随着全球能源结构的转型和新能源的快速发展，储能技术作为平衡供需、提升电力系统灵活性和稳定性的关键手段，正受到越来越多的关注。储能技术通过介质或设备存储能量，并在需要时释放，对电力系统的削峰填谷、频率调节、紧急备用等起到至关重要的作用。本文综合分析了储能技术的分类、应用场景、产业链构成，以及中国储能市场政策背景和发展现状，并对储能未来发展技术方向进行探讨。
（一）储能的定义和分类
根据国家能源局定义，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，通常储能主要指电力储能。目前按照能量储存方式，储能可分为物理储能、化学储能、电磁储能三类，其中物理储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，化学储能主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等，电磁储能主要包括超级电容器储能、超导储能。目前储能技术中最成熟的是抽水蓄能，主要用于电力系统削峰、填谷、调频、紧急事故备用等，目前仍为主要的装机技术路线。受整体建设周期过长和站址资源约束，近年来抽水蓄能整体增速放缓，根据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，截至2023年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模289.2GW，年增长率21.9%，抽水蓄能累计装机占比为 67%，首次低于70%，与2022年同期相比下降12.3个百分点。电化学储能是当前阶段新型储能建设的主流技术路径，相比物理蓄能，电化学储能建设周期短，且具有爬坡速率高、启停时间短、调节速率快等优势，可适配电力系统的各类需求。电化学储能主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池等，在使用寿命方面，液流>锂离子>钠离子>铅蓄电池，其中锂离子储能电池成本优势大，受益于其产业链的成熟度，在全球范围内最早实现商业化、规模化的应用，在全球新型储能市场中占主导地位。根据CNESA数据统计，截止2023年，新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。其中，锂离子电池继续高速增长，年增长率超过100%。电能从生产到最终使用，需要经历生产电（发电站）、传输电（电网公司）、使用电（工商业或用户）这三个关键环节。因此根据储能应用的具体环节，可以将其分为三大场景：发电侧储能、电网侧储能（也称输配侧储能）和用户侧储能。主要服务于集中式发电厂，特别是可再生能源发电，包括：发电侧储能在可再生能源发电中，通过在发电量过剩时存储多余电能，并在发电量不足时释放，平滑输出波动，确保稳定供电。同时，储能系统还可以在电力需求低谷时储存电能，在需求高峰时释放，以平衡电网负荷，减少峰谷差异，提高发电厂的运行效率和经济效益。储能系统通过灵活调度发电设备，快速响应电力需求变化，提高发电厂的整体效率，减少设备频繁启停，降低维护成本。此外，储能系统可以减少弃风弃光现象，存储多余可再生能源电力，避免资源浪费，提高利用率。储能系统可以快速响应电网频率变化，提供频率调节服务，提升电网的稳定性。同时，储能系统可以通过电价套利进行市场交易，提供辅助服务如调峰、调频和备用电源，获取经济收益。在微电网和离网系统中，储能系统作为主要能源调度和管理手段，确保系统独立运行和稳定供电，特别在偏远地区或灾害恢复期间发挥重要作用，同时还能延缓电网扩容投资，降低基础设施成本。电网侧储能系统在电力需求低谷时储存多余电能，并在需求高峰时释放，以平衡电网负荷，减少峰谷差异，提高电网运行效率。同时，储能系统还能缓解电网中的电能质量问题，如电压暂降、闪变和谐波，通过提供稳定的电能输出和无功补偿，提升电能质量。储能系统可以快速响应电网频率和电压变化，通过充放电调节频率，提供频率调节服务，以及通过调节无功功率来维持电网电压稳定。这些功能有助于维持电网的频率和电压稳定性，提升电网的运行可靠性。储能系统在电网发生故障或停电时，可以作为备用电源提供紧急供电，确保关键设施和紧急服务的连续性。此外，储能系统可以在电网大规模停电后，提供初始电力支持，帮助电网重新启动和恢复运行，增强电网的恢复力和应急响应能力。储能系统在支持可再生能源并网方面发挥重要作用，通过平滑输出、调峰调谷和频率调节，确保可再生能源发电系统与电网的无缝连接，提升电能质量和电网稳定性。