碳中和背景下，储能是我国能源转型必由之路，2021年来已有超过23个省区市提出新能源配储需求，配储比例要求多在10%—20%之间，配储时长要求多在2h以上（部分省配置要求高达4h），储能已经成为源网荷储新型电力系统不可或缺的第四要素。储能行业“在一夜之间爆火”，仅2022年国内就成立了3.8万家储能相关企业，是2021年的5.8倍，注册储能系统集成商甚至上万家，甚至白酒巨头五粮液也成立五粮液新能源投资公司，服装大户报喜鸟，代工之王富士康、500强企业恒力集团等纷纷跨界储能。2023年储能新增装机规模较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。作为碳中和布局及新型能源体系构建的“最后一块拼图”，储能行业的发展机遇与挑战并存。
一、储能行业逐步向产业化降本过渡，长时储能迎来战略增长期
截至2023年底，我国新型储能累计装机已达34.5GW/74.5GWh。仅仅一年的时间，新增投运规模达到了惊人的21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年的规模，大储项目的大规模开展，倒逼储能实现降本。随着光能、风能装机等新能源占比不断提升，其发电与终端电力需求的匹配性问题愈发严重，而长时储能可以有效提高风光发电消纳能力，兼顾储能系统快速响应特点与长期输出能力，提高电网的灵活性，更好地实现电力平移，提高电力峰谷套利能力，其重要性开始凸显。
长时储能未来发展趋势图
资料来源：华安证券
二、抽水储能仍为最主要长时储能模式，电化学储能势头正盛
我国抽水储能技术成熟，早在20世纪60年代就已经实现了抽水储能的商业化应用，目前抽水蓄能度电成本在0.21-0.25元/kWh（数据来源：《储能技术全生命周期度电成本分析》、中国储能网，华安证券），远低于其他储能技术，截至2022年国内抽水储能累计装机量占储能市场近八成，仍为储能的主要形式。但抽水储能需要建设在高山、丘陵等有着足够落差的地形环境，同时也对上下水库的距离和高度差存在着要求，远期来看仅凭抽水储能尚还无法足量地满足日益增长的储能需求。而在新型储能中，锂离子电池等电化学储能具有灵活、快速等特点，成为新型储能的重要组成部分，已占据新型储能绝对主导地位，但当前锂电池储能时长不够，在长时储能领域应用受限。
我国电力储能市场累计装机规模（MW%,2000-2022）图
三、行业盈利困难，共享储能或成产业“突破口”
储能涨价使得电站收益率下降，强制配储要求下，刺激独立/共享储能模式发展。储能电站若只为单个新能源电站提供服务时利用率低，服务于单个新能源场站的储能设施，往往资源分散，管理难度大且运营成本高，分散场站的储能难以实现统一调度与结算，无法参与多种电网侧辅助服务，业务模式难以商业化，共享储能模式的出现拓宽了储能收益路径，给发电侧储能带来新机遇。共享储能指以电网为纽带，在新能源汇集站建设共享储能电站，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，当新能源电站受到限电影响时，由调度机构（电网）将弃风、弃光电量存储在共享储能系统中，在负荷侧用电高峰或有接纳空间时释放电能，推动源网荷各端储能能力全面释放。
图 31 共享储能运作模式图
资料来源：国际能源网、中信建投、朱宗耀,王秀丽,吴雄等,考虑多场景规划的共享储能投资及运营分析[J].电力系统自动化,2023,47(07):23-31.
中关村产业研究院作为专注新技术、新产业、新经济的高端智库，长期深耕两业融合、高精尖产业、未来产业等领域，形成了专精深的产业研究成果、全周期的咨询服务和专业化的链接网络。未来，中关村产业研究院将进一步发挥自身优势，服务企业、服务政府、服务北京，助力首都加快构建现代化产业体系，为北京经济高质量发展提供支撑。
