近几年来，随着风电光伏等可再生能源的大规模发展，叠加“双碳”转型的要求，可再生能源越来越多地接入电网，电力系统面临着越来越大的消纳压力，如何维护电力系统的安全可靠运行，成为需要解决的挑战。在这一过程中，储能的发展被寄予厚望。

一、储能广受关注主要有三个原因

党的二十大报告指出，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。

近期，储能成为新能源领域颇受关注的细分板块。数据显示，截至11月8日，储能板块近20个交易日的涨幅明显，重仓储能主题板块的部分基金表现较为亮眼，多只基金近7个交易日的收益率超过10%。

中国科学院大连化学物理研究所研究员张长昆在接受记者采访时表示，风能、太阳能等可再生能源的利用未来有巨大的市场，但它们受自然条件影响较大、波动性较强，如果可再生能源发的电直接并入电网会对电网造成很大冲击。储能技术可以起到削峰填谷的作用，不仅能够稳定电网，还能够将富余的能量存储起来，在需求量高时再释放出来，从而提高能源的利用率。

在国务院发展研究中心企业研究所企业评价研究室主任、研究员周健奇看来，储能之所以广受关注，主要是市场需求、技术进展和行业特性三个方面的原因。

第一，储能的市场需求大而迫切。新能源市场规模较快增长，直接带动储能需求。同时，储能是新能源应用场景中不可或缺的关键环节，也是当前制约新能源产业发展进程的核心短板，迫切需要突破，也因此吸引了新能源产业的优质创新要素在储能领域集结。

第二，前期的科技创新成果显著，为储能技术取得根本性突破奠定了基础。

第三，储能的高技术属性决定了储能产业链复杂度较高，体现为多个高技术行业学科交叉，同时，储能的应用又十分广泛，需要面向应用场景定制化创新。因此，储能行业的发展本就需要众多行业参与联合创新。

二、类储能是当前解决新能源消纳的高效、经济方式

1、电力供需失衡概率增加，系统应对能力减弱

构建以新能源为主体的新型电力系统是大势所趋。2021 年 3 月中央财经委员会九次会议提出“构建清洁低碳安全高 效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能 源为主体的新型电力系统”。供给端的清洁能源化和需求端的电气化“两化”特点是过去 20 年全球电力甚至能源系 统的主要特点，未来几十年将会进一步强化。

由“电源可控+负荷波动”变成“电源、负荷波动”，电力系统源、网、荷间更容易失衡。电力系统正在呈现以下几 点变化：发电侧光伏等波动性电源比例提升；终端电气化带来用电总量的提升；而旋转机械电机的退出以及逆变器、变流器等电力电子设备的接入造成系统惯量的下降。电力系统供需、惯量特征的根本性改变直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于惯量降低频率波动更加剧烈。要维持系统稳定的核心在于提升发电与负荷匹配度，保持系统供需平衡，而储能/类储能刚好可以扮演这个角色，实 现电力供需的时间转移，发挥“库存”效果，阶段性改变供需平衡状态。

2、发展大规模储能/类储能急迫而且长期

新能源替代建立在电力系统安全可靠的基础上。区别火电、核电等可控电源，水电、风电、光伏存在不同周期的波动 性。其一是如风电、光伏等存在分钟级、小时级的短周期波动，其二则是受水、风、光等自然资源的月度调整，存在 季节性的长周期变化，以水电为例总发电量的振幅达到 50%。解决风光消纳，发展储能/类储能越加迫切。风电光伏发电量占比低于 5%时，系统冗余能解决日内能量不平衡，转动 惯量可以解决功率不平衡问题，但如果占比到了 8-10%，功率/能量平衡问题就不能忽视。在大致 10-30%的阶段，小 时级日内能量储能、短时功率储能是主要问题，到了 25-30%阶段，氢能、压缩空气等长期能量储能也将加速发展。2021 年风电、光伏发电量合计占比已达到 11.7%，水电占比超过 15%。同时相较海外，国内调峰能力更强的燃气发 电结构占比远低于煤电（欧洲大部分地区燃气发电占比更高），在可再生能源渗透率逐步提升向主力电源切换的过程 中，需要在电源出力波动的情况下，保持系统稳定，发展储能/类储能等灵活性资源越加迫切。

