我国新型储能市场装机规模预测 2023新型储能场景多技术路线规模化发展

• 黄江 2023年1月10日 来源：新浪 1063 68
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截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5.73GW，根据国家发改委/电科院预测，到2025年我国新型储能市场装机规模超30GW，2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。相关产业链有望受益。维持行业“推荐”评级。

随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设规模有望快速提升，机械储能、电化学储能、熔盐储热、氢储能等多种技术路线并进，截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5.73GW，根据国家发改委/电科院预测，到2025年我国新型储能市场装机规模超30GW，2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。

据国际能源网/储能头条不完全统计，今年以来有上百家储能相关新公司成立，注册金额高达423亿元。其中有43家储能技术服务、54家电池和7家抽水蓄能新公司。据不完全统计，有20余家上市企业跨界储能。

统计了2022年以来的900多个储能项目信息。其中包括：2022年195个储能备案项目;2022年142个在建拟建储能项目;2022年75个储能投运项目;2022年498个储能项目招投标。

2023储能应用场景多技术路线规模化发展

近日，国家能源局就《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》(简称《蓝皮书》)公开征求意见。《蓝皮书》提出，要实现电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，储能将成为新型电力系统的第四大要素。

到2030年新能源配储将成为刚需和核心增量。未来需不断增加储能供给，且大规模长时储能建设需提上日程，以支持新能源高比例外送与并网，实现与“源网荷”的互动。

为构建新型电力系统，《蓝皮书》制定“三步走”发展路径，分为加速转型期(当前至2030年)、总体形成期(2030年至2045年)、巩固完善期(2045年至2060年)，从电源侧、电网侧、用户侧、储能侧有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。

根据中研普华研究院《2023-2028年新型储能行业市场发展环境与投资趋势分析报告》显示：

具体来看，储能侧方面，在加速转型期要推动储能多应用场景多技术路线规模化发展，压缩空气储能、电化学储能、热储能等多种新型储能技术路线并存，满足系统日内平衡调节需求。

在总体形成期，规模化长时储能技术取得重大突破，以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节。

在巩固完善期，储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，重点发展基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能技术路线，在不同时间和空间尺度上满足未来大规模可再生能源调节和存储需求。

《蓝皮书》明确，要推动新能源成为发电量增量主体，到2030年新能源装机占比超过40%，发电量占比超过20%。

新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势逐渐凸显。

新型储能包括机械储能、电化学储能、化学储能、热储能、电磁储能等多种技术路线，截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5.73GW，根据国家发改委/电科院预测，到2025年我国新型储能市场装机规模超30GW，2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。

机械储能多点开花

压缩空气储能是储能量级可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，功率达到百兆瓦级，且建设周期只需要12-18个月;但建设需要天然储存空气的地下结构，同时能量转化效率较低;绝热系统效率较高，在60%-70%左右。压缩空气储能通过三种技术实现进步：绝热压缩空气储能、液态空气储能、超临界压缩空气储能，三者分别解决需要化石燃料补燃、储气洞穴依赖以及效率问题。截至2022年10月，我国已投运的压缩空气储能电站共7个，共计182.5MW;在建/筹建项目共19个，装机量共计6.3GW。

重力储能利用重物上升下落完成电能充放，转化效率约85%，度电成本约为0.5元/kWh，具备良好经济性，且不会发生爆炸;但同时建设规模不及抽蓄，响应速度略慢于电化学。国内首个100MWh项目由中国天楹于2022年一季度建设，目前项目正在稳步推进。除中国天楹合作的EV公司外，美国GravityPower公司、英国Gravitricity公司也在重力储能技术方面有所突破。

飞轮储能利用转轮惯性能量储能，具有响应速度快、功率密度高、绿色无污染等特点，调频性能优越;但同时成本较高，能量密度低，存在飞轮脱离的安全隐患。飞轮储能在技术上刚刚完成兆瓦级的突破，正在向商业化转型，据不完全统计，2022年招标/施工/投运的飞轮储能试点项目已有19个，已有4个项目交付投运。

电化学储能安全性突出

全钒液流电池具有安全环保、寿命长、长时储能的特点，充放电循环次数可以达到2万次以上，配储时长可达4-12小时;同时目前全钒液流电池成本较高，据能源电力说，目前全钒液流电池投资成本大约在2.5-3.9元/Wh，锂电池的投资成本约为1.2-2.4元/Wh，约为全钒液流电池投资成本的53%。2022年9月以来，国内数个GWh级大型全钒液流电池项目启动，截至2022年10月，全钒液流电池项目共建成约300MW，在建项目约2.4GW。

铁铬液流电池同样具备安全、寿命长的特点，同时原料丰富廉价，成本较钒电池更低;缺点是效率低、稳定性差、电解液会产生交叉污染，目前铁铬液流电池能量效率约为70%-75%，在电化学储能中处于较低水平，规模也较小。铁铬液流电池商业化进程还处于起步阶段，截至2022年10月，据不完全统计铁铬液流备案项目共7个，累计储能装机容量17.5MW。

氢储能/热储能大规模储能新思路

氢储能技术是一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、存储时间长、无污染等优点;缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低，目前氢储能效率在30%-50%，同时氢气易燃易爆，安全性有待提高。张家口200MW/800MWh氢储能发电工程预计于2023年投运，是全球规模最大的氢气储能发电项目。

熔盐储热技术具有规模大、时间长、安全环保等优点，具备单日10小时储热能力，且储能规模可达几百兆瓦;但同时熔盐储热转化效率低于60%，度电成本约0.886元/kWh，成本较高。截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量为538MW。根据我们不完全统计，2022年招标/签约/建设中的熔盐储热项目超40个，总装机规模达4.5GW。

《2023-2028年新型储能行业市场发展环境与投资趋势分析报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。

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