储能是解决电力供需时空错配的设备。储能，即能量储存，是指通过特定技术和装置将暂时不用的能量储存起来，在需要时再释放利用的过程。储能能解决电力供需的时空矛盾，提升能源系统的稳定性、经济性和可持续性。它在能源系统、工业生产、日常生活等多个领域都发挥着至关重要的作用。

  按实际的应用场景看，储能分为户用储能（户储）、工商业储能（工商储）、大型储能（大储、公用事业级储能），三类场景储能所实现的功能有所差异。户储：指安装在家庭住宅中的储能系统，用于储存来自太阳能板或其他可再次生产的能源发电设备产生的电力，以供夜间或阴天时使用，也可当作备用电源应对停电情况。应用场景包括家庭日常用电、分布式光伏配套、离网地区供电。工商储：面向企业、工厂、商场等非居民用户的储能解决方案，旨在优化用电成本、提高供电可靠性，并参与电网服务如调频调峰等。应用场景包括制造业、数据中心、医院、商场等对电力质量和供应可靠性要求高的场所。大储：服务于电网侧或电源侧的大规模储能项目，用于电力调峰、调频、备用电源及可再次生产的能源并网支持。应用场景包括电网调峰调谷、可再次生产的能源并网、跨区域电力调度、应急备用电源。

  储能的基本功能：平衡电力系统，削峰填谷；促进可再次生产的能源发展，提升可再次生产的能源消纳能力；作为备用电源，保障供电可靠；提供辅助服务，比如频率调节；优化用户用能，比如峰谷价差套利；延缓投资升级，替代输配电升级。随着新能源尤其是光伏的蓬勃发展，当前储能最重要的下游应用场景之一是光伏配储，以提升可再次生产的能源消纳能力。

  储能的发展历史，是一部人类不断寻求更高效、更灵活能源利用方式的创新史。它经历了从机械储能到电化学储能，再到多元技术并存的演进过程。储能的发展主要可分为 4 个时期。早期：抽水蓄能的出现和铅酸电池的发明。20 世纪中期-20 世纪末：多种电池技术的研发与进步，锂离子电池的提出。21世纪初-2020 年：锂离子电池成本的迅速下降与商业化初期探索。2020 年-至今：随着产业链降本及“双碳”目标的推动，储能进入快速发展阶段。目前，包括中国在内的全球 120 多个国家提出了“碳中和”的目标，发展可再次生产的能源是重要举措。随着各国净零排放目标的制定和实施，以光伏、风电等为代表的新能源在电力系统中的装机比例进一步提升，然而由此带来的波动性、间歇性及转动惯量给电网带来了很大的挑战，储能是支持新能源大规模应用的重要基础设施，对减轻电力体系的冲击、维持电力系统的可靠性与稳定性具备极其重大意义。 近年来，以电化学储能为代表的新型储能迎来快速地增长，其核心驱动因素如下：锂电储能成本迅速下降，技术经济性大幅度的提高；全世界内可再次生产的能源占比一直上升，电网层面需要储能来提升消纳与电网稳定性；电力自发自用需求推动家用储能市场迅速增加；电力市场化与能源互联网持续推进助力储能产业高质量发展；政策支持为储能发展创造良好市场机遇。

  根据储存介质的不同，储能技术能分为五大类，分别为：机械类储能、电化学储能、化学类储能、电磁储能和热储能。除机械类储能中的抽水蓄能外，其余均为新型储能。相对于传统抽水蓄能，新型储能具有多重优势，包括建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能力。从产业化进程来看，抽水蓄能作为最为传统的储能技术，商业化成熟度最高；而锂离子电池、熔融盐储能、压缩空气、全钒液流电池等技术路线，凭借较其它新型储能更高的技术成熟度，也已率先进入商业化阶段。此外，飞轮储能、氢储能、超级电容器等储能技术尚待成熟，目前处于示范应用阶段或研发阶段。

