目前在全球范圍內，應對全球變化、盡早實現碳中和已成為各國政府核心課題之一。隨著 2020 年 9 月習近平總書記在聯合國大會宣布“中國二氧化碳排放力爭 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和”，全球碳中和時間表已逐步明晰。目前，全球已有超過 120 個國家和地區提出了碳中和目標，其中大部分計劃在 2050 年實現碳中和。
壹
我國實現碳中和核心在于能源結構的清潔化、低碳化，能源結構將加速向非化石能源轉變。根據國際能源署（IEA）數據，在過去的三十年間，全球 55%的累計排碳來自電力行業，電力行業 80%排碳來自燃煤發電，而隨著全球電動化的推進，未來電力占二次能源比重將不斷增加。因此減少燃煤發電比重的同時大力發展清潔能源成為實現碳中和的重要途徑。根據清華大學能源環境經濟研究所預計，若我國 2060 年實現碳中和，屆時風、光占一次能源比例將接近 50%，占發電量比重則將接近 60%。
根據全球能源互聯網發展合作組織的數據，預計一次能源需求峰值 61 億噸標準煤左右，2035 年后能源消費出現負增長，2050、2060 年能源消費總量預計分別為 60.0、59.0 億噸標準煤，其中非化石能源消費占一次能源消費比重有望達 75%、90%。
構建新能源為主體的新型電力系統成為全球共識，儲能將作為核心環節參與其中。在新型電力系統中，從供給側看，新能源逐漸成為裝機和電量主體。
廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環過程。根據能量存儲形式，儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能，其中電儲能是最主要的儲能方式。電儲能中，根據存儲原理不同又分為電化學儲能和機械儲能。電化學儲能是指二次電池儲能，包括鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池和液流電池等；機械儲能包括重力儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。
從需求側看，終端能源消費高度電氣化、電力“產消者”大量涌現。
從系統整體來看，電力系統運行機理將發生深刻變化：由于新能源發電具有波動性和隨機性，無法通過調節自身出力適應用戶側需求變化，傳統的“源隨荷動”模式將不再適用于新型電力系統，必須通過儲能等措施，依靠源網荷儲協調互動，實現電力供需動態平衡。
雙碳戰略下，全球能源結構調整勢在必行，風光電高比例接入電網，為電網安全造成沖擊，儲能可平抑風光電不穩定性，已漸成剛需。因此，全球政策對儲能裝機高度傾斜，以保障電力系統安全性：歐洲國家石油、天然氣等自然資源受限，故大力發展新能源，并對儲能進行相應補貼，現戶用儲能已率先起量；美國通過稅收減免、財政補貼、強制配儲等方式支持儲能，現已成為全球最大儲能市場；國內 2021 年出臺儲能頂層政策，隨后不斷完善實施細則，推動行業發展。
儲能在不同場景下發揮作用，需求漸趨剛性。
發電側：儲能與風光電配合裝機，解決新能源消納問題，并平抑其波動性；
電網側：儲能參與輔助服務市場，維護電力系統安全、穩定；
用電側：工商業用戶利用儲能進行峰谷價差套利，同時可協助電力系統實現削峰填谷。
我國儲能市場尚處于起步階段，可再生能源并網儲能裝機占比快速提升。根據 CNESA統計，截至 2021 年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模 46.1GW，同比增長 29.5%。2015-2021 年中國累計投運儲能規模占全球市場總規模比值由 11.0%提升至 22.0%，重要性逐年凸顯。從細分結構來看，2021 年我國電源側、電網側、用戶側儲能占比分別為 41%、35%、24%，工商業的盈利性較好驅動用戶側儲能裝機占比快速提升，較 2020 年提升 22 個百分點。
對我國儲能發展的歷史進行復盤，并結合碳中和進程對其未來進程進行預測。我們認為，我國儲能發展可大致分為四個階段。
第一階段為 2016 年以前：新能源發電滲透率較低，儲能主要用于電力系統負荷“削峰填谷”，裝機以抽水蓄能為主。
第二階段為 2016-2020 年：電化學儲能開始走上歷史舞臺以解決新能源發電滲透率提升帶來的棄風棄光問題。
第三階段預計為 2021-2030 年：隨著政策鋪墊及電力系統逐漸市場化，電化學儲能將迎來發電側、電網側、用電側的全面爆發，預計 2025 年國內電力系統儲能需求將達 76GWh，較 2021 年 CAGR 達 111%。
第四階段為 2031-2060 年：風光電等不穩定電源將成為我國電力系統供電主力，儲能將成為電力系統的核心以保證電力系統安全、穩定運行。
目前，中國儲能發展瓶頸主要在于經濟效益不佳：風光發電量不足導致儲能利用率低，電力市場不成熟導致商業模式有所欠缺。中國依靠發電側強配儲能促進儲能裝機，為風光電大比例接入電網時點做鋪墊，可有效彌補短期需求空缺。
