目錄中國電池工業協會儲能分會 電源材料協會 中國化學儲能 中國電池行業協會 中國電池工業協會理事長
儲能技術主要分為電儲能、氫儲能以及熱儲能
根據國家能源局的定義，儲能是指通過解釋或設備將能量存儲起來，在需要時再釋放的過程。根據能源存儲形式的不同，儲能又可以分為電儲能、氫儲能以及熱儲能，目前主要為電儲能。而電儲能又可以分為電化學儲能和機械儲能，其中電化學儲能主要為我們熟悉的電池儲能，包括鋰電池、鉛蓄電池、鈉硫電池等。而機械能儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等。
2021年中國儲能市場累計裝機規模達到43.44GW
據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會發布的《2022儲能產業應用研究報告》統計數據顯示，2021年中國新增儲能裝機為7397.9MW，累計裝機已經達到43.44GW。
2021年抽水儲能在中國儲能市場中累計裝機規模占比超86%
在電力儲能中，抽水蓄能是較為傳統念陵團的儲能方式，而電化學仔橘儲能等屬于新型儲能方式。從2021年中國儲能市場結構看，抽水儲能累計裝機規模達到37.57GW，占比超86%，而電化學儲能累計裝機規模達到5.12GW，占比達到11.8%。在電化學儲能中，鋰離子電池占比達到91%。
2021年中國新型儲能市場累計裝機容量超過5700MW
根據中國能源研究會儲能專委會以及中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)不完全統計，2021年中國新型儲能市場累計裝機規模達到5729.7MW，較2020年增長74.5%。
2021年中國新增儲能裝機項目中抽水蓄能仍占多數
2021年中國汪賣新增儲能裝機量為7397.9MW，其中抽水蓄能項目裝機規模為5262.0MW，占比為71.1%，電化學儲能裝機規模為1844.6MW，占比為24.9%。在2021年中國電化學儲能新增項目中，鋰離子電池儲能技術裝機規模為1830.9MW，占比為99.3%。
綜上所述，近年來，中國儲能行業高速發展，2021年新增裝機規模達到7.4GW，累計達到43.44GW。抽水蓄能是主要的儲能形式，2021年電化學儲能累計裝機占比達到11.8%，其中鋰離子電池占絕大多數。
—— 以上數據參考前瞻產業研究院《中國儲能行業市場前瞻與投資預測分析報告》
第一。根據查詢乎芹租相關信息顯示歲兆，中國化學與物首畝理電源行業協會發布了“動用鉛酸蓄電池出口前十大企業”，猛獅科技以4711萬美元的出口額位列榜首。
從目前火電為主的用電環境來看，還是主流。即發電廠產生的電能——輸送到電網——傳遞給用戶使用，中間沒有儲能的環節。一些電網公司會利用抽水蓄能進行調峰調頻，抽峰填谷。也就是說，在晚上電力過剩的時候，用電(水泵)把水電站下游的水抽到上游發電。
隨著能源的升級和雙碳目標的推進，太陽能、風能等可再生能源得到了廣泛應用。由于風電和光伏受天氣影州吵嫌響大，不穩定性大，儲能技術起著至關重要的作用。有人認為，風光儲結合很可能成為未來新能源的發展趨勢。
業內人士認為，未來幾年，新能源儲能行業將迎來持續的“加速跑”，滿足規模需求的長期儲能部署加速，多元化儲能技術耦合發展。應該提前預防增加的安全風險。
樂智慧能源是一家專注于新能源動力、鋰電池應用、儲能技術、物聯網、人工冊手智能的高科技企業。致力于用物聯網和人工智能技術改變新能源動力和新能源出行行業。
樂智能儲能產品包括電池、模塊/箱、電池柜等。可用于發電、輸配電、用電等領域，涵蓋太陽能或風力發電及儲能設施、工業企業儲能、商業建筑及數據中心儲能、儲能充電站、通信基站備用電池、家用儲能等。碰核
2020年儲能產業巨頭躍躍欲試，各路資本摩拳擦掌。伴隨可再生能源發電進入平價時代，以及儲能度電成本的持續下降，儲能行業的“春天”仿佛又一次來臨。
然而，冷靜審視這一行業，商業模式尚不完整，技術標準還不統一，獨立市場主體地位仍未確定，成功項目案例寥寥無幾……一場不期而遇的疫情，又給剛剛燃起的市場熱情潑了一盆冷水。
第十屆中國國際儲能大會會議現場
