导语
储能技术是新能源规模化发展的重要配套基础设施，本质是在解决发电供需不同步的问题，在构建以新能源为核心的新型电力系统中，可以起到消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。
新能源发电具有间歇性和不稳定性，大规模应用接入电网，实现稳定按需输出，必须依靠储能设施作为中介进行调配，未来储能设备将会是新能源发电的必备品，成为能源领域的一个重要发展分野。
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。相比于传统抽水储能动辄6-8年的建设期、建设条件的高要求，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较好，优势逐渐凸显，新型储能将是未来储能行业发展的重要方向。
我国政策也有力支持新型储能发展。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，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。2022年6月，《“十四五”可再生能源发展规划》发布，提出推动新型储能规模化应用。鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务，有序推动储能与可再生能源协同发展，提升可再生能源消纳利用水平。
同时，新型储能在市场中也备受投资者瞩目，大力投入研发，推动储能技术多元化发展，宁德时代与中科院合作研发钠离子电池技术，比尔盖茨投资ambri 镝储能液态金属技术 、软银孙正义投资了Energy Vault 混凝土塔储能。
本文将主要以新能源发电基础设施（供给侧）的视角去评价和分析储能技术产业发展，通过梳理产业现状，技术瓶颈，结合行业技术发展路径与政策调控趋势以窥储能未来发展趋势，为读者阐释“双碳”目标下，储能技术对能源结构转型和新能源行业发展带来的价值所在。
01
RENEWABLE ENERGY
储能产业：发展脉络
1.全球储能产业发展趋势
目前储能市场主要的储能形式，包括以抽水储能为代表的传统储能，和以电化学储能为代表的新型储能。
传统储能主要以抽水储能为代表，还包括熔融盐储热、传统压缩空气储能等技术，主要以机械能为储能形式，其中抽水储能和传统压缩空气储能，具有规模大、寿命长、成本低的特点，但其选址受制于地理资源和环保限制。新型储能包括锂电池储能、钒液流电池等电化学储能，也包括超级电容、超导储能等电磁储能技术。
从应用场景来看，抽水储能和压缩空气储能适用于大规模能量调配的储能需求，主要应用于大规模可再生能源并网、电网侧电力辅助服务等来实现长时段能源管理；锂离子电池、铅酸电池、钒液流电池等电化学储能的功率范围在千瓦至兆瓦级，放电时间灵活，适用于风光发电、小规模能量调度和短时电网调频等场景；超级电容和超导储能技术响应速度快，一般用于应急不间断供电等领域。
从市场主流程度来看，在存量装机中，抽水储能占比最高。根据CNESA全球储能数据库，2021年全球储能总装机205GW，抽水储能占比86％，达177GW。电化学储能装机占比10％，约达21GW。在新增装机中，电化学储能增量最快。2021年全球新增储能装机13GW，抽水蓄能占比40％，新增5.3GW，电化学储能占比57％，新增7.5GW。
从以上数据可以看出，目前短中期趋势下电化学储能是全球储能行业发展热点，多元化是储能技术发展特点。
2.可再生能源发展带来储能万亿市场
“十四五”时期是新型储能发展的重要战略机遇期。我国的储能装机规模世界第一，但储能与风电光伏新能源装机规模的比例不到7%。随着新能源发电规模的快速增加，为储能装机带来巨大增长空间。据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量达到45.93GW，同比增长29%。其中，抽水蓄能新增规模居首，为8.05GW；电化学储能紧随其后，投运规模达1.87GW/3.49GW时，规划在建规模超过20GW。其中，新能源配置储能是新增装机的主要支撑。
双碳目标确立以来，储能政策频频发布。国家层面明确“十四五”及中长期新型储能发展目标与重点任务，为储能在“十四五”时期的发展明确了方向。中国能源研究会储能专委会副主任委员裴哲义表示，随着新能源装机规模不断增加，电力系统稳定水平明显下降。以电化学为代表的新型储能具有调节速度快、布置灵活、建设周期短等特点，对构建更加灵活高效的新型电力系统具有重要意义。
2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。22日，《“十四五”现代能源体系规划》发布，明确到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右；抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。
在能源结构转型中，可再生能源占比不断提升，而其中占据主要地位的风能光伏等能源具有间歇性特点。根据国际能源署（IEA）的指导意见，间歇性能源的发电占比低于15%的时候，对电网冲击较小；占比在15%~25%的时候，对电网冲击较大，需要引入储能电源来调峰调频；占比超过25%，为保证电网稳定性，所有电厂都必须配置储能。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年全国非水电消纳责任权重分别达到18%左右，这表示电力系统消纳18%的电力来自可再生能源间歇性发电，意味着储能将成为未来新能源发电项目开发的必需品。多省市能源局出台相关政策，对新能源配储比例做出要求，大部分省市规定储能比例不低于发电项目装机容量的10%，内蒙古、湖南、河南、广西等地，要求的配储比例达到15%~20%。
