浅析压缩空气储能

不制止。压缩空气储能电站就相当于城市的“电力银行”，让电力可随时充、放。当在电网用电低谷时，利用风能、太阳能等可再生能源发电给电池充电，中国科学院副院长张涛评价说，“百兆瓦液流电池储能电站”解决了液流电池产业化过程中存在的关键科学与技术问题，突破了液流电池关键材料、核心部件电堆及系统集成等关键核心技术，是目前全球最大液流电池储能电站。

利用风能、太阳能等可再生能源技术产生的能源量往往取决于天气条件，而为保证持续稳定的供电方式，科学家正想方设法在大自然中寻找各种靠谱的储能材料和方法。

大规模储能技术研究成为热点

据外媒称，英国大多数核电站均将在本世纪20年代末到期退役；而日本日立公司近日也宣布因建设成本上升将暂停其在英国的核电项目；出于减排等因素考虑，英国政府计划2025年前关闭所有火电厂，这将给整个国家的电力供应留下相当大的缺口。

据介绍，所谓多孔介质压缩空气储能技术(PM-CAES)，其工作原理是利用可再生能源的电力为产生压缩空气的发动机提供动力，将这些空气以高压状态储存在砂岩孔隙里。在能源短缺时，释放出井里的压缩空气，为涡轮发电机提供动力，然后将电力输送到电网。

英国科学家这次对近海盐湖蓄水层进行了多孔岩石储能潜力的预估，利用蒙特卡罗方法计算了在大量多孔岩石的地点上构建电厂的功率输出和效率。研究表明，进行一次PM-CAES存储可以满足两个月所需的空气流量，其往返效率(RT)介于42%至67%之间。此外，该方法地表损耗较小，这将受到土地表面或水资源有限的地区的青睐，同时这项技术在能源需求旺盛的人口密集地区也更具有吸引力。

一种潜在可行季节性存储技术

“建设智能电网和分布式能源系统等，储能系统是其中的关键技术。迄今，大规模(500兆瓦以上)商业应用的电力储能系统，主要是抽水蓄能电站。抽水蓄能虽然借助高低落差地势，利用势能差能够大量储能和发电，但是受限于地理条件和投资建设周期长，还需要开发其他大规模储能技术，尤其是跨季节储能技术。”陈永翀指出，多孔岩石分布较广，这将使PM-CAES技术能够跨季节运行，从而大大加强了其应用的普适性。

根据论文资料，陈永翀分析道，英国研究人员使用数学模型评估这种储能技术的潜力后发现，北海的地质构造可以储存满足英国3个月电力需求的能量，且大量富含多孔岩石的近海盐湖蓄水层靠近风力发电场，这可以在生成和存储之间产生有价值的协同作用。

论文作者之一、爱丁堡大学的朱利安·穆利-卡斯蒂略指出，这种技术有可能在夏季把可再生能源发电储存起来，留待冬季用电高峰时使用。只是这种方法虽然有可行性，但成本相对较高。另外，多孔岩石储能技术仍存在着不少潜在的问题，未来还需更多研究来完善技术，以便把成本降下来，并提高该技术的应用安全性。

奇思妙想探寻“存储”路径

陈永翀指出，实际上，把可再生能源“存”在哪儿，科学家一直在积极 探索 更多的可能性，如海水蓄能、沙漠储能、人工绿叶等，可谓八仙过海，各显神通。

德国弗劳恩霍夫协会风能和能源系统研究所设计出名为海中蓄能(StEnSea)的新思路，将蓄能主体为多个内直径30米的混凝土空心球，置于600—800米深海床上。每个球内都有一台水轮发电机和水泵，当电网负载低、电力多余时，水泵会抽出海水进行蓄能；当电网负载高、需要峰值发电时，这些球体的阀门即会打开，让涌进的海水驱动水轮发电。

