新能源儲能行業研究-儲能全面加速助力碳中和一、新能源滲透率提升帶動儲能需求提升新能源發電存在間歇性，可調節力度小。電作為即發即用能源，新能源發電無論是風電

還是光伏，均存在間歇性發電特性。風電出力隨風速和風向的變化而變化，且存在季節

性特征，不同地區不同季節出力不同；光伏出力受天氣影響，在日內也存在明顯變化，

同時氣溫的波動對光伏出力也有影響，一般春季和冬季的白天中午時分出力最大。新能

源發電波動性強，不可預測性強。當新能源大量并入電網時，會增加電網的波動，當新

能源實現高比例接入時，電網安全性或將受到沖擊。短期來看，整體新能源發電量占比較低，總體沖擊較小。從當前發電量數據來看，根據

全國新能源消納監測預警中心，2021

年

Q1

全國風電發電量

1727

億千瓦時，同比增長50.3%；光伏發電量

688

億千瓦時，同比增長

30.3%。風電、光伏累計發電量

2415

億

千瓦時，同比增長

44.0%，占全部發電量的比重為

12.7%，同比提升

1.9

個百分點。當

前占比較小，對電網整體沖擊不大。短期來看，火電或者水電等輔助服務為新能源波動啟到平滑作用。在當前風光滲透率較

低的大背景下，火電等傳統電源可以對新能源啟到調峰調頻作用，來平滑新能源波動性。

短期來看，新能源裝機對電網沖擊較小。但部分地區非水可再生能源消納滲透率已超過

20%，區域性新能源波動可能會對當地

電網造成沖擊。根據國家能源局發布的《2019

年度全國可再生能源電力發展監測評價報

告》，2019

年，全國

9

省（區）占比超過

15%，其中寧夏、西藏、黑龍江、青海和吉林

超過

18%。從全國新能源消納監測預警中心的數據來看，截止

2021

年

3

月底，甘肅、

吉林、黑龍江、青海和內蒙古的風電發電量占比均已突破

15%；青海、西藏光伏發電量

占比突破

20%。部分地區可再生能源發電占比滲透率較高，后續若繼續發展，對電網或

有沖擊。長期去看，中國力爭于

2030

年前實現碳達峰，努力在

2060

年之前實現碳中和，新能

源占比后續或將加速提升。我國于

1992

年

6

月

11

日正式簽署《聯合國氣候變化框架公

約》，為了更好地應對全球氣候變化和完成協議中我國的減排責任，我國于

1994

年

3

月

正式通過了《中國

21

世紀議程》，該議程是世界范圍內第一部國家級的可持續發展議程

書。2009

年哥本哈根氣候變化大會上，首次提出中國要到

2020

年實現單位

GDP二氧化碳排放相對于

2005

年降低

40%～45%。在

2015

年的巴黎氣候

大會上，我國又提出到

2030

年，二氧化碳排放相對于

2005

年降低

60%～65%，并爭

取實現達峰的目標。在

2020

年的聯合國大會一般性辯論上，表示中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于

2030

年前達到峰

值，努力爭取

2060

年前實現碳中和，新能源發展全面加速。全球去看，碳中和趨勢加速，彭博新能源預測

2050

年全球接近

70%的電力貢獻來自

于新能源。2015

年

12

月，巴黎氣候變化大會正式通過了《巴黎協定》，該協定為

2020

年以后全球應對氣候變化做出了安排，其長期目標是將全球平均氣溫較前工業化時期的

上升幅度控制在

2

攝氏度以內，并努力限制在

1.5

攝氏度，在本世紀后半葉實現凈零排

放。越來越多的國家政府將《巴黎協定》的目標轉化為國家戰略，提出了無碳未來的愿

景。根據

ClimateNews

網站匯總的信息，目前共有約

30

個國家和地區設立了凈零排放

或碳中和的目標。在全球碳減排加速的大背景下，彭博新能源預測，到

2050

年，全球

接近

70%的電力貢獻來自于新能源。可再生能源發電占比提升，給電網帶來挑戰，儲能能最大程度解決新能源消納的陣痛，

電力行業發展開始從?發好電?向?用好電?轉型。隨著可再生能源在一次能源的占比

中逐步提升，風電、太陽能發電的隨機性和波動性也在影響著整個電力系統。新能源+

儲能可以從根本上解決新能源的波動性，改善新能源發電的可調節性，提高電能質量，

解決電網消納的詬病。在新能源占比大幅提升的背景下，儲能的加入讓電力行業從?發

好電?向?用好電?進行轉型。新能源發展進入平價僅僅是完成能源革命的第一步，儲能賦予新能源的可調節屬性將進

一步幫助新能源走上新的臺階。從新能源的發展階段來看，新能源實現平價后，還存在

不穩定性問題，增配儲能有望調節新能源的波動性，增加其可調節性，有望推動能源革

命更進一步。儲能幫助電力網絡從獨立轉向耦合，是能源互聯網中能量流的中轉站。隨著電能供需規

模的擴張，發電、應用場景的復雜化，電網正在向數字化、網絡化與智能化轉型，電力

網絡將由獨立系統轉向相互協同的耦合系統，統籌調控網絡上的信息流與能量流。儲能

具備存儲和釋放的雙向功能，是能量流傳輸過程中的中轉站，可以更有效更高效地存儲

和釋放電能。二、國內政策開始加碼，十四五儲能有望迎來加速國家鼓勵建設新一代?電網友好型?新能源電站，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應

