2022，是中国储能产业高速发展的一年，政策、技术、应用、市场机制、产业链均实现了突破。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据库的不完全统计，截止到2022年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW，其中新型储能累计装机规模达到12.7GW。

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系统之变

今年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》的征求意见稿。简单来说，所谓新型电力系统，就是以光伏、风电等可再生能源为供应主体的电力系统。征求意见稿提出，在向新型电力系统转变的过程中，系统形态将由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。

以化石能源发电为主体的传统电力系统，之所以不需要储能，是因为化石能源本身扮演着能量存储的角色。同时，通过控制发电机组的燃烧规模，可以灵活地增减电力供给，以匹配用电负荷的实时需求。

然而，可再生能源却具有“靠天吃饭”的特性，让供给端天然的不稳定。比如，风电出力日波动幅度最高可达 80%，出力高峰在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特征十分明显；光伏日内波动幅度最高可达到 100%，峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后呈现均匀回落态势，夜间出力为 0。

在发展的初期，可再生能源占比较低，这种不稳定性尚能为电力系统所容纳。这就好像，些许乱流可以融入潮汐。

随着我国风光装机规模的持续增长，风光发电量占比越来越高，逐渐地量的积累走到了临界点。

根据国家能源局的最新数据，2022年全国累计发电装机容量约 25.6亿千瓦。其中，风电装机容量约 3.7亿千瓦，占比 14.45%；光伏装机容量约 3.9亿千瓦，占比 15.23%。

更重要的是，2022年风电光伏新增装机占全国新增装机的 78%，新增风电光伏发电量占全国当年新增发电量的 55%以上，风电光伏逐步成为新增装机和新增发电量的主体。

当初的乱流，俨然已成新的潮汐。

这个时候，短板再不容忽视，储能作为可再生能源稳定供给的核心手段，正式登场。进而，电力系统的关键要素，由“源网荷”三要素，转变为“源网荷储”四要素。

这是一场量变推动的质变。

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发用之间

可再生能源的深入发展，意味着电力系统要有足够的能力来整合灵活多变的电力供给，同时也要匹配同样灵活多变的电力消费。

目前来看，整合与匹配的关键，就是系统性地引入多样化的储能单元。

根据应用场景的不同，储能可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。作为优质的灵活性资源，储能在三类场景中均可发挥关键作用。

储能存在的本质意义，是改善电力供需之间的失配。因而，储能的商业模式，是建立在相关方对供需失配有着改善需求的基础之上。比如，发电侧的大型电站希望减少弃电，增加发电收益；用户侧的工商业园区希望保障供电，同时降低用电成本。

这种改善，有着自身的成本。当改善成本低于失配损失的时候，储能就拥有了盈利的空间。

因而，在电力系统层面，需要建立起一套机制，来度量失配的程度，并给予相应的定价。

这么说可能有点抽象，我们来举个具体的例子。刚过去的2022年底，上海的不少家庭发现，电费账单暴涨，我们家也是如此。为此，我通过国家电网的APP查到了12月的日用电数据，再乘以峰谷电价，结果计算出的账单一分不差。

电费暴涨的根本原因有两点：一是，低温+疫情居家，增大了空调等取暖用电量；二是，年底了，阶梯电价到了第三档，度电单价跳涨。

与之类似，去年底上海、河南、江西、湖北等多地调整了分时电价政策，扩大了峰谷价差。比如上海的工业部门，夏季和冬季高峰时电价会在平段电价的基础上上浮80%，尖峰时段电价则在高峰电价的基础上上浮25%。

实际上，无论是阶梯电价，还是尖峰电价，其核心都是人为地加大峰谷价差。不同的用电量，电价不同；不同的用电时段，电价也不同；如此，能够跨越时空、消弭供需差异的储能，才有机会在发用之间建立起套利机制。

市场机制能够有效运作，靠的就是价格杠杆的导向作用。通过制度性的价格引导，电力用户会主动接纳削峰填谷，进而促进可再生能源的消纳，最终为实现碳达峰、碳中和目标做出贡献。

