2022年储能行业分析报告.docx

储能行业分析报告（2022年）概述储能指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，是建设可再生能源高占比能源系统、推动能源绿色转型发展的重要装备和关键核心技术,其双向功率特性和灵活调节能力可以解决波动性可再生能源并网带来的系列问题，将电力生产和消费在时间上进行解耦，使传统实时平衡的刚性"电力系统变得柔性，提高可再生能源系统的灵活性、稳定性和电网友好性，显著提升可再生能源的消纳水平。按照储能作用时间的长短,可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。按照储能的原理，可以分为物理储能、电化学储能、电磁储能等。物理储能以抽水蓄能为主,目前技术成熟建设成本相对较低转换效率约70%-80%,但对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3-5年；电化学储能主要以锂电池、铅酸电池和全钢液流电池为主，其中锂电池储能拥有更高的能量密度,转换效率可超90%,产业链配套更加成熟,相较于其他电化学储能在技术、成本上更具优势而电磁储能则更适用于放电时间短且迅速的功率型储能。一、国际环境分析1.1政策环境随着应用储能系统重要性的日益增长，世界各国纷纷出台储能激励措施，并为市场发展扫除障碍，具体包括：支持储能技术的发展，制定相关规范和标准以及建立和完善涉及储能的法律法规等,如欧美部分国家已开始积极完善能源领域立法等。2020年下半年开始，全球不同地区纷纷发布了关于储能或储能技术发展路线图，典型的有美国能源部发布的储能大挑战、欧洲电池联盟发布的2030电池创新路线图以及欧盟发布的气候中性的欧洲氢能战略，另外欧盟通过巨额资金支持本地电池储能技术发展等。现对美国、欧盟储能发展路线进行分析,简要分析欧美储能政策布局对我国储能产业的挑战与启示。1.美国2016年6月，美国在"建设智能电力市场扩大可再生能源和储能规模会议"上承诺，加快可再生能源和储能电源并网，未来5年储能采购或安装规模增加1.3GW02017年,在多年储能市场发展经验基础上,美国加州从加速部署公共事业级项目应对储气库泄漏带来的高峰电力运行压力，到批准一系列市场规则提升储能在电力市场中的参与度，全方位推动并调整储能发展。在加州的带动下，俄勒冈州、马萨诸塞州和纽约州均通过设立储能采购目标或提出采购需求，启动公用事业规模的储能项目部署,并依据各自能源结构及供需特点调整储能的应用重点。2020年12月21日美国能源部(DOE)发布了T分储能大挑战路线图报告，进一步提升了储能发展战略地位。通过“三大课题"和“五大路径层层推进美国在储能领域的发展，打造以终端使用为目标、研发和产业相结合的完整的储能产业链,最终构建、维持美国在储能技术领域全球的领先地位,实现2030年美国本土制造能够满足美国所有市场需求的储能技术，并达到"本地创新，本地制造，全球部署”的终极目标。除储能技术外美国能源部通过梳理各相关部门的职能，构建各层级政府间、各相关部门间的储能的工作协调与参与机制，帮助消除政策决策者最大化储能价值的障碍,并提出具体行动和衡量行动是否成功的标准。2020年12月22日,美国国会批准的影响广泛的疫情缓解方案中包括：将太阳能系统的投资税收抵免政策(ITC)延长两年，以及为储能研究提供新的资金支持。本次立法通过了BetterEnergyStorageTechnology(BEST)法案,该法案将在未来五年内为联邦政府在储能技术研究、开发和示范方面的创新投资提供10亿美元的资金支持。该法案为各州、公用事业公司和储能企业建立了一个新的竞争性拨款计划，以在不同应用场景部署储能。进一步证明了两党支持发展储能，以提高电网的可靠性和灵活性，国会在建设清洁能源未来方面的关键作用。2021年1月，美国能源部宣布拨款4700万美元支持含储能在内的变革性能源技术，将支持整个能源领域的高风险和具有潜在颠覆性的新技术，加速能源创新技术由实验室向商业转化，包括新型电动汽车动力电池、数据中心效率、电网现代化、；解杯口储能的进一步发展。2.欧洲在"战略能源技术规划(SET-PIan)框架下，欧盟委员会于2019年创建电池技术创新平台"电池欧洲"(ETIPBatteriesEurope),该平台在2021年初发布了电池战略研究议程，从电池应用、电池制造与材料、原材料循环经济、欧洲电池竞争优势四方面提出了未来十年的研究主题及应达到的关键绩效指标,旨在推进电池价值链相关研究和创新行动的实施，加速建立具有全球竞争力的欧洲电池产业。