储能行业发展概况、应用情况、市场容量及发展趋势
思瀚产业研究院    2024-07-08

（1）储能行业发展概况及应用情况

①储能技术简介

储能即能量的存储，指通过某种介质或设备，将一种形式的能量转化成另一种较为稳定的能量形式并存储，在需要时以特定能量形式释放出来的一系列技术和措施。

凭借受地理条件影响较小、建设周期较短、能量密度大等优势，电化学储能可灵活运用于各类电力储能场景中，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，其中又以锂离子电池为主，主要应用于分钟至小时级的工作场景。

②储能应用场景

储能在电力系统中具有丰富的应用场景，通常将储能的应用场景分为发电侧、电网侧和用户侧，具体如下：

在发电侧，不同于传统的火电、水电，新能源发电输出功率受到光照强度、温度等自然条件的影响，输出功率存在季节性和日间差异，无法根据用电端需求调整发电量，属于不稳定的电源，因此装机或发电占比达到一定程度时，会影响电网的稳定。为保障电力系统安全稳定运行，新能源系统将借助储能产品再并网，以平滑电力输出，进而缓解以光伏、风电为代表的新能源发电因其间歇性与波动性对电网稳定性带来的冲击和弃风弃光等电力消纳问题。

在电网侧，传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，输配电及控制设备必须考虑最大负荷，从而会存在投资成本较高、资产利用率较低的问题。电网侧储能技术的出现可打破原有最大负荷法的原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可有效缓解电网阻塞、促进设备的扩容升级，从而达到节约电网投资成本、提高资产利用率的效果。发电侧和电网侧的储能，一般以集装箱为主要载体，主要应用于 30kW 功率以上的应用场景，需要较高的产品容量。

在用户侧（负荷侧），主要将新能源发电和储能系统相结合，以实现高比例的低成本电力自发自用，降低用户的用电成本并利用储能系统的离网能力提高用户的用电稳定性。同时，用户还可以在电价处于低谷时利用储能系统存储电能，在电价处于高峰时减少使用电网电能的数量甚至从储能系统中释放电能出售，进而通过峰谷电价获取收益。用户侧的储能，一般以分布式储能柜为主要载体，主要适用于 1kW 至 10kW 功率段的工商业园区和分布式光伏电站等应用场景，产品容量相对较低。

③“源网荷储”系统是储能的延伸应用场景

“源网荷储”系统是一种包含“电源、电网、负荷、储能”整体解决方案的运营模式，可提高能源利用效率，提高电网安全运行水平，解决清洁能源消纳过程中电网波动性等问题。在这个系统中，源指的是能源供给方，包括可再生能源如太阳能、风能、水能，以及传统能源如煤炭、石油和天然气等；网指的是能源传输网络，包括输电线路和电力系统设备；荷指的是能源的终端用户，包括居民、企业、公共设施等；储指的是能源的储存技术，包括储能设备和储能技术。

在传统模式的电力系统下，电源以火电厂为代表，负荷以居民端和工业端为代表。两者空间相对独立，联系两者的电网控制采取了面向自身的大电网一体化控制模式，即源随荷动的实时平衡模式。

“新型电力系统”下，作为“负荷”的用户侧，新增了新能源汽车等充电需求，显著增加了电网的压力。而光伏等新能源发电方式的引入，使用户侧具备成为“电源”的可能。另外，考虑新能源汽车的快充需求与新能源发电的不稳定性，在用户侧建立“储能”设施能够平抑新能源发电、用电对电网的冲击，实现波峰送电、波谷取电。

伴随新能源应用场景的多元化，用户逐步萌生了构建局部微电网的需求，即将“电源”（光）、“储能”（储）和“负荷”（充）连接起来，通过配套的调控技术、通信技术以实现对各类分布式能源整合调控，构建小型微电网，实现新能源本地的自发自用，并与大电网双向连接，减少对大电网的冲击，甚至在某种程度上可以支撑大电网的平衡。该小型微电网系统与储能构成了“光储充综合能源系统”，是“源网荷储”较为重要的应用方向。

