储能是指通过特定装置或介质将能量存储并利用的技术。储能产业的兴起与电力发展密切相关。在电力系统中，发电、输配电、用电需要保持实时平衡状态。储能技术的出现深刻地改变了电力的生产消费方式。例如，我们可以将储能简单地理解为一个大型电池，其可以暂时储存电力，当消费者需要时再供应电力。为了应对气候变化的挑战，在未来全球各国的新型能源系统中，风电、光伏将成为主要的发电能源。但是，受气温、气压、风力等气象因素影响，风电、光伏出力有极大的不稳定性。在“双碳”目标下，我国风电、光伏技术快速进步，装机规模不断扩大。从成本角度来看，风电、光伏的发电成本进一步下降，发电经济性已显著提高。鉴于可再生能源将大规模并网的现实情况，储能能够极大地提高风电、光伏发电的可靠程度。①因此，储能将成为新型能源系统的重要组成部分。从更多样的应用场景来看，储能技术不只是解决风电、光伏大规模接入电网产生波动的关键技术，也是分布式能源、能源互联网等新兴模式发展所必需的技术基础。②储能产业已经成为世界各国实现清洁能源转型的重要战略性新兴产业。我国的储能全产业链目前已经处于国际领先水平，但仍需要保持优势和未来竞争力。

储能行业的产业布局

储能相关的产业链分布较为广泛。储能产业的上游主要是原材料供应行业以及设备制造商等，包括储能电池供应以及电池管理系统和储能变流器等支持设备，主要涵盖电化学储能、物理储能等主要技术。储能产业的中游主要是系统集成商，部分设备制造商、专业集成商均参与该环节。该环节负责将不同种类的储能部件进行设计、制造以及集成，最终整合为符合各类场景需求的储能系统。储能产业下游包括发电侧储能、电网侧储能、各类工商业分布式储能和家庭用户储能等，例如锂电池储能电站、压缩空气储能电站的运行维护等。

储能上游产业中的原材料主要包括正极材料、负极材料、电解液等。锂电池是目前储能电池的主要生产方案。正极材料与锂电池的电化学性能密切相关，其决定了电池的能量密度和安全性能。一般来说，正极材料的成本占比较高，占锂电池材料成本的30%左右。作为产业链中的关键部分，储能电池行业的竞争十分激烈。目前，我国储能电池行业的竞争优势比较明显，以宁德时代、比亚迪为代表的企业市场份额占比较大。

储能的中游产业一般是指储能系统集成，即根据各类场景要求，设计优化储能系统。该环节按照用户需求，选择合适的储能技术和产品，并针对储能单位进行组合利用，从而应用于工商业用户侧、发电侧、电网侧等各类场景。当前，储能系统集成一般为多样化项目，即根据具体的应用场景进行电池选择、系统控制合成以及管理系统搭建。相比于一般的电动汽车电池系统，储能系统集成更为复杂精密，涵盖电池管理、热安全管理、智能监控运行等多个因素。从国内市场竞争格局来看，储能系统集成行业的总体集中度不高。此外，当前储能系统的商业模式多是投资、运营一体化的方式。一些公司正进一步进行业务细分，转而关注储能电站的智能运维以及精细化管理。

储能下游产业按照应用场景可以分为发电侧、电网侧和用户侧。发电侧储能主要由华能、华电、大唐、国电投、国家能源集团等国有电力集团完成。目前电网侧的集成厂商主要是以南瑞、中天、许继为代表的电力企业。这些电力企业是电网的长期合作伙伴，了解电网的实际运行情况。目前，我国用户侧储能项目规模较小，且多为工商业用户，家庭用户较少。此外，电化学储能的资源回收和利用还未得到充分的市场发掘和重视，未来这将会成为储能下游产业发展的重要增长点。

当前我国储能产业的发展环境

储能产业的发展受到外部市场、政策支持和技术进步等多方面的影响。本文主要选取储能产业发展的市场环境、政策环境和关键技术进行分析。

在市场环境方面，储能产业发展势头较好，未来发展前景较为广阔。当前，储能技术已经逐步迈入大规模商业化应用阶段，不同应用场景下的储能技术迎来加速增长。随着“双碳”目标的提出，新能源电力的快速发展带动了储能的规模化增长。从宏观层面来看，全社会整体用电量还在持续增长。同时，由于发电侧的风电、光伏等可再生能源技术快速进步，新能源装机的比例上升将加剧电力供给的波动性。此外，从电力需求端来看，居民用电和第三产业用电占比不断提高。电力系统需要从适应工业负荷逐渐过渡到适应民用负荷。工商业用电规模较大、运行规律稳定，相对容易预测负荷。而居民用电规模小、运行不规律，所以难以准确预测电力需求。在居民电力需求不断上升与电力需求波动增大的新形势下，储能市场将会迎来更大的发展机遇。

