在2060年前实现碳中和的背景下，光伏、风电等新能源必将处于快速发展期，而风电、光伏等新能源天然具有随机性、间歇性和波动性，且对电力系统的调节能力提出了更高要求。在未来，作为光伏、风电等新能源重要支撑环节的新储能产业有望开启更大市场空间。

01

中国发展新型储能的必要性

风电、光伏虽然是未来大力发展的新型能源，但在不少地方还是出现严重的“弃光、弃风”现象，此时电力的合理储存便是关键，既可以避免能源的不必要浪费，又可以实现对电力系统的稳定调配。

虽然我国的新能源发电近年来取得了较快的发展，但是截至2021年，我国新能源发电占比却只有11%左右。所以，为了进一步提高新能源发电的占比，与之配套的储能技术便是重中之重了。只有当新型储能系统的成本越来越低、部署越来越灵活的时候，新能源发电才算真正意义上的普及。

电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%。至2060年，我国电力装机规模将达90~95亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过80%。

风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图2为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。

除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。

未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。

在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。

02

新型储能的发展现状

根据国家发展改革委、国家能源局于2021年7月15日印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，“抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。”以及根据国家能源局于2021年9月24日印发的《新型储能项目管理规范（暂行）》，“本规范适用于除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。”因而，储能技术还可划分为“抽水蓄能”和“新型储能”。也即，新型储能是指“除抽水蓄能外的其他电储能技术”，新型储能项目是指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。

根据国家能源局的统计，截至2022年底，全国新型储能装机量中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线0.2%。从2022年新增装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%。由此可见，新型储能目前以电化学储能为主、物理储能为辅，其中锂离子电池储能又在电化学储能中占绝对主导地位。

为促进可再生能源（主要是风电、光伏）的大力发展和充分消纳，国家发展改革委、国家能源局于2021年8月10日印发了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，对可再生能源发电企业提出“购买调峰资源挂钩比例要求”，即“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。”，并鼓励多渠道增加“包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能”在内的调峰资源。

为响应上述国家政策的号召，在地方层面，已有多地有关部门因地制宜地推出了新能源项目（主要为风电、光伏电站）的强制配储政策，部分列示如下：

在强制配储政策的刺激下，加之新型储能更具灵活性特点，我国对新型储能的需求出现了井喷现象。根据国家能源局的统计，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。分省域来看，累计装机规模排名前5的省份分别为：山东155万千瓦、宁夏90万千瓦、广东71万千瓦、湖南63万千瓦、内蒙古59万千瓦；新增装机规模排名前5名的省份分别为：宁夏89万千瓦，山东89万千瓦，湖北53万千瓦，湖南50万千瓦，内蒙古33万千瓦。

03

2023储能产业链五大趋势

2023年开年，多维度释放出“储能产业链新的发展趋势”信号。

无论是从政策还是扩产步伐，抑或是开年订单来看,储能都表现出了强劲的爆发力。而伴随原材料供需关系的改变、储能参与电力市场机制步入深水区、储能全新竞速关系出现，储能产业链在2023年至少出现五大“发展动向”。

趋势1：储能毛利率向上

2022年，储能毛利率之忧贯穿全年，“增收不增利”成为常态化。

公开数据显示，2021年初至2022年底近两年时间内，电池级碳酸锂涨幅超10倍。上游核心原材料价格猛涨，储能系统涨价幅度达30%～50%。

但2022年底以来，碳酸锂等原材料成本压力得到缓解。2022年12月至2023年2月，碳酸锂已经保持三个月连跌态势，电池级碳酸锂均价跌破45万元/吨，较去年11月上旬的最高点下跌幅度超15万元/吨，且目前价格仍在进一步下探。

此外，2022年以来，储能电池产能布局加速，尤其280Ah电池产能得到将在2023年Q1较为集中释放。2023年，伴随碳酸锂和四大主材成本下降明显叠加储能电池产能加速释放，储能毛利率向上趋势明显。

