隨著碳達峰、碳中和成為全球共識，新能源在整個能源體系中的比重將快速增加，儲能有望迎來爆發式增長。從應用場景看，以調頻為代表的輔助服務領域成為重要應用形式，通過可再生能源場站配置儲能系統的方式實現能量時移變得越來越普遍。從政策機制看，全球主要儲能應用國家通過提供補貼、投資稅收減免和完善電力市場規則等措施支持儲能市場發展。在完善儲能參與電力市場規則時，不斷明確儲能功能定位，使其獲得參與電力市場的合理身份。當前，政策和市場環境是促進我國儲能產業發展的關鍵。近期兩部門印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》再一次推高了國內儲能發展的熱度。

本報告以英國、美國、澳大利亞和中國等全球典型市場為例，分析儲能市場發展現狀，包括儲能市場規模、產業政策及市場環境等方面；基于政策和市場規則的調整總結了儲能項目收益來源及商業模式；最后，對國際儲能市場的發展前景進行展望，供參考。

一、全球儲能市場概況

美國能源部全球儲能數據庫（DOE Global Energy Storage Database）發布的2020年統計數據顯示，全球已投運儲能項目累計裝機規模約為192吉瓦。從裝機規模和市場份額看，抽水蓄能累計裝機規模最大，占比約95%；電化學儲能累計裝機規模位列第二，占比約2%。在各類電化學儲能技術中，液流電池、鋰離子電池和鈉離子電池累計裝機規模位居前三。

資料來源：DOE

圖1 2020年全球儲能市場裝機結構

資料來源：DOE

圖2 全球在運電化學儲能項目裝機變化情況

從項目數量看，電化學儲能最多，高達1033個，其中又以鋰離子電池項目數量最多。鋰電池是目前儲能技術的主流，發展規模正在不斷擴大，而中國鋰電池產能已位居世界第一。中國工信部發布數據顯示，2021年，中國儲能型鋰離子電池產量達到32吉瓦時，同比增長146%。

資料來源：DOE

圖3 2020年全球儲能市場累計在運項目數量

從應用分布看，在政策激勵、市場規則和靈活價格機制的引導下，儲能的主要應用場景分布在發電側、電網側、用戶側等。其中，以調頻為代表的輔助服務領域成為重要應用形式，通過可再生能源場站配置儲能系統的方式實現能量時移越來越普遍。同時，儲能在輸配電領域的應用主要包括無功支持、緩解輸電阻塞、延緩輸配電設備擴容升級、變電站直流電源等。在不同場景下，儲能在市場上體現的價值也有所不同。

資料來源：DOE

圖4 2020年各應用場景儲能裝機情況

二、英國儲能市場發展現狀

英國儲能的發展離不開政策的激勵與機制的支持。英國政府批準部署更多電池儲能項目以平衡電網的發展，構建相對智能、靈活的電力系統；通過投入公共資金支持儲能技術創新、降低成本并促進技術商業化；大幅推進儲能相關政策及電力市場規則的修訂工作。英國儲能項目主要通過容量市場機制和輔助服務市場機制獲得收益，也可通過在平衡市場提供上下調節電量以及價格尖峰時段發電獲得收益。

（一）市場規模

根據英國官方公布的數據，目前英國約有4吉瓦儲能電站，包括3吉瓦的抽水蓄能和1吉瓦的鋰電池儲能。在建和規劃中的儲能規模達到10吉瓦，其中8吉瓦是電池儲能，2吉瓦是抽水蓄能。2021年，英國公用事業規模儲能項目強勁增長，年度部署量同比增長70%。

