2022储能产业盘点：大势已成，因势而动

　　2022年，中国储能产业继续保持高速发展态势。支持储能的政策体系不断完善，储能技术取得重大突破，全球市场需求旺盛，各类商业模式持续改善，储能标准加快创制，为产业高速发展提供了强劲支撑。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(CNESA)全球储能数据库的不完全统计，截止到2022年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW，同比增长37%。其中，抽水蓄能占据最大比重，累计装机达46.1GW，新型储能继续保持高增长，累计装机规模首次突破10GW，超过2021年同期的2倍，达到12.7GW。(初步统计数据，终版数据将在2022年4月《储能产业研究白皮书2023》正式发布)。

　　2022年中国储能产业进入规模化发展新阶段，储能联盟从以下七个角度盘点过去一年产业发展特征和态势：

　　一、新增能量装机突破15GWh，百兆瓦级项目成常态

　　2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，功率规模首次突破6GW，能量规模首次突破15GWh，与2021年同期相比，增长率均超过180%。单个项目规模与以往相比，大幅提升，百兆瓦级项目成为常态，20余个百兆瓦级项目实现了并网运行，5倍于去年同期数量，而规划在建中的百兆瓦级项目数更是达到400余个，其中包括7个吉瓦级项目，规模最大的为青海格尔木东出口共享储能项目，储能规模2.7GW/5.4GWh。

　　从技术应用上看，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破6GW，时长仍以1-2小时为主，4小时以上的项目开始增多，例如新疆、河北、青海、西藏等省已经布局了10GW+的项目。其它技术路线“多点开花”，规模实现突破，应用逐渐增多：压缩空气储能，正在由100MW向300MW功率等级方向加速发展，22年新增压缩空气储能项目(含规划、在建和投运)接近10GW，单次储能时长最高达12小时;液流电池，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工;钠离子电池，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模30MW/60MWh;飞轮等短时高频技术，需求开始慢慢增大，已有300MW+的项目处于规划在建中。

　　截至目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67GW，此外，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8GW/259.2GWh，并且大部分项目都将在近1-2年内完工并网，这些规模数字已远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。CNESA预计“十四五”时期，新型储能将持续高速发展，年复合增长率保持在55%-70%，市场规模将会屡创新高。

　　二、十省落实规划目标，有力推动新型储能示范项目落地

　　为贯彻落实《“十四五”新型储能发展实施方案》，陕西、山东、浙江、河北、四川成都、安徽、广西、湖南、青海、河南等十省市先后布局新型储能示范项目216个，规模合计22.2GW/53.8GWh。各省市储能示范项目情况如表1所示，其中安徽规划新型储能功率规模居各省市之首，达5.1GW;河北储能容量规模最大，达15.1GWh。

　　已发布的储能示范项目呈现三大特点。一是项目以独立储能或集中共享储能项目为主，功率规模占比高达92%，百兆瓦级以上项目达148个，总规模达20.0GW/47.4GWh;二是技术路线丰富，涵盖锂离子电池、铅蓄电池、液流电池、钠离子电池、压缩空气、飞轮、熔盐储热、氢能、以及两种以上用于满足电网多重需求的混合技术组合也得到探索示范。三是投资建设主体多元化。项目投资建设主体既包括国家电投、国家电网、中合新能源、三峡新能源、中广核等央国企，也包括特变电工、远景能源等民营企业。

　　表1：重点省份储能示范项目情况

　　三、政策持续加力，市场机制改革步入深水区

　　2022年，国家及地方出台储能直接相关政策约600余项，主要集中在储能规划、实施方案、市场机制、技术研发、安全规范等领域。2022年初，国家能源局正式发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，对新型储能发展的重点任务、目标和实施路径进行部署。2022年4月，国家发改委发布了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，从市场机制、调用机制、价格机制等方面对储能发展方向进行了指导，并首次定义了独立储能的概念，同时明确向电网送电的独立储能其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。该项政策发布后，加快了各地推动储能参与现货市场、中长期市场、辅助服务市场的进程，拓展了储能商业模式，推动了储能市场化进程。

　　2022年，国家和各地方共发布市场规则相关的政策85项，市场机制改革步入深水区，为新型储能参与电力市场开启了新的篇章。山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益;甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益;南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。虽然在现有市场环境下，储能仍未建立起稳定的商业模式，但是我们相信随着可再生能源的高速发展，我国电力市场的不断完善，将逐步构建能够有效激活各市场要素活力的市场机制，将有利于储能在电力市场中获得与其价值相匹配的合理收益，形成可持续的商业模式。