同时，储能系统可以优化电力传输，缓解高峰负荷压力，延缓或避免大规模电网基础设施投资，降低电网扩容需求用户侧储能系统通过在电价较低的谷时段储存电能，并在电价较高的峰时段释放，降低用户电费成本。此外，储能系统可以与电动汽车充电相结合，在电价低谷时段储电，在电价高峰时段为电动汽车充电，进一步优化充电成本。储能系统与分布式可再生能源发电（如家庭光伏系统）结合，存储多余的可再生能源电力，在需要时使用，提升能源自主性和独立性。这一应用不仅提高了可再生能源的利用率，还减少了对电网的依赖。在电网停电或发生电力中断时，储能系统作为备用电源，保障重要负荷的连续供电。同时，储能系统可以通过瞬间响应缓解电压波动和频率变化，改善电能质量，保护敏感设备，提高电能使用的可靠性和稳定性。储能系统参与电网的需求响应计划，在电网负荷高峰时段响应调度信号，通过放电或减少用电，帮助电网缓解高峰负荷，获得需求响应激励。结合智能家居系统，储能系统可以通过智能能源管理系统（EMS）优化家用电器的使用时间，最大化利用储能系统，提升家庭能源管理的智能化和便捷性。储能的产业链分为上中下游，上游主要包括电池原材料、逆变器、管理系统；中游主要包括电池、储能逆变器、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、其他电器设备、以及储能系统集成；下游产业涉及储能系统的应用和服务，包括储能各应用场景的系统安装商和服务提供商等。储能中游部件是储能系统的核心设备，是产业链的核心环节。
（一）储能发展背景
近年来，我国可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。截至2023年底，全国新能源和可再生能源发电装机突破15亿千瓦、达到15.2亿千瓦，其中，风电光伏发电装机突破10亿千瓦、达到10.5亿千瓦，在全国发电总装机中的比重达到34%，超过1/3。而随着风电和光伏发电模式的逐渐成熟，为了提升整体电力系统的可靠性，协调资源的灵活使用和稳定消纳，市场储能的需求也逐步增加，在此背景下，新型储能产业发展提速，技术呈现多元化发展态势。从储能电池行业政策发展历程来看，“八五”计划至“十一五”规划时期，国家层面主要强调推进新能源产业的发展；储能电池的相关概念在“十二五”规划中开始被提及，纲要明确要发展储能等先进技术；“十三五”规划进一步明确为大力推进高效储能与分布式能源系统领域创新和产业化；2021年，“十四五”规划在储能技术、储能能力、储能项目方面都做出了要求。资料来源：前瞻产业研究院，泓创智胜整理
进入“十四五”发展的新阶段，储能在未来我国能源体系建设中的关键地位越发突显，国家层面关于储能电池行业发展的政策频频发布。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中提出，前瞻谋划未来产业，在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天开发、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业；构建现代能源体系，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。国家发展改革委和国家能源局共同印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到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；结合首台（套）技术装备示范应用、绿色技术创新体系支持 政策，积极推动各地加大支持力度。鼓励各地根据实际需要对新型储能项目投资建设、并网调度、运行考核等方面给予政策支持。有效利用现有资金渠道，积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。支持将新型储能纳入绿色金融体系，推动设立储能发展基金，健全社会资本融资手段。国务院总理李强在2024年3月5日在政府工作报告中提出，加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。国务院关于印发《2024—2025年节能降碳行动方案》的通知中提到，提升可再生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。积极发展抽水蓄能、新型储能；加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。