.64110.61200.61810.46780.66390.47630.61160.58890.33710.33711.32131.15151.32001.29261.10031.29031.29691.15151.29551.17760.99851.17631.11140.88771.11010.54090.73060.53250.53030.53250.53030.79870.79540.79870.79540.51510.51140.51510.51140.78590.77990.78590.77990.63080.72210.73400.55660.99420.90270.96360.96780.78730.79150.83460.81240.40670.40240.93920.92970.75590.70650.48152022年1月一般工商业2022年1月大工业2022年2月一般工商业尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)0.48340.40460.39810.41950.38210.40360.75950.74760.73550.72370.75950.74760.73550.72370.73100.70021.00910.97820.75340.79270.79430.74940.48580.75000.85980.64751.05651.15240.87920.94531.15481.29441.08280.99890.71361.03530.80050.49220.54990.94150.93210.92911.23961.26491.22090.86210.82821.16261.09970.51520.5915共有19省区的最大峰谷电价差超过0.7元/kWh，与2021年12月电价比较，有15省份的电价差呈现增大趋势。2月多地峰谷电价差较1月呈现缩小趋势江、吉林、内蒙古、宁夏、青海、天津省市峰谷电价差超#VALU电网代理购电峰谷电价差0.64110.86680.61190.82750.64290.40170.56210.57850.40980.59960.59960.60600.60810.58330.58540.33480.33480.25631.15011.02060.88151.09880.99811.15011.00210.99720.91200.90810.86180.54070.53310.73030.71890.52680.52680.79010.79010.40750.40750.62270.62270.72730.71950.71940.71160.73920.74130.88830.88110.81600.74110.60550.85250.83150.87940.40670.40240.40670.92820.67500.75440.54860.69810.72140.22570.22780.22570.22782022年2月一般工商业2022年2月大工业2022年3月一般工商业高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)0.48800.48800.40820.40920.41250.39660.58230.56390.58230.56390.57870.55460.59380.79450.77040.82070.56310.60910.58140.59460.57460.61290.48540.50390.74930.77310.64690.68611.05551.09090.87420.84300.74120.71001.14731.10051.01430.96750.86430.82030.79780.75390.71600.80600.71980.49220.54990.93540.59131.27000.77820.79210.60930.75810.58321.05740.81340.99450.76500.99680.91110.9111地峰谷电价差较1月呈现缩小趋势，江苏、浙江、广西、河南、黑龙林、内蒙古、宁夏、青海、天津10省市的电价差呈现上涨，有18省市峰谷电价差超过0.7元/度。3月多地峰谷电价差较2月呈现缩小趋势，其中安徽、北京、江苏、内蒙古、宁夏、山西、陕西、上海、天津11省市涨，有19省市峰谷电价差超过0.7元/度。#VALUE!0.86680.82750.41640.59730.42470.63850.41640.63850.60530.58260.25630.35300.89221.40291.06121.23320.76821.21320.91791.07231.25920.95251.07990.85341.37331.03881.18190.89221.37851.04271.23320.77641.25940.95261.08010.70911.19301.19300.99110.53690.72470.52310.52310.52310.52310.78470.78470.78470.78470.40590.40590.60300.60300.72390.71600.56360.74110.80880.81700.96340.78710.86030.88160.40240.40670.92130.74750.49640.71292022年3月大工业2022年4月一般工商业2022年4月大工业尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)0.48820.40940.41300.39710.58740.56920.58760.56920.56960.55140.79650.75710.63210.56610.59780.59760.49310.88180.75440.67001.18521.06310.84550.71261.10420.97130.78310.71670.80970.71880.49220.71890.62420.97520.82750.78750.25440.75360.24351.05070.33940.98770.3191呈现缩小趋势，其中安徽、北京、福建、黑龙江山西、陕西、上海、天津11省市的电价差呈现上省市峰谷电价差超过0.7元/度。