  锂离子电池仍是主流，但其局限性及长时储能需求量开始上涨推动其他技术路径加速商业化。新型储能中，2024 年，以磷酸铁锂为代表的锂离子电池储能累计装机占整体新型储能的 96%，占整体储能的55%，已经超越抽水蓄能成为第一大储能技术。然而，锂离子电池的安全性不足，且其本身并不适用于长时储能。随着对长时、大容量储能需求的提升，预计其它新型储能技术如液流电池、压缩空气储能、熔盐储热等将加速商业化应用。 每种储能技术各具特色，在实际应用中，需要考虑各种储能技术的特点（包括储能时长、单位体积内的包含的能量、功率、响应时间等），从而选择最适宜的技术方案。在成本方面，海外以自发配储为主，更加关注全生命周期度电成本（LevelizedCostofEnergy，LCOE）；当前，内地以强制配储为主，更加关注初始投资所需成本。后续随着储能电站盈利模式打通后，内地储能电站或会更加关注 LCOE。

  始于强制配储，136 号文开启市场化驱动新篇章。复盘国内新型储能行业发展历史：政策驱动期（2020-2024 年）：2020 年以来新能源装机规模加快速度进行发展，电网消纳压力逐步显现，新型储能作为平抑新能源出力波动、补充电力系统灵活性资源的重要手段之一，重要性逐步提升。2021 年7 月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年新型储能建设规模达到30GW。随后，各地相继出台新能源并网需强制配套 10%-20%、2h 储能的要求，行业高景气态势初显。2023年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，储能应用场景、商业模式、盈利机制逐步明晰。依照国家能源局数据，2022-2024 年新增新型储能装机16.8/48.6/109.8GWh，连续三年增速超 100%，储能行业已呈现规模化发展。

  市场驱动期（2025 年以后）：强制配储虽带动新型储能装机规模的迅速增加，但新型储能利用率较低、盈利能力比较差等问题日渐凸显，2025 年 2 月国家发展改革委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高水平发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号，下文简称“136 号文”），精确指出不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着强制配储时代落幕，新型储能装机将进入市场和需求双驱动的时代。展望后续，随着 136 号文推动新能源全电量参与市场，新能源消纳压力逐步向新能源运营商自身转变，此外现货市场快速推进带动负电价频率提高、时段拉长，新型储能作为支撑新能源消纳与电网灵活性资源的刚需仍在，市场驱动的电网侧储能有望保持快速增长。

  136 号文重点是推动新能源全电量入市并构建可持续发展价格结算机制，短期看，新能源全电量入市，其所需要承担的消纳成本将通过电力市场全面显现，新能源强制配储政策取消成为必然，短期内或导致储能需求阶段性下降。长期看，新能源全量入市进一步拉大现货峰谷价差，为调节性资源提供更多效益空间，一方面增大独立储能需求，另一方面对储能运行提出更高要求，树立高性能护城河。136 号文推动新型储能从强配到市场化收益转型。 136 号文推动储能产业由政策驱动转向市场驱动，136 号文或推动储能产业三重变革，储能价值模式改变，强制配储退出后，过去依赖补贴和行政指令的商业模式或终结，储能需要通过电力现货市场、辅助服务市场、容量补偿等市场化交易实现盈利。未来储能电站有望跳出唯成本中标的模式，更加考验储能系统全生命周期收益能力。投资方或更为谨慎，面对全面市场化、充分竞争的电力市场，新能源项目投资方对配储经济性的评估或更为谨慎。企业一定通过技术优势、商业模式创新和成本控制提升自身竞争力，倒逼储能企业从“低价竞标”转向“价值创造”，对储能系统的独立市场化交易提出更高要求。

