储动海内兮，云飞扬

疫情下，在户外露营这股新出行风潮带动下，便携式储能(户外电源)火了。仅过去一年，国内便携式储能设备出货量就已达到了438.8万台，占全球总出货量的90%。

在海外，便携式储能被中国玩家点燃后，其热度甚至已远远超出了国内。

然而，便携式储能热，只不过是储能风起的一个缩影。

我国储能产业发展不是突然热起来的，而是经历了发展期、冷却期、调整期，才进入目前的高速增长期。如果说国家的指导意见为储能发展明确了方向，那么地方出台的许多政策则是真正把储能推向了‘实战’。

新型储能，到底多流行？

犹如古人将火种制作成“火折子”，需要照明时马上就能拿出来吹一吹，储能就是一个超大型号的“充电宝”，在风光无限时或者用电低谷时充电，风光制约时或者用电高峰时放电。

时空、场景不同，但“火折子”“充电宝”的本质是一样的。那就是“火种”的跨时空存储与流转。

基于此，国际国内市场都十分看好储能的未来。

从发展历程及趋势来看，我国发展储能已有约15年的时间，历经技术验证（2000-2010年）、示 范 应 用（2011-2015年）、商业化初期（2016-2020年）阶段，目前已经进入规模化、产业化发展的新阶段（2021-2025年）。

按技术路径分类，储能系统主要分为化学储能和物理储能两大类。其中，化学储能通过将电能转化为化学能，“消耗”电能并将其储存，主流的技术路径包括电池储能和氢储能。目前，资本市场上大热的锂电池、钠电池、钒电池就是化学储能的代表作。

物理储能主要包括飞轮储能、电容储能，以及大家耳熟能详的“老一辈储能”抽水蓄能。飞轮储能的工作原理是在电力富裕条件下，由电能驱动飞轮到高速旋转，将电能转变为机械能储存，其先天的缺陷就是储存时间短。抽水蓄能则是用电能将水抽至高处，将电能转变为重力势能储存。

按储能系统的作用分类，储能系统又主要分为功率型储能与容量储能。功率型储能主要通过瞬时的充电与放电来维持时点上电力系统的功率平衡。容量储能则主要用于平滑峰谷的电力需求。

当下来看，电池储能无疑是市场上的“香饽饽”，而从市场占比来看，目前最大的赢家却是抽水蓄能。

据中关村储能产业技术联盟数据统计，截至2021年，我国电力储能项目中，抽水蓄能占比86.3%，新型储能占比12.5%，熔融盐储热占比1.2%，即便是近些年，抽水蓄能依然占据绝对市场。

20世纪60年代，日、美、西欧等国家便开启了抽水蓄能建设的高峰期。直到现在，抽水蓄能依然是技术最为成熟的储能方式。

从2000年到2020年，抽水蓄能占到全球累计装机量的90%。之所以能占这么大比例，关键在于经济性。虽然抽水蓄能的投入非常大，一般是30亿-50亿元起步，需要5-8年建成，相当于修建一个小型水库，但它的生命周期远超过其它储能方式，高达50-60年的应用期限。而且抽水蓄能的放电量都是吉瓦时级别，可以实现长时储能和4-7小时的放电，整体成本极具经济性。

但抽水蓄能有一个致命弱点——必须寻找水资源和地理结构合适的地方，如果想系统性布局，很多省份和城市并不具备相应的条件。

在新能源并网占比较低的时候，利用低成本的抽水蓄能为火电配套是非常不错的方案，但当新能源占比超过15%以上的时候，就需要一种选址灵活、单体投入成本较低、建设周期更短、更具经济性的方案。

这时，优势众多的新型储能开始从幕后走向台前，进而拉开了行业转折的序幕。

看建设周期，相比抽水蓄能电站6-8年的建设周期，新型储能中的电化学储能项目建设周期只要3-6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5-2年。

看选址和应用场景，“抽水蓄能电站选址往往需要找地势落差较大的地方，但容量效益强、单站规模大，适宜电网侧大规模、系统级应用；新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充”，国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌表示。

再看调节能力，新型电化学储能的反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应。

新型储能到底有多流行？从一组对比强烈的数字中便可找到答案。

据中关村储能产业联盟数据显示，截至2020年底，在全球已投运储能的累计装机中，抽水蓄能占的份额最大，为172.5吉瓦，同比增长却只有0.9%；而全球电化学储能的累计装机规模虽然只有14.2吉瓦，但是同比增长高达49.6%。

我国是全球最大的电化学储能市场，装机规模于2020年首次超过美国，在全球市场的占有率达到了33%。2015-2020年，我国电化学储能装机复合增长率超过80%，2020年电化学储能的同比增长甚至达到了91.2%。如果说全球电化学储能还只是在起跑阶段，那么中国的电化学储能已在高速路上飞奔。

