2021年4月21日，国家发革委和国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》。

其中提出“到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展的主要目标。”

这是国家层面第一次明确要求储能装机目标的文件。根据中关村储能产业技术联盟的统计，截至2020年底，我国已投运电化学储能累计装机为330万千瓦，按照文件提出的装机目标，到2025年我国电化学储能安装量或将增加10倍左右。

储能作为新能源的中间环节，拥有巨大的市场增量空间，因此也迎来了最为关键的发展时期。

01 何为储能？

储能：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。或者你可以理解为，一个超级大容量的“电池”。

未来要实现碳中和、新能源发展的目标，储能作为中间坏节必不可少，受制于环境的不确定性，风电光伏发出来的电力存在间歇性和不稳定的情况，而为了未来更好的推行新能源产业的发展，储能起到关键性的调节性作用，储能技术可以在电力多余的时候将能源储存起来，到需要使用的时候再进行释放。

储能的应用范围及各个环节

02 储能产业链

从受益的角度来说，当前还处于全产业链发展的前期，因此最先相关收益的仍然是上游的设备端，而要扩展到后端，则需要未来时间的逐步推移才能实现，因此，当前还是优先关注主流设备端的发展。（具体见下图）

储能的应用范围及各个环节

03 储能方式

充电宝、充电桩、电池这些也都隶属于储能的技术范围，但是想把一个大型地面电站的电力存储起来，存的量还得保证可以释放一阵子，难度就会大幅提升。

从目前人类的技术和存储的媒介来看，储能方式还是以电储能为主，其中又可以细分为：机械储能、电磁储能和电化学储能三大阵营。

而光伏风电结合氢能源发电，可能是未来一条比较稳定的路线，但目前还处于探索阶段。

氢能与电能同属二次能源，更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络，电氢耦合，可以更有利于未来的能源发展。

1、化学储能

化学储能里面主要是包括一些电池的储能，比如说钠离子电池、铅酸电池、纳酸电池、全钒液流电池等。

与其他几种类型的储能方式相比，电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度，并不受地域条件限制、成本低更具商业性等优点，但是实际生产电池的时候，也会产生较大的环保问题。

