目前在全球范围内，应对全球变化、尽早实现碳中和已成为各国政府核心课题之一。随着 2020 年 9 月习近平总书记在联合国大会宣布“中国二氧化碳排放力争 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”，全球碳中和时间表已逐步明晰。目前，全球已有超过 120 个国家和地区提出了碳中和目标，其中大部分计划在 2050 年实现碳中和。
壹
我国实现碳中和核心在于能源结构的清洁化、低碳化，能源结构将加速向非化石能源转变。根据国际能源署（IEA）数据，在过去的三十年间，全球 55%的累计排碳来自电力行业，电力行业 80%排碳来自燃煤发电，而随着全球电动化的推进，未来电力占二次能源比重将不断增加。因此减少燃煤发电比重的同时大力发展清洁能源成为实现碳中和的重要途径。根据清华大学能源环境经济研究所预计，若我国 2060 年实现碳中和，届时风、光占一次能源比例将接近 50%，占发电量比重则将接近 60%。
根据全球能源互联网发展合作组织的数据，预计一次能源需求峰值 61 亿吨标准煤左右，2035 年后能源消费出现负增长，2050、2060 年能源消费总量预计分别为 60.0、59.0 亿吨标准煤，其中非化石能源消费占一次能源消费比重有望达 75%、90%。
构建新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能将作为核心环节参与其中。在新型电力系统中，从供给侧看，新能源逐渐成为装机和电量主体。
广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。根据能量存储形式，储能包括电储能、热储能和氢储能，其中电储能是最主要的储能方式。电储能中，根据存储原理不同又分为电化学储能和机械储能。电化学储能是指二次电池储能，包括锂离子电池、钠离子电池、铅蓄电池和液流电池等；机械储能包括重力储能、抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
从需求侧看，终端能源消费高度电气化、电力“产消者”大量涌现。
从系统整体来看，电力系统运行机理将发生深刻变化：由于新能源发电具有波动性和随机性，无法通过调节自身出力适应用户侧需求变化，传统的“源随荷动”模式将不再适用于新型电力系统，必须通过储能等措施，依靠源网荷储协调互动，实现电力供需动态平衡。
双碳战略下，全球能源结构调整势在必行，风光电高比例接入电网，为电网安全造成冲击，储能可平抑风光电不稳定性，已渐成刚需。因此，全球政策对储能装机高度倾斜，以保障电力系统安全性：欧洲国家石油、天然气等自然资源受限，故大力发展新能源，并对储能进行相应补贴，现户用储能已率先起量；美国通过税收减免、财政补贴、强制配储等方式支持储能，现已成为全球最大储能市场；国内 2021 年出台储能顶层政策，随后不断完善实施细则，推动行业发展。
储能在不同场景下发挥作用，需求渐趋刚性。
发电侧：储能与风光电配合装机，解决新能源消纳问题，并平抑其波动性；
电网侧：储能参与辅助服务市场，维护电力系统安全、稳定；
用电侧：工商业用户利用储能进行峰谷价差套利，同时可协助电力系统实现削峰填谷。
我国储能市场尚处于起步阶段，可再生能源并网储能装机占比快速提升。根据 CNESA统计，截至 2021 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 46.1GW，同比增长 29.5%。2015-2021 年中国累计投运储能规模占全球市场总规模比值由 11.0%提升至 22.0%，重要性逐年凸显。从细分结构来看，2021 年我国电源侧、电网侧、用户侧储能占比分别为 41%、35%、24%，工商业的盈利性较好驱动用户侧储能装机占比快速提升，较 2020 年提升 22 个百分点。
对我国储能发展的历史进行复盘，并结合碳中和进程对其未来进程进行预测。我们认为，我国储能发展可大致分为四个阶段。
第一阶段为 2016 年以前：新能源发电渗透率较低，储能主要用于电力系统负荷“削峰填谷”，装机以抽水蓄能为主。
第二阶段为 2016-2020 年：电化学储能开始走上历史舞台以解决新能源发电渗透率提升带来的弃风弃光问题。
第三阶段预计为 2021-2030 年：随着政策铺垫及电力系统逐渐市场化，电化学储能将迎来发电侧、电网侧、用电侧的全面爆发，预计 2025 年国内电力系统储能需求将达 76GWh，较 2021 年 CAGR 达 111%。
第四阶段为 2031-2060 年：风光电等不稳定电源将成为我国电力系统供电主力，储能将成为电力系统的核心以保证电力系统安全、稳定运行。
目前，中国储能发展瓶颈主要在于经济效益不佳：风光发电量不足导致储能利用率低，电力市场不成熟导致商业模式有所欠缺。中国依靠发电侧强配储能促进储能装机，为风光电大比例接入电网时点做铺垫，可有效弥补短期需求空缺。
