“双碳”政策将带动中国发电原料格局由化石能源逐步转向新能源，预计到2060年，我国新能源发电量将占比80%以上。
同时，为解决新能源发电侧大规模并网带来的“不稳定”压力问题，发电侧“配储政策”也将为储能端带来新突破。
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“双碳”政策发展
2020年9月，中国在第57届联合国大会上正式提出“双碳”目标，即2030年实现“碳达峰”，2060年实现“碳中和”。
我国力争在2030年二氧化碳排放量将达到峰值不再增长，预计碳排放将达到127亿吨；到2060年我国碳排放量将进入“中和”阶段，预计碳排放量为26亿吨，与2020年相比碳排放量下降74.8%。
这里值得注意的是，“碳中和”并不意味着二氧化碳的零排放，而是由于企业生产、个人活动等行为直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消自身产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。
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“双碳”战略带动发电侧格局改变
我国目前高碳排放的三大行业是：电力与供热（占比51%）、制造与建筑业（占比28%）、交通运输业（占比10%）。
在占比最高的电力供应行业中，2020年全国发电量8亿千瓦时，化石能源发电量为近5亿千瓦时，占比63%；新能源发电量为3亿千瓦时，占比37%。
在“双碳”政策大力减少碳排放的驱动，全国发电结构将迎来重大改变。
到2030年碳达峰阶段，新能源发电量占比将不断攀升至42%，2030年后随着储能基建等配套设备的完善，预计到2060年中国将完成从化石能源发电为主到新能源发电为主的转型，新能源发电占比会达到80%以上。
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储能市场迎来新突破
随着新能源发电侧市场的爆发，储能行业也随之迎来新突破。
储能新能源发电（光伏、风电）密不可分。
光伏发电和风电都有着很强的随机性和地域性限制，导致发电侧的发电量和频率都有着很强的不确定因素，在并网过程中会对电网侧带来很大的冲击压力，所以储能站的建设刻不容缓。
储能站不仅可以有效地解决“弃光弃风”问题，还可以“调峰调频”使得发电侧的发电量和频率可以贴合电网侧的计划曲线，从而实现新能源发电平滑上网。
目前我国储能市场与国外市场相比，仍处于刚起步阶段，随着我国水利等基建的不断完善。
抽水蓄能在市场中仍占据主导地位，2020年中国市场中抽水蓄能装机量为36GW，远高于电化学储能装机量5GW；但化学储能具备不受地域限制，且配置灵活等优势，在未来发展增速较快；预计2060年我国电化学储能会逐步超越抽水蓄能的装机量，达到160GW。
现阶段在新能源发电侧项目竞标中，许多地方政府会明确规定新能源发电站配储不低于10%-20%，且充电时长不小于1-2小时，可见“配储政策”将为发电侧电化学储能市场带来非常可观的增长。
但现阶段由于发电侧电化学储能的盈利模式和成本传导尚未十分清晰，导致内部收益率较低，绝大多数储能站多为政策引导建设，商业模式问题仍待解决。
