2020年9月，我国在第75届联合国大会提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。伴随碳中和国家大战略的出炉，未来可再生能源将成为能源主力。

到2020年末，全国光伏发电装机容量253.43GW，并网风电装机容量281.53万GW，考虑到我国将在2060年实现碳中和的目标，新能源还有广阔的增长空间。经财经网不完全统计，目前至少已经有15个省份，以各种方式对外披露“十四五”期间的新能源装机规模新增计划，15个省份累计新增装机规模已经达到219.99GW。

值得一提的是，新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点。“十三五”期间，消纳问题是制约新能源产业大规模发展的瓶颈。随着十四五期间新能源装机容量的不断提高，由此引发的消纳问题将日益凸显。新能源消纳需要协同电力系统各方综合解决，对电力系统管理提出了新的要求，也给储能行业发展带来了新机遇。

储能，即能量的存储。从现有的商业模式看，储能的价值创造路径包括参与调峰、调频获得辅助服务补偿；减少弃风弃光电量增加电费收入；以及削峰填谷获得峰谷价差。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时（风电发电量4760亿千瓦时），风电利用率96.5%，弃风率3.5%；弃光电量52.6亿千瓦时（光伏发电量2630亿千瓦时），光伏发电利用率98.0%，弃光率2%。若配置10%储能，可增加消纳风电16.6亿千瓦时、光伏5.26亿千瓦时，可分别提高弃风率、弃光率0.36pcts、0.2pcts。

我国已经出台了不少产业政策鼓励储能发展。截止2020年底，有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比，配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽并未要求具体储能配置比例，但文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。

国务院办公厅在2020年11月2日发布的《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》中提到要促进新能源汽车与可再生能源高效协同，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。“十四五”规划中也指出要发展新能源等战略性新兴产业；推进能源革命，完善能源产供储销体系；建设智慧能源系统，优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力。2021年3月，国家发改委下发的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中明确提出，对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储能综合发电成本，提升综合竞争力。

根据能量存储形式的不同，储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，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。

抽水储能，是指在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率在70%到85%之间，且仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。因此，抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的90%以上。但是，抽水蓄能存在受地理资源条件的限制，能量密度较低，总投资较高等问题。

相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，逐渐成为储能新增装机的主流。截止至2019年底，我国已投运储能项目累计装机规模32.3GW，占全球18%，同比增长3.2%。其中抽水蓄能累计装机占比最大，为93.7%，比去年同期下降2.1个百分点。电化学储能累计装机规模为1.59GW，占比4.9%，比去年同期增长1.5个百分点。锂离子电池储能装机规模1.27GW，在电化学储能中占比79.7%，其次是铅蓄电池，占比18.60%。

储能系统主要由电芯、电器元件、热管理系统、储能变流器（PCS）、能源管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）共同组成。随着碳中和政策的积极落实，国家以及地方政府有望进一步重视储能项目的投资建设，产业链公司将迎来发展机遇。

原标题：碳中和大战略，储能市场有望快速发展