有趣的是，在居民抱怨电费过高的时候，发电厂却在抱怨电价过低。2022年11月，中电联呼吁逐步将全国平均煤电基准价调整到 0.4335元/千瓦时的水平，同时建立更多维度的上网电价形成机制、更为有效的系统成本疏导机制。

市场普遍认为，现货交易有利于反映市场供需变化，发挥好市场在电力资源配置中的决定性作用。通过扩大电价可以浮动的比例范围，就能推进电价调整的路径。

事实上，广东和江苏作为全国用电量第一、第三的大省，2023年年度电力市场交易价格（火电价格）已经有所上涨。广东省2023年的市场电力均价比2022年上涨了11.44%，这可能给全国市场带来涨价预期。

由于绿色电力价格往往会参考火电价格，此举也可能会助推绿色电力价格提高。

综合来看，基准电价稳中有升 + 浮动电价扩大范围，将会是新型电力系统的主要价格特征。可以说，正在建立的灵活多变的电力价格机制，为第四要素储能的系统性登场，提供了必要的市场背景。

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储能产业发展现状

一、装机规模增长，技术装备提升

一般来说，除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式的储能被称为新型储能。“抽水蓄能响应时间在分钟级，具有技术成熟、效率高、容量大、寿命长等优势，但受到选址条件要求高、建设周期长等因素制约。”中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生说。而新型储能选址灵活、建设周期短、响应速度快，但目前受到成本、成熟度、安全性等因素制约。

不同储能技术路线利弊兼有，却不影响其“百花齐放”。随着碳达峰、碳中和目标的提出，储能产业驶入发展快车道，成为构建新型电力系统的重要支撑。中关村储能产业技术联盟发布的最新数据显示，截至2022年底，我国已投运的电力储能项目中抽水蓄能占比达77.6%，新型储能占比21.4%。在新型储能中，锂离子电池装机比重最大，达93.9%。

装机规模显著增长。中国电力企业联合会提供的数据显示，截至2022年底，我国抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦，是2012年底的2.2倍以上，规模位居世界首位。2022年我国投产28台抽水蓄能机组，合计880万千瓦。初步预计，到2023年底，抽水蓄能总装机规模将超过5000万千瓦。

技术装备不断提升。水电水利规划设计总院院长李昇介绍，我国抽水蓄能在坝工、库盆防渗、高水头压力管道、复杂地下洞室群等方面达到了世界先进或领先水平，机组朝着大容量、高水头、高转速、可变速方向发展。国家能源局科技司有关负责人表示，目前储能用锂离子电池能量密度较10年前提高了一倍以上，全钒液流电池的隔膜、电解液等关键材料已经实现国产化，压缩空气储能技术发展迅速，飞轮储能突破了大容量飞轮及高速电机关键技术，具有成本低、原材料丰富特点的钠离子电池也崭露头角。

应用成本稳步下降。随着储能产业规模发展和技术进步，其应用成本稳步下降。陈海生介绍，过去10年新型储能成本平均每年下降10%至15%。其中，锂离子电池、压缩空气储能成本快速下降，逐步向抽水蓄能接近，“目前先进的压缩空气储能项目每千瓦装机成本为5000至6000元，折算成度电成本为每千瓦时0.25元至0.3元，未来5年有望再降20%至30%。”根据水电水利规划设计总院发布的报告，2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资为5367元。

二、应用场景多样，满足不同需求

白天屋顶光伏发电，晚上储能电池吸收低谷电，在用电高峰时“反哺”给厂区——在江苏海基新能源公司，这套光储一体化系统每年能为厂区省下不少成本。“无锡的工业低谷电价每千瓦时只有0.28元左右，而高峰电价每千瓦时为1.15元左右，储能利用这样的峰谷价差，每年能为海基新能源节省五六十万元电费。”国网无锡供电公司工作人员李向超算了笔账。

这只是储能多种应用场景之一。通过与电力系统源、网、荷等各环节融合发展，储能有助于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率。

陈海生介绍，在电源侧，储能可以提升新能源并网友好性和容量支撑能力，助力高比例可再生能源基地外送，促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、大规模海上风电开发消纳，提升常规电源调节能力；

