2025年我国将成为全球最大的新型储能市场

近日，储能领跑者联盟、普华永道及TUV南德意志集团共同发布了《2023中国新型储能行业发展白皮书：机遇与挑战》（以下简称《白皮书》），全面回顾了2022年及2023上半年新型储能行业在政策、技术和应用等方面的最新动向，致力于全面梳理当前新型储能面临的问题与解决办法，共同推动新型储能行业持续健康发展。

随着全球能源转型进程的推进，新型储能技术在中国正迎来一个前所未有的发展机遇。作为全球最大的能源生产和消费国家，中国既面临着能源安全和环境可持续性的挑战，也蕴藏着巨大的发展潜力。

新型储能是除抽水蓄能以外的储能形式，其可以改变电力系统即发即用的传统运营方式，提高系统灵活性调节能力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能和飞轮储能等。新型储能不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性和随机性可再生能源开发消纳，实现碳达峰碳中和目标的关键支撑，还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。

《白皮书》指出，2022年中国新增新型储能装机7.16吉瓦/15.94吉瓦时，是2021年新增装机量（2.11吉瓦/4.43吉瓦时）的3.6倍。按照目前的储能装机量增速计算，中国将在2025年超过美国，成为全球最大的新型储能市场。

从储能的技术类型来看，截至2022年底，抽水蓄能仍是中国装机规模最大的储能技术，占比约为77%，除去抽水蓄能外，在中国新型储能中技术中，锂离子电池储能技术仍占据主导地位，占比高达93.7%。

从新增装机来看，抽水蓄能新增装机8.8吉瓦，新型储能技术中，锂离子电池新增储能装机项目占比约为94%，是目前主流的技术。值得注意的是，压缩空气和液流电池等新型储能技术新增占比也有所增长，占比分别达到1.14%和0.88%。

从新型储能的分布区域来看，2022年，我国新型储能项目并网量排名前5的省份分别为内蒙古、宁夏、新疆、山东和湖北。内蒙古和新疆大多数增量源于当地2021年保障性新能源项目及其配套储能项目必须在2022年底并网；宁夏、湖北的市场主力军则来源于多个独立储能项目的并网；山东除独立储能电站，其光伏配储项目比例也逐年提升。

《白皮书》还总结了2022年我国储能项目招标情况。数据显示，我国储能项目招标全年都呈现出景气的高增长局面。从技术路线来看，目前磷酸铁锂电池仍然占据着市场的主体地位，在累计招标中的占比达到95%以上。此外，液流电池的示范应用也正在快速起步，出现了百兆瓦级的示范工程建设并网。

从增长趋势来看，2022年上半年，新型储能项目招标规模在每个月都有一定上涨；与此同时，受多个省份发布相关的政策影响，2022年7—12月的招标量占全年招标总量的78%，尤其是在8月达到了最高，公开招标的项目规模为7.77吉瓦时。

从储能项目的中标价格来看，2022年中标价格总体呈现出下降趋势。中标价格在2月达到了1.72元/瓦时的高峰，随后逐步降至12月的1.5元/瓦时左右。主要原因有以下两点：首先，锂电技术进步一定程度上带动储能电池降本；其次，现阶段源网侧储能的商业模式尚不明晰，在强制配储政策驱动下出现了大量储能电站闲置的情况，因此建设方可能会通过压缩采购价来降低成本支出。

储能行业发展和技术进步离不开资本的有力支撑。2022年，中国新型储能资本市场空前繁荣，相关并购交易数量呈现爆发增长，从并购交易角度可窥见中国新型储能市场的现状及发展趋势。

总体来看，2022年储能行业并购交易总金额达千亿元，并购交易数量为130笔。与2021年相比，2022年储能产业链并购交易金额同比增长约99%，交易数量同比增长约76%，行业景气度攀升明显。

《白皮书》认为，储能赛道持续火热、并能吸引资本不断加持，主要受益于储能项目投运规模的大幅增长，以及储能项目盈利性提升等利好趋势。据储能领跑者联盟统计，2022年中国新增投运新型储能项目装机规模达7.16吉瓦，同期增长超240%。从交易量级来看，2022年储能行业仅有少数交易规模超过10亿元，约半数的交易金额集中在1亿元以内。

展望新型储能市场未来的发展，《白皮书》指出，在未来能源结构转型和电力生产消费方式的变革中，储能技术提供了战略性的支持作用。当前，中国多种储能技术已经实现成熟应用，分别根据不同的时长进行分类，包括毫秒至分钟级的超导磁储能、超级电容器储能和飞轮储能，数十分钟至数小时的电化学储能、抽水蓄能和压缩空气储能，以及数天至更长时间储能的燃料储能等。

《白皮书》强调，不同的储能技术不仅在时长上存在区别，其在电网调度中的应用也各有不同，可以通过不同储能技术来实现。比如毫秒级电网调频可以通过超级电容器和电化学储能来实现，小时级别的电化学储能和抽水蓄能都可以应用于电网调峰，而燃料储能则更适合利用低谷电力调峰，但生产的燃料很少再转化为电能。因此，各种储能技术都有其应用场景和优缺点，需要在具体的电力市场需求下进行选择和优化。同时，理想情况下，在未来储能技术需要尽可能满足规模化、高安全、低成本、长寿命、无地域限制等多种要求。目前，电化学储能满足上述5个要求之前4个，因此，新型储能中电化学储能增长最快，特别是电池储能系统具有瞬间功率调节能力，可以平滑风光发电。

《白皮书》指出，中国想要实现碳中和以及电力部门的转型则需要在2030年部署共约177吉瓦的新型储能系统，这意味着在理想情况下，中国新型储能市场的复合年均增长率需保持约36.8%的高增速，才能满足碳中和目标的需要，这需要中国新型储能技术朝着多元化的路线不断发展，以满足新型电力系统在不同应用场景下的需要。

在谈到新型储能未来的区域发展趋势时，《白皮书》指出，中国储能市场的发展与中国风光资源的南北差异密切相关。从区域分布来看，目前中国“三北”地区（陆地光伏+风电）、新疆（光伏+风电）以及东南沿海地区已经形成了新能源发电+储能的电源侧储能产业集群。

“储能与可再生能源装机规模呈正相关关系，目前，用于新能源并网的储能装机规模快速增长，占据了电源侧储能装机规模的约90%以上。”《白皮书》指出，截至2022年底，全国新型储能累计装机规模已达到14.9吉瓦,其中山东、宁夏、内蒙古等北方省区已经超越浙江、广东和江苏等南方省份，成为累计装机规模排名前3的省份。

因此，《白皮书》认为，储能发展并不只与南方或北方的风光地理条件有关，而更与地方产业和用电结构相关。对于传统制造业，如钢铁、化工等高能耗产业，光伏发电和储能设施不足以支撑生产过程所需的电力，其能源转型的需求非常强烈。未来，“市场换产业”的政策模式将会在未来成为一种趋势，推动新能源资源优势的地区进一步发展。（林  楚）