电力是经济发展的基础产业，过去煤电在我国的能源应用和电力生产中一直占据主导地位，发电量占比在60%以上。

随着“碳达峰、碳中和”目标的出台，我国规划建设以新能源为主体的新型绿色电力，简称“绿电”，长期来看，以风电、光伏为代表的新能源将成为未来的主要电力来源，风电、光伏发电量占比正在持续上升。

随着燃煤的逐步退出，可再生能源成为发电主力军。为推动可再生能源发展，各国都推出了针对可再生能源的激励政策，建立起以上网电价为主的补贴政策机制。

根据 IRENA 统计，2010 至 2020期间，欧洲可再生能源装机稳步增长，截至 2020 年，欧洲累计新能源装机容量 609.5GW。其中德国是欧洲可再生能源装机规模最大的国家，总装机容量达131.82GW，占据欧洲市场的 21.6%。德国新能源累计装机中，陆上风电装机 54.44GW，占比 41.3%；光伏装机 53.78GW，占比 40.8%；海上风电 7.75GW，占比 5.9%。

而储能是中国乃至全球能源转型中不可或缺的环节，与风电和光伏等产业形象不离，也是全球各国政策重点推动的行业：

根据行业协会 CNESA 的预测，在“十四五”后期，即 2024 年和 2025 年，电化学储能行业将形成一轮高增长，保守场景和乐观场景下，累计装机规模将分别达到 32.7GW 和 55.9GW 以配合风、光在 2025 年的装机目标。即使按照保守场景，“十四五”期间，国内电化学储能的规模都将呈现倍数级的增长。

另外储能是维持电力网安全稳定运行的必要手段。可再生能源，尤其是风和光资源，具有随机性、间歇性和波动性。随着可再生能源装机容量的不断增加，短期给传统电力网带来冲击，其本身的调节能力远远不足，影响了电网的安全稳定运行。

储能可以灵活应用于发电侧与用户侧，存储过量的光伏风电资源，通过充放电进行调节，减小波动性、平滑出力、提高能源利用率，有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化，使风电光伏能够方便可靠地并网，在提高新能源发电比例的同时，维持电力系统的安全和稳定。

9月下旬以来，由于电力紧张，全国多地都在执行限电工作，这也凸显了储能建设的紧迫性。

根据储能技术不同可以有多种分类，应用最多的是机械类储能中的抽水蓄能与电化学储能中的锂电池储能，随着技术的快速发展，电化学储能成本降低，可靠性提高，电化学储能正逐渐成为发展主力。

随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。预计未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，储能技术与产业的前期积累，已具备快速发展的基础，正迎来行业爆发的拐点。

储能贯穿新能源开发与利用的全部环节，是能源转换与缓冲、调峰与提效、传输与调度、管理与运用的核心技术，既是国家能源安全的重要保障，也是电动汽车等新兴产业的主要发展动力。

新能源渗透率持续提升的背景下，加快储能配套是实现“双碳”目标的必然选择，未来新型储能会深度参与电力能源体系变革。

01

新型储能将深度参与能源变革

2021年3月中央财经委员会九次会议中，习主席提出“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”。

电力系统发展呈现的以下变化：

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下降。

△传统电力系统与新型电力系统

（图源：CNKI）

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，而储能刚好可以扮演这个角色。

02

新型储能的形式

储能指通过一定方式将能量转换成较稳定的存在形态后进行储存，并按需释放。按储能作用时间的长短，可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。按储能的原理，可以分为物理储能、电化学储能、电磁储能等。

物理储能：抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、储氢等，主要应用于数时级以上的工作场景。

电化学储能：钠硫电池、液流电池、锂离 子电池等，主要应用于分钟至小时级的工作场景。

电磁储能：超级电容储能、超导储能等，主要应用于秒级的工作场景。

03

新型储能的应用场景

储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。电力即发即用，无法直接存储，配储则可以平滑电力波动性，减少资源浪费。

