中国储能行业发展如何？ 日益成为未来主要储能应用方向

根据《2023-2028年中国储能电池行业供需分析及发展前景研究报告》分析，储能是指将电能通过物理或者化学的手段转化为其他形式的能量存储起来，在需要的时候将能量转化为电能释放出来，类似于一个大型“充电宝”。近年来，各类储能技术在新能源发电系统的应用蓬勃发展，并且日益成为未来主要储能应用方向。据能源局统计的数据，我国已经发展成为世界新能源生产第一大国，正在主导全球新能源发电产业的发展进程。同时，我国的新能源发电产业促使了储能技术的飞速发展，对全世界储能行业发展具有导向性意义。目前，我国新能源发电储能大致可以分为：五大发电集团和各种分布式电站投资的发电侧储能、两大电网公司投资的电网侧储能和电力用户投资的用户侧储能。

发电侧储能主要应用于传统火电及水电进行协调提供二次调频辅助服务，目前我国各大区域电网主要以大型水电和火电机组作为电网调频电源。通过调整调频电源出力来响应系统频率变化。但水电及火电机组在调频方面具有一定的局限性。主要表现在：1）火电机组的调频性能较差，响应时间滞后、不适合短时调频，调频精度不高；2）参与一次调频机组受到蓄热制约存在调频量明显不足甚至远未达到调频调节量理论值；3）参与二次调频的机组爬坡速率慢；4）参与调频后加剧了机组磨损而损害机组寿命，增加了燃料消耗，提升了运营成本。而电池储能能够解决以上问题，它具备快速响应、精确跟踪的特点，比传统调频手段更为高效。此外，短时功率吞吐能力强，可充可放，双向调节。有研究指出储能调频效果是水电机组的1.7倍，是燃气机组的2.5倍，是燃煤机组的20倍以上。

以光伏和风电为代表的新能源发展迅速，根据国家能源局发布的数据，2021年，我国风电与太阳能发电装机容量双双突破3亿千瓦大关，连续多年稳居世界首位。风电和太阳能发电对全国电力供应的贡献不断提升。随着风光大规模接入电网，在改善电源结构的同时，波动性和间歇性的缺陷给电网带来影响，电网的调峰、弃风弃光压力较大。在此背景下，各地政府均对可再生能源配储能提出了明确要求。根据全国信息平台统计的信息，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产；山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，与项目本体同步分期建设。未来随着可再生能源发电规模的不断扩大，对于储能需求将逐步加大。

随着发电侧对风能、太阳能等可再生能源发电的不断部署，用户侧电力需求的不断增长，日益扩大的峰谷负荷差使现有的输电和配电线路面临着巨大的压力，输配电配套设施急需改造升级；但是构建新一代输电和配电线路存在着投资大耗时长的缺点，急需一种耗时短、成本低且可靠性高的解决方案来解决现有输配电网存在的问题，而配套先进的电池存储系统正是解决该问题的可靠且具有不错成本效益的有效途径。电力的输配电网中配置一定的电池储能系统，在负荷低谷时段，电池储能系统作为负荷进行能量存储，在负荷高峰时段，电池储能系统作为电源进行能量释放，以解决现有输配电线路在高峰负荷时段负荷力不足、低谷负荷时段输配电线路设备利用率低的问题，实现整体提高输配电效率的目的。另外当输电网发生局部故障时，还可利用储能系统持续供电以保证电力的正常输送。

在一些类似于电镀、地铁等高集中的用电大户，配置储能系统能够使企业利用低谷期低电价的“谷电”对储能系统进行充电，然后在用电高峰时段将储能系统中的电能应用于工厂或企业部门的生产、运营中，不仅可大大减轻电网负担，还可以有效降低运营成本。此外，针对在楼宇或工厂内存在的间歇性停电突发状况，通过配置一定量的锂电池储能系统作为应急后备电源可有效解决间歇性停电问题。控制峰值，减低高峰的功率，以降低高峰费，保证入网功率不过负荷，提供安全性。入围线路的功率可以减低以节省费用。

在一些居民家庭中配置一定大小的光伏储能电池系统，在白天利用大阳能发电解决家电的日常耗电，多余电能可存储于储能电池中以供晚间使用，还可选择回馈至电网以赚取电费，在夜间利用电池系统进行放电，合理避开高电价的高峰用电时段，有效解决居民用户对市电使用的强度依赖。另外也可作为家庭的备用电源以应对市电停电情况发生。

随着全球范围内5G时代的开始，基站迎来大范围铺设和应用，通信基站对于储能需求增加。通信电源系统是通信系统的心脏，通信电源是整个通信网络的关键基础设施。5G基站耗能相对较高，储能安装需求提升。通讯基站小型化、集成化的趋势对通信备份电源功能(环境适应性、能量密度等)提出了更高的要求。传统基站储能用的铅酸电池存在能量密度低、使用寿命短、对环境污染严重等缺点，锂电池能很好的解决铅酸电池存在的不足，锂电池具有功率/容量大，使用寿命长，重量更轻，绿色环保无污染，环境兼容性好等突出的优点。锂离子电池因其突出的功能优势和不断提高的性价比，有望在通信后备电源领域率先突破。

