2022年全球储能市场新动向及趋势分析

随着碳达峰、碳中和成为全球共识，新能源在整个能源体系中的比重将快速增加，储能有望迎来爆发式增长。从应用场景看，以调频为代表的辅助服务领域成为重要应用形式，通过可再生能源场站配置储能系统的方式实现能量时移变得越来越普遍。从政策机制看，全球主要储能应用国家通过提供补贴、投资税收减免和完善电力市场规则等措施支持储能市场发展。在完善储能参与电力市场规则时，不断明确储能功能定位，使其获得参与电力市场的合理身份。当前，政策和市场环境是促进我国储能产业发展的关键。近期两部门印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》再一次推高了国内储能发展的热度。

本报告分析储能市场发展现状，包括储能市场规模、产业政策及市场环境等方面；基于政策和市场规则的调整总结了储能项目收益来源及商业模式；最后，对国际储能市场的发展前景进行展望，供参考。

美国能源部全球储能数据库（DOE Global Energy Storage Database）发布的2020年统计数据显示，全球已投运储能项目累计装机规模约为192吉瓦。从装机规模和市场份额看，抽水蓄能累计装机规模最大，占比约95%；电化学储能累计装机规模位列第二，占比约2%。在各类电化学储能技术中，液流电池、锂离子电池和钠离子电池累计装机规模位居前三。

资料来源：DOE

图1 2020年全球储能市场装机结构

资料来源：DOE

图2 全球在运电化学储能项目装机变化情况

从项目数量看，电化学储能最多，高达1033个，其中又以锂离子电池项目数量最多。锂电池是目前储能技术的主流，发展规模正在不断扩大，而中国锂电池产能已位居世界第一。中国工信部发布数据显示，2021年，中国储能型锂离子电池产量达到32吉瓦时，同比增长146%。

资料来源：DOE

图3 2020年全球储能市场累计在运项目数量

从应用分布看，在政策激励、市场规则和灵活价格机制的引导下，储能的主要应用场景分布在发电侧、电网侧、用户侧等。其中，以调频为代表的辅助服务领域成为重要应用形式，通过可再生能源场站配置储能系统的方式实现能量时移越来越普遍。同时，储能在输配电领域的应用主要包括无功支持、缓解输电阻塞、延缓输配电设备扩容升级、变电站直流电源等。在不同场景下，储能在市场上体现的价值也有所不同。

资料来源：DOE

图4 2020年各应用场景储能装机情况

据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量（包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到45.93吉瓦，同比增长29%。其中，抽水蓄能新增规模居首，为8.05吉瓦；电化学储能紧随其后，投运规模达1.87吉瓦/3.49吉瓦时，规划在建规模超过20吉瓦。新能源配置储能以及独立储能是新增装机的主要支撑。

随着新型电力系统的构建，新能源装机规模不断增长，新能源消纳压力随之增大，大规模储能电站建设可有效缓解新能源消纳并网难题、平抑新能源出力波动，百兆瓦级别的储能电站开发正在加速。位于山东的三峡新能源庆云储能电站示范项目规划总容量300兆瓦/600兆瓦时，一期100兆瓦/200兆瓦时储能系统计划今年底投产运行。位于河北张家口的国际首套100兆瓦/400兆瓦时先进压缩空气国家示范项目也处在设备安装的关键阶段。

随着百兆瓦级电池储能电站的陆续开工，更大规模的储能电站也被列入开发日程。据了解，江苏启东500兆瓦/1吉瓦时储能电站可研报告编制项目已获批准建设。此前，华能集团也曾发布晋北清洁能源外送基地500兆瓦/1000兆瓦时独立电池储能电站可研报告编制采购公告。

◆首次从国家层面明确储能装机规模目标

2021年以来，储能政策频频发布。国家层面明确“十四五”及中长期新型储能发展目标与重点任务，为储能在“十四五”时期的发展明确了方向。

2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。22日，《“十四五”现代能源体系规划》发布，明确到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右；抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，中国抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国抽水蓄能以外的新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。这在国家层面首次明确了新型储能的装机目标。

在国家层面出台政策的同时，各地也根据当地能源禀赋制定相关目标。青海省提出到2025年建成并网新型储能规模达到600万千瓦以上，内蒙古的目标是500万千瓦，山东的目标是450万千瓦，三省目标占到全国目标的一半。部分省份虽未明确储能具体装机规模，但也基本按照新能源装机比例10%～20%、连续储能时长2小时以上进行配置。

◆进一步完善价格机制，催生更多应用新模式

在电价政策方面，《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》首次明确要建立新型储能价格机制，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。当前，针对抽水蓄能国家已经出台了容量电价机制，但发展空间更大的新型储能却无法同等享受容量电价政策，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。

此外，2021年7月29日，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差。上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。随后，全国各地纷纷出台相应政策，均在不同程度上拉大峰谷价差电价。

◆加快新能源与储能协调发展

《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一。《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》首次在国家层面明确自建/购买调峰储能的比例，要求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；超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。在一系列利好政策推动下，新能源+储能项目快速在全国范围内铺开，近一年来，山西、山东、宁夏、青海、内蒙古、河北、安徽等多地陆续出台新能源配置储能方案。

