hth华体会储能可有效解决新能源供给间歇性与用户用电需求持续性之间的矛盾，实现电力系统调峰调频，平滑用户需求，提升能源利用率，助力“双碳”目标实现。新型储能因具备建设周期短、选址灵活等优势，受到政府与相关企业的重视，技术实现不断突破，产业生态活力迸发，盈利模式明确，发展前景广阔。

　　储能指通过某种介质将能量存储起来，在需要时释放出来的过程。根据存储介质不同，储能可分为电储能、热储能、氢储能。hth华体会电储能是现阶段应用最为广泛的储能形式。电储能技术可分为电化学储能、机械类储能。电化学包括锂离子电池、钠硫电池、铅炭电池、钒液流电池等；机械类储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能、飞轮蓄能、超级电容储能等，其中，抽水蓄能发展起步早，应用规模较大，是一种较为传统的储能技术。新型储能技术则是指除抽水蓄能外的电储能技术及热储能、氢储能等。

　　2.发展驱动需求驱动：新能源发电出力与需求高峰错位，配储可削峰填谷，平滑需求

　　经济平稳恢复是我国用电需求增长的底层动力，5G等高耗能基础设施的建设进一步拉动电力需求，以风电、光伏为代表的新能源正在成为电力系统中的主力。2010年以来，我国新能源装机容量不断上升，2021年达到63,741MW，2010至2021年CAGR达32.1%。新能源装机容量占全国总装机容量比重年稳步上升，2021年达26.7%，《2021中国新能源发电分析报告》预测，2030年该占比将达41%。

　　与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，且受季节、天气等外部环境影响大，具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。在时段分布上，新能源出力与用电负荷存在较大差异。比如，风电一般夜间出力较大，但此时用电负荷较小；光伏发电中午出力超过电力系统需求或接纳能力，hth华体会而在傍晚快速减小，但此时实际用电负荷正迎来晚高峰。新型储能则可实现能量转移，在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电，降低负荷高峰，填补发电低谷，促进可再生能源的消纳，有效降低弃风弃光率。

　　相较于抽水蓄能，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年。抽水蓄能电站选址往往搭建于地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；而新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景。

　　近年来，新型储能技术应用示范项目进展不断。在锂离子电池领域，宁德时代投建的基于锂补偿技术的磷酸铁锂储能电池寿命达到1万次，在福建省调频调峰应用方面效果良好；蔚来汽车发布的三元正极与磷酸铁锂电芯混合排布的新电池包，可实现低温续航损失比磷酸铁锂电池包降低25%，有望用于规模储能系统。在压缩空气储能领域，中国科学院在山东肥城建成了国际首套10 MW盐穴先进压缩空气储能商业示范电站；在飞轮储能领域，华阳集团两套单机600 kW全磁悬浮飞轮储能系统将用于深圳地铁再生制动能量回收。

　　《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）、《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）等国家级政策强调了新型储能对实现“双碳”目标的重要意义，明确了新型储能产业各阶段发展目标，对于产业发展具有指导性作用。此外，江苏、安徽、福建、河北等各地政府纷纷出台强制性或激励性政策，明确了光伏发电、风电等新能源项目中配储比例，大力引导新型储能发展。

　　储能行业整体处于多种技术路线并存的阶段，抽水蓄能发展最为成熟、装机最多，电化学储能是新型储能中发展最迅速的技术。hth华体会不同新型储能技术根据其输出功率、能量密度、储能容量、充放电时间等特点，在不同的应用场景发挥最优储能效果。抽水蓄能和压缩空气适用于长时间大规模能量调配的储能场景，主要应用于大规模可再生能源并网、电网侧电力辅助服务等来实现长时段能源管理；铅酸电池、液流电池、锂电池等电化学储能的功率范围在千瓦至兆瓦级，放电时间灵活，适用于短时电网调频和能量调度等场景；飞轮、超级电容储能技术响应速度快，具有高度的灵活性，一般用于应急不间断供电等领域。

　　新型储能份额不断扩大，根据中关村储能产业技术联盟数据，2020年中国新型储能累计装机容量为3.28GW，2021年达5.73GW，同比增长74.5%。以新型储能中占比最大的电化学储能为例，2015-2021年中国电化学储能累计装机量从0.16GW提升至5.51GW，平均年增速为80.37%；相比同期抽水蓄能累计装机量年增速仅为9.78%。

　　在新型储能中，锂离子电池累计装机占比达89.7%，是当前应用最广泛的新型储能技术。我国锂离子电池储能技术已达到世界先进水平。此外，铅蓄电池占比为5.9%，液流电池占比0.9%，飞轮储能占比0.1%，压缩空气储能占比3.2%，超级电容占比0.2%，均处于应用初期阶段。

　　在新型储能中占据主导地位的电化学储能产业链上下游明晰，产业链上游为原材料、设备提供商，中游为系统集成商及安装商、系统运营商，下游为终端用户。其中，上游原材料包括正负极材料、电解液、隔膜、结构件等，设备包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和储能变流器（PCS）。根据前瞻产业研究院数据，储能系统成本中电池占比最高，达到了 60%，其次是 PCS、EMS 和 BMS，占比分别为 20%、10%和 5%。中游储能系统集成商根据终端用户需求，将储能设备及配套设施进行整合，并设计出适用于各场景的储能服务系统。下游终端用户包括发电端如风、光、传统电站，电网端如电网公司，和用户端如家庭用户、工业园区等三部分。

　　新型储能在各应用场景下的收益模式较为明确。发电侧主要通过将原来无法利用的发电量存储起来，在合适的时机卖出，增加发电收入，获取调峰补贴。电网侧主要依靠提供调峰和调频服务获取补偿收益。用户侧的工商业用户通过装设储能节省电费开支，包括利用储能调节峰谷不同电价时段的用电电量，节省电费支出，以及通过储能减少报装容量水平，节省报装基本容量费；户用储能主要获利来自于夜晚用电与白天光伏用电的价差，提高户用光伏自发用电量，减实现经济性。

　　国家发改委和国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号）提出，到2025年我国非化石能源发电量占比达到39%。新能源占比不断扩大，以及锂电池成本不断降低，驱动电化学储能应用持续扩大。根据 WoodMackenzie 预测，未来10年电化学储能装机将持续高增长，年复合增长率将达31%。其中，中国作为电化学储能的装机大国和能源革命的先锋，其电化学储能装机累计规模未来 5 年的保守复合增长率将达到57.4%，理想状态下更是能够达到70.5%，实现真正的超高速增长。

　　长期来看，低成本、高安全、长寿命是储能技术发展趋势。先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时储能技术，可广泛应用于电力系统调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等场景中，在提高电力系统效率、安全性和经济性等方面具有较大发展空间和强竞争力。根据光大证券研究所测算数据，在考虑 0.288 元/kWh 充电电价、不考虑充电电价（利用弃风弃光充电）、不考虑充电电价且折现率为零三种情形下，压缩空气储能成本均低于磷酸铁锂电池，在后两种情形下成本更低。