用。2020

年

5

月

19

日，國家能源局發布《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導

意見》的征求意見稿，明確提出?鼓勵建設新一代電網友好型新能源電站，探索市場化

商業模式，開展源、網、荷一體化運營示范，通過合理優化風電、光伏、電儲能配比和

系統設計，在保障新能源高效消納利用的同時，為電力系統提供一定的容量支撐和調節

能力?。同時在國家能源局發布的《關于做好

2020

年能源安全保障工作的指導意見》中，

能源局表示要?推動儲能技術應用，鼓勵電源側、電網側和用戶側儲能應用，鼓勵多元

化的社會資源投資儲能建設?。多省相繼發布支持發電側儲能發展政策，國內發電側儲能發展迎來良機。2020

年以來，

多省相繼發布關于發電側儲能的支持文件，內蒙古、新疆、遼寧、湖北、江西、山東、

青海、寧夏均建議或鼓勵新建設的風電光伏項目可以適配相應的儲能電站來配合電網調

度。新疆儲能政策初見儲能商業模式創新，對參與調度的電儲能設施所充電量進行補償，度

電補償標準在

0.55

元。2020

年

5

月

26

日，新疆發改委印發《新疆電網發電側儲能管

理暫行規則》，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等企業投資建

設電儲能設施；規定對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量

進行補償，補償標準為

0.55

元/千瓦時。在此政策下，發電側儲能項目商業模式除了過

去對自有新能源電站進行電量儲存和釋放之外，還增加了參與電力市場化調度的盈利方

式，擴寬了儲能項目盈利能力。青海明確儲能方面補貼，度電

0.1

元補貼。2021

年

1

月

18

日，青海省《關于印發支持

儲能產業發展若干措施（試行）的通知》，明確表示將積極支持當地發電側儲能發展。對于新能源發電項目：1）

新建項目儲能容量不低于裝機容量

10%，儲能時長

2

小時以上；2）

新上水電項目同步配臵新能源和儲能，比例為新增水電：新能源：儲能=1:2:0.2；對于用電側：1）

支持負荷側加裝儲能、儲熱設施。在支持政策方面：1）

優先消納并優先儲能交易；2）

對于在

2021

年和

2022

年投產的電化學儲能項目，自發自儲設施所發售電量給予度

電補貼

0.1

元，對使用本省產儲能電池

60%以上的項目，再增加每千瓦時

0.05

元

補貼，補貼時限暫定為

2021

年

1

月

1

日至

2022

年

12

月

31

日。風光平價之際，在新能源和國內電網綜合能源服務需求提升的背景下，蟄伏已久的儲能

產業鏈有望迎來盼望已久的春天，地方補貼放開有望推動儲能項目經濟性提升，新能源

+儲能平價可期。隨著國內風光逐步實現平價，同時電網綜合能源服務需求提升，國內

電化學儲能需求逐步提升。從經濟性角度來看，當前儲能成本較高，對新能源發電項目

或有一定成本沖擊。本次青海省的儲能補貼政策或將為其他地方的儲能發展政策提供新

的思路。若后續各地儲能補貼政策相繼放開，儲能經濟性有望得到提升。能源局推動儲能示范項目上馬，引領行業可持續發展。2020

年

11

月

10

日，國家能源

局《關于首批科技創新（儲能）試點示范項目的公示》，主要為