在政策推動和產品技術不斷完善下，儲能經濟性日益提升，迎來了產業成長初期爆發式增長，未來，中國風光電新增裝機持續引領全球，在雙碳目標引領下，發電占比將持續提升；經濟性方面，政策端在持續發力，電力市場不斷完善，經濟效益邊際向好。
貳
2021 年 7 月，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，指出到 2025 年實現新型儲能商業化初期向規�；l展，裝機規模需達到 30GW，2030 年實現新型儲能全面市場化，正式提出具體的數值規劃目標。并且，此次政策發布主要從電源側切入，規劃布局一批配置儲能的大規模新能源電站。預計政策端發力推進供電側先行起量，逐步帶動用戶側實現儲能系統的全面布局。
2022 年 2 月，國家發改委、國家能源局聯合發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》，要求 2025 年電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低 30%以上。
2022 年 6 月，國家發改委、國家能源局聯合發布《“十四五”可再生能源發展規劃》，明確新型儲能獨立市場主體地位，促進儲能在電源側、電網側、用戶側多場景應用。
碳中和政策下能源結構轉型加速，風電光伏的高速發展將刺激儲能需求高速增長。各地政府陸續出臺相應政策并簽訂“風光儲一體化”相關項目，配儲比例基本處在10%-20%之間。按2030年風電光伏12億千瓦的規劃，并假設配儲比例為20%，可得2030年新能源發電側儲能需求至少為240GW。
據CNESA統計，2021年中國已投運電儲能項目累計裝機規模46.1GW，同比增長30%。其中，新型儲能累計裝機規模達到5.73GW，同比增長75%。2021年中國新增投運電力儲能項目裝機規模突破10GW，其中抽水蓄能新增規模8GW，同比增長437%，新型儲能新增規模達2.4GW，同比增長54%。新增百兆級項目數量達到78個，為20年同期9倍。
據CNESA預測：
• 保守場景：政策執行、成本下降、技術改進等因素未達預期。2026年新型儲能累計規模將達48.5GW，2022-26年CAGR為53.3%。
• 理想場景：儲能規劃目標順利實現。隨著電力市場逐漸完善，儲能供應鏈配套、商業模式日臻成熟，新型儲能憑借建設周期短、環境影響小、選址要求低等優勢成功跑出。2026年新型儲能累計規模達79.5GW，2022-26年CAGR為69.2%。
儲能不僅可提高常規發電和輸電的效率、安全性和經濟性，也是實現可再生能源平滑波動、調峰調頻，滿足可再生能源大規模接入的重要手段。
一方面，由于風電、光伏發電具有波動性和間歇性，故當該發電占比提升后，供電側將隨之出現隨機波動的特性，對電網安全性和穩定性提出更高的要求，市場對儲能調峰調頻、穩定運行等需求增加。
另一方面，部分地區仍面臨棄光、棄電率高的問題，如青海、內蒙古、河北等。隨著新一批大型風電光伏發電基地的開工建設，預計未來大規模新能源并網發電將會對新能源消納利用帶來較大壓力。因此，儲能市場將在未來迎來重大機會窗口。
各國能源結構在碳中和背景下加速轉型，全球儲能市場近年保持高速增長態勢。據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）統計，2021年全球新增投運電力儲能項目裝機規模達18.3GW，同比增長185%，已投運累計裝機規模達209.4GW，同比增長9%。其中，新型儲能新增投運規模翻番達到10.2GW，已投運裝機規模累計25.4GW，同比增長68%。美國、中國、歐洲為前三大市場，合計占全球市場的80%（根據2021年新增新型儲能項目規模計算）。
叁
儲能的三大應用場景
儲能是指將電能轉化為其他形式的能量（如動能、勢能、化學能等）儲存至儲能裝置，并在需要時釋放。其中，新型儲能布局靈活，預期未來將加速發展。從選址布局來看，相對于以抽水蓄能為代表的傳統儲能（多數在發電側）來說，新型儲能在配置方面具備更高靈活性，在發電側、電網側、用戶側均可布局，因此可選擇大規�；蚍植际讲季�。
此外，新型儲能同時具備多種功能，可以起調峰、調頻等作用。雖然目前新型儲能在技術應用方面發展相對較慢，但考慮到其應用范圍廣、配置靈活度高、建設周期短等特點，我們相信新型儲能具備巨大發展潛力，未來隨著技術迭代、成本下降的帶動下，新型儲能的滲透率將會大大提升。
儲能產業鏈上游主要包括電池原材料及生產設備供應商等；中游主要為電池、電池管理系統、能量管理系統以及儲能變流器供應商；下游主要為儲能系統集成商、安裝商以及終端用戶等。
