新冠疫情爆发以后，上游大宗原材料不断上涨、房地产行业景气度断崖式下跌、互联网行业风光不在......什么能够给中国这辆高速列车持续运行下去？

答案之一是—能源革命。

未来40年，碳中和进入倒计时。这场深刻的转型和变革无疑蕴藏着巨大价值和机遇，而能源绿色转型将成为中国经济复苏的新动能。

“十四五”以及未来中国能源转型、实现“双碳”目标，电力系统的清洁转型是中国实现双碳目标的核心抓手，中国将全面变革现有的能源结构，大规模的新能源需要并网。2021年秋季以来频发的限电现象，也再次凸显中国现有电力系统存在的问题，给近期及中长期能源转型方案提出了新要求。

新型电力系统的支柱

要实现“双碳”，首当其冲的是要提高太阳能、风能等可再生能源的比例。然而可再生能源所特有的波动性、间歇性与随机性不能够给电网提供转动惯量，反而会使电网产生巨大扰动，给电网带来巨大挑战。近年来，光伏、风电发展迅猛，当电发出后并没有被及时使用或者储存起来就会白白浪费掉，从而造成“弃光”、“弃风”的现象，造成大量的电力资源浪费。    

而为了解决以上的问题以及提升包括传统能源在内的电能质量，储能在发电侧、电网侧及用户侧的身影开始越来越多的出现。可以说，在新型电力系统的建设中，储能将成为重要的支柱。

新型电力系统建设

在电网侧，能够缓解电网阻塞和延缓输配电设备扩容升级（在负荷接近设备容量的输配电系统内，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本）。

在用户侧，可以通过储能实现电力自发自用、峰谷差价套利以及参与容量费用管理，同时在用户侧增设储能设施以提高需求侧的削峰填谷能力、降低供应侧和输送通道的带负荷能力和输送能力也是电网工作的重点。此外，实现碳中和目标必然要增加工业低品位余废热的回收利用率。通过储能将不稳定、间断的余废热存储并按需供应给需求侧是最有效措施之一。

国家发展改革委和国家能源局在2021年初联合发布了《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》，提出“多能互补实施路径”和“源网荷储一体化实施路径”（“源网荷储”是一种包含电源、电网、负荷、储能整体解决方案的运营模式，可精准控制社会可中断的用电负荷和储能资源 ）。几乎所有“一体化”方案都涉及储能，这也意味着储能被提到非常重要的位置上。

储能左擎清洁能源产业，右联动力电池与新能源车等赛道，可以说为实现双碳目标起到关键支撑作用，根据MIR测算，能源行业将撬动包含设备、工程及电力服务等相关产业十数万亿元以上的市场潜力。

中国储能市场的黄金期

2021年，中国储能市场装机功率43.44GW，位居全球第一。电化学储能装机功率5117.1MW，占比11.8%，相较于2020年电化学储能占比提升近3%，规模化建设效应显著。

2021年，中国电化学储能技术中，锂离子电池储能技术装机规模1830.9MW，功率规模占比高达99.3%，目前电化学储能主流锂电池技术已经全面进入规模化建设阶段。

2021年中国新增储能装机功率比例

（数据来源：CESA，MIR 睿工业整理）

通过完善市场机制和投入财税支持，双管齐下培育储能市场发展环境是中国政府在储能行业的重点工作。中国储能支持政策在2021年体现得更加淋漓尽致，仅2021年密集出台的国家和地方储能政策高达275项之多。在标准层面，统计获取的储能标准共计230项。其中，国际标准68项，国内标准162项（包含各类技术的技术标准）。

政策的大力支持与行业技术标准的全面完善，是规范化、规模化、商业良性化发展的底层支撑，推动储能在2021年形成爆发性增长的局面。

寒冰正在融化，技术创新持续破局

经济性一直是制约电储能规模化、商业化发展的核心要素。在发电侧，配置储能将降低新能源电站2%~5%的投资回报率；在电网侧，配置储能无法进行项目成本的回收；在用户侧，过去的峰谷价差不足以支撑储能盈利；而现在经济性的寒冰正在逐渐消融。

从市场建设看，首先，随着电力现货市场的快速完善，新能源+储能的稳定性电力供应可较非稳定的新能源电力获得溢价，提升配储经济性。其次，随着绿电交易逐步实现市场化定价，市场化的定价方式有望充分释放出绿电的价格弹性，使交易价格超过原有上网电价对应的附加收益，从而获得进一步的收益。同时辅助服务成本由发电侧向用电侧转移的趋势显现，广东代理购电方案将储能成本纳入终端电价具有划时代意义，2021年12月，广东省发改委批复同意执行《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》，实施方案指出，新型储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。

《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》

（信息来源：广东省发改委）

从储能系统成本看，2021年受上游原材料上涨以及锂电池产业大量供应新能源汽车，储能电池产能不足等原因导致储能系统成本未出现下降，但长期来看储能系统成本下降路径与商业模式依旧清晰，未来持续的技术创新带动整个系统的成本下降是储能市场进一步跃升的核心要素。

从资本支持看，央行正式创设推出碳减排支持工具，该工具主要聚焦于清洁能源、节能环保、碳减排技术等三大重点领域，包括风力发电、太阳能利用、抽水蓄能、电化学储能、源网荷储一体化项目等领域，引导金融机构提供碳减排贷款，且贷款利率与同期限档次LPR大致持平（目前1年期、 5年期以上LPR分别为3.85%和4.65%），与同类型的支农支小贷款1年5.5%的平均利率相比降低1.65pct。储能及相关产业作为重资产行业，收益性对融资成本的利率变动敏感性较强，而此次定向降准进一步降低储能及相关设施的融资成本，提供了强有力的资金保障。

从业务模式创新看，共享储能模式的全力推进给电化学储能的规模化提供了强劲动力。由一家或多家投资在新能源汇集站建设共享储能电站，储能电站与区域内甚至区域外的新能源电站、供电公司同时签订电费结算协议，当新能源电站受到限电影响时，由调度机构将弃风、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。基于区块链的共享储能应用平台，将新能源受阻电力、电量与储能系统接收电力、电量通过信息采集过程记录在区块链上，实现可视化和可追溯，完成多主体间的交易结果清分，解决了储能收益清算难的问题。2021年下半年以来，青海、山东、湖南等多个储能核心省份共享储能的项目备案也呈爆发式的增长。

共享储能模式

（信息来源：MIR DATABANK）

在碳达峰、碳中和所带来能源革命的时代背景下，政策、标准、市场环境、商业模式、价格机制等快速趋于完善，制约储能发展的关键核心因素正逐步消除，多场景应用需求高涨，储能寒冰已解，将成为推动中国能源行业发展的强劲动力。