大力发展储能对提高可再生能源利用率，实现“双碳”目标，建立新型电力体系具有重要意义。2022年1月发改委、国家能源局联合发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。

本报告从储能的定义和发展背景入手，对各种储能方式、全球和中国储能产业规模进行了比较，对不同应用场景下储能的商业模式、企业布局、行业投融资等进行了深入分析，并对行业未来所面临的机遇和挑战进行了展望。

储能发展背景

储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的过程。发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中指出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。大力发展储能是提高可再生能源利用率，实现“双碳”目标的必选项，其重要性主要体现在：

其一，储能作为一种优质的灵活性资源，能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。未来储能的经济性将在持续的示范与应用中得到逐步提升，解决能源生产和使用的空间不匹配、时间不同步问题。

其二，为实现“双碳”目标，可再生能源将迎来规模化发展，但风电、光伏发电出力的波动性和随机性特征，增加了调峰调频压力，引发了电网电压质量下降等问题。在此背景下，储能是有效缓解大规模可再生能源并网压力的一种有效技术手段，能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。

其三，储能可有效促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的基础。

“十四五”是加快构建新型电力系统，推动实现碳达峰目标的关键时期，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出了加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。近年来，储能相关政策陆续出台标志着我国储能行业的发展进入了新阶段。2021年，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《加快推动新型储能发展的指导意见》，提纲挈领指明了新型储能发展方向，要求强化规划的引领作用，加快完善政策体系，加速技术创新，推动新型储能高质量发展。

2022年1月由发改委联合国家能源局发布的《"十四五"新型储能发展实施方案》指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。未来储能领域将持续聚焦六大方向，把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰、碳中和工作顺利开局。

2023年2月24日国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，提出在2023年制修订100项以上新型储能重点标准，到2025年在电化学储能、压缩空气储能、可逆燃料电池储能、超级电容储能、飞轮储能、超导储能等领域形成较为完善的系列标准等目标，进一步凸显出国家支撑新型储能技术创新，产业安全、规模化发展。

储能市场概况

储能方式

根据能量存储形式的不同，广义储能技术主要分为热储能、电储能、氢（氨）储能三大类，其中，电储能包括电化学储能、机械储能和电磁储能。目前在电力系统的储能项目中，抽水蓄能仍是主要方式，但以电化学储能为代表的多种新型储能方式正迅猛发展。

（1）传统储能：抽水蓄能目前为主流但未来发展空间可能受限

抽水蓄能，即利用水作为储能介质，通过电能与水的势能转化，实现电能的储存与释放。通常而言，抽水蓄能电站由存在一定落差的上水库、下水库和连接两个水库的引水系统、地下厂房（可逆式水轮机组）组成。当电力负荷处于低谷，或风能、太阳能等新能源持续工作时，电站通过位于地下厂房的可逆式水轮机组利用电力系统多余的电能把水抽至上水库以势能的形式储存起来。在电力负荷高峰期，或风、光等新能源停止工作时，把上水库的水放至下水库发电，实现水能到电能的转化，输送给电网。

从组成结构来看，抽水蓄能电站在普通水力发电站的基础上增设了实现下水库到上水库输水的管道和相应的水泵系统，其犹如一个大型清洁能源“蓄电池”，在无过多燃料消耗的同时，有效地提高了电网的安全性、经济性和可靠性。同时，抽水蓄能具有技术成熟、储能容量大、系统效率高、运行寿命长、安全性能高等优势，是当前商业化程度较高、应用范围较广的主流储能技术。从国际市场来看，抽水储能占据绝对领先地位，截至2020年底，抽水蓄能装机规模占电力储能项目总规模的94%。其中，中国已基本形成关于抽水蓄能的全产业链发展体系和专业化发展模式。据IRENA统计，截至2021年12月底，我国抽水蓄能累计装机容量已达36.4GW，同比增长15.6%，已建和在建规模位列世界首位。美国和日本分别位列第二和第三，累计装机容量约达21.9GW，德国、印度、韩国等国家也在抽水蓄能领域有诸多实践，累计装机容量均达4.7GW以上。

从行业格局来看，我国已投运的抽水蓄能电站，由国家电网公司下属的国网新源和南方电网下属的双调公司占据主要份额。截至2021年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2,351、4,578万KW，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。冬奥期间，国网新源河北丰宁抽水蓄能电站投产发电，其装机容量、储能能力、地下厂房及洞室群规模均位列世界第一，成为北京冬奥场馆实现100%绿电供应的坚强保障，未来也将为京津冀协同发展提供绿色动能。

