随着气候治理的迫切性加大，储能技术正成为推动全球能源 系统实现低碳转型的重要引擎。早期，储能市场主要集中于 抽水蓄能。
十二五”以来，储能产业从研发示范向商业化初期演变发展，在项目规划、政策支持和产 能布局等方面均加快了发展步伐，行业发展也更加规范。储能成为各地政府发展新动能的重 要抓手，政策频度和力度持续加力。2023 年，我国共发布 653 项储能直接和间接相关政策， 其中国家层面政策 60 项，广东、浙江、山东和江苏发布政策数量较多。
《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，“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”。截至2023年底，全国各地进一步明确“十四五” 及中长期新型储能发展目标和重点任务，27 个省、市、自治区出台新能源配储政策，发布 储能装机目标，总规模达 84GW。[1] 内蒙古、河南、广东、湖北、广西等地更是进一步提 高了新型储能装机目标。各省市在布局风电、光电大型项目及工商业分布式光伏等项目时， 一般需要 10%-20% 的“强制配储”，随着越来越多省市地区发布“强制配储”要求，近中 期将带来储能市场大幅扩容的机会。
21 世纪初起，中国储能电池产业经历了“技术验证—示范应用—商业化初期—规模化发展”等阶段。2016-2020 年，储能 电池产业进入商业化初期阶段，政策支持力度加大，装机规模快速增加，多领域融合渗透，商业模式逐步建立。截至2020年低， 中国电化学储能累计装机规模达 3.27GW。根据戴德梁行研究预测，2021-2025 年电化学储能装机规模将持续增长，年化复 合增长率达 50% 以上，储能电池产业将形成完整产业体系，达到产业规模化发展阶段。
从技术路径来看，锂离子电池商业化成熟，在新型储能项目累计装机规模中占比 97% 以上；钠离子电池在成本、安全性、 高低温性能等方面有明显优势，在新能源低速交通工具、大规模储能、工程机械等领域的应用前景广阔，有望在未来几年 内实现大规模商业化应用；钠硫电池是另一种相对成熟的技术路线，但由于价格和安全性等因素，无法用于大中型储能电 站建设；铅炭电池从传统铅酸电池演进而来，性能有明显优化，但商业推广仍要解决成本问题；压缩空气储能如能降低单 位造价，加快相关技术突破，将能有效解决大规模长时储能问题。此外还有液流电池、超级电容等储能技术有待开发和实 现商业化发展。
随着气候治理的迫切性加大，储能技术正成为推动全球能源 系统实现低碳转型的重要引擎。早期，储能市场主要集中于 抽水蓄能。如今，电化学储能已经展现出巨大的增长潜力。 电化学储能因其灵活性，可以广泛应用于发电侧、电网侧、 用户侧以及微电网侧。近年来，由于电动汽车产业的快速发 展，锂电池的成本逐步下降，具备了规模商业化应用的可行 性。磷酸铁锂电池凭借其在电力系统安全性、稳定性以及成 本上的优势，成为锂电储能应用的主要选择。
储能回收市场同样具有较大的发展潜力。随着锂电池产业的 快速发展，电池回收产业的空间也在扩大。电池梯次利用作 为提高资源使用效率、实现绿色循环发展的重要手段，其回 收收益高于原材料的直接回收收益，许多企业已经在回收业 务上实现了盈利。未来电池回收产业将通过相关技术的进步 和回收利用机制的不断完善实现快速发展。
未来，储能产业可能会向以下三个方向发展：发电侧平衡电 网调峰、用户侧备用调峰以及回收端再利用。在发电侧，通 过大型储能系统保障可再生能源的有效消纳是关键。随着风 电和光伏发电的间歇性特征，储能系统可以平衡其出力波动， 稳定电力供应。用户侧储能方面，通过在用户侧安装储能设 备，可以降低用电成本，提高电力使用的可靠性，并在停电 时提供备用电力，确保关键设施的运行。电池回收和梯次利 用也是未来储能产业发展的重点，通过将退役动力电池应用 于储能和充电领域，可以提高综合利用经济效益，降低项目 成本。