在政策推动和产品技术不断完善下，储能经济性日益提升，迎来了产业成长初期爆发式增长，未来，中国风光电新增装机持续引领全球，在双碳目标引领下，发电占比将持续提升；经济性方面，政策端在持续发力，电力市场不断完善，经济效益边际向好。
贰
2021 年 7 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到 2025 年实现新型储能商业化初期向规模化发展，装机规模需达到 30GW，2030 年实现新型储能全面市场化，正式提出具体的数值规划目标。并且，此次政策发布主要从电源侧切入，规划布局一批配置储能的大规模新能源电站。预计政策端发力推进供电侧先行起量，逐步带动用户侧实现储能系统的全面布局。
2022 年 2 月，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求 2025 年电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。
2022 年 6 月，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》，明确新型储能独立市场主体地位，促进储能在电源侧、电网侧、用户侧多场景应用。
碳中和政策下能源结构转型加速，风电光伏的高速发展将刺激储能需求高速增长。各地政府陆续出台相应政策并签订“风光储一体化”相关项目，配储比例基本处在10%-20%之间。按2030年风电光伏12亿千瓦的规划，并假设配储比例为20%，可得2030年新能源发电侧储能需求至少为240GW。
据CNESA统计，2021年中国已投运电储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。其中，新型储能累计装机规模达到5.73GW，同比增长75%。2021年中国新增投运电力储能项目装机规模突破10GW，其中抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%，新型储能新增规模达2.4GW，同比增长54%。新增百兆级项目数量达到78个，为20年同期9倍。
据CNESA预测：
• 保守场景：政策执行、成本下降、技术改进等因素未达预期。2026年新型储能累计规模将达48.5GW，2022-26年CAGR为53.3%。
• 理想场景：储能规划目标顺利实现。随着电力市场逐渐完善，储能供应链配套、商业模式日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势成功跑出。2026年新型储能累计规模达79.5GW，2022-26年CAGR为69.2%。
储能不仅可提高常规发电和输电的效率、安全性和经济性，也是实现可再生能源平滑波动、调峰调频，满足可再生能源大规模接入的重要手段。
一方面，由于风电、光伏发电具有波动性和间歇性，故当该发电占比提升后，供电侧将随之出现随机波动的特性，对电网安全性和稳定性提出更高的要求，市场对储能调峰调频、稳定运行等需求增加。
另一方面，部分地区仍面临弃光、弃电率高的问题，如青海、内蒙古、河北等。随着新一批大型风电光伏发电基地的开工建设，预计未来大规模新能源并网发电将会对新能源消纳利用带来较大压力。因此，储能市场将在未来迎来重大机会窗口。
各国能源结构在碳中和背景下加速转型，全球储能市场近年保持高速增长态势。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2021年全球新增投运电力储能项目装机规模达18.3GW，同比增长185%，已投运累计装机规模达209.4GW，同比增长9%。其中，新型储能新增投运规模翻番达到10.2GW，已投运装机规模累计25.4GW，同比增长68%。美国、中国、欧洲为前三大市场，合计占全球市场的80%（根据2021年新增新型储能项目规模计算）。
叁
储能的三大应用场景
储能是指将电能转化为其他形式的能量（如动能、势能、化学能等）储存至储能装置，并在需要时释放。其中，新型储能布局灵活，预期未来将加速发展。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，因此可选择大规模或分布式布局。
此外，新型储能同时具备多种功能，可以起调峰、调频等作用。虽然目前新型储能在技术应用方面发展相对较慢，但考虑到其应用范围广、配置灵活度高、建设周期短等特点，我们相信新型储能具备巨大发展潜力，未来随着技术迭代、成本下降的带动下，新型储能的渗透率将会大大提升。
储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。
