储能行业报告摘要

1、 行业背景 （1）发展储能是清洁能源转型下的必然选择 双碳目标下电气化大势所趋。2020 年 9 月，习近平主席在第 75 届联合国大会上提出中国 将力争在 2030 年前实现碳排放达峰、2060 年前实现碳中和的目标，强调中国在应对气候 变化中的责任与担当。过去的十年里，电力行业通过改进燃煤机组、发展非化石能源、提 高清洁能源发电量，多措并举降低供电煤耗。 新能源装机趋势方兴未艾。受光伏逐步进入全面平价期和陆上风电补贴退坡带来的抢装潮 影响，2020 年全国光伏、风电新增装机达 48.2GW 和 71.7GW，同比大幅增长 60.1%和 177.9%，截至 2020 年末，全国风电、光伏累计装机规模达 253.4GW 和 281.7GW，同比 增长 24.1%和 34.1%。新能源发电方面，2020 年光伏、风电发电量占比进一步提高至 3.5%和 6.3%，未来随着新能源技术的不断升级，风光发电成本进一步下降带动清洁能源的推广普 及，根据国家能源局发发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》， 预计到 2025 年风光发电量占比将提升至 16.5%，2030 年全国风光装机规模将超 1200GW，新能源发电在电力体系中的地位愈发重要。 新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配储能呼之欲出。 新能源出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统提供调节能力，而电网 则需要根据发电机组出力功率和用电需求对电网进行调节以维持 50Hz 频率稳定运行，高 比例可再生能源并网更加考验电力系统的调节能力。传统模式下功率的调节通常依靠 AGC 调频机组或调峰机组，而储能的应用则可以解放传统机组，使其更多保持在额定工作状态， 进而减少损耗、降低碳排放、提高传统机组的利用效率，同时平抑电力供需矛盾、消纳弃 风弃光。 电动车保有量上升，快充增大电网负荷 新能源汽车保有量上升，快充电站的快速渗透，增加电网的控制难度和失稳风险。我们预 计到 2021/2025 年全国新能源汽车保有量将分别达 759/2676 万辆，充电桩保有量将分别达 240/815 万台，即插即充、大电流快充都对电网运行提出了新的要求。根据中国电力科学 研究院预计 2025 年电动车、空调机、轨道交通等新兴负荷达 5.6 亿 kW 以上，超过电网最 大负荷的 35%。电网需改变运行方式，推动源-网-荷-储多方资源的智能协同互动。 （二）电化学储能是未来发展趋势 储能技术路线主要包括电化学储能、机械储能和电磁储能。机械储能以抽水蓄 能为主，目前技术成熟，建设成本相对较低，转换效率约 70%-80%，但对选址环境、 地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达 3-5 年；电化学储能主要以锂电池、铅 酸电池和全钒液流电池为主，其中锂电池储能拥有更高的能量密度，转换效率可超 90%，产业链配套更加成熟，相较于其他电化学储能在技术、成本上更具优势；而 电磁储能则更适用于放电时间短且迅速的功率型储能。 各类储能技术性能不同，适用的应用场景和领域存在差异。 根据储能所需功率 和放电时长的不同，可将储能应用领域分为功率型、容量型和能量型。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需求，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、超级电容和超导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。 抽水蓄能是目前主要储能方式，电化学储能增长潜力较大。 电化学储能受政策影响呈现周期性，2020 年步入快速增长期。 （三）政策与成本推动，储能商业化拐点到来 政策支持频繁加码，呵护储能行业健康发展。光伏风电等可再生能源作为实现 “ 30·60”目标与能源革命的的重要举措，未来在能源生产端将扮演更加重要作用， 伴随可再生能源装机量与发电量的持续增长，大规模能源消纳问题亟待解决。2021 年以来储能相关政策频发出台，如《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关 于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》等，加快“十四五”期间储能商业模 式形成。 （2）