4月北京、甘肃、广东、贵州、河南、吉林、江苏、宁夏、青海、山东、四川、云南、浙江13省市的电价差呈现上涨，其中广东珠三角五市峰谷电价差全国最高、已超过1.4元/kWh，共有18省市峰谷电价差超过0.7元/度。0.86680.82750.51190.53760.39820.44490.57340.40630.43670.57340.30820.60330.58260.35600.17840.17840.93281.37501.04011.20530.91170.80230.81690.89401.34541.01771.15400.87290.93281.35061.02161.20530.91170.81701.23150.93151.05220.79590.74971.16510.88130.96320.72860.53500.72000.51140.51140.76710.76710.50710.50710.74780.74780.71330.70540.59300.74190.59380.74480.74270.60710.86260.85980.83930.40240.40670.40240.90730.73350.48790.68660.46162022年4月大工业2022年5月一般工商业2022年5月大工业高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)0.48650.40770.24620.24620.24620.24620.59080.57240.59080.57240.51650.51650.44630.73300.75570.73150.61290.55320.59660.57840.58470.56220.48860.86400.74840.85830.64611.05411.15861.15010.74020.60720.94620.81320.76520.69870.80870.70590.79580.40330.75860.96710.95471.03481.27791.29880.74690.24130.71300.23040.98980.31980.92690.29950.81621.18831.18830.55790.50560.72590.6736、江苏、宁夏、青海、山东、，其中广东珠三角五市峰谷电省市峰谷电价差超过0.7元/度5月多地峰谷电价差又有了新变化，冀北、河南、黑龙江、山东、浙江5省市的电价差呈现上涨，其中广东珠三角五市峰谷电价差全国最高、已超过1.3元/kWh，共有19省市峰谷电价差超过0.7元/度。0.93560.86680.89320.82750.54550.40410.62920.58180.41210.67570.58180.40410.67570.58730.56460.24480.24481.31590.99541.14620.86701.25881.28630.97301.09490.82821.22921.29150.97691.14620.86701.23441.17240.88680.99310.75121.11531.10600.83660.90410.68391.04890.53600.72320.56840.47370.56840.56850.85250.71060.85250.85270.57040.43880.48360.57040.43880.57100.84200.64770.73140.84200.64770.86240.71960.71170.74140.59330.96380.86270.79050.97040.74640.95130.79410.61080.77500.88430.86550.40670.40240.90740.65990.90480.73360.53350.73100.91700.70540.62450.48040.90540.40860.31600.40860.31602022年6月一般工商业2022年6月大工业2022年7月一般工商业尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)0.48650.41040.38920.27950.39520.37330.27950.37930.75590.58150.75230.73200.56310.72830.75590.58150.75230.73200.56310.56030.56320.53910.78120.75710.54020.58020.73940.57170.54580.78040.48230.74330.85340.64211.04641.14270.63240.49940.78460.65160.77740.92990.71090.84600.71900.80890.34860.32550.96010.93500.94951.26751.26941.25160.74040.56960.69780.70650.54350.66390.98000.75390.91600.91710.70550.85311.35461.07381.35021.18630.94041.18630.94041.16920.54730.49500.69280.70990.65770.90016月有18省份峰谷电价差增大，分别为：安徽、北京、甘肃、贵州、河北、河南、湖南、吉林、江苏、辽宁、内蒙古、宁夏、青海、山东、山西、重庆、天津、海南。