8

個項目，其中兩個發電

側儲能，兩個用戶側儲能，兩個電網側儲能和兩個配合火電項目參與輔助服務的項目。

根據

CNESA

信息，本次八個項目技術路線主要為鋰電池儲能和液流電池儲能。示范項目

落地有助于推動儲能技術成熟穩定發展，引領行業可持續發展。新能源裝機政策和儲能進行綁定，以消納確定新增并網容量和新增核準規模，推動發電

側儲能發展。2021

年

4

月

19

日國家能源局發布《關于

2021

年風電、光伏發電開發建

設有關事項的通知（征求意見稿）》，本次征求意見稿表示將建立保障性并網、市場化并

網等并網多元保障機制，其中保障性并網項目規模由各省（區、市）完成年度非水電最

低消納責任權重所必需的新增并網規模決定，保障性并網項目之外的項目采用市場化并

網機制，項目方需要通過市場化方式落實并網條件，包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型

光熱發電、火電調峰、電化學儲能、可調節負荷等靈活調節能力等。這是首次在新能源

裝機中提出市場化并網機制，有望積極推動發電側儲能項目發展。兩部委發文推動新型儲能發展，累計裝機規模有望實現

2020到

2025年間

10倍增長。

2021

年

4

月

21

日，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于加快推動新型儲能發展的

指導意見（征求意見稿）》，核心目標是實現新型儲能從商業化初期向規模化發展的轉變，

明確到

2025

年，新型儲能裝機規模達到

30GW以上，到

2030

年實現新型儲能全面市場

化發展。截止

2020

年底，我國累計儲能裝機

35.6GW，除抽水蓄能外，其他技術儲能裝

機規模為

3.81GW，其中鋰電池儲能累計裝機規模為

2.9GW。根據本次規劃，國內新型

儲能累計裝機規模有望實現

2020

到

2025

年間

10

倍增長。此外，本次政策有望完善儲

能政策機制，明確新型儲能的獨立市場主體地位，并將健全新型儲能價格機制，推動儲

能電站參與電力市場，為儲能項目經濟性提供保障，同時還將健全?新能源+儲能?項

目的激勵機制，可能會在競爭性配臵、項目核準、并網時序、調度安排、利用小時數等

方面提供支持，積極推動發電側儲能發展。儲能迎來全面政策支持。三、海外政策持續力度強，集中式和戶用百花齊放澳洲：各州政府新能源目標推動儲能加速發展，預計到

2036~2037

年，儲能規模達

到

16GW。根據彭博新能源數據，截至

2020

年

8

月，澳洲

NEM電力市場僅有

247MW電化學儲能項目在運行。據澳洲電網運營商（AEMO）數據，截止

2020

年

9

月，進入到

并網申請階段的電化學儲能項目超過

5GW。由于澳洲電網脆弱的系統強度和大量新能源

發電并網，澳洲電網運營商（AEMO）預計至

2036-37

財年，儲能將由現在的

1GW增長

至

16GW。澳洲政府聯邦層面沒有制訂任何新能源相關激勵政策，而在州政府層面，各

州均有自己的新能源發展目標，其中昆士蘭州、新南威爾士州、維多利亞州也規劃了專門的新能源區域投資（REZ）來升級電網，包括對新能源發電及儲能發展的支持。澳洲大型儲能商業模式以調頻為主，Gannawarra電池儲能項目（GESS）是澳洲第一