在政策环境方面，近年来，我国政府出台了一系列的利好政策支持储能产业提高自身竞争力。早在2014年，国务院就发布了《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，指出储能是未来重点创新领域之一。2016年，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，首次尝试将储能与电力市场改革进程相结合。2017年，国家发改委、国家能源局等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，该指导意见是第一个针对储能产业整体发展的鼓励性政策。当前，主要的储能扶持政策可以分为两类，一是给予储能补贴，二是划定配储比例。全国多地都对电网侧或者用户侧储能实施补贴政策，主要针对固定投资、技术研发、调峰运营等多个方面进行支持。在划定配储比例上，目前我国正从鼓励建立可再生能源配套储能试点，转向要求新建光伏、风电项目必须同时配置批量化的储能设施。

值得一提的是，欧美国家也在针对储能产业进行政策扶持。目前，美国主要通过市场化的手段来推动储能的规模化发展。美国要求电力公司支持大客户利用储能来替代电网调峰，建立了电力零售市场的服务补偿机制，制定出了一套适用于储能市场化的电力市场规则。此外，欧盟各国纷纷颁布了多样化的扶持政策推动用户侧储能的普及。具体来说，欧盟使用的扶持手段主要包括直接补贴终端客户、对储能系统安装实施税收减免等。

在技术发展方面，储能技术目前以抽水蓄能技术最为成熟，电池储能技术处于快速发展阶段，其他一些储能技术发展较为缓慢，有的仍处于示范阶段。从电池储能累计装机规模看，锂电池仍是装机规模最大的储能技术。锂电池在电化学储能中占有绝对优势，最主要原因是电动汽车产业的发展，其通过规模经济显著降低了动力锂电池的综合成本。其他如压缩空气储能示范项目仍处于技术验证的示范阶段，且都没有商业投运，仍处于小规模的示范中。飞轮储能虽然有商用项目，但是容量较小，其固有的技术特征导致成本较高，难以实现大规模商业化应用。总体来看，在各类储能技术中，电化学储能的应用前景最好，锂电池已经成为储能的中坚力量。

储能产业发展前景广阔

随着气候治理的迫切性加大，储能技术正成为推动全球能源系统实现低碳转型的重要引擎。早期，储能市场主要集中于抽水蓄能。如今，电化学储能已经展现出巨大的增长潜力。根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2022年底，全球已经运行的储能项目中，以电化学储能为代表的新型储能累计装机年增长率达到80%。其中，锂离子电池展现出强劲的增长势头，其年增长率超过85%。具体到我国情况来看，截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模占全球市场总规模的25%。其中，新型储能项目的年增长率达120%。综合而言，当前我国储能市场正处于快速发展阶段，其中电化学储能将成为关键的市场增长点。我国作为新兴储能市场将迎来蓬勃发展。

储能回收市场具有较大的发展潜力。从生命周期流程来看，随着锂电池产业的快速发展，未来电池回收产业也将有较大发展空间。电池梯次利用是提高资源使用效率、实现绿色循环发展的重要手段。梯次利用的回收收益高于原材料的直接回收收益，不少布局电池回收的企业已经实现了在回收业务上的盈利。未来电池回收产业将通过相关技术的进步和回收利用机制的不断完善实现快速发展。

储能产业的发展离不开国家政策的大力支持和党中央的战略部署。一直以来，我国对储能产业都有积极的政策支持。2021年，国家发展改革委、国家能源局出台了“十四五”期间首个国家层面的综合性储能政策——《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，规划了新型储能在未来十年的总体发展目标，进一步提出到2025年我国新型储能装机规模要达到3000万千瓦以上的发展目标。在《“十四五”新型储能发展实施方案》中，政府提出了新型储能发展目标，到2025年做到规模化发展、具备大规模商业化应用条件，到2030年做到全面市场化发展。这些政策明确了储能装机规模目标、市场地位、商业模式，未来随着可再生能源加速发展，我国储能产业规模将持续扩大。