儲能電池系統：BMS（Battery Management System，電池管理系統），是配合監控儲能電池狀態的設備。BMS和電芯一起組成電池系統。完整的電化學儲能系統主要由電池、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設備構成。電池是儲能系統最主要的構成部分；電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等；能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等；儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。儲能電池系統由電池和電池管理系統兩部分組成。電池是整個儲能系統中成本占比最高的部分，約占 60%，PCS 占比為31%。
能量管理系統：EMS（Energy Management System，能量管理系統），是儲能系統的決策中樞，充當“大腦”角色。能量管理系統包括電網級能量管理系統和微網級能量管理系統，儲能系統中提到的EMS一般指微電網級。EMS的核心基本功能是安全優化調度策略和可視化。儲能EMS需要負責優化調度，給出多尺度協調控制的調度策略，并自動維持微電網的壓頻穩定；核心控制策略包括頻率調節策略、電壓調節策略、削峰填谷策略、電網波動平抑策略、目標負荷實時跟蹤策略、計劃儲能處理策略等。
儲能變流器：PCS（Power Conversion System，儲能變流器），是連接儲能電池系統和電網/負荷的雙向電流可控轉換裝置。既可以把電池的直流電轉換成交流電輸送給電網，也可以把電網的交流電轉換為直流電，供電池充電。
• 并網模式下，在負荷低谷期，儲能變流器把電網的交流電整流成直流電給電池組充電，在負荷高峰期，儲能變流器把電池組中的直流電逆變成交流電反送到電網中；
• 離網模式下，儲能變流器與主電網脫開，給本地的部分負荷提供滿足電網電能質量要求的電能。
儲能溫控：溫控指通過加熱或冷卻技術對某事物的溫度進行有效控制和調節。溫控系統與 BMS 配合，對鋰電池進行恒溫恒濕控制，維持電池在安全運行參數范圍內，提升電池在運行期間的穩定性，避免電池進入熱失控狀態。儲能溫控技術主要包括風冷、液冷、熱管冷卻、相變冷卻。其中，風冷系統結構簡單、可靠性高、壽命長、成本低、易于實現，是目前國內主流技術路徑。液冷系統散熱效率高、散熱速度快，在高倍率、高容量場景下優勢凸顯，故全球儲能系統正呈現液冷加速滲透，取代風冷的趨勢。熱管冷卻、相變冷卻需與風冷、液冷配合使用，因價格較高，目前在儲能領域應用較少。
肆
儲能成為電力系統的關鍵要素有兩點：可再生能源接入電網需求的提升、極端事件發生頻率的增加。當前，全球儲能市場正以前所未有的速度增長。根據研究機構HISMarkit公司的預測，2022年全球部署的儲能系統總裝機容量將超過12吉瓦。根據國際可再生能源署（IRENA）的預測，到2030年全球儲能裝機將達到230吉瓦以上。根據彭博新能源財經（BNEF）的預測，全球2030年新增儲能裝機容量將達到58吉瓦/178吉瓦時，是2021年創紀錄值的五倍多。
BNEF發布的最新報告指出，目前美國是全球最大的儲能市場，而中國則最早可能在2025年超過美國，成為全球最大的市場。印度將快速發展，在2030年成長為第三大市場。位列十大市場的其他國家/地區包括澳大利亞、德國、歐洲其余地區、日本、英國、拉丁美洲和意大利。
在政策推動和產品技術不斷完善下，頂層設計加碼，儲能迎超級風口。雙碳戰略下，全球能源結構調整勢在必行，風光電高比例接入電網，為電網安全造成沖擊，儲能可平抑風光電不穩定性，已漸成剛需，近幾年儲能市場格局變化明顯，未來預計有其他領域巨頭公司切入。
因此，全球政策對儲能裝機高度傾斜，以保障電力系統安全性：歐洲國家石油、天然氣等自然資源受限，故大力發展新能源，并對儲能進行相應補貼，現戶用儲能已率先起量。
美國通過稅收減免、財政補貼、強制配儲等方式支持儲能，現已成為全球最大儲能市場；國內 2021年出臺儲能頂層政策，隨后不斷完善實施細則，推動行業發展。
中國則在發電側要求強配儲能，亦有較高確定性。相對而言，大型儲能量級高于戶用儲能，在不同場景下發揮作用，需求漸趨剛性。
目前，國內儲能度電成本顯著低于海外，但由于電力市場不成熟，儲能商業模式較差，用戶側經濟性尚未凸顯，短期內依賴政策端補貼或裝機量目標等推動行業發展，仍無法實現經濟性。但總體而言仍處于發展初期，缺乏統一部署和規劃。若后期儲能政策規劃力度或執行力度不及預期，則行業發展將缺乏驅動力，對整體業績產生負面影響。
長期來看，儲能行業驅動力將從政策端補貼向經濟性轉變，儲能系統度電成本下降速度是經濟性體現的關鍵指標。綜合來看，在碳中和目標指引下，全球儲能發展勢在必行。
未來國內新能源發電占比穩步提升，國家出臺一系列政策完善儲能商業模式，增厚經濟效益，儲能經濟性邊際向好，在全球友好政策疊加產業鏈蓬勃發展的加持下，儲能萬億級市場正冉冉升起。
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