在电网侧，储能可以提供调峰、调频等多种服务，提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力，提高电网安全稳定运行水平，同时还能增强电网薄弱区域供电保障能力，延缓和替代输变电设施投资，提升系统应急保障能力；

在用户侧，储能可以用于分布式供能系统，提高用能质量、降低用能成本，同时通过用户侧储能以及充换电设施、智慧用电设施等，提升用户灵活调节能力。

中关村储能产业技术联盟发布的数据显示，2022年，新增投运新型储能项目中，依旧是电网侧新增装机规模最大，占比约47%；此外，电源侧占比45%、用户侧占比8%。目前来看，我国华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。

不同的储能技术因其性能特点不同，适用不同的应用场景。国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌分析，抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。

三、加快完善机制，保障安全水平

加快推动储能规模化、产业化和市场化发展，成为能源行业的共识。

根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，“十四五”期间抽水蓄能电站的建设数量将超过200个，已建和在建规模将跃升至亿千瓦级，预计到2025年我国抽水蓄能电站装机容量将达到6200万千瓦，这相当于近3个三峡电站的总装机容量。新型储能方面，国家能源局科技司有关负责人介绍，预计到2025年末装机规模将达到3000万千瓦以上，年均增长50%以上，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

尽管市场前景广阔，但储能的发展规模和质量还有很大挖潜空间——

技术研发还需发力。尽管我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到世界领先水平，但钠离子电池储能、飞轮储能等其他新型储能技术，尚处于应用示范阶段或大规模应用起步阶段。陈海生认为，储能技术创新能力显著提高，要在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得进步，并且做到核心技术装备自主可控。

市场机制有待健全。“新能源+储能”是新型储能重要应用场景。一名新能源电站负责人告诉记者，如果电站按照20%比例、2小时时长配备储能，总体投资增加约20%，内部收益率降低约4个百分点，目前来看仍然面临较大的投资压力，希望能够稳步推进新型储能成本合理疏导，鼓励储能的多元价值释放。

“还需要进一步完善市场机制，加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；通过价格信号激励各类经营主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设；尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。”中国电力企业联合会相关负责人建议。

安全水平要有保障。现有技术水平下，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展不容忽视的因素。“储能模块、电池柜等方面的安全风险评估流程有待规范，要进一步明确、细化政府和储能生产者、集成商、项目业主等产业链条中各主体的安全责任，加强全过程安全管理。”黄碧斌建议，还要加强储能产品检测认证能力建设，健全电化学储能安全标准体系，加快制修订储能质量和安全相关标准。

此外，还有专家表示，接下来加快推动储能发展，要注意科学安排发展规模、建设布局和建设时序，避免“一刀切”按比例配置储能。针对部分新能源配储能调用频次、利用率低的情况，要加强新型储能调度运用，提高已建成新型储能设施的利用率。

国家能源局科技司有关负责人介绍，“十四五”期间，将持续坚持创新引领、多元发展，强调市场主导、安全高效，鼓励创新示范、先行先试，积极推动新型储能技术创新。同时，结合新型电力系统的实际需求，以提高终端用户用电可靠性、提升电力系统稳定性和技术经济性为导向，因地制宜，循序渐进，推进储能高效应用和高质量发展。

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发展趋势

一、百兆瓦级储能项目成常态

2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，单个项目规模与以往相比，大幅提升，百兆瓦级项目成为常态，20余个百兆瓦级项目实现了并网运行，5倍于去年同期数量，而规划在建中的百兆瓦级项目数更是达到400余个，其中包括7个吉瓦级项目。

二、26省市规划“十四五”新型储能装机目标

截至目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67GW，此外，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8GW/259.2GWh。

三、十省市公布新型储能示范项目

2022年，陕西、山东、浙江、河北、四川成都、安徽、广西、湖南、青海、河南等十省市先后公布新型储能示范项目216个，规模合计22.2GW/53.8GWh。示范项目以独立储能或集中共享储能项目为主。

