一、国内大型储能招标超预期，需求增长有望拾级而上

（一）国内新型储能招标量价齐升

国内新型储能招标强劲，全年景气高增已成定局。根据招标信息的不完全汇总，2021全年国内新型储能招标功率和容量达7.42GW、 10.13GWh，其中2021下半年招标的功率和容量达到6.52GW、8.34GWh，在全年 招标量中占87.87%、82.32%。下半年招标占比较高的主要原因，一是国内新型储 能支持政策集中在2021年下半年出台，刺激招标起量；二是下半年为传统招标旺季， 在风光大基地建设带动下需求高增。2022年1-8月国内储能招标功率和容量达 13.82GW、27.70GWh，已达到去年全年的186.32%、273.45%，同比提升465.44%、 496.17%。下半年作为招标旺季，有望带动需求进一步高增。特别地，消纳压力增 大带动配储时长趋势性上行，2021年平均1.37小时，而2022年1-8月已达2.00小时。

成本上涨、盈利机制创新及安全性要求提高，促使招标价格触底反弹。2020年 以来，储能EPC中标价格先降后升。2020年1月至2021年11月，储能EPC月平均中 标价格从2.15元/Wh下降至1.38元/Wh。主要原因在于，一是动力电池技术进步带动 储能电池协同降本，二是自2021年下半年开始配储常作为新能源并网的前置条件， 而届时储能盈利机制尚不明确，系统集成商多通过牺牲产品质量来压缩成本。2022 年以来，在上游锂电材料价格大幅攀升、共享储能等商业模式推广应用、电网对新 型储能安全性要求提升等多重因素作用下，储能系统和EPC中标价格均有所回升。目前储能系统报价在1.45元/Wh-1.65元/Wh左右；储能EPC报价因涉及不同的升压、 接网、外送工程，价格差异较大，EPC均价范围在1.6元/Wh-2.5元/Wh之间，部分 项目可能超3元/Wh。随着共享储能、独立储能等新兴模式的兴起，有望为储能构建 起合理收益，储能利用率低、盈利能力差等困局有望逐步破除，行业有望迈入发展 快车道。

（二）新型储能规划规模逐级扩张

国家规划“十四五”新型储能累计装机 30GW 以上，5 年增长 9 倍以上。2021 年 7 月，国家发改委、国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发 改能源规〔2021〕1051 号）提出，到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规 模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。根据 CNESA 统计，2020 年底我国新型 储能累计装机仅 3.3GW。与规划目标相比，十四五我国新型储能累计装机容量将增 长约 9 倍。国网南网 2030 年新型储能装机规模或超 140GW。2022 年 8 月，国家电网董 事长辛保安在《求是》杂志发文称，预计 2030 年国网经营区新型储能装机容量达 到 1 亿千瓦（100GW），支持新型储能规模化应用。2021 年 5 月，南方电网在《南 方电网公司建设新型电力系统行动方案(2021-2030 年)白皮书》中提出，“十四五” 期间推动新能源配套新型储能 20GW。预计南网“十五五”新增新型储能不低于“十 四五”规模，则 2030 年国网南网新型储能合计将超过 140GW。

各省新型储能规划规模进一步超预期，支撑“十四五”更高成长性。截止 2022 年 8 月，已有 14 个省市提出“十四五”新型储能发展规划，2025 年累计装机目标 合计达 47.7GW，主要方向包括鼓励建设集中式共享储能、电网侧独立储能示范项 目等。山西、甘肃、青海三省规划储能规模最大，2025 年新型储能装机目标均达 6GW。2021 年以来，新型电力系统建设如火如荼。新型储能作为电力系统灵活性资 源的重要组成部分，是实现高比例新能源消纳的有力支撑，其发展有望持续加速。