欧盟委员会于2020年2月发布有关修订电池指令的法律草案征集意见,计划建立新的电池监管框架，确保欧盟市场上的电池在全产品周期内符合持续、高性能和安全标准。旨在加速欧洲绿色经济转型，提升欧洲电池产业竞争力。新的监管框架不仅将影响所有欧盟成员国的自产电池，还适用于进口电池。电池的碳足迹、可回收成分含量、原材料采购是否可靠等情况必须经过第三方强制验证。欧盟还将建立一个在线电池数据系统,让消费者能够了解和追踪市场上所有电池的全生命周期。欧洲电池联盟2021年年初欧盟发布2030电池创新路线图,路线图认为传统的铅、新贵的锂、镇系和钠基电池,不同种类的电池都有适合于特定应用的优点，没有一种电池或技术能满足全部应用要求，路线图将重点放在各种关键应用，确定需要改进的关键电池性能，以满足未来应用的需求，强调欧洲不能逐步淘汰一种电池技术，转而采用另一种电池技术，认为所有电池技术都有助于实现欧盟的脱碳目标，同时报告也强调了锂离子电池在电力储能领域的优势。1月27日，欧盟委员会批准了29亿欧元（35.2亿美元），用于支持电池储能领域的研究,提高本地区电池制造能力，降低对第三方的依赖。重点支持本地的电池企业，这些企业主要以生产锂离子电池为主，包括产业链中上下游企业，其中名单总包括Teslas宝马以及日本生产石墨负极的TOkaiCarbOn公司、NOrthVOIt以及Enel公司。我国及韩国计划在欧洲投资建设电池公司的企业不在上述名单之中。3、对我国的启示欧美各国在积极支持储能技术研发和转化，保护和满足国内生产制造需求，将形成本土制造、本土应用的市场环境。其中欧洲地区主要聚焦于电池储能技术本土化及规模化发展，与欧洲聚焦不同，美国政府发布的储能支持政策覆盖面更广，支持包括电化学储能、机械储能、储热、电力电子等不同储能技术，包括了顶层设计和可观的资金支持,更为注重储能技术前瞻性布局和保持储能技术全球化领导地位。无论欧洲还是美国，都具有较为成熟开放的电力市场，欧美各国在积极支持储能技术研发转化的同时对电力市场进行不断改革和完善,为储能技术装备研发制造及项目开拓提供了广阔的应用场景和可观的收益,整体来看欧美储能政策支持走向都是保护和满足国内生产制造需求，将形成本土制造、本土应用的市场环境，从而对中国企业进军欧美市场造成一定程度的阻碍。我国科技部发布的最新的“十四五”国家重点研发计划"储能与智能电网技术”等18个重点专项年度项目申报指南"征求意见，针对储能技术主要围绕中长时间尺度储能技术、短时高频储能技术两大类储能技术展开。与美国和欧盟相比,国内目前储能技术重点研发计划主要围绕锂离子电池储能技术基础研发和应用研究展开，特别是与美国相比，目前我国储能产业政策在顶层设计和规划方面还存在缺失，政策系统性和针对性仍需要加强。在"3060"碳排放目标的提出后，以风、光为代表的可再生能源爆发式增长的态势已经不可逆，储能作为发展低碳或零碳电力系统的重要支撑，在未来能源体系中扮演重要角色，除了通过国家重点研发计划突破现有技术瓶颈，攻克现有难题外，国家层面应进一步提升储能战略地位,通过制定储能技术发展路线图,支持非锂及其它前沿储能技术发展，明确储能产业发展目标、突破方向和重点任务，科学合理规划储能产业发展目标和布局，促进产学研用结合和市场化应用。1.2全球储能市场规模储能系统在全世界电力系统中所处的位置越来越重要。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年12月31日，全球已投运储能项目累计装机规模19LlGW,同比增长3.4%其中，抽水储能的累计装机规模最大,为172.5GW;全球电化学储能累计装机规模紧随其后达到14.2GW在各类电化学储能技术中锂离子电池装机规模最大为13.1GW,占比92.3%,电化学储撕口锂离子电池的累计规模均首次突破IOGW大关。图1：全球储能市场累计装机规模(20002020)图2：全球电化学储能市场累计装机规模(20002020)1.3全球储能主要储能市场总结2020年，新冠疫情席卷全球，储能行业虽也遭受严重影响，但经历上半年的低迷之后，市场逐渐回暖，新增投运储能项目，特别是电化学储能项目的装机规模逆势而涨，再次刷新单年新增规模记录，达到4.7GW,超过2019年新增投运规模的L6倍。图3：2020年全球新增投运电化学储能项目的地区分布（MW%）数据来源：CNESA全球储能项目库中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，三者合计占全球新增投运总规模的86%,并且各自新增投运规模均突破GW大关。