其中最大峰谷电价差超过0.7元的有22省市。7月有13省份峰谷电价差增大，分别为江、宁夏、山西、陕西、上海、四川、广东，广西等多地峰谷电价差呈减小趋元的有23省0.93560.89320.47610.48480.47610.58650.56380.19940.19940.95221.08910.82380.92981.03780.78500.93371.08910.82380.84360.93600.70800.79340.84700.64070.73630.72840.77120.73180.59620.86160.84130.40670.40240.65810.53170.69650.61290.47152022年7月一般工商业2022年7月大工业高峰低谷电价差（元/KWh)尖峰低谷电价差（元/KWh)高峰低谷电价差（元/KWh)0.49090.31210.28430.28430.57870.56030.57870.56230.68500.72970.82381.02210.77570.73230.47260.80910.94740.62191.12261.24870.65450.52150.81770.68470.72691.05240.94791.27850.53680.51070.70470.65631.07030.92681.16920.92680.61110.82463省份峰谷电价差增大，分别为：安徽、北京、河北、河南、黑龙夏、山西、陕西、上海、四川、重庆、天津、新疆。海南，上海，广西等多地峰谷电价差呈减小趋势。其中最大峰谷电价差超过0.7元的有23省市。方法一404040222储能系统总成本（万元）80008000800022290%90%90%全年夏季运行天数（天）626262全年非夏季运行天数（天）2682682681.701.551.371.250.820.820.330.451.040.800.800.550.430.44非夏季时段98436.1589792.5545705.5050507.5052730.6539285.0544640.01413.181052.841196.4夏季时段104464.3595192.55045705.5050507.500.058758.8544685.0544640.0364.30277.05276.8全年总收入（万元）1777.491329.91473.1静态回收期（年）4.506.025.43方法一：以珠三角五城一般工商业电价计算项目11.9储能系统总成本（万元）190290%全年夏季运行天数（天）62全年非夏季运行天数（天）268运维费用5%储能年衰减2%贷款利率4.5%贷款年限5自有资金比例30%方法二：确定峰谷价差平均分摊给峰价和谷价（假设平段电价不变，夏季尖峰电价在峰价基础上增加0.3元）储能系统容量（MWh）储能系统单价（元/Wh）每天充放电次数（次/天）充放电效率（%）夏季尖峰电价（元/KWh)高峰电价（元/KWh)平段电价（元/KWh)低谷电价（元/KWh)峰谷价差（元/KWh)峰平价差（元/KWh)每日高峰放电收入（元/天）每日低谷+平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年非夏季充放电总收益（万元/年）每日尖峰+高峰放电收入（元/天）每日低谷+平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年夏季充放电总收益（万元/年）储能系统容量（MWh）储能系统单价（元/Wh）每天充放电次数（次/天）充放电效率（%）1.70211.36720.81560.32711.04010.55160.8273IRR9.58%方法二项目12储能系统总成本（万元）200290%全年夏季运行天数（天）62全年非夏季运行天数（天）268运维费用5%储能年衰减2%贷款利率4.5%贷款年限5自有资金比例30%1.551.250.820.450.800.430.64IRR20.78%夏季尖峰电价（元/KWh)高峰电价（元/KWh)平段电价（元/KWh)低谷电价（元/KWh)峰谷价差（元/KWh)峰平价差（元/KWh)平均充放电价差（元/kWh）储能系统容量（MWh）储能系统单价（元/Wh）每天充放电次数（次/天）充放电效率（%）夏季尖峰电价（元/KWh)高峰电价（元/KWh)平段电价（元/KWh)低谷电价（元/KWh)峰谷价差（元/KWh)峰平价差（元/KWh)平均充放电价差（元/kWh）方法三项目12储能系统总成本（万元）200290%全年夏季运行天数（天）62全年非夏季运行天数（天）268运维费用5%储能年衰减2%贷款利率4.5%贷款年限5自有资金比例30%0.80000.44000.6200IRR26.92%储能系统容量（MWh）储能系统单价（