储能：碳中和的稳定器，迎风而起
储能：碳中和的稳定器
“碳中和”：基于能源清洁化与能源独立的最优解。从全球范围来看，“碳中和”已
成为人类共识，各主要国家以立法、宣告等不同形式确立了碳中和目标，2020 年我国亦
制定了 2030“碳达峰”和 2060“碳中和”的战略，目标宏伟而紧迫。从中国自身的角度
审视，“富煤、贫油、少气”是我国最为显著的能源禀赋特征，煤炭资源丰富，但碳排放
较高，到 2021 年仍有 71%的电力由火力发电供应；天然气等能源较为清洁，但对外依存
度高，到 2021 年天然气对外依存度高达 44%。在“碳中和”和能源独立自主要求的双重
考验下，我国必须探索出一条以电气终端化为目标，综合调配风能、光伏、水力、核能等
清洁能源有条件替代高碳能源的“碳中和”之路。
表 1：部分国家碳中和目标及新能源装机目标
主要国家
碳中和目标
2030 年风光装机目标(不完全统计)
中国
2030 年碳达峰，2060 年碳中和
风光总装机 1200GW
美国
2035 年无碳发电，2050 年碳中和
光伏 550GW+海上风电 30GW
德国
2045 年碳中和
光伏 200GW+海上风电 30GW
日本
2050 年碳中和
光伏 108GW+海上风电 10GW
“风光”是清洁能源中增量空间大、安全性高、经济性好的发展路线。我国是全球风
光产业的主要推动国家，尤其是最近两年伴随风光成本的下降，行业逐渐进入到市场化经
济性推动阶段，产业开始快速、健康发展。2021 年，虽然光伏上游成本不断上行，但全
年我国光伏装机量仍达 52.97GW，同比+7.8%；全年风电装机量达 47.57GW，同比 2020
年-40.9%，但同比 2019 年+183.3%。而中长期来看，根据国家能源局发布的《关于 2021
年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，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。我们预计到 2030 年，国内非化石能源消费占比
将达到 26%左右。
储能将成为风光高增的必然选择。风光等清洁能源在发电出力份额中的提升，对现有
电力供需体系提出了新的要求。
1. 在发电侧，风光出力波动性大造成供给不稳定。可再生能源直接受自然条件制约，
相比化石能源、核能等，风光产出受光照、风力大小等多个自然气候因素影响，
在不同年份、季节、日内均不稳定。考察典型的日内风光出力曲线，光伏功率曲
线呈倒 U 型，于正午达到峰值；风电功率曲线呈随机波动趋势。为匹配电网负荷
规划，长期以来存在着弃风弃光现象，为了减少风光发电的能量浪费，最大限度
实现风光发电利用率，储能成为风光并网的必选项。
2. 在电网侧，对负荷、电压和功率调节的需求早已有之，在储能参与之前多通过发
电机组的自调节，但这种自调节已难以满足风光并网的新增需求。储能参与调峰，
可以实现电力供给侧的削峰填谷，维护电网负荷稳定；储能参与调频，调节效果
优于传统机组，更好地维持电力系统的短时负荷平衡。
3. 在用户侧，由于电力供需错配是长期存在的现实问题，电力供给侧的调配不能完
全适应电力需求，所以用户侧的需求平滑也是缓解错配的重要方式。首先，为引
导电力需求平滑，部分地区的电价峰谷价差出现一定套利空间，用户侧的配置储
能具有经济激励与正外部性。其次，为实现用电经济性与稳定性，用户侧的分布
式光伏配储、储能备电等也为电网供电这一主要方式提供了重要补充。
不同发电方式对比
电化学储能：最具应用潜力的储能方案
储能技术路线多样，机械储能技术成熟，电化学储能潜力最大。从技术路径上看，储
能行业分为电化学储能、机械储能、电磁储能三大类型，另外还有储氢、储热等尚不成熟
的技术，没有形成产业规模。
1. 机械储能。机械储能中应用最广、技术最成熟的是抽水储能。根据 CNESA，我