（三）新型储能支持政策渐次铺开

2021 年以来，国家层面的新型储能支持政策加速出台。2021 年 7 月，国家发 改委、国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，大力推进电 源侧储能项目建设，积极推动电网侧储能合理化布局，积极支持用户侧储能多元化 发展。2022 年 3 月，《“十四五”新型储能发展实施方案》明确技术攻关、试点 示范、规模应用、体制机制多方面举措，推动新型储能规模化、产业化、市场化发 展。2022 年 6 月，《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》 明确了新型储能的市场主体地位，优化市场、价格和运行机制，引导行业健康发展。多省积极开展储能商业模式创新，扩大储能盈利渠道，支撑新型储能规模化应用。山东、青海等省积极探索共享储能发展模式，着力解决新能源电站配建储能利 用率低、经济性差等关键问题。河南明确提出 200 元/kWh·年新能源租赁储能容 量标准价格，具有指导借鉴意义；山东由省级电力交易中心按月组织储能可租赁容 量与需求容量租赁撮合交易，容量租赁费用根据国家电投研究院预测约 350 元 /kW·年。

电力市场化改革有望建立健全长期机制，为储能发展提供沃土。新型储能在电 力市场中的主体地位业已确立，在电力现货市场、辅助服务市场中的参与度快速提 升。在成本疏导方面，抽水蓄能已建立两部制电价机制，为新型储能成本疏导提供 借鉴。在价格机制方面，对于独立储能，一是电力现货市场最高限价逐渐突破，扩 大储能盈利空间。2022 年 8 月，广东电力交易中心《关于暂缓执行价格限制相关 条款的通知》提出，结合当前电力供需形势和一次能源价格水平，暂缓执行分类型 设置现货电能量报价上限和二级价格限值条款，以此确保有效发现现货市场价格， 调动发电企业发电积极性。二是在尚无电力现货市场地区，亦积极通过深度调峰辅 助服务等市场为储能提供支持。2022 年 8 月，《河南省“十四五”新型储能实施 方案的通知》提出，调峰补偿费报价上限暂为 0.3 元/千瓦时，每年调用完全充放电 次数原则上不低于 350 次，并研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。对于用户侧储 能，受益于终端用户峰谷价差进一步拉大。2021 年 7 月，国家发展改革委发布《关 于进一步完善分时电价机制的通知》，要求合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率 超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。

（四）新型储能应用领域全面拓张

源网侧储能占据主要份额，分布式微网和用户侧储能具备增长潜力。根据CESA 统计，截至2021年末，中国电化学储能市场中新能源配储、电源侧辅助服务、电网 侧储能、分布式微网、用户侧削峰填谷五类场景的装机功率及规模分别为 1863.8MW/3649.2MWh 、 1574.5MW/2136.7MWh 、 1112.0MW/2252.4MWh 、 211.6MW/612.0MWh、403.7MW/2029.5MWh。从规模看，源网侧储能仍占据主导 地位，主要得益于2018年起储能支持政策的相继出台，大型储能项目由试验阶段进 入小规模应用阶段。从新增装机规模看，五类场景的装机规模分别为837.5MW、 532.3MW、401.0MW、28.0MW、45.8MW，同比增长22.37%、0.17%、25.63%、 273.33%、68.38%，分布式及微网和用户侧削峰填谷用储能得益于低基数保持快增 长。

储能在西部地区配套风光大基地建设为主，在东部地区以用户侧削峰填谷为主。分区域看，新能源配储主要聚焦于内蒙古、青海、甘肃、新疆等风光大基地所在省 份，通常为发电集团自建或在省内租赁共享储能的容量，未来向着1500V高电压PCS 和液冷系统集成方案方向发展。调峰调频等电力辅助服务领域储能因其主要由第三 方投资，建设规模与地方配套政策的盈利机制密切相关，山东、山西、河南、河北 等政策机制领先省份储能建设积极。分布式微网与用户侧峰谷价差则主要聚集于东 部峰谷价差较大省份。

二、政策驱动大储发展，关注三大热点环节

2021 年 7 月，国家发展改革委和国家能源局印发《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》（发改运行〔2021〕1138 号）， 指出我国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问 题突出，提出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 小时以上配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。自 此，全国多个省（市、区）纷纷提出新能源强制配储要求。