（2）储能行业应用前景和市场容量

根据 CNESA 的相关报告，截至 2023 年末，全球已投运储能项目累计装机功率达到 289.20GW，较 2022 年末 237.20GW 同比增长约 21.92%。新型储能的累计装机规模高达 91.33GW，同比增长 99.62%。

截至 2023 年末，中国已投运储能项目累计装机功率达到 86.50GW，较 2022年末 59.80GW 同比增长 44.65%，占全球累计装机功率 29.91%，占比较 2022 年末提升 4.70 个百分点。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，占比 59.40%。市场增量主要来自锂电子电池、铅蓄电池、压缩空气等新型储能，其累计装机规模达到 34.51GW，同比增长 163.93%。 2023 年，中国新型储能新增规模21.44GW，同比增长 191.77%。新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行。

从新型储能规划在建项目情况来看，中国新型储能已经走向规模化发展。2022 年规划、在建、投运的项目共计 1,799 个、约 104.50GW。其中投运的新型储能项目主要以小于 10MW 的中小体量为主，数量占比约 61.98%；规划中和在建的储能项目以 10MW 及以上的大体量项目为主，数量占比达到 75.73%，其中规划在建的百兆瓦项目超过 402 个，在体量上具备为电网提供储能支持的基础和条件。

（3）储能行业发展趋势

①锂电池关键材料价格下降助推储能系统的大规模普及

锂离子电池凭借循环特性好、响应速度快等特点，是目前电化学储能中的主流产品。锂离子电池主要由正极材料、负极材料、电解液、隔膜和外壳组成，根据正极材料的不同，锂电池主要分为磷酸铁锂电池和三元锂电池。

磷酸铁锂电池以磷酸铁锂作为正极材料，三元锂电池以镍钴锰酸锂或镍钴铝酸锂作为正极材料。尽管三元锂电池相比磷酸铁锂电池具有更高的能量密度，但是磷酸铁锂电池在循环寿命、安全性和成本方面优势明显，因此更适合储能场景，是目前电化学储能正极材料发展趋势。

受 2021 年下半年以来大宗商品价格上涨和电解质等关键材料市场需求增长等因素影响，磷酸铁锂价格持续攀升，根据 Wind 数据显示，作为磷酸铁锂主要原材料的 99.5%电池级碳酸锂价格于 2022 年 11 月达到 57 万元/吨。随着磷酸铁锂市场供需的变动和锂电池生产技术的快速进步，磷酸铁锂价格持续回落。锂电池关键材料价格的下降将大幅促进储能系统需求的释放，带动储能市场规模的发展壮大。

②储能可较好地解决新能源带来的电网系统平衡问题，是新型电力系统的战略性支撑，将迎来规模化发展

近年来，为鼓励新能源产业发展，国家引导建设以新能源为主体的“新型电力系统”，并加快构建适应新能源高比例发展的电力体制、新型电网和创新支撑体系。国家能源局于 2021 年 3 月发布《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知（国能综通新能〔2020〕29 号）》，指出“优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源，大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。在电源侧研究水电扩机改造、抽水蓄能等储能设施建设、火电灵活性改造等措施，提升系统调峰能力”。

根据国家能源局公布的数据，2022 年全国风电、光伏发电新增装机突破1.25 亿千瓦，再创历史新高；2023 年全国可再生能源新增装机 3.05 亿千瓦，占全国新增发电装机的 82.70%；截至 2023 年末，可再生能源（含风电、太阳能发电、生物质发电、常规水电、抽出储能等）装机达 15.16 亿千瓦，占全国发电总装机的 51.90%。

然而由于新能源发电的间歇性和不稳定性，规模并网将对现有电力系统的正常稳定运行造成冲击。储能系统可以发挥其电力消纳能力实现削峰填谷功能，进而改善电网稳定性，实现平滑供电，因此新能源的发展必将同步带动储能行业的发展。

