编者按：在未来高比例可再生能源接入的背景下，储能应用或将从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术。今年相继出台的《方案》《行动计划》，·表明国家大力发展储能产业的决心。


1.1　中国储能市场发展规模

截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模31.3GW，占全球市场总规模的17.3%，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为29.99GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，为1072.7MW；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为758.8MW。

图表28　2018年中国已投运储能项目类型分布



数据来源：CNESA

截止到2019年底，中国已投运的电力储能项目累计装机容量（包含物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到32.3GW，新增投运容量超过1GW，其中，电化学储能新增投运项目装机规模约为567.43MW，同比增长-16.9%。

中国光储市场现状而言，就累计装机规模方面，截至2019年底，中国已投运的与光伏相配套的储能项目的累计装机规模达到了290.4MW，占中国储能投运项目中规模的18%，同比增长12%。

国内光储项目按应用模式可分为集中式光储和分布式光储，其中，集中式光储主要是储能与“三北”地区的大型光伏电站相结合，占所有光储项目总规模的56%；分布式光储的应用场景则相对多样，站所有光储项目总规模的44%。

2019年，总体来看电力储能项目装机增速有所放缓，行业进入理性调整期。

　　1.2　储能项目投资回报分析

测算项目投资回报（暂不考虑借款带来的还本付息），假设如下：

折旧年限8年，铅炭电池残值率30%（铅回收），系统残值率15%，按年数总和法折旧；

若电池容量按每年5%的衰减，第8年末电池用量将衰减到70%以下，此时已低于最佳使用阈值；

电价差为0.8元/kWh，回收期1的毛收入=10000kWh*26天*12月*0.8元/kWh=249.60万元；

储能项目具有税收优惠，前5年所得税率3%，后三年所得税率9%。

图表197　10MWh铅炭储能项目投资回报估算



数据来源：中投产业研究院

可以看到，税后累计现金流在第6年成为正值，即静态6年回收，税后内部收益率IRR约为6.08%，且税后IRR与项目投资金额（固定成本）、电价差（电费毛收入）、折旧年限、电池衰减率等多个因素相关。

1.3　2019年中国电化学储能行业规模现状

截至2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模为183.1GW，同比增长1.2%。其中，2019年电化学储能新增1.59GW、累计装机达到8.22GW，与2018年相比高增长有所回落，但是仍然维持了前几年全球储能平衡发展的态势。

2018年，中国新增投运储能项目的装机规模为2.3GW，其中电化学储能的新增投运规模最大，为0.6GW，同比增长414%。2018年第四季度（10-12月），中国新增投运电化学储能项目的装机规模为286.5MW，同比增长399%，环比增长80%。

截止至2019年年底，电化学储能累计装机规模为1592.3MW，占比4.9%，比2018年同期增长1.5个百分点。

截至2019年底，中国储能累计装机规模超过32GW，跃居世界第一，其中，电化学储能电站总计超过580座。

　　1.4　2020年中国储能行业发展形势

2020年发展形势分析：

在未来高比例接入的情景下，储能应用或将从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术。要以市场化机制引导储能产业健康发展，实施合乎新时代要求的储能产业政策。

寒冬过后，储能市场迎来多项利好：《关于加强储能标准作的实施方案》（简称《方案》）、《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024年）》（简称《行动计划》）相继发布；国网加码综合能源服务，探索储能发展新路径和模式；江苏、河南、浙江等多地出台发展方案，支持储能发展……

2020年是“十三五”的收官之年。面对新形势、新变化，储能产业能否触底上扬，获得新一轮发展机遇?

