储能产业发展超出预期

（一）储能政策趋于完善

      为推动能源改革发展，党的十八大以来，我国出台了一系列新能源和储能相关发展促进政策。2014年，国务院办公厅出台了《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，提出利用储能解决弃风、弃水、弃光问题；2017年9月，国家发展改革委等五部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是国家层面首个储能专项政策；2019年出台的《2019—2020年储能行动计划》旨在进一步推进我国储能技术与产业健康发展。

      2021年以来，国家及地方储能相关政策频出，涵盖储能发展各个方面，储能产业迎来发展黄金时期。这一时期，中国储能政策呈现如下特点：

      储能政策体系初步建立，为储能规模化发展奠定基础。储能作为“双碳”目标关键支撑技术，2021年至今全国600多项储能相关政策出台，支持力度达到空前之高。国家层面密集出台与储能相关的政策：《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称《指导意见》）明确了储能发展目标与重点任务；《新型储能项目管理规范（暂行）》《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》建立储能全生命周期、全流程的管理体系，为储能可持续发展保驾护航；新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（下称新版“两个细则”）明确了储能的市场主体地位，建立竞争性的市场价格机制，为储能开拓了市场获益空间；电价市场化改革，进一步拉大峰谷价差，催生出更多应用新模式。

      各省发布储能规划目标，加快推动新型储能发展。《指导意见》明确提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，《指导意见》发布后，各地方基于区域能源发展的切实需求相继发布“十四五”储能发展目标。据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、内蒙古、甘肃、安徽、河北、浙江七地储能的规划就达31.5吉瓦。同时，已有20多地明确新能源配置储能比例，按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到47吉瓦。中关村储能产业技术联盟（CNESA）预测，2026年中国储能市场规模在保守场景下将达48.5吉瓦，在理想场景下将达79.5吉瓦。这意味着2022年至2026年期间，储能将持续高速增长。

（二）储能规模快速增长

      党的十八大以来，储能市场规模快速增长。根据CNESA全球储能项目库不完全统计，截至2021年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1吉瓦，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39.8吉瓦，同比增长25%，所占比重同比下降了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5729.7兆瓦，同比增长75%。 

      2021年，我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10吉瓦，达到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增规模8吉瓦，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2吉瓦，达到2.4吉瓦，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170兆瓦，接近2020年底累计装机规模的15倍。

（三）储能应用逐步细化

      党的十八大以来，储能应用走过了从用户侧应用为主、电源侧应用并存到电网侧共享储能应用激增的发展历程。随着中国储能迈入政策和市场双驱动新阶段，特别是受市场刚性需求驱动，储能应用进一步细化，其发展呈现以下特征： 

      商业模式不断创新，共享储能或成有效方案。为解决新能源场站自身建设储能成本高、利用率低、质量无法保证等问题，接受统一调度的共享储能模式逐渐成为储能和新能源协同发展的主流模式。据统计，截至2021年底，已经通过备案或公示的共享储能项目总规模超过10吉瓦，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等地。辅助服务市场机制革新，细分应用方向逐步明晰。目前，调峰、调频是储能参与电力市场的主要领域，辅助服务费用分摊和品种较少等问题制约着储能的发展。一方面，在实际执行中辅助服务相关费用由发电侧承担，制约着储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性。新版“两个细则”规定了辅助服务按服务对象分摊的原则，辅助服务费用分摊机制的逐步完善将推动储能真正进入市场化、商业化发展的新阶段。广东省在国内首次明确提出将储能、抽水蓄能辅助服务纳入电价，《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》提出，辅助服务的相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。另一方面，从国外经验来看，储能作为快速响应资源，已经在辅助服务市场应用中证明其明显的技术优势和强有力的市场竞争力。随着一次调频市场需求的增多，一次调频市场有望成为独立储能新的价值增长点。《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》允许独立储能电站可通过参与电力一次调频市场获得收益，扩展了独立储能的收益来源。

      用户侧配置储能需求提升，应用场景不断拓展。国家发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》提出了合理确定峰谷电价价差，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制等优化分时电价机制；随着电价市场化改革的推进，工商业用户全部进入电力市场。分时电价机制完善、高耗能用电成本上升刺激工商业用户的储能配置需求。用户侧储能在虚拟聚合、数据中心、5G基站、港口岸电等场景的应用需求也将大幅提升，并带来一系列商业模式的创新。