中国新增投运项目中，储能在新能源发电侧中的装机规模最大，超过580MW,同比增长438%,各个省份相继出台的鼓励或强制配置储能的政策推动了该领域储能规模的快速增长，止匕外，"碳达峰"、"碳中和目标的设立，更将助推可再生能源+储能迎来跨越式发展。美国，2020年实现了表前市场新增投运规模的突破，与2019年相比翻一番。新增装机容量主要来自加州，LSp。Wer和ViStraEnergy相继投运了250MW/250MWh和300MW/1200MWh的电池储能项目，后者是目前全美乃至全球最大的电池储能项目。此外，德州、纽约州、弗罗里达州等地还有类似几个百兆瓦级的大型电池储能项目正在加速部署中。欧洲清洁能源一揽子政策的实施，为欧洲储能市场释放了积极信号，以英国为代表的的表前市场和以德国为代表的家用储能市场前景表现亮眼,英国取消电池储能项目容量限制，允许在英格兰和威尔士分别部署规模在50MW和350MW以上的储能项目，正式打开英国大型储能项目建设的序幕；德国已安装了30多万套家用电池储能系统，新冠疫情更加激发了人们对于能源弹性、安全性和实现能源独立的强烈需求。二、国内环境分析2.1政策环境1.储能产业发展规划2016年6月,国家发展改革委、国家能源局印发能源技术革命创新行动计划(20162030年)，并同时发布能源技术革命重点创新行动路线图，提出包括先进储能技术创新在内的15项重点创新任务，并指出，要研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热(冷)技术,研究面向电网调峰提效、区域供能应用的物理储能技术，研究面向可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术,致力于掌握储能技术各环节的关键核心技术，完成示范验证，整体技术达到国际领先水平,引领国际储能技术与产业发展。2017年10月份国家出台关于促进储能技术与产业发展的指导意见，提出了储能的发展阶段目标，并对推进储能装备技术研发、支撑可再生能源利用水平提升、促进电力系统灵活性稳定性提升、推动用能智能化水平提升和支撑能源互联网发展这五个重点发展方向进行了机制设计,从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署，同时对于此前业界争论较多的补贴问题给予了明确答案才是出了将分应用场景出台针对性补偿政策，部分领域的补偿政策有望率先落地，激发了储能产业投资与发展速度。2019年，储能行业得到政策强力支持，国家发展改革委等四部门发布了贯彻落实关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019年-2020年行动计划的通知，要求加强先进储能技术研发，加大储能目研发实验验证力度，继续推动储能产业智能升级和储能装备的首台（套）应用推广足以体现上层对储能行业的三¾麻口促进其发展的决心。到2020年，储能成为国家能源工作的重点方向，被作为国家的战略性新兴产业，成为一个新的经济增长点，实现了储能的多领域融合渗透，初步建立了商业模式。近年储能产业发展规划方面的政策汇总如表1所示。2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了关于加快推动新型储能发展的指导意见，文件明确指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十四五"时期的第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、政策监管等方面做出引导对行业发展重大利好预期未来国家会出台一系列政策，破除产业发展中的难题，实现储能的市场化发展。表1：我国储能产业发展规划政策政策时间主要内容促进储傕技术与产业发展的指导意见2017.9明津促进我国储能技术与产业发展的更要意义.总体嬖求、垂点任务和保陵措使2018年能源工作指导意见2018.2»100MW.压缩%气储能电站等项目前虬L作，报进储能技术示范项目建设推进综介能滁服务W务发展2019-20202019.2引领能源新技术应用,统瘩布局综合能效服务、供冷供热供电多能服务.分布式清洁能源报务和年行动计划贯彻落实V关于促进储能技术与产业发展20196笈展电动汽乍服务等四大重点业务轿域.七成22项关键技术设备研发,建成20个成点,示范项目提出要加大储能场口研发实聆膑活力搜.