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储能行业发展概况、应用情况、市场容量及发展趋势

（1）储能行业发展概况及应用情况

①储能技术简介

储能即能量的存储，指通过某种介质或设备，将一种形式的能量转化成另一种较为稳定的能量形式并存储，在需要时以特定能量形式释放出来的一系列技术和措施。根据储能原理的不同，可以细分为机械储能、电磁储能和电化学储能等。各储能类型的功率范围、特点及应用场景如下所示：

资料来源：《中国储能研究会——储能行业：德国莱茵2021年储能白皮书》

凭借受地理条件影响较小、建设周期较短、能量密度大等优势，电化学储能可灵活运用于各类电力储能场景中，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，其中又以锂离子电池为主，主要应用于分钟至小时级的工作场景。

②储能应用场景

储能在电力系统中具有丰富的应用场景，通常将储能的应用场景分为发电侧、电网侧和用户侧，具体如下：

在发电侧，不同于传统的火电、水电，新能源发电输出功率受到光照强度、温度等自然条件的影响，输出功率存在季节性和日间差异，无法根据用电端需求调整发电量，属于不稳定的电源，因此装机或发电占比达到一定程度时，会影响电网的稳定。为保障电力系统安全稳定运行，新能源系统将借助储能产品再并网，以平滑电力输出，进而缓解以光伏、风电为代表的新能源发电因其间歇性与波动性对电网稳定性带来的冲击和弃风弃光等电力消纳问题。

在电网侧，传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，输配电及控制设备必须考虑最大负荷，从而会存在投资成本较高、资产利用率较低的问题。电网侧储能技术的出现可打破原有最大负荷法的原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可有效缓解电网阻塞、促进设备的扩容升级，从而达到节约电网投资成本、提高资产利用率的效果。发电侧和电网侧的储能，一般以集装箱为主要载体，主要应用于30kW功率以上的应用场景，需要较高的产品容量。

在用户侧（负荷侧），主要将新能源发电和储能系统相结合，以实现高比例的低成本电力自发自用，降低用户的用电成本并利用储能系统的离网能力提高用户的用电稳定性。同时，用户还可以在电价处于低谷时利用储能系统存储电能，在电价处于高峰时减少使用电网电能的数量甚至从储能系统中释放电能出售，进而通过峰谷电价获取收益。用户侧的储能，一般以分布式储能柜为主要载体，主要适用于1kW至10kW功率段的工商业园区和分布式光伏电站等应用场景，产品容量相对较低。

③“源网荷储”系统是储能的延伸应用场景

“源网荷储”系统是一种包含“电源、电网、负荷、储能”整体解决方案的运营模式，可提高能源利用效率，提高电网安全运行水平，解决清洁能源消纳过程中电网波动性等问题。在这个系统中，源指的是能源供给方，包括可再生能源如太阳能、风能、水能，以及传统能源如煤炭、石油和天然气等；网指的是能源传输网络，包括输电线路和电力系统设备；荷指的是能源的终端用户，包括居民、企业、公共设施等；储指的是能源的储存技术，包括储能设备和储能技术。

在传统模式的电力系统下，电源以火电厂为代表，负荷以居民端和工业端为代表。两者空间相对独立，联系两者的电网控制采取了面向自身的大电网一体化控制模式，即源随荷动的实时平衡模式。

“新型电力系统”下，作为“负荷”的用户侧，新增了新能源汽车等充电需求，显著增加了电网的压力。而光伏等新能源发电方式的引入，使用户侧具备成为“电源”的可能。另外，考虑新能源汽车的快充需求与新能源发电的不稳定性，在用户侧建立“储能”设施能够平抑新能源发电、用电对电网的冲击，实现波峰送电、波谷取电。

伴随新能源应用场景的多元化，用户逐步萌生了构建局部微电网的需求，即将“电源”（光）、“储能”（储）和“负荷”（充）连接起来，通过配套的调控技术、通信技术以实现对各类分布式能源整合调控，构建小型微电网，实现新能源本地的自发自用，并与大电网双向连接，减少对大电网的冲击，甚至在某种程度上可以支撑大电网的平衡。该小型微电网系统与储能构成了“光储充综合能源系统”，是“源网荷储”较为重要的应用方向。

（2）储能行业应用前景和市场容量

根据CNESA的相关报告，截至2023年末，全球已投运储能项目累计装机功率达到289.20GW，较2022年末237.20GW同比增长约21.92%。新型储能的累计装机规模高达91.33GW，同比增长99.62%。

截至2023年末，中国已投运储能项目累计装机功率达到86.50GW，较2022年末59.80GW同比增长44.65%，占全球累计装机功率29.91%，占比较2022年末提升4.70个百分点。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，占比59.40%。市场增量主要来自锂电子电池、铅蓄电池、压缩空气等新型储能，其累计装机规模达到34.51GW，同比增长163.93%。2023年，中国新型储能新增规模21.44GW，同比增长191.77%。新型