新能源+储能，锚定净零未来

随着“双碳”战略目标的稳步推进，新能源渗透率不断提升，储能作为贯穿源、网、荷侧的灵活调节性资源，也为传统储能产业链在设备制造、系统集成、能源系统构建等领域的高速成长带来无限可能。

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在中国新一代能源体系中，如何更好地利用储能解决新能源的随机性、波动性、不均衡性成为核心课题。本文将重点探讨储能在未来新型能源网络中的多元应用价值，助力新能源企业开辟储能新赛道。

后来居上，中国储能发展领跑全球

截至2022年底，全球范围内部署最广泛的储能是抽水蓄能，累计装机规模达。同时，大量投资涌入以电池储能、压缩空气储能为代表的新型储能领域，2022年全球电池储能投资超过200亿美元。预计到2030年，全球储能累计装机规模将达到411GW。

中国储能产业起步较晚。近年来在政策的大力扶持下，储能在新一代能源体系中的定位、目标、任务逐步清晰，进入高速发展期。2022年新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW。截至2022年底，已投运电力储能项目累计装机规模达，占全球市场的25%，年增长率38%。据彭博新能源财经（BNEF）预计，到2030年中国将超越美国，成为全球最大的兆瓦级储能市场。

当前中国储能市场仍以抽水蓄能为“基本盘”。抽水蓄能是目前电力系统的主要调节型电源，在中国储能市场中累计装机规模占比虽自2018年起呈现逐年下行的趋势（截至2022年底，累计装机规模，首次低于80%），但未来仍是主流的电力储能方案，预计2030年装机规模达120GW以上。

同步大力发展新型储能。2022年中国新型储能新增规模，占全球总新增规模的36%，超越欧洲的26%及美国的24%，成为全球新增投运新型储能项目占比最大的国家（或地区）；截至2022年底，中国新型储能累计装机规模达。

2000—2022年中国电力储能市场累计装机规模（MW%）

多点发力，新型储能市场未来可期

在储能细分领域市场中，以锂离子电池、铅蓄电池、压缩空气为代表的新型储能近几年异军突起，而液流电池、熔融盐储热等新型储能方案亦初露端倪。仅2023年上半年，中国新投运的新型储能装机规模约，已超过2022年全年新增规模。

锂离子电池：锂电池产业发展趋于成熟，首次购买成本不断降低、使用寿命逐步延长，近年来在中国储能市场中累计装机规模占比不断攀升，牢牢占据新型储能绝对主导位置。2022年，国内锂离子电池装机规模，占新型储能的97%；截至2022年底，累计装机规模。

2013—2022年容量加权平均锂离子电池组和电池价格

压缩空气储能：具有容量大、周期长、安全性能高等优势，通过可再生能源发电（如太阳能、风能等）进行充电和循环利用储存压缩空气能量，实现能源可持续利用。自2021年起，压缩空气储能规模进入跨越式增长，2021年新增投运规模近170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。

铅蓄电池：受能量密度低、环保政策等因素影响，在电池储能领域的主导地位被锂离子电池取代，近年产量增长放缓，截至2022年底，累计装机规模。未来铅蓄电池在满足环保要求、提高蓄电池容量和续航能力前提下，市场需求仍较为旺盛，在风力发电系统中的应用亦将有所增加。

液流电池：全球功率最大、容量最大的百兆瓦级液流电池储能调峰电站已于2022年10月在中国大连正式并网发电。液流电池是未来长时储能中最具潜力的方案之一，比锂离子电池更为安全、环保，目前仍存在初装门槛高、度电生命周期成本高等难点，处于商业化运营初期。

熔融盐储热：2022年累计装机规模，占%。由于一次性投资规模较大、能量转换效率较低等原因，目前规模增幅低于储能平均市场增速，但作为主流的高温储热技术，熔融盐储能与光热发电项目具有高度适配性，用于长周期、大容量的调节发电波动方案，熔融盐储热系统规模亦将不断扩大。

