在实现碳达峰、碳中和目标的征程中，储能行业的地位愈发重要。随着新能源在能源结构中的比例不断上升，其波动性给电力系统带来了诸多挑战，而长时储能的重要性也日益凸显。

新能源的快速发展，特别是风能和太阳能等可再生能源的渗透率逐渐增加，使得电力系统面临着稳定性、规划与运营、市场结构等多方面的影响。可再生能源的输出受天气和环境条件影响较大，导致电力供应的波动性和不确定性增加，给电网的调度和稳定运行带来挑战。同时，需求侧管理变得更加重要，通过智能电网技术调节需求以适应供电的波动，保证系统稳定。

随着新能源装机占比超 40%，构建新型电力系统面临着诸多挑战。高比例新能源并网带来电力电量平衡模式问题，目前业内对气候气象和新能源出力特性耦合机理尚缺乏认识，现有的系统调节机制和调峰能力无法适应新能源大规模发展带来的平衡问题。在系统安全运行方面，新能源惯量小，且其运行在最大功率追踪的模式时，不具备上调的一次调频能力，频率支撑能力大幅下降。此外，新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的 2 - 3 倍，降低了系统的电压稳定水平。

为应对新能源带来的挑战，长时储能凭借长周期、大容量特性，能够在长时间维度上平抑新能源发电带来的波动，保障季节性及极端天气下的电力供应。2021 年 8 月，国家发改委、能源局发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中要求 “超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目，需配建 4 小时以上的调峰能力”。随后，各地纷纷响应，提出 4 小时以上储能时长的要求。

全球咨询机构麦肯锡预计，长时储能的潜在市场空间将从 2025 年开始大规模增长，全球累计装机量将达到 30 - 40GW，累计投资额约 500 亿美元。长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源电力供给，解决数天、数周乃至跨季节的电力电量平衡问题。目前，国内外对于长时储能的放电时长尚未统一定义，国内一般认为持续放电时长在 4 小时以上的技术属于长时储能，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等 5 种类型。

电改政策对储能行业的挑战

成本压力大，如液流电池成本较高，竞争力不足。

液流电池以成本优于锂电作为噱头，但实际情况是其成本仍在 2 - 3 元，相比锂电已降到 0.8 元以下，液流电池在价格上竞争力不够。业内人士判断，能否将系统成本降至 2 元以下将会是投资人判断项目优劣的重要参考依据。

产品成熟度不够，企业常将实验室参数作为产品实际性能，且缺乏统一技术指标。

很多液流电池企业将实验室的技术参数作为产品的实际性能，但实验室环境下的参数并不代表在工业应用中可以达到同样的性能。现在企业各自为政，产品不透明、缺乏行业技术指标也是阻碍着行业的发展。

示范项目问题暴露，性能、稳定性等问题随着项目实施逐渐显现。

随着 2023 年千万级到兆瓦级示范项目的实施，性能、稳定性、量产一致性等各种问题都在暴露。之前很多项目建而不用的现象让很多企业有机会钻空子，但随着商业模式的逐渐完善，储能利用率上升，这些项目的真实运营情况将进一步暴露。

融资目标与生产、研发相矛盾。

电改政策给储能行业带来的机遇

储能在不同场景的应用机会增加，如新能源电站配套储能、用户侧储能、微电网储能等。

随着电改政策的推进，储能在不同场景中的应用机会显著增加。在新能源电站配套储能方面，新能源发电的波动性使得储能成为保障电力稳定输出的关键环节。通过在新能源电站配置储能系统，可以有效平抑新能源发电的波动，提高新能源的并网可靠性。例如，国轩高科在新能源领域不断拓展，其储能产品在发电侧、电网侧等多场景应用，提升了新能源电站的稳定性和可靠性。

在用户侧储能方面，工商业储能成为不可或缺的表后中坚力量。中型工商业场所可单独配置储能或采用光储(充)一体化配置，实现削峰填谷、需量管理，降低用电成本并充当后备电源应急。例如工厂、商场等场所，利用储能系统进行能源管理，提高用电效率。同时，光储充一体化电站拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性。

微电网储能也展现出巨大潜力。零碳园区作为推动 “双碳” 战略实施的重要环节，储能在其中起到平衡发电供应与用电负荷的作用。因地制宜发展可再生能源，配合储能实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化。

