储能行业专题报告：新能源发展+政策双轮驱动储能迈入快车道

储能行业专题报告：新能源发展+政策双轮驱动，储能迈入快车道一、什么是电力储能技术？电储能是实现电力存储与转换的技术，电化学储能是未来发展的重要方向。储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术（本篇内容主要讨论电储能）。电储能按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种：

电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。电化学储能不受自然条件影响，特别是锂电池储能，具有充电速度快、放电功率大、系统效率高等优点。我们认为，随着系统成本的

不断下降，电化学储能是未来储能产业重要的发展方向。二、储能的应用场景电力系统是储能领域的主要的应用场景电力系统中储能可提供调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务，是储能的重要应用领域。储能在电力系统中根据应用场景可分为：发电侧、输配电侧和用户侧；CNESA根据电力储能项目的主要用途进一步细化，将储能应用

场景划分为：电源侧、辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和用户侧。除电力系统外，储能在其他应用领域也具备增长空间通信：储能在通信基站、数据中心和

UPS等领域起到备用电源的作用，并可利用峰谷电价差进行套利以降低设备用电成本。据GGII统计，2020年中国通信储能锂电池出货量为7.4GWh，同比增长23.3%，未来5G基站建设规模加大有望打开通信储能市场空间。

数据中心：随着移动互联网的快速发展及新基建、数字经济等建设推动，数据中心行业有望持续快速发展。据36氪研究院统计，2020

年我国数据中心市场规模为1958亿元，预计到2025年有望接近6000亿元。储能作为数据中心的备用电源，前期数据中心的应用以铅酸

电池为主，随着锂离子电池性价比持续提升，未来有望逐步取代铅酸电池成为数据中心主流的储能形式。其他：储能应用领域多样，例如，轨道交通领域配置储能可实现列车再生制动能量的高效利用等。三、全球储能发展现状全球储能项目规模持续增长，抽水蓄能是过去最广泛的储能形式累计装机规模方面：根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW，占比达90.3%，是过去最广泛的储能应用形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为14.3GW，占比为7.5%；其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为13.1GW，占电化

学储能项目规模的的92.0%，是最主要的电化学储能形式。电化学储能增长迅速，锂离子电池储能是主要的新增储能形式新增装机规模方面：2020年全球储能项目新增装机规模6.5GW，同比增长80.6%。

抽水蓄能新增装机规模为1.5GW，占新增储能项目装机规模的23.0%；

电化学储能新增装机规模为4.73GW，同比增长63.1%，占新增储能项目装机规模的72.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模

4.65GW，同比增长69.6%，占电化学储能新增装机规模的98%。中国是全球最大的新增电化学储能市场之一，未来有望持续领先据CNESA全球储能项目库统计，在2020年全球电化学储能新增的4.73GW中：地区结构：中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，投运规模占比分别为33%、30%和23%，合计占比达86%，且均

突破GW级大关。项目结构：辅助服务、新能源发电侧、用户侧安装较多，占比分别为29.3%、28.8%和27.3%，电网侧为14.7%；在2020年全球电化学储能新增的1.56GW中，新能源发电侧装机规模超0.58MW，同比增长438%，未来随着中国新能源装机规模的不断扩

大，中国储能发展将持续全球领先。四、中国储能发展现状中国储能规模稳步增长累计装机规模方面：根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为31.8GW，占比达89.3%，是过去应用最广泛的储能形式；已投运电化学储能项目累计装机规模为3.27GW，占比为9.2%；其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为2.90GW，占电化

学储能项目规模的的88.8%，是最主要的电化学储能形式。电化学储能高速发展，新增贡献接近一半新增装机规模方面：2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%。

抽水蓄能新增装机规模为1.49GW，2020年全球新增的抽水蓄能项目几乎都来自中国；

电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长144.9%，占中国全部新增储能项目的48.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模

1.52GW，同比增长146.0%，占电化学储能新增装机规模的97.4%，是主要的电化学储能项目新增方式。五、“碳中和”趋势下的储能发展机遇气候变化威胁形势严峻，“碳中和”势在必行随着工业的发展和人类活动规模的扩大，对化石能源和自然资源的过度开发利用导致温室气体排放显著增长，造成全球温升和自然灾

害。2016年4月，175个国家和地区的领导人签署《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的标志性事件之一；2根据ECIU的统计，除了已经达成“碳中和”的苏里南和不丹外，已有超50个国家和地区已经公布“碳中和”相关目标，以应对全球气

候变化的威胁。新能源应用是碳减排的重要实现方式，储能有望同步受益据CAIT，2018年全球能源活动排放量占全球温室气体总排放量的76.1%，是碳排放的主要来源。推动清洁能源转型、加大新能源应用

比例是未来能源发展的主要方向。

据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和

风电的累计装机容量将有望超过8500GW和6000GW，光伏、风电装机规模具备可观发展空间。新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入对电力系统带来挑战。储能配置将助力新能源消纳，并有效保障电网

的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能将迎来高速发展。储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用：发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行；用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开

市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。六、国内储能政策持续完善地方储能相关政策陆续出台目前国内多地加大对可再生能源配套储能的支持政策或相关要求，多省份要求储能容量配比在10%-20%、储能时长在2小时及以上。

此外，青海省对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/Kwh运营补贴。

各省对于储能政策落实将进一步加大储能在新能源发电侧的应用，有望加快储能系统的发展。国家级储能政策密集发布，为储能的规模化发展铺平道路近期国家发改委、国家能源局针对新型储能、分时电价、以及新能源消纳等政策进行了完善。新型储能的商业模式和市场地位进一步明确。7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指

导意见》，其中提出“到2025年装机规模达3000万千瓦以上”的目标，以及从“明确新型储能独立市场主体地位”、“健全新

型储能价格机制”以及“健全‘新能源+储能’项目激励机制”三个方面进行政策机制完善。拉大峰谷电价差，推动用户侧储能发展。7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提出了

“合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过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”的要求，以及建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，优化分时电价机制，并提出建立动态调整机制等。明确新增新能源并网消纳规模和储能配比，发电侧储能配套作用凸显。8月10日，国家发改委、国家能源局发布《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》，其中明确：“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主

要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，并在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以

外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，提出“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”

、“允许发电企业

购买储能或调峰能力增加并网规模”，并对自建调峰资源的“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。”我们认为，随着光伏、风电等新能源装机规模的不断增长以及分布式能源应用扩大，无论是发电侧、电网侧还是用户侧配备储能的

必要性和需求均大幅上升，政策的逐步完善将为储能发展创造良好的市场环境，有利于推动储能产业的高速发展。七、国内电化学储能发展空间国内电化学储能装机规模预计迎来可观增长空间我们认为，随着可再生能源装机规模的持续增长、储能及电价相关政策的不断完善，以锂电池为主的新型储能技术有望在相关机制的

推动下迎来高速发展契机。

国家能源