1.1 全球储能市场发展现状

随着“双碳”目标的确立，以智能电网、高比例可再生能源和能源互联网等为代表的新型能源系统正在成为储能市场发展的趋势。储能技术是新型能源系统重要的组成部分与关键支撑。近年来，世界多国政府陆续出台针对储能产业发展的激励政策，这也驱动着储能从商业化向规模化发展。我国的储能技术的产业链配置逐步完善，商业模式向多元化发展，应用场景不断延伸。

从累计装机容量来看，据中关村储能产业技术联盟（China Energy Storage Alliance，CNESA）统计，截至2022年年底，全球已投运电力储能项目累计装机容量达237.2吉瓦，同比增长15%（见图1-1）。其中，抽水蓄能的累计装机容量占比为79.3%，系5年来首次低于80%，较2021年同期下降6.8个百分点；新型储能的累计装机容量达45.7吉瓦，为2021年同期的近两倍。

从新增装机容量来看，截至2022年年底，全球新型储能的累计装机容量为45.70吉瓦，较2021年增加20.33吉瓦，同比增长约80.13%（见图1-2）。其中，在2022年全球新型储能各技术占比方面（见图1-3），锂离子电池占据绝对主导地位，市场份额为94.4%；铅蓄电池市场份额为1.5%；钠系电池市场份额为1.1%；压缩空气储能市场份额为1.3%；飞轮储能市场份额为1.0%；液流电池市场份额为0.6%。

从国家与区域分布来看，中国、美国和欧洲新增投运新型储能装机容量合计占全球市场的86%，日本新增投运新型储能装机容量占比为3%，澳大利亚新增投运新型储能装机容量占比为4%（见图1-4）。此外，出现了3个新兴市场，分别为意大利（户用补贴激励及辅助服务项目采购市场）、爱尔兰（辅助服务市场）和菲律宾（辅助服务市场）。

中国是全球储能市场的引领者，新增装机容量不断刷新历史纪录。2022年，中国新增投运电力储能项目装机容量达到16.5吉瓦。其中，新型储能新增装机容量达到7.3吉瓦，同比增长200%。新型储能单个储能项目装机容量也较过去有了巨大提升，百兆瓦级的锂离子电池和压缩空气储能项目完成并网运行。2023年1—6月，中国新型储能市场继续保持高速增长，新投运装机规模约8.63吉瓦/17.72吉瓦时，相当于此前历年累计装机规模的总和。近年来，国家和地方各级政府出台了一系列储能支持与优惠政策，如鼓励或强制配储政策推动了“可再生能源+储能”领域储能规模的快速增长。目前，我国一系列大型储能项目陆续启动，储能技术水平突飞猛进。同时，当前我国电化学储能最主要的收益来自调峰辅助服务、调频辅助服务和峰谷电价套利等，储能产业发展态势趋好。商业情报公司伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）认为，受《“十四五”新型储能发展实施方案》推动，中国将持续占据亚太地区储能市场主导地位，预计到2031年电量需求将超过400吉瓦时。

美国是全球最大、增速最快的储能市场之一。在2021年供应链电池采购短缺和涨价等困境下，部分项目建设延迟，美国储能市场发展仍再创新高。一方面，2022年美国新增储能项目的装机容量首次突破4吉瓦，同比增长39%。虽然其增速远低于前两年超100%的增长水平，但美国在全球储能市场中仍然占据重要地位。其中独立配储、新能源配储等表前应用成为主要场景，其装机份额达90%，并且占比仍在不断提升。另一方面，单个项目装机规模持续增长，屡创新高。2021年佛罗里达电力照明公司完成当年最大的储能项目——Manatee储能中心项目，其装机容量达到409兆瓦，电量规模达到900兆瓦时。同时，美国的装机规模也从百兆瓦级迈上吉瓦级的阶梯。2022年，美国单个电池储能项目规模持续扩大，其功率规模均值与2021年同期相比增长超过60%。伍德麦肯兹在2021年发布的《全球储能展望》中表示，未来10年美国在全球储能市场中仍将牢牢占据重要的地位，到2031年美国储能市场装机容量将达到年均27吉瓦。

欧洲是仅次于中国和美国的全球第三大储能市场。自2016年以来，欧洲储能市场装机规模持续增长，并且呈现快速增长态势。2022年，欧洲新增投运规模突破5吉瓦，表前储能和户用储能是占比排名前二的应用场景。其中，受俄乌冲突及欧洲能源危机等因素影响，户用储能电量规模快速增长至3.9吉瓦时，同比增速为71%，贡献了70%的新增储能装机，连续多年保持40%以上增速。德国依然占据该领域绝对主导地位，新增投运装机的90%来自户用储能，2022年累计装机规模已经达到3.5吉瓦/6吉瓦时。此外，意大利、奥地利、英国、瑞士等国家的户用储能市场也处于快速兴起与增长阶段。当前，世界性的能源危机导致电价上涨，使得户用储能市场规模在欧洲等地区呈现快速增长趋势。英国和爱尔兰则在表前市场有着优异表现和较大增长空间。英国在英格兰和威尔士放开对50兆瓦和350兆瓦以上储能装机的建设许可，使驱动装机容量迅速增长，单项目平均装机容量增至54兆瓦；爱尔兰则面向储能资源开放辅助服务市场，目前当地正在规划的电网级电池储能装机容量已经超过2.5吉瓦，预计未来几年内市场规模将持续高速增长。

