十三五是我国储能产业化发展的起点。
2017 年 9 月，国家发展改革委、科技部、工 业和信息化部、能源局联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》是我国 储能产业第一份综合性政策文件，明确了储能发展的重要意义、总体要求、重点任务和 保障措施，直接推动了储能产业发展热潮。在文件的指导下，十三五期间储能发展任务 基本完成，建成了一批不同技术类型、不同应用场景的示范项目，掌握了多项自主知识 产权核心关键技术，多种新型储能技术完成了从实验室到商业示范的转化。但必须指出， 由于 2019 年 5 月，国家发改委、国家能源局联合签发的《输配电定价成本监审办法》中 明确储能的成本费用不能计入输配电价，在相当程度上减缓了储能装机的规模化发展。
针对新型储能发展，2021 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推 动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）提出，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，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技 术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。 “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 3000 万千瓦以上。”，这是国 家政策层面第一次明确储能装机目标。特别强调，要明确新型储能独立市场主体地位、 健全新型储能价格机制、健全“新能源+储能”项目激励机制。
2022 年 3 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方 案》（以下简称《实施方案》），对《指导意见》中所提出的目标和任务进一步明确和细化。 要求“到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用 条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体 系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技 术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源 的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械 储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间储能技术取得突破。”
《实施方案》 强调了以规划为引领、以创新为驱动、以市场为主导、以机制为保障、以安全为底线的 发展思路。强调了新型储能技术要多元化发展并坚持示范先行。明确了新型储能在电力 市场中的独立市场主体地位，鼓励各方对拓宽电站收益开展进一步探索
在国家《“十四五”新型储能发展实施方案》之后，江苏、山东、宁夏、青海、浙江、河 南等多个省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型储能实施方案，实施方案中大都明确 了新型储能重点发展的应用场景，从电力市场和调用层面针对新型储能给予明确的政策 支持，部分省份还明确了储能的租赁价格及辅助服务价格。例如江苏省 2022 年 8 月发布 的实施方案中要求： （1） 鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的 共享作用。积极支持各类主体开展共享储能等创新商业模式的应用示范。新能源企业与 储能企业签订租赁协议，按年度支付储能租赁费，鼓励签订长期协议或合同。
（2） 建立电网侧储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳 入输配电价回收。独立建设并向电网送电的新型储能电站，其相应充电电量不承担输配 电价和政府性基金及附加费用。 （3） 完善适应新型储能发展的电力市场体系，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、 虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。 探索建立独立储能作为新型市场主体参与中长期和现货市场交易机制，并提供调频、黑 启动等辅助服务，发挥其移峰填谷和顶峰发电作用。
河南省 2022 年 8 月发布的实施方案中要求： （1） 共享储能电站容量原则上不低于 10 万千瓦时。新建市场化并网新能源项目,按要 求配建或购买一定比例储能规模。共享储能容量租赁费用 200 元/千瓦时·年，鼓励签订 10 年长协。 （2） 独立调峰补偿费上限暂为 0.3 元/千瓦时，研究开展备用、爬坡等辅助服务。 在电力现货市场运行前,独立储能放电上网时作为发电市场主体参与市场中长期交易,签 订顶峰时段市场合约;用电时,可作为电力用户享受峰谷分时电价.示范项目每年完全调用 不低于 350 次。独立储能电站向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基 金及附加。
新型储能技术发展趋势
所有新型储能技术都围绕提高安全性、降低成本、提升性能参数（能量密度、储能时长、 储能效率、循环寿命），以及增强环境友好性四个方向进行改进和发展。 锂离子电池主要通过改变电极材料来提升电池性能。当下行业里出现的高镍电池、锰酸 锂电池为过渡金属方向的创新代表，而锂硫电池则为氧化物方向的创新代表。
通过电解 液和隔膜的改性提升安全性。除材料路线外，结构路线主要通过电池物理结构的创新来 实现电池性能提升，从电芯结构、PACK 工艺、插箱构造等方面入手，提高空间利用率、 采用新型安全技术，从系统层面实现电池在经济性、能量密度与安全性方面的提升。该 方向的典型代表有比亚迪的“刀片电池”以及宁德时代的 CTP“麒麟”电池。可以预计 在不久的将来，锂离子电池能量密度将突破 400wh/kg。此外，采用固态电解质的固态电 池有更高的理论能量密度和更好的安全性。目前固态电池的实验室数据已超过 400wh/kg， 也展现出了低温性能好以及循环寿命长等特点，前景十分看好。