飞轮、超级电容等：存在能量密度较低、自放电率较高等问题，增长较为缓慢。随着相关新技术取得重大突破，应用需求不断上升，在短时高频储能技术赛道已逐步具备市场经济性。

数智融合，互联能源服务引领创新

在支持实现净零排放的道路上，储能已显现出巨大潜能。埃森哲建议以能源产业链“互联能源服务框架”为指引，植根能源网络，围绕发电侧、电网侧、售电侧6类数智融合场景重点发力突破。

互联能源服务框架

发电侧：储能与可再生能源强强联合，缓解新能源电力持续出力难题，促进新能源消纳

大规模储能管理：长时储能崛起，支撑系统跨季节动态平衡

2019年至今，全球长时储能项目已吸引约580亿美元投资，全部投产后，长时储能装机总量预计将新增5700万千瓦，相当于2022年全球长时储能总装机量的3倍左右。未来要重点关注以电池储能、压缩空气、热储能为主的储能技术，结合风、光、热等清洁电源特性，配置在空间尺度和时长维度上适配的储能装置，应对日度间、季度间能量缺口。

可再生能源弹性服务：辅助服务市场，新能源配储成为刚需

在以可再生能源发电为主的情况下，多地出台储能配置方案与辅助服务市场实施细则，主要关注调峰、调频辅助服务，尤其是一次调频及二次调频。未来在发电侧“新能源+制氢”“外送基地+储能”等应用场景下，可通过“共享模式+电网调峰补偿”“容量租赁+调峰补偿”等模式，使储能与新能源发电站一起参与辅助服务市场，保障绿电外送。

电网侧：储能作为输配网络中的后备装置，与分布式发电、能量转换装置、负荷监控等组成微电网，提供智慧能源服务

微电网：电池储能管理，提升区域绿电消纳能力

电池储能是微电网建设源、网、变、控、储中的关键一环，配置储能设备和物联网技术，开发诸如储能电池远程监控系统，优化源于可再生能源的存储与充电运营。通过科学规划、合理配置、集成各类分布式能源（风、光、储、燃等），实现功率平衡控制、系统运行优化、电能质量治理等多元化能源优化配置，缓解主网并网压力。

分布式电网服务：融合数字技术，加速升级智慧调控体系

利用云计算、区块链等数字化技术，将分布式储能系统更有效地组织和整合到电网中，支撑用户发电量上网、自发自用、余电上网，打造面向全网的监控调度和分析系统。智慧调控被列入“十四五”新型储能发展实施方案的关键技术之一，具有非常广阔的市场前景，能够实现对各类可控资源的数据接入和处理，更好地协调新能源与储能运行。

用户侧：储能搭载动态预测、智慧分析、自动响应的进阶能力，参与用户侧需求管理和市场互动，发挥能源平台型共享价值

需求侧管理：智慧储能管理，实现自动化供需匹配

储能可在特殊情境下（极端天气、负荷波动等）助力能源系统供需匹配，保障电力供应。与数字技术结合，开发诸如智慧储能管理系统。系统将基于能源物联网技术实时监测能源需求变化，完成自动化供需匹配，提高绿电使用率；同时依托大数据及全面可视化，储能设备可自动在用电低谷期蓄电、高峰期放电，支撑电网系统“削峰填谷”和用户侧“谷电峰用”。

P2P交易：生态共享储能，激发平台型调节潜能

打造储能共享模式，积极调动负荷侧可调节资源参与电网、市场高效互动。利用差异化能源平台解决方案、P2P能源交易平台、面向生态的云储能平台等，促进用户侧储能资源共享、提高利用效率、降低综合成本。此外，平台生态企业、电动汽车、金融机构等企业应积极开展跨界合作共享，孵化综合数字化创新解决方案。

储能作为新能源的“稳定器”、能源供应的“蓄水池”，对构建中国新型能源体系至关重要。未来需要产业链各方协同发力，监管机构、能源企业、服务提供商等市场各参与方携手并进，在技术突破、规模制造、成本压降的基础上，持续将触角延伸到下游应用环节，深度参与多元化场景拓展和商业模式创新，以零碳思维驱动储能规模应用，促发储能市场机制完善和产业可持续发展，勾勒绿色新篇章。（朱雯、喻濛濛、赵晋荣）

责任编辑：杨娜

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