锂离子电池：是一类由锂金属或锂合金为负极材料、使用非水电解质溶液的电池。

主要应用于便携式的移动设备中，其效率可达95%以上，放电时间可达数小时，循环次数可达5000次或更多，响应快速，是电池中能量最高的实用性电池，目前来说用的最多。

近年来技术也在不断进行升级，正负极材料也有多种应用。市场上主流的动力锂电池分为三大类：钴酸锂电池、锰酸锂电池和磷酸铁锂电池。

缺点：目前价格比较高（4元/wh）、过充导致发热、燃烧等安全性问题，需要进行充电保护。

动力锂电池可分为三大类

铅酸电池：是一种电极主要由铅及其氧化物制成，电解液是硫酸溶液的蓄电池。

目前在世界上应用广泛，循环寿命可达1000次左右，效率能达到 80%-90%，性价比高，常用于电力系统的事故电源或备用电源。

缺点：如果深度、快速大功率放电时，可用容量会下降。其特点是能量密度低，寿命短。

钠硫电池：是一种以金属钠为负极、硫为正极、陶瓷管为电解质隔膜的二次电池。

循环周期可达到4500次，放电时间6-7小时，周期往返效率75%，能量密度高，响应时间快。

目前在日本、德国、法国、美国等地已建有200多处此类储能电站，主要用于负荷调平，移峰和改善电能质量。

缺点：因为使用液态钠，运行于高温下，容易燃烧。若出现电网断电的情况，还需要柴油发电机帮助维持高温，或者帮助满足电池降温的条件。

液流电池：利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池。

电池的功率和能量是不相关的，储存的能量取决于储存罐的大小，因而可以储存长达数小时至数天的能量，容量可达MW级。

这个电池有多个体系，如铁铬体系，锌溴体系、多硫化钠溴体系以及全钒体系，其中钒电池是目前的热点。

缺点：电池体积大；电池对环境温度要求太高；制造成本高；系统复杂。（更符合大体量的储能）

2、机械储能

抽水储能：抽水储能一般都是作为原有火电厂、核电厂甚至是大型集中式光伏发电站的配套设施。

在具有高度差的上游和下游同时配置水库，在处于用电低谷时，利用无法被消耗的多余电力从地势低的下游水库抽水至上游水库储存起来，将电能转换为势能；

在用电高峰时释放上水库的水流到下水库中推动水轮机发电，将重力势能转换为电能。效率一般为75%左右，俗称进4出3，具有日调节能力，用于调峰和备用。

抽水储能的大概工作原理

优势：成本低；规模大；技术成熟；寿命长。

缺点：不可复制，极其依赖地势；投资周期较大，损耗较高，包括抽蓄损耗+线路损耗；另外，这么大面积的水面，如果一段时间不下雨，蒸发量也不小。

综合下来，抽水蓄能的周转效率通常为75%左右。

关于电力的计算单位，1GW就是100万千瓦，30GW这个规模大概相当于我们的长江三峡水电站装机量。

目前，我国已建和在建抽水蓄能电站主要分布在华南、华中、华北、华东等地区，以解决电网的调峰问题。

据统计，2019年，广东、浙江、江苏三省的装机比例最大，占比分别为24%、15.1%、8.6%。

飞轮储能：是利用高速旋转的飞轮将能量以动能的形式储存起来。需要能量时，飞轮减速运行，将存储的能量释放出来。

飞轮储能其中的单项技术国内基本都有了(但和国外差距在10年以上)，难点在于根据不同的用途开发不同功能的新产品。

优势：飞轮储能的瞬间放电功率超级大，航母甲板的电磁弹射以及电磁炮中，很多充电设备就是飞轮储能电池。

缺点：原理复杂，只适合于小众的应用场景。

压缩空气储能：在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气能存储起来；

在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。国外研究较多，相对技术成熟，我国起步稍晚。

优势：压缩空气储能技术，也是继抽水蓄能之后，第二大被认为适合GW级大规模电力储能的技术。

缺点：最大缺陷在于效率较低，综合效率只有20%左右。并且投资成本高，依赖大型储气装置、一定的地质条件和依赖燃烧化石燃料。

3、电磁储能

超导磁储能：超导磁储能系统利用超导体制成的线圈储存磁场能量，由于具有快速电磁响应特性和很高的储能效率。

优势：响应速度快，极高的功率密度和能量转换效率，使用寿命长。

缺点：成本费用高，目前超导磁储能仍很昂贵，除了超导本身的费用外，还有维持低温所需要的费用也昂贵。

超级电容器储能：它不同于传统的化学电源，是一种介于传统电容器与电池之间、具有特殊性能的电源，主要依靠双电层和氧化还原赝电容电荷储存电能。

但在其储能的过程并不发生化学反应，这种储能过程是可逆的，也正因为此超级电容器可以反复充放电数十万次。

优势：能量密度低，常与能量型储能技术结合使用，极高的输出功率密度（＞10kW/kg）（作应急电源）、超快的充放电能力（＜30s）、超长的循环寿命周期（＞105次）以及完美的安全性能、高低温性能优越。

缺点：成本高，技术还不足以支撑大体量的储能。

4、热储能

热储能：热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒介中，需要的时候转化回电能，也可直接 利用而不再转化回电能。

热储能又分为显热储能和潜热储能。热储能储存的热量可以很大，所以可利用在可再生能源发电上。

根据网上可以查到的资料显示，若热储能技术未来成熟会比其它任何的储能系统都具有优势。

2016年8月，英国国家蓄热储能设施首次公开展示了该技术在低成本、储能效率和灵活性方面的潜力。

2017年12月，能源技术研究所和纽卡斯尔大学签订了这项蓄热储能技术协议，为英国电网建造储能设施。

在Isentropic公司开发和测试的一系列原型系统的基础上，能源技术研究所投资1500万英镑，英国Hampshire郡Joseph Swan爵士的能源研究中心设计打造了世界上第一台电网规模蓄热储能系统，该套系统储能容量为150kW/600kWh，目前已经安装完成正在测试中。

