中国可再生能源储能市场前景如何

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一是： “碳达峰”、“碳中和”以及国内2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，光伏、风电接入应用比例提升；同时，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求。

二是： 储能相关配套政策逐步完善，包括明确规模目标、市场地位、商业模式、优化电价机制以及鼓励配套等方面，为储能创造有效的电力市场及政策支持环境。

基于以上观点，我们将在本篇讨论以下内容：

什么是储能技术 储能的应用场景 全球和中国的储能发展现状 “碳中和”趋势下的储能发展机遇 国内储能政策的持续完善 国内电化学储能发展空间。

电储能是实现电力存储与转换的技术，电化学储能是未来发展的重要方向。

储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术（本篇内容主要讨论电储能）。

电储能按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种：

电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能不受自然条件影响，特别是锂电池储能，具有充电速度快、放电功率大、系统效率高等优点。

我们认为，随着系统成本的不断下降，电化学储能是未来储能产业重要的发展方向。

电力系统是储能领域的主要的应用场景

电力系统中储能可提供： 调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务，是储能的重要应用领域。

储能在电力系统中根据应用场景可分为： 发电侧、输配电侧和用户侧；CNESA根据电力储能项目的主要用途进一步细化，将储能应用场景划分为：电源侧、辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和用户侧。

除电力系统外，储能在其他应用领域也具备增长空间

通信： 储能在通信基站、数据中心和UPS等领域起到备用电源的作用，并可利用峰谷电价差进行套利以降低设备用电成本。

据GGII统计，2020年中国通信储能锂电池出货量为7.4GWh，同比增长23.3%，未来5G基站建设规模加大有望打开通信储能市场空间。

数据中心： 随着移动互联网的快速发展及新基建、数字经济等建设推动，数据中心行业有望持续快速发展。

据36氪研究院统计，2020年我国数据中心市场规模为1958亿元，预计到2025年有望接近6000亿元。储能作为数据中心的备用电源，前期数据中心的应用以铅酸电池为主，随着锂离子电池性价比持续提升，未来有望逐步取代铅酸电池成为数据中心主流的储能形式。

其他： 储能应用领域多样，例如，轨道交通领域配置储能可实现列车再生制动能量的高效利用等。

全球储能项目规模持续增长，抽水蓄能是过去最广泛的储能形式

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW，占比达90.3%，是过去最广泛的储能应用形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为14.3GW，占比为7.5%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为13.1GW，占电化学储能项目规模的的92.0%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能增长迅速，锂离子电池储能是主要的新增储能形式

新增装机规模方面： 2020年全球储能项目新增装机规模6.5GW，同比增长80.6%。

抽水蓄能新增装机规模为1.5GW，占新增储能项目装机规模的23.0%；

电化学储能新增装机规模为4.73GW，同比增长63.1%，占新增储能项目装机规模的72.8%；

其中锂离子电池储能新增装机规模4.65GW，同比增长69.6%，占电化学储能新增装机规模的98%。

中国是全球最大的新增电化学储能市场之一，未来有望持续领先

据CNESA全球储能项目库统计，在2020年全球电化学储能新增的4.73GW中，

地区结构：中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，投运规模占比分别为33%、30%和23%，合计占比达86%，且均突破GW级大关。

项目结构：辅助服务、新能源发电侧、用户侧安装较多，占比分别为29.3%、28.8%和27.3%，电网侧为14.7%；

在2020年全球电化学储能新增的1.56GW中，新能源发电侧装机规模超0.58MW，同比增长438%，未来随着中国新能源装机规模的不断扩大，中国储能发展将持续全球领先。

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为31.8GW，占比达89.3%，是过去应用最广泛的储能形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为3.27GW，占比为9.2%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为2.90GW，占电化学储能项目规模的的88.8%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能高速发展，新增贡献接近一半

新增装机规模方面： 2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%。

抽水蓄能新增装机规模为1.49GW，2020年全球新增的抽水蓄能项目几乎都来自中国；

电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长144.9%，占中国全部新增储能项目的48.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模1.52GW，同比增长146.0%，占电化学储能新增装机规模的97.4%，是主要的电化学储能项目新增方式。

