智库观察｜储能产业未来市场空间广阔

新型储能整体应用规模取决于可再生能源渗透率和电力系统传统储调能力。在碳达峰前，火电灵活性改造、气电、需求响应，以及抽水蓄能和新型储能已纳入国家相关政策规划，发展目标相对明确。对于碳中和阶段，可再生能源增速、传统火电规模以及新型储调技术经济性等不确定性较大。

截至2023年底，我国煤电装机容量11.6亿千瓦，占总装机容量的39.9%。煤电机组下调幅度普遍在50%左右，常规机组的最小技术出力较大、爬坡速率较小，灵活性改造空间很大。2021年11月发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》明确提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，煤电机组纯凝工况最小技术出力一般要求达到35%额定功率。天然气发电具有较强灵活性调节能力，无论是简单循环机组还是联合循环机组，热态启动时间都在1小时以内，不仅可用于深度调峰，还能够启停调峰，从而使其调节范围扩大至0—100%。据中国电力企业联合会预测，到2025年国内气电装机达到1.5亿千瓦，相比“十三五”末增加约5000万千瓦，可向系统注入大量新增灵活性。

除发电侧外，需求响应也是性价比颇高的灵活性资源。目前仅广东、上海、江苏、山东等地开展了区域性、非常态化的需求响应试点，国内需求响应市场仍有巨大潜力。2020年6月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》提出，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。按照3%的需求侧机动调峰能力估算，当前全国电力需求响应理论容量约4000万千瓦，南方区域约600万千瓦。《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。若假设2025年全国最大负荷达到15.4亿—16亿千瓦，按照5%估算的全国需求响应能力将达到7700万—8000万千瓦。

近几年，我国抽水蓄能在电力系统调峰方面相比新型储能仍具有一定竞争力，容量电价等政策也有力保障了抽水蓄能项目工程的快速上马。根据2021年9月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模将达到6200万千瓦以上，相比2020年增加超过3000万千瓦。到2030年，抽水蓄能装机规模将进一步增加至1.2亿千瓦。未来，随着抽水蓄能电站的增多，抽水蓄能应用领域将更加广泛。“水风光蓄一体化”“风光蓄一体化”应用场景也将逐步打开，建立“风光水火储一体化”多能互补模式。在城市周边、抽水蓄能资源站点聚集地，抽水蓄能将得到充分、有效利用，抽水蓄能电站受到更多重视。据国际水电协会（IHA）预测，到2025年，全球抽水蓄能累计装机规模将达208兆瓦。到2030年，全球抽水蓄能累计装机规模将达239兆瓦。“十四五”时期是加快推进抽水蓄能产业高质量发展的关键期，是构建以抽水蓄能作为储能主体推动风光大规模发展的战略窗口期，我国抽水蓄能产业将迎来快速发展的新局面。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，到2025年我国抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上，到2030年投产总规模预计为1.2亿千瓦左右，中长期规划布局重点实施项目340个，抽水蓄能储备项目247个。

在用户侧，国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求各地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，为用户侧储能峰谷价差套利营造更大空间。2023年1月，国家发展改革委发布的《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》指出，逐步优化代理购电制度，各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围，用户侧储能需求有望进一步提升。

除集中式储能电站外，近年来我国分布式光伏增速加快，部分地区配电网电流倒送压力加大，将带动分布式光伏配储能市场需求。同时，伴随着新能源发电渗透率的提升和现货市场的发展，部分省份陆续出现午间电力净负荷低谷现象，午间电力供大于求致使电价下降，也为用户侧储能创造更多充放电盈利机会。

为满足不断上升的灵活性调节需求，预计到2030年新型储能装机容量将超过1亿千瓦，到2040年将上升至3亿千瓦，2050年达到6亿千瓦，2060年达到10亿千瓦（含氢储能）。叠加抽水蓄能、常规水电、核电、煤电、天然气发电及光热发电等可调节可再生能源发电资源，2060年各类电源顶峰能力达到30亿千瓦。

在新型储能领域，我国以功率计的新增和累计装机规模都已成为全球第一。根据国家能源局发布的数据，截至2023年底，我国已投运新型储能项目累计装机规模3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新投运装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，同比增长超过260%，近100倍于2020年底装机规模。截至2024年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较2023年底增长超过12%，较2023年一季度末增长超过210%。

随着储能技术的持续进步、投资成本的不断下降、商业模式的逐渐成熟，预计未来5年我国新型储能规模还将以超过50%的年均复合增长率快速增长。根据国际能源署（IEA）的数据，我国想要实现碳中和以及电力部门的转型，需要在2030年部署共约177兆瓦的新型储能系统。这意味着在理想情况下，我国新型储能市场的复合增长率需保持约36.8%才能满足碳中和目标的需要，为此我国新型储能技术应朝着多元化的路线不断发展，以满足新型电力系统在不同应用场景下的需要。

（以上内容引自《储能产业：碳中和背景下的新赛道》，略有改动）

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