新型储能产业或将迎来万亿机遇

3月21日，国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》）。《实施方案》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；到2030年，新型储能全面市场化发展。

对此，有观点认为，在未来3至8年时间里，我国新型储能产业将迎来一轮大发展。储能市场快速增长，或将带来一个新的万亿市场投资机遇。

储能指的是通过一定方式将能量转换成较稳定的存在形态后进行储存，并按需释放。

比如物理储能的抽水蓄能、蓄冷蓄热、压缩空气储能；化学储能则有我们所熟知的锂电池，还有铅酸电池、液流电池、钠离子电池，以及其他新型储能项目等。

储能可分为三大类：热储能、电储能、氢储能。所谓新型储能是指电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能等除抽水蓄能外的电储能技术。在新型储能中，电化学储能相比抽水储能，受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活用于电力系统各环节及其他各类场景。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为目前市场上主流的储能解决方案。

现状

不同储能技术在寿命、成本、效率、规模、安全等方面优劣不同。总体上，机械储能规模比较大、寿命长；电化学储能发展快，规模相对小，响应时间快，应用全面广泛，安全性略逊。

在不同国家，不同技术发展程度有差异。美国的飞轮储能总体上处于领先地位；在钠硫电池上，日本绝对领先；我国在液流电池方面发展非常快，处于领先地位；在不使用燃料、不使用储气洞穴的新型压缩空气储能上，我国基本与国际同步。

天眼查数据显示，截至2022年3月，我国共有关键词为“储能”的现存企业2.8万余家，近一年内新增1万余家。从城市分布来看，深圳以3418家位列第一，东莞、合肥、苏州和南京分列第2-5位。从注册资本来看，注册资本在1000万元以上的储能企业数量最多，占比高达45%。

2021年以来，已经有21个省份发布了风电、光伏发电开发建设方案，有14个省份明确了2021年年度规模指标。据不完全统计，其中“风电+光伏”发电的总装机是127.8GW，如果储能容量按10%算，预计达到12.78GW左右。

相比海外市场，国内新型储能的装机规模仍处于低位。据彭博新能源数据，2020年全球电化学储能累计装机16.9GW，海外市场装机份额达83%；其中，美国、欧洲、日本、韩国、澳大利亚是海外主要的装机国家和地区，合计占海外累计装机量94%。

随着储能行业关键技术的攻破，新型储能将进入快速发展阶段。拥有规模和成本优势，且技术水平领先的头部公司有望在行业高速成长期获得更大市场份额。未来随着新能源应用规模加大，可再生能源将加速发展。同时伴随着分布式电站、充电桩、微电网等衍生新型生态系统的应用，储能下游三大应用端将迎来不同程度的新增应用需求。

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全球储能项目库的不完全统计，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3.4%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为172.5GW，同比增长0.9%，占比90.3%；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为14.2GW，占比7.5%；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，占比92.0%，突破10GW大关。

我国是全球电化学储能规模增长最快的国家。2020年全国新增投运电化学储能项目装机功率达1559.6MW，新增装机规模再次位列全球首位。截至2020年底，我国累计投运的电化学储能项目装机规模已达3269.2MW，同比增长91.2%。

预计到2025年，我国储能投资市场空间将达到0.45万亿元，2030年增长到1.30万亿元左右。《储能产业研究白皮书2021》数据显示，截至2020年底，我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，包括其他新型储能装机3.9GW。其中，锂离子电池累计装机规模为2902.4MW。

未来

业内人士表示，《实施方案》是“十四五”时期推动新型储能行业高质量发展的指导性文件，也是开展新型储能技术和产业创新示范、优化新型储能发展布局的重要依据，为行业创新与可持续发展指明了方向。“十四五”期间将会有更多储能项目落地，市场规模将在万亿元以上。

从目前现状来看，储能产业发展条件逐步成熟，但离商业化运营仍面临众多困难，电化学储能安全性、商业模式尚处于探索和示范阶段等。因此，《实施方案》提出，到2025年，全国新型储能累计装机规模达到3000万千瓦以上；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；梯级电站储能、火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术实现工程化应用；百兆瓦级压缩空气储能、兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破；到2030年，新型储能全面市场化发展。

随着储电、储氢、储热等多元化储能技术融合发展，新型储能将成为电、热、气等多能源子系统耦合转换的枢纽，大幅提升系统灵活调节能力、安全保障水平和综合运行效率。对比“十三五”相关文件，《实施方案》扩大了新型储能的发展内涵，创新性地从供给和需求两个角度提出以碳达峰、碳中和为目标，以技术创新为内生动力，以市场机制为根本依托，以政策环境为有力保障，积极开创技术、市场、政策多轮驱动的良好局面，更好地赋能以新能源为主体的新型电力系统建设，推动能源经济和社会经济发展的深度融合。

在加快新型储能市场发展方面，《实施方案》提出，一是加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。二是加大“新能源+储能”支持力度，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。三是建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。四是加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。五是拓展新型储能商业模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运营与利益共享机制，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。

在推动规模化发展、支撑构建新型电力系统方面，新型电力系统储能应用由成本、技术、市场、管理等多项因素综合决定，是一个不断探索、调整、完善的过程。契合电力系统运行需求、找准功能定位，对推动以新能源为主体的新型电力系统高质量发展具有重要战略意义。从当下来看，新型储能发挥的作用仍处于初级阶段，在规划建设、调度运行、电力市场、安全管理等方面仍存在瓶颈。因此，《实施方案》提出，要推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，合理布局电网侧新型储能，着力提升电力安全保障水平和系统综合效率；实现用户侧新型储能灵活多样发展，探索储能融合发展新场景，拓展新型储能应用领域和应用模式。

在构建新型储能技术创新方面，随着信息化、数字化与新型储能技术等融合推进，我国新型储能集成化技术探索面临全面升级。但当前，我国智能化技术水平难以满足大规模储能应用要求，仍有待进一步完善和深化，特别是高安全、低成本的技术应用有待挖潜。对此，《实施方案》要求采用“揭榜挂帅”机制开展储能新材料、新技术、新装备攻关，加速实现核心技术自主化，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。

《实施方案》也对储能的安全、成本等提出，推动多元化技术开发、突破全过程安全技术、创新智慧调控技术；以及合理疏导新型储能的成本，在电源侧加大“新能源+储能”支持力度、增加用户侧储能的收益渠道等。

《实施方案》还明确了储能的未来发展方向，在风光发电的渗透率正在快速提升的背景下，储能产业链有望迎来加速发展期。在相关措施加持下，储能行业上市公司盈利将进一步提升，或将迎来市场机遇。

随着《实施方案》的实施，业内人士普遍认为，这是一个超万亿的大市场，也为新型储能产业发展带来契机。

按国家相关部门的预计，到2025年新型储能装机容量将达到3000万千瓦以上，而2021年我国新型储能累计装机不过400万千瓦，4年时间将增长7倍以上。

据光大证券预测，到2025年，我国储能投资市场空间将达到0.45万亿元；2030年增长到1.30万亿元左右；2020年起至2060年碳中和，储能投资累计市场空间将达到122万亿元。