项目主导负责人Andrew Smallbone博士说这是世界上首个电网级蓄热储能示范项目。过去的十年里已经有人对这种技术进行了大量的研究和化分析，然而到目前为止，还没能够成功地展示出一个真实的工作系统。“这种技术看起来和电池储能差不多，但是在电网侧它更便宜。”

目前世界上主要应用的储能技术是抽水蓄能和电池储能，“即使在2030年，电池单位成本仍将令人望而却步，比抽水蓄能电站高出33%-66%。

这种蓄热储能的单位发电成本非常低，与抽水蓄能相近，但其优点是几乎可以建设部署在任何地方，而且是以低成本按需求、分布式安装，提供高品质的热能和低温能。”

与其他储能技术不同的是，蓄热储能解决方案意味着，当需要时，可以将能量作为高级热能、低温热能或电能的组合进行输送。一项创新设施，利用冷热岩石之间的温差来储存能量。

热储能工作原理

该示范项目包含首个150kw热泵连接电网，并使用创新的可逆热泵发动机，将电能转换为热能。该系统利用来自电网的多余电能驱动热泵，将电能转化为热能。

在热侧，氩气被压缩后升温到500℃，而后通过含有岩石储能材料的空间，并将其能量释放到储能材料中；在冷端，氩气膨胀后降温到-160℃，同样通过储能材料后将能量释放到储能材料。

如此，设施两端分别可得到“热岩石电池”和一个“低温冷电池”，两者都能将能量储存长达8小时。

释放岩石储能材料中的能量时，氩气向相反的方向流动用来发电并返回电网。

据报道该项目团队已经在膨胀和压缩模式下操作了该系统，并声称它可以在几毫秒内在放电和充电之间切换。负责人还表示目前还没有完全实现该系统的潜在效率，但目前测试的转换效率为60-65%，与原计划74%的转换效率目标相差不大，并且目前系统还有很大的改进机会，未来几个月将持续进行设计改进和操作优化，未来足以成为目前可用的最低成本和最灵活的电网规模储能技术。

5、氢储能

氢储能：利用氢或合成天然气作为二次能源的载体，利用多余的电制氢，可以直接用氢作为能量的载体，也可以将其与二氧化碳反应成为合成天然气（甲烷），氢或者 合成天然气除了可用于发电外，还有其他利用方式如交通等。

优势：

1. 具备更低的储能成本：固定式储能电池成本比储氢容器成本大约高10倍，单车在储能优势下降到3~5倍（燃料电池的效率导致储能量比车在动力电池高一倍，同时，储氢体积能量密度低需要更高压力）；

2. 与储电的互补性：相比动力电池的高频调节，氢储能属于低频调节，两者互补性强；

3. 灵活的制运储方式：长管拖车经济运输半径300公里以内；1千公里以上可长途输电-当地制氢，或天然气管道运输氢等。

缺点：全周期效率较低，制氢效率仅40%，合成天然气的效率不到35%。

6、电氢耦合

氢能与电能同属二次能源，更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络。更为重要的是，氢能可实现不连续生产和大规模储存，这将显著增加电力网络的灵活性。

在可再生能源方面，目前光伏与风电行业均已处于平价前夕，平价后行业发展将由政策驱动转变为消纳驱动，电网消纳能力将成为制约行业发展的首要因素。

与基于化石能源的电能和石油制品生产方式相比，可再生能源具有明显的分布和不稳定生产的特征，且区别于电网与石油网络相互独立的特征，氢能与电能的深度耦合恰能支撑更高份额的可再生能源电力的发展，主要表现为两点：

1. 氢能可满足可再生能源规模化、长周期储能需求；

2. 氢能可作为燃料，通过燃料电池为交通和工业领域提供电能、热能，有效降低化石能源的使用，继续提升电力在能源系统中的比重。据中国氢能联盟预测，2050年氢能将在我国能源体系中的占比达到10%。

