4月26日，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟（CNESA）联合发布的《储能产业研究白皮书2022》（下称白皮书）称，2021年是中国储能产业从商业化初期到规模化发展的元年。

白皮书显示，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1 GW，同比增长30%，占全球市场总规模的22%。2021年国内新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW，同比增54%。新型储能累计装机规模5.73GW，同比增75%，其中89.7%为锂离子电池，压缩空气储能占比3.2%。但压缩空气储能在2021年实现了跨越式增长，新增投运规模170兆瓦，接近2020年底累计装机规模的15倍。

就全球市场看，去年全球新增投运电力储能项目装机规模18.3GW，同比增长185%。新型储能的新增投运规模最大，达10.2 GW，同比增长117%。

储能类型主要有机械储能、电磁储能、电化学类储能三种。其中，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能；电磁储能分为超级电容储能和超导储能；电化学储能主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池。

新型储能是指除抽水蓄能外的新型电储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能等。从累计规模来看，国内目前的新型储能绝大部分是电化学储能，即通过电池完成能量储存、释放与管理的过程。


2021年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2025年新型储能装机容量达到30GW以上。对于储能行业未来前景，白皮书从保守和理想两个场景进行预测，保守场景下，2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，较目前增长超7倍，2022-2026年复合年均增长率为53.3%。

理想场景下，即电力市场逐渐完善，储能供应链配套、商业模式日臻成熟等情况下，2026年新型储能累计规模将达到79.5GW，较目前增长10倍以上，2022-2026年复合年均增长率为69.2%。

就目前储能行业存在的问题，白皮书指出，目前储能发挥的作用价值与获得的收益利润不相匹配，商业模式和市场机制还不健全。具体而言，由于火电数量急剧下降，边际电价定价功能被削弱，造成现货市场价格信号缺失；而目前尚未对新能源消纳成本建立合理的分摊机制，缺乏对新能源固定成本的定价机制，导致灵活性资源的容量价值无法通过市场化的手段得到体现。


新型储能产业发展面临的经济性、安全性等问题逐渐显露。新型储能项目的安全管理亟需加强，相关标准规范和生产规程都有待进一步的健全和制修订。从2021年已建项目来看，稳定合理的价格机制尚未形成共识，价格补偿的实施细则还没有形成，新能源配置储能并网项目闲置的现象普遍存在。

目前我国新能源侧配储能主要由发电侧承担，如果不能提供强有力的补贴和高确定性的收益保障，储能大规模的应用和发展或难以实现。

尽管如此，新型储能发展仍未停止发展步伐。借“双碳”东风，储能产业迎来了前所未有的关注和投资高潮。2021年国家与地方出台储能相关政策达300多项，产业链投资计划已经超过了1.2万亿，新型储能企业在融资和技术上也均有较大突破，储能规模化发展已然到来。

原标题：新型储能新增规模提升54% 进入规模化发展阶段