气候变化威胁形势严峻，“碳中和”势在必行

随着工业的发展和人类活动规模的扩大，对化石能源和自然资源的过度开发利用导致温室气体排放显著增长，造成全球温升和自然灾害。

2016年4月，175个国家和地区的领导人签署《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的标志性事件之一；

2018年，政府间气候变化专门委员会(IPCC)发布《全球1.5 升温特别报告》指出，要将全球变暖限制在1.5 C，到2030年，全球人为二氧化碳净排放量必须比2010年的水平减少约45％，到2050年左右实现“净零”排放，即“碳中和”。

根据ECIU的统计，除了已经达成“碳中和”的苏里南和不丹外，已有超50个国家和地区已经公布“碳中和”相关目标，以应对全球气候变化的威胁。

新能源应用是碳减排的重要实现方式，储能有望同步受益

据CAIT，2018年全球能源活动排放量占全球温室气体总排放量的76.1%，是碳排放的主要来源。推动清洁能源转型、加大新能源应用比例是未来能源发展的主要方向。

2020年12月，进一步宣布“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”、“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”等目标。

据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望超过8500GW和6000GW，光伏、风电装机规模具备可观发展空间。

新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大

新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入会对电力系统带来挑战。

储能配置将助力新能源消纳，并有效保障电网的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能技术将迎来高速发展。

储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用：

发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。

电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行；

用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。

地方储能相关政策陆续出台

目前国内多地加大对可再生能源配套储能的支持政策或相关要求，多省份要求储能容量配比在10%-20%、储能时长在2小时及以上。

此外，青海省对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/Kwh运营补贴。

各省对于储能政策落实将进一步加大储能在新能源发电侧的应用，有望加快储能系统的发展。

国家级储能政策密集发布，为储能的规模化发展铺平道路

近期国家发改委、国家能源局针对新型储能、分时电价、以及新能源消纳等政策进行了完善。

新型储能的商业模式和市场地位进一步明确。

7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提出“到2025年装机规模达3000万千瓦以上”的目标，以及从“明确新型储能独立市场主体地位”、“健全新型储能价格机制”以及“健全‘新能源+储能’项目激励机制”三个方面进行政策机制完善。

拉大峰谷电价差，推动用户侧储能发展。

7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提出了“合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”的要求，以及建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，优化分时电价机制，并提出建立动态调整机制等。

明确新增新能源并网消纳规模和储能配比，发电侧储能配套作用凸显。

8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中明确：“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，并在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，提出“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”、“允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模”，并对自建调峰资源的“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

我们认为，随着光伏、风电等新能源装机规模的不断增长以及分布式能源应用扩大，无论是发电侧、电网侧还是用户侧配备储能的必要性和需求均大幅上升，政策的逐步完善将为储能发展创造良好的市场环境，有利于推动储能产业的高速发展。

国内电化学储能装机规模预计迎来可观增长空间

我们认为，随着可再生能源装机规模的持续增长、储能及电价相关政策的不断完善，以锂电池为主的新型储能技术有望在相关机制的推动下迎来高速发展契机。

国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。以此计算，2020-2025年均复合增长率将超50%。

据CNESA预测：

保守场景下，2025年中国电化学储能累计投运规模有望达35.5GW； 随着“碳达峰”和“碳中和”目标和储能相关政策的推动，理想场景下2025年中国电化学储能累计投运规模有望达55.9GW。

据赛迪智库预测：到2025年我国锂电储能累计装机规模有望达50GW；到2035年我国锂电储能累计装机规模有望达600GW。

我们认为，在新能源大规模接入的新型电力系统体系下，储能有望迎来大规模发展机遇：

“碳达峰”、“碳中和”以及2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，同时分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求；

国家级及地方相关政策进一步完善，2025年储能装机规模目标、市场地位、商业模式得到明确；峰谷电价价差的拉大有望推动用 户侧配置储能，项目经济性提升将加大储能市场需求；鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模利于进一步扩 大储能在发电侧的需求和应用空间。行业相关政策的逐步完善将有利于推动储能产业的高速发展。

储能发展机遇下的锂电池、逆变器、储能系统集成三条主线：

锂电池：储能系统装机规模的快速增长将直接推动锂电池需求，具备性能成本优势、销售渠道以及技术实力的企业有望受益；

逆变器：PCS与光伏逆变器技术同源性强，且用户侧储能与户用逆变器销售渠道较为一致，逆变器技术领先和具备渠道优势的企业有望受益；

储能系统集成：储能系统集成看重集成商的集成效率、成本控制以及对零部件和下游应用的理解，在系统优化、效率管理、成本管控以及应用经验具备竞争优势的供应商有望受益于市场规模扩大。