“整個儲能行業剛剛起步，仍需付出極大地努力，不論是服務于智能化的電子產品的消費電池儲能，還是服務于移動機具的動力電池儲能，以及服務于電力的電源儲能，都要不斷地創新和技術進步。”9月24日，在中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會舉辦的第十屆中國國際儲能大會上，中國能源研究會常務理事、國家氣候戰略中心原主任李俊峰寄語。
可喜的是，繼用戶側、電網側、發電側的儲能項目先后“引爆”市場，“可再生能源+儲能”成為今年國內儲能市場發展的主要動力。各類儲能“元年”概念層出不窮，儲能應用熱點切換頻繁。數據顯示，2020年裝機達吉瓦級的儲能項目將投運。
“要完善儲能發展支持政策和市場環境，給予儲能獨立主體地位，完善價格機制，全局衡量儲能的價值。”水電水利規劃設計總院總工程師彭才德建議。不少業內專家呼吁，如何明確儲能的功能定位，使其具備獨立的市場身份，是目前行業發展解決的首要難題。
“身份”認同迫在眉睫
儲能并非新技術，與電力工業和大電網相伴而生的抽水蓄能，已有百余年 歷史 。但與全球不少國家相比，我譽橋國儲能“身份”認同卻相對滯后。浙江南都能源互聯網運營有限公司副總經理于建華表示，在完善儲能參與電力市場規則時，應不斷明確儲能功能定位，讓其獲得參與電力市場的合理身份。
2018年，美國將儲能列為獨立的電力資產；2019年6月，英國對儲能定義進行修訂，將儲能歸類為發電設施。近年來，英國允許儲能參與容量市場，德國、澳大利亞等國降低進入市場的儲能裝機規模要求，縮短結算周期等，使得小型儲能供應商有機會參與市場，并防止大儲能電站拆分成小單元參與競價。這些國家總體上是降低儲能參與市場的門檻，以鼓勵儲能發揮在電力中的多重作用。
“在商業模式方面，儲能沒有獨立的市場身份，儲能規模化的有效商業模式盈利能力相對薄弱，如開展共享儲能，為新能源場站提供調峰輔助服務，缺乏調度政策制度保障，基本上是一事一議、一場一策，收益存在很大不確定性。”于建華說,“建議應在‘十四五’規劃中，將儲能納入能源或電力的頂層設計，明確儲能規劃配置、標御笑準體系、運營鎮虛含管理，推動儲能產業規模化應用。與此同時，加快推進電力市場建設，建立電力現貨市場下的儲能價格形成機制。完善輔助服務價格機制，給予儲能電站獨立身份，允許儲能作為獨立主體參與輔助服務交易，推動儲能進入輔助服務市場，逐步形成‘按效果付費、誰受益誰付費’市場化儲能定價機制，由市場平衡疏導儲能投資。”
儲能的不明確身份，直接導致其在計量和結算方面，衍生出諸多問題。電網側儲能方面，受《輸配電定價成本監審辦法》的管制條件，儲能無法進入輸配店家向下游疏導，電網側儲能投資急停；電源側儲能目前主要依托調頻輔助服務的合同能源管理模式盈利，輔助服務目前“零和”的結算機制和市場不定期調價，導致盈利的不確定性風險較大；用戶側儲能之前通過峰谷電價套利的方式制定的商業模式，受近兩年“降電價”和現貨市場峰谷電價不確定影響，致恐慌情緒增加；2020年以來，可再生能源配置儲能應用大熱，但由于目前仍屬于強制發電企業承擔儲能投資成本，發電企業除了利用發電效益進行補貼儲能外，并無其他收益，導致對此抵觸情緒很大。
“首先因為參與電力的身份無法確認導致尚未形成并網體系，各地方鮮有明晰的落地政策和執行文件，導致各部門尚難對儲能項目進行綜合認定；其次，并網環節流程，標準尚未建立。在沒有統一標準和制度的情況下經常會出現執行環節找不到主管部門的情況，使得儲能的建設、并網過程管理不確定性較高。”中國南方電網電力調度中心主管王皓懷分析。
在其看來，一方面，標準化、制度化應給予儲能公平的準入；另一方面，市場化環境也應給予儲能合理的商業模式。“應促進儲能項目的電力運營主體身份確認，并網流程上實現標準化和制度化。還應依托電力現貨市場、輔助服務市場、區域電力市場建設等機遇，考慮促進儲能發展的因素，建立健全電力市場體系，讓儲能在市場環境中尋求自身的商業機會。”王皓懷建議。