個光儲結合項目，頻率控制輔助服務市場表現超預期。當前澳洲大型儲能項目盈利模式

還是以電力市場細分服務為主，包括調頻，應急

PPA，虛擬慣量，電力掉期合約等。建

設在維多利亞州的

Gannawarra

電池儲能項目是澳洲第一個光儲結合項目，其中光伏電

站為

50MW，在

2018

年

11

月投產，之后在

2019

年

6

月加入

25MW/50MWh的儲能，

來提升整個項目的可利用率和盈利性。儲能可以直接從光伏電站取電來規避充電費用和

線路費用，同時可以參與調頻市場博取高收益，以及銷售電力掉期合約獲取穩定性收益。

根據澳洲可再生能源開發商

Edify對

Gannawarra

儲能項目在

2019

年

3

月到

8

月和2019

年

9

月至

2020

年

2

月的這兩個運營期間的業績評估報告，該電池儲能系統在能源市場

表現符合預期，而其頻率控制輔助服務(FCAS)市場表現超預期，在

2019

年

7

月至

2020

年

2

月之間，頻率控制輔助服務(FCAS)平均每月為

Gannawarra電池儲能項目提供

50

萬澳元收入。在戶用儲能方面，多州均有政策支持，根據

IHSMarkit預測，至

2020

年底，澳洲累

計有

8.2

萬戶家庭安裝了戶用儲能，相當于每

100

戶就有

1

戶安裝。多州均有政策支

持，其中維州為符合要求的每戶家庭提供了最多

4147

澳元的補貼。南澳補貼為每戶

3000

澳元。得益于此，根據

IHSMarkit

預測，至

2020

年底，澳洲累計有

8.2

萬戶家庭安裝

了戶用儲能，相當于每

100

戶就有

1

戶安裝。長期來看，戶用儲能有望加速推進澳洲虛擬電廠建設，提高能源互聯網水平。戶用儲能

除了可以能量搬移外，最引人注目的功能就是虛擬電廠（VPP）業務。虛擬電廠需要客

戶與電力零售商簽署合約，在自己的電池中保留一部分供電零售商在高電價時使用，從

而達到規避電力現貨市場的高電價，獲取的收益則由電力零售商和終端用戶分攤。虛擬

電廠模式在澳洲多家發電企業之間推廣，其中澳洲最大發電企業

AGL

在南澳州試驗

5MWVPP項目，特斯拉和當地售電商

EnergyLocal試驗

10MWVPP項目。2020

年

2

月惡劣

天氣導致南澳和澳洲

NEM市場斷聯，南澳電網頻率穩定性下降，AGLVPP項目捕捉到了

超過

210

個、價格在

10000

澳元/MWh

的結算周期。在

VPP項目出色的表現下，AGL計劃將光伏+儲能打包產品推廣至整個東海岸，預計在

2024

年底前可構成

350MW的

VPP項目。美國：盡管受到地緣政治和新冠疫情的影響，大型儲能市場還是在持續發展中。從

2020

年上半年開始，美國業內推出多個光儲項目，根據彭博新能源數據，預計在

2021~2023

年間，儲能電站項目開發量在

10GWh

以上，其中包括加州

SouthernCaliforniaEdison770MW/3080MWh，加州

PG&E

423MW/1692MWh，夏威夷州

HawaiianElectric

3GWh等。大量的項目開發主要原因在于傳統能源電站的退役和大量新能源項目的并網。儲能

項目的商業模式風格轉換明顯，由前些年專注于電網服務的細分市場逐步轉向削峰填谷，

主要驅動因素是儲能設備及項目成本的下降使得儲能可以與傳統能源在高峰時段競爭。

拜登總統對行政令的取消以及新能源的積極態度是會對儲能項目產生正向驅動，拜登總

統已經宣布美國將在

2050

年實現

100%清潔能源經濟和碳中和，其中電網規模的儲能是

重要的組成部分。州政府層面，多州規劃最遲在

2045

年達到