  随着储能在电网系统中的重要性不断的提高，各地政府主要是通过提供容量补偿、降低充电成本、推动储能参与辅助服务市场、保障调用次数等方式，优化项目收益。 尽管市场担忧取消强配后储能招投标或放缓，但随着各地支持性政策的陆续出台，有关人员认为中长期内储能项目投资还将很可能维持较高增速。以内蒙古为例，在 2025 年 14.5GW/65GWh 的储能新增装机总目标下，3 月出台政策给予了“2025 年 6 月 30 日前开工的电网侧独立储能项目按放电量补偿上限0.35元/千瓦时，补偿期 10 年”的支持；在此背景下，6 月 1-23 日内蒙古完成备案电网侧/独立共享储能规模达到 8.53GW/41.00GWh，达到了 1-5 月全区备案储能规模的约 50%。政策支持和高开工率，其根本都是新能源渗透率走高后当地电力系统对储能的需求量开始上涨所致。

  1、消纳压力——全球绿色能源转型背景下的消纳需求，储能可提供各时间尺度调峰、调频服务，并对传统输电设施形成一定替代

  全球能源转型趋势明确，风光等波动性电源（VRE）装机规模迅速增加，2024 年全球光伏及风电装机分别新增 452GW/115GW，同比分别+15.9%/-0.5%。风光等可再次生产的能源发电具备随机性、波动性特征，高比例接入加剧电力系统日内净负荷波动，能源供需在“时”（如光伏午间出力高峰期负电价频现）、“空”（新能源出力与电力消费逆向分布，电网容量不足加大远距离传输难度）上的错配使得弃风弃光现象日益严重。据 CPIA 数据，当 VRE 渗透率超过 15%时，风光消纳成本（即调峰调压调频等稳定性成本，当前以传统火电机组或燃气轮机组为主，启停成本比较高）问题将开始显现；超过 40%时，VRE 消纳成本将超过其发电成本。截至 2024 年底，已有多个国家或地区风光渗透率超 15%，其中德国风光发电渗透率达42.9%、英国渗透率已逼近 40%；全球消纳形势严峻，亟需储能等灵活性资源进行系统疏导。

  国内：消纳红线放开+午间谷段设置（新能源机组盈利性下降），全国风光利用率双双跌破95%。2018年国家发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，明白准确地提出全国风光利用率95%以上目标，此阶段消纳压力基本由电网企业承担（负责保量保价收购）；其后国内风光装机超速增长，电网企业消纳压力陡增、渐难堪重负，2024 年 2 月《2024-2025 年节能降碳行动方案》正式对外发布，放开“95%消纳红线”的靴子正式落地；与此同时，国内多个地区执行午间谷段电价，多因素叠加之下国内风光发电利用率不断下滑。截至 2025 年一季度末，全国光伏、风电利用率均已跌破95%，分别为93.8%、93.4%，较 2024 年底分别-3.0pct、-2.5pct；分地区来看，较 2024 年底，2025 年一季度末全国共有 27 个地区（占比 84.4%）光伏发电利用率出现下滑、共有 25 个地区（占比78.1%）风电利用率下降。2025 年 2 月国家发改委、国家能源局重磅发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高水平发展的通知》（即“136 号文”），明确要求不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，“强制配储”的取消或将在短期内进一步加剧国内风光消纳压力。海外：弃风弃光及负电价频现，可再次生产的能源装机需求较大。美国：电网老化、电力跨区域传输能力不够，电网阻塞导致的经济性弃电问题愈发严重，据美国德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）数据，为保持电网平衡，2022 年 ERCOT 压减了约 5%风力和 9%太阳能发电量，且约 64%弃风弃光发生在新能源高发时段，意味着要增加储能来完成能量时移；此外据 ERCOT 预测，至 2035 年德州弃风及弃光率将分别增长至 13%、19%。欧洲：负电价次数激增，据欧洲输电系统运营商 Entso-E 数据，截至2024 年10月欧洲大陆出现负电价的时间占比已达 6%，较 2022/2023 年的 0.3%/2.2%分别提升3.8/5.7pct。2024 年全年，欧洲最大电力市场德国负电价时长达 468 小时、同比+60%；法国负电价时长达356 小时，同比翻倍。其他新兴市场：能源转型节奏持续加速，如沙特“2030 愿景”明确到 2030 年将可再次生产的能源发电占比提升至 45%~50%（截至 2023 年底沙特发电量构成仍以天然气及石油为主，占比分别为61.8%、35.4%，太阳能发电占比仅约 1.0%）、实现新能源计划总装机 58.7GW，在新兴市场拉动下未来全球新能源发电渗透率仍具备较大提升空间。