（四）储能资本市场升温

“双碳”目标提出以来，金融资本加速融入储能二级市场，抢跑储能赛道。

      二级市场热度高，反映储能市场快速增长预期。随着新型电力系统的提出以及相关激励政策密集出台，储能产业发展的确定性大大加强，资本加大二级市场的押注。CNESA储能景气度指数显示，2021年，储能指数大幅跑赢市场，年末指数为1648，全年整体上涨64.8%，各储能相关上市公司对2022年储能业务的增速预期普遍超过100%。

      资本市场对储能技术企业的关注继续升温。据CNESA不完全统计，2021年国内储能企业融资总额超过250亿元。远景能源、蜂巢能源融资均超过数十亿，中储国能、中科海纳、采日能源、协能科技等融资均在1亿元以上。从目前的发展趋势来看，战略投资方持续看好前瞻性储能技术，增加对钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术的投资。预计2022年还将有更多的储能企业成功融资并顺利上市。央企、国企纷纷切入储能产业链。以国家电网、南方电网、国家能源集团等为代表的央企，从新能源业务对储能的需求出发，不断加强储能技术储备和储能业务培育，和储能技术企业展开深度战略合作。宁德时代、阳光电源、海博思创等企业积极绑定大客户，与电网公司和发电集团成立合资公司，实现优势互补、协同开发。

（五）储能技术进步迅猛

      储能行业迎来大规模发展时代，百兆瓦级储能项目成主流。2021年，新增规划、在建、投运百兆瓦级项目的数量再次刷新历年纪录，达到65个，超过2020年同期的8倍，规模达14.2吉瓦，是2021年新增储能项目总规模的57%。仅去年12月，山东首批储能示范项目、湖南儒林储能电站项目、张家口中储国能压缩空气储能电站项目等十余个百兆瓦级项目相继并网。技术进步及安全保障是大规模储能的核心支撑。党的十八大以来，各类储能技术路线百花齐放，均得到了长足发展。例如电化学储能技术正在趋近高安全、长寿命、高功率、高效率、高响应速率、低成本、大规模、长时间尺度、可持续发展的目标。虽然目前的大规模储能技术尚未全面满足这些需求，但上述目标有望通过本体和系统集成技术的发展得以实现。新材料、新技术为电化学储能降低度电成本、实现本质安全奠定了重要的科学基础，为“双碳”目标的实现提供了强有力的技术支撑。各类储能技术创新发展呈现百花齐放的良好态势。短期磷酸铁锂与抽水蓄能技术成为标杆，长期钠离子电池、固态电池、压缩空气储能、氢储能等各类技术将为现有体系提供补充与更多选择。例如，已正式投运的兆瓦级钠离子电池给家庭/工业储能、通信基站、数据中心、可再生能源大规模接入和智能电网等多个领域提供了新的技术选型。2020年以来，在“双碳”目标推动下，不同场景下物理储能与化学储能耦合发展成为趋势之一。全钒液流电池、压缩空气储能等长时储能也逐渐受到市场关注，均有百兆瓦级的项目落地。未来，包括集成技术、调度控制技术、构网型逆变器技术等在内的储能与电网交互技术将备受市场关注，这些技术也是储能在新型电力系统中规模化应用的关键支撑。

      党的十八大以来，我国储能产业发展进程加快，储能技术进步迅猛，大规模储能项目快速落地，应用场景不断拓展，扶持政策持续出台，产业发展超出预期。特别是近五年来，在政策引导下，我国储能发展进入了快车道，一批不同技术类型、不同应用场景试点示范项目落地，一批关键技术、核心装备达国际先进，一批重点技术规范和标准逐步形成，一批具有国际竞争力的市场主体蓄势聚力。我国储能产业发展从技术验证走向了商业化初期发展的新阶段，但储能在电力系统的规模化应用还处于初期阶段。展望“十四五”储能产业化发展，政策和市场机制成为推动储能全面商业化和规模化应用的关键。“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。新能源的大规模并网带来不同时间尺度的电力供需平衡问题，新型储能不仅可促进新能源大规模、高质量发展，助力实现“双碳”目标，同时，作为技术含量高、增长潜力大的全新产业，新型储能有望成为新的经济增长点。