新型储能高成长贯穿“十四五”周期。目前国内大型储能需求主要应用于新能 源配储，考虑到“十四五”期间新能源的高速发展与新型储能机制的完善，独立储 能、共享储能等新型储能商业模式日趋成熟，且各省份将配储或租赁相应储能容量 作为新能源并网的前置条件，我们预计新增项目配储渗透率将快速提升，预计 2022-2025年达到30%、50%、70%、90%。功率配比方面，各省政策要求配储比 例为15%-25%，高比例逐渐成为趋势。展望未来，随着储能系统成本的下行与商业 模式的日趋完善，存量项目有望纳入配储考核。综上，我们预计2022-2025年国内 大型储能容量需求达6.4GW、14.0GW、24.7GW、42.4GW，对应12.7GWh、27.9GWh、 54.3GWh、106.1GWh，新型储能高成长性将贯穿“十四五”周期。

若充足配储，则新能源+储能在“十四五”尚难以实现平价。经测算，若按照 20%、4 小时配置储能，考虑光伏 LCOE 下降及储能 EPC 下降 30%至 1.4 元/Wh， 即使忽略充放电损耗、运维成本，2025 年光伏+储能度电成本仍将达到 0.393 元， 与全国平均燃煤标杆电价 0.37 元/kWh 相比，仍难以实现平价。

考虑到“十四五”新能源配储无法平价，加之我国终端电价当前可能无法明显 上涨，故储能发展仍受成本问题牵制。在此背景下，应关注政策重点支持的热点领 域和应用场景。

（一）共享储能有望成为新能源配储主流模式

（1）以租代建，共享储能改善多方经济效益

新能源配储盈利机制不明确背景下，储能质量不高、利用率偏下的问题不容忽 视。2021 年以来，随着新能源并网提速，电网消纳压力骤增，各省相继出台新能 源场站配套 10%-20%功率、2 小时时长的储能设施，并将配储作为新能源并网的前 置条件，储能需求快速增长。然而，在电价机制与成本疏导机制尚未理清背景下， 已建储能项目大多仍未形成稳定合理的收益模式，强配储能并网项目利用率不高现 象普遍存在，行业发展步入瓶颈期。根据 CNESA 统计数据，2021 年国内规划、在 建新型储能项目规模达 23.8GW/47.8GWh，新增投运新型储能项目装机规模 2.4GW/4.9GWh，规划项目大量延缓落地反映出上述问题亟待解决。

以租代建，共享储能通过解决关键痛点有望成为新能源配储行业新模式。共享 储能是由第三方投资建设的集中式大型储能电站，通过向新能源电站进行容量租赁 并参与电力市场，支持新能源发展并获取合理收益。与新能源电站配建储能的分散 式发展方式相比，共享储能的优势主要体现在：（1）使用效果好，大容量有利于 电网调配；（2）安全性高，统一技术规范，提升安全标准与电池质量；（3）经济 性更好，配置于电网关键节点，直接响应省级电网调度需求，服务全网运行。对于满足电网运行条件的配建储能，可以转为共享储能参与电力市场交易，进一步打开 共享储能发展空间。

分主体来看，电网公司、新能源电站、储能运营商均能有所获益，因此我们认 为共享储能有望成本新能源配储的主流模式。

据我们测算，诚然配储影响新能源电站收益率，但共享储能模式明显优于新能 源电站配建储能模式。假设：（1）光伏电站单位投资额：4.1 元/W，首年光衰 2.5%，次年后每年光 衰 0.6%；（2）利用时长参数：年平均可利用小时数 1300h（实际大基地利用小时 数可能会更长，2021 年内蒙古光伏资源利用小时数超 1600h，新疆、甘肃、青海、 宁夏、陕西、山西Ⅰ类均超 1300h）；（3）价格参数：上网电价为各省燃煤发电 基准价平均值：0.3664 元/kWh；（4）贷款参数：自有资金比例 30%，贷款利率为 4.5%，贷款年限 15 年。