元/Wh）每天充放电次数（次/天）充放电效率（%）夏季尖峰电价（元/KWh)高峰电价（元/KWh)平段电价（元/KWh)低谷电价（元/KWh)峰谷价差（元/KWh)峰平价差（元/KWh)平均充放电价差（元/kWh）年份01231.00.980.96非夏季时段2460.92411.72363.51142.61119.81097.41318.31291.91266.135.334.633.9夏季时段2611.62559.42508.21142.61119.81097.41469.01439.61410.89.18.98.7全年总收入（万元）44.443.542.7单位容量（kWh）每日2次高峰放电收入（元/天）每日1次低谷+1次平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年非夏季充放电总收益（万元/年）每日1次尖峰+1次高峰放电收入（元/天）每日1次低谷+1次平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年夏季充放电总收益（万元/年）理论应缴销项税额（万元）5.15.04.9当年抵扣销项税额（万元）5.15.04.9当年可抵扣进项税额（万元）21.916.711.76.8增值税（万元）0.00.00.0税后收入（万元）44.443.542.7运维费用（万元）9.59.59.5系统折旧（万元）19.019.019.0毛利润（万元）15.915.014.2期初借款规模（万元）133.0本期付息（万元）6.04.93.7税前利润（万元）10.010.210.4所得税（万元）2.52.52.6净利润（万元）7.57.67.8本期还本（万元）24.325.426.5净现金流（万元）57.02.21.20.3年份01231.000.980.96非夏季时段2244.812199.922155.921262.691237.431212.69982.13962.48943.2326.3225.7925.28夏季时段2379.812332.222285.571262.691237.431212.691117.131094.781072.896.936.796.65全年总收入（万元）33.2532.5831.93理论应缴销项税额（万元）3.823.753.67当年抵扣销项税额（万元）3.823.753.67当年可抵扣进项税额（万元）23.0119.1815.4411.76增值税（万元）0.000.000.00税后收入（万元）33.2532.5831.93运维费用（万元）10.0010.0010.00系统折旧（万元）20.0020.0020.00毛利润（万元）3.252.581.93期初借款规模（万元）140.00本期付息（万元）6.305.153.95单位容量（kWh）每日高峰放电收入（元/天）每日低谷+平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年非夏季充放电总收益（万元/年）每日尖峰+高峰放电收入（元/天）每日低谷+平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年夏季充放电总收益（万元/年）税前利润（万元）3.052.572.01所得税（万元）0.000.000.00净利润（万元）3.052.572.01本期还本（万元）25.5926.7427.95净现金流（万元）60.0016.9517.4317.99年份01231.000.980.96非夏季时段1116.001093.681071.8129.9129.3128.72夏季时段1116.001093.681071.816.926.786.65全年总收入（万元）36.8336.0935.37理论应缴销项税额（万元）4.244.154.07当年抵扣销项税额（万元）4.244.154.07当年可抵扣进项税额（万元）23.0118.7714.6210.55增值税（万元）0.000.000.00税后收入（万元）36.8336.0935.37运维费用（万元）10.0010.0010.00系统折旧（万元）20.0020.0020.00毛利润（万元）6.836.095.37期初借款规模（万元）140.00本期付息（万元）6.305.153.95税前利润（万元）0.530.941.42所得税（万元）0.130.240.36净利润（万元）0.400.711.07本期还本（万元）25.5926.7427.95净现金流（万元）60.0020.4020.7121.07单位容量（kWh）每日高峰放电收入（元/天）每日低谷+平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年非夏季充放电总收益（万元/年）每日尖峰+高峰放电收入（元/天）每日低谷+平段充电成本（元/天）每日充放电收益（元/天）全年夏季充放电总收益（万元/年）456789100.940.920.900.890.870.850.832316.22269.92224.52180.02136.42093.62051.81075.41053.91032.91012.2992.0972.1952.71240.71215.91191.61167.81144.41121.51099.133.332.631.931.330.730.129.52458.02408.92360.72313.52267.22221.92177.41075.41053.91032.91012.2992.0972.1952.71