趋势2：技术走向纵深

比亚迪全球储能负责人尹小强曾向高工储能预测到，在中国当前环境下培育出来的储能的市场竞争力会比海外更加强劲。2023年储能应该很快就爆开了。

这个爆发除了市场，技术端竞速越来越明显。从电池端来看，2023年，储能技术极大明显动向，比亚迪刀片电池、300Ah及以上大容量电芯等具备行业竞争力的电池加速渗透到储能。

比亚迪刀片电池是业内首款方形铝壳叠片型动力电池，通过包括针刺实验在内的全部车规级电池测试。2023年，比亚迪刀片电池版储能系统问世。比亚迪表示，这是一款专为储能而生的系统产品，能解决储能行业面临的安全、成本、寿命、效率等痛点。

此外，大容量储能电芯已经成为储能电池重要看点之一。2022年以来，海辰储能、瑞浦兰钧、亿纬锂能、天合储能、远景动力、海基新能源等相继发布大容量储能电芯。而从各电池厂产能、技术、产品等布局态势来看，基于容量、循环次数等的竞速将在2023年进一步升华。

从系统端来看，更安全、高效的储能系统竞速态势正在进一步演化。2022年，海博思创针对户用、储能电站及工商业等不同应用场景研发出新一代HyperSafe系列本质安全固态电池储能系统产品；阳光电源面向大型地面、工商业电站应用场景发布“三电融合”的全系列液冷储能解决方案PowerTitan、PowerStack；天合储能发布万次循环液冷系统TrinaStorage Elementa；新风光等发布高压级联储能并网产品。

组串式、集中式、集散式、高压级联式、模块化储能系统等针对各类应用场景的系统加速竞速。2023年，伴随各类储能应用场景加速爆发，这种技术上“百家争鸣”之势将进一步加剧。

趋势3：电力机制步入深水区

在政策端，《朔州市“十四五”新型储能发展实施方案》开启了2023年地方储能发展纲领性文件“信号”。《朔州方案》提出，朔州市将在2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030年实现新型储能全面市场化发展。

除了纲领性文件外，全国电力市场改革加速。2月1日，福建省能监办发布了《福建电力市场运营基本规则（试行）》。该规则规定：包括储能企业、负荷集合商、可调节负荷等在内的新兴市场主体，均可参与福建电力市场。 值得注意的是，福建电力市场分为：电力批发市场、电力零售市场，其中电力批发市场由电能量市场、辅助服务市场构成，在时机成熟时，还将开展容量市场。电力批发市场，将成为2023年储能最主要的目标市场。

朔州的储能发展方案、福建的电力市场改革等只是一个缩影。2023年将进一步迎来储能政策细化。

趋势4：扩投产全面加速

从2023年开年的扩投产来看，以储能电池和储能系统为主，且从储能电池技术类别来看，仍以锂离子电池居多，但同时也注意到液流电池和飞轮储能等新型储能技术的产业化也在逐步推进。

从扩投产端来看，2023年以来的扩产规模均为GWh级别，亿纬锂能、盛虹集团、中航锂电、巨湾技研、双一力储能、雄韬股份、赣锋锂业、卓阳能源、库博能源等加速储能赛道竞速，其中以盛虹集团和亿纬锂能规模较大。

盛虹集团作为跨界来的上市公司，计划在江苏张家港投资306亿建设60GWh储能电池超级工厂和新能源电池研究院。

以亿纬锂能、盛虹股份、巨湾技研、兰钧新能源、卓阳能源等扩产为开端，全年竞争之势初成。其中盛虹集团、卓阳能源等扩产，代表着关联性企业的加速跨界；而亿纬锂能、巨湾技研、雄韬股份、赣锋锂业等扩产，意味着动力赛道企业加速延伸到储能领域。2023年，储能领域不仅在产能上进一步竞速，还意味着储能赛道竞速将进一步升级。