同时，可再生能源制氢与氢储运、氢应用技术的不断进步，有望使部分优势地区的可再生能源摆脱电网设施及消纳条件的限制。

通过大规模开发风、光等可再生能源电站，以较低的发电成本就地制氢，通过氢能储运网络实现可再生能源高效、低成本的区域输送调配，而丰富的氢能应用场景和电、氢深度耦合体系将有力支持大规模氢气的消纳。

届时，氢能有望成为我国重要的出口能源重构世界能源格局。这为突破可再生能源发展瓶颈提供了新的思路和空间。

电氢耦合将成为现代能源体系的重要特征，电氢能源体系将为开发我国丰富的可再生能源提供可靠的载体并培育适合的产业生态，可再生能源有望突破现阶段各种约束，迎来巨大的发展空间。

但当前来看，氢储能还受到技术、成本等方面的制约，譬如，在“清洁电力制氢-储存-再发电”过程中，有业内人士指出，产生的电能还不到一开始投入时的40%。

高效的电解水制氢技术、大规模且低成本的氢气输运技术等，都有待突破。这些都在加强改进。

04 储能的市场到底有多大？

1、全球市场规模：

截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW,同比增长5.2%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为172.5GW,同比增长0.9%;

电化学储能的累计装机规模紧随其后，为14.2GW; 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，为13.1GW, 电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。

从目前的情况来看，装机规模最大的储能方式还是抽水储能，而增速最快的储能方式则是电化学储能。

从规模增速最快的电化学储能装机规模来看，地区增速最多的三块分别在中国、美国、欧洲，分别是33%、30%、23%。

全球电化学储能地区分布

中国新增投运项目中，储能在新能源发电侧中的装机规模最大，超过580MW,同比增长438%，地方相继出台的鼓励或强制配置储能的政策推动了该领域储能规模的快速增长。

而“碳中和”、“碳达峰” 目标的设立，使得可再生能源+储能的应用模式有望成为未来的推广和发展。

储能空间汇总

美国在2020年实现了电网侧储能新增投运规模的突破，与2019年相比翻一番。新增装机容量主要来自加州，LS Power在该地区完成了美国乃至全球最大的电池储能项目，规模为250MW/250MWh,此外,该州还有类似几个大型项目正在加速完成中。

欧洲英国和德国分别在电网侧和家用储能方面取得突破，英国迈出了“重大、积极又适时”的一步，取消电池储能项目容量限制，允许在英格兰和威尔士分别部署规模在50MW和350MW以上的储能项目。

这项举措正式打开英国大型储能项目建设的序幕。德国已安装了30多万套家用电池储能系统，新冠疫情推动了人们对于能源弹性、安全性和实现能源独立的兴趣有所增加。

2、中国市场规模

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW,占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，涨幅比2019年同期增长6.2个百分点。

其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW, 同比增长4.9%;电化学储能的累计装机规模位列第二，为3.27GW, 同比增长91.2%;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，为2.9GW。

中国电化学储能产业发展历程

保守：2021年，电化学储能市场继续保持快速发展，累计装机规模达到5.79GW。“十四五” 期间，是储能探索和实现市场的“刚需”应用、系统产品化和获取稳定商业利益的重要时期，根据预测数据，电化学储能累计规模2021-2025年复合增长率(CAGR)为57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。

未来中国电化学发展预测

理想：“碳达峰”和“碳中和”目标对可再生能源和储能行业都是巨大利好，在较理想的市场发展前提下，2021年市场累计规模将达6.61GW,再创新高。

随着新能源为主体的新型电力系统的建设，储能的规模化应用迫在眉睫，如果未来两年能有稳定的盈利模式保驾护航，“十四五” 后期，即2024年和2025年将再形成一轮高增长，累计规模分别达到32.7GW和55.9GW,以配合风、光在2025年的装机目标。

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