根据此前发布的国家发展改革委、国家能源局联合印发的《加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上。今年以来，各省市加快推进储能项目的落地，有超过20个省份明确了配套储能设备的配储比例。据业内人士观点，储能市场快速增长，或将带来一个新的万亿市场投资机遇。
3.我国储能产业逐步进入市场化初期，政策由扶持转向规范化管理
1）政策趋势
2017年，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》中提到，以“政府引导、企业参与。创新引领、示范先行。市场主导、改革助推。统筹规划、协调发展。”为基本原则，发展储能技术和产业。可以看出市场还未成熟，需要以政府为中心引导企业发展市场。
2021年，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》印发，其中基本原则变为“统筹规划、多元发展。创新引领、规模带动。政策驱动、市场主导。规范管理、保障安全。”
2022年，《“十四五”新型储能发展实施方案》印发，基本原则变更为“统筹规划，因地制宜。创新引领，示范先行。市场主导，有序发展。立足安全，规范管理。”
从2021和2022政策基本原则的描述变更中不难看出，目前统筹规划储能行业如何发展是核心，同时随着储能产业市场化逐步成熟，政府逐渐从对产业政策扶持中退出，进入对市场进行规范管理的阶段。在2022《实施方案》中，特别强调要因地制宜，意味着下一步规模化项目落地将成为未来工作重点所在。
国家发展改革委出台《“十四五”可再生能源发展规划》，制定《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》并由国办转发，进一步细化明确了推动水电、风电、光伏、生物质能等可再生能源发展的目标任务，明确了储能行业的发展目标与潜力。
《“十四五”现代能源体系规划》明确了下一步要提高新能源消纳水平，围绕规划建设新能源供给消纳体系、创新电网结构形态和运行模式、增强电源协调优化运行能力、加快新型储能技术规模化应用等方面提出了推动构建新型电力系统的具体举措。科技部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，部署了储能技术相关的集中攻关、示范试验和应用推广任务，明确了技术路线图。对储能行业的发展路径做出清晰的规划。
2）产业发展现状
据国家能源局介绍，“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。锂离子电池、压缩空气储能等技术已达到世界领先水平，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。以电化学储能技术为例，近年来，电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标得到大幅提升，应用成本快速下降。近5年，锂电池能量密度提高了1倍以上、循环寿命提高了2至3倍、应用成本下降超过60%。
根据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%，所占比重与上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75%。
中投产业研究院发布的《2022-2026年中国储能产业深度调研及投资前景预测报告》显示，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，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。
02
RENEWABLE ENERGY
储能产业：瓶颈
1.新型储能规模化发展面临成本难题
中国化学（601117）与物理电源行业协会储能应用分会理事长、平高集团储能科技有限公司总经理田刚领指出，目前储能行业原材料采购价格仍处于高位，储能产品价格处在低位，效益指标出现下降，造成了内卷的局面，低价竞争问题仍在延续。当前全球通胀高企，原材料价格高居不下，据数据统计，因2021年上游原材料价格提升，储能成本、系统成本上升了30%至50%左右。此外，储能行业全球竞争激烈，加之地缘政治层面影响因素，原材料的供给稳定性成为未来储能行业成本不可控的风险因素。
根据今年中国化学与物理电源行业协会的调研，目前不同应用场景下招标价格在1.29元至1.9元之间，平均是传统抽水储能的1.6倍-1.8倍左右，在未来新能源大规模发展，配装率提高的背景下，新型储能的降本增效还需要技术进一步发展，突破成本制约。
2.电化学储能发展面临安全性问题
电化学储能安全问题在近两年政策中被重点关注。
当前新型储能项目中90%以上为电化学储能，由于电池热稳定问题，近年来国外储能安全事故频发，国内也发生了类似事故，引发社会、行业和政府的担忧，给新型储能的规模化发展带来影响。
2021年4月16日，北京国轩福威斯“光储充”一体电站发生了爆炸事故，导致2名消防员牺牲、1名消防员受伤。事后，中国电力科学研究院在事故分析报告中就有提到储能电池安全质量和电池管理系统或是这场事故的两大诱因。这场爆炸事故为整个行业敲响了警钟，也引起了国家的高度重视。