從項目單體規模和技術路線看，英國早期50兆瓦以上的發電項目需要申請牌照，使得大部分儲能項目規模設定為49兆瓦，限制了對儲能的投資意愿。2020年7月，英國取消電池儲能項目容量限制，允許在英格蘭和威爾士分別部署規模在50兆瓦和350兆瓦以上的儲能項目，此舉使英國電網中電池儲能項目數量快速增加。近年來，英國商業、能源和工業戰略部（BEIS）批準了多個大型儲能項目規劃，如英國能源公司InterGen在泰晤士河口的320兆瓦/640兆瓦時電池儲能項目，瓦錫蘭集團與英國能源開發商Pivot Power公司部署的總裝機容量為100兆瓦的電池儲能系統。此外，殼牌于2021年8月宣布100兆瓦儲能電站全面投入運營，這是歐洲目前最大規模的儲能電站，位于英國西南部威爾特郡附近，由兩個裝機容量均為50兆瓦/50兆瓦時的電池儲能設施組成，采用磷酸鐵鋰/三元鋰電池技術。法國可再生能源開發商EDF公司的子公司Pivot Power公司于近日表示，已獲得兩個裝機容量均為50兆瓦/100兆瓦時的鋰離子電池儲能系統規劃許可，這兩個電池儲能系統將部署在英國貝德福德郡Sundon和康沃爾郡Indian Queens地區。

（二）扶持政策

政策支持方面，英國主要通過投入公共資金支持儲能技術創新、降低成本并推動技術商業化。最早由政府天然氣和電力市場辦公室（OFGEM）對包括儲能在內的電網創新技術及方案提供相關資金支持。在此基礎上，2017年英國設立“工業戰略挑戰基金”，并劃撥2.46億英鎊開展法拉第挑戰計劃（Faraday challenge），旨在全面推動電池技術從研發走向市場。

除了法拉第挑戰計劃，為了實現凈零系統轉型，英國政府于2020年11月發布“十項關鍵計劃”，并在此計劃中推出10億英鎊“凈零創新組合”項目用于加速低碳技術創新，降低英國低碳轉型付出的成本。“凈零創新組合”項目主要關注十大關鍵領域，“儲能及電力靈活性”就是其中之一。

過去一年，英國政府撥款9200萬英鎊支持儲能在內的下一代綠色技術，其中6800萬英鎊用于進一步發展儲能技術，以支持未來的可再生能源系統。長時儲能有望成為英國更智能、更靈活的低碳能源系統的關鍵組成部分，這種儲能技術可以在很長一段時間內（包括數月或數年）儲存風電和太陽能發電電量，以及熱能。英國政府已啟動至少1億英鎊的創新資金用于支持儲能和靈活性創新項目，包括對儲存時長在小時、日、月等不同時間維度的儲能技術的支持。隨著英國調頻響應市場日趨飽和，持續放電時間為2小時的儲能系統將更具吸引力。

（三）市場環境

英國大幅推進與儲能相關的電力市場規則修訂工作。2016年以來，英國政府允許包括電化學儲能在內的新興資源參與容量市場，容量市場允許參與容量競拍的資源同時參與電能批發市場，這促使英國儲能裝機容量快速提升。2017年，英國修訂電力法，明確儲能的許可證和規劃制度，將儲能的定義從單純的發電資產豐富至電力系統的組成部分。OFGEM于2019年6月對儲能定義進行了修訂，將儲能系統歸類為發電設施。這一舉措否定了原來具有爭議的儲能系統雙重收費政策，即將儲能系統作為用電設施進行收費的同時，又作為發電設施收費。事實上，這種雙重收費政策在歐洲各國普遍采用。2020年，英國的這一雙重收費制度修改，儲能設施只支付發電端的費用。儲能系統成為發電設施的優勢是能夠在業界已經熟悉的規則中運行，并且業界廠商了解儲能系統如何適應這些規則。

（四）收益來源及商業模式

英國電力市場新型儲能主要通過容量市場機制和輔助服務市場機制獲得收益，比如增強快速調頻，也可通過在平衡市場提供上下調節電量以及價格尖峰時段發電獲得收益。

容量市場方面，英國的容量市場拍賣計劃被暫停一年后于2020年重新啟動，并且BEIS鼓勵在預審競標中將儲能項目作為需求側響應（DSR）資產，而需求側響應運營商有機會被授予最長可達15年的合同，從而實現儲能項目穩定的收入流。