四、储能相关政策发布600余项

2022年，国家及地方出台储能直接相关政策约600余项，主要集中在储能规划、实施方案、市场机制、技术研发、安全规范等领域。

五、储能参与电力市场机制不断完善

2022年，国家和各地方共发布市场规则相关的政策85项，市场机制改革步入深水区，为新型储能参与电力市场开启了新的篇章。

山东省新型储能首次参与现货市场；

山西省印发全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策；

甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场；

南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”。

六、技术路线多点开花

锂离子电池新增投运装机规模首次突破6GW，时长仍以1-2小时为主，4小时以上的项目开始增多。此外锂电厂商利用新技术，推出差异化电芯产品，开发储能专用300Ah以上大容量，10000次以上长循环寿命的磷酸铁锂电芯；

压缩空气储能，正在由100MW向300MW功率等级方向加速发展，22年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近10GW，单次储能时长最高达12小时；

液流电池，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；

钠离子电池，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模30MW/60MWh；

飞轮等短时高频技术，需求开始慢慢增大，已有300MW+的项目处于规划在建中。

七、独立储能占比最大且各省商业模式各具特色

根据CNESA不完全统计，独立储能接近2022年新增投运新型储能装机规模的50%。未开展电力现货市场的省份（如湖南、宁夏等）以容量租赁、辅助服务补偿为主；“8+6”两批现货试点中仅有山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的规则细则，收益模式分别为 “现货价差套利+容量租赁+容量电价补偿”、“现货价差套利+一次调频”、 “价差套利+调峰容量市场”，山东成为全国首个实际开展独立储能参与现货市场实践的省份；浙江、广东等省目前尚未强制要求新能源电站配储，也未出台容量租赁相关政策，独立储能无法获得容量租赁收入。

八、新能源配储利用率低倍受关注

新能源配储利用率低倍受关注，但仍是电源侧储能增长的主要动力。根据CNESA不完全统计，2022年发电侧储能新增投运新型储能装机同比增长超过200%。以新疆、青海、内蒙古、山东、甘肃五省（自治区）为主，与风电、光伏新能源配套的发电侧储能装机占比接近90%。新能源配套储能目前仍无成熟商业模式，未来期望新能源逐步参与电力市场有望得到解决。

九、峰谷价差拉大为用户侧储能打开盈利空间

拉大的峰谷价差为用户侧储能打开更多盈利空间。2022年，工商业和产业园依旧是用户侧储能主要应用场景，河南、江西、湖北、上海等多个省份增大了高峰电价和低谷电价上下浮动比例，为用户侧储能打开更多盈利空间。以10kV一般工商业用户为例，全国共有16个省市最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东省（珠三角五市）、海南省、浙江省位居价差前三，只考虑价差套利，基本上6年内可收回成本。

十、跨界储能热度不减

在储能跨界大军中，上市公司占比最高。从跨界领域来看，主要集中在锂离子电池、钠离子电池和液流电池。跨界锂离子电池的企业数量虽不多，但投资金额高，进展也较快。相比于锂电赛道各梯队格局已初步形成，更多的跨界企业选择了弯道超车，将目光投向钠离子电池和液流电池。

十一、国内企业加速海外布局

目前中国在电池产业链关键材料及相关组件所占到全球份额均在60%以上，中国企业利用产业链优势，纷纷加快海外市场的开发，全球市场占比还在不断上升，阳光电源、宁德时代、比亚迪、科华数能、天合储能、派能科技，科陆电子等均在海外市场均有较好的表现。宁德时代，国轩高科，中创新航、蜂巢能源、远景动力等企业为了产品满足客户需求和本地化供应，正寻求海外投资建厂或已经进行海外建厂布局。

十二、储能安全隐忧仍在

2022年，美国、韩国、中国等发生超过十起储能电站事故，澳大利亚、德国等还发生数起户用储能事故。《“十四五”国家安全生产规划》中强调要严密防控电化学储能站等新技术新产业新业态安全风险。《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》中将项目法人列为安全运行责任主体，从规划设计、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护、应急消防处置能力提出安全管理要求。

文章来源： 人民日报，自由源于，中关村储能产业技术联盟