　　四、主流储能技术取得重大突破，长时储能倍受关注

　　2022年新型储能技术正式进入百家争鸣时期。锂电厂商利用新技术，推出差异化电芯产品，开发储能专用300Ah以上大容量，10000次以上长循环寿命的磷酸铁锂电芯，其中亿伟锂能推出LF560K的新产品，电芯单体容量达到560Ah。2022年，2MWh的更高安全等级的混合固液锂离子电池，以及1MWh的钠离子储能电池均为世界首次示范级应用。本质安全的高功率固态储能电池和长寿命储能电池已经发布。

　　长时储能方面，国内压缩空气储能引领全球发展，全球首套张家口百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目并网发电，300MW级压缩空气储能技术以及人工硐室技术不断突破，二氧化碳储能验证项目投运，随着压缩空气储能技术不断迭代，竞争力将逐步提高。液流电池方面，国内首个GWh的全钒液流电池项目开工，电堆的电流密度突破200 mA/cm2;铁铬液流电池、锌基液流电池技术逐渐走出实验室，受到越来越多的资本关注。大量企业开始布局钠离子电池技术，全球首批量产1GWh产线正式投产。中短时长和短时高频储能技术，包括水系钠盐电池、飞轮、超级电容、锂电容、液态金属等技术纷纷取得新突破。除了本体技术外，高压级联集成技术、分布式模块化储能柜集成技术、液冷储能解决方案、固态电池储能系统等新产品纷纷发布，为储能在新型电力系统的规模化应用提供了关键的技术支撑。

　　五、独立储能成为“表前”应用主流，“表后”应用前景尚不清晰

　　独立储能成为占比最大细分应用场景，各省商业模式各具特色。根据CNESA不完全统计，独立储能接近2022年新增投运新型储能装机规模的50%，受新冠疫情反复、原材料价格居高不下、电池供应限制的影响，绝大多数独立储能电站集中在下半年投运。独立储能收益来源和收益水平与各省的需求迫切程度、新能源配储政策、电力市场建设进程等多因素有关，呈现差异化、多样化的特点。未开展电力现货市场的省份(如湖南、宁夏等)以容量租赁、辅助服务补偿为主，青海最新规则通过支持共享储能同时参与调峰、调频辅助服务来提高储能利用率;“8+6”两批现货试点中仅有山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的规则细则，收益模式分别为“现货价差套利+容量租赁+容量电价补偿”、“现货价差套利+一次调频”、 “价差套利+调峰容量市场”，山东成为全国首个实际开展独立储能参与现货市场实践的省份;浙江、广东等省目前尚未强制要求新能源电站配储，也未出台容量租赁相关政策，独立储能无法获得容量租赁收入。

　　新能源配储利用率低倍受关注，但仍是电源侧储能增长的主要动力。根据CNESA不完全统计，2022年发电侧储能新增投运新型储能装机同比增长超过200%。以新疆、青海、内蒙古、山东、甘肃五省(自治区)为主，与风电、光伏新能源配套的发电侧储能装机占比接近90%。新能源配套储能目前仍无成熟商业模式，未来期望新能源逐步参与电力市场有望得到解决。随着新能源发电量占比不断提升，新能源逐步参与电力市场竞争是未来趋势，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》、《省间电力现货交易规则》等的出台，会逐渐提升新能源参与省内、省间电力现货交易的规模，但市场化交易迫切需要新能源投资企业提升参与市场的财务测算能力。通过配置储能，在实现新能源友好并网的同时，可显著提升新能源投资效率。

　　拉大的峰谷价差为用户侧储能打开更多盈利空间。2022年，工商业和产业园依旧是用户侧储能主要应用场景，河南、江西、湖北、上海等多个省份增大了高峰电价和低谷电价上下浮动比例，为用户侧储能打开更多盈利空间。以10kV一般工商业用户为例，全国共有16个省市最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东省(珠三角五市)、海南省、浙江省位居价差前三，只考虑价差套利，基本上6年内可收回成本。《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》提出加快推动用户侧全面参与现货市场交易，从现货试点运行省份实际来看，现货市场价差有进一步加大的趋势，波动的现货电价将会提升用户建设储能的积极性，但也给寻求稳定收益的用户带来更大的不确定性。