100%新能源目標，在儲能

方面，加州

AB2514

和

AB2868

法案要求加州

2020

年儲能裝機達

1.8GW，該目標已于

2019

年實現，2020

年加州發電商南加愛迪生和太平洋水電分別推出

770MW/3080MWh和

423MW/1692MWh

儲能項目來替代退役的傳統能源電站，夏威夷、佛吉尼亞、紐約、

麻薩諸塞和新澤西州均設立了不小于

1GWh的儲能裝機量目標。歐洲：英國和德國是歐洲儲能市場中的領先者，多國政策支持明顯。英國

NationalGridESO預計

2050

年儲能達

30-50GW，而在

2019

年裝機量為

400MW，增長空間巨大。由

于大量新能源發電并網帶來的電價波動性上漲，歐洲儲能的商務模式有所加強。英國預

計在

2021

年

4

月修改儲能項目的線路收費標準，由充放電各收費一次改為放電時收費

一次，預計將極大增加儲能盈利性。德國方面，家用儲能市場持續領先，預計在

2020

年底，裝機戶可達

25

萬戶，德國政府預測到

2030

年儲能規模達到

24GW，而在

2019

年裝機量僅為

500MW，增長空間巨大。法國在

2022-2028

年容量市場競拍中，253MW的儲能項目獲得容量合同。西班牙國家能源環境規劃署制訂了

2021-2030

間

2.5GW的

儲能目標。法國和西班牙的儲能市場剛剛起步，增長空間巨大。中東：沙特成為中東地區新能源和儲能市場的驅動國。受國際油價下跌和波動性增加的

影響，沙特提出?2030

愿景?，表示要大力發展新能源經濟。當前新能源及儲能項目均由政策驅動，單體項目規模巨大，沙特紅海開發集團的紅海項目包含

210MW風光發電

及

183MW/952MWh儲能，沙特政府開發的新未來城將配臵

2.2GW光伏，1.6GW風電，

2GW

液氫，400MW/400MWh儲能。阿聯酋在國家層面設立了新能源目標，預計到

2050

年達到

50%新能源發電以及減少

80%碳排放，為儲能項目帶來機會。四、儲能技術路線多樣，電化學儲能短期內經濟性效果或為最佳儲能技術路線多樣。能源儲存方式多種多樣，包括電儲能、熱儲能和氫儲能三大類型，

其中電儲能是主要的儲能方式，也分為兩種形式，分別為電化學儲能和機械儲能。在電

化學儲能中，主要包括各類電池技術，目前主要有鋰電池儲能、鉛蓄電池儲能和鈉硫電

池儲能；機械儲能主要是通過物理方式進行能力儲存，目前主要有抽水蓄能、壓縮空氣

儲能和飛輪儲能。電化學儲能應用場景廣泛，隨技術進步，行業發展加速。和傳統的機械儲能相比，電化

學儲能受地理約束條件小，建設周期短，可靈活用在電力系統中多個場景。隨著整體技

術進步帶來的成本下降，電化學儲能需求加速上升。根據中關村儲能產業技術聯盟

（CNESA）數據，截止

2020

年底，全球累計電化學儲能規模達到

14.2GW，同比增長

49.6%，僅次于抽水蓄能，是全球第二大的儲能技術。電化學儲能中，鋰電儲能技術路線更為確定，在電化學儲能中，占據絕對主導地位。在

整體電化學儲能應用中，由于鋰電池成本下降幅度最快，鋰電池在電化學儲能中占比越來越高，截止

2020

年，在全球新增電化學儲能占比中

99%為鋰電池儲能。五、系統成本加速下行，儲能進入高速發展期電化學儲能系統由電池、電池管理系統、能量管理系統、儲能變流器等電氣設備構成。

儲能系統主要由電池、電池管理系統、能量管理系統以及儲能變流器等構成。2020

年儲能系統設備成本已降至

1.1~1.5

元/wh，經濟性逐步凸顯。從公開市場上儲

能設備采購招標情況來看，儲能設備投資額已經從

2018

年均價

2~2.5

元/wh左右降至

2020

年的

1.1~1.5

元/wh，儲能成本加速下行，推動儲能項目