布点揖进大容呦乐缩空气储能等我大先进技术项目建的指导意见20192020年行动计划关J做好2020年能海女全保障：件的指2020.6设,推动百兆瓦乐缩空气储能项目实现验证示范：计划提出积梭推动储能国家电力示范项目建设开展煤电风光储体化M点,推动储能技术应用,鼓励电源恻、电网（W和用户侧储能应用.3意见2020年能源一匚作指导意:见2020.6鼓呦多元化的社会负源投资储能建设提出Ml大储能发展力旅.研究实能促道储能技术与产业发展的政策，开发储能示范项H征集关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新2020.9与评选加快新能源产业跨越式发展，加快突破风光水储互补、高效储能等新能源电力技术杭须.隹增长点增长极的指导意见产业结构调修指导目录2020.10设新型偌能、制微1敏设藻,燃料电池系统等慕6设施网络明暗列出了«大力发展大容量电能存储技术开发。利用2、储能应用在电力市场的激励政策2018年7月,国家发展改革委、国家能源局联合出台关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知，提出促进清洁能源消纳和电力资源大范围优化配置，要求"各地要取消市场主体参与跨省区电力市场化交易的限制，逐步放开市场主体跨省区交易。国家发改委发布了关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见要求拉大高峰时段和低谷时段的电价价差，鼓励储能企业发挥削峰填谷作用，参与电力市场交易获得收益。2020年6月国家发展改革委、国家能源局印发了关于电力中长期交易基本规则的通知，在此之前，储能企业是不能作为一个独立的电力市场主体去参与中长期交易的,此通知明确了参与电力市场中长期交易的市场成员中包括储能企业。虽然目前储能参与电力市场交易还有一定的阻碍，但是此项规则的制定，说明政府越来越重视储能的发展，储能在电力市场中的地位逐步增强。2020年7月，国家发改委发布了针对关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知，该通知将电力中长期交易从“电量交易"转变为"带时标的电力、电量交易"，进一步完善电力现货市场价格形成机制。2020年12月，国家发改委、能源局印发关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知,其中指出要拉大峰谷价差，交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款,在发用电两侧共同施行,拉大峰谷差价，峰谷电价政策为储能产业的发展创造了有利的条件。3、可再生能源、清洁能源发展类政策传统的电力系统中，电能输出曲线相对稳定，但用电曲线（需求曲线）在一天之内存在多次的峰谷波动，使得电力系统的供需曲线难以匹配。以火电机组为主体的发电系统，可以通过"了解需求侧、控制发电侧"的基本策略，在预先设置发电出力计划的情况下，日内电压/频率的波动通常控制在±5%以内，实现供需基本匹配。但是，可再生能源发电的引入使得发电侧变得不可控且不稳定。例如：光伏发电高峰集中在白天，无法直接匹配傍麻口夜间用电需求高峰；风电发电高峰在一日内很不稳定，且存在季节性差异等；能源本身还存在地区分布的巨大差异等。根据国家电网的测算，2035年前，风、光装机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦,全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。在风电和光电装机量不断提升的大背景下,发展储能技术是解决供需匹配问题、减小风光波动性对电网冲击的必由之路。国家发改委2017年底曾发布解决弃水弃风弃光问题实施方案，提出要实施可再生能源配额制管理。2018年3月,国家能源局发布的可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿），首次明确了2018年、2020年各省的可再生能源电力总量配额指标、非水电可再生能源配额指标以及相关考核办法。截至2019年底,全国累计风电装机2.1亿千瓦，光伏发电2亿千瓦,生物质发电2254万千瓦，为实现2020年我国非化石能源占一次能源消费总量比重的15%目标提供了有力支撑。