　　一、《方案》《行动计划》实施·表明国家大力发展储能产业的决心

“储能技术在促进能源生产消费、开放共享、灵活交易、协同发展，推动能源革命和能源新业态发展方面发挥着至关重要的作用。”2020年2月，教育部、国家发改委、国家能源局联合发布的《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024年）》给予储能这样的定位。

《行动计划》指出，要加快培养储能领域“高精尖缺”人才，增强产业关键核心技术攻关和自主创新能力，以产教融合发展推动储能产业高质量发展。目前，西安交通大学已获得教育部批准，增设储能科学与工程专业。

在此之前，2020年1月，国家能源局会同应急管理部、国家市场监督管理总局共同发布了《关于加强储能标准化工作的实施方案》，提出我国储能标准化建设的目标，并就重点任务和保障机制作了工作安排。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会表示：以上两项措施的及时出台，将有力推动完善储能标准体系建设，加快建立发展储能技术学科专业，从组织实施、扶持政策、人才保障、国际合作和发展环境等方面满足产业发展需求。这些措施的实施，表明了国家大力发展储能产业的决心，将有效引导社会各界打消对储能产业发展的诸多疑虑，提升社会接受度，最终形成利于储能产业发展的良好社会环境。

　　二、电网侧储能将朝稳中向好局面持续推进

2019年底，国家电网曾下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，指出“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设；不再安排抽水蓄能新开工项目”。

如今，情况正悄然生变。2020年2月18日，国家电网山西垣曲抽水蓄能电站开工，装机容量120万千瓦，工程总投资79.6亿元，计划2028年全部投产。与此同时，山东、河南、山西、福建等地均将抽水蓄能列入2020年重点项目。

抽水蓄能迎来发展曙光，电网侧储能会否重启的议论也随之而来。对此，抽水蓄能具有建设容量大、调节能力强、运行性能稳定、使用寿命长等特点，但建设周期长达7-8年，环评要求高、运维成本高；而电化学储能具有选址布置灵活、建设周期短、响应速度快等特点，但安全性有待提升，成本较高，两者具有优势互补性，需要统筹协调。

事实上，2020年出台的部分政策已释放出发展电网侧储能的积极信号。2020年2月3日，国家电网印发2020年改革攻坚重点工作安排，强调要落实储能等新业务实施方案。

2020年2月13日，国家电网公司强调，要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。

浙江省发改委、能源局印发的《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》中明确提出，2020年前适时启动电网侧、电源侧、用户侧储能示范试点；

江西省印发的《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案（2020-2023年）》指出，要开展综合性储能技术应用示范。

在一系列国家层面和地方政府政策的支持下，电网侧储能将朝着稳中向好的局面持续推进。随着储能技术经济性不断提升，在未来的电网规划中，对于调峰、调频等可以通过参与市场方式获利的电网侧储能，可考虑由第三方机构投资，收益方式和水平由市场需求决定。

用户侧储能属于用户内部资产，无法计入电网有效资产，电网主业不应参与投资建设，第三方单位可以根据需要和市场空间自行建设，但要积极引导用户侧储能参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。

　　三、以市场化机制引导储能产业健康发展

在经历了2018年的爆发式增长后，2019年，储能市场进入减速调整期。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示，截至2019年底，我国储能项目累计装机规模达到32.3GW，占全球18%，同比增长3.2%。其中，电化学储能累计装机规模为1592.3MW，占比4.9%，比2018年同期增长了1.5%。2019年电化学储能新增投运项目装机规模约为567.43MW，同比增长-16.9%。

根据《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，“十三五”期间，储能要由研发示范向商业化初期过渡；“十四五”期间，实现商业化初期向规模化发展转变。

储能要大规模发展和应用，离不开成熟的电力市场。目前，我国电力市场改革尚处于过渡期，各省电力现货市场和调频辅助服务市场正在推进建设，容量市场有待打开建设新局面。

全国各地已有10多个地区和省市将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，并允许其以独立主体身份参与市场。江苏、上海、河南、山东等地还启动了电力需求响应市场，进一步探索储能项目建设的收益模式。

在未来高比例可再生能源接入的背景下，储能应用或将从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术。中国化学与物理电源行业协会预测，2020年全国电化学储能新增装机在700MW左右，2020年电化学储能市场累计装机有望达到2.0-2.2GW，主要以“新能源+储能”和调频储能项目为主。

原标题： 未来5年中国储能产业未来发展预测分析