到2025年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过6200万千瓦、4000万千瓦；各地区需求响应能力一般应达到最大用电负荷的3%—5%，年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的地区需求响应能力应达到最大用电负荷的5%以上。国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，提到规范新型储能并网接入管理，电网企业及电力调度机构须制定新型储能并网细则及并网服务工作指引等，明确并网流程、相关标准和涉网试验要求。电力调度机构按照平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，组织新型储能开展并网验收并签订并网调度协议，新型储能应在并网后规定时间内完成全部涉网试验。《工业和信息化部等七部门关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》，提到前瞻布局绿色低碳领域未来产业，聚焦储能在电源侧、电网侧、用户侧等电力系统各类应用场景，开发新型储能多元技术，打造新型电力系统所需的储能技术产品矩阵，实现多时间尺度储能规模化应用。《工业和信息化部等七部门关于推动未来产业创新发展的实施意见》，提出未来能源。聚焦核能、核聚变、氢能、生物质能等重点领域，打造“采集-存储-运输-应用”全链条的未来能源装备体系。研发新型晶硅太阳能电池、薄膜太阳能电池等高效太阳能电池及相关电子专用设备，加快发展新型储能，推动能源电子产业融合升级。随着储能产业迅速发展，储能电池市场也随之打开，对此全国各个省市也陆续发布政策规划推动储能产业发展，从而带动储能电池行业的发展。广东省为全国经济大省和制造业大省，新型储能产业正在领跑全国。2024年广东省政府工作报告提到，广东2023年新型储能在建项目100个、总投资2290亿元，成为全国储能电池产业配套最全的地区。政策方面，2023年3月，广东省人民政府印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，提出2027年全省新型储能产业营业收入达到1万亿元总目标。省发展改革委会同有关部门在储能产品、储能电站规划、参与电力市场交易等方面出台14项配套支持政策，广州、深圳等12个地级以上市出台配套文件，全省形成“1+N+N”政策体系。广州、深圳分别成立规模100亿元、200亿元的新型储能产业基金，形成政府资金和社会资本共同推动产业发展的合力。2023年4月，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发了《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》的通知。方案规定，独立储能可作为独立主体参与电力市场交易。独立储能指满足接入条件的、接入公共电网的新型储能项目（包括在发电企业、电力用户计量关口外并网）。电源侧储能项目，与发电企业作为整体，联合参与电力市场交易。电源侧储能项目指在发电企业计量关口的并网的储能项目。用户侧储能项目，与电力用户作为整体联合参与市场交易。2024年1月，广东省市场监管局印发了《关于发挥市场监管职能推动新型储能产业高质量发展的若干措施》，从9个方面提出20条务实举措，推动构建技术、市场、政策驱动良好局面，加快推动广东省新型储能产业高质量发展。其中提出，要优化新型储能产业市场准入、健全新型储能产业链标准体系、推动新型储能产业的创新链和产业链深度融合等，着眼于充分发挥市场监管职能。在政策的推动下，我国储能项目装机规模稳步增长。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1千亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展“新动能”。根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2024》，预计“十四五”最后两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，超额完成目前各省的规划目标；“十五五”呈现一个平稳增长的态势。