模式一：新能源电站不配置储能。测算全投资收益率 6.39%，平均度电成本 0.32 元/kWh；自有资金收益率 9.43%，平均度电成本 0.33 元/kWh。模式二：新能源电站配建储能。假设新能源运营商自主配置 15%功率、2 小时 备电时长的储能项目，储能系统 EPC 均价取 1.7 元/Wh，假设光伏电站全生命周期内需要更换一次储能系统，更换价格取目前储能 EPC 均价一半对应 0.85 元/Wh， 测算全投资收益率 4.57%，平均度电成本 0.37 元/kWh；自有资金收益率 5.26%， 平均度电成本 0.36 元/kWh。模式三：新能源电站租用共享储能。国家电投研究院预计山东储能容量租赁费 为 350 元/kW·年左右，考虑到新能源配储后运营商盈利性较低，实际租赁合同签 订时存在部分折价，选取 330 元/kW·年进行测算，假设前 10 年容量租赁费不变， 10-25 年每年下降 10%，测算全投资收益率 5.16%，平均度电成本 0.35 元/kWh；自有资金收益率 6.50%，平均度电成本 0.35 元/kWh，收益率高于新能源电站配建 储能。

（2）风光大基地等消纳能力受限地区共享储能有望加速放量

风光大基地建设带动新型储能规模化需求。2021 年 11 月，国家发改委和国家 能源局联合发布了《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光 伏基地建设项目清单的通知》，其中共涉及 19 个省，总规模 97.05GW，风光比例 约为 4：6，并网时点集中于 2022 和 2023 年。2022 年 2 月，国家发改委、能源局 发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案 的通知》，规划第二批风光大基地，根据方案计划以库布齐、乌兰布和、腾格里、 巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，规划总装机量约 455GW。风光大基地建设有望带来大型化、规模化新型储能需求。

一期风光大基地项目主要进行本地消纳和利用存量特高压线路外送，对新型储 能需求较少。特高压作为远距离、大容量、低损耗的输电方式，可有效解决区域电 能不平衡问题，为风光大基地消纳提供通道。

截止 2022 年 6 月底，我国已建成“16 交 19 直”共 35 条特高压工程，而根据国家能源局发布的 2020 年度全国可再生能 源电力发展监测评价结果，除部分西南水电外送配套的特高压直流工程实现 100% 清洁能源外送外，绝大多数线路输送电量中的可再生能源占比不及 50%，清洁能源 输送潜力较大。而根据国家能源局统计，2019 年全国特高压输电线路的平均利用 率仅为 53%，其中特高压直流、交流输电线路利用率分别为 61%、33%，特高压 线路利用率仍有较大挖掘空间。国家能源局提出开发第一期 97W 风光大基地，可 利用存量特高压线路外送，加之已有火电机组配套运行，对调节资源要求较少。

二期风光大基地远离电网主干网架，配储或成为刚需。2022 年 2 月，国家发 展改革委、国家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电 光伏基地规划布局方案》，规划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重 点，到 2030 年建设风光基地总装机量 455GW，通过特高压直流外送到东部负荷消 纳地区。但特高压直流因其采用晶闸管的技术特点，对输送电源稳定性有着较高要 求，运行过程通常需要搭配火电或储能等灵活性资源进行调节，以酒泉-湖南±800 千伏特高压直流为例，送电功率 800 万千瓦，配套电源规模达 1580 万千瓦，其中 风电 700 万千瓦、光伏 280 万千瓦，同时搭配燃煤机组 600 万千瓦才能正常运行。与一期项目相比，二期项目以新疆、内蒙古的荒漠隔壁为主，距离主网架距离更远、 火电资源相对匮乏，对储能需求进一步增强。以新能源配套 20%功率，2 小时备电 时长储能测算，二期风光大基地需配套 182GWh 储能。

风光大基地一期项目近乎全面开工，关注二期项目带动共享储能放量。国家能 源局 2022 年 5 月披露，第一批风光大基地进展顺利，已开工规模占比超 9 成，第 二批大型风光基地加快推进。共享储能有望以高利用率、以租代售降低新能源场站 初始投资压力等技术经济性优势，随着第二批大基地快速发展。

（二）电网侧关注独立储能和电网替代型储能

（1）独立储能有望获得两部制电价支持

独立储能深受政策支持，并网要求亦高。2021 年 12 月，国家能源局印发新版 “两个细则”，首次从制度层面明确储能的独立主体地位；2022 年 6 月，两部门 联合印发《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》，从 12 个 方面对新型储能参与电力市场与调度运营做出规定，首次对独立储能进行官方定义， 即具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符 合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项 目，鼓励符合条件的项目转为独立储能参与市场交易。通过参与多品种交易扩大收 入来源，以市场化方式发展新型储能。独立储能完全接受电网调度、广泛参与电力 市场（调峰、调频、爬坡等），自行挖掘盈利空间。此外，独立储能项目的质量要 求也会更高。以文山电力拟筹建的独立储能项目为例，梅州五华与佛山南海储能电 站建设均价分别为 2.81、2.79 元/Wh，高于目前所统计的 2.1 元/Wh 的 EPC 工程 均价，独立储能质量溢价显著。

