储能万亿市场已悄然而至

构建新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能将作为核心环节参与其中。储能在新型电力系统中的核心作用体现在三方面：提供电力系统稳定性、峰值容量充足性、爬坡灵活性。目前，火电是这几方面服务的主要提供方。在碳中和情景下，火电机组占比降到5%以下，占据电力系统主要装机量的光伏、风电无法根据电力系统需求调节输出，因此需要更加多样化的灵活电源，储能则为灵活电源的最佳选择。

我国储能发展可大致分为四个阶段。

• 第一阶段为2016年以前，新能源发电渗透率较低，储能主要用于电力系统负荷“削峰填谷”，装机以抽水蓄能为主。

• 第二阶段为2016-2020年，电化学储能开始走上历史舞台以解决新能源发电渗透率提升带来的弃风弃光问题。

• 第三阶段预计为2021-2030年，随着政策铺垫及电力系统逐渐市场化，电储能将迎来发电侧、电网侧、用电侧的全面爆发，预计2025年国内电力系统储能需求将达76GWh，较2021年CAGR达111%。

• 第四阶段为2031-2060年，风光电等不稳定电源将成为我国电力系统供电主力，储能将成为电力系统的核心以保证电力系统安全、稳定运行。

据统计，全球与中国电力系统储能均以新能源配储、电源辅助服务、电网侧储能为主，其中，全球三者占比分别为33%、37%、24%，分布较为均衡，中国则分别为45%、29%、22%，新能源配储占比显著高于其他场景。

在发电侧，储能将继续承担促进新能源消纳的任务，各地方政府也各自出台新能源配储政策支持发电侧储能发展。在电网侧，因新能源发电机组出力不稳定，且无法自主提供调峰调频，故需要其他发电机组提供调峰调频服务，储能凭借其灵活、精准调节的特性，将取代火电机组成为主要调峰调频资源。在用电侧，除分布式新能源消纳外，储能可以为用户实现电价的峰谷价差套利，同时帮助电力系统实现负荷“削峰填谷”。

目前，全国辅助服务市场已渐趋成熟，按效果付费、“谁收益谁承担”等模式逐渐普及，调频储能已有较大获益空间。以湖北省为例，其调频里程补偿=调节里程*综合调频性能指标（KP）*出清价格*调节系数，其中，综合调频性能指标（KP）=调节速率（K1）*调节精度（K2）*调节时间（K3），上限为3，储能可达到理论上限；调频里程价格下限为5元/MW；储能调节系数为0.7。因此，在最低报价下，储能可获得理论补偿为10.5元/MW，远高于单位里程成本。此外，当报价相同时，将根据KP决定出清顺序，储能KP可达到理论上限，故将优先出清，利用小时数具有保障。

在碳中和目标指引下，全球储能发展势在必行，万亿市场正冉冉升起。全球政策向储能倾斜，储能长期发展确定性极强。

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