行业公司：阳光电源、锦浪 科技 、德业股份、科士达、宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能 科技 等。

储能装机不及预期；

储能政策不及预期；

设备安全性风险；

储能成本下降速度不及预期等。

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报告属于原作者，我们不做任何投资建议！

报告原名：《 新能源发展+政策双轮驱动，国内储能行业迈入快车道 》

作者、分析师： 华西证券 杨睿 李唯嘉

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易车讯 1月17日，工业和信息化部、教育部、科学技术部、中国人民银行、中国银行保险监督管理委员会、国家能源局六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》。

“意见”提出，到2025年，产业技术创新取得突破，产业基础高级化、产业链现代化水平明显提高，产业生态体系基本建立。高端产品供给能力大幅提升，技术融合应用加快推进。能源电子产业有效支撑新能源大规模应用，成为推动能源革命的重要力量。

到2030年，能源电子产业综合实力持续提升，形成与国内外新能源需求相适应的产业规模。产业集群和生态体系不断完善，5G/6G、先进计算、人工智能、工业互联网等新一代信息技术在能源领域广泛应用，培育形成若干具有国际领先水平的能源电子企业，学科建设和人才培养体系健全。能源电子产业成为推动实现碳达峰碳中和的关键力量。

其中提出，加强新型储能电池产业化技术攻关，推进先进储能技术及产品规模化应用。研究突破超长寿命高安全性电池体系、大规模大容量高效储能、交通工具移动储能等关键技术，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。推广智能化生产工艺与装备、先进集成及制造技术、性能测试和评估技术。提高锂、镍、钴、铂等关键资源保障能力，加强替代材料的开发应用。推广基于优势互补功率型和能量型电化学储能技术的混合储能系统。支持建立锂电等全生命周期溯源管理平台，开展电池碳足迹核算标准与方法研究，探索建立电池产品碳排放管理体系。

开发安全经济的新型储能电池

加强新型储能电池产业化技术攻关，推进先进储能技术及产品规模化应用。研究突破超长寿命高安全性电池体系、大规模大容量高效储能、交通工具移动储能等关键技术，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。推广智能化生产工艺与装备、先进集成及制造技术、性能测试和评估技术。提高锂、镍、钴、铂等关键资源保障能力，加强替代材料的开发应用。推广基于优势互补功率型和能量型电化学储能技术的混合储能系统。支持建立锂电等全生命周期溯源管理平台，开展电池碳足迹核算标准与方法研究，探索建立电池产品碳排放管理体系。

锂离子电池。支持开发超长寿命高安全性储能锂离子电池。优化设计和制造工艺，从材料、单体、系统等多维度提升电池全生命周期安全性和经济性。推进聚合物锂离子电池、全气候电池、固态电池和快充电池等研发和应用。

锂电材料及装备。保障高性能碳酸锂、氢氧化锂和前驱体材料等供给，提升单晶高镍、磷酸铁锰锂等正极材料性能。提高石墨、锂复合负极等负极材料应用水平。加快电解液用高纯碳酸酯溶剂、高纯六氟磷酸锂溶质等产业化应用。提升高破膜高粘接性功能隔膜的性能。突破搅拌、涂覆、卷绕、分切等高效设备。

钠离子电池。聚焦电池低成本和高安全性，加强硬碳负极材料等正负极材料、电解液等主材和相关辅材的研究，开发高效模块化系统集成技术，加快钠离子电池技术突破和规模化应用。

液流电池。发展低成本、高能量密度、安全环保的全钒、铬铁、锌溴液流电池。突破液流电池能量效率、系统可靠性、全周期使用成本等制约规模化应用的瓶颈。促进质子交换膜、电极材料等关键部件产业化。

氢储能/燃料电池。加快高效制氢技术攻关，推进储氢材料、储氢容器和车载储氢系统等研发。加快氢、甲醇、天然气等高效燃料电池研发和推广应用。突破电堆、双极板、质子交换膜、催化剂、膜电极材料等燃料电池关键技术。支持制氢、储氢、燃氢等系统集成技术开发及应用。

