双碳背景下中国储新比的发展趋势

文 | 陈永翀 冯彩梅 刘勇

作者供职于中国科学院电工研究所储能技术组、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会

为了支持更快速的新能源发展，我国需要尽快扭转储新比下降的趋势。

风电、太阳能发电等非化石能源的发展是推进能源清洁低碳转型的关键。世界各主要国家和地区都制定了提高新能源占比的能源转型发展目标。我国也提出要构建以新能源为主体的新型电力系统，新能源在“碳中和”的战略目标下进入了快速发展阶段。新能源的发展需要储能等灵活性资源作为支撑，通过储能系统保持电压频率稳定、提供可靠备用电源、增强系统并网运行的可靠性和灵活性、提高风电和光伏发电的利用率。全球各地新能源和储能产业发展各有特点，不能一概而论，但总体而言，储能市场规模会随新能源发电比例的提高而逐步增加，以支撑新能源发电的并网消纳。本文在国内外新能源和储能发展趋势研究的基础上，分析新能源发展与储能产业的比例关系，提出促进储能产业合理规划、健康发展的建议。

1、国际市场

2010～2020年，全球新能源发电（风电+光伏发电）装机年均增长率约20%。根据国际可再生能源署预测，到2050年，全球光伏发电的装机规模将达到8519GW，风电的装机规模为6014GW，二者合计占全球电力装机的72.5%。

从20世纪70年代开始风电技术得到重视，技术不断进步。2008年全球风电装机规模突破100GW，至今全球有90多个国家建设了风电项目，主要集中在亚洲、欧洲、美洲。全球风能理事会统计数据显示，截至2020年底，全球风力发电累计装机规模达到743GW。

光伏发电于1958年首次应用于美国发射的人造卫星，随后光伏应用技术开始迅速发展，至2012年全球光伏累计装机规模突破100GW。2016年是全球光伏装机增长的里程碑，全球光伏装机总量达到300GW。国际能源署统计数据显示，截至2020年底全球光伏装机累计容量760.4GW。

国际储能装机方面，抽水蓄能一直为主导技术，但近年来电化学储能增长迅速。抽水蓄能初具规模的发展始于20世纪50年代，前期发展缓慢，主要用于调节常规水电站发电的季节不平衡性，到1960年仅有3.5GW的规模。20世纪60～80年代，发达国家核电站的发展速度较快，为配合核电运行，建设了较多抽水蓄能电站，主要承担调峰和备用功能，1980年抽水蓄能电站装机规模增加至46GW。20世纪90年代至21世纪初，发达国家电力负荷增长放慢，抽水蓄能电站增长速度随之放缓。21世纪初至今，随着新能源的快速发展，抽水蓄能电站的规划建设再次受到重视，2010年达到135GW。2016年之后，在电动汽车产业发展的带动下，锂离子电池成本快速下降，加之世界各地储能政策的推动，电化学储能得到快速发展，在储能装机规模中的比例开始提升。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计分析，截至2020年底，全球储能累计装机规模192.2GW，其中抽水蓄能172.2GW，电化学储能装机规模13.6GW。

2、国内市场

我国风电行业受政策调整影响较大，呈现周期发展的特点。2005年中国风电装机规模达到1GW以上。2008年进入快速增长阶段，年装机规模达到6GW，全国累计装机规模翻倍，突破12GW。2011年至2018年期间，除了2015年受政策激励装机规模突破30GW外，其他年度装机规模多在15-20GW区间。2018年之后新增装机规模逐年增加，2020年达到72GW，创下历史新高。到2020年底，我国风电累计装机281GW，在全球风电市场中占比约38%。

光伏方面，我国从上世纪五六十年代开始相关研究，当时主要应用于航空航天领域。上世纪九十年代到本世纪初，我国光伏产业从国家层面落地到企业层面。2007年，中国成为光伏器件生产能力最强的国家。2013年开始，国家加大对光伏产业的扶持力度，国内光伏市场开始迅速发展。2016年进入快速发展期，我国光伏发电新增与累计装机量均为世界第一。截至2020年底，我国光伏累计装机253GW，在全球市场中占比约33%。

