在落實“雙碳”目標的重要背景下，我國能源結構調整與新型電力系統建設勢在必行。隨著源網荷儲一體化深度協調互動，靈活的能源電力系統新模式將日漸顯現。這一進程將催生大量儲能應用場景與裝配需求，儲能將扮演不可替代的關鍵角色。2021年4月國家發展改革委、國家能源局印發的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》(以下簡稱《指導意見》)強調儲能是支撐新型電力系統的重要技術和基礎裝備，對推動能源綠色轉型、應對極端事件、保障能源安全、促進能源高質量發展、實現碳達峰碳中和具有重要意義。

01國際、國內儲能建設規模分析及預測

在碳中和背景下，國際國內權威機構、政府機關和中央企業結合當前實際與發展要求，紛紛預測或提出儲能裝機規模的時間表、路線圖?？傮w來看，在各國政府大力引導推動下，國際國內儲能市場將高速增長。

(一) 國際儲能建設規模

全球儲能裝機規模未來十年將高速增長。2018～2020年全球儲能新增裝機容量分別為5.5GW、6.3GW、6.5GW，三年年均復合增長率為3.5%。根據國際可再生能源署（IRENA）展望報告《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場》的基本預測情景中提出，到2030年，抽水蓄能裝機將達到約230GW；另據國際能源署（IEA）《2050凈零排放:全球能源路線圖》報告中預測，電池儲能到2030年裝機規模將達到590GW。2030年，在僅考慮抽水蓄能和電池儲能的情況下[1]，儲能總裝機規模將達到約820GW，2020～2030年復合增長率約16%。

圖 1 2015-2020年全球儲能市場累計裝機規模（單位：GW）

電池儲能將成為儲能新增裝機的重要來源和未來儲能的主要裝機支撐。截至2020年底，全球儲能已投運項目累計裝機規模為191GW，其中抽水蓄能裝機規模為172GW，占比90%，電池儲能裝機15GW，抽水蓄能占據絕對主導地位。根據IRENA和IEA預測的抽水蓄能和電池儲能裝機情況，到2030年，抽水蓄能裝機增加至230GW，2020～2030年復合增長率約3%，電池儲能裝機增加至590GW，2020～2030年復合增長率約44%。據此推算，到2030年，抽水蓄能裝機與電池儲能裝機比例約為1：2.5，電池儲能占比超過70%，成為未來儲能重要支撐性裝機來源。

圖 2 2020-2030年全球抽水蓄能和電池儲能累計裝機規模（單位：GW）

(二) 國內儲能建設規模

2020年我國新增儲能裝機2.6GW，儲能總裝機規模約34GW。根據CESA數據，2020年我國新增儲能裝機2.6GW，其中抽水蓄能新增裝機容量為1.8GW，占比為69.5%，電池儲能新增裝機容量為0.79MW，占比30.4%。根據《中國電力行業年度發展報告2021》與CNESA數據推測，截至2020年底，我國儲能總裝機規模約34GW，其中抽水蓄能約31GW，電池儲能約3GW。

到2025年，我國儲能裝機規模新增60GW以上，有望達到94GW?！吨笇б庖姟诽岢觯媱澋?025年，新型儲能[2]裝機規模達30GW以上。此外，國家電網透露其在運、在建抽水蓄能裝機規模達到62GW，“十四五”期間，將力爭新增開工20GW以上；南方電網透露，其到2025年將投產5GW抽水蓄能電站。保守估計，“兩網”在“十四五”期間或將新增30GW以上抽水蓄能裝機。“十四五”期間，我國新增抽水蓄能和電池儲能裝機或將超過60GW。其中，新增裝機中一半為電池儲能、一半為抽水蓄能，電池儲能年復合增長率約為58%，抽水蓄能年復合增長率為14%，電池儲能增速將遠高于抽水蓄能。

02 儲能發展面臨的挑戰

大力發展儲能已形成良好的政府間共識和技術基礎，但仍面臨重重挑戰。

(一) 建設成本仍高昂，商業模式不清晰

電池儲能雖然相較其他儲能而言具備綜合性成本優勢，但全生命周期度電成本仍然偏高，位于0.5～1.5元/kwh之間，遠高于進入平價時代的風光電價。據專家預測，在目前體制機制下，儲能度電成本需要下降到0.1～0.3元，行業內多數企業才能具備足夠的承擔能力，方可形成在全國大面積鋪開的商業模式。

(二)政策形勢不明朗，資本觀望氛圍濃

儲能對傳統電力系統而言是新生事物，相關部委關于儲能未來科學合理的監管模式尚未達成共識。導致了行業發展在效率考量與安全考慮間徘徊、在政府主導與市場自主間徘徊，傳導至資本市場則體現為投資的忽冷忽熱，不利于形成穩定的預期和增量式資本導入。

(三) 標準體系未建立，安全運營存隱患

目前對適應我國儲能產業發展的安全策略尚未形成頂層共識，電池儲能的安全標準仍未建立，特別是貫穿儲能產品設計、研發、生產、集成等各個流程的系統安全體系尚未形成，導致儲能產品安全性與可靠性檢測與驗證滯后產業發展，部分地區甚至發生嚴重的儲能電站起火爆炸事故，引發公眾恐慌。

(四) 公眾吸引力度小，用戶儲能開發慢

受電動自行車和新能源汽車自燃爆炸等負面消息影響，個人用戶對家用中小型電池儲能產品安全性存在擔憂；同時，峰谷電價特別是民電峰谷電價的彈性不足，無法對大眾用戶形成可預期收益拉動。導致了我國面向大眾的用戶側儲能建設幾乎空白，與部分發達國家的差距不斷拉大。