除此之外，压缩空气储能也开始崭露头角。

今年5月，金坛盐穴压缩空气储能电站正式在江苏常州投入运营。这是世界首个“非补燃”压缩空气储能电站。和重力储能类似，在用电低谷时，该储能电站利用过剩的电能把空气压缩、存储在地下盐洞；在用电高峰时，释放高压空气来带动发电机组发电，满足用电需求。金坛盐穴压缩空气储能电站一期工程发电装机60兆瓦，储能容量30万千瓦时，预计年发电量约1亿度。

“新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行”，国家能源局有关负责人介绍。

风起云涌，不只在今年

在期待中成长，在希望中蜕变。今年以来，诸多储能相关的鼓励政策、文件、措施频繁出台落地，强烈刺激着储能行业的发展。

1月29日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确提出到2025年，储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

2月23日，国家储能技术产教融合创新平台建设在中国西部科技创新港启动，西安交通大学成为首批国家储能技术产教融合创新平台建设高校之一。

国家发展改革委在启动仪式上以书面致辞的形式指出：“平台的建设是充分发挥高等教育人才培养、科技创新关键作用的重要探索，是汇聚中央部门、高等院校、地方政府、行业企业合力，打通储能技术基础研究、应用开发、成果转移的重要实践，是打破产业与教育壁垒、推动各类要素融合共生、实现高质量发展的重要渠道。”

也是在同月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确指出，发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用；完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用；加强新型储能相关安全技术研发，完善设备设施、规划布局、设计施工、安全运行等方面技术标准规范。

不只是今年才风起云涌，在过去几年，我国储能产业就得到了长足发展，特别是在2021年进入了大发展阶段。

这一年，我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10吉瓦。其中，抽水蓄能新增规模8吉瓦，同比增长437%；新型储能新增规模2.4吉瓦，同比增长54%；新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行。

这一年，全国新增规划、在建、投运百兆瓦级项目的数量刷新历年记录，达到65个，超过2020年同期的8倍，规模达14.2吉瓦，是全年新增储能项目总规模的57%。仅12月一个月，山东首批储能示范项目、湖南儒林储能电站项目、张家口中储国能压缩空气储能电站项目等十余个百兆瓦级项目相继实现并网，为2021储能产业发展画上了一个圆满句号。

如果说全球电化学储能还只是在起跑阶段，那么中国的电化学储能已在高速路上飞奔。2020年，我国电化学储能同比增长91.2%。除此之外，压缩空气储能也开始崭露头角。

其实，我国储能产业发展不是突然热起来的，而是经历了发展期、冷却期、调整期，才进入目前的高速增长期。

2018年，我国储能产业呈爆发式增长，当年新增投运新型储能装机规模达到882.9兆瓦，国内已投运新型储能累计装机规模也首次突破吉瓦。

进入2019年，全球频繁发生安全事故、电网侧储能急刹车、一般工商业电价连降……一系列因素的影响下，我国储能产业迅速进入“冷却期”，全年新增投运新型储能项目装机规模仅为838兆瓦。

经历了增长与落寞之后，我国储能技术应用进入了调整期。2020年在“双碳”目标下，储能成为构建零碳电力系统的关键组成部分，迎来了重大发展机遇。

为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进储能技术快速发展，国家能源局于2020 年12 月发布了首批科技创新（储能）试点示范项目。这些示范项目分别采用电化学储能、物理储能、储热等不同的技术类型，覆盖了储能的主要应用场景，示范效应明显。

2021年以来，在政策的加持下，我国储能发展开始进入高速增长期。

抽水蓄能方面，为适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

新型储能也迎来新一轮的发展周期。2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。这是国家在政策层面第一次明确新型储能的装机目标，确定到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上。

业内人士表示，2022 年将是中国商业化储能发展元年

预计2022 年便携储能设备消费市场规模将达到59 亿美元

3000万千瓦的发展目标，也就意味着未来几年，新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍。根据《储能产业研究白皮书2021》预测，2025年中国储能市场规模保守场景下将达3550万千瓦，理想场景下将达5590万千瓦。这意味着2022年至2025年期间，储能将保持年均72%以上复合增长率持续高速增长。

今年发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了新型储能的发展目标，细化了重点任务，提升了规划落实的可操作性，为加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展提供了指导。

全国各地，纷纷抢风口

如果说国家的指导意见为储能发展明确了方向，那么地方出台的许多政策则是真正把储能推向了“实战”。

截至目前，浙江、河北、山东、青海、四川成都等省市都陆续发布了2022年新型储能示范清单。

4月7日，山东能源局发布关于2022年度储能示范项目公示，本批次储能示范共有29个项目，总规模约3.1吉瓦。项目业主单位包括华能、大唐、华润、三峡、华电、国家能源集团、国家电投、中核、中广核、山东电工电气、国网山东综合能源、特变电工等多家企业。

