中国储能行业研究报告：潜力待发 道阻且长

双碳背景下能源发展核心问题

能源可控化使用是解决能源危机关键要素

新旧电力系统转型升级下，能源的可控化和可储化成为发展的核心。传统发电主要依靠燃煤（小部分有燃气等）。现阶段由于全球气候危机和环境危机影响，双碳和能源转型正火热发展中，以风光发电为主流的新型发电方式开始逐渐替代传统发电。

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然而传统发电主要为人工填料燃煤，可根据数据分析、节假日及不同季节负荷的特征、天气预报等对未来几日用电情况进行较为准确的预测，同步匹配用电系统，并在运行过程中滚动调节运行。但同样发电厂仅可实现发电不能储电，仍需要调节电力供应以匹配需求端的电力变化，维持电力的供需平衡。相较传统模式，新型电力系统虽有环保、能源储量大等优点，但由于来源主要为太阳能、风能等自然能源，受地理位置、天气环境等影响，有资源波动不稳定等天然缺陷，较难24小时控制以实现供需平衡。

能源发展问题

风光的不可控&不稳定性衍生弃电增加成本

风电和光电的出力时间以及载量无法与用电时间及负荷形成匹配，风光电的不可控以及短周期波动不稳定性不仅会产生弃电弃光，同时也会对电网稳定和安全造成威胁。目前，从可商业化的角度来看，从网络系统技术出发的“虚拟电厂”+从电能转化出发的“储能系统”是解决风光弃电的能源结构问题。

电力市场迭代激发储能需求

电力设备老旧及风光发电量提升催生配储需求

新型发电形式在电力市场装机量中占比不断增加，2022年我国风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提高2个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。同时电力基础设备的老旧化已无法适应新型电力系统更综合且庞大的电力结构。在风光发电模式的逐渐成熟化下，为提升整体电力系统可靠性，协调资源灵活使用、稳定消纳，市场开始逐步催生配储需求。

截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%。其中新型储能累计装机规模达到13.1GW，功率规模年增长率达128%。其中2022年有约二十个百兆瓦项目并网，规划在建百兆瓦级项目超过400个。

多元化产业发展激发储能需求

新兴产业用电需求逐步增多，储能在更多场景下逐步渗透随着新兴产业的不断发展，其电力消费量在我国用电结构中占比不断增加，例如通讯基站、数据中心用电负荷持续增加。

储能在此背景下也将发挥其备用/功率电源作用，增强供电可靠性，防止偶然断电。以及储能系统可以通过削峰填谷、容量调配等机制，提升不同场景下电力运营的经济性，低碳节能。

目前储能正在接入渗透众多新兴产业，例如数据中心、5G基站/通信基站、智慧园区、光储充充电站等。

储能相关政策支持

中央联合地方从三侧推动储能助力电网系统维稳消纳，创造经济价值

2021年7月，国家能源局和发改委出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确指出我国新型储能发展目标，2025年实现新型储能装机容量3000万千瓦以上的规模化，2030年实现全面市场化。整体看国家层面政策从总规划建设、技术创新支持、激发市场交易和明确运行规则四大方向协同并举。而地方政府则不断出台细则和规划因地制宜，引导储能发展。2020年至2021年，内蒙古、宁夏、甘肃、河北等风光资源充沛的北方省份发布多项新能源配储政策，率先开启储能布局。