輔助服務市場方面，調頻輔助服務是英國儲能電站的收入主要來源。與美國PJM區域電力市場類似，英國在2019年停電事故后開始陸續設立快速調頻響應的輔助服務品種，儲能項目從中受益頗多。動態遏制（DC）服務是英國電力系統運營商National Grid ESO公司在2020年10月推出的一種頻率響應輔助服務。National Grid ESO公司允許儲能系統提供商獲得動態遏制服務收入，并從平衡機制中獲得新收入。該機制是電網電力供需的實時平衡，也是許多電池儲能系統的主要收入來源。動態遏制服務為參與者提供了豐厚的回報，其收入是其他頻率響應服務的2到3倍。由于允許收入疊加，電池儲能系統獲得的收入規模可不斷增長。隨著英國可再生能源發電設施部署量的持續增長，對電網平衡服務的需求也在增加。2021年1月，受低溫、風電出力低迷的影響，英國平衡市場價格暴漲到4000英鎊/兆瓦時的高位，進一步加速電池儲能系統進入平衡機制市場。預計英國近兩年還會繼續加設更多針對快速調頻的輔助服務品種。

三、美國儲能市場發展現狀

美國政府從配置目標、財政支持、技術研發等方面出臺政策鼓勵儲能項目的研發、示范與應用，其中ICT政策激勵取得的效果較為明顯。美國儲能產業經過多年發展已形成了清晰的技術路線和有效的商業模式，市場化機制成熟，經濟性快速提高。

（一）市場規模

根據調研機構Wood Mackenzie公司和美國清潔能源協會（ACP）發布的最新報告，2021年第四季度，美國在電網規模、商業和住宅儲能行業中部署了1.6吉瓦儲能系統。2021年全年部署的電池儲能系統裝機容量達到3.5吉瓦以上，同比增長一倍多。根據ACP最新發布的年度數據，2021年美國部署的公用事業規模電池儲能系統（BESS）的裝機容量達到2.6吉瓦，同比增長196%，盡管面臨供應鏈挑戰和項目延誤，但分布式電池儲能系統在美國實現了創紀錄增長。2021年8月，美國佛羅里達電力與照明公司（FPL）宣布，FPL海牛能源存儲中心（世界上最大的太陽能光伏+儲能一體化系統）目前電池模塊安裝進度已完成75%，建成后預計電池儲能容量將達到409兆瓦，可提供900兆瓦時的電力，為近22萬戶家庭持續供電2小時以上。

過去一年，美國儲能市場提出并強力推進了長時儲能概念。美國能源部（DOE）發起Energy Earthshots計劃，旨在未來十年內將長時儲能（持續時長10小時以上）的成本降低90%。長時儲能委員會也得以成立，25家初創成員將致力于推動長時儲能在全球范圍的部署，以最低的社會成本加速能源系統脫碳。該委員會認為，到2040年，全球部署85～140太瓦時的長時儲能（持續時長8小時以上）可實現電網的凈零排放。

（二）扶持政策

近年來，美國大力推動儲能行業發展，從配置目標、財政支持、技術研發等方面出臺多項政策鼓勵儲能項目的研發、示范與應用。

表1 近年美國儲能相關政策匯總

◆由州政府設立儲能發展目標，實施儲能強制目標采購計劃

近一年來，美國約有九個州政府部署儲能目標。其中，紐約州提出將2030年儲能部署目標從3吉瓦翻一番達到6吉瓦。該州此前3吉瓦儲能部署目標已經是美國各州中最大的儲能發展目標。弗吉尼亞聯邦的目標略高于3.1吉瓦，預定于2035年實現。康涅狄格州的儲能目標是2030年底前部署1吉瓦儲能系統，中期目標是2024年底前部署300兆瓦儲能系統，2027年底前部署650兆瓦儲能系統。緬因州的儲能目標是到2025年底部署300兆瓦儲能系統，到2030年底部署400兆瓦儲能系統。該儲能部署目標是美國各州迄今為止最低的一個。其他制定儲能目標的州還包括加利福尼亞州、馬薩諸塞州、俄勒岡州等。

表2 美國各州儲能目標部署情況

◆通過稅收減免、投資補貼等方式為儲能項目提供經濟激勵

稅收減免方面，聯邦政府層面出臺的主要激勵政策為投資稅抵免（ITC）和成本加速折舊（MACRS）。其中，ITC政策已經推廣至新能源與儲能的混合項目，最高可以抵減30%的前期投資額，推動了新能源發電廠配置儲能。2021年9月，儲能系統ITC激勵措施被納入美國眾議院稅收編寫財會委員會的議案草案中。同年11月，美國眾議院通過了拜登1.75萬億美元的刺激法案（Build Back Better Act），根據該法案，儲能將獲得單獨的ITC退稅，其中高于5千瓦時的儲能系統到2026年將獲得最高30%的ITC退稅，這是首次針對儲能制定單獨的ITC退稅。獨立儲能系統獲得的投資稅收抵免等利好政策，對市場產生顯著的推動作用。