国家政策推动新型储能参与电力现货市场和辅助服务市场，部分地区出台容量补偿政策。

国家能源局发布多项政策，推动储能在更多的区域参与电力现货市场，探索建立市场化容量补偿机制。以山东省独立电储能参与现货市场交易机制为研究对象，独立储能以自调度模式参与现货市场，对促进新能源消纳和提升电力供应保障能力具有重要作用。

我国目前在现有的电力市场框架和规则下，储能电站可参与中长期电量交易，调频、调峰辅助服务市场交易。近期发布的《电力辅助服务管理办法》将新型储能纳入提供辅助服务的新主体，并新增了转动惯量、爬坡等辅助服务品种。部分地区如电网侧储能电站充电、放电价格暂按接入电压等级对应的当月公示代理工商业用户(单一制)峰段电价结算，累计参与辅助服务小时数达标，提供相应的容量补贴 0.5 元 /kwh。

随着电力市场改革深入，储能收入结构有望更市场化，辅助服务收入增加，容量租赁收入降低。

随着电力市场改革的深入，储能的收入结构趋势可能是辅助服务收入的逐渐增加，同时非市场化的容量租赁收入将逐渐降低，使得整体收入结构更市场化。在国际市场，储能项目能够盈利且收益率颇佳是因为其使用率或每年的调用次数可得到保障，同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益。而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式。但随着改革的推进，我们可以预期储能项目的实际收益率有望看到提升。

储能项目地理位置重要，提前占领优质并网点，未来有望随着市场成熟获得更好收益。

储能项目的地理位置对后续响应电网调度及项目收益会有显著影响。许多储能业主认为储能设备寿命大约为 10 年，而光伏电池等配套设备的寿命至少为 20 年。因此，他们选择提前占领优质的并网点，等到 10 年后更换电池时，价格将有显著下降。届时，随着我国电力市场的成熟，收入机制将更完善，项目经济性有望大幅改善。例如，一些央企或能源集团提前进行储能项目投资建设，为未来的发展奠定基础。

电改政策下储能行业发展展望

未来储能行业既需企业技术降本，也需通过电力市场改革创造稳定可靠的收益渠道。2025 年有望成为储能行业分水岭，部分省份实现独立盈利。同时，随着市场主体交易能力提高和政策推进，储能行业有望迎来更好发展。

首先，技术进步是推动储能行业发展的关键因素之一。随着储能系统在能量密度和循环寿命上的持续进步，成本不断下降。以远景储能为例，其发布的新一代系统级储能标准 20 尺集装箱容量大幅提升至 8MWh+，全球最大。储能电芯能量密度持续提高，对应标准 20 尺集装箱储能系统容量不断增加，循环寿命也从 6000 次发展到 12000 次、15000 次甚至更高。这不仅降低了储能本身的单千瓦价格，还减少了整个电站其他成本，如电缆、BOT、用地面积等。根据测算，目前储能全生命周期度电成本在 0.1 - 0.2 元之间，未来有望降到 0.1 元。

其次，现货市场将成为储能获利的主要来源。国家政策明确要求到 2030 年新能源全面参与市场交易，目前已有多个现货试点省份将新能源纳入电力现货交易范畴。随着新能源比例的增加和电力现货市场的开放，储能系统可以在电价低谷时充电，在电价高峰时放电，获得价差收益。例如，2023 年山东电力现货市场中出现长达 20 多个小时的负电价，各地光伏限电也证明了电价波动和价差会变大，为储能带来更多套利机会。

再者，随着电力市场改革的深入，储能的收入结构将更加市场化。辅助服务收入有望逐渐增加，而非市场化的容量租赁收入将降低。目前国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式。但随着改革推进，国内储能项目有望像海外项目一样，通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益，提高实际收益率。

此外，市场主体交易能力的提高也将促进储能行业发展。目前，由于电力市场起步阶段，市场参与者对电价预测能力较弱，很多充放电套利机会被浪费。但通过提高交易能力，可以优化参数，增加年调用次数。2023 年储能电芯成本显著降低，也对项目经济性改善影响巨大。

最后，储能项目的地理位置至关重要。许多储能业主选择提前占领优质的并网点，因为他们认为储能设备寿命大约为 10 年，而光伏电池等配套设备寿命至少为 20 年。等到 10 年后更换电池时，价格将显著下降，且随着我国电力市场的成熟，收入机制将更完善，项目经济性有望大幅改善。这不仅有助于项目经济性的改善，还能进一步释放市场