随着关于开展"风光水火储一体化""源网荷储一体化”的指导意见的发布，让储能深度融入了电力行业，加快了储能技术的进步，可再生能源+储能"这一应用模式也加速发展。我国可再生能源、清洁能源政策汇总表2表2我国可再生能源、清i吉能源发展类政策政策时间主要内容关于促进非水可再生能源发电健根发展的若干意见可再牛.能源电价附加资金管理办法国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目坦设有关事项的通知财政部办公厅关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知关。健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）关了开展“风光水火储体化”“源网荷储体化”的指导意见2020,1坚持以收定支原则：开源节流:凡符合条件的在址项Fl均纳入补贴清单：部门间相互配合，增强政策梆同性，对不同可再生能源发电项目实施分类管理2020.2 促进可再生能源开发利用，并规范其电价附加资金管理，提高资金使用效率2020.3 枳极推进平价上网顼目、有序推进需国家财政补贴项目,保獐了政策的延续性，有利于推进风电、光伏发电向平价上网的平稳过效，实现行业的健康可持续发展2020.4 可再生随源电价附加补助目录内的可再生能源发电项目,由电网企业对相关信息进行审核后,直接纳入补贴清单2020.5 积极推进平价上网项目、有序推进需国家财政补贴项目,保障了政策的延续性,行利。推进风电、光伏发电向平价上网的平稳过渡，实现行业的健康可持续发展2020.8 因地制宜采取风能、太阳能等多能源品种发电T相补充.增加储能比例：强化电源侧灵活调节，优化综合能源毡地配套储能规模，充分发挥储能设施的调峰能力，力务各类可再生能源利用率在95%以上；加削电源侧、电网侧、负荷侧、储能的多向互动,通过一体化管理模式鬃合分布式电说、充电站和储能等负荷侧资源组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供谑打支找能力4、辅助服务等政策加速储能发展目前，储能在我国电力市场有5个应用领域：电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧。其中集中式可再生能源并网的项目已经初具规模，辅助服务和电网侧项目也迎来新的发展。2016年6月，国家能源局下发关于促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知，明确在发电侧建设的电储能设施，”可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易"；用户侧建设的电储能设施，”可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务"。这意味着，无论是发电侧还是用户侧，储能都获得了独立市场地位。2017年11月，国家能源局下发完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案，提出鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务，确立在20192020年，配合现货交易试点,开展电力辅助服务市场建设。这意味着未来的辅助服务交易将逐渐实现市场化运作。近年国内多个省市和地区发布了电力辅助服务建设方案和运营规则,这些规则进一步促进了电力辅助服务市场健康有序的发展,也为储能等新技术以及新市场主体参与电力市场提供了平台。据统计，截止2020年8月我国已有17个省份地区发布了调峰辅助服务市场政策文件，分别为福建、湖北、湖南、贵州、甘肃、东北、河南、广西、青海、江苏、河北、山东、华北、宁夏、安徽、山西和重庆，几乎每个地区都指出储能可参与电力市场并可获得相应补偿收益。2.2 国内市场规模由于储能技术的重要性，我国对储能技术研发和应用重视程度逐渐提高，相关核心配套技术取得长足进展,目前我国处于探索和示范的初级阶段。根据据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年12月31日，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW,占全球总规模的18.6%,同比增长9.8%,涨幅比2019年同期增长6.2个百分点。