2022年，我国能源绿色低碳转型加速推进，非化石能源消费比重增加至17.5%，比2021年提高0.9个百分点。风电、光伏发电新增装机容量达到1.25亿千瓦，再创历史新高；风电、光伏发电量分别达到7627亿千瓦时、4273亿千瓦时，同比分别增长16.3%、30.7%，已成为我国的第三和第四大电源。
随着风电、光伏等新能源大规模建设，配建新型储能规模迅速增加，2022年我国新增新型储能项目装机规模达到7.3gw，同比增长197%。未来我国新能源装机容量将继续保持较高增速，新能源消纳面临巨大压力，新型储能的加速发展势在必行。
能源绿色低碳转型加速推进，风光发电成为我国重要电源
2022年，我国能源绿色低碳转型加速推进。从能源生产结构来看，煤炭、石油、天然气等常规能源占比分别为69.0%、6.2%、6.0%，非化石能源占比达到18.8%，比上年降低1.2个百分比。从能源消费结构来看，2022年煤炭、石油、天然气消费量分别占能源消费总量的56.2%、17.9%、8.5%，非化石能源消费比重增至17.5%，比上年提高0.9个百分点（见图1）。
2022年，全国风电、光伏发电新增装机容量达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，占全国新增发电装机的62.6%，持续引领增长。截至2022年底，风电、光伏发电累计装机容量达7.58亿千瓦，占装机总量的29.6%（见图2）。2022年全国发电量8.85万亿千瓦时，同比增长3.7%，其中风电、光伏发电量分别为0.76万亿千瓦、0.43万亿千瓦，同比分别增长16.3%、30.7%，合计占发电总量的13.4%，风光发电成为我国重要电源。
风电装机容量持续增长，已成为我国第三大电源
1. 风电新增装机稳居各发电类型前三，但增长速度有放缓趋势
风电是最具前景的新能源之一，近年来我国风电装机容量持续增长，但增长速度有所放缓。截至2022年，我国风电累计装机容量365gw，同比增长10.9%，占全国电源装机总量的14.3%，占非化石电源装机容量的28.7%。经过10年的高速发展，风电累计装机容量已达2012年的近6倍，2012—2022年均增速高达19.5%。预计到2025和2030年，我国风电累计装机容量将分别达563gw和900gw，2022—2025年和2025—2030年复合增速分别为15.5%和9.8%，整体维持高速发展趋势。
陆上风电一直占据国内风电行业的主导地位，未来随着海上风电加速发展，其市场份额将不断提高。截至2022年，我国陆上风电和海上风电装机容量分别为335gw和31gw，分别占风电装机容量的91.7%和8.3%，陆上风电仍占据绝对主导地位（见图3）。未来随着风电机组大型化趋势加速和海上风电施工与输电技术快速提升，海上风电装机占比将不断提高。预计到2025和2030年，海上风电装机容量将分别达56gw和112gw，装机占比分别达9.9%和12.5%。
2022年，我国新增风电装机37.63gw，同比下降21.0%（见图4）。装机量下降一方面是受到疫情等因素影响，风电项目开工和施工进度大幅放缓；另一方面是相关部门加大对央企新能源项目的专项合规审计降低了企业施工与进展速度，进而导致风电新增装机大幅下滑。尽管2022年风电新增装机有所下滑，但仍稳居各发电类型前三，占新增装机总量的18.8%。未来随着“双碳”目标推进和新能源的持续发展，风电新增装机占比仍会持续提升，预计2025和2030年装机占比将分别达到24%和25%。
2. 风电已成为我国第三大电源，未来渗透率将保持增长趋势
风电发电量快速增长，现阶段已成为仅次于火电和水电的第三大电源。2022年，我国风电发电量为7627亿千瓦时，占国内总发电量的8.6%，2012—2022年年均增速高达22.2%（见图5）。
风电消纳水平和风力发电效率不断提高，风电设备利用小时呈稳步增长趋势。2022年，我国风电设备利用小时数为2221小时，比2012年提高292小时（见图6）。