保守场景下，预计2028年新型储能累计装机规模将达到168.7GW，2024-2028年复合年均增长率(CAGR)为37.4%;预计2030年新型储能累计装机规模将达到221.2GW，2024-2030年复合年均增长率(CAGR)为30.4%，年平均新增储能装机规模为26.6GW。理想场景下，预计2028年新型储能累计装机规模将达到220.9GW，2024-2028年复合年均增长率(CAGR)为45.0%。预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9GW，2024-2030年复合年均增长率(CAGR)为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9GW。
（一）储能市场与国产化替代趋势
从技术路线发展来看，目前技术进步最快的是电化学储能，其中锂离子电池技术较为成熟、商业化初具规模，而钠硫电池正加快商业应用部署，液流电池加速示范应用；物理储能方面，压缩空气储能及飞轮储能技术正在加快商业应用部署；电磁储能，氢储能等其他类型的新型储能技术由于技术成熟度较低，大部分处于开发和示范应用阶段。而就储能市场而言，成熟化发展对应产业链中，不光依靠上游原材料的自主供给，也需凭借核心元器件国产化和核心技术国产化、先进化从而实现储能系统效率提升、循环寿命延长和系统成本的降低。电化学储能方面，中游储能系统的制造、集成商正通过提升电池电芯和模组、电池管理系统、能量管理系统和变流器四大主要环节的产品和技术国产化能力提升产业发展水平。以锂离子电池储能为例，目前我国整体产业发展处于世界前列。但部分高精尖设备例如高精度膜头、干法极片设备仍需进口供给。现阶段，锂离子电池的安全性、能量转换效率和经济性等取得较大突破，产业化的条件日渐成熟，正处于由技术积累向产业化迈进的关键时期，超级电容器、压缩空气储能、氢储能等技术将引领未来分布式储能产业变革，也是国家高技术领域重点支持方向。超级电容的电学特性决定了其直接做功的瞬时补偿特征突出，并且功率损耗较低。在一些极端理想场景下，对于基于安全性考虑的响应效率和基于功率要求的超高功率特征，决定了其在重要的工业、基础设施（通信、轨道交通等）均具备很理想的适用性。同时，如果能匹配其他的储能方式，实现高功低释的电能转化，其场景应用将会更加灵活广泛。飞轮储能是一种利用高速旋转的飞轮存储能量的技术。在储能阶段，通过电动机拖动飞轮，使飞轮加速到一定的转速，将电能转化为动能；在能量释放阶段，飞轮减速带动电动机作发电机运行，将动能转化为电能。飞轮储能具有储能密度较高、充放电次数与充放电深度无关、能量转换效率高、可靠性高、易维护、使用环境条件要求低、无污染等优点。但大规模的飞轮储能系统的研制在高速低损耗轴承、发电/电动机、散热和真空等技术上还有难度。目前飞轮储能技术主要有两个分支，一是以接触式机械轴承为代表的大容量飞轮储能技术，其主要特点是储存动能、释放功率大，一般用于短时大功率放电和电力调峰场合。二是以磁悬浮轴承为代表的中小容量飞轮储能技术，其主要特点是结构紧凑、效率更高，一般用作飞轮电池、不间断电源等。随着可再生能源在能源结构中所占比重的增加，长时储能技术的重要性日益凸显。风能和太阳能发电的比重越高，对于减少能源浪费、实现电网频率和峰值调节以及长时储能的需求也越迫切。长时储能技术以其在电力平移、系统平衡、大规模电力储存和稳定性保障方面的优势，超越了短时储能解决方案。压缩空气储能是一种利用空气作为储存介质的大规模储能技术。压缩空气储能技术具备应用于长时储能广阔场景。压缩空气储能主要性能上与抽蓄相近，与锂离子电池储能相比具有容量大、储能时间长、寿命长、安全性高等多种优势。与抽蓄相比，压缩空气储能建设周期短，建设布局受站址资源约束较少，基于人工硐室的压缩空气储能在全国均可选址，布局相对灵活，具备与电力系统需求结合的有利条件。同时，压缩空气储能可提供转动惯量，能够缓解新能源高渗透率带来的系统运行安全稳定性问题。新型电力系统建设需要大规模、长时间、高安全、低成本的储能技术作为支撑技术，以促进新能源大规模开发消纳、支撑电网安全稳定运行、保障用户灵活高效用能。压缩空气储能的特点契合新型电力系统发展需求，具有广阔的发展前景。在电站规模方面，压缩空气储能单机规模正逐步接近抽水蓄能，当前国内已有多个300MW压缩空气储能电站在建。中国能建也在积极开展相关工作，湖北应城300MW盐穴储气压缩空气储能电站、甘肃酒泉300MW人工硐室压缩空气储能电站均在建设中。在储能时长方面，压缩空气储能技术功率与容量分离，通过扩大存储容积可延长储能时间，可实现4-8小时的长时间储能。