超级电容器。加强高性能体系、高电压电解液技术、低成本隔膜及活性炭技术的研发，提高超级电容器在短时高功率输出、调频稳压、能量回收、高可靠性电源等领域的推广应用。

其他新型储能技术及产品。研发新型环保、长寿命、低成本铅炭电池，开发高导电的专用多孔炭材料。推动正负极板栅的塑铅复合化，减少用铅量，提高电池比能量。开发新型空气电池，加强金属负极保护、枝晶抑制、选择性透过膜、电池结构设计等基础研究。鼓励开发规模储能用水系新电池。推动飞轮储能、压缩空气、储热等其他新型储能技术装备研发及产业化突破。

电池系统集成、检测评价和回收利用。开发安全高效的储能集成系统，针对电芯衰减、不一致性提高精细化管理水平，增强储能系统高效温控技术，提升电池管理系统性能、可用容量及系统可用度。开发电池全自动信息化生产工艺与装备。加强储能电池多维度安全测试技术、热失控安全预警技术和评价体系的开发与应用，突破电池安全高效回收拆解、梯次利用和再生利用等技术。

储能系统智能预警安防。开发基于声、热、力、电、气多物理参数的智能安全预警技术，以及高效、清洁的消防技术。建立储能系统安全分级评估体系，发展基于运行数据驱动和先进人工智能算法的储能系统安全状态动态智能评估技术。

推动先进产品及技术示范

面向新型电力系统和数据中心、算力中心、电动机械工具、电动交通工具及充换电设施、新型基础设施等重点终端应用，开展能源电子多元化试点示范，打造一批提供光储融合系统解决方案的标杆企业。依托国家新型工业化产业示范基地等建设，培育形成一批能源电子产业集群，提升辐射带动作用。支持特色光储融合项目和平台建设，推进新技术、新产品与新模式先行先试，提升太阳能光伏发电效率和消纳利用水平。加快功率半导体器件等面向光伏发电、风力发电、电力传输、新能源汽车、轨道交通推广。提高长寿命、高效率的LED技术水平，推动新型半导体照明产品在智慧城市、智能家居等领域应用，发展绿色照明、健康照明。

加大新兴领域应用推广

采用分布式储能、“光伏+储能”等模式推动能源供应多样化，提升能源电子产品在5G基站、新能源汽车充电桩等新型基础设施领域的应用水平。面向“东数西算”等重大工程提升能源保障供给能力，建立分布式光伏集群配套储能系统，促进数据中心等可再生能源电力消费。探索开展源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统、智能微电网、虚拟电厂建设，开发快速实时微电网协调控制系统和多元用户友好智能供需互动技术，加快适用于智能微电网的光伏产品和储能系统等研发，满足用户个性化用电需求。

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可再生能源有太阳能、生物能、风能、水能、海洋能、地热能、氢能、核能等。

1、太阳能：直接来自于太阳辐射。主要内是提供热量和电能。

2、生物能：由绿色植物容通过光合作用，将太阳能转化为化学能，储存在体内，可沿食物链单向流动，最终转化为热能散失掉。通过燃烧和厌氧发酵获得沼气来取得能量。

3、风能：由太阳辐射提供能量，因冷热不均产生气压差异，导致空气水平运动——风的形成。主要是通过风力发电机来获得能量。

4、水能：由太阳辐射提供能量，产生水循环，来自海洋的暖湿空气，受热上升，太阳能转化为势能，当在高山上形成降水后，水往低处流，势能转化为动能，就是水能。主要是通过水力发电机来获得能量。

5、海洋能：包括潮汐、波浪、洋流等海水运动蕴藏的能量，也是取之不尽用之不竭的。潮汐能主要来自于月球、太阳等天体的引力，波浪、洋流的能量主要是受风的影响。主要是通过潮汐的动能来发电。

6、地热能：来自于地球内部放射性元素的衰变。可以用于地热发电和供暖。

7、氢能：通过燃烧或者是燃料电池来获得能量。

8、核能：通过核能发电站来取得能量。

可再生能源的特点：

可再生自然资源在现阶段自然界的特定时空条件下，能持续再生更新、繁衍增长，保持或扩大其储量，依靠种源而再生。

一旦种源消失，该资源就不能再生，从而要求科学的合理利用和保护物种种源，才可能再生，才可能“取之不尽，用之不竭”。土壤属可再生资源，是因为土壤肥力可以通过人工措施和自然过程而不断更新。