　　六、企业跨界涌入储能赛道，锂电储能加速出海布局

　　储能赛道持续火热，2022年迎来跨界储能热潮。在储能跨界大军中，上市公司占比最高。从跨界领域来看，主要集中在锂离子电池、钠离子电池和液流电池。跨界锂离子电池的企业数量虽不多，但投资金额高，进展也较快。比如盛虹集团计划投资120亿建设25GWh规模的新型储能电池及系统集成项目。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在规划储能锂电池及集成项目相关产线。相比于锂电赛道各梯队格局已初步形成，更多的跨界企业选择了弯道超车，将目光投向钠离子电池和液流电池。华阳股份、传艺科技、维科技术、顺灏新材、七彩化学、雪天盐业、同兴环保等跨界企业选择钠离子电池;永泰能源、海德股份、建龙钢铁、中核钛白、龙佰集团、凯迪股份、山东海化、海越能源、常州中力控股、钒钛股份、亚星化学、易成新能等企业基于各自原有业务优势锁定了液流电池。

　　2022年，国内企业加速海外布局。美国IRA2022 《通胀消减法案》，延长了投资税收抵免(ITC)补贴期限至2034年，并将其范围扩大到包括独立部署的储能系统，单个光储项目税收抵免甚至可达到70%，加之天然气价格不断上涨，储能项目经济性进一步提高，短期来看，利好储能;另一方面，过去一年，受欧洲能源危机、全球加速碳中和进程等影响，海外储能需求爆发。目前中国在电池产业链关键材料及相关组件所占到全球份额均在60%以上，中国企业利用产业链优势，纷纷加快海外市场的开发，全球市场占比还在不断上升，阳光电源、宁德时代、比亚迪、科华数能、天合储能、派能科技，科陆电子等均在海外市场均有较好的表现。宁德时代，国轩高科，中创新航、蜂巢能源、远景动力等企业为了产品满足客户需求和本地化供应，正寻求海外投资建厂或已经进行海外建厂布局。

　　长期来看，随着国内电池产能的不断扩张以及美国、欧盟积极推进本地化制造，锂资源、镍钴资源的竞争日益激烈，国家保护主义逐渐抬头，中国电池企业将面临更加复杂和激烈的竞争环境。

　　七、安全事故依旧存在，储能标准仍在不断完善

　　储能产业自身发展仍面临诸多安全隐忧。2022年，美国、韩国、中国等发生超过十起储能电站事故，澳大利亚、德国等还发生数起户用储能事故。《“十四五”国家安全生产规划》中强调要严密防控电化学储能站等新技术新产业新业态安全风险。《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》中将项目法人列为安全运行责任主体，从规划设计、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护、应急消防处置能力提出安全管理要求。

　　标准方面，中国各级政府及相关机构加快推进标准制修订，工信部发布实施SJ/T 11812.1分布式储能用电池标准，北京市、山西省发布实施储能安全相关地方标准，强标《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》、GB 51048修订稿、GB/T 36276修订稿、电化学储能电站检修试验规程、启动验收规程、调试规程、储能变流器、电池管理系统等多项储能国家标准、行业标准以及山东省、江苏省地方标准公示征求意见。国外，IEEE发布IEEE 2800填补储能电站并网空白，NFPA发布2023版NFPA 855，多项IEC、IEEE、UL等相关标准制修订中。储能联盟与ULSE共同推动，由UL 9540A转化、中国科学技术大学牵头编写的《储能用锂离子电池系统火蔓延测试方法》开始公示征求意见，计划2023年发布。

　　但储能标准创制工作也面临很多挑战。储能产业正处于爆发式发展时期，技术更新迭代较快，应用不断创新，未来技术攻关、产品研发、标准制定均需齐头并进;储能安全亟需明确相关要求，总结项目经验，特别是事故经验，避免重蹈覆辙;科技部“国际锂离子电池储能安全评价关键技术合作研发”国重项目针对规模化锂离子电池储能应用面临的安全问题，开展安全评价标准国际合作研究。此外也需要关注未来有望规模化应用的钠离子电池、水系电池、固态电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等技术路线，提前做好标准布局和规划。

　　综上所述，在国家各种产业政策推动下，储能行业大势已成。2022年中国储能产业已经进入规模化发展的新阶段!2022年也是国家印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》的第一年，我们更期待不断优化发挥储能价值的体制机制，因势利导，产业链各方因势而动。让储能在支撑实现双碳战略目标的过程中，从多领域、多维度发挥应有的价值。

刘为，中关村储能产业技术联盟秘书长