压缩空气储能未来的研发方向是改进核心器件，优化储能系统设计，研究新型储气技术 与设备，实现设备模块化与规模化，提高系统效率和使用寿命，提升单位体积的储气密 度以及降低成本。预计 2025 年前，先进绝热压缩空气储能技术达到成熟水平，完成百兆 瓦项目示范。后续进一步研究适用于深冷液化空气储能的宽范围、高温离心压缩机，研 发高压高速级间再热式透平、纳微结构复合储热蓄冷材料。目标是将系统效率提升至 70% 以上，功率成本降至 5000~6000 元/kw。利用洞穴的大规模压缩空气的储能度电成本降至 0.15 元/以下，成为长时储能的可选技术。
液流电池需着力解决能量密度低、储能效率低、成本高等问题，除此之外还需要解决系 统可靠性和环境污染防治等问题。对应的技术难点主要是高性能离子膜和高电导率电极 材料技术、系统可靠性设计及集成技术、关键材料工程制备技术、系统污染防控及回收 利用技术等。开展离子交换膜、电极等关键材料研发和改进，开发高电导性双极板材料， 研究新型非氟离子传导膜和锌基等新体系电池。进一步将效率提升至近 80%，功率密度 达到 40w/kg，系统建设成本降至 1800~2000 元/kwh 以下。 固体介质重力储能尚未有成功的大功率项目示范，需通过示范项目验证系统可靠性，解 决系统自动化稳定运行等问题。后期应进一步降低综合造价，提升能量转换率以及提升 系统的可扩展性。除固体介质重力储能外，海水蓄能、海下储能球以及矿洞抽蓄属于尚 在研发或初步示范中的先进技术。
钠离子电池产业链结构与锂离子电池相似，但产业布局还处于初级阶段，尚无大规模电 力系统储能项目开工建设。与锂离子电池相比，钠离子电池原材料丰富，综合成本降低 约 20%，但电池能量密度较低，产业链配套尚不完善，因此发展趋势主要集中在能量密 度提升以及通过产业链建设降低成本两个方面。 铅炭电池在传统铅酸电池的负极活性物质中加入碳添加剂，全面提升了传统铅酸电池的 性能表现，同时由于较低的成本，使其在规模化电力储能方面又赢得新的发展机会。未 来的铅炭电池技术发展将集中在副反应控制、铅炭电极在充放电过程中的结构转变以及 铅炭电池的最终失效模式上。随着它的性能改进提升，铅炭电池仍可能有所作为。
氢储能的全过程包括两次能量形式的转化，造成整体效率偏低。可再生能源发电制氢、 储氢、氢发电环节都需要通过新技术的研发提高效率。氢的密度低，大规模储氢也存在 占地面积大、对容器要求高等难点，需要重点研发高能量密度的储氢形式。电制合成燃 料目前还处于试验示范阶段，对电直接还原二氧化碳生产各类产物的反应机理还不明确， 还存在反应过程能耗较高、经济性差等缺点，主要的技术难点是反应过程的条件控制、 催化剂的制备等。2030 年前，质子交换膜电堆有望实现商业化应用。低温液化储氢技术、 高储氢密度、低成本的金属储氢技术，纯氢或高比例氢与天然气混输管道技术均有望实 现突破。氢储能目标系统目标效率应达到 40%~50%（其中电解系统效率达到 80%，发电 系统效率达到 55%），实现百兆瓦级工程试点，作为长时大能量储能，能量投资成本降至 35~40 元/kWh。
储能“十四五”规划及示范项目
经统计，当前已有十六个省公布了“十四五”期间新型储能装机规划目标，总量已接近 4800 万千瓦。示范项目方面，各省在总结前期新型储能示范项目的基础上，2022 年批准的新型储能示 范项目的数量和装机均大幅增加，总量约 18GW/37GWh。分析已公布的示范项目信息，磷酸铁锂电池仍占据了绝对优势的装机份额，此外，钛酸锂电池、铅蓄电池、AGM 铅酸 铅碳电池、液流电池、熔盐储能、液态空气、氢储能、铝离子电池、钠离子电池、重力 储能均有示范项目上榜。时长方面，主要以 1 小时及 2 小时的储能要求为主。但对于非 锂离子电池项目，会配置 4 小时以上的时长要求。冀北电网要求较为特殊，均要求 4 小 时储能时长。此外青海省着力示范压缩空气储能和氢储能。
新型储能装机规模预测。如前所述，锂离子电池在当前新型储能市场中仍占绝对统治地位，铅蓄电池虽然是相对 较旧的技术，但是技术成熟、成本低，在备用电源等应用场景仍占据一定市场份额。包 括压缩空气、液流电池、重力储能、钠离子电池、氢（氨）储能等在内其他新型储能技 术尚处于发展初期，“十四五”后三年的示范是否成功，是决定其未来发展前景的重要时 间窗口。 结合国家新型储能总体规划、各省新型储能规划以及锂电池以外其他新型储能示范项目 意向签约情况和各类建设周期，我们给出了新型储能未来十年装机规模发展预测，中国 未来十年新型储能装机规模将超过 1.3 亿千瓦。
2022 及 2023 年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场会有爆发式增长，年装机均会 超过 1200 万千瓦，市场规模约为 2021 年的 5~6 倍。2024 年及 2025 年，预计装机能量会稳定在 1000~1200 万千瓦之间，至 2025 年，预测的新型储能总体装机量中值约 4800 万 千瓦。在各储能技术的装机量划分方面，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场会 面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的一定挤压，在新增装机量中的占 比以及累积装机量占比会持续走低，从目前占比约 90%降低至 80%附近。
在几种新型储能当中，除氢（氨）储能属于超长时应用，发展相对较慢之外，其他几种 储能技术的 2022 年至 2025 年的复合增长率均可能超过 70%。其中重力储能的复合增长 率最高，从当前的尚未完成示范，至“十四五”末期装机有望达 140 万千瓦。2025 年压 缩空气储能的装机绝对值最高，约 280 万千瓦。液流电池装机量紧随压缩空气之后，2025 年预期装机可达 230 万千瓦。其他储能的增长相较于前面几种相对较慢，但也有约 40% 的复合增长率。
“十五五”期间，新型储能总体的装机增长预期较为确定，且随着技术成熟、产能释放， 年新增装机量可接近 2000 万千瓦，至“十五五”末期达到约 1.4 亿千瓦。锂离子电池的 新增和累计装机占比将进一步降低，至“十五五”末期累计装机占比可能降至 65%。其 他各种新型储能技术需要以各自在“十四五”示范期间的成本和性能参数表现，与锂离 子电池储能争夺市场。