可再生能源泛指多种取之不竭的能源，严谨来说，是人类有生之年都不会耗尽的能源。可再生能源不包含现时有限的能源，如化石燃料和核能。

大部分的可再生能源其实都是太阳能的储存。可再生的意思并非提供十年的能源，而是百年甚至千年的。

参考资料：百度百科-可再生能源

2、通过明确传统电源与新能源、基础电源与调峰电源、源网荷各环节的分工定位，有利于打破各个领域间的壁垒。

3、通过新能源就地开发消纳，优化电力资源配置结构、有利于促进边疆地区繁荣稳定，改善东部地区环境质量。

基本原则

1、确保电力系统安全稳定运行的前提下，优先考虑可再生能源电力开发消纳。

2、重点提升存量电力设备利用效率；在资源条件较好的地方，合理优化增量规模。

“两个一体化”的范畴与内涵

1、风光水火储一体化

积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光 火储一体化”。

a、优化综合能源基地配套储能规模，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。

b、优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年 输送电量比例不低于 40%。

2、源网荷储一体化

实现源、网、荷、储的深度协同， 主要包括“区域（省）级源网荷储一化”“市（县）级源网荷 储一体化”“园区级源网荷储一体化” 等具体模式。

a、组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。

b、推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求。

分类开展“风光水火储一体化”建设

风光火储一体化

1、存量煤电：鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，明确就近打捆新能源电力的 “一体化”实施方案。

2、增量基地化开发外送项目：以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。

3、增量就地开发消纳项目：优先利用近区新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。

风光水储一体化

1、存量水电基地：通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能 源电力的“一体化”实施方案。

2、增量风光水储：以西南水电基地为基础，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模。

风光储一体化

1、存量新能源外送基地：研究论证增加储能设施的必要性和可行性。

2、增量风光储一体化：积极探索以具备丰富新能源资源条件基地为基础，优化配套储能规模。

分类开展“源网荷储一体化”建设

“区域（省）级源网荷储一体化”建设

全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类电源、电力用户储能和虚拟电厂灵活调节、多向互动，推动建立可调负荷参与承担辅助服务的市场交易机制。

“市（县）级源网荷储一体化”建设

研究通过热电联产机组、新能源、灵活运行电热负荷一体化运营方案。

“园区级源网荷储一体化”建设

在城市商业区、商业综合体：

依托光伏发电、并网型微电网和电动汽车充电基础设施建设等，开展分布式发电与电动汽车灵活充放电相结合的园区级源网荷储一体化建设。

工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区：

支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。

一、从电网的角度，可以分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能，不同的类型功能和特点不同，具体为：

电源侧：储能以集中式配套、分布式微网等“可再生能源+储能”发展模式应用，可以平抑可再生能源的波动，增加可再生的消纳能力，有效解决当下弃风弃光和碳减排目标；

电网侧：储能与配电网合作，如建设变电站+储能、电动汽车充电桩一体化建设模式等，储能可参与电网的调峰调频、调频、谐波等等电力辅助服务，能够有效增加配电网的供电可靠性，同时也可以延缓配电网相关投资，暂缓配电网的更新换代；

用户侧：储能的商业模式比较清晰，是三侧储能中最先进入商业化发展的，主要为需求侧响应、需求电价这一商业模式，即大工业+储能的应用场景，实现削峰填谷、降低企业用电成本等，市场化机制情况下，可提高企业（电网）的经济性。

二、从储能的能量形式的角度，可以分为机械储能、化学储能和电磁储能，不同的类型有：

机械储能：

抽水蓄能（水的潜在能量）

压缩空气储存器（气体压力的动能）

飞轮储能（旋转质量的动能）

化学储能：

电力燃气电厂（转换为燃气）

动力液系统（转换为燃料）

电力化工厂（转化为化工产品）

经典电池储能（电极中的电化学能）

氧化还原、混合液流电池储能（电解液中的电化学能）

电磁储能：

超导磁储能（磁场中的电能）

超级电容器（电场中的电能）

也有分为热储能和换相储能等其他形式。

三、从能量形态上分为：气态储能（空气压缩、氢能），液态储能（抽水蓄能、光热液油），固态储能（电池、电容）等。

而电从生产出来到，到最后使用，大概经过的流程是：

生产电（发电厂，电站）---传输电（电网公司）----使用电（用户）而以上这三个环节里，都可以建立储能，所以储能根据应用场景就分为：发电侧储能；电网侧储能；用户侧储能。