◆新版“两个细则”明确储能市场主体地位

2021年12月21日，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理，并且鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。新版“两个细则”，明确了储能的市场主体地位，推出“新的交易品种”、完善成本分担机制、建立竞争性的市场价格机制，为储能开拓了市场获益空间。

表3 近期中国储能主要政策汇总

在中国，调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利是电化学储能当前最主要的收益渠道，调峰市场属于电力辅助服务市场的一部分。目前，中国已有20余省份启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。储能参与调峰辅助服务主要集中在东北、山东等省区，参与调频辅助服务主要集中在浙江、江苏、山西、蒙西、宁夏等省区。随着可再生能源渗透率的不断提升，辅助服务的需求会相应增长。但从另一方面看，与储能高效合理应用相配套的市场机制和政策环境还存在诸多缺失。当前，中国电力市场建设处于起步阶段，辅助服务市场机制尚未成熟，储能等优质调节资源从中获得的响应补偿并不能完全反映其对电力系统的贡献，相应的成本支付也未能通过市场向实际受益方传导，目前仅仅通过辅助服务市场获利还无法完全覆盖储能的投资成本。

峰谷电价差套利是用户侧储能最重要的商业模式，目前主要集中在广东、浙江、江苏等省，浙江是实打实的两充两放，方便投资者更好计算收益。如果后续各省按相应政策拉大峰谷电价差，用户侧储能有可能在更多地区具备经济性。2021年底，国家电网、南方电网公司陆续公布29省市区域2022年1月代理购电电价，几乎全部上涨。据统计分析，目前共有19省区的最大峰谷电价差超过0.7元/千瓦时，与2021年12月的电价相比，有14省电价差异呈增大趋势。 

（一）储能市场规模继续保持增长

可再生能源接入电网需求的提升和极端事件发生频率的增加将使储能成为电力系统的关键要素。全球储能市场正以前所未有的速度增长。根据研究机构HIS Markit公司的预测，2022年全球部署的储能系统总装机容量将超过12吉瓦。根据国际可再生能源署（IRENA）的预测，到2030年全球储能装机将达到230吉瓦以上。根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，全球2030年新增储能装机容量将达到58吉瓦/178吉瓦时，是2021年创纪录值的五倍多。

资料来源：BNEF

图6 全球新增储能装机容量总额

从地域分布看，HIS Markit公司预测，到2030年，美国和欧洲的储能部署量将分别增长四倍和三倍，而中国2030年储能部署量有望达到2020年的14倍。Wood Mackenzie Power&Renewables公司预测，到2025年，北美地区的储能部署将超过亚太地区，到2030年将占全球总容量的一半以上。BNEF发布的最新报告指出，目前美国是全球最大的储能市场，而中国则最早可能在2025年超过美国，成为全球最大的市场。印度将快速发展，在2030年成长为第三大市场。位列十大市场的其他国家/地区包括澳大利亚、德国、欧洲其余地区、日本、英国、拉丁美洲和意大利。然而，近来通胀和大宗商品价格高企导致储能系统成本上升，可能会影响美国、英国等市场的储能系统部署和储备项目实施。

（二）储能技术和应用场景更加多元

储能应用场景丰富多样，目前没有一种储能技术适用所有的应用场景，同样的一个应用场景下也可能会有多种储能技术混合使用，未来能量型储能技术和功率型储能技术都会有用武之地。根据BNEF最新预测，尽管供应链短缺在短期内限制了储能部署，但更多市场开始将电池用于大容量应用，如辅助服务和削峰填谷。2021至2030年，预计全球约有55%的新增储能将用于削峰填谷，尤其是在可再生能源渗透率较高的市场。用户侧储能（包括户用和商用应用）将稳步增长，到2030年约占累计装机容量的四分之一，届时输配电应用占比仍将有限。未来，储能在电网侧、用户侧都将有广阔的应用空间，不仅可以参与电网调峰调频等辅助服务，也可以应用在工业微电网、5G通信基站、数据中心、车网互动、充换电等领域。

（三）电池储能成本继续快速下降

各类主流储能技术仍在快速发展的过程中，规模、成本、寿命方面还不能完全满足应用的要求，需要进一步降本、提质、增效。中长期内，全球一半的电力可能来自可再生能源，而这在很大程度上需要储能系统的支撑。综合各研究机构数据，储能系统的成本正在迅速下降，锂离子电池的价格在过去十年中下降了近90%。BNEF发布的《2021年电池价格调查》显示，锂离子电池组价格在2010年还高于1200美元/千瓦时，而到2021年时实际价格已同比下跌6%。美国国家可再生能源实验室（NREL）发布的2021年度技术基线报告显示，到2030年，电池储能系统成本将会大幅降低，并将呈现继续快速下降的趋势；直到2050年，其成本降低的下降速度才有可能放缓。但是需要指出的是，2021年下半年以来大宗商品价格上涨和电解质等关键材料成本提升在一定程度上会给储能行业发展带来压力。为此，需要供应链全环节的持续研发投入和产能扩张，以便在未来十年改进电池技术并降低成本。