382.61354.91327.81301.31275.31249.71224.88.68.48.28.17.97.77.641.841.040.239.438.637.837.04.84.74.64.54.44.34.34.82.00.00.00.00.00.02.00.00.00.00.00.00.00.02.74.64.54.44.34.341.838.335.534.834.133.532.89.59.59.59.59.59.59.519.019.019.019.019.019.019.013.39.87.06.35.65.04.32.61.30.00.00.00.00.010.88.57.06.35.65.04.32.72.11.81.61.41.21.18.16.45.34.84.23.73.227.729.00.00.00.00.00.00.73.624.323.823.222.722.2456789100.940.920.900.890.870.850.832112.802070.542029.131988.551948.781909.801871.611188.431164.661141.371118.541096.171074.251052.76924.37905.88887.76870.01852.61835.56818.8524.7724.2823.7923.3222.8522.3921.952239.862195.062151.162108.142065.982024.661984.161188.431164.661141.371118.541096.171074.251052.761051.431030.401009.79989.60969.81950.41931.406.526.396.266.146.015.895.7731.2930.6730.0529.4528.8628.2927.723.603.533.463.393.323.253.193.603.533.461.180.000.000.008.164.631.180.000.000.000.000.000.000.002.213.323.253.1931.2930.6730.0527.2425.5425.0324.5310.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.001.290.670.052.764.464.975.472.691.370.000.000.000.000.001.400.710.052.764.464.975.470.000.000.010.000.000.000.001.400.710.042.764.464.975.4729.2030.520.000.000.000.000.0018.6011.2220.0417.2415.5415.0314.53456789100.940.920.900.890.870.850.831050.371029.361008.78988.60968.83949.45930.4628.1527.5927.0426.4925.9625.4524.941050.371029.361008.78988.60968.83949.45930.466.516.386.256.136.015.895.7734.6633.9733.2932.6231.9731.3330.713.993.913.833.753.683.603.533.993.912.660.000.000.000.006.562.660.000.000.000.000.000.000.001.173.753.683.603.5334.6633.9732.1228.8728.2927.7327.1710.0010.0010.0010.0010.0010.0010.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.004.663.972.121.131.712.272.832.691.370.000.000.000.000.001.972.602.121.131.712.272.830.490.650.530.000.000.000.001.481.951.591.131.712.272.8329.2030.520.000.000.000.000.0021.488.5721.5918.8718.2917.7317.17数据库说明数据来源：各公司官网、招股说明书电池类企业逆变器企业电力电子企业消防与温控#VALUE!储能变流器宁德时代√√√比亚迪√√√国轩高科√√亿纬锂能√√蜂巢能源√√孚能科技√√√√√√√√特斯拉√√√派能科技√√鹏辉能源√√南都电源√√华为√阳光电源√锦浪科技√固德威√德业股份√禾望电气√上能电气√科士达√盛弘股份√星云股份√科华数据√科陆电子√√英维克申菱环境国安达青鸟消防电芯-pack电池管理系统（BMS）LG化学三星SDIALUE!