图2 中国以外其他国家和地区储能与新能源（风电+光伏）装机规模及比例

中国储能应用与全球类似，抽水蓄能占据主导地位，最近5年电化学储能开始加速发展。我国在20世纪60年代后期开始抽水蓄能的开发；20世纪90年代开始，改革开放带来社会经济快速发展，广东、华北和华东等以火电为主的电网缺少经济的调峰手段，为配合核电、火电运行及作为重点地区安保电源，建设了一批抽水蓄能电站，电站单机容量、装机规模达到一定水平。截至2010年底，我国抽水蓄能装机约为15GW，电化学储能仅几十MW，储能与新能源发电之间尚无直接关联性。

2010年之后，为适应新能源和特高压电网的快速发展，抽水蓄能发展迎来高峰，至2015年底达到23.5GW。同时，电化学储能技术开始逐步示范应用，2011年底我国第一个风光储输综合示范项目在张北建成投运；2015年底全国电化学储能装机规模首次突破100MW。随着新能源产业的发展和发电比例的提升，储能对于电力系统安全性和灵活性的价值逐渐得到重视。2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，推动我国储能装机规模快速提升。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计分析，截至2020年底，我国储能累计装机36.04GW，其中电化学储能装机为3.27GW。

3、国内外市场规模比较

我国新能源（风电+光伏发电）装机规模在全球市场的占比逐年提高，近十年发展迅速，由13.3%提升至35.5%。储能装机规模在全球市场的占比除了2016年外，其他年份也保持逐年增长的趋势，但远低于新能源比例的增长幅度，近十年中国储能装机规模在全球市场的占比从12.6%提升至19.1%。

截至2 0 2 0年底，我国发电装机容量约2200GW，其中火电装机占比56.6%，水电16.8%，风电12.8%，光伏发电11.5%，核电2.3%。发电量方面，2020年全国发电量约760万GWh，其中风电贡献46.65万GWh，光伏发电26.11GWh，风电和光伏发电量一共占比不到10%。如果将储能装机规模与发电装机容量进行比较，2020年该比例约1.59%。近十年来，储能与发电装机总量的比值变化不大，2010年至2016年期间逐年下降，从1.76%降至1.47%，2017年之后保持在1.60%～1.65%，该值小于全球平均数据（2～3%）。这与我国火电占比偏高有关，火电机组承担着主要的调节功能；在“30/60”双碳目标下，火电行业面临转型，储能将作为灵活性调节资源，逐步部分替代火电，承担电网调峰调频职责，在高比例新能源的电力结构中发挥重要作用。

储能与新能源装机规模的比例（简称“储新比”）在2015年之前快速下降，在该阶段储能（抽水蓄能）主要服务于传统能源发电的调频调峰服务，与新能源发电的关联性不大。2015年之后储新比数值下降幅度趋缓，国际和国内市场呈现了相同的趋势（图1～图3）。虽然最近几年储能产业的发展得到各国重视，保持了良好的发展态势，但同时，风电和光伏发电也在近几年得到快速发展，因此总体而言，储能产业的发展步伐仍然落后于新能源产业的发展，储新比呈现下降趋势。

图1 全球储能与新能源（风电+光伏）装机规模及比例

图3 中国储能与新能源（风电+光伏）装机规模及比例

与世界其他国家和地区相比，我国储新比明显偏低：2020年中国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为15.8%（图4），这个比值的显著差异在某种程度上反映了国内与国际能源电力结构的差异，尤其是中国具有“坚强电网”架构和高比例的调峰火电，因此在储新比较低的水平下，新能源仍然能够得到快速发展。未来在双碳目标的激励下，随着风电、光伏并网规模的快速提升，储能与新能源发电的关联性将越来越紧密，储新比将逐步增至国际平均水平。

图4 过去十年的储新比变化趋势

4、未来储新比发展趋势分析

4.1 国际储新比的未来发展趋势

储能是解决高比例新能源并网消纳的重要支撑，储能产业的发展得到了高度重视。近年来中国及全球储新比数据的下降幅度都已经明显趋缓；考虑储能技术的发展和市场需求，预计中国以外世界其他国家和地区的储新比有可能在2024年左右达到最低值，预计为13-15%左右，之后趋于稳定或略有回升。假设全球风电和光伏装机按照平均每年10%的增速发展，到2030年累计装机将达3900GW；而全球储能装机规模若按13-15%的比例计算，2030年将达507-585GW的规模（截至2020年底为192.2GW）。