其中抽水蓄能累计装机规模最大为3L79GW,同比增长4.9%;电化学储能的累计装机规模位列第二，为3.27GW,同比增长91.2%；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2.90GW。压缩空气储能数据来源：CNESA全球储能项目库图4：中国储能市场累计装机规模(20002020)数据来源：CNESA全球储能项目库图5,中国电化学储能累计装机规模(2000-2020)2.3 中国市场预测物理储能：十四五迎来加速发展期2021年全国能源工作会议明确提出要大力提升新能源消纳和储存能力，大力发展抽水蓄能和储能产业。作为电力系统安全稳定经济运行的重要调节工具，抽水储能在"十四五”期间将迎来更快的发展速度。有专家指出，“十四五”期间，电力系统对储能设施的需求将更加强烈，抽水储能电站规模化储能的优势也将有更大的发挥空间。考虑在建抽水蓄能电站工程施工进度，初步预计到2025年总投运装机规模可达到65GW。大规模压缩空气储能技术发展迅猛，2020年6月，中科院工程热物理所储能研发中心完成了百兆瓦膨胀机的加工、集成与性能测试，各项测试结果全部合格，达到或超过设计指标，是我国压缩空气储能向大规模、低成本应用突破的重要里程碑。国家双碳目标的设立，推动了可再生能源的高速发展，具备大容量、长寿命和高安全性等优势的压缩空气储能技术受到发电企业和投融资机构的高度重视，未来应用空间巨大。飞轮储能,在2019年实现兆瓦级商业应用突破后，2020年开始更多的参与到储能项目中,主要集中到石油钻井行业、轨道交通领域、UPS备用电源等领域。2020年8月，工业和信息化部发布了新能源汽车生产企业及产品准入管理规则，特别将高效储能器作为解决新能源途径之一，作为高效储能技术的代表，未来飞轮储能在汽车领域也各有着巨大的应用潜力。热熔盐储热：示范项目加紧落地，同期积极拓展新应用根据CNESA全球储能项目库的统计，到2020年底,我国累计投运的光热项目规模为520MW,2020年仅新增内蒙古乌拉特中旗IOoMW光热发电示范项目,该项目也是国家能源局首批光热示范项目中的一个。而从CNESA追踪到的公开信息上,这批项目中仍有13个项目尚未完成,规模共计899MW。其中，玉门鑫能熔盐塔式50MW和甘肃阿克塞熔盐槽式50MW光热发丝按项目有望在2021年底完工。随着可再生能源大规模发展加速，多种能源高度协同发展的趋势日渐清晰,成本进一步下降且灵活可调的光热发电电源或将在多能互补及综合能源基地项目中迎来新的发展机遇。电化学储能：峰回路转，重启高速增长，呈现规模化发展大势2020年,我国电化学储能产业再次重启高速增长态势,即便是2020年的新冠疫情也不能阻挡其规模化发展的大趋势。2020年新增投运装机容量为L56GW,是2019年新增的2.5倍,同比增长145%,首次突破GW大关。保守场景：2021年,电化学储能市场继续保持快速发展,累计装机规模达到5.79GW。"十四五期间，是储能探索和实现市场的“刚需应甩系统产品依口获取稳定商业利益的重要时期,届时，电化学储能累计规模2021-2025年复合增长率（CAGR）为57.4%,市场将呈现稳步、快速增长的趋势。(MW>40000155113O0201520162017201«201920202021(E)2022(E)202i(E)2024(E)2O2S(El数据来源，CNESA全球储能项目库图6：中国电化学储能累计投运规模预测（保守场景，2021-2025）理想场景："碳达峰"和"碳中和"目标对可再生能源和储能行业都是巨大利好，在较理想的市场发展前提下，2021年市场累计规模将达6.61GW,再创新高。随着新能源为主体的新型电力系统的建设，储能的规模化应用迫在眉睫，如果未来两年能有稳定的盈利模式保驾护航十四五”后期，即2024年和2025年将再形成一轮高增长,累计规模分别达到32.7GW和55.9GW,以配合风、光在2025年的装机目标。数据来源：CNESA全球储能项目库图7：中国电化学储能累计投运规模预测（理想场景，2021-2025）综合三类储能技术的预测值，截至到2021年底，保守场景下，中国储能市场的累计投运容量为40.80GW,其中,电化学储能技术的增长速度最快，市场份额有了极大的提升，进入了规模化发展阶段。理想场景下，这一数字将提升至41.66GW,较保守场景增多的容量主要来自于电化学储能。数据来源：CNESA全球储能项目库图8：2021年中国储能累计投运规模预测（保守场景）数据来源：CNESA全球储能项目库图9：2021年中国储能累计投运规模预测（理想场景）在两种场景的预测工作中,CNESA研究部认为，"十四五期间，我国的电化学储能市场将正式跨入规模化发展阶段。