在“双碳”目标的驱动下，能源结构变化、低碳清洁新能源推广等使得抽水蓄能的重要意义日益彰显。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）》，抽水蓄能被列为“三最”的储能方式，肯定了抽水蓄能在储能领域的重要性，随后国家系列配套政策相继出台，产业投资热情点燃，成为行业发展风口期。目前，可变速抽水蓄能、大容量超高水头抽水蓄能、抽水蓄能与新能源联合运行控制、海水抽水蓄能以及基于废弃矿洞的抽水蓄能等技术成为研究热点。2022年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，切实推进抽水蓄能的规模化发展。

但抽水蓄能电站的建设受地形因素限制，如上下水库需满足约40-600m的高度差、水库需具备一定的容量，且建设周期较长，通常需要7年左右，未来随着电化学储能等新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。

（2）新型储能：电化学储能成为产业新动力，未来磷酸铁锂电池、液流电池等有望进一步打开市场空间

新型储能主要包括电化学储能、热（冷）储能、压缩空气储能、飞轮储能和氢（氨）储能，不同新型储能技术内在特性不尽相同，各有其优缺点和适用场景。其中，电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新型储能技术成熟度更高，因此适用场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化学储能安装更为便捷、不受区位限制，正迎来广阔发展前景。

结合2021年全球及中国新增储能装机规模情况来看，电化学储能有望成为拉动储能产业发展的新动力。根据中关村储能产业技术联盟（简称CNESA）数据，2021年全球新增储能装机18.3GW，电化学储能新增10.2GW，占比达56%。中国的数据也体现出了电化学储能在储能市场中的重要地位，2021年中国新增储能装机10.5GW，电化学储能新增2.3GW，占比达13%。

电化学储能装机规模中又以锂离子电池为主导，根据中国电力企业联合会（简称中电联）数据，截至2022年底，中国累计投运的电化学储能项目中锂离子电池占比为89.5%，其中磷酸铁锂电池占比88.7%。

相较其他类型的电化学储能技术，锂离子电池具有响应速度快、容量大、污染小、寿命长等优点，可广泛应用于风电光伏等新能源发电侧配储和用户侧储能，是近年来发展最快的电化学储能技术之一（表 2）。锂离子电池占比高，但其在大规模应用过程中也存在热失控、易燃等安全隐患。据全国能源信息平台报告不完全统计，近10年全球共发生70余起储能电站起火爆炸事故，事故电池种类多为三元锂离子电池（主要指正极材料包含镍、钴、锰/铝三种金属元素的电池类型）。2022年6月，国家能源局发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》，提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池，这意味着，未来安全性更高的磷酸铁锂电池、液流电池等有望进一步打开市场空间。

（3）新型储能技术适用场景各异，聚焦三大降本思路促进规模化应用

从技术成熟度角度来看，中国目前是全球储能技术基础研究最活跃的国家之一，锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容、压缩空气储能、热（冷）储能等技术已达到或接近世界先进水平，飞轮储能与世界先进水平尚有一定距离。

在推动技术规模化应用过程中，需要针对不同的应用场景，筛选出能够满足电网高安全性、大规模、长寿命、低成本、高效率等需求的主流技术（表 4）。从场景适用性角度分析，除了电化学储能技术的市场前景值得关注外，压缩空气储能、飞轮储能、氢（氨）储能等的商业化潜力同样不容小觑。例如，压缩空气储能被视为抽水蓄能的最佳替代品，两者同属于机械储能，具备容量大、寿命长等优点，而压缩空气储能选址条件更宽松，对生态环境影响更小，适用于电网削峰填谷、集中式可再生能源并网等大容量长时储能场景。飞轮储能瞬时功率大，具有毫秒级响应速度和分钟级放电时间，更适合电网调频、改善电能质量等高频短时场景。此外，氢（氨）储能近来愈发受到关注，原理是利用“电-氢-电”的互变性实现能量存储和释放，具有清洁低碳、存储时间长、运输距离远等优势，在大规模长距离能量储运场景中优势明显。

不难看出，各类新型储能技术在应用上既有替代性又有互补性，这是推动新型储能多元化发展的重要前提。不过也应注意到，现阶段中国主流储能形式仍是抽水蓄能，原因是电化学等新型储能的度电成本较高，也是当前制约新型储能规模化应用的关键瓶颈之一。