在安全性方面，压缩空气储能电站核心设备与传统火力发电站类似，没有燃爆风险。在成本方面，压缩空气储能成本正逐步降低，目前单位千瓦造价在6000-10000元/kW范围内，部分地区单位千瓦造价可与当地抽水蓄能接近。此外，压缩空气储能电站采用大容量同步电机，可为电网提供转动惯量支撑。未来压缩空气储能大规模应用还需要重点解决以下问题：一是需要进一步提升压缩、膨胀等环节的热利用与转化效能，将电站整体效率提高至70%以上；二是需加快推动高负荷高效压缩机、膨胀机以及储换热部件等关键设备研发，推动300MW级设备的定型和降本增效；三是提高地质勘探技术，优化地下工程施工技术，提高人工造穴技术水平，以提高电站布局灵活性；四是针对压缩空气储能等技术，研究建立充分体现长时储能价值的电价机制，完善相应电力市场规则。压缩空气长时储能技术因其大规模储能能力和对环境影响较小的特点，被视为未来电力系统的重要组成部分，尤其在推动能源转型和提高可再生能源利用率方面具有重要作用。液流电池由电堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部分构成。区别于其他电池储能装置，液流电池将反应活性物质储存于电解质溶液中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。目前典型液流电池体系包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等。液流电池有扩展性高的优点。液流电池功率与储能解耦，扩展性较高，适合4小时以上的长时储能；液流电池循环寿命长。可深度放电而不损伤电池，电池使用寿命长，循环次数约为锂离子电池的3倍；但是，现存问题是成本较高，据不完全统计，目前全钒液流电池成本大约在3-3.2元/Wh。这个问题会影响液流电池储能装机规模的扩大和市场化的提高。（3）氢储能--能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势氢储能作为一种零碳超长时储能技术，是氢能的重要利用形式，是新型电力系统的有力支撑。氢及其衍生物可满足大容量、跨季节储能需求。氢储能是一种长时、大规模的储能。在新能源消纳方面，氢储能在放电时间(小时至季度)和容量规模(百吉瓦级别)上的优势比其他储能明显；并且不受地理环境限制。相较于抽水蓄能和压缩空气储能等大规模储能技术，氢能源不需要特定的地理条件且不会破坏生态环境；但是，氢能源有效率较低的问题。氢储能系统效率相对较低，狭义氢储能的“电-氢-电”过程存在两次能量转换，整体效率仅有40%左右。中国能建也将氢能作为未来发展的重点方向之一，正在积极探索相关工程应用，推动“中能建吉林松原绿色氢氨醇一体化新技术示范项目”等氢能项目建设。该项目利用新能源制氢氨醇，年产绿色合成氨20万吨、绿色甲醇2万吨，是全球领先的柔性合成氨示范工程，也是全球最大体量的绿色氢氨醇一体化项目，这在开拓我国新能源和氢能利用新途径，探索氢储能技术在新型电力系统中应用等方面将发挥重要示范作用。
在全球能源结构转型和新能源快速发展的背景下，储能技术作为提升电力系统灵活性和稳定性的关键，受到日益关注。得益于国家和地方政府的政策推动，中国在储能领域的发展迅速， “十四五”规划期间，新型储能市场预计将实现显著增长。展望未来，储能技术将继续朝着高安全性、高效率和低成本的方向发展。长时储能技术，因其能够提供大规模、长时间的储能解决方案，在政策推动和技术进步下，未来或成为支持高比例可再生能源并网和电网稳定运行的重要技术。随着技术突破和产业化进程的推进，储能行业将迎来更广阔的发展空间。
[1]中国储能行业研究报告. (2023). 36氪.[2]东吴证券，曾朵红. (2022). 储能行业深度研究报告：国内大储如火如荼，储能模.[3]储能行业策略报告 2024 年. (2024). 电力设备，国元证券.[4]iResearch Inc. (2023). 中国储能行业研究报告.[5]2023年中国储能产业发展研究报告. (2023).[6]中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA). (2023). 储能产业研究白皮书 2023.[7]CIES2024. (2024). 重磅发布《2024年中国新型储能产业发展白皮书》.[8]KPMG. (2023). 新型储能 助力能源转型.[9]《艾瑞咨询：2023年中国储能行业研究报告》的十个要点总结. (2023).