消防与温控系统集成电站运营√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√能量管理系统（EMS）工作表说明状态类型在运特高压交流特高压直流累计线路长度累计变电（换流）容量在建特高压交流特高压直流待核准特高压交流特高压直流累计输送电量数据来源：国家电网（http://www.sgcc.com.cn/）特高压建设四阶段：实验探索阶段（2006-2008年）：争论较激烈，以试点示范工程为主第一轮建设高峰（2011-2013年）：提出将特高压作为坚强智能电网建设的重要任务第二轮建设高峰（2014-2016年）：顺应《大气污染防治行动计划》要求，实现大规模新能源消纳第三轮建设高峰（2018年-今）：清洁能源输送需求，新一轮基建投资在运：十四交十八直在建：三交二直待审批：200820092010201120122013201420152016201720182019202005000100001500020000250003000035000400000%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%累计线路长度（千米）YOY20082009201020112012201320142015201620172018201920200500010000150002000025000300003500040000450000%10%20%30%40%50%60%70%80%累计变电（换电）容量（万千万）YOY50001000015000200002500020%30%40%50%60%70%80%90%累计输送电量（亿千瓦时）YOY200820092010201120122013201420152016201720182019202005000100001500020000250000%10%20%30%40%50%60%70%80%90%累计输送电量（亿千瓦时）YOY#VA序号核准时间开工时间投运时间距离（千米）12006.082006.122009.0165422011.092011.102013.092×648.732013.032013.042014.122×60342014.072014.112016.072×73052014.042014.112016.112×779.562015.012015.032016.112×60872016.012016.042017.062×24082015.052015.052017.082×1048.592017.072018.032019.062×222.6102017.102018.052019.11816112018.122019.022020.072×188.4122018.112019.042020.082×319.9132018.032018.112020.092×3131412006.102006.122010.06141222007.042008.122010.07190732008.112008.122012.12210042011.72011.122013.9141352012.052012.052014.01221062012.072012.082014.07168072014.082014.092016.9172082015.102015.122017.06164192015.052015.062017.061600102015.102015.122017.091641112016.082016.082017.121234122016.012016.022017.121928132015.122015.122019.011238142015.122016.012019.123324152018.102019.022020.071563162018.042018.122020.071452172019.082019.092021.061696182019.012020.022021.09112712019.122021.062022.12346.522020.122020.122022.062×345.232021.012021.032022.122×23312020.112020.122022.06208722021.072021.08白鹤滩―浙江21401川渝2福州―厦门118422陇东—山东3哈密北—重庆起始点-终点晋东南-南阳-荆门淮南-浙北-上海浙北-福州锡盟-山东淮南-南京-上海蒙西-天津南锡盟-山东胜利榆横-潍坊雄安-石家庄临沂-枣庄-菏泽-石家庄驻马店-南阳张北-雄安蒙西-晋中云南-广州云南向家坝-上海锦屏-苏南云南普洱-广东江门哈密南-郑州溪洛渡-浙江宁东-浙江晋北-江苏酒泉-湖南锡盟-江苏扎鲁特-青州剑川-深圳上海庙-临沂准东-皖南青海-河南乌东德-广东广西雅中-江西陕北-武汉南阳-荆门-长沙南昌-长沙荆门-武汉白鹤滩-江苏金上-湖北1000余#VALUE!电压（千伏）输电能力（万千万）工程总投资（亿元）100057100018510002001000178100026110001751000501000242100034100014010002210006006010005480013780023380022080018780023480023980023780026480026280026480022180022280022111004078008002238002438008002448008001851000600100010410006580080030780080030010001000800264800800意义联接两淮煤电基地与华东电力负荷中心，满足“皖电东送”电源开发外送需要提升了福建电网与华东主网电力交换能力，增强电网安全稳定水平和抵御严重故障的能力促进锡盟能源基地开发，加快内蒙古资源优势向经济优势转化，有效缓解京津冀鲁地区电力供应紧张局面在华东电网内部形成特高压交流环网，提高电网安全稳定水平，满足大直流送入需要促进蒙西与山西能源基地开发和电力外送，推动京津冀地区大气污染防治促进内蒙古自治区能源基地集约化开发，提高当地电力外送能力，满足京津冀鲁地区电力增长需求促进陕西与山西能源基地开发与外送，增强山东和华北地区电力供应保障能力。