以化学储能为例，储能系统由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和储能变流器（PCS）以及其他电气设备组成，其中电池组的成本占比近 60%，是储能系统降本的关键。根据《“十四五”新型储能发展实施方案》提出的目标，到2025年，电化学储能系统成本将降低30%以上。对此，业界提出的技术降本思路主要有三：一是注重提升电池组循环寿命；二是合理降低供应链成本，例如实现低成本材料替代；三是优化储能冷却和集成方式等技术，提升储能系统整体效率。

储能产业规模及预测

（1）可再生能源发电量的提升将带来全球储能市场规模的快速增长

未来全球经济持续发展和人口增长，以及电气化水平的提高，将带来电力需求的持续较快增长。据美国能源信息署（EIA）预测，未来 30 年全球发电量将增长约 70%，到2050 年达到 4.2 万TWh。其中可再生能源预计未来将成为全球最主要的电力来源，到2050年约占总发电量的 56%，在2020年的基础上增长了两倍多。以煤和天然气为代表的传统能源目前仍为主要发电能源，在2020年占比近60%，但预计在未来几十年中的占比将逐步下降，到2050年下降到39%。

从不同类型的可再生能源发电量分布来看，风能和太阳能的快速发展将成为未来的主要驱动。据EIA预测，至2050年，风能和太阳能发电将占到可再生能源发电量的72%，较2020年占比提升近一倍。而传统的水力发电在未来几十年间的发展则将趋于平稳，占比由2020年的58%下降至2050年的24%。风能和太阳能等新能源所特有的间歇性和不稳定性将推动全球储能市场的快速发展。

电化学储能作为新型储能方式的代表, 未来发展前景尤为广阔。据CNESA预测，至2027年，全球电化学储能产业装机规模将达1,138.9GWh, 2021-27年间复合增长率达61%，约为未来储能总装机容量31%的年复合增长率的一倍。

（2）2022年中国电化学储能装机量同比翻番， 2026年装机量有望占到全球1/5以上

根据CNESA数据，2021年中国储能市场中不同类型储能方式的占比与全球基本保持一致。其中抽水蓄能仍是最主要的储能方式，占比86.3%，与全球86.2%的占比持平；新型储能方式占比12.5%，高于全球0.3个百分点。电化学储能为最主要的新型储能方式，占比96.7%，比全球占比略低一个百分点，锂离子电池占据主流。

截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能电站472座、总能量14.1GWh、同比增长127%；2022年，新增投运电化学储能电站194座、总能量7.9GWh，占已投运电站总能量的60.2%，同比增长176%。

从国际比较来看，根据国际能源署IEA的预测，到2026年，中国电化学储能总装机量将跃居各国首位，占比22%，较2020年上升2个百分点，几乎与欧洲全境的总装机量持平，较美国高7个百分点。除中国外，印度也表现亮眼，电化学储能装机量将由2020年的忽略不计飙升到2026年20%的全球占比。

从传统储能方式抽水蓄能来看，2026年中国的总占比与2020年持平，为11%，在2020-2026年间的新增装机总量预计达381GWh。印度的装机量占比预计将从2020年的15%翻一番达到2026年的33%，7年间预计新增装机量达2,587GWh（图 12）。

储能商业模式

储能下游应用场景主要可分为发电侧、电网侧、用户侧等，在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出（图13）。

截至2022年底，中国已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在发电侧，总能量6.8GWh、占比48.4%，其次为电网侧（38.7%）和用户侧（12.9%）。从细分领域来看，发电侧以新能源配储（81%）应用为主，电网侧以独立储能（89%）为主，用户侧以工商业（42%）应用为主（图14）。

发电侧

发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站等发电上网关口内建设的电储能设施或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施。发电侧储能包括以抽水蓄能为主的传统储能和以电化学储能为代表的新型储能，本节主要探讨电化学储能在发电侧的应用场景和商业模式。

（1）多地出台新能源强制配储政策，新能源并网成为电化学储能主要应用场景

风电和光伏的间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃光”现象。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动，不仅可以提高能源在当地的消纳能力，也可以辅助新能源的异地消纳。目前，新能源发电侧储能仍处于探索阶段，国家密集出台政策促进发电侧储能的发展。