有專家認為，在儲能系統獲得ITC退稅之后，其成本將從275至300美元/千瓦時大幅下降到200美元/千瓦時，而儲能部署的裝機容量則有望成倍增長。Wood Mackenzie公司預測，獨立部署的儲能系統在獲得ITC政策支持后可以在未來五年內將儲能市場的規模擴展20%～25%。

補貼方面，自發電激勵計劃（SGIP）是美國歷時最長且最成功的分布式發電激勵政策之一，于2001年啟動，主要鼓勵用戶側分布式發電。根據美國能源信息署（EIA）數據，全美80%以上儲能裝機容量位于加利福尼亞州。SGIP經歷五輪補貼發放標準，最新法案將SGIP計劃延長至2026年。

◆鼓勵儲能技術創新，向重點研發和示范項目提供資金支持

2020年12月，美國通過了Better Energy Storage Technology（BEST）法案，根據該法案，聯邦政府將在此后五年內，在儲能技術研究、開發和示范方面的創新提供10億美元資金支持。2021年，DOE宣布在“儲能大挑戰”計劃框架下提供1790萬美元資助研發和部署液流電池技術，包括開發和部署液流電池高效生產工藝；開發與制造金屬電極和雙極板卷對卷（R2R）技術；開發金屬螯合物液流電池系統；開發可擴展、具有成本效益、有機液流電池連續生產工藝。DOE在2022財年預算中為“儲能大挑戰”計劃劃撥11.6億美元，以期解決儲能發展的技術挑戰和成本障礙，建立美國本土儲能制造業，助力實現氣候和經濟競爭力目標。

（三）市場環境

PJM是美國最大的區域電力市場運營商，一般稱為實時平衡市場。EIA發布的報告顯示，截至2019年底，六成儲能電站集中在加州電力市場和PJM市場區域。早在2012年，PJM為了引入準確但電量有限的儲能資源，將調頻信號分為兩種信號：慢響應調節信號A（RegA）和快速響應調節信號D（RegD）。前者對應傳統調頻資源，能夠持續較長時間維持出力，但調節速率較慢；后者對應新的市場主體，比如儲能、可控負荷等，能夠快速響應、精準調節功率。在該項政策刺激下，PJM涌現了大量具有絕對優勢的儲能調頻項目。PJM于2017年初修訂市場規則，維持調頻服務的能量中性，要求RegD資源不再只提供短周期調頻服務，儲能系統也被要求延長電網充放電時間。市場規則的修改意味著儲能系統需要配置更大的容量和充放電周期，受此影響，美國儲能增速有所下降。

2018年美國聯邦能源監管委員會（FERC）發布841號法令，要求所有區域傳輸運營商（RTO）和獨立系統運營商（ISO）修改其市場規則，以體現出電儲能資源的技術特性，促進這些資源在RTO/ISO市場的參與度。FERC要求各個市場考慮儲能特殊的物理特性，并把參與市場的門檻直接降到100千瓦。這使得眾多容量較小的儲能設施也可以參與市場競爭，美國迎來儲能裝機熱潮。2020年7月，美國聯邦上訴法院宣布，FERC對儲能如何與其監管的州際輸電市場相互作用具有管轄權。9月，FERC發布第2222號令，允許美國大部分地區的區域電網和電力市場運營商部署的分布式儲能系統參與批發市場。

（四）收益來源及商業模式

美國電力市場中，新型儲能主要通過提供調頻輔助服務獲得收益。美國較為完善的電力市場機制，為儲能參與市場競爭獲得經濟收益創造了良好的條件。自2007年以來，美國發布多項法案確定儲能參與容量、能量及輔助服務市場的準入身份。FERC相繼出臺890號法令、755號法令、784號法令和792號法令，允許儲能在電力市場中提供輔助服務，要求各市場按照不同調頻電源類型的調頻服務效果支付補償費用，以此保障儲能參與調頻服務獲得合理的經濟回報。