  2、可观盈利性——负电价/午间谷段电价之下，纯光伏项目盈利性降低，储能配置需求迫切

  国内外电力市场化改革持续推进，收益模式不断丰富亦推升储能需求。以甘肃省（2024 年9 月甘肃电力现货市场正式运行，新能源上网电量分为保障性消纳和市场化交易两部分）为例，对比纯光伏项目与光伏配储项目的盈利性：

  考虑一个纯光伏项目，假设：建设规模 100MW、设计运行年限 25 年、建设成本3 元/W、机组年运行小时数 1500 小时，参考甘肃省电价执行机制（保障性消纳电量电价为燃煤基准价，9:00~17:00 光伏发电上网电价不允许超出 0.5 倍燃煤基准价），当光伏发电利用率为 90%（2024 年甘肃省光伏发电利用率约91.3%）、保障性消纳电量占比分别为 50%/40%/30%/25%/20%/0%时，纯光伏项目IRR 分别为7.1%/6.2%/5.2%/4.8%/4.3%/2.2%，午间谷价设置使得光伏项目盈利性随市场化交易电量占比提升而下降。考虑为该光伏发电项目配套建设储能系统：假设储能时长 2 小时、建设成本 1.25 元/Wh、每日一充一放、充放电深度为 90%，甘肃省新能源峰段交易电价为不超过 1.5 倍燃煤基准价，则在上述情形下（光伏发电利用率为 90%、保障性消纳电量占比分别为 50%/40%/30%/25%/20%/0%时），若配储比例为10%，则配置储能后的光储项目 IRR 分别 7.2%/6.4%/5.6%/5.1%/4.7%/2.8%，较纯光伏项目盈利性分别提升约0.2/0.2/0.3/0.4/0.4/0.6pct；敏感性分析表明，当配储比例增至 15%/20%时，光储项目盈利性将逐步提升。 随国家“136 号文”出台，未来新能源项目上网电量原则上将全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成，交易电价将充分反映新能源供需，光伏项目配置储能以提升盈利性的需求将更加迫切。

  3、用电可靠性需求——极端恶劣天气、突发地缘事件及大型数据中心等算力基础设施建设提速均将带来长期、稳定的备电需求

  极端恶劣天气、突发地理政治学事件下的用电危机：全世界内极端恶劣天气频发、地缘事件叠加电网基础设施薄弱，使得部分地区大规模停电等用电紧缺现象时有发生，亟需储能提供紧急用电支持。以缅甸为例，2024 年缅甸遭遇洪灾导致输电线路被严重破坏、大量水电及煤炭火力电站被淹，引发全国范围内的停电危机。无独有偶，受制裁、天然气管道被损及其气候平均状态随时间的变化等多重因素影响，伊朗自2024 年夏天以来亦深陷电力危机。

  AI 等信息技术发展对用电可靠性要求提升：数据中心、智算中心、通信基站等算力基础设施建设提速，2024 年全球数据中心用 IT 支出达 2930.9 亿美元、同比+24.1%；该类用能场景对电能质量、供电可靠性要求极高，需全时段不间断运行以避免数据丢失及业务中断，储能作为备用电源可在出现断电时及时响应并提供电力支撑。当前国内数据中心储能电池主要是采用铅电路线，北美及东南亚等海外地区受环保及占地要求影响，锂电使用占比逐步提升，未来锂电有望凭借高安全性、高效率及高经济性成为数据中心储能电池应用主流，据 GGII 预测，至 2027 年全球数据中心用储能锂电池出货量将达69GWh。