一文精读！电化学储能技术创新趋势！2025年装机超30GW！

2022年6月22日，国际环保组织绿色和平发布了《电力系统脱碳的关键路径-电化学储能技术创新趋势报告》（下称“报告”），从四种电化学储能技术路线出发，拆解其上下游产业链，细致呈现了不同环节的发展现状和市场结构。报告从安全、成本、性能、环境友好四个方面，挖掘可以提升电化学储能的性能以更好地支撑新型电力系统的创新技术，并进一步梳理了掌握创新技术的国内外公司及其发展情况。

《报告》中提到，BNEF预计到2030年，全球储能市场将以33%的年复合增长率增长。其中约54%的增长将来自美国和中国，政策扶持，成本下降和更成熟的商业模式是推动储能发展的主要动力。国际能源署（IEA）的预测比BNEF的预测更高，新型储能需要更快的增长才能与2050年净零排放情景保持一致。

2025-2030全球电化学储能装机容量展望

除此之外，多家机构也对中国未来电化学储能增长做出了预测。政策基准情景下，2021年国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到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。但机构预测2025年电化学储能的装机量均超过政策目标，BNEF预测2030年新型储能装机量将达35GW；在CNESA的乐观情景下，2025年中国电化学储能累计装机量将达到55GW。

2025年中国电化学储能装机容量展望

市场政策资本三轮驱动

储能迎来飞速发展

中国从2020年底向国际做出“双碳承诺”至今，已两年有余，《2030年前碳达峰行动方案》明确，到2030年风电、光伏要实现装机容量12亿千瓦的目标，可见高比例可再生能源是未来电力系统发展的必然趋势，风电和光伏发电将从补充能源逐渐演变为主力能源。

但是风光等可再生能源具有波动性、间歇性的特点，受天气影响大，无风无光的情况下供能跟不上，而发电量剧增的情况下电网可能无法消纳。因此电力系统对于平滑输出、调峰调频等电力辅助服务的需求明显增长，而储能作为新增的灵活性调节资源，将在高比例可再生能源的电力系统中发挥重要作用。

储能不仅可提高常规发电和输电的效率、安全性和经济性，也是实现可再生能源平滑波动、调峰调频，满足可再生能源大规模接入的重要手段。与世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020年中国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为15.8%，随着可再生能源比例提高和煤电的逐步退出，储能将迎来巨大的发展机遇。

在市场方面，近年来，新型储能经历了飞速发展。截至2021年底，全球已投运储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，抽水蓄能的累计装机规模占比首次低于90%，比去年同期下降4.1个百分点。新型储能累计装机规模为25.4GW，同比增长67.7%，其中锂离子电池占据主导地位，市场份额超过90%。

根据CNESA数据，截至2021年底，中国已投运储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。市场增量主要来自新型储能累计机规模达5729.7MW，占比12%，同比增长75%。在各类新型储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，占到近90%。主要由于2020年后国家及地方出台了鼓励可再生能源发电侧配置储能的政策，同时锂电技术商用已经成熟，成本较低，成为电厂配置储能的主要选择。

在政策方面，近年国家和地方层面出台了一系列政策支持储能发展。政策主要以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。

从顶层文件看，“十三五”期储能完成了由研发示范向商业化过度初期，“十四五”期间，国家将逐步推动储能向规模化发展。2021年发改委、能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》给出了对于储能发展的具体方向，明确目标至2025年，国内新型储能装机总规模达30GW以上。2022年3月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段；到2030年，新型储能全面市场化发展。与以往特别重视锂离子电池储能不同，实施方案把钠离子电池的位置排在了锂离子电池的前面，同时强调了多种技术路线共同发展。

在投资方面，储能产业的投融资主要围绕创新储能技术、常规储能技术、储能系统、储能项目投资以及储能系统解决方案等进行。据CNESA不完全统计，2021年国家与地方出台储能相关政策达300多项，仅锂电池产业链投资计划已经超过了1.2万亿。

储能三大主要应用场景

电源侧、电网侧和用户侧

储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级等；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。

储能的应用场景

储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失等，在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。

