2021年10月24日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，为落实碳达峰、碳中和的重大战略决策，推进碳达峰行动，制定该方案。
从碳达峰、碳中和的技术来看，储能是关键一环，只有做好储能，新能源带来的电力供应才会趋于稳定。在此次文件中，四次提及储能，表明决策层面对于这一问题亦是非常重视。
国内储能发展路径
储能是2021年有重大变化的细分市场，美国在机制理顺下呈现爆发式增长，欧洲、澳洲、日本等也将延续景气，国内也迎来明确的政策拐点，行业发展进入新阶段。
回顾国内储能市场的发展可以看出，2017年前国内储能以示范项目为主，规模体量较小，预计用户侧、分布式及微网是主要需求。2018年迎来第一轮需求爆发，主要的驱动力是电网侧储能，商业模式依托于国家电网将储能成本纳入输配电成本，不过这一模式在2019年终止，也影响了2019年的需求释放。2020年国内储能迎来第二轮爆发，可以看出电源侧直接配套或间接配套项目是主要增量，得益于地方政策的发力。
储能的分类
按装机的场景划分，储能可以分为发电侧、电网侧、用户侧。
发电侧：明确消纳责任，奠定长期成长空间
新能源装机量方面，发电侧储能主要需求在于集中式新能源场站配储，2020年全球新增光伏中集中式光伏占2/3左右，随着双碳目标的提出和光伏平价节点的到来，预计未来五年全球光伏新增规模增速超20%，风电新增规模增速超15%。
渗透率方面，2020年各省相继出台新能源场站配置10%-20%功率，2小时备电时长的储能设施，据我们测算2020年全球新增项目配备储能渗透率达17.6%，预计2021-2023年新增项目渗透率年提升7%，2023年储能平价后存量项目配储存在经济性，新增项目渗透率年提升10%，存量项目配储需求年提升1%。
功率配比方面，各省储能要求配置比例在10%-20%之间，假设未来五年平均配储比例年提升2%，2025年可稳定达到20%。
备电时长方面，新能源场站配储以2小时为主。
电网侧：需求迫切已然呈现，静待政策落地
渗透率方面，电网侧储能主要需求在于提供电力辅助服务，假设火储联合提供电力辅助服务的最优功率配比为火电机组的3%，据我们测算2020年电网侧储能渗透率在1.8%，得益于2020年储能参与辅助服务补偿机制的加速出台以及项目的可盈利性，预计未来五年电网侧储能渗透率可实现快速提升。
备电时长方面，储能参与调频更多考虑短时调节容量，以0.5小时为主；储能参与调峰以4小时为主，平均取2小时备电时长。
用户侧：经济性有所提升，优质项目是关键
主要考虑工商业储能、家庭储能和5G基站及数据中心储能。假设分布式光伏中，工商业光伏和户用光伏配置比例为4：1，工商业配置储能渗透率随峰谷价差扩大和储能系统成本下降逐年升高，备电时长以4小时为主。考虑到中国居民电价偏低，民众对储能接受度较低，预计家庭储能增量主要来自于欧美等发达国家市场，同样以4小时备电时长为主。
5G基站与数据中心的高耗能属性迫使运营商通过配备储能进行综合能源管理来降低整体用电成本，同时锂电池替代UPS铅酸电池需求明显，叠加政策端探索数据中心储能参与电网互动来提高资源使用效率，预计配储渗透率将实现快速提升，储能时长同样以4小时为主。