构建特高压受端环网，满足山东地区符合发展需要，提升山东电网安全稳定水平为张家口新能源电力外送，雄安新区实现电能供应清洁化打下良好基础增强特高压西电东送通道输送能力和安全稳定性实现大型火电、风电基地电力打捆外送，提升了疆电外送能力利用宁夏地区丰富的煤炭资源优势，实现新能源打捆外送，推进新能源在更大范围优化配置促进山西能源基地开发与能源外送，扩大新能源消纳范围，满足华东地区用电需求实现甘肃风电、煤电的大规模开发、打捆外送和大范围优化配置，缓解华中地区用电紧张局面是连接我国西部煤电基地和东部负荷中心的能源大通道对促进内蒙古上海庙及宁夏地区经济社会发展，缓解山东地区能源供需矛盾具有十分重要的意义推动新疆煤电基地建设和地区经济发展，保障华东地区用电需要，实现西部煤电基地电能直供中东部地区负荷中心促进青海省清洁能源开发外送，实现清洁能源资源在更大范围内优化配置，满足河南省符合发展需要和改善电源结构华中大规模受入多回直流后，需对华中电网网架进行加强，提高受端电网的安全稳定水平满足白鹤滩水电站外送需求，加强江苏省电力保障能力，推动清洁能源大范围优化配置世界上第一个商业化运营的特高压工程，实现华北、华中电网跨区互联，枯水期华北火电送华中，丰水期华中水电送华北，实现水火互补。联接蒙西-天津南工程和榆横-潍坊工程这两个特高压交流工程的重要通道，加强华北地区特高压电网主网架提高河南东南地区电力供应可靠性，为青海-河南直流提供接入及送出条件世界首个±800千伏特高压直流输电工程，将云南小湾、金安桥水电站和云南电网部分富余电量送到广东配套金沙江一期向家坝水电站装机640万千瓦，每年可向上海输送350亿千瓦时清洁水电配套锦屏一、二级水电站装机840万千瓦，每年可向华东地区输送360亿千瓦时清洁水电连接西南水电基地和东部负荷中心，每年可将西南地区约400亿千瓦时清洁水电输送至浙江对彻底解决东北“窝电”问题，实现风电等清洁能源更大范围消纳，保障山东电力安全可靠供应，有效促进大气污染防治具有重大意义每年可向广东输送清洁电量200亿千瓦时，不仅有利于进一步提高澜沧江上游梯级水电站电力外送能力，同时也可缓解珠三角地区日益严重的大气环境污染问题。世界首个特高压柔性直流项目，将世界第七大水电站——乌东德电站丰沛的水电源源不断送抵粤港澳大湾区电力负荷中心，为经济快速复苏的大湾区注入强劲的绿色动能。作为国家“西电东送”战略的重大项目，对于全国能源资源优化配置，充分利用四川水电资源，满足华中地区用电需求具有重要意义支持陕北革命老区发展的重要举措，对实现陕西能源资源优势转化为经济优势，促进老区脱贫致富，满足湖北省符合发展需要和改善电源结构提高湖北西电东送通道送电能力，保障陕北-湖北直流高效稳定输电优化加强江西、湖南电网网架结构，保障雅中-江西直流高效稳定输电链接特高压建设关键指标200820092010201120122013https://shupeidi累计线路长度（千米）6406402542254246015899http://www.gov.cYOY0.00%81.00%28.21%https://baike累计变电（换电）容量（万千6006001880308045206620https://baikeYOY63.83%46.75%46.46%https://baike累计输送电量（亿千瓦时）117747666710901898https://baikeYOY40.11%63.49%74.08%http://www.tj.sghttps://baike国家电网区域在运在建特高压工程http://www.nengyuhttp://he.peoplehttp://henan.peohttp://he.peoplehttp://www.chinahttps://baikehttps://baikehttps://baikehttps://shupeidihttps://baikehttps://baikehttps://shupeidihttps://baikehttps://shupeidihttps://newshttp://www.chinahttps://baikehttps://baikehttp://www.sasachttps://baijiahhttp://www.chinahttp://sn.peoplehttp://sn.peoplehttp://www.chinahttps://xw.qq.chttps://news.bjxhttps://shupeidihttps://3g.163.chttps://new.qq.https://power.inhttps://3g.163.chttps://baike.baidu.com/item/%E5%AE%81%E4%B8%9C%E2%80%94%E6%B5%99%E6%B1%9F%C2%B1800%E5%8D%83%E4%BC%20142015201620172018201920201097710977169372463727114345633586886.08%0.00%54.30%45.46%10.05%27.47%3.78%1162011620183202562029620384674126775.53%0.00%57.66%39.85%15.61%29.87%7.28%336249676828854611458161972076477.16%47.74%37.46%25.15%34.08%41.36%28.20%域在运在建特高压工程