乐驾智慧能源是专注于新能源电力、锂电池应用、储能技术物联网、人工智能的高科技企业，致力于用物联网和人工智能技术改变新能源电力和新能源出行行业。

乐驾智慧能源储能系统产品包括电芯、模组/电箱和电池柜等，可用于发电、输配电和用电领域，涵盖太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池、家用储能等。

从当前以火电为主的用电环境来看，时发时用仍旧是主流。也就是：电厂发出电---传到电网---传给用户使用掉，中间是没有储能这个环节的。少部分电网公司会用抽水蓄能的方式来调峰调频，抽峰填谷。也就是在晚上电量有剩余的情况下，用电(用水泵)把水电站下游的水再抽到上游发电。

而随着能源体系的更新升级，双碳目标的推进，以太阳能、风能为首的可再生能源开始被广泛利用。由于风电、光伏受天气影响较大，具有很大的不稳定性，因此储能技术起到至关重要的作用。有观点认为，风光储结合很有可能成为未来新能源发展趋势。

业内认为，未来几年，新能源储能行业将迎来持续“加速跑”，适应规模化需求的长时储能系统加快部署，多元化的储能技术耦合发展，随之增加的安全隐患应提前防范。

乐驾智慧能源是专注于新能源电力、锂电池应用、储能技术物联网、人工智能的高科技企业，致力于用物联网和人工智能技术改变新能源电力和新能源出行行业。

乐驾智慧能源储能系统产品包括电芯、模组/电箱和电池柜等，可用于发电、输配电和用电领域，涵盖太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池、家用储能等。

储能系统也许是当今用于使电网现代化和脱碳的最通用的一种能源资产，从而实现可再生能源的整合，增强电力供应的弹性和质量，并降低电网运营成本。

当电力价格低廉时，电池储能系统可以在非峰值期间采用电网的电力充电，或者从可再生能源发电设施充电。它们可以快速放电以平衡电力供需或维持电网的运行频率。

储能系统可以减少化石燃料的使用，并且可以大大减少或推迟对输配电基础设施的建设。电池储能系统对那些向可再生能源转型行动迟缓的行业领域来说可能是更具价值的使用案例。

为了能够智能地为这些应用程序提供服务，并且不会导致储能资产的过度损耗和退化，采用智能管理软件与选择正确的电池和其他储能硬件一样重要。

那么，究竟怎样才能将储能系统的硬件与软件完美结合呢？虽然现在市面上打着新能源与储能建设的公司越来越多，但绝大部分都是趁着这两年新能源概念火热来横插一脚，骗国家补贴的。不仅经验不足，技术欠缺，安全也得不到保障，真正能将两者结合的企业其实并不多，在此我推荐乐驾智慧能源。

乐驾智慧能源管理平台可以利用数据为企业提供节能分析和新能源使用策略，为企业微电网开源降耗提供改造方案。

在硬件方面：乐驾科技储能系统产品包括电芯、模组/电箱和电池柜等，可用于发电、输配电和用电领域，涵盖太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池、家用储能等。

在软件方面：公司在电池材料、电池系统、电池回收等产业链关键领域拥有核心技术优势及可持续研发能力。不仅有着自研的先进储能系统与微电网系统，更有着由智慧能源AI算法支持的能源数字化平台与物联网平台，有着多项经过国家认证的发明专利与专利证书，有深厚的技术储备。

储能涉及领域非常广泛，根据储能过程涉及的能的形式，可将储能技术分为物理储能和化学储能。物理储能是通过物理变化将能储存起来，可分为重力储能、弹力储能、动能储能、储冷储热、超导储能和超级电容器储能等几类。其中，超导储能是唯一直接储存电流的技术。化学储能是通过化学变化将能储存于物质中，包括二次电池储能、液流电池储能、氢储能、化合物储能、金属储能等，电化学储能则是电池类储能的总称。