输电阻塞指的是对电力输送服务的要求大于输电网的实际物理输送能力。产生阻塞的根本原因是不同区域内发电和输电能力的不平衡。一般而言，短期阻塞的出现多由系统的突发事故或系统维护引起。长期的阻塞多是结构性的，主要由于某个区域内发电结构以及输电网的扩展规划不匹配所引起的。

在电网侧线路上游建设的储能，可在发生线路阻塞时将无法输送的电能存储到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，再向线路放电。在开放竞争性的电力市场环境中，如果将储能安装在高发电成本的一端，通过储能在低谷充电、高峰放电，可有效降低高峰时期对其他机组发电量的需求，降低阻塞情况。

储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。

储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。虽然上文提到在电源、电网和负荷侧储能的作用多种多样，但总体来说，根据不同时长的储能需求，储能的应用场景可以分为容量型(≥4小时)、能量型(约1~2小时)、功率型(≤30分钟)和备用型(≥15分钟)四类32。目前新能源侧配置储能系统通常以功率型或能量型为主，主要起到平滑功率波动的作用。随着新能源装机容量和发电比例的提升，对储能时长的要求越来越高，容量型储能的需求日益增长。2021年7月国家发改委和能源局颁布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业对于超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)配建调峰能力。

五大环节的创新机遇

《报告》还梳理并分析了电化学储能产业从上游的电池到下游的回收五大环节的创新机遇：

一是电池环节。从整体技术路线来看，储能技术正朝着更高能量密度、更低成本、更好安全性和更长循环寿命迈进。不同的电化学储能技术由于各具优势将形成互补发展。由于锂电池的发展受到锂资源的制约，钠离子电池资源丰富的优势逐渐显现，未来将与锂离子电池形成互补。同时，由于电力系统对于长时储能的需求，液流电池也将迎来发展机遇。全钒液流电池和锌溴液流电池原材料易得且易回收，已经进入示范应用阶段。

二是储能变流器环节。与光伏逆变器在技术原理、使用场景、供应商及客户上具有较高重合度，厂商多同为光伏逆变器厂商。受疫情以及地缘政治等因素影响，储能变流器的核心组件IGBT元件的国产化替代进程加快。

从产品上看，高电压、长寿命、高功率成为储能变流器创新发展趋势。从应用上看，储能变流器应用场景逐步丰富，具备光储充一体化的储能变流器应用逐步增多。

三是电池管理系统和能量管理系统环节。单体电池电压电流温度检测直接决定电池组的寿命和安全，是电池管理系统的关键环节。能量管理系统的重点则是了解电网的运行特点和核心诉求。此外，做好储能系统的热管理和智慧运维也是电池管理系统和能量管理系统的重要发展方向。

在热管理环节，风冷方案成熟度更高且初期投入较少，是当前储能温控主力方案。未来随着液冷技术和应用场景的不断成熟，其提升能量密度、减少占地面积、降低能耗等综合优势会进一步凸显，值得关注。

储能系统的运维大多是投资+运营一体化的模式，但一些专业化公司开始专注储能电站的智能运维和精细化管理。专业的储能运维管理平台的出现可推动储能运维领域SaaS模式逐步兴起。同时，智能平台在达到一定管理规模后，可形成虚拟电网参与电网服务或电力交易，获取增值收益。

四是储能系统应用环节。目前储能建设仍遵循“谁使用，谁建设”的原则，盈利模式较为单一。未来，为优化盈利模式，储能系统集成将向共享储能和光储充一体化方向发展。

五是电池回收环节。由于电化学储能处于发展初期，我国尚未出台针对储能系统电池回收的法规。合理的回收利用可以对我国锂资源形成有效补充，减少对外的资源依赖。目前工艺在预处理环节中，由于锂电池结构复杂，容易产生爆炸等安全问题，在该方面可利用超声波探头回收锂电池正负极，处理速度快，成本更低，可应用于规模化和更大体积储能电池规模。其次目前的工艺流程较长，影响因素多，产生大量废酸碱溶液，可采用固相电解技术，全程没有引入其他酸根，无废水产生。