风电技术不断进步，风电lcoe和单位造价持续下降，风电渗透率将保持增长趋势。2019年，我国陆上风电lcoe为0.32元/千瓦时，较2012年下降30%，陆上风电已全面进入平价时代（见图7）。2022年，陆上集中式平原地区、一般山地和复杂山地风电项目单位千瓦造价分别约为4800元/千瓦、5500元/千瓦和6500元/千瓦。2022年以后，随着陆上大兆瓦机组推广应用，主机价格呈现进一步下降趋势，预计项目整体单位造价指标仍有一定下降空间。此外，2021年底风电集中并网后，项目单位千瓦造价显著下降。综合考虑不同省份海域建设条件差异，2022年海上风电项目单位千瓦造价约为11500元/千瓦，呈大幅下降趋势。
光伏发电爆发式增长，未来仍将保持较高增速
1.光伏发电新增装机居各发电类型首位，近年来持续引领增长
光伏产业是我国战略性新兴产业之一，近年来我国光伏装机容量呈爆发式增长，未来仍将保持较高增速。截至2022年，我国光伏发电累计装机容量393gw，同比增长28.1%，占全国电源装机总量的15.3%，占非化石电源装机容量的30.9%（见图8）。2012年，我国光伏发电装机容量仅3gw，经过10年的爆发式增长，目前光伏发电装机容量已近400gw，2012—2022年年均增速高达60.7%。预计到2025和2030年，我国光伏发电累计装机容量将分别达820gw和1500gw，2022—2025年和2025—2030年复合增速分别为27.8%和12.8%。
2022年，全年新增光伏发电并网装机8741万千瓦，同比增长60.3%，新增装机容量继续位居各发电类型首位，占新增装机总量的44%（见图9）。未来随着成本的进一步下降，光伏发电将进入平价时代，装机占比仍将保持高位，预计2025和2030年新增装机占比将分别达到54%和51%。
2. 光伏发电量大幅提升，未来仍将快速增长
我国光伏发电量持续增长，已成为仅次于火电、水电和风电的第四大电源。2022年，我国光伏发电量为4273亿千瓦时，占国内总发电量的4.8%，2012—2022年年均增速高达61.3%（见图10）。
光伏组件光电转化效率不断提升，光电设备利用小时数稳步提高。2022年，我国光伏设备利用小时数为1337小时，未来随着光伏组件光电转化效率的进一步提高，光电设备利用小时数将继续攀升（见图11）。
随着光伏发电技术的成熟，光伏发电lcoe和单位造价快速下降，光伏发电迈入平价阶段，光伏发电量将快速增长。在1200h等效利用小时数的条件下，2022年我国光伏地面电站和分布式光伏系统lcoe分别为0.28和0.27元/千瓦时，较2018年分别下降39.1%和32.5%（见图12）。2022年，地面光伏电站单位千瓦造价约4130元，同比下降0.5%；分布式光伏系统单位千瓦造价约3740元，与上年价格基本持平，光伏发电已迈入平价阶段。
风电、光伏等新能源大规模建设，配建新型储能规模迅速增加
“十三五”时期，我国新型储能以科技示范项目和小规模用户侧项目为主，电网侧储能进行了一定规模的探索。进入“十四五”，随着风电、光伏等新能源大规模建设，各地陆续对新能源配建储能提出要求，一批新能源配建的新型储能项目在2022年底集中投产。未来随着众多新能源基地的加速建设，配建储能规模仍将迅速增加。
截至2022年底，我国新型储能累计装机规模约13.1gw/27.1gwh，功率装机规模同比增长127%，能量装机规模同比增长141%，新型储能建设进一步提速。从不同技术路线来看，2022年我国新型储能呈现多元化发展趋势，采用不同技术路线的新型储能项目纷纷涌现。截至2022年底，我国已投运的新型储能项目中电化学储能占比继续提升至约98.4%，其中锂离子电池占比约94.0%，铅蓄电池、液流电池和超级电容占比分别为3.1%、1.2%和0.1%；压缩空气储能占比约为1.5%。
2022年，我国新增新型储能项目装机规模达到7.3gw/15.9gwh，功率装机规模同比增长197%，能量装机规模同比增长280%。新增新型储能装机中，锂离子电池占据绝对主导地位，占比约97.3%；液流电池、铅蓄电池和压缩空气储能占比分别为1.5%、1.0%和0.1%（见图13）。
“十四五”时期，可再生能源发电量增量占比将超过50%，风电、光伏发电量将实现翻倍。预计未来三年，我国新能源装机将年均新增1.8亿千瓦左右，新能源消纳面临巨大压力，因此新型储能的加速发展势在必行。新型储能的规模化发展将有效提高系统灵活调节能力、促进新能源消纳利用、支撑大型新能源基地开发外送、缓解电力供应压力。综合考虑新型储能发挥的系统性作用，预计“十四五”期间我国新型储能装机有望超过50gw，年均新增新型储能规模超过10gw，重点布局在华北、西北和部分中东部地区。