四、澳大利亞儲能市場發展現狀

在可再生能源普及率上升和電力市場波動性加劇的影響下，澳大利亞儲能行業迎來了蓬勃發展，尤其是南澳霍恩斯代爾電池儲能項目成功投運并在澳大利亞電力市場中獲得可觀收益后，大批配套新能源建設的儲能項目進入規劃和在建階段。在澳大利亞，大多數已投運的儲能項目基本都得到了聯邦政府和州級政府的補貼支持；參與電力市場交易的規模化儲能的最大收益來源是輔助服務市場；家用儲能的主要收益來源是配合屋頂光伏自發自用帶來的電費節約收益。

（一）市場規模

澳大利亞咨詢公司Sun Wiz發布的最新報告顯示，澳大利亞在2021年部署的電池儲能系統超過1吉瓦時，達到1089兆瓦時，包括非住宅大型項目756兆瓦時，30246個家用電池儲能系統共計333兆瓦時。這些電池儲能系統主要為大型電網側電池儲能項目。Sunwiz預測，2022年戶用儲能增長不大，商業和工業儲能有望增長四倍，但在整個市場中仍將占據極小的份額。

從發展區域看，維多利亞州、南澳大利亞州等地儲能發展勢頭強勁，并且各有特點。Sunwiz報告稱，2021年，維多利亞州占澳大利亞儲能市場總體規模的32%，新南威爾士州占24%，南澳大利亞州占21%，其他州所占比例則要少得多。

從功能場景看，家用儲能是澳大利亞儲能主要應用。2021年3月澳大利亞能源市場委員會（AEMC）發布規則草案，允許電網公司在網絡阻塞時對用戶上網電量進行收費，這進一步激發了市場對家用儲能的需求。

此外，澳大利亞各州正在推進部署大規模電池儲能系統計劃。2020年，澳大利亞能源市場運營商（AEMO）與儲能開發商Neoen、儲能技術提供商特斯拉簽署“Victoria Big Battery”電池儲能系統合同。這個大型電池儲能系統建成后將為維多利亞州與新南威爾士州之間的跨州輸電通道增加250兆瓦輸電容量，通過減輕計劃外負載降低意外停電的可能性。

（二）扶持政策

目前，澳大利亞大多數已投運的儲能項目基本都得到了聯邦政府和州級政府的補貼支持，此類補貼通常以知識共享贈款協議和/或電網服務合同的形式提供。

聯邦政府層面，目前大多數運營儲能項目的資金支持通常來自澳大利亞可再生能源署（ARENA）。自成立至2021年2月，ARENA共資助儲能項目37個，通過投入2.146億美元支持資金帶動了價值9.35億美元的項目投資。這些項目包括用戶側、離網地區和電網薄弱區的儲能項目，也包括解決可再生能源高比例滲透率以及儲能進入市場障礙等問題的公用事業規模儲能項目。ARENA支持的各種應用場景的儲能示范項目，對驗證儲能技術、推動儲能在這些場景中的規模化應用發揮了重要的作用。2021年底，ARENA投資1億澳元開發70兆瓦及以上的大型電池儲能項目。該資金將支持至少3個電網規模逆變器電池儲能項目，單個項目的最高撥款高達3500萬澳元。

州級政府層面，由于澳大利亞的儲能市場以戶用與商用儲能為主，目前多地政府通過補貼重點支持用戶側儲能系統。2018年南澳大利亞啟動家用電池計劃（Home Battery Scheme），覆蓋4萬余戶家庭，通過清潔能源金融公司以低息貸款（1億美元）或返還款（1億美元）的形式幫助住宅用戶購買戶用光伏系統所需電池或者匹配電池容量所需光伏組件。北領地政府和西澳大利亞州于2020年推出太陽能+儲能項目激勵計劃，主要為電網級、住宅以及社區級太陽能+儲能項目提供資助。維多利亞州于2020年表示未來三年內將為1.75萬個家庭儲能系統提供補貼，新南威爾士州、昆士達州等也相繼出臺了補貼計劃。