4.2 中国储新比的未来发展趋势

2020年12月，习近平主席在气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到1200GW以上。业界普遍认为该规模是发展的下限，乐观情况下有可能达到1800GW。假设未来10年平均年增速为13%，则到2025年的装机规模约1000GW；到2030年，装机规模为1800GW。储能方面，全球能源互联网发展合作组织于2021年发布的报告中预测，2025年我国抽水蓄能装机规模约为68GW，2030年达到113GW。国家发改委、能源局发布的《加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提出，到2025年实现抽水蓄能以外的新型储能装机规模达到30GW以上，2030年实现新型储能全面市场化发展。

根据以上预测数据分析，到2025年，我国储新比约为10%。基于目前我国的储新比水平（6.7%）较低，要在5年内达到预期水平，需要尽快扭转储新比下降的趋势：抽水蓄能全面建设，新型储能技术尤其是容量型储能技术在安全、成本和可持续发展方面需取得综合性突破，并得以商业化规模应用。产业环境方面，储能收益模式需尽快明晰，2025年之前风光储电力度电平均售价能够等于甚至低于全国煤电平均售价，新增新能源发电站因地制宜合理配置电化学储能系统；电网侧储能除抽水蓄能外，结合火电灵活性改造的需求，自主布局电化学储能系统；在电价政策或储能成本等因素，用户侧储能的电价政策或技术经济性需优于当前环境，电动汽车及虚拟电厂等比例大幅增加，与电动车智慧充电或换电结合的储能项目得到广泛应用。

基于以上产业条件的支持，2030年我国储新比将进一步提高，按12-13%计算，则储能规模有可能达到216-234GW（新能源规模按1800GW计算）。减去抽水蓄能113GW，新型储能规模为103-121GW。这意味着2021年至2030年之间的新增储能装机与新增新能源装机的比例需达到15%左右，才能够实现这一目标，而且到2030年，新型储能累计装机在储能装机总量中的占比需提高至50%左右的水平。

更长期而言，中国储新比将逐步与全球储新比水平趋于一致。全球能源互联网发展合作组织于2021年3月发布的《中国2060年前碳中和研究报告》提出：预计到2050年，我国电源总装机为7500GW，其中风电及光伏共计5570GW；储能方面，抽蓄装机170GW、电化学装机660GW。依据以上数据计算，储新比为14.9%，与本文对中国以外其他国家和地区的发展趋势分析数据基本吻合。

目前新能源发电+储能模式得到显著关注。从2020年开始，多省出台鼓励或强制要求新能源配套储能的相关政策，规定新能源发电侧配置储能的比例为5%～20%，新能源发电侧有必要配置一定比例的储能用于减小波动性已形成共识。截至2020年底，新能源发电侧配置新型储能不足1GW，按照2030年风光总量1800GW的装机上限计算，未来十年风光发电新增装机约1265GW。若新增新能源按5%的比例配置新型储能，其规模有63GW，在各种应用场景中占比最高。考虑各地新能源资源条件的不同，以及在储能配置需求方面存在的差异，预计2025年以后单站配储能将不再需要作为强制措施。合理的新能源发电配储能模式应由发电方根据当地资源特点和并网质量要求的实际情况进行测算，提出适宜的配置规模需求，可以结合各地新能源发展规划进行商业模式的探索，并最大限度发挥共享储能系统的使用效率和经济效益，避免无效配置造成的资源浪费。储能技术应用类型方面，目前新能源侧配置储能系统通常以1～2小时功率型或能量型应用为主，主要起到平滑功率波动的作用，未来将逐步过渡到4小时以上的长时储能，为电力系统提供削峰填谷的容量型服务功能。

5、总结

储能的快速发展是提高新能源比例、实现双碳目标背景下的必然趋势。本文基于储新比数据分析中国储能产业发展趋势，并提出实现预期规模所需的产业环境需求。目前中国储能比远低于全球平均水平，仅为6.7%；未来要达到预期产业规模以支撑双碳目标实现，需尽快在最近两年扭转储新比下降的趋势，争取在2025年提高到10%，2030年提高到12～13%，2050年长期目标达到与全球其他国家和地区基本一致的水平（15%左右）。

为实现储能产业快速发展的目标，国家和地方政府已陆续出台相关政策。2021年7月，国家发改委和国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，这将进一步积极促进储能产业的安全快速发展。因此预计中国储能市场规模将持续增长，到2025年达到5000亿元，其中新型储能市场规模700～800亿元（30GW）；到2030年中国储能市场总规模达到万亿元，其中新型储能2800亿元以上（100GW以上）。