后续政策逐渐强化安全监管，2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》多次强调了储能安全，包括以建立安全技术标准及管理体系，强化消防安全管理，严守安全底线为基本原则；在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步；强化电化学储能安全技术研究等。2022《“十四五”新型储能发展实施方案》也强调提出，加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。
3.缺乏有效的市场机制，社会资本参与度不足
发改委价格成本调查中心指出，新型储能正处于商业化发展初期。目前除抽水蓄能外，新型储能相关的电价政策和市场机制还不够完善，存在成本疏导不畅、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题。
我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益方式单一，尚未形成可持续的商业模式。据相关专家称，新型储能的应用场景广泛、投资门槛低、统筹管理难，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。
目前储能利润的主要来源是峰谷电价差，目前只有抽水蓄能满足盈利价差，而新型储能则需进一步降低自身建设成本才能实现转亏为盈，然而投入的成本让许多社会资本望而却步。
03
RENEWABLE ENERGY
储能产业：前景与展望
1.技术创新、多元化发展仍是储能发展的重中之重
2021年以来，多项政策对储能技术发展路径作出规划。
《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，推动多元化技术开发，包括开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。
此外，《“十四五”能源领域科技创新规划》提出，在储能技术创新方向，将针对电网削峰填谷、新能源并网开发能量型/容量型储能技术，针对电网调频、平滑可再生能源波动开发功率型/备用型储能技术：
能量型/容量型储能技术装备及系统集成技术：
集中攻关：针对电网削峰填谷、集中式可再生能源并网等储能应用场景，开展大容量长时储能器件与系统集成研究；研发长寿命、低成本、高安全的锂离子电池，突破铅碳电池专用模块均衡和能量管理技术，开展高功率液流电池关键材料、电堆设计以及系统模块的集成设计等研究，研发钠离子电池、液态金属电池、钠硫电池、固态锂离子电池、储能型锂硫电池、水系电池等新一代高性能储能技术，开发储热蓄冷、储氢、机械储能等储能技术。
功率型/备用型储能技术装备与系统集成技术：
集中攻关：针对增强电网调频、平滑间歇性可再生能源功率波动以及容量备用等储能应用场景，开展长寿命大功率储能器件和系统集成研究；开展超导、电介质电容器等电磁储能技术攻关，研发电化学超级电容器、高倍率锂离子电池等各类功率型储能器件；研发大功率飞轮材料以及高速轴承等关键技术，突破大功率飞轮与高惯性同步调相机集成关键技术，以及 50MW 级基于飞轮的高惯性同步调相机技术。
目前，我国在钠离子电池领域具有领先地位，宁德时代与中科院合作研发钠离子电池技术已经初步成熟，可以进入市场化阶段。钠离子电池是新型储能中继锂离子电池后，中期发展重点的储能技术，具有高性能、低成本、高循环寿命等潜在优势，另外规模化应用后将有效避免目前全球锂离子供应不足的风险。
2.政策支持深化电力市场化发展，推动储能多元主体加速入场
国家能源局大力推动新型储能商业化应用发展，将带动更多社会资本进入储能行业，促进储能市场高质量发展。
2022年9月，国家能源局答复政协十三届全国委员会第五次会议第00021号提案。其中提到，就持续推进电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场体系建设，下一步工作重点，国家能源局将持续深化电力、油气体制机制改革，加强事中事后监管，加快现代能源市场建设，更多依靠市场机制促进节能减排降碳。会同有关部门持续深化电力市场建设，进一步完善市场化电价形成机制，推动各类发电企业直接参与市场。
2022年7月，在国务院新闻办举行的“加快建设能源强国 全力保障能源安全”新闻发布会上，国家能源局电力司司长何洋表示，针对不同的应用场景，会同有关部门一块研究新型储能成本的疏导机制，建立新型储能的成本疏导机制可以推动新型储能的商业化应用和发展。
2022年6月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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》，明确要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。《通知》提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场。对于以配建形式存在的新型储能项目，《通知》明确将鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体参与电力市场。业内人士称，《通知》进一步明确了新型储能市场定位，意味着将带动更多社会资本投入到新型储能行业，提升新型储能利用水平和效益，引导行业健康快速发展。
