2018年中国电化学储能累计装机规模首次突破1GW，储能市场发展潜力巨大[图]

    一、储能市场发展现状

    1.应用前景广阔，政策护航成长

    储能在现代电力系统中扮演至关重要的角色。储能是指电能的储存，在电网运行的“发——输——配——送——用”等环节均有重要应用。通过储能技术的运用，可以有效提高电力设备生产效率，降低供电成本，同时起到调整供电频率、补偿负荷波动、提高系统运行稳定性等作用。

    2019年7月，多部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划，从加强先进储能技术研发和智能制造升级、完善落实促进储能技术与产业发展的政策、推进抽水蓄能发展、推进储能项目示范和应用、推进新能源汽车动力电池储能化应用、加强推进储能标准化等方面推进储能技术与产业发展。

储能在电网系统中的主要运用

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    相关报告：智研咨询发布的《2019-2025年中国储能行业市场现状分析及投资前景预测报告》

    利好政策频出，护航行业成长。自2017年10月我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布以来，储能行业政策更新频率密集，不断针对集中/分布式储能技术和电源侧、电网侧和用户侧应用进行研究拓展，对于推动储能产业发展具有重要意义。

近三年来储能政策梳理

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    2.电化学储能潜力巨大，应用各有侧重

    储能技术多样，针对性较强。储能应用场景的复杂性决定了储能技术的多样性，针对特定场景选择合适的储能技术进行应用将是未来储能市场的主旋律。目前市场应用的主要储能技术可分为：机械储能、化学储能、氢储能、蓄热/蓄冷储能等。各类储能技术的应用场景和推广程度受配置灵活性、占地要求、放电时间、启动响应速度、技术水平、安全性、环保性、回收效率等多方面因素影响。

不同储能技术特点

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    电化学储能增长潜力巨大。抽水蓄能电站存在占地要求较高、配置灵活度低、响应速度慢和经济效应有限等问题，正逐渐被技术快速进步、成本显著下降的电化学储能所取代。2018年中国电化学储能累计装机规模首次突破1GW。未来，伴随电化学储能技术的进一步发展，叠加储能应用的快速普及以及规模化生产，储能市场将迎来以电化学储能增长为主的快速发展期。预计2022年中国电化学储能累计装机规模将突破10GW，2023年接近20GW，市场潜力巨大。

中国电化学储能累计装机规模预测

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    电化学储能主要包括锂离子电池、铅蓄电池，应用各有侧重。电化学储能载体主要包括锂电池、铅蓄电池和钠硫电池等，其中锂电池与铅蓄电池在中国已经形成较大规模的产业化生产，成本优势明显，因而成为电化学储能的主要参与者。截至2018年底，从中国已投运电化学储能项目应用领域分布来看，用户侧累计装机规模最大，占比达46%，集中式可再生能源并网和电网侧及辅助服务分别占比30%和24%。从增速来看，电网侧及辅助服务增速较快，较2017年占比接近翻倍。从各类应用领域中的电池分布来看，用户侧普遍使用铅蓄电池，所占比重达77%；集中式可再生能源并网领域中，锂离子电池占比规模较大，所占比重为83%；辅助服务领域中则全部采用锂离子电池。

2018年电化学储能应用领域

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2018年新增投运电化学储能技术分布

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    铅炭电池成本优势明显，有望率先打开市场。当前制约电化学储能技术大规模应用的主要瓶颈即经济性问题。铅炭电池由铅酸电池改进而来，在兼具铅酸电池成本较低、安全性能好等优点的基础上，又具有高功率放电、快速充放和长使用寿命等特点，有望率先打开储能市场，实现大规模供货。

主要电化学储能电池特点

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    3.政策、技术同步推进，商业化应用大幕开启

    电改持续推进，打开储能应用空间。2019年6月底，发改委公布《全面放开经营性电力用户发用电计划有关要求的通知》，全面放开经营性电力用户发用电计划，支持中小用户参与市场化交易，健全价格形成机制，提高电力交易市场化程度。