研究人员还向绿叶借智慧，效仿自然界的光合作用，即将太阳能转化为化学能，把能量储存在化学键当中，基本上能够实现碳中和的过程，这样通过一定的反应方式吸收环境中的二氧化碳，达到环保和能量储存的目的。同时，提高过程中的转化效率和稳定性，形成获取可再生能源的一种途径。

另外，有的科学家在尝试抽沙储能的方法，通过皮带将沙子运到高位仓，高位沙子对风叶做功，以沙子的形式储存势能，从而提供发电所需要的动能。(华凌

张添奥 闫欣)

为响应低碳环保的号召，厦门大学许教授开发的智能摩擦技术在轴承领域产业化实验中取得突破性进展。2021年4月7日厦门大学在百年校庆之际发布了一系列智能摩擦与新动能代表性科研成果。

未来这项技术将在风力发电、空气压缩储能、空气动能发动机领域发光发热。此次研发的空气动能发动机已经能在乘用车辆上预装运作。

空气动能发动机是什么黑 科技 ，只要压缩空气就能驱动 汽车 ，它能比过电车吗？

空气动能发动机听起来很高级，其实原理很简单，简单理解就是车上装上一瓶高压气罐，通过泄压产生的气流动能来推动活塞运作，让 汽车 动起来。它与电驱动的差别就在动力来源上，一个是压缩空气驱动，一个是电动机驱动。比起能效极高的电动机，空气动能发动机的工作原理和内燃机要更接近一些。

活塞式内燃机是通过空气混合燃料燃烧产生的高温高压燃气带动活塞运动，驱动 汽车 运动；空气动能发动机则少了燃烧的步骤，直接通过压缩空气的泄压来带动活塞。

空气动能发动机早在1903年就研发出来了，当时英国的一家液态空气公司突发奇想，想避开汽油直接使用压缩空气驱动 汽车 。空气动能发动机的原理很简单，他们通过简单的替换就完成了此项发明，只不过制造出的发动机无法产生足够的扭矩，无法驱动笨重的 汽车 。

一百多年来这项研究因为日益严重的化石燃料污染再次被提上日程，压缩空气车（CAV）和电动 汽车 都是未来可能替代燃油车的产物。

曾经充满噱头的氢气燃料车也是新能源车的一个主要研究方向，但因为能量转换效率低下，制氢消耗的电能可能比直接用来驱动 汽车 更多，导致这个项目完全失去了竞争力。这几年又跳出来的压缩空气车有能力和电动 汽车 一争高下吗？

单从能源清洁角度看，压缩空气车做到了完全的清洁，这一点和电动车没什么差别。但从能源损耗角度看，如果压缩空气的生产环节只要用到了电，那它的下场和氢燃料车一样，势必会造成电能的损耗，不如直接用电驱动 汽车 。

问题的根源来到压缩空气的生产环节，制造压缩空气是不是绕不开电？

压缩空气的生产很容易，市面上有大把的压缩空气机，只不过这些机器都是电驱动的。大规模的压缩空气生产肯定不能用这样的机器。和风力发电、水力发电、太阳能发电一样，这些可再生能源都可以直接转化为压缩空气能储存起来。

实际上我国的电能总体上来说是过剩的，白天用电总高于夜晚，火力发电站、水电站并不是说在晚上就不工作，发出的电无法储存只能任其流失。如果这些流失的能源能够转化成其他能源储存起来势必会节约大量能源。

而在储能能力上，最新的准等温压缩空气储能技术大大加强了压缩空气的储能效率。现压缩空气储能能力变为锂电池容量因子的4倍，达到2.7Mj/kg或3.6Mj/m3。市面上主流的磷酸铁锂电池单体能量密度在，160Wh/kg，换算成同单位为0.576Mj/kg。这些火电站产生的多余热量，水电站浪费的水能都能直接用来压缩空气，变成空气能储存起来。