从全国性政策看，2021年7月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出"为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。"2021年7月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“要大力推进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。”

从地方性政策看，各地发电侧政策可主要分为两类。一是多数省（直辖市）要求新能源项目必须按一定功率配比配置发电侧储能，新能源配置储能比例为5%-20%，配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时（表7）。二是是给予储能项目补贴补贴政策可分为投资补贴和运营补贴。全国已有近30个省份出台了"十四五"新型储能规划或新能源配储文件，各省规划的新型储能发展目标合计超过，000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到，000 万千瓦目标的两倍。

（2）运营模式：新型储能电站以工程总承包（EPC）为主

工程总承包指能源公司或公用事业公司通过框架协议直接向电池厂商采购电池系统，项目所有者/开发商直接与电池厂商签订协议，以维护电池系统的稳定供应。由于以风电、光伏为代表的新能源发电站EPC项目，业主在建设期或者建设期+运营期有融资需求，在项目开发中，往往引入融资租赁23 。“EPC+融资租赁”模式中融资租赁公司（出租人）根据业主（承租人）的需求出资向EPC方（供应商）购买全部或部分新能源电站设备，然后出租给业主，而业主在合同约定的租赁期限内，向融资租赁公司支付租金。

电化学储能电站经济性分析

成本分析:电化学储能电站总投资成本较高，电池及储能系统是主要成本。

储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费等。电化学储能电站成本的主体是电池及储能系统。根据云南省能源研究院数据，对于锂电池电化学储能，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装工程费分别约占1%，建筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%。

项目设备购置费用中占主导的是储能电池系统。储能电池系统主要包括电池、PCS (双向变流器)、BMS（电池管理系统）和EMS（能源管理系统）等。以上市公司星云股份为例，其电池成本占59%、PCS占16%、BMS占13%。

新能源电站配储加大初始投资成本，发电侧自建储能压力大

新能源强制配储会加大项目初始投资成本。根据中国能源报，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，发电侧自建储能面临一定困境24。另外，由于受到配储容量与时长限制，储能对发电侧企业的消纳问题作用有限，部分企业选择弃电。以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率10%、4小时的储能，弃风率为20.6%，配置额定功率20%、4小时的储能，弃风率仍达19.7%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿成本上涨，给企业带来较大压力。企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。

收益分析:在发电侧，储能的主要功能体现在提高新能源消纳，平滑新能源输出。这些功能催生储能在发电侧的收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入，以及减少的考核费用。

新疆探索对新能源储能电站所充电量进行补偿

为了激励新能源电站配储，新疆开始尝试对满足一定条件的新能源配储电站进行补偿。根据新疆2020年5月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，在风电场、光伏电站发电上网关口内建设的电储能设施，其充电能力可申报为自用容量和调峰可用容量，自用容量和调峰可用容量必须服从调度指令，并按照相应方式结算。新规则的发布，为风电和光伏储能电站提供了两种不同的运行模式：一是申报自用容量。自用容量由所在风电场和光伏电站使用，释放电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算，不参与市场结算。电储能设施可与发电企业自行协商签订合同，放电上网电量视为该发电企业的上网电量，按照该发电企业的上网电价结算。在“弃光”较为严重的时期，光伏电站内储能系统选择储能为自用容量，存储于储能设备内的电量放出，按照发电企业的上网电价结算。新疆2021年投产的新能源平价项目目标上网电价为0.262远/千瓦时，当新能源项目疆内实际交易电价低于市场均价，按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持。也就是说储能减少“弃电”的度电收益等于新能源上网电价。二是申报调峰可用容量。储能电站可自愿作为独立的电力用户，申报调峰可用容量，并根据实际调用情况进行结算。对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。“弃光”逐渐减少，光伏电站内储能系统选择储能为调峰可用容量，被电网调用后，可获得0.55元/千瓦时的充电补贴。

推动新能源配储电站参与“两个细则”考核，减少考核支出

目前，各省尚未形成统一、规范的储能参与电力市场模式，对储能市场主体能够参与的市场模式、交易规则要求存在明显差异。国家能源局提出要加强储能并网运行管理，推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平。我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。另外，新能源配储利用率低。新能源配储能运行策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。中电联对占全国新能源配储总装机量三分之二的新能源配储项目进行调研，新能源配储等效利用系数仅为6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各种应用场景中利用系数最低（火电厂储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%）。这些因素导致新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。