具体到相关储能技术来看，电化学储能中的锂电储能将成为先锋力量。电化学储能的灵活性使其在发电侧、电网侧、用户侧以及微电网侧都可以得到广泛应用。近年来，由于电动汽车产业快速发展，锂电池的成本水平已逐步下降，初步具备规模商业化应用的可行性。在锂电池中，从电力系统安全性、稳定性要求以及电池成本综合来看，磷酸铁锂电池是最具优势的。中关村储能产业技术联盟公布的数据显示，2020年磷酸铁锂电池占据我国锂电池出货量的九成以上，预计未来磷酸铁锂电池在锂电储能应用的主导性地位将进一步得到延续。

未来，储能可能会向以下三个方向发展，分别是发电侧平衡电网调峰、用户侧备用调峰以及回收端再利用。

第一，有效利用大型储能系统，通过“风光储一体化”保障可再生能源的有效消纳。随着电气化在各行各业的深入推进，以风电、光伏为主的可再生能源电力需要大规模并网消纳。由于风电和光伏的间歇性特征，其出力存在较大的波动，因此发电侧需要建立相对应的储能系统。业界普遍认为电化学储能是解决可再生能源电力消纳、稳定其出力曲线的关键技术。我国电力系统正加快向新型能源系统方向转变，电力系统总体灵活性要求逐年提升。③由于风电、光伏发电输出依赖于可预测性较差的自然资源，出力波动性较大。以新能源为主体的电力系统无法与用电负荷及时匹配，所以需要搭配具有调频、调峰功能的灵活性电源。例如，可以在发电侧部署电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源。但是，我国此类灵活电源装机比例较低，灵活调节能力仍然存在短板。因此，为了增强电力系统的灵活性，电池储能等灵活调节电源需要大规模布局。2021年国家发展改革委、国家能源局发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确提出要积极利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源。未来在政策引导和市场需求的共同作用下，大型储能系统将迎来更多发展机遇。

第二，用户侧储能迎来新的发展机遇。用户侧储能是指在用户侧安装储能设备，通过储存用户产生或购买的电力来满足用电需求，从而降低用电成本并提高可靠性。简而言之，用户可以在需要用电时释放储存在电池中的能量，从而避免在用电高峰时购买高价电力，节省用电成本。此外，用户侧储能还可用于应对突发情况，如在停电时，提供备用电力以维持关键设施运行和满足基本生活需求，减少政府在发生突发事件时的保供压力。对于支持新能源发电，用户侧储能也能发挥重要作用，通过存储多余的可再生能源并在需要时释放，以维持供电系统的稳定运行。工商业主和家庭用户是用户侧储能的主要目标客户群体，他们使用储能的目的主要是紧急备用、分时电价管理等。目前，用户侧储能在工商业和个人用户等下游应用中逐渐扩大。在工商业方面，商场和办公大楼等可以利用用户侧储能项目，在谷时储存电量以降低成本。对于个人用户，用户侧储能同样能有效降低用电成本，节约家庭用电支出。此外，用户侧储能还可以与分布式光伏、风电等可再生能源设备结合，提高工商业和个人用户的自给自足能力。例如，在数据中心等场景中建立储能电站模式。除了提供备电服务外，还可以利用储能容量参与调峰，参与需求侧响应。储能电源既可以做不间断电源，又可以做储能电站发电，在不改变配电系统结构的情况下，用户可以通过储能系统削峰填谷，产生经济效益。

第三，未来储能产业发展重点还包括动力电池回收梯次利用，这是我国循环经济发展的重要组成部分。一般来说，退役动力电池具有一定的额定容量，可以对动力电池进行多情景利用。当前，我国鼓励新能源汽车生产企业、动力电池生产企业、梯次利用企业共同参与退役动力电池的回收利用。相关企业可以将动力电池应用基站备电、储能、充电等领域，从而提高综合利用经济效益。在“分布式光伏+储能+充电桩”及“可再生能源+储能”进行并网等较为常见的应用场景中，动力电池梯次利用可以降低项目成本，提高项目收益。退役动力电池可以回收，并配套应用于分布式或集中式可再生能源发电站，起到储能的作用。退役动力电池可以在用户侧（家庭、小型工作场地）作为储能电源发挥备用作用。结合智能电网系统，退役动力电池也可以作为调节峰谷的用户端储能系统，帮助用户削峰填谷。另外，集中式的动力电池可以与风电、光伏发电进行结合，从而实现低成本储能，降低风电、光伏的上网成本。将退役动力电池转为集中式储能主要是因为其有以下两大优点。一方面，退役动力电池的成本低廉，可以降低因大规模新建电化学储能系统产生的巨大经济成本；另一方面，充分利用电动汽车的储能性作用，可以降低动力电池淘汰产生的污染问题。