（三）市場環境

澳大利亞國家電力市場（NEM）是單一電量市場，采用分區電價區域，目前分為5個區域，大致按照州的邊際劃分。在NEM上，儲能系統具有雙重身份：既是電力供應方，又是電力消費者。

2016年11月，AEMC發布《國家電力修改規則2016》，提出將輔助服務市場開放給新的市場參與者，這一規則大大增加了儲能參與澳大利亞電力輔助服務市場的機會，不僅有助于增加澳大利亞調頻服務資源的供應，還能夠降低調頻服務市場價格。2017年8月，AEMC發布《國家電力修改規則2017》，旨在通過界定用戶側資源的所有權和使用權，明確用戶側資源可以提供的服務，避免用戶側資源在參與電力市場過程中遭遇不公平競爭。同年11月，AEMC將國家電力市場交易結算周期從30分鐘改為5分鐘。2021年10月，NEM引入5分鐘結算制度，這一機制不僅能夠促進儲能在電力市場中實現更有效的應用并獲得合理補償，而且有利于推動基于快速響應技術的更多市場主體以及合同形式的出現，對儲能在電力市場中的多元化應用具有重要影響。

（四）收益來源及商業模式

從近兩年儲能在NEM中的收益來源看，調頻和輔助服務（FCAS）市場仍是大型電池儲能系統的主要收入來源。BNEF數據顯示，2020年，澳大利亞儲能參與FCAS市場的盈利能力得到了很好的證明，占市場總收入的99%。另據AEMO數據，2021年第四季度澳大利亞電池儲能凈營收（即扣去能量成本之后）為1400萬美元，其中FCAS收益占總營收的68%。

資料來源：AEMO

圖5 儲能在澳大利亞國家電力市場中的收益情況

針對家用儲能（包括家庭儲能聚合后的虛擬電廠儲能），儲能系統的主要收益來源是配合屋頂光伏自發自用帶來的電費節約收益，其他收益因各州的政策不同而有所差異。以南澳大利亞州虛擬電廠儲能（VPP）項目為例，2020年1月，一場風暴摧毀了州輸電線路之后，該虛擬電廠儲能項目在不到兩周的時間內獲得的收入達到100萬澳元以上。相關測算表明，澳大利亞每個家庭每年平均需要18千瓦時的電力，而參與VPP項目使住宅用戶每年在電力市場獲得的收入將近3000澳元，也就是說，其儲能系統的投資回收期約為6.8年。南澳大利亞州計劃到2022年開通運營一個由5萬戶住宅太陽能+儲能系統構建的虛擬電廠項目，該項目裝機容量約為20兆瓦，儲能容量為54兆瓦時。

五、中國儲能市場發展現狀

當前，儲能政策和市場環境是促進中國儲能產業發展的關鍵。近一年來，國家到地方各層面密集出臺一系列儲能利好政策。國內大規模儲能項目陸續啟動，儲能技術進步迅猛。與此同時，調峰、調頻輔助服務和峰谷電價套利是中國電化學儲能當前最主要的收益渠道，儲能產業呈現蓬勃發展的良好局面。

（一）市場規模

據中國能源研究會儲能專委會不完全統計，截至2021年底，中國已投運的儲能項目累計裝機容量（包括物理儲能、電化學儲能以及熔融鹽儲熱）達到4593吉瓦，同比增長29%。其中，抽水蓄能新增規模居首，為8.05吉瓦；電化學儲能緊隨其后，投運規模達1.87吉瓦/3.49吉瓦時，規劃在建規模超過20吉瓦。新能源配置儲能以及獨立儲能是新增裝機的主要支撐。

隨著新型電力系統的構建，新能源裝機規模不斷增長，新能源消納壓力隨之增大，大規模儲能電站建設可有效緩解新能源消納并網難題、平抑新能源出力波動，百兆瓦級別的儲能電站開發正在加速。位于山東的三峽新能源慶云儲能電站示范項目規劃總容量300兆瓦/600兆瓦時，一期100兆瓦/200兆瓦時儲能系統計劃今年底投產運行。位于河北張家口的國際首套100兆瓦/400兆瓦時先進壓縮空氣國家示范項目也處在設備安裝的關鍵階段。