参考抽水蓄能定价机制，独立储能有望以两部制电价运行。2021 年 4 月，《国 家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕 633 号）给予抽蓄两部制电价机制。独立储能与抽蓄同为电网侧储能，功能非常相 近，我们认为独立储能也有望获得两部制电价支持：通过容量电价回收部分固定成 本，通过电量电价进行市场化盈利。2022 年 6 月，国家发改委《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》更是明确提出，建立电网侧独立储能电 站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收 益纳入输配电价回收。但与抽水蓄能全成本纳入输配电价并给予 6.5%的资本金收 益率来确定容量电价相比，独立储能参与电力市场更广泛、盈利能力或更强，未来 成本纳入输配电价进行回收的比例或较抽蓄有所降低。

2022年独立储能规划与设计如火如荼，建设进度逐步提速。根据储能与电力市 场公众号统计，2022年上半年并网投运的独立储能电站2座、启动施工建设的项目 17个、进入/完成EPC和储能设备招标的项目64个，总计规模9.24GW/18.55GWh， 其中储能示范项目规划较大的山西、宁夏、湖南、湖北等省份推广进度较快。从项 目进度来看，处于规划/可研的独立储能电站18.9GW、EPC/设备采购阶段5.8GW、 建设阶段1.8GW、投运0.1GW，项目总规模26.6GW/53.6GWh，未来随着独立储能 相关机制的逐步落地，项目建设进度有望持续加快。

特别地，共享储能与独立储能具有较多相似之处，在山东等地区已不作区分。我们认为，二者均具有两部制电价特征，但“容量补偿”的主要来源不同：共享储 能主要依托新能源电站支付的容量租金；独立储能主要来自于容量电价，而容量电 价会随输配电价征收，成本分摊至全社会。可以此予以区分。

（2）电网替代型储能有望纳入输配电价

电网替代型储能需求逐步显现。在某些场景下，建设储能比新建/扩容电网更加 便捷、经济，未来有望逐步通过配置储能的方式延缓/替代电网升级改造。例如，商 场/居民小区内电动车逐渐增多，而配电网扩容难度大、成本高，或通过建设储能满 足电动车充电需求，缓解电网改造压力。政策鼓励电网替代型储能发展。2022 年 1 月，国家发改委、国家能源局《“十 四五”新型储能发展实施方案》提出，在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区， 支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综 合建设成本。2022 年 5 月，国家发改委、国家能源局《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》提出，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入 输配电价回收。今年下半年将核定 2023-2025 年输配电价，电网替代型储能大概率 能够纳入其中。

（三）分布式及微网储能有望成为潜在增量

（1）海外户储高景气无虞，国内工商业经济性初现

俄乌冲突大幅拉高用电成本，海外小型户储高景气延续无虞。根据欧洲统计局 数据，欧洲天然气发电占比始终维持在 20%左右，电力市场对天然气价格敏感。2022 年大宗商品价格上涨与俄乌冲突大幅推高天然气价格，进而推动电价大幅上涨。以 德国为例，2022 年 6 月日前电价达到 218.2 欧元/MWh，相较于 2021 年 7 月的 81.3 欧元/MWh 上涨 168.4%，用电成本大幅提升，叠加 PPA 电价下行，直接带动户用 储能市场高速发展。根据 HIS Markit 统计，德国作为户储装机第一大市场，占比达25.2%，美国、日本占比达 23.6%、17.9%，欧洲装机量合计占比达 40.4%，高用 电依赖叠加高电价、供电可靠性不足等多种因素驱动下，欧美日澳等多地区户用储 能景气度有望延续。