当前我国储能产业发展存在的主要问题

储能作为一种新兴技术，在发展过程中面临安全事故频发、安装运行成本较高、独立市场主体地位缺乏等诸多挑战。当前，除了储能的安全性和经济性问题亟待解决，污染问题也需要关注。另外，储能的商业化安装运营经济性较低，参与储能产业的投资较少，这都限制了储能产业的大规模发展。

第一，储能的安全性问题值得重视。一直以来，安全都是储能产业发展最为重要的前提。目前，储能的安全性问题主要集中于电化学储能的安全隐患。尽管电化学储能表现出强劲的发展潜力以及应用优势，但是其电池存在较大的失控风险。储能电站的整体安全需要集电气安全、火灾安全、化学安全等多方面于一体。不同储能形式所对应的安全风险也不同。当前，国内储能安全标准体系尚未形成，相关政策制度亦需完善。尽管全球储能安全准则体系正在形成，但目前仍不足以全面保障储能安全。这就导致储能企业在安全标准上存在较大的偏差，无法满足对安全标准和质量监控的更高要求。此外，储能产业发展面临的污染问题也较为严重。随着电化学储能系统的广泛部署，如何处理生产及报废阶段产生的污染物成为一个重要问题。当前，企业缺乏足够的技术手段来应对这一挑战，可能会影响储能产业的可持续发展。

第二，目前建设与运行储能系统的成本相对较高，限制了其在更广泛领域的应用。同时，储能时间和能量密度的局限性是一些储能技术面临的问题，特别是在那些对储能性能要求较高的应用场景中。进一步地，储能技术的生命周期和维护需求各异，这要求实施更为精细化的管理和维护策略，以保障其高效运行。储能技术作为一项新兴技术，其发展需要持续的资金投入以支持技术创新。但在当前的电力系统中，储能参与辅助服务的补偿机制尚不充分，峰谷电价套利的机会也相对有限，再加上用电侧辅助服务市场的不完善，这些都对储能技术的盈利模式构成了挑战。为此，降低成本、提高盈利能力成为推动储能技术普及的关键。

第三，储能的市场主体地位缺乏保障，尚缺乏成熟的商业模式。为了推动储能产业的大规模发展，除了政策导向外，还需确保其盈利模式得到保障，使其在电力市场中获得稳定收益。2022年6月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格。尽管政府已提出明确新型储能的独立市场主体地位，但在具体应用场景中，如共享储能和新能源场站辅助服务，仍缺乏针对性的政策制度保障。受电力市场改革进程缓慢等因素限制，储能尚未真正以独立市场参与者的身份进入电力市场交易。虽然我国电力体制经历了多次改革，但电力现货市场和辅助服务市场建设仍有待完善。储能的商品属性在价格中未能完全体现，限制了储能技术发挥优势。尽管各地已建立峰谷电价和季节性电价制度，但价格机制仍不够灵活，未能充分体现电力在不同时段的价值差异，限制了储能的套利空间，并降低了电力系统的运行效率。此外，储能产业的商业模式尚不明晰，限制了储能产业的灵活发展，导致储能的多元价值尚未得到充分体现。

推动储能产业快速发展的建议

储能产业作为推动能源结构转型的关键力量，已经成为全球范围各个国家互相竞争的战略性新兴产业。在我国，发展新型储能不仅是实现“双碳”目标和推动能源绿色低碳转型的关键支撑，也是产业升级和经济发展的重要驱动力。④储能产业的发展不仅有助于促进制造业转型升级并构建完善的能源供给体系，还能够增强我国在全球能源转型中的发展优势。可以通过产业政策扶持、技术研发应用、产业链协同发展、加强标准建设以及完善市场体系等多个方面协同发力，推动储能产业的规模化增长，增强我国在全球储能领域的竞争优势。

第一，完善促进储能产业发展的政策机制，加大扶持力度。政策支持目前仍是储能产业发展的关键要素，并决定了储能技术路线的前进方向。⑤建议各级政府加大对储能产业发展的支持力度。例如，降低储能应用的市场准入条件，可以考虑对配置储能的新能源电力进行优先并网和优先发放相应的减排配额。同时，可以考虑对储能产业提供直接的财政支持。例如，向先进储能应用的示范项目提供资助，对储能装机提供容量补贴或者电量补贴，对储能投资采取税收减免等政策。此外，储能产业与新能源产业具有紧密的联系。对新能源的政策扶持和激励，如电动汽车行业崛起、电池技术革新、电力体制改革等因素都是储能产业发展的主要推动力。