当可再生能源成为市场主流之后，能源保障成为新的挑战，无论是规模化后储能技术自身的安全性与能量密度，还是灾害发生后由储能配置引发次生灾害的可能性，目前已有的各项储能技术都还达不到承担超大规模能源战略储备的水平。从能量密度角度分析，未来最具可能性的超大规模储能技术方向是纯化学储能，如氢储能、甲醇储能、金属储能等。大型能源公司在开发超大规模储能技术方面具有一定资源优势，可借此承担大部分能源安全保障任务。

业内人士认为，这是“十二五”能源规划和“十三五”规划联结起来的重要纲领性文件，前瞻“十三五”能源产业发展。这份《行动计划》有哪些重点，会给未来能源供需结构带来什么变化？

挑战一：42亿吨煤能否控制得住？

据估算，未来几年，我国煤炭消费年均增速将从过去的10%降至3%，2020年消费总量仍将超过44亿吨

“新意很多，其中最重要的就是能源结构调整。”中国能源网首席信息官韩晓平说，《行动计划》中提出，到2020年我们的天然气比例要达到10%以上。其中的细节值得注意，以前的文件中用的是“左右”，现在是“以上”。而煤炭要在62%以下，这意味着煤炭增长要越来越缓慢。

针对我国最主要的能源——煤炭，《行动计划》继续强调要控制煤炭消费总量，首次提出到2020年煤炭消费总量将控制在42亿吨左右，同时要加强煤炭清洁利用，以及大力发展可再生能源来替代部分煤炭需求。

厦门大学能源研究中心主任林伯强认为，《行动计划》重点强调“十二五”期间没有解决的问题，如与雾霾对应的能源清洁利用。“意味着‘十三五’期间煤炭的消费增长空间已不大。”

“我国经济发展已经到了一定阶段，开始转向关注日益突出的大气污染问题。”安迅思煤炭行业分析师邓舜表示，此次发布的《行动计划》进一步要求减少对环境影响较大的煤炭，同时鼓励天然气、可再生能源的发展，就充分说明了当前的主要目标。

据中国煤炭工业协会统计，2013年全国煤炭消费总量已经达到了36.1亿吨，2020年要控制在42亿吨并非易事。即使根据中煤协估算，未来几年，我国煤炭消费年均增速将从过去10%下降到3%，2020年消费总量仍将超过44亿吨。

挑战二：风电和光伏能否顶上？

分布式发展风电和光伏行业对网络的冲击较小，要通过技术创新来低成本，注重配套储能技术的研究

《行动计划》明确提出，推进能源科技创新，并且确立了非常规油气及深海油气勘探开发、煤炭清洁高效利用、分布式能源、智能电网、新一代核电、先进可再生能源、节能节水、储能、基础材料等9个重点创新领域。

对此，林伯强认为这几个方面今后都可能会有一些创新和突破。虽然《行动计划》是纲领性文件，但其中还是明确了量化目标，并且围绕目标提出了保障措施，以更好地落实。“从这个角度看，重点领域的创新工作中，最迫切的需求是什么、可能出现什么问题等思路很清晰。”他说。

针对《行动规划》中“到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%”的规定，林伯强指出需要关注的两个问题。

第一，核电理性发展，风电和太阳能等能源消费比重的提升压力较大。据了解，由于工期问题，我国核电目前所占的消费比重到2020年很难改变。《行动规划》中也提出，到2020年，风电装机达到2亿千瓦，光伏装机达到1亿千瓦左右。因此，消费比重提升的任务将集中在风电和光伏，这两个行业将面临较大压力。

第二，风电和光伏消费比重的提高要求行业进行技术创新，进一步降低成本。把风电和光伏行业做大，较好的方式是分布式发展，这样对网络的冲击较小。这就需要通过技术创新来降低成本，要注重配套储能技术的研究。

林伯强强调，根据目前的情况看，我国要动态考虑整个能源结构问题。当初在进行“十二五”能源战略规划时，并没有考虑到雾霾治理是核心问题。在“十三五”规划时，要吸取经验，从雾霾治理等具体问题，思考如何构建合理的能源结构。

“从目前来看，能源结构单一、对外依存度攀升、新能源比重不足等是我国面临的重要问题，需要通过科技创新，转换理念等多种方式来进行化解。相信通过系统化的努力，我们的能源结构将会出现明显的好转。”韩晓平说。