“面粉有了，雞蛋有了，奶油也有了，但是蛋糕還沒出來。這就好比儲能應從政策層面開始就把這一塊蛋糕清晰地畫出來，這樣投入產出就會很清楚。該降成本的降成本，該提高產品的功能、特點和集成就要提高。”上能電氣儲能事業部總經理姜正茂形象比喻。繼國家發改委、國家能源局等五部委2017年印發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》后，今年5月，國家能源局正式設立能效和儲能處，開展《 科技 創新儲能試點示范項目》征集，進一步加快推進儲能技術推廣應用。此外，儲能還被列為能源技術革命創新行動計劃等多個規劃的重點任務，以及促進儲能技術與產業發展的指導意見等年度行動計劃中。作為能源轉型的核心技術和顛覆性技術，儲能發展被正納入國家頂層設計與規劃中。
市場模式亟待清晰
儲能產業大規模發展的前提，是商業模式的清晰。當前，國內儲能相關政策與市場機制相對滯后，盡管應用場景廣泛，但絕大部分缺少盈利模型，業主投資儲能的收益無法保障，導致國內儲能應用進程緩慢、業主不愿主動配置。
“在美國，近兩年包括未來三五年的儲能發展路徑非常明確。但在國內，儲能商業模式并不清晰。”科陸電子 科技 股份有限公司副總經理周涵分析。
對此，深圳市盛弘電氣股份有限公司儲能微網事業部總經理范小波表示認同。在其看來，電網側和電源側儲能價格定位已經清楚，但在工商業和用戶側，儲能項目落地依然困難。
“對于峰谷波差的盈利方式，唯一受困的因素是成本。但不能簡單的理解成本下降就能取得好的收益，質量仍是制約盈利的關鍵因素。第二類商業模式是把熱響應、熱啟動全部疊加下來，這一模式在華北、廣東、安徽等地，已經率先落地。需求側響應很簡單，就是把用電負荷需要用電的時候就負荷平移一下，從而得到一定的補償。但這一模式至今，并未真正落地用到。此外，通過儲能進行充電站擴容的項目多數都在開發和落地，微電網、移動儲能供電商業模式盡管盈利途徑清晰，但僅僅依靠價格或坐等成本下降，盈利的途徑處于表面。”范小波分析，“美國和歐洲現貨市場通過儲能改變現貨收益，已經取得非常好的盈利，我認為未來中國可能產生的商業模式，應該包括現貨交易、光伏消納及PPA，以及一次調頻。”
伴隨應用生產導向時代的到來，不同的使用條件、場景、環境，將產生各種便利，差異化的商業模式，正備受儲能業界期待。
中國化學與物理電源行業協會今年7月全國產能產業巡回走訪調研發現，光儲充電站由單純的充電功能逐漸轉變為大型移動智能終端、儲能和數字空間，兼有健身 娛樂 、數字消費、公共服務等多樣化的功能。光儲充電站成為電動出租車司機生活新模式的重要載體。
不過，盡管多家逆變器企業在“531新政”頒布后都提出了“光儲一體化”概念，但實際應用普遍在海外，國內有大規模儲能應用的只有陽光電源、科華恒盛、寧德時代等少數幾家企業，且多數項目都依靠行政命令強制推進，與海外大量自愿安裝建設形成鮮明對比。光儲充電站實現真正落地尚需時日。不少受訪者表示，從儲能項目的實踐來看，電池是儲能項目商業模式的核心，也是制約儲能項目實施的關鍵和瓶頸。
“從儲能出廠測試和現場運行來看，不同廠家電芯的一致性、容量保持率、數據采集的可靠性等方面差異較大，部分廠家電池在實際運行過程中的故障率偏高。”國網平高集團有限公司黨委副書記、總經理程利民分析，“希望業界重視產品質量、重視標準建設、重視行業培育。”
期成本低、使用年限長等復合特點的儲能技術，現有儲能技術難以支撐大規模商業化推廣應用。
“儲能技術相應的商業模式目前還不成熟，很多 社會 資本對儲能的投資仍呈觀望狀態。不斷進步的儲能技術與清晰的商業模式，是儲能產業今后能否 健康 發展的關鍵。”袁智勇判斷。
還應看到，技術性之外，安全性問題也是制約儲能項目投資遲遲無法回收的根結所在。
華夏銀行綠色金融中心副主任彭凌分析，儲能項目因未來收入的不確定性，導致其投資回收期相對較長。站在傳統銀行的角度，儲能還不算銀行特別青睞的領域，技術儲能雖然在進步，成本也在下降，清晰的經濟模型卻尚未完全建立起來。
“我國正在大規模的鋪設5G和新基建的建設，中國擁有全球最大的儲能市場，伴隨應用市場導向時代的真正到來，按照不同使用條件、場景、環境會產生很多便利化、差異化的商業模式，儲能將不斷升級與進化，產品功能和使用方式也將發生深刻變革。”對于儲能發展的前景，中國化學與物理電源行業協會秘書長劉彥龍信心十足。
