根据储能功率与容量比例，可将储能分为功率型、能量型和容量型。容量型储能电池
主要为离网型光伏储能或用户侧的峰谷价差储能，一般需要连续充放电 2 小时以上。功
率型储能电池多应用在电力调频或平滑可再生能源波动的场景，需要储能电池在秒级或
分钟级时段快速放电。能量型储能电池适合一些同时需要条调峰和调频的应用场景。
一.社区走访详情：电化学储能的灵活性调节特质是其在电力系统得到广泛应用的重要原因。以光储发
电系统为例，由于光伏发电受资源禀赋限制，出力曲线天然具有波动性、间歇性，无法很
好地与符合曲线匹配，因此并网后容易加大电网的消纳负担。加装电化学储能后，储能可
通过快速的充放电，在发电功率低时放电，在功率高时充电，调价电源与负荷端的功率差，
实现用电与发电的高度匹配。
储能系统参与辅助服务市场亦运用相似的原理，本质上均利用电能的时移与快速响
应的特质，来完成资源的灵活调整，提升整个电力系统的安全稳定水平。
二. 核心驱动：需求端长线逻辑清晰，供给端降本优化经济性
需求端：碳中和大背景下政策为产业发展提供有力支撑。当前碳减排已成全球共识，
据 ECIU 统计，目前已有 20 个以上国家针对碳中和立法或提出目标，顶层设计推动下游
政策出台，风光作为技术成熟与安全可靠的清洁能源，将成为各国推进的重点。储能作为
稳定清洁能源发电波动，提高系统消纳能力的关键手段，亦将在政策的推动下与新能源发
电系统配套，得到大规模的应用。
三.供给端：技术降本叠加高电价共同推动经济性，打开市场化需求空间。据 BNEF，得
益于锂电池技术的快速进步升级，锂离子电池包的单价已由 2010 年的 1191 美元/kWh 降
至 2020 年的 137 美元/kWh，预计于 2020 年再下降 9%，2021 年实现 125 美元/kWh 的均
价，此时单价与 2010 年相比已下降 90%，带动电化学储能系统成本大幅下降，提高经济
效益。同时，据国家电网 2019 年统计的数据，欧洲发电国家的居民电价普遍在 1 元/kWh
以上，美国、韩国和加拿大亦在 0.75 元/kWh，均高于中国的 0.542 元/kWh。海外终端用
户的高电价使海外用户对储能系统价格有更高的容忍度，变相提升了储能系统的经济性，
是储能快速规模化应用的重要驱动力。
电化学储能技术路线众多，锂离子电池整体优势明显。储能系统的核心需求在于高
安全、长寿命和低成本。从成本的角度考虑，目前只有铅蓄电池的度电成本低于锂离子电
池，但铅蓄电池能量密度与功率密度偏低，无法适配需要快速放电的调频场景；用作容量
电池时，质量是同等容量锂电池的 4 倍左右，在便携性方面受到限制。综合来看，锂离子
电池是最适用电化学存储场景的技术路线。除成本考量外，其他电池技术路线亦在技术成
熟度、能量效率方面有一定缺陷，因此综合来看，锂离子电池是最适用电化学存储场景的
技术路线。