实际上为了提高能源的利用效率，我国早在多年前就开始了剩余能源的储存计划，只不过这个计划的核心是放在抽水蓄能上。在有水利条件的水电站上游建立蓄水池，用多余的电能再把水抽上去续存起来，在电需求量大的时候再把蓄水池的水放出来发电。我国抽水蓄能电站装机容量已居世界第一，截至2018年底中国抽水蓄能装机容量为30GW，占发电总装机1.6%，在建规模为50GW。

不过水利储电的弊端也显而易见，那就是要有水和高低落差；反观压缩空气储能则不受地理因素左右，在未来有很大的应用前景。如果真能实现储能升级，压缩空气的生产打破桎梏，压缩空气车未来一定在新能源 汽车 榜上和电动 汽车 争一争。

解决了能源生产问题，压缩空气车还有一座大山要翻越，那就是发动机能效。电动 汽车 之所以能逐渐取代燃油车，最主要原因就是电动机比内燃机能源利用率要高得多。

内燃机通过燃烧产生膨胀的气体带动活塞运动，本身就会散出大量热能，这些热能的损失大大降低了内燃机的能源利用率。数据统计内燃机转化 汽车 动能的效率仅为17.9%，而电动机转化 汽车 动能效率为67%，当然这只是个平均数据，各自领域内顶尖的机器都能做到更高的水平。

空气动能发动机的能效能达到多少？

根据最新的研究报告，截止2020年，由加拿大Reza Alizade Evrin博士发布准等温压缩空气 汽车 原形拥有压缩空气车中最高的能效表现，达到了74%，这个数据与锂离子电动 汽车 效率的73%-90%还有一定差距，但仍然表现出了惊人的潜力。

不过看图就知道，这只是一个简约的模型机，距离实际投入使用还有很长一段路要走。

正常情况下，无论是空气压缩还是高压气体释放都会消耗大量能量，压缩时气体升温，泄压时气体降温。举个简单的例子，使用灭火器时，灭火器喷出高压的内容物，喷嘴、管道处会迅速降温，所以使用灭火器时不能捏着管子，而要握住特质的隔温喷头以防冻伤。

正因为这个物理特性，常规空气储能的系统效率仅为40%到45%，只有在绝热压缩的情况下，储能效率才能提高到70%至75%；而在压缩空气泄压释放的过程中，一般的空气动能发动机能效仅为50%，Reza Alizade Evrin博士的原型机使用低压储气罐和废气回收为石蜡热交换器系统提供动力，最大程度保证空气动能发动机的效能，才使得空气动能发动机摸到锂离子电动 汽车 能效的门槛，达到74%

从压缩空气储能到发动机能效上看，压缩空气车较之电动 汽车 可以说各有优劣，但这些数据表现只停留在实验阶段，距离商用它还有很长一段路要走。

压缩空气车投入商用将会碰到和电动 汽车 一样的问题——续航旅程。上文提到的那辆效能极高的空气动能原型机的续航仅为140公里，这个数据相比现在普通纯电 汽车 400公里的续航是远远不及的。

想获得更高的续航能力，有两个方向可以考虑，一个是提高单位储能，一个是增加压缩气罐的数量。压缩空气罐内的气压平均在30MPa以上，为保证安全性已经使用强度极高的碳纤材质作为罐体材料，提升单位储能难度很大。如果考虑堆叠气罐数量增加续航旅程，成本上又会提升一大截。

想当年电动 汽车 出来的时候也不过一两百公里的续航，经过几十年的技术积累现在也能与燃油车一较长短。只要大方向不错，说不定压缩空气车也能成为下一代的新能源车。

你觉得空气动能发动机靠谱吗？如果投入商用还有哪些路要走？

比亚迪：近五年复合增长为10.91%；净利润为29.54亿，近五年复合增长为-4.32%。公司以磷酸铁锂电池技术为核心的储能电站，相比于抽水蓄能、压缩空气储能等现有储能技术，具有明显的成本和运行寿命优势。