储能/类储能可以增加系统在不同时间维度的灵活性，且类储能应用覆盖小时到季度维度、成本更优。储能的技术方案众多，可以按照能量存储方式不同分为机械式储能、电化学储能、电磁式储能、化学储能、储热 等。不同类型的储能方式技术、经济特征各异。类储能方式主要指火电灵活性改造、燃气发电等。与储能方案最大的区别在于类储能稳态情况下作为主力电源出 力，暂态情况下，通过减少、增加功率输出参与系统调节，而类储能本身不能吸收系统额外的不平衡功率。不同应用场景下配置灵活性电源需要综合考虑电源、电网、负荷特征。整体而言，长周期能量型场景与抽水蓄能、氢 储能、压缩空气等方式匹配，短周期的功率型场景下，锂电池等电化学储能、飞轮储能、超级电容等更优。而灵活性 改造、燃气等类储能方案则能够覆盖从短周期调频调峰到长周期能量调度的多样化场景，适配性更好。成本方面，灵活性改造在单台火电投资基础上的附加成本大部分在几千万上下，提升 10-30%的灵活性调度空间，折 算每千瓦投资额在 500-1000 元，燃气投资强度每千瓦在 2000-3000 元，且从能量角度看，边际成本仅为储煤、储气 成本，远低于其他的储能方案，经济性更有优势。

三、传统火、水电迎来“类储能”发展机遇

（一）电力供应保障压力持续加大，1-9月火电投资同比增长48%

经济增长带动全社会用电量刚性稳定增长，虽然发电设备装机规模一直保持不低的 水平，但是其中，高利用小时数/利用率的煤电装机受煤价及能耗双控影响，增速 得到明显遏制。2021年全国新投产煤电装机规模仅2800万千瓦，是15 年以来的最低水平，今年1-8月新增投产仅1120万千瓦，比去年同期下 降33%。新增煤电占整体新增发电装机规模的比重从2011年历史高点 的64%，下降至今年1-8月的12%。叠加，疫情缓解，经济恢复性增 长，全国电力供应保障压力持续加大，各地煤电建设提速，煤电建设有望回到15年 前的投资高峰期。

1.2021年以前年均新增煤炭发电装机容量持续下台阶

经济稳步增长，全社会用电量保持了刚性稳定增长。2021年国民经济增长8.1%，全 社会用电量实现增长10.3%至8.3万亿千瓦时。2021年全社会用电量净增 量超过8000亿千瓦时，是十三五平均净增量的2倍以上，也远远高于2010 年的历史最高水平5400万千瓦时。

全社会用电量刚性稳定增长，发电新增设备装机规模也保持不低的水平，但是受高 煤价以及能源消耗总量和强度“双控”行动等因素影响，2021年以前高利用小时数 的煤电装机容量增速得到明显遏制。2021年全国新投产煤电装机规模仅2800万千瓦 ，是15年以来的最低水平，今年1-8月新增投产仅1120万千瓦， 比去年同期下降33%。新增煤电占整体新增发电装机规模的比重从2011 年历史高点的64%，下降至今年1-8月的12%。

2.各地煤电建设提速，有望回到前期投产高峰

全国电力供应保障压力持续加大，各地煤电建设提速。2022年1-9月火电电源基本建 设投资完成547亿元，超过2021年全年的81%，同比增速一直保持在32- 72%的水平。火电电源占整体电源基本建设的比重也由2021年的10-12% 提速至今年1-9月15-17%。 与新能源占比较高的德国、西班牙、丹麦相比，我国火电平均利用小时数一直维持 在较高水平。全社会用电量净增量创历史新高，我们认为煤电设备有望 回到15年前的煤电投产高峰期。

