随后，这一3060目标被纳入“十四五”规划建议，中央经济工作会议也首次将做好碳达峰、碳中和工作列为年度重点任务之一。

根据国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望》，我国未来要实现双碳目标，一次能源低碳化转型明显,非化石能源占一次能源比重在2025、2035、2050和2060年分别有望达到22%、40%、69%和81%。

传统电网难以满足以新能源为主体的新型电力系统调节需求，储能将成为新型电力系统中的重要支撑。多种储能措施并举将在新型电力系统的调峰、调频、供能稳定等方面扮演关键的角色。

国内外多国实行了多项推动、鼓励储能发展的政策。2017-2021年受益于电价定价体系、能源结构的差异性以及政府给予适当补贴，国内外储能发展迅速。中国2021年7月提出到2025年国内装机达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展，利好政策不断出台。

储能的空间有多大？

随着新能源发电占比越来越高以及储能经济性拐点到来，储能市场迎来爆发，预计到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。

有哪些形式的储能？

储能的方式较多，根据能量存储方式的不同，主要分为物理储能、电化学储能、电磁储能、光热储能，以及氢储等，其中物理储能在存储过程中不发生化学变化，可细分为抽水储能、压缩空气储能与飞轮储能，电化学储能根据不同的储能介质可分为铅酸电池、锂离子电池、液流电池等 6 种细分种类。目前抽水储能占据累计装机主要份额，但逐年下降。

基于IEA（国际能源机构）发布的“Energy Storage Technology Roadmap”中对各类技术成熟度的分析可知，各类储能技术在成熟度方面也呈现出了不同的特点。

主流储能技术成熟度如下图所示。锂离子电池凭借自身能量密度大、功率性能高、响应速度快等优势，目前已成为应用最广泛的一种储能电池技术；

铅蓄电池是具有较长发展历史的一种化学储能技术，由于性能稳定、成本低廉，在分布式发电和微网领域有大量应用案例；

液流电池和钠硫电池由于具有储能时间长、容量大、循环周期长等优势，目前已经成为先进大容量电化学储能技术的代表，备受大规模可再生能源并网示范项目的青睐；

超级电容和高速飞轮储能已在轨道交通、制动能量回收等非电力系统领域中得到成熟应用，在电力系统中通常会与能量型储能技术配合应用，以充分发挥其功率性能优势；

抽水蓄能和传统压缩空气储能技术相对成熟，适合百兆瓦及以上规模的储能应用，并已实现商业化应用；超导储能技术在电力系统中的应用还不成熟，距离规模化应用仍需要一定的时间。

储能的应用场景

储能应用场景丰富，在新型电力系统中的应用前景广阔，具体应用领域可分为发电侧、电网侧和用户侧三大类以及多种子场景:

1)发电侧: 火储联合调频，稳定输出功率;新能源发电配储，平抑出力波动，提高消纳等;

2)电网侧: 调峰、二次调频、冷备用、黑启动等;

3)用户侧: 峰谷套利、需量管理、动态扩容，用户主要分为家庭、工业、商业、市政等；

4)微电网: 主要为离主电网络较远的无电、弱电地区，需要自建电网，可采用可再生能源与储能作为解决方案；

5)分布式离网: 4G/5G 基站供电、风景区驿站供电、森林监控站供电、油田采油站供电、高速加油站供电等。

储能的发展现状

目前全球的储能方式占比来看，抽水蓄能依然是一家独大，占比超过了 90%，而占比第二大的是电化学储能，约占4%左右，而在电化学储能中占比最大的是锂离子电池储能，约占80%左右。

值得一提的是，我国的抽水蓄能技术将迎来较快的发展。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，按照能核尽核、能开尽开的原则，在重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。

1、规划到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上;

2、2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右，推动抽水蓄能进入快速发展阶段。因此，抽水蓄能作为电源电网侧的大容量电能调配的重要补充，其建设节奏有望自“十四五”期间起迎来集中释放，直接利好主站设备和电站系统供应商。