按应用场景可分为用户侧（自发自用、峰谷价差套利），发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、输配侧以及辅助服务（5G基站备用电源）等多种用途。不同用途的电力系统对应储能的应用类型和放电需求也存在差异。

04

新型储能产业链

储能产业链包括电芯、PCS、系统集成等多个环节。

上游：包括电池原材料、电子元器件供应商等；

中游：主要为电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理 系统（EMS）及其他配件供应商等；

下游：包含储能系统集成商、储能系统安装商以及含电网、家庭、工商业、风光电站等在内的终端用户。

锂电储能系统主要由储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电芯、电池管理系统（BMS）四部分构成，其中电芯、BMS等构成储能电池系统。

05

新型储能发展进入快车道

政策支持、成本下降储能发展进入快车道。

国家层面政策给予储能极高的关注度，同时在过去几年间电池产业链成本持续下降，循环寿命不断优化，让储能具备在政策扶持后形成正向收益的潜力。

△国家储能相关政策梳理

2021年储能政策更明确。

4月，发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》。

7月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》正式版发布，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，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展，将储能的战略地位提升至新高，也成为“十四五”期间储能产业的指导纲领。

宏观层面的政策体系明确了储能产业发展目标、推广思路、应用场景、责任主体等，充分展现了国家层面对于发展储能的坚定态度，也有望带动突破现阶段行业面临的基础技术、模式机制等问题，实现规范、系统的持续发展。

成本下降、电价体系推动储能盈利改善。

锂电储能系统工程建设成本大致为约1.5-2.5元/Wh，其中储能系统占80-85%。储能系统中又以电池占比最高，大致为50%，其他系统组件、管理系统分别占20%、15%。

以铁锂为代表的的电化学储能是现阶段的优选方案。锂电功率、容量、放电时长等技术特征满足现阶段储能需求。过去一年铁锂电池实现约20%的成本降幅，循环次数由2000-3000次向上突破，带动储能度电成本快速下降。

△国产铁锂电池价格走势（元/kWh)

（图源：鑫椤锂电）

储能项目经济性由度电成本、度电收益的相对大小决定。峰谷电价、辅助服务优化了储能度电收益。

峰谷价差套利，为新型储能开辟新发展空间。

2020年全国浙江、江苏、山东等省市陆续出台相关政策调整峰谷价差推动用户侧储能发展。2021年7月29日国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，此次分时电价机制设定峰谷电价价差为4:1或3:1以上，拉大峰谷电价，刺激用户侧储能发展。

从2021年国内工商业电价来看，50%的地区可以达到3:1峰谷价差要求，价差值在0.5-0.7元/kWh，我们测算套利收益率为-0.6%——9.8%；若峰谷电价价差提高至4:1，即价差值在0.75-1.05元/kWh，则峰谷价差套利收益率为12.4%——27.9%，具备较高的经济性，储能削峰填谷套利空间也随之打开。

06

新型储能的空间有多大？

2021年7月底至今国内政策频繁落地，用户侧拉大峰谷价差，最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷价差超过4:1；并网侧超过电网保障性规模的按照20%*4h的挂钩比例进行配建的优先并网。

预计到2025年国内新增储能装机达到34.4GW/86.2GWh，2021-2025年复合增速为84%；到2030年国内新增储能装机达到175.6GW/534.4GWh， 2021-2030年复合增速为61%，国内储能市场占全球市场的1/3左右。

△国内储能空间预测

（图源：工信部、东吴证券研究所）

到2025年全球新增储能装机达到130.9GW/318.1GWh，2021-2025年复合增速为79%，到2030年新增储能装机达到535.8GW/1575.0GWh，2021-2030年复合增速为55%，中国美国欧洲将是最大增量市场。

储能，被称为碳中和的“龙脉”，供养两大万亿赛道的主枝干——左擎“热、电、氢”等清洁能源，右牵动力电池与新能源车。

储能作为风光普及必由之路，随配套政策体系的跟进，开始进入快车道。万亿市场必将精彩纷呈、群雄逐鹿。

文章来源： 能源电力说，广州万隆