第二，增加储能关键技术的研发投入，进一步降低储能系统应用成本。具体来说，应该重点关注锂电池储能技术的研究。目前，电化学储能技术中锂电池技术发展最为迅猛，前景最为广阔。但是，锂电池技术还存在安全性不高、效率较低等多方面的问题。因此，相关的技术研发应该基于提高技术安全程度与充放电效率的总体目标，由政府、科研机构和企业共同组织实施储能关键材料、模块、系统和回收技术的攻关研究。在企业生产层面，鼓励储能产品生产企业采用先进制造技术和理念，开发应用先进的储能系统集成、能量管理系统与智能控制技术。此外，储能技术较高的应用成本也是阻碍当前储能技术大规模商用的重要因素。因此，有必要通过政策推动和技术研发等方式进一步降低储能技术的成本，尽快推动低成本、安全性高的储能技术进入市场。

第三，推动储能上下游产业链发展，保持目前全产业链的竞争力，进一步加强储能赛道不同环节的布局。尤其是要加快发展储能下游回收产业。目前，我国储能电池的回收梯级利用刚刚起步，商业模式还不够成熟。政府部门可以针对不同行业进行动力电池梯级利用的试点，并依据试点项目的实际效果，总结发展经验并制定更加完善的发展规划。同时，要鼓励市场主体积极探索储能电池多情景梯级利用方案。另外，面对未来储能电池市场爆发式的增长模式，政府部门应提前规划市场管理方案，确立准入标准，以确保储能电池回收过程中的安全性。政府部门、行业组织以及龙头企业还可以共同构建储能项目全生命周期管理体系，保障储能系统长期安全运行和回收利用。

第四，完善储能标准体系建设，支持储能产业安全、规模化发展。一直以来，储能在生产、集成运营、最终回收等环节没有形成统一标准。因此，许多储能产品出现了令人担忧的安全质量问题，不利于储能产业长期的良性发展。因此，应建立完善储能安全标准相关规定，加强各主体的储能安全意识，将储能安全主体责任落实到位，为储能的安全应用提供有力的法律法规保障。具体来说，有关部门应该尽快建立完善储能项目准入标准，指导行业、企业共同建设包括安全、质量、环保标准等在内的储能综合评价体系。同时，我国储能行业标准体系也要主动对接和引领国际化标准，主动制定相关的技术规范。

第五，提高储能独立市场主体地位，鼓励储能行业以新商业模式参与电力市场。我国已经初步明确了储能的独立市场主体地位，并鼓励探索建设共享储能。独立市场主体地位的初步确立释放了储能的灵活性，能够推动储能系统的优化配置。在此基础上，要进一步提高储能以独立市场主体地位参与电力市场交易的积极性。当前，储能的多元价值还无法完全体现在价格中，无法高效地调动储能企业参与投资的积极性。因此，储能产业的快速发展亟待一个制度更加规范、市场化程度更高的电力市场。目前国内电力市场改革进程较为缓慢，关于辅助服务市场发展的具体规则也在进一步探索中。具体来说，在电力市场改革进程中，政府应考虑将储能以独立盈利主体的角色纳入改革考量。通过协同推进电力市场改革和辅助服务市场建设，进一步明确电力市场中储能的准入条件、交易机制以及技术标准。通过明晰辅助服务市场的市场价格、出清算法等规则体系，帮助各投资主体更加充分地认识到储能的市场价值，从而推进储能的规模化应用。

（作者为厦门大学管理学院中国能源政策研究院院长、教授、博导）

【注：本文得到国家自然科学基金重点项目“碳中和框架下的能源产业升级、环境污染治理与经济高质量发展”（项目编号：72133003）和教育部哲学社会科学研究重大课题攻关项目“‘双碳’目标对生产率的中长期影响测度与动态监测研究”（项目编号：22JZD008）共同资助】

【注释】

①林伯强、谢永靖：《中国能源低碳转型与储能产业的发展》，《广东社会科学》，2023年第5期。

②林伯强、杨梦琦：《碳中和背景下中国电力系统研究现状、挑战与发展方向》，《西安交通大学学报（社会科学版）》，2022年第5期。

③林伯强：《现代能源体系下的碳市场与电力市场协调发展》，《人民论坛·学术前沿》，2022年第13期。

④林伯强、占妍泓、孙传旺：《面向碳中和的能源供需双侧协同发展研究》，《治理研究》，2022年第3期。

⑤林伯强：《碳中和进程中的中国经济高质量增长》，《经济研究》，2022年第1期。 

原标题：“双碳”目标下储能产业发展新趋势