主要原因是：2019年底开始,可再生能源+储能的应用模式逐渐在各地铺开，目前已有二十余省份发布鼓励或强制新能源场站配置储能的文件。2020年，双碳目标的提出，更加推动了我国可再生能源的广泛应用，助推以新能源为主体的新型电力系统建设，为储能大规模的市场化发展奠定了基础。另外，随着电力改革的不断深入，市场规则将逐步向包括储能在内的新的市场主体开放,推动储能以独立身份深度参与电力市场交易，获得合理价值体现。三、中国储能市场发展特点2020年，国内储能产业的发展虽然受到新冠疫情的影响，但基于产业内生动力、外部政策以及碳中和目标等利好因素多重驱动，储能装机逆势大幅增长，如期步入规模化高速发展的快车道。然而，繁荣下的隐忧也随即出现，市场所呈现的"规模化下隐藏着行业发展的痛点问题,这需要政策和市场予以正面对待。当前，市场对于储能产业和技术应用层面存在的问题逐渐清晰，但却缺少责任机制予以认真对待,产业化发展的根基并不牢靠。有必要在十四五发展新阶段提升储能产业发展的战略地位彳亍业监管能力的提升势必要与产业发展的迫切诉求相匹配，这才是推动产业健康持续发展的关键。纵观2020年全年,中国储能产业发展呈现出六个特点：D国家和地方政策调高储能产业和发展基调；2）储能融合发展趋势显现；3）储能商业化应用期盼市场长效机制；4）创新商业模式展露头角；5）储能技术不断突破，成本持续下降；6）新势力异军突起，各方加码进军储能产业。总体来看，进入"十四五发展新阶段，经济社会发展对能源安全、高双清洁利用提出了新要求，为实现"2030碳达峰，2060碳中和的发展目标，新能源规模化开展和利用势在必行,而储能是促进新能源跨越式发展的重要技术支持。同时新冠疫情下，世界经济格局产生变化，打造新经济增长点也成为战略性新兴产业的发展目标，而储能正是新兴行业产业化发展进程中的重要一环。推动储能全面商业化发展，建立国际储能市场主导地位，助力新能源开发利用，成为“十四五”储能发展重点方向。面对我国新能源发展的新形势，储能与新能源配套发展的趋势不可逆转,有必要前瞻性地尽快解决储能面临的技术难题和商业化应用难题。虽然储能还未在电力系统中发挥不可替代的作用，但其对促进我国新能源规模化发展的重要价值决不容忽视。四、化学储能应用及商业模式早在2015年，中共中央9号文关于进一步深化电力体制改革的若干意见即对储能技术的发展提出了展望与期待。2020年8月,国家发展改革委、国家能源局发布关于开展"风光水火储一体化"源网荷储一体化的指导意见（征求意见稿）,提出将风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能；通过优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，创新电力生产和消费模式。随着2060年"碳中和”目标的提出，新能源项目迎来了开发浪潮，对电网的稳定性、安全性也造成了巨大的挑战，储能再一次频繁地进入能源人”的视野中，储能项目的开发也成为了能源市场中的一大热点。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局再次联合发布关于推进电力源网荷储T本化和多能互补发展的指导意见，强调利用存量常规电源合理配置储能，进一步鼓励储能市场发展。在激烈的市场竞争背景下，了解储能商业模式的类型与具体操作模式，并根据实际情况选择最为合适的商业模式,对储能项目的运营甚至整个电网体系都至关重要。4常见商业模式分析1.发电侧储能发电侧储能通常指储能系统与能源机组相结合，通过电网调频、调压及黑启动等技术改善新能源项目面临的电网消纳紧张问题，但早在新能源发展之前，发电企业就已经将储能系统用于维护电网稳定、保证电力系统安全持续运行。鉴于当时我国储能市场尚处于发展阶段，目前抽水蓄能为最主要的储能方式，相较而言，电化学储能响应速度快、布点灵活，已经逐渐开始普遍使用，将代表着未来储能市场的发展趋势。我国发电侧储能主要分为两类，第一类是火电配储能，将储能与传统发电方式联合，保证发电厂具备相应的调频调峰能力，提高火电机组的运行效率；第二类是新能源发电配储能。相比火电，风电、光伏等新能源项目发电情况的间歇性和波动性很大，易对电网造成压力和冲击，部分地区"弃风弃光”现象频发。”碳中和"时代来临，电力系统的整体平衡面临着更严峻的挑战，储能在发电侧的运用也愈加常见。