③储能装机增量主要来源于发电侧和电网侧，央企、国企将是储能投资的重要参与者

根据 CNESA 数据，2018-2020 年，我国发电侧新增装机分别占 17.4%、20.0%和 25.7%，电网侧新增装机分别占 32.0%、19.0%和 37.8%。2018 年 10 月30 日，国家发改委连同国家能源局发布《国家清洁能源消纳三年行动计划任务（2018-2020）》，提出到 2020 年弃风率力争控制在 5%左右，弃光率低于5%。

2021 年以来，山东、宁夏、青海等省份相继出台新能源强制配储政策，要求新能源装机必须搭配一定比例功率的储能系统。上述政策的出台和实施将有力推动我国发电侧和电网侧的储能装机需求。

在秉持贯彻“碳中和”新发展理念，以最大化消纳新能源为主要任务的新型电力系统背景下，各地央企、国企将进一步规划落实新能源装机计划，未来发电侧新能源发电装机量将持续放量增长。

储能技术可以起到削峰填谷的功效，减轻电网的波动，保障电力系统安全运行，储能的需求也将随之提升。例如，国家电网近年来聚焦新型储能材料装备、系统集成、规划布局、试验检测、运行控制等领域，持续投入，已开展100 余项课题研究；国网镇江供电公司投运了光储充直柔微电网示范项目，实现了光伏用电在区域内自发自用，并可以根据外部环境灵活调整运行模式，以直流电向相邻台区进行柔性互联。

④分时电价机制完善迎来储能市场发展机遇

2021 年 7 月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，从优化峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制等六个方面对现行分时电价机制作了进一步完善，要求：①电力系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不低于 3:1；②各地建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。

在用户侧，储能系统获取收益的方式主要取决于峰谷价差，峰谷价差越大，通过储能系统参与峰谷价差获利的收益率越高；对于工商业用户，在中国现行的两部制电价下，除缴纳与用电量正相关的电度电费之外，还需缴纳基于变压器容量或最大需量的容量电费。

除参与峰谷价差获利外，工商业用户可以使用储能系统在用电低谷时充电并在用电高峰时放电，降低变压器容量或最大需量，进而降低容量电费部分的成本。随着电价市场化改革进程加速以及电力交易机制的完善，用户侧储能系统参与峰谷价差获利的可行性不断增强，储能系统的经济效益日益显现，有助于储能市场规模的进一步扩大。

⑤储能技术研发不断加快，储能标准体系日益健全

2019 年 6 月 25 日，国家发改委、科技部、工信部、国家能源局共同印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020 年行动计划》，明确提出由科技部牵头推动储能技术研发，计划在国家重点研发计划中，着力加强对先进储能技术研发任务的部署，集中攻克制约储能技术应用与发展的规模、效率、成本、寿命、安全性等方面的瓶颈技术问题，使中国储能技术在未来 5-10 年甚至更长时期内处于国际领先水平，形成系统、完整的技术布局，以及具有核心竞争力的产业链。

由国家能源局牵头提升储能运行安全性，在电源侧研究并采用响应速度快、稳定性高、具备随时启动能力的储能系统，提高机组运行稳定性和故障快速恢复能力，在电厂全厂失电的情况下实现发电机组黑启动。在电网侧研究并采用大容量、响应速度快的储能技术，抑制因系统扰动导致的发电机组振荡，在短时间内提供足够的有功功率动态支撑，降低系统崩溃的风险。

2020 年 1 月 9 日，国家能源局、应急管理部、国家市场监督管理总局联合印发《关于加强储能标准化工作的实施方案》，强调建立储能标准化协调工作机制以及储能标准体系、推动储能标准化示范工作。

2020 年 1 月 17 日，教育部、国家发改委、国家能源局联合颁布《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024 年）》，计划在未来 5 年增设若干储能技术本科专业、二级学科和交叉学科，完备储能技术人才培养专业学科体系，并推动建设若干储能技术学院（研究院），建设一批储能技术产教融合创新平台，推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平。

随着储能技术的持续发展，储能效率、稳定性、经济性均有望得到进一步的提升，结合我国日益完善的储能行业标准，已为储能产业的长远发展打下了坚实的基础。

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