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4月26日，中國化學與物理電源行業協會儲能應用分布協會發布《2019儲能產業應用研究報告》（以下簡稱“《報告》”）中指出，2019/2021/2023年預計是中國電化學儲能產業發展較為重要的時間拐點，預計到 2025 年,中國電化學儲能市場功率規模約 28.6 GW，以儲能工程項目作為計量,市場份額將達到 1287 億元，整個產業的市場規模具備萬億級市場潛力。
中國工程院院士顧國彪指出，目前國家提倡建設智慧城市，可再生能源的應用必不可少，但目前由于儲能技術的限制，我國多個地方面臨風電、光伏的大量浪費，希望能建立起協調的管理機制，建立起一個風力發電、光伏發電、儲能應用和電動 汽車 的產業聯盟來解決問題。
上市公司紛紛布局
此前，國家發改委、財政部、 科技 部、工信部、能源局聯合發布《關于促進儲能技術和產業發展的指導意見》，明確計劃在未來10年內完成“兩步走”，到2025年，使儲能產業實現規模化發展，形成較為完整的產業體系，成為能源領域經濟新增長點。
2017年，國家能源局將東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等攜兆8個地區作為第一批電力輔助服務市場試點。
2018年，這些省份出臺政策鼓勵建設電儲能設施、以第三方參與電力辯巖租輔助服務并分攤相應的補償費用，這是2018年儲能市場迎來“風口”，得以快速增長的主要原因。
在政策的棗襪刺激下，電池領域上市公司紛紛開啟儲能產業布局。4月2日，科士達（002518.SZ）發布公告，公司擬與寧德時代合作設立儲能合資公司，以求進一步強化和提升公司儲能產業鏈核心設備的生產及經營能力。
億緯鋰能（300014.SZ）在2018年業績快報中指出，當前磷酸鐵鋰在儲能領域的循環壽命大幅增加，儲能的商業價值有所體現，億緯鋰能仍會繼續發力磷酸鐵鋰在動力和儲能領域的應用，將繼續擴產。
作為目前國內儲能產業的頭部企業，目前南都電源（300068.SZ）已完成從上游材料到電池本體、新型電池技術研發、電池回收等多產業鏈延伸與布局，尤其是在用戶側儲能、電網側儲能以及國際儲能市場保持一定優勢。
政策加碼 營利模式仍待 探索
目前來看，隨著新能源 汽車 產業鏈的爆發，鋰電池的生產成本持續降低，在各項儲能技術中，以鋰電池為核心的電化學儲能技術也較為受到企業青睞。
上述《報告》指出，截至2018年底,中國電化學儲能市場累積裝機功率規模為1033.7MW, 同比增長146%；中國電化學儲能市場累積裝機容量為 3103 MWh，同比增長127%。
從技術路線來看，在裝機功率占比方面，磷酸鐵鋰儲能技術占比最高,高達 57.8%,其次是鉛蓄電池(25.5%)、三元鋰電池(10.8%)；在裝機容量占比方面,鉛蓄電池占比最高,高達51.7%，其次是磷酸鐵鋰(37.0%)、三元鋰電池(5.2%)。
但在蓬勃發展的背后，如何確保儲能項目可持續的收益成為關鍵。中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇指出：“目前，儲能的價值收益難以充分體現，很多儲能項目只能依靠短期調峰調頻及峰谷電價套利，但調頻調峰的補償機制不健全，峰谷電價套利依賴于電價水平，具有不確定性，是一種非可持續發展模式。”
目前的儲能市場尚處于商業化初期，不具備大規模應用的經濟效益，如果不依賴政策補貼，儲能產業想要做到盈利仍需要不斷提高技術，降低成本。
國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心國際部主任、副研究員柴麒敏認為，2017年國家出臺了《儲能產業發展指導意見》《電力補償服務的工作方案》等支持政策，開啟了比較好的儲能應用開端。但總體來說這方面的政策還是不足，需要進一步從立法、財稅、規劃、基建、交易、監管等各方面進行政策推動的可行性。
劉勇認為，儲能產業要迎來真正的行業春天，就要把握好力度，保持政策制定的可操作性和可持續性，國家層面要對儲能技術參與能源結構調整、建設模式、運營效率、電網安全性靈活性等方面進行規劃，建立儲能的產業規劃、配置結構、技術規范、管理規則等細則。