储能电池系统：BMS（Battery Management System，电池管理系统），是配合监控储能电池状态的设备。BMS和电芯一起组成电池系统。完整的电化学储能系统主要由电池、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。储能电池系统由电池和电池管理系统两部分组成。电池是整个储能系统中成本占比最高的部分，约占 60%，PCS 占比为31%。
能量管理系统：EMS（Energy Management System，能量管理系统），是储能系统的决策中枢，充当“大脑”角色。能量管理系统包括电网级能量管理系统和微网级能量管理系统，储能系统中提到的EMS一般指微电网级。EMS的核心基本功能是安全优化调度策略和可视化。储能EMS需要负责优化调度，给出多尺度协调控制的调度策略，并自动维持微电网的压频稳定；核心控制策略包括频率调节策略、电压调节策略、削峰填谷策略、电网波动平抑策略、目标负荷实时跟踪策略、计划储能处理策略等。
储能变流器：PCS（Power Conversion System，储能变流器），是连接储能电池系统和电网/负荷的双向电流可控转换装置。既可以把电池的直流电转换成交流电输送给电网，也可以把电网的交流电转换为直流电，供电池充电。
• 并网模式下，在负荷低谷期，储能变流器把电网的交流电整流成直流电给电池组充电，在负荷高峰期，储能变流器把电池组中的直流电逆变成交流电反送到电网中；
• 离网模式下，储能变流器与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。
储能温控：温控指通过加热或冷却技术对某事物的温度进行有效控制和调节。温控系统与 BMS 配合，对锂电池进行恒温恒湿控制，维持电池在安全运行参数范围内，提升电池在运行期间的稳定性，避免电池进入热失控状态。储能温控技术主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却。其中，风冷系统结构简单、可靠性高、寿命长、成本低、易于实现，是目前国内主流技术路径。液冷系统散热效率高、散热速度快，在高倍率、高容量场景下优势凸显，故全球储能系统正呈现液冷加速渗透，取代风冷的趋势。热管冷却、相变冷却需与风冷、液冷配合使用，因价格较高，目前在储能领域应用较少。
肆
储能成为电力系统的关键要素有两点：可再生能源接入电网需求的提升、极端事件发生频率的增加。当前，全球储能市场正以前所未有的速度增长。根据研究机构HISMarkit公司的预测，2022年全球部署的储能系统总装机容量将超过12吉瓦。根据国际可再生能源署（IRENA）的预测，到2030年全球储能装机将达到230吉瓦以上。根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，全球2030年新增储能装机容量将达到58吉瓦/178吉瓦时，是2021年创纪录值的五倍多。
BNEF发布的最新报告指出，目前美国是全球最大的储能市场，而中国则最早可能在2025年超过美国，成为全球最大的市场。印度将快速发展，在2030年成长为第三大市场。位列十大市场的其他国家/地区包括澳大利亚、德国、欧洲其余地区、日本、英国、拉丁美洲和意大利。
在政策推动和产品技术不断完善下，顶层设计加码，储能迎超级风口。双碳战略下，全球能源结构调整势在必行，风光电高比例接入电网，为电网安全造成冲击，储能可平抑风光电不稳定性，已渐成刚需，近几年储能市场格局变化明显，未来预计有其他领域巨头公司切入。
因此，全球政策对储能装机高度倾斜，以保障电力系统安全性：欧洲国家石油、天然气等自然资源受限，故大力发展新能源，并对储能进行相应补贴，现户用储能已率先起量。
美国通过税收减免、财政补贴、强制配储等方式支持储能，现已成为全球最大储能市场；国内 2021年出台储能顶层政策，随后不断完善实施细则，推动行业发展。
中国则在发电侧要求强配储能，亦有较高确定性。相对而言，大型储能量级高于户用储能，在不同场景下发挥作用，需求渐趋刚性。
目前，国内储能度电成本显著低于海外，但由于电力市场不成熟，储能商业模式较差，用户侧经济性尚未凸显，短期内依赖政策端补贴或装机量目标等推动行业发展，仍无法实现经济性。但总体而言仍处于发展初期，缺乏统一部署和规划。若后期储能政策规划力度或执行力度不及预期，则行业发展将缺乏驱动力，对整体业绩产生负面影响。
长期来看，储能行业驱动力将从政策端补贴向经济性转变，储能系统度电成本下降速度是经济性体现的关键指标。综合来看，在碳中和目标指引下，全球储能发展势在必行。
未来国内新能源发电占比稳步提升，国家出台一系列政策完善储能商业模式，增厚经济效益，储能经济性边际向好，在全球友好政策叠加产业链蓬勃发展的加持下，储能万亿级市场正冉冉升起。
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