国 2020 年抽水储能累计装机占总储能装机的 89.3%。但是抽水储能对地形、岩
层、水文等自然环境要求较高，选址苛刻，并且建设周期长。压缩空气储能技术
也较成熟，在美国、澳大利亚等地有大规模应用，但因为选址十分有限，同时响
应速度较慢，故在我国还没有大规模应用。飞轮储能具有持续时间段、容量小等
特点，在 UPS、调频系统等方面有专门应用。
2. 电磁储能。电磁储能更适用于放电时间短、响应速度快的功率型储能。其中超级
电容器储能可以与其他储能联合使用，用于调频。超导储能响应速度极快，适用
于特定领域，尚处于实验性阶段。
3. 电化学储能。2021 年以来，配套存量集中式风光发电站的相关储能政策频繁出台，
考虑自然环境和响应速度、长期经济性等，电化学储能逐渐成为主要解决方案。
细分来看，磷酸铁锂短期性价比更佳，钠电池也有望长期占据一定份额。 电化学储能：产业链拆解
基于上述分析，我们认为电化学储能未来增长潜力最佳，因此下面重点探讨电化学储
能行业。
电化学储能产业链分为上游设备商、中游集成商、下游应用端三部分。上游设备包括
电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、热管理
和其他设备等，多数从业者为其他相近领域延伸而来；中游环节核心为系统集成+EPC；
下游主要分为发电端、电网端、户用/商用端、通信四大场景。储能产业链多数企业参与其
中 1-2 个细分领域，少数企业从电池到系统集成甚至 EPC 环节全参与。
具体来看：1.电池组是储能系统最主要的构成部分。不同技术路线的电池使用材料不
同，在能量密度、功率密度、成本等方面各有差异，所适用的领域也各不相同。根据 NEC
的测算，从全生命周期的角度看，锂离子电池、铅酸电池与液流电池的前期投资成本不相
上下，但考虑到后期维护，锂离子电池显现出明显的成本优势。目前钠硫电池尚未形成成
熟的产业链，但其有望成为成本较低的技术种类。2.电池管理系统（BMS）主要负责电池
的监测、评估、保护以及均衡等。3.能量管理系统（EMS）负责系统整体的数据采集、网
络监控和能量调度等。4.储能变流器（PCS）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。5.系统集成商提供集合了电池组、BMS、EMS、PCS，并根据发电厂、
工商业、家庭等不同场景设计不同的一体化解决方案。工程总承包商（EPC）对具体储能
项目的设计、采购、施工、试运行等进行承包落地。
应用场景：聚焦三大细分领域
应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧三大类，辅助服务、便携式储能等细分领
域蓄势待发。
发电侧：集中式可再生能源并网产生平滑发电出力功率、减少弃风弃光的需求。风光
电站配置储能后基于电站出力预测和储能放电调度，可对间歇性、波动性的可再生能源发
电出力进行平滑控制，满足并网需求，以此提高可再生能源利用率。
电网侧：电能的不稳定性产生电力调峰、系统调频和其他辅助运行需求。在电源系统
内，电负荷波动、频率变化会造成发电效率下降，通过储能的方式可以实现电负荷的削峰
填谷以及频率的快速灵活调节。在输配电系统内，针对突发的线路阻塞、负荷增加等问题，
可以通过储能辅助动态运行，实现机动电能储存，保障电能质量与系统安全稳定运行
用户侧：终端用户的峰谷套利、自用备用、移动便携等多种需求催生多种储能应用。
在实施峰谷电价的市场中，通过低电价时给储能系统充电、高电价时给储能系统放电，实
现峰谷电价差套利。对于安装光伏的家庭和工商业用户，配置储能可以更好地利用光伏电
力，降低用电成本。对于耗电量较大的工业终端，配置储能可以调节峰谷、应对备用。移
动便携式储能属于利基市场，与常规手机充电宝差异在于电量、体积、重量更大，更适合
户外出行时提供持续大功率电源使用，主要用于户外活动、应急备灾等，市场空间较大。