03 促進儲能發展的若干建設

為更好地發揮政府引導性作用、提高各市場主體的積極性，同時優化儲能布局、降低全社會建設成本，促進我國儲能健康發展，提出以下建議。

（一）積極發展V2G技術，加快儲能與電動汽車的融合發展。

2021、2025年我國電動汽車銷量將分別超過100萬輛、500萬輛，且長期仍將高速增長。按每輛車10kW/50kWh的容量預測，2021、2025年分別新增10GW、50GW的潛在“儲能”裝機。按線性推算，2021～2025五年將累計新增150GW動力電池容量，若20%的電動汽車參與電網互動儲能，可帶來30GW的移動儲能裝機資源，與《指導意見》中“十四五”新型儲能裝機整體目標值相當。此外，車輛夜充晝用、電網夜谷晝峰，電動汽車的使用時間特性與電網峰谷特性可有效搭配，為通過V2G技術發展車輛儲能提供了良好的先天基礎。建議深挖利用電動汽車容量資源，通過發展虛擬電廠技術聚合分散的動力電池儲能資源、提高充放電過程的電網友好性，促進儲能與電動汽車融合發展，以輕資產運營模式降低全社會總資產投入；同時，預計2025年退役電池將達到93億瓦時，每年退役電池數量增長將超過100萬量級。由此將帶來巨大的梯次利用潛在市場價值，應前瞻性關注退役動力電池梯次利用資源以及相關技術難題，通過退役電池資源“再利用”延緩新增電池制造投資、降低生產中的碳排。

（二）發展電動汽車充/換電站與儲能電站“共建模式”，通過“一站多能”“荷儲一體”優化商業模式。

一方面，電動汽車換電站擁有大量的換電電池容量，每天產生大量的電力交易規模。換電站可利用電網峰谷時段有選擇地進行充電并在提供換電服務時售出，實質上發揮了儲能電站的職能。在此基礎上可進一步拓寬其商業模式，即在換電站配置一定的儲能容量，用電低谷低價時段從電網購電，存儲到待換動力電池和儲能電池中，用電高峰高價時從儲能電池和備用動力電池中反向售電給電網，賺取峰谷價差。另一方面，在現有充電站基礎上加配儲能設施，在電價低谷時充電，在充電高峰期釋放存儲的電力，既能夠緩解電動汽車充電時（特別是大量電動汽車快速充電時）對配電網的沖擊，也能夠通過賺取峰谷價差提升自身盈利水平，實現經濟效益與綠色效益的統一。

（三）優化儲能選址布局，通過分散布置、集中控制方式降低建設規模，減低綜合成本。

當前部分省市推出了風光電站配建儲能的政策要求，可再生能源和儲能共址配套建設，例如目前我國多地要求可再生能源項目配置5%～20%的儲能，不一定是儲能部署的最佳選擇，建議政府和電力企業不斷改進儲能選址規劃機制。探索在電網側布局大型儲能站點同時服務多個新能源電場的模式，運用5G、物聯網、云計算等技術實現集中控制、設備共用，通過“共享模式”提高儲能電站間、儲能電站與風光電場的協同性，減少儲能建設規模要求，降低全社會成本。

(四) 給予儲能更加獨立的地位，建立健全儲能友好型政策法規。

歐洲清潔能源一攬子計劃已將儲能定義為獨立于發電、輸電或負載的實體，給予了針對性的促進政策。建議政府將儲能作為實體對象納入電力系統整體建設規劃中，形成以發展為牽引、以問題為導向的快速決策機制，在完善碳稅交易、彈性電價、容量市場、電力期貨市場、輔助服務市場、輸配電投資建設制度中，給予儲能明確定位與政策傾斜。通過制度設計形成由政府定價向市場競價的轉變，保障社會資本投入，借助資本投入提升發展質量、加快發展速度。此外，應大力克服部門利益、本位主義，完善政府部門間及不同地方政府間相互支持、密切配合、信息共享的聯動機制，形成工作合力，出臺科學系統、具體有效的管理辦法以協同推動有關政策的落地實施，盡量避免“政出多門”及政策法規要求相互重復、沖突的現象。

（五）提高公眾參與意愿，鼓勵個人用戶安裝，探索儲能與鄉村振興有機融合。

與部分發達國家相比，我國家庭儲能安裝數量較少。建議提升公眾對儲能的認知，鼓勵更多的家庭購買儲能裝置，在形成一定用戶規?；A上，深度挖掘用戶側儲能在電力系統中的重要作用。鑒于我國城市人口高度密集的現狀，建議出臺“儲能下鄉”政策將儲能納入“鄉村振興”與“美麗中國”建設中，充分利用村鎮地區豐富的土地與可再生資源優勢，在鄉鎮區域探索儲能與微電網融合發展模式。

（六）加快建立并完善儲能安全標準與應急規范，提高儲能應用的安全水平。

應避免缺乏儲能系統標準而造成的無序發展狀況，避免單一安全事故引起的社會性恐慌與資本寒冬。建議加快建立健全儲能系統分級分類標準、測試標準、安裝標準、隱患定位標準、系統老化異常檢測標準、險情評估模型、相應的消防策略與應急規范以及安全事件的問責追溯與懲罰機制，確保儲能系統的長期健康發展。