新型储能产业市场现状 新型储能产业发展政策

新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”，由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势逐渐凸显。

从技术发展路线来看，新型储能目前多种技术并进。其中锂电池储能市场份额占比超90%，是目前新型储能中发展最为成熟的技术方向。而从当前节点看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、重力储能、飞轮储能这五种新型储能路线也值得重点关注。

根据中研普华产业研究院发布的《2023-2028年新型储能行业市场发展环境与投资趋势分析报告》显示：

“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。

伴随可再生能源加速发展，国内新型储能项目建设明显提速。截至2021年底，全国新型储能累计装机已超400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展，对能源转型的支撑作用初步显现。

新型储能产业市场现状

双碳”目标下，我国能源电力行业绿色低碳转型进一步提速，为储能发展带来重要机遇。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2021年我国储能生产制造产业链日趋完善，市场规模达500亿—600亿元，比2020年增长120%以上。

新型储能建设周期短、布局灵活、响应速度快。目前，锂离子电池在新型储能应用中占主导地位，在新型储能中装机占比超过90%。从效率上看，新型储能均接近或高于抽水蓄能;从经济性看，锂离子电池、压缩空气储能成本正在快速下降，逐步与抽水蓄能成本接近。

从发电侧看，目前国内新型储能大多与新能源或火电等发电机组联合运行，利用储能的调节功能改善火电调频性能，获得调频辅助服务补偿，相关收益不高。独立储能方面，在充放电价格机制未明确的情况下，如果参照传统的电力用户和发电机组价格机制执行，电站在使用电网供应的电力充电时，作为电力用户需支付上网电价、输配电价、政府性基金及附加和相关税费;但向电网放电时，独立储能相当于发电机组，只获得电价和辅助服务等收益。当电网将独立储能所释放的电量售予终端用户，买家仍需支付输配电价、政府性基金及附加。

目前新型储能尚未建立成熟的商业模式，成本较高，在现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场上都难以收回成本。他建议，可以建立类似抽水蓄能发展模式的差异化的两部制(电量+容量)电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，将新型储能具有的有效容量(功率上调)、新能源消纳(功率下调)、调频、爬坡、紧急备用等功能，通过容量电价机制进行支付。

预计，2030年全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模将近9000亿元。

新型储能产业发展政策

今年以来，新型储能政策利好密集发布，企业加码布局，赛道竞逐升温。业内人士预计，随着我国能源转型不断加快，“十四五”期间新型储能产业发展将进入“快车道”，应用前景广阔。

“十四五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期和窗口期，也是新型储能发展的重要战略机遇期。随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，尤其是沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。

我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平，面向世界能源科技竞争，支撑绿色低碳科技创新，加快新型储能技术创新体系建设机不容发。新型储能是催生能源工业新业态、打造经济新引擎的突破口之一，在构建国内国际双循环相互促进新发展格局背景下，加速新型储能产业布局面临重大机遇。

日前，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(以下简称《通知》)，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对其市场机制、价格机制和运行机制等作出部署。业内人士分析，此举将有力推动新型储能产业发展，进而为中国构建新型电力系统提供有力支持。

从选址布局看，新型储能可布局的空间更多，环境适应性更强，在发电侧、电网侧、用户侧均可部署，可以大规模或分布式布局。从功能看，新型储能可发挥调峰、调频等作用，也可作为电源备用，起到平滑风力发电、光伏发电波动性的作用。

更多行业详情请点击中研普华产业研究院发布的《2023-2028年新型储能行业市场发展环境与投资趋势分析报告》。