电化学储能正在逐渐成为新增主流，锂电池响应快、寿命长、适应场景多，优势凸显。由于电化学储能的使用场景更多，受地理环境等外部因素影响较小。

2017-2020年电化学储能占全球新增储能装机比例分别为17%/66%/80%/51%，占中国新增储能装机比例分别为3%/28%/58%/46%；前三年呈现逐年上升趋势。

2020年有所下降，原因为2020年有新增的抽水蓄能投入使用，一座抽水蓄能电站容量大，对当年电化学储能装机占比产生较大影响。电化学储能逐渐成为新增储能项目中的主流技术，预计2021年将继续保持增长趋势。

电化学储能中，锂电储能由于能量/功率密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快、适应场景多等优势，2020年全球/中国锂电储能占新增电化学储能 96%/92%，而20203Q 新增规划/在建电化学储能项目几乎全部应用锂电池。预计锂电池储能技术将成为未来主流储能技术。

全球电化学储能装机持续增长，累计达16.5GW/33.1GWh：2020年全球新增电化学储能5.3GW/10.7GWh，同比+57%，主要得益于中国（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）和美国（新增1.1GW/2.6GWh，同比+207%）储能市场的迸发。截至2020年底全球已投运电化学储能累计装机16.5GW/33.1GWh，同比+57%，占光伏累计装机的2.3%。

分国家来看，2020年新增电化学储能装机中国（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）跃居首位，欧洲（新增1.2GW/1.9GWh，同比+19%）、美国（新增1.1GW/2.6GWh，同比+207%）分列全球第二、第三，合计装机达3.5GW/6.8GWh，同比+107%，占全球新增的63%。另外，韩国新增0.85GW/2.24GWh，同比+30%，日本新增0.55GW/0.98GWh，同比+36%，居全球第四、第五。

海外的储能发展现状

美国市场，过去十年，加州贡献54%储能装机，45%储能用于表前能量时移；过去五年家庭储能规模迅速增长。BNEF数据，2010-2020年全美电化学储能累计装机约2.8GW，加州、PJM和德州位列装机前三，分别占比54%、14%和10%。从功能看，能量转移和辅助服务是美国主要的储能场景，累计装机占比分别为45%和27%；但过去五年表后家庭储能需求兴起，2015-2020年CAGR达到227%。

2010年以来，欧洲市场安装数量和装机容量均在高速增长, 2011年欧洲新增装机容量仅为2MW，截至2020年底累计装机容量4.14GW，2016-2020 CAGR达49.2%。

2010-2020年德国贡献48%储能装机，40%项目用于家用储能。细分功能场景，家用储能、能量时移、辅助服务是主要应用场景，累计装机占比分别为40%、25%和25%。从地区来看，德国和英国是欧洲储能市场领先者，累计装机占比分别为48%和32%。

为什么海外的储能技术发展较快？引用中金电新团队的观点，有三个要素起到关键的支撑，分别是电力市场机制、政策以及经济性：

1）电力市场机制：海外具备较成熟的电力现货市场和辅助服务市场，多元化的电力品种为储能提供收益支撑；

2）政策：海外政策支持可再生能源发电是储能发展的底层逻辑，同时通过补贴、允许储能参与电力市场交易等激发配储需求；

3）经济性：在高收益、政策补贴和储能成本下降的驱动下，海外储能项目已具备较高的经济性。分区域看，美国、日本、韩国、欧洲和澳洲是主要储能市场，其中美国表前/表后市场发展比较均衡、在可再生能源目标以及持续补贴下有望延续高增长；日本、欧洲、澳洲聚焦户用储能、Fit退坡有望驱动户用储能需求持续市场；韩国在RPS目标及RECs政策激励表前市场有望保持较高增速。

总 结

储能是新能源发展的必经之路，未来的成长空间巨大，未来5年的年均复合增速可能达到70%+，未来10年的年均复合增速可能达到50%+，是一条不可多得的超级成长赛道。储能的形式多种多样，电化学储能有望成为其中最为看好的技术路线之一。海外的储能发展比国内要更加成熟，国内储能在探索中前进，有望在未来迎来更加快速的发展。