（二）加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用

1.抽蓄占比绝对领先，铅酸电池、液流电池、超级电容、飞轮储能、压缩空气以及锂离子电池等新型储能快速发展

储能是指通过设备或者物理介质，将能量储存起来，并在需要的时候释放出来。根 据储能过程涉及的用能形式，可以分为化学储电、物理储电和其他储电技术三类。 化学储电主要包括锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。物理储电主要包 括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等。其他储电技术主要是超导储能、超级电容 等。

根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的储能产 业白皮书2022摘要版统计，截至 2021 年底，全球已投运电力储能项目累计装机规 模 209.4GW，同比增长 9%。其中，抽水蓄能的累计装机规模占比下降至86.2%； 铅酸电池、液流电池、超级电容、飞轮储能、压缩空气以及锂离子电池等新型储能的 累计装机规模紧随其后，为 25.4GW，同比增长 67.7%，其中，锂离子电池占据绝 对主导地位，市场份额超过 90%。 中国已投运电力储能项目累计装机规模 46.1GW，同比增长 30%。其中，抽水蓄能 占比重与去年同期相比再次下降，下降了 3 个百分点，至86.3%；市场增量主要来 自新型储能，累计装机规模达到 5729.7MW，同比增长 75%。

2.抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）开启千亿市场

抽水蓄能电站由两个相互连接、处在不同高度的水库组成，分别称为上水库和下水 库，同时安装配套涡轮机、泵、发电机和电动机。抽水蓄能电站利用的是可以兼具水 泵和水轮机两种工作方式的抽水蓄能机组，在用电低谷期因部分用户用电停止，而 各种大型火电、水电、核电不能大幅度停机或少发电，电力系统出现剩余电量时，抽 水蓄能电站可以利用这些剩余电量，开动设备把低处的水抽到高处蓄存起来，等到 电力系统用电高峰时，再把高处的水放下来，带动水轮发电机组发电，把电力送回 电网，供给用户用电，发电后的水仍回到低处。如此循环往复的操作运用，保障整个 电网运行灵活可靠、安全经济。

根据抽水蓄能产业发展报告2021，截至2021年底，我国抽水蓄能电站装机容量3639 万千瓦，居世界首位，在建项目装机容量6153万千瓦，正在开展预可研工作的项目 共计123个装机容量14951.5亿万千瓦，可研工作的项目40个装机容量5508万千瓦。截至2022年9月，我国抽水蓄能装机规模占总装机规模约1.6%，与发达 国家相比仍有较大差距。

2021年7月12日，国家能源局在《对十三届全国人大四次会议第2917号建议的答复》 （国能建新能〔2021〕71号），指出“抽水蓄能电站是技术成熟、使用经济、运行 环保的大规模优质储能装置”。当前，我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时 期，随着风电、光伏等新能源大规模发展，调峰调频、储能等高质量辅助服务将成为 配套需求，成为建设新型电力系统的关键组成部分和电力系统稳定、安全的关键支 撑。

2021年9月17日国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指出， 到 2025 年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模 1.2 亿 千瓦左右；规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.2亿千瓦；并储备了247个 项目，总装机容量约3.1亿千瓦；到2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需 求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽 水蓄能大型骨干企业。2021年底抽水蓄能电站装机容量3639万千瓦，到2030年，投产总规模 1.2 亿千瓦 左右意味着未来9年新增8361万千瓦，按照单位动态投资6480元/瓦，总投 资约5418亿元。

3.新能源配储和电网侧配储需求到2025年约56.4GW/134.1GWh

2021 年，国家双碳战略的实施，大幅促进了储能技术和产业的发展，中国储能实现 了从商业化发展初期到规模化发展的转变。包括我们在9月16日发布的储能行业系列 之四统计的支持政策在内，600多项储能相关政策出台。 锂离子电池、铅酸电池、液流电池等电化学储能、飞轮储能、压缩空气等物理储能以 及超级电容等新型储能各具优势，电化学储能规模通常为10~100MW级，响应速度 在几十至几百毫秒、能量密度高、调节精度好，在技术上适合频繁快速调节环境，但 规模化发展受到安全环保的制约。压缩空气储能以空气为介质，具有容量大、充放 电次数多、寿命长的特点，但目前效率相对较低，压缩空气储能是与抽水蓄能最为 类似的储能技术，对于沙漠戈壁荒漠等不适宜布置抽水蓄能的地区，压缩空气储能 的布置能够有效配合大型风光基地新能源的消纳。