《全面放开经营性电力用户发用电计划有关要求的通知》

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    电池成本持续降低，储能项目经济性不断提升。目前铅炭电池度电成本有望降至低于0.5元，已经能够覆盖较多地区的峰谷电价差，循环寿命也已经达到3000次，锂电成本较高，但储能用锂电普遍循环次数在6000次以上，综合度电成本已接近铅炭电池。

全球主要化学储能大型项目

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    国内储能各应用领域项目持续落地，产业热度快速提升。近年来，国内储能项目在辅助服务、电网侧、用户侧、可再生能源并网、智能微电网等领域快速发力，项目规模也屡创新高。随着政策持续引导和技术的快速突破，储能市场有望大规模启动。

    二、储能市场发展趋势

    从市场规模来看，全球储能市场发展潜力巨大。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。

    从技术来看，电池系统的性能和成本决定了储能的规模化推广和应用，是影响行业快速发展的瓶颈问题。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。

    从政策来看，通过各项配套政策建立开放、规范、完善的电力市场，才能为储能真正发挥优势提供平台。

    从商业模式来看，储能厂商、用户单位和投融资机构联手拓展储能应用市扬，探索储能多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

    从企业发展来看，一方面，传统电力企业新业务布局储能，另一方面，储能企业结合市场需求以更加经济有效的形式开展经营业务。

    1.储能技术期待突破

    储能的迅速发展有赖于储能技术的革新带动成本大幅度下降。随着储能规模化的推广和应用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题。围绕高能量密度、低成本、高安全性、长寿命的目标，各国都在制定研发计划提升本国的电池研发和制造能力。预计到2030年，储能电池成本将降低50%～70%，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升。虽然无论是IRENA还是IEA都认为电池储能不会在短时间内大规模地取代电力系统现有的调峰力量，尤其是天然气发电站，但是电池在电力系统调频方面具有优势，并且各种规模的电池都可以实现相对较为快速的生产和建设。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。

    此外，电池技术的发展还直接决定了电动汽车的前景。随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，会加速退役电池储能市场的兴起。目前新电池成本比较高，是限制储能大规模推广应用的重要原因，而梯次利用能降低储能的工程造价、降低项目的投资成本、减少回本周期，同时比较环保，有良好的经济社会价值。虽然梯次利用技术现阶段尚不成熟，但可以预见，梯次利用将为储能系统带来新的发展方向，也将成为储能技术新的研发方向。

    预计“十三五”期间储能将成为我国相关科技计划重点支持的方向之一，科技经费将持续支持储能的前沿技术、示范应用及对商业模式的探索。

    2.配套政策打开市场

    长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥优势的舞台。目前，我国辅助服务市场依然在探索期，有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成，各个地方政策关于电力辅助服务定价、交易机制尚未完善，电力市场需要突破原有辅助服务补偿和分摊的局限性，构建公平交易平台，这样势必会有更多元、更先进的辅助服务技术进入市场，进而在提升市场运行效率的同时，有效保障电网的安全运行。

    未来电储能行业的发展，还要看各项配套政策的出台，以及落地情况。国家层面的配套政策应加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制体现电能量和各类辅助服务的合理价值，给储能技术提供发挥优势的平台。

    3.催生新型商业模式

    微电网、增量配网、能源互联网与多能互补相继试点。在政策支持逐步明朗的背景下，基于对产业前景的稳定预期，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，分布式可再生能源迅猛发展，储能项目规划量大增，应用领域多元创新。在“十三五”规划政策的支持下，储能应用领域更加明晰，商业模式更加丰富，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市扬，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

    4.加速能源企业转型

    在全球能源转型的背景之下，一方面，电力企业针对日渐式微的传统供电方式，积极调整现有运营业务，将来自终端用户侧的不同储能需求作为新的增长点，向整合分布式能源、推动分布式能源服务市场的方向发展，并提供电力交易、市场运营、配网优化等综合能源服务。储能已在电力企业新业务中居于很高的地位。另一方面，储能企业结合市场需求调整自身业务，以更加经济有效的形式开展经营业务，最大化发挥自身优势。