2020年9月22日，习近平总书记在联合国大会一般性辩论上向全世界宣布，“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。2022年8月，为深入落实党中央、国务院有关部署，做好科技支撑碳达峰碳中和工作，科技部等九部门联合印发了《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》。方案中提出，“能源绿色低碳转型支撑技术”中提到了储能技术，提出要研发压缩空气储能、飞轮储能、液态和固态锂离子电池储能、钠离子电池储能、液流电池储能等高效储能技术；研发梯级电站大型储能等新型储能应用技术以及相关储能安全技术。

我国能源体量大，但能源结构复杂且具有一定的特殊性，而储能产业是能源结构转型的关键和推手，加快储能产业的发展，对推动经济发展和建设健康的能源产出与消费体系具有重要意义。政府部门从2018年开始就通过制定出台多种政策来规范和推动储能技术与产业的发展，包括制定行动计划指南、探讨参与电力现货市场交易等政策。尤其是2022年发布具有重要意义的《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。市场机制、商业模式、标准体系成熟健全。

地方政府对于储能产业也非常重视，各地出台了一系列政策，支持本地储能产业发展。2021年至今，全国共有24个省区发布了能源配储能政策，其中，不少地方对分布式光伏配套建设储能都提出了明确要求。例如，山东省是国内首个出台电力现货市场储能支持政策的省份，政策中明确新型储能示范项目进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。

受益于不同应用场景对于储能的快速增长，储能装机量呈现高速增长。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）的数据显示，截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，抽水蓄能的累计装机占比首次低于90%，比去年同期下降4.1个百分点；新型储能的累计装机规模紧随其后，为25.4GW，同比增长67.7%，其中，锂离子电池占据绝对主导地位，市场份额超过90%。

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重与去年同期相比再次下降，下降了3个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长74.50%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，占比高达70.7%。其中，2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW，其中，抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW/4.9GWh，同比增长54%；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，特别是后者，在2021年实现了跨越式增长，新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。

根据中关村储能产业技术联盟保守场景预计，2026年我国新型储能累计规模将达到48.5GW，2022-2026年复合年均增长率（CAGR）为53.3%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。理想场景下，随着电力市场的逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势，有望在竞争中脱颖而出。据CNESA，预计我国2026年新型储能累计规模将达到79.5GW，2022-2026年复合年均增长率（CAGR）为69.2%。预计2023年，全球的储能电池需求量将达到260GWh，到2025年将增长至625GWh，年均复合增速将达到54.9%。

抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案，是典型的物理储能方式。其原理是利用过剩电力将水从低标高的水库抽到高标高的水库。用电时让水回流至低标高的水库推动水轮机发电。其优点是能量储存集中，有利于弥补新能源存在的间歇性、波动性短板，是当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统。

2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

根据ESCN公布的数据，截止2021年底，我国抽水蓄能装机容量达到3639万千瓦，较2020年增长15.56%。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，目前我国已纳入规划的抽水蓄能站点总资源为8.14亿KW。其中，重点实施项目4.21亿KW，规划储备项目3.05亿元。各地区拟在“十四五”期间建设110个抽水蓄能项目，规划装机容量达到136475MW，共计投资6474.31亿元。

虽然抽水蓄能在储能总装机量占据较高的市场份额，其市占率呈现逐步走低趋势。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）的数据显示，截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，抽水蓄能的累计装机占比首次低于90%，比去年同期下降4.1个百分点。此外，中国截至2021年底已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重同比再次下降约3个百分点。通过分析2018到2021年的装机份额可以看出，抽水蓄能占比较大，但逐步走低。

通常来说，新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年新型储能装机规模达30GW以上，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化发展。通过分析历年的储能方式可以看出，新型储能的份额逐年提升，全球新型储能份额从2018年的4.2%提升至2021年的12.2%，中国的新型储能份额则从3.5%提升至12.5%。

飞轮储能的原理是利用过剩电力给真空外壳中的转子加速，把电能以动能的形式储存。飞轮储能电源系统主要由三部分组成：1)飞轮；2)电机：电动机+发电机；3)轴承：为转子提供低耗损支撑。飞能储能在“充电”时，电动机会发动将飞轮加速，将电能转化为机械能储存。当需要用电时，飞轮转速下降，透过发电机将机械能转化为电能给外部供电。飞轮储能是一种分秒级、大功率、长寿命、高效率的功率型储能技术。相较于其他技术，飞轮储能的特点在于，几乎无摩擦损耗、风阻小；比功率可达8kW/kg以上，远远高于传统电化学储能技术；其寿命主要取决于飞轮材料的疲劳寿命和系统中电子元器件的寿命。目前，飞轮储能的使用寿命可达200万次以上，且使用寿命不受充放电深度的影响；运行过程中无有害物质产生；运行过程中几乎不需要维护；工况环境适应性好，-20～50℃下都能正常工作。缺点是能量密度低，最多供电几分钟，而且由于空气和轴承阻力，存储过程中存在电能消耗的情况。