隨著百兆瓦級電池儲能電站的陸續開工，更大規模的儲能電站也被列入開發日程。據了解，江蘇啟東500兆瓦/1吉瓦時儲能電站可研報告編制項目已獲批準建設。此前，華能集團也曾發布晉北清潔能源外送基地500兆瓦/1000兆瓦時獨立電池儲能電站可研報告編制采購公告。

（二）扶持政策及市場環境

◆首次從國家層面明確儲能裝機規模目標

2021年以來，儲能政策頻頻發布。國家層面明確“十四五”及中長期新型儲能發展目標與重點任務，為儲能在“十四五”時期的發展明確了方向。

2022年3月21日，國家發展改革委、國家能源局正式印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，提出到2025年，新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。22日，《“十四五”現代能源體系規劃》發布，明確到2025年，非化石能源消費比重提高到20%左右，非化石能源發電量比重達到39%左右；抽水蓄能裝機容量達到6200萬千瓦以上、在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。

根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，到2025年，中國抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模1.2億千瓦左右；到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業。根據《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，中國抽水蓄能以外的新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。這在國家層面首次明確了新型儲能的裝機目標。

在國家層面出臺政策的同時，各地也根據當地能源稟賦制定相關目標。青海省提出到2025年建成并網新型儲能規模達到600萬千瓦以上，內蒙古的目標是500萬千瓦，山東的目標是450萬千瓦，三省目標占到全國目標的一半。部分省份雖未明確儲能具體裝機規模，但也基本按照新能源裝機比例10%～20%、連續儲能時長2小時以上進行配置。

◆進一步完善價格機制，催生更多應用新模式

在電價政策方面，《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》首次明確要建立新型儲能價格機制，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。當前，針對抽水蓄能國家已經出臺了容量電價機制，但發展空間更大的新型儲能卻無法同等享受容量電價政策，新型儲能電源和負荷雙重屬性使其參與市場身份難以界定，價格機制的形成難度很大。

此外，2021年7月29日，國家發展改革委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求進一步完善峰谷電價機制，合理確定峰谷電價價差。上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1；尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。隨后，全國各地紛紛出臺相應政策，均在不同程度上拉大峰谷價差電價。

◆加快新能源與儲能協調發展

《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》首次將新型儲能作為市場化落實并網條件之一。《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》首次在國家層面明確自建/購買調峰儲能的比例，要求超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網；超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照15%的掛鉤比例購買調峰能力，鼓勵按照20%以上掛鉤比例購買。在一系列利好政策推動下，新能源+儲能項目快速在全國范圍內鋪開，近一年來，山西、山東、寧夏、青海、內蒙古、河北、安徽等多地陸續出臺新能源配置儲能方案。

◆新版“兩個細則”明確儲能市場主體地位

2021年12月21日，國家能源局正式發布《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》，明確將電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪等新型儲能納入并網主體管理，并且鼓勵新型儲能、可調節負荷等并網主體參與電力輔助服務。新版“兩個細則”，明確了儲能的市場主體地位，推出“新的交易品種”、完善成本分擔機制、建立競爭性的市場價格機制，為儲能開拓了市場獲益空間。

表3 近期中國儲能主要政策匯總

（三）收益來源及商業模式

在中國，調峰、調頻輔助服務和峰谷電價套利是電化學儲能當前最主要的收益渠道，調峰市場屬于電力輔助服務市場的一部分。目前，中國已有20余省份啟動電力輔助服務市場，但都在市場建設初期，主要的交易品種就是調峰，部分地區輔以調頻。儲能參與調峰輔助服務主要集中在東北、山東等省區，參與調頻輔助服務主要集中在浙江、江蘇、山西、蒙西、寧夏等省區。隨著可再生能源滲透率的不斷提升，輔助服務的需求會相應增長。但從另一方面看，與儲能高效合理應用相配套的市場機制和政策環境還存在諸多缺失。當前，中國電力市場建設處于起步階段，輔助服務市場機制尚未成熟，儲能等優質調節資源從中獲得的響應補償并不能完全反映其對電力系統的貢獻，相應的成本支付也未能通過市場向實際受益方傳導，目前僅僅通過輔助服務市場獲利還無法完全覆蓋儲能的投資成本。

