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。
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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。
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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。
△各类储能技术成熟度
（图源：Infineon）
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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。
△储能应用场景
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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。
△储能产业链
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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。
△多省出台储能支持政策
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%。
△国内部分储能EPC项目报价统计
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。
△2021年全国部分地区工商业峰谷电价及价差情况（元/kWh）
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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。