（三）煤电、抽蓄设备是寡头垄断行业

煤电行业投资跌入冰谷，东方电气、上海电气、哈尔滨电气传统三大动力设备集团 仍保留煤电设备业务，积极贯彻落实国家关于能源转型相关部署，锚定“双碳”目 标，对推动产业绿色低碳转型，积极布局和推动储能等新型能源产业。

1.煤电：上游主设备商为东方电气、上海电气、哈尔滨电气

《新型百万级煤电机组造价与经济评价分析》中介绍，某滨海厂址的百万机组2台100 万千瓦总投资63.5亿元，单位造价3173元，其中，锅炉、汽轮机+凝汽器、汽轮发电 机三大主设备单位造价1683元，占据了50%的投资比例。三大主设备供应 商主要是东方电气、上海电气、哈尔滨电气。

由于2021年以前煤电装机增速受限，东方电气、上海电气、哈尔滨电气的煤电三大 主设备汽轮发电机组、电站汽轮机、电站锅炉产量均有明显下降。 汽轮发电机方面，东方电气2014年产量接近3000万千瓦，2019-2020下降至1400- 1500万千瓦，2022年前三季度1983万千瓦产量是2021年全年的79%；上海电气，从 披露数据看2017年产量超过3300万千瓦，2020年下降至1700万千瓦以上。哈尔滨电 气，2008年产量接近2900万千瓦，2020年下降至1093万千瓦。

电站汽轮机方面，东方电气2011年产量超过3900万千瓦，2019-2020下降至1500万 千瓦左右，2022年前三季度1932万千瓦产量是2021年全年的81%；上海电气，从披 露数据看2008年产量超过2700万千瓦，2020年下降至1500万千瓦左右。哈尔滨电 气，2008年产量超过3000万千瓦，2021年下降至767万千瓦。 电站锅炉方面，东方电气2008年产量超过2600万千瓦，2019-2020下降至1500-1600 万千瓦左右，2022年前三季度1704万千瓦产量是2021年全年的77%；上海电气，从 披露数据看2008年产量接近2500万千瓦，2020年下降至719万千瓦左右。哈尔滨电 气，2010年产量超过2600万千瓦，2021年下降至1357万千瓦。

2.抽蓄：下游运营及上游设备供应均为双寡头

通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，国内基本形成涵盖标准制定、规划设计、工 程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。 （1）南网国网为主要投资主体、万亿市场吸引发电企业及地方能源集团入场。2004-2013年，根据国家政策，抽水蓄能电站的建设运营管理主体为电网。2014年， 国务院印发《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》（国发〔2014〕 60号）鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。抽蓄投资主体开始多元化的 新阶段。2021年，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，提 出进一步完善相关政策，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目 投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。

我国幅员辽阔，区域经济发展水平各不相同，抽水蓄能电站的消纳也不同。并且，我 国以省为界的行政管理、资源规划与电力调度特点明显，不从资源效率最大化的角 度，更大规模的跨区域资源调配，很有可能造成区域范围内抽蓄电站建设的重复和 浪费。因此，非电网企业的业主选择与电网合作或可从电力调度中获得一些优势。 我们认为电网仍会是抽水蓄能的重要投资主体。

预计到2030年投产超过1.2亿千瓦抽蓄电站，国网与南网分别约占1亿千瓦、0.2亿千 瓦多。《为美好生活充电 为美丽中国赋能》提出，力争2025年、2030 年国网经营区抽水蓄能装机分别达到5000万千瓦、1亿千瓦。支持新型储能规模化应 用，预计2030年国网经营区新型储能装机达到1亿千瓦。南方电网公司发布《建设新 型电力系统行动方案（2021~2030年）白皮书》，“十四五”和“十五五”期间，南 方电网将分别投产500万千瓦和1500万千瓦抽水蓄能，分别投产2000万千瓦新型储 能。

文章来源： 中国经济时报，未来智库