近年来，全球储能市场的发展现状主要展现出5个特征。

（1）“大”规模与“小”储能齐头并进。一方面，储能市场逐渐进入“大”规模时代。中国、美国、英国和澳大利亚相继发布了百兆瓦级储能项目建设规划，建设规模均创造了各自的历史新高。另一方面，“小”储能市场不断扩张。虽然储能项目的建设规模越来越大，但小型分布式储能，特别是家用储能的发展也取得了重大进展，越来越多的储能企业、公用事业公司在关注小型储能市场，尤其是将它们聚合形成虚拟电厂后发挥的“大”价值。资本市场也表现出对虚拟电厂项目的青睐，这些灵活的“小”储能项目正在转变为一种可投资的基础设施，很多公司都在积极布局这方面的业务。

（2）长时储能愈发受到重视。近年来，锂离子电池储能技术一直在进行革新迭代。根据CNESA全球储能项目库的数据统计，锂离子电池近5年来的年复合增长率约为85%。截至2021年年底，锂离子电池的累计装机容量达到23.1吉瓦，在已投运的电化学储能项目中占比90.9%，占据绝对主导地位。但对目前已投运的锂离子电池项目进行分析，可以发现大部分项目的全功率放电时长不超过4小时。在全球能源结构不断转型、跨季节能源供应不平衡不断加深的背景下，长时储能技术得到越来越多的重视。多国政府部门、储能企业已将长时储能计划提上日程。

（3）储能成本不断降低。2010—2020年，全球锂离子电池组平均价格从1100美元/千瓦时降至137美元/千瓦时，降幅达89%，并且在2020年首次出现了价格低于100美元/千瓦时的项目。预计在未来3年内，锂离子电池的平均价格将有望降至101美元/千瓦时。2020年，以放电时长为4小时的电站级储能系统为例，其完全投资成本的范围为235～446美元/千瓦时。促使成本下降的主要因素包括储能电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度提高及市场成熟度提高。在平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）方面，2020年，一个放电时长为4小时的电池储能系统的LCOE已达到100美元/兆瓦时。放电时长在2小时以内时，电池储能用于调峰比传统的燃气电站更具经济性。此外，美国能源部发布的“储能大挑战路线图”中还提到，到2030年，长时固定式储能应用的LCOE将达到50美元/兆瓦时。

（4）“光储一体化”模式发展快速。在过去几年里，美国各地陆续宣布建设一系列光储项目，这些项目因其极低的购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）价格而引发关注。2015年，夏威夷考艾岛公用事业合作社（Kauai Island Utility Cooperative，KIUC）签署的PPA价格为139美元/兆瓦时，2017年亚利桑那州图森电力公司签署的PPA 价格已下降至45美元/兆瓦时。2019年，加利福尼亚州Eland光储项目签署的PPA价格已低至40美元/兆瓦时，创造历史新低。PPA 价格持续下降，主要原因在于项目具有良好的可再生能源条件、光伏电站总能源输出与储能容量比较高、政府激励政策的推动，以及储能系统成本持续下降。此外，光储项目的成本也在快速下降，根据美国国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory，NREL）的数据统计，2021年美国西南地区光储项目的成本已低于30美元/兆瓦时。在一些地区，光储系统已对传统燃煤发电和天然气电站等发电方式构成竞争。

（5）安全问题仍须解决。2020年7月，美国亚利桑那州公用事业公司对外发布 McMicken 电池储能项目火灾事故报告，引发事故的主要原因是韩国 LG化学公司生产的电池发生故障。在之前韩国本土发生的30起储能电站的火灾事故中，韩国LG化学公司也是主要的电池供应商之一。2020年9月，位于英国利物浦的装机容量达20兆瓦的Carnegie Road电池储能项目发生火灾事故，其使用的电池同样来自韩国LG化学公司。2020年12月，韩国LG化学公司又相继收到了5起美国发出的储能电池过热引发火灾的报告。最终，韩国 LG 化学公司以相关储能电池存在过热风险，可能引起火灾或冒烟为由，召回了几个特定批次的家用储能电池产品。安全问题依然是储能行业面临的一大挑战，现有标准规范虽然都已经认识到热失控蔓延是严重的安全风险，但是并没有很好的解决措施，仍然需要在商业上通过技术和设计来应对潜在的热失控蔓延风险。此外，安全事故频发也给当前国内低价竞争环境下的储能项目建设敲响了警钟。储能系统的安全需要综合考虑系统设计、建设、运维等因素，如果没有做好安全防护，那么将存在发生重大事故的风险。 /fhsOdgmTIJYH9rDw/l1iS1/KlzjL8ICnVSdeauY0ModESUCbiey8NULMpNGqsae