三一重工：近五年复合增长为44%；净利润为139.5亿，近五年复合增长为195.09%。三一重工与郑州瑞智通运输有限公司联合举办的首批200台电动搅拌车交付仪式圆满落幕。这也是全国范围内混凝土行业数量最大的一次电动产品交付签约。上述双方签署了1000台电动搅拌车的购机协议。深冷股份：已为客户提供液体空气储能的示范装置。

陕鼓动力：近五年复合增长为22.28%；净利润为5.22亿，近五年复合增长为30.03%。

一、空气储能

压缩空气蓄能技术是一种新型蓄能蓄电技术。早在1978年，德国建成世界第一座示范性压缩空气蓄能电站并获得成功，紧跟其后的是美国、日本和以色列，都已建成使用。压缩空气蓄能发电技术具有显著的比较优势和市场应用前景。

压缩空气蓄能指的是在高压情况下通过压缩空气来存储大量的可再生能源，然后将其储存在大型地下洞室、枯竭井或蓄水层里。在非用电高峰期，如晚上或周末，用电机带动压缩机，将空气压缩进一个特定的地下空间储存。然后，在用电高峰期（如白天），通过一种特殊构造的燃气涡轮机，释放地下的压缩空气进行发电。虽然燃气涡轮机的运行仍然需要天然气或其他化石燃料来作为动力，但这种技术是一种更为高效的能源利用方式。

为了让风力发电厂在无风状态下仍旧正常工作，电力公司需要进行达到实用规模的能量储存，但使用大型电池显然不切实际。一种解决办法是利用风能压缩空气并储存在容器或者地下洞穴，而后利用这些储存的空气带动发电机。这也是爱荷华州达拉斯中心的爱荷华储存能量园区所要实现的目标，储存能量园区对钻的井进行现场测试，测试工作将于2009年结束。据悉，这种技术也是世界上规模最大的风电厂的一个设计组成部分，这个风电厂将建在德克萨斯州的布里斯科，发电能力达到3000兆瓦特。

储能技术主要分为电储能、氢储能以及热储能

根据国家能源局的定义，储能是指通过解释或设备将能量存储起来，在需要时再释放的过程。根据能源存储形式的不同，储能又可以分为电储能、氢储能以及热储能，目前主要为电储能。而电储能又可以分为电化学储能和机械储能，其中电化学储能主要为我们熟悉的电池储能，包括锂电池、铅蓄电池、钠硫电池等。而机械能储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。

2021年中国储能市场累计装机规模达到43.44GW

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《2022储能产业应用研究报告》统计数据显示，2021年中国新增储能装机为7397.9MW，累计装机已经达到43.44GW。

2021年抽水储能在中国储能市场中累计装机规模占比超86%

在电力储能中，抽水蓄能是较为传统的储能方式，而电化学储能等属于新型储能方式。从2021年中国储能市场结构看，抽水储能累计装机规模达到37.57GW，占比超86%，而电化学储能累计装机规模达到5.12GW，占比达到11.8%。在电化学储能中，锂离子电池占比达到91%。

2021年中国新型储能市场累计装机容量超过5700MW

根据中国能源研究会储能专委会以及中关村储能产业技术联盟(CNESA)不完全统计，2021年中国新型储能市场累计装机规模达到5729.7MW，较2020年增长74.5%。

2021年中国新增储能装机项目中抽水蓄能仍占多数

2021年中国新增储能装机量为7397.9MW，其中抽水蓄能项目装机规模为5262.0MW，占比为71.1%，电化学储能装机规模为1844.6MW，占比为24.9%。在2021年中国电化学储能新增项目中，锂离子电池储能技术装机规模为1830.9MW，占比为99.3%。

综上所述，近年来，中国储能行业高速发展，2021年新增装机规模达到7.4GW，累计达到43.44GW。抽水蓄能是主要的储能形式，2021年电化学储能累计装机占比达到11.8%，其中锂离子电池占绝大多数。

—— 以上数据参考前瞻产业研究院《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》

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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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