2021年年初,南方电网公司在广东珠海横琴热电厂完成世界首例储能辅助燃气轮机黑启动试验；目前，已有多个省份电网公司在新能源项目接入批复等文件中强制要求或建议项目配备5%-20%的储能设施。(1)投资模式发电侧储能主要通过搭酉射他电源形式，辅助调节，参与电力市场交易，其经济效益主要包含峰谷电价差收益和发电厂自身产生的发电收益。目前新能源市场中，大部分发电侧储能均为新能源项目业主自行投资建设，其与施工单位、运维单位或能源服务单位订立相关业务合同，根据项目所在地电力消纳情况增设储能设备设施。但也不排除部分电网公司通过给予新能源项目业主一定补偿资金的方式鼓励项目配置储能，保证在降低投资成本的同时，能够获得调峰、调频等辅助服务，同时能够通过碳交易获得相应的收益。（2）建设模式由于目前电力消纳愈发紧张,基于电网公司要求或对新能源项目自身发电收益的考量,多数新能源项目业主选择采用EPC（或EPC+F）模式开展储能项目建设。实践中，新能源项目业主通常会将储能部分与电站及升压站部分分开进行招投标，单独确定承包方，并由承包方负责储能部分的项目设备采购、设备安装、施工等。EPC模式下，新能源项目的储能部分被视为独立项目，与新能源项目几乎同期建设。2、用户侧储能用户侧储能指在用能单位所在厂房、园区等场所建设和安装的以电池组为载体的储能系统相应系统将接入用能单位内部配电网通过在负荷高峰期间放电，在负荷低谷期间充电，实现削峰填谷作用。由于用户侧储能往往与分布式发电项目相结合，且集配电与用电为T本，其往往会采取构建直流微电网的方式协调微电网内各设备的运行。国家能源局关于促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知国能监管（2016）164号指出,用户侧储能设施，可以参与直接交易，自行购买低谷电量，放电电量既可自用，也可视为分布式电源就近出售；储能项目或作为独立市场主体与发电企业联合，参与电网调频、调峰等辅助服务。近几年，用户侧储能市场中较为常见的商业模式即为"投资+运营"的综合能管理源模式，其涉及的利益相关方包括但不限于：用能单位、综合能源服务商和储能电池厂商，综合能源服务商在用户提供的场地内安装储能系统，将系统接入用能单位的内部电网。储能系统在谷值及平值时充电，在峰值放电以获取电价差；用能单位获得低于国家电网峰值电价或交易电价的用电，以合同约定的形式与能源服务商共同运营分摊收益，以此达到合作共享。用户综合能源服务商储能电池厂商开发管再运惟储能项目投资建设次布设得所行权图10用户侧储能EMC模式（1）投资模式与发电侧储能不同，用户侧储能以用户需求为中心，由用能单位选择主要合作方（包括但不限于承包方、能源服务方等）及商业模式，通过增设储能设备设施直接降低用能成本。在目前的能源电力市场环境下，利用峰谷套利是用户侧储能的基本盈利手段。根据部分省份的储能政策，储能还可参与调峰、调频、调压等辅助服务市场并获得相应的收益,逐步降低的储能投资成本和日益完善的市场机制使得用户侧储能成本回收周期缩短，具备商业运营的可持续性。同时，储能的临时增容作用使得部分用户得以将光伏、储能、充电桩互相整合（即零碳排放建筑），当储能系统的配置或聚合容量达到一定水平时，用户甚至可以进一步利用其参与电网辅助服务（如调频、旋转备用、需求响应等）以获取经济收益。（2）建设模式用户侧自建模式主要指大型工业或商业用能单位自费投资、配置储能系统，多表现为用能单位出资一次性买断设备。据电力市场价格机制，用户可以自行设定储能系统运行模式，采用低储高发的方式减少自身电费支出。储能设备可由用户自行维护，或由储能设备厂商提供售后运维服务。对于某些配备有分布式电源（如分布式光伏发电装置）的用户，可以选择与具备资质的设备方、EPC方签署合同，自行建溺口运营储能系统，利用储能系统消纳分布式电源发电。3、电网侧储能电网侧储能主要用于保障和提升电力系统安全性、可靠性，兼具经济效益和社会效益。电网侧储能系统可以提高电网的需求响应，有助于电网公司应对目前由大量可再生能源并网发电带来的消纳负担。若将分布式储能系统与电网结合，可以有效调节电网中的负荷峰谷差，进而提高电网运行稳定性，风电、光伏等新能源项目面临的弃风、弃光等限制消纳情况也会得到改善。目前尚无针对电网侧储能的统一定义，狭义的电网侧储能指建设在变电站内或专用站址、直接接入公用电网并提供服务的储能系统；广义的电网侧储能则指接受电网统一调度、能为电网提供系统服务的储能系统。通常将电网侧储能商业模式分为输配电成本监管模式竞争性业务模式。输配电成本监管模式适用于两类场景的电网侧储能应用，用于保障故障或异常运行下的系统安全和保障输配电功能