国内居民电价受到保护，而工商业峰谷价差逐步拉大，工商业储能有望加快增 长。相较于欧美高居民电价，国内居民电价仍保持较低水平，电力供应保障相对充 足，短期内仍不具备发展户用储能客观条件。根据国家电网统计，与可获得数据的 全球35个OECD国家比较，2019年中国销售电价每千瓦时约0.62元，约为各国平均 水平的60%，居民用电价仅高于墨西哥。而电力市场化改革下工商业用户峰谷价差 扩大，目前国内用户侧配储主要应用于工商业领域，通过峰谷价差套利降低整体用 能成本，根据各省最新的代理购电价格数据，2022年9月16个省峰谷价差扩大，21 个省市最大峰谷价差超0.7元/Wh，工商业配储降低整体用能成本效应愈发显著。

储能成本下降有望带动工商业储能放量。据我们测算，以中国电价水平最高的 珠三角五市为例，假设：（1）储能系统技术与投资参数：EPC 价格 2 元/Wh，系 统容量年衰减 2%，每天完整充放电 2 次，预计使用年限 10 年，充放电效率 90%， 运维费用为每年收入的 5%。（2）价格参数：采用珠三角五城 5 月公布的一般工商业电价，夏季尖峰电价 1.7021 元/kWh、高峰电价 1.3672 元/kWh、平段电价 0.8156 元/kWh、低谷电价 0.3271 元/kWh。考虑全年运行 330 天（夏季 62 天、非夏季 268 天），夏季尖峰、高峰放电各 1 次+低谷、平段充电各 1 次，非夏季高峰放电 2 次+ 低谷、平段充电各 1 次，则全年平均充放电价差 0.8273 元/kWh，测算全投资收益 率 5.63%。若考虑贷款、税收优惠或地方储能安装或运行补贴后收益率将更高。若 仅改变储能系统投资成本参数，在 1.5 / 1.6 / 1.7 / 1.8 / 1.9 元/Wh 的 EPC 成本下， 测算全投资收益率分别达 12.83% / 11.11% / 9.55% / 8.13% / 6.83%。

（2）整县光伏推进下消纳压力初现，分布式光伏配储渐行渐近

2021年6月，国家能源局印发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发 试点方案的通知》，分布式光伏整县推广的序幕拉开；2022年3月，国家能源局印 发《2022年能源工作指导意见》，提出继续实施整县屋顶分布式光伏开发建设，因 地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，整县光伏、风机 下乡等建设如火如荼。

分布式新能源消纳问题日渐严峻，山东、河南等分布式光伏规模较大省份的消 纳率已出现下滑。根据全国新能源消纳监测预警中心披露信息，从光伏逐月累计消 纳率看，山东由2021年的99.1%下降至2022年1-7月的97.7%，下降1.4pct；河南由 2021年的99.9%下降至99.5%，下降0.4pct。从逐月数据看，在节假日等用电负荷低 谷时期消纳压力已经明显加大。2022年春节假期为1月31日至2月6日，2月用电量较 低，山东、河南2月光伏消纳率分别为92.5%、98.5%，明显低于全年平均水平。

户用分布式光伏考验配电变压器容量和线路载流能力，有望带动配电台区储能 需求放量。根据《2020 年国家电网公司年鉴》，2019 年国家电网公司供区农网户 均配变容量为 2.76kVA，假设单户农村屋顶铺设光伏 10kW，正午时分平均出力 8kW， 此时用电功率最多为 2.76kW，则会反送电 5.24kW，是户均供电有功功率（亦为户 均配变容量）的 1.9 倍，或超过变压器容量和线路载流能力限制。解决容量不足问 题存在三种思路：一是替换原有变压器和线路，进行扩容。由于“十二五”、“十 三五”我国大力推进农网改造，农村地区配网设备还远未达到使用寿命，因此该方 法经济代价较大，较少采用。二是新建变压器和线路（可以与原低压供电线路相连， 也可单独与分布式电源相连、实现专线专变并网），分担反送电潮流。该方法解决 本电压等级容量不足问题，但要关注上级变压器容量是否充足，若不足还需要对上 级变压器进行扩容，而为应对峰值功率新建变压器及线路，经济性难以满足。三是 配置储能，降低反送电功率。通过配置储能既可以使分布式光伏整体出力更加平滑 可调度，增加本地消纳能力，有望成为整县推进新能源消纳新思路。