趋势5：订单、牵手更加频繁

2022年，储能规模化发展之势初成，2023年正在延续这种增长势头。

从开年订单来看，储能“狂飙”信号明显。以海辰储能为例，其开年订单接连落地。开年至今，海辰储能已签订、中标超百亿订单，涉及总量超20GWh。春节假期内，海辰储能生产任务量相较同期增长5倍以上。

同样，众企业也在开年“出海”收获颇丰。2023年开年，比亚迪储能543MWh Cube Pro液冷储能系统在拉斯维加斯地区启动部署，该项目将于2023年第二季度开始建设，预计于年底商业运营。天合储能在海外市场再次斩获超100MWh储能订单，将在英国应用液冷系统TrinaStorage Elementa。

可以预见的是，伴随储能市场激增，储能各产业链企业将在在订单、企业合作进一步加速突破。

04

促进储能产业商业化的相关建议

2022年，国家及地方600余项储能相关政策出台，直接促进各地规模化储能项目落地实施，随着电力市场改革逐渐步入深水区，储能政策的重点已开始转向市场机制和调用机制。目前的政策和市场机制下，储能仍缺乏稳定、可持续的盈利机制，这是制约储能商业化发展的最主要因素。针对储能各主要应用场景，提出建议如下：

在可再生能源配置储能方面：应按照因地制宜原则，统筹规划可再生能源配置储能，避免无效投资；加快新能源全量进入各类市场的节奏；探索新能源+共享储能联合运行的商业模式。

在辅助服务市场方面：进一步细化调频服务品种，根据需求细分快速、慢速不同频率市场，使得传统机组与新型储能等在不同的市场中可以区分体现价值；优化辅助服务市场性能评价、价格、排序、出清等算法和规则，建立有序、公平竞争机制；建议明确不同辅助服务成本的分类分摊、传导机制与原则。

在现货市场方面：推动新型储能逐步采用报量报价模式参与现货市场；合理制定现货市场限价区间，优化电价政策，进一步拉大峰谷价差；建议给予新型储能选择调度方式的权力；加大现货市场信息披露，提高新型储能的市场力分析与监测等能力。

在容量补偿方面：根据区域调峰、调频容量需求，制定科学的调峰、调频容量折算方法，合理体现储能在系统中的容量价值；明确容量补偿的进入与退出机制，使得新型储能投资主体能够更好地评价中长期收益风险；推动新能源全量参与各类市场，探索建立容量市场。

此外，针对独立储能，应进一步明确独立储能、非独立储能定义及调用机制，独立共享储能与新能源场站联合运行/独立运行机制需进一步细化，针对共享租赁市场，需出台相关运营规则或指导方案，建立具有公信力的区域容量租赁平台，确保交易公开、公正，保障租、用双方的权责。

同时，我们建议出台支持新型储能发展的财税优惠政策，降低储能成本，进一步加大支持储能技术、装备、制造政策力度，增强储能产业链竞争力，同时安全政策应考虑储能技术进步与规模化发展需求，进一步规范储能项目的建设运行管理。

2023年，随着疫情政策不断优化调整、经济复苏、国际交流加强，我国储能产业仍将保持快速增长的趋势，在激烈的国际市场竞争中，我国以锂离子电池为代表的新型储能技术在全球市场格局中占据绝对领先优势，同时，压缩空气、液流电池、固态锂离子电池、钠离子电池等其他主要储能技术在研发和生产制造方面亦处于国际领先地位。发展新型储能不仅是我国落实“双碳”目标、实现能源转型的必要支撑，同时也是我国实现产业升级、推动经济发展的战略性新兴产业，是我国在全球能源转型背景下形成发展优势的重要技术和产业支撑。因此对新型储能产业的政策支持，一方面需要精准和深入，破解其参与市场的壁垒，另一方面在产、学、研、用、金融、财税等各个方面的政策应形成合力，形成体系，为新型储能的发展营造健康的市场环境，推动其健康、可持续发展，继续保持和扩大我国新型储能来之不易的国际竞争优势。