峰谷電價差套利是用戶側儲能最重要的商業模式，目前主要集中在廣東、浙江、江蘇等省，浙江是實打實的兩充兩放，方便投資者更好計算收益。如果后續各省按相應政策拉大峰谷電價差，用戶側儲能有可能在更多地區具備經濟性。2021年底，國家電網、南方電網公司陸續公布29省市區域2022年1月代理購電電價，幾乎全部上漲。據統計分析，目前共有19省區的最大峰谷電價差超過0.7元/千瓦時，與2021年12月的電價相比，有14省電價差異呈增大趨勢。

六、趨勢展望

（一）儲能市場規模繼續保持增長

可再生能源接入電網需求的提升和極端事件發生頻率的增加將使儲能成為電力系統的關鍵要素。全球儲能市場正以前所未有的速度增長。根據研究機構HIS Markit公司的預測，2022年全球部署的儲能系統總裝機容量將超過12吉瓦。根據國際可再生能源署（IRENA）的預測，到2030年全球儲能裝機將達到230吉瓦以上。根據彭博新能源財經（BNEF）的預測，全球2030年新增儲能裝機容量將達到58吉瓦/178吉瓦時，是2021年創紀錄值的五倍多。

資料來源：BNEF

圖6 全球新增儲能裝機容量總額

從地域分布看，HIS Markit公司預測，到2030年，美國和歐洲的儲能部署量將分別增長四倍和三倍，而中國2030年儲能部署量有望達到2020年的14倍。Wood Mackenzie Power&Renewables公司預測，到2025年，北美地區的儲能部署將超過亞太地區，到2030年將占全球總容量的一半以上。BNEF發布的最新報告指出，目前美國是全球最大的儲能市場，而中國則最早可能在2025年超過美國，成為全球最大的市場。印度將快速發展，在2030年成長為第三大市場。位列十大市場的其他國家/地區包括澳大利亞、德國、歐洲其余地區、日本、英國、拉丁美洲和意大利。然而，近來通脹和大宗商品價格高企導致儲能系統成本上升，可能會影響美國、英國等市場的儲能系統部署和儲備項目實施。

（二）儲能技術和應用場景更加多元

儲能應用場景豐富多樣，目前沒有一種儲能技術適用所有的應用場景，同樣的一個應用場景下也可能會有多種儲能技術混合使用，未來能量型儲能技術和功率型儲能技術都會有用武之地。根據BNEF最新預測，盡管供應鏈短缺在短期內限制了儲能部署，但更多市場開始將電池用于大容量應用，如輔助服務和削峰填谷。2021至2030年，預計全球約有55%的新增儲能將用于削峰填谷，尤其是在可再生能源滲透率較高的市場。用戶側儲能（包括戶用和商用應用）將穩步增長，到2030年約占累計裝機容量的四分之一，屆時輸配電應用占比仍將有限。未來，儲能在電網側、用戶側都將有廣闊的應用空間，不僅可以參與電網調峰調頻等輔助服務，也可以應用在工業微電網、5G通信基站、數據中心、車網互動、充換電等領域。

（三）電池儲能成本繼續快速下降

各類主流儲能技術仍在快速發展的過程中，規模、成本、壽命方面還不能完全滿足應用的要求，需要進一步降本、提質、增效。中長期內，全球一半的電力可能來自可再生能源，而這在很大程度上需要儲能系統的支撐。綜合各研究機構數據，儲能系統的成本正在迅速下降，鋰離子電池的價格在過去十年中下降了近90%。BNEF發布的《2021年電池價格調查》顯示，鋰離子電池組價格在2010年還高于1200美元/千瓦時，而到2021年時實際價格已同比下跌6%。美國國家可再生能源實驗室（NREL）發布的2021年度技術基線報告顯示，到2030年，電池儲能系統成本將會大幅降低，并將呈現繼續快速下降的趨勢；直到2050年，其成本降低的下降速度才有可能放緩。但是需要指出的是，2021年下半年以來大宗商品價格上漲和電解質等關鍵材料成本提升在一定程度上會給儲能行業發展帶來壓力。為此，需要供應鏈全環節的持續研發投入和產能擴張，以便在未來十年改進電池技術并降低成本。

作者：邱麗靜 中能傳媒能源安全新戰略研究院