6月6日，浙江省发展改革委印发《浙江省“十四五”新型储能发展规划》，并发布全省“十四五”第一批新型储能示范项目。本批共确定了34个示范项目，其中包括4个电源侧储能项目、20个电网侧储能项目和10个用户侧储能项目。技术路线方面，共涉及磷酸铁锂电池、钛酸锂电池、铅蓄电池、AGM铅酸铅碳电池、锌镍空液流电池、铁铬液流电池、熔盐储能、液态空气8种，合计规模约1.5吉瓦/4.3吉瓦时。

作为磷酸铁锂电池是浙江本批次新型储能示范项目的主要技术路线，共涉及28个项目，规模超1吉瓦。本批次共有项目业主36家企业，其中有21个项目属于国家电网、国家能源集团、国家电投、中国华能、大唐集团、中国能建、中核集团、中国海油等能源央企下属企业。

专家表示，对于油气企业上游领域来说，建设‘新能源发电+配储’是一条必由之路。下游领域‘炼化企业+配储’有着一举多得的应用前景。

6月7日，成都市发展改革委公布了《成都市2022年储能示范项目（第一批次）》，共有13个储能示范项目入选，业主分别为特隆美、特来电、川开电气、蜀电集团、大唐四川、中自环保、四川交投7家企业。

针对不同区域、不同电力资源禀赋，国家发展改革委、国家能源局在日前发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中，就提出了相应的储能发展要求。

在内蒙古、新疆、甘肃、青海等新能源资源富集地区及高渗透地区，将重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站。

在东北、华北、西北、西南等地区，将充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳、提升通道利用率和可再生能源电量占比。

在广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地，开展海上风电配置新型储能研究，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。

《方案》还提出要积极开展区域性储能示范区建设，鼓励各地因地制宜开展新型储能政策机制改革试点，推动重点区域新型储能试点示范项目建设。

包括以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设开展新型储能试点示范；加快青海省国家储能发展先行示范区建设；加强河北、广东、福建、江苏等地首批科技创新（储能）试点示范项目跟踪评估；统筹推进张家口可再生能源示范区新型储能发展。

其中在青海省，将重点推进德令哈压缩空气储能试点项目，海南州、海西州两个千万千瓦级清洁能源基地开展“共享储能”示范，乌图美仁乡“凤光热储”一体化示范项目，冷湖镇“风光气储”一体化示范项目等。

也就在同一天，青海省发展改革委发布了《关于青海省“揭榜挂帅”新型储能示范项目中榜公示》，共计10个储能项目入榜，涵盖电化学储能、压缩空气储能、氢能和熔盐储热发电4类新型储能技术路线。项目业主来自三峡集团、国家电投、国家能源集团、华电集团、中国能建、中国石油、东方电气、陕煤、鲁能等能源集团下属企业。

据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省区及南方电网储能的规划就高达3900万千瓦，远高于国家制定的3000万千瓦目标。同时，已有20多地明确新能源配置储能比例。按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到4700万千瓦。

除此之外，内蒙古、安徽、甘肃等12个省将“光伏+储能”写入了“十四五”规划。有专家指出，这意味着储能产业将在未来的发展中获得地方政府层面的大力扶持，前景十分值得期待。

《储能产业研究白皮书2021》 预测，2025年我国储能市场规模保守场景下将达3550万千瓦，理想场景下将达5590万千瓦。这意味着2022年至2025年期间，储能将保持年均72%以上复合增长率持续高速增长。

巨头布局，搅动大市场

芳华万千，惊艳无限。储能行业正迎来爆发期。业内人士表示，2022年将是中国商业化储能发展元年。

今年4月21日，福建省宁德市的宁德时代发布的2021年财报显示，报告期内公司营收首次突破千亿元大关，净利润近160亿元，超过2018-2020年三年总和。其中，储能系统营业收入暴增，高达136.24亿元，同比增长6倍。

不仅仅是这一家企业。在湖北应城，中国能建主体投资的300兆瓦级非补燃压缩空气储能示范工程正在加快建设。工程建成后，预计年发电量可达5亿千瓦时，将在非补燃压缩空气储能领域实现单机功率世界第一、储能规模世界第一、转换效率世界第一。

据中国能建董事长宋海良介绍，中国能建先后成立数科集团、新型储能创新研究院、新型储能公司等机构，打造以新型储能为核心业务的“研发、投资、建设、运营”一体化平台。

“我们正在组织开展300兆瓦压缩空气储能、电化学储能、可再生能源制氢等关键技术攻关，并积极探索飞轮储能、重力储能等新型储能技术应用。压缩空气储能的投建营一体化、电化学储能和氢能的工程和装备都是我们发展的重点”，宋海良说。

今年以来，中国华电、宁德时代、吉电股份、华自科技等公司纷纷宣布加码布局新型储能领域，钠离子、全钒液流电池、飞轮储能、重力储能等示范性项目逐步有序落地。

与此同时，各大石油公司也开始布局储能。今年4月初，中国石油连发3条储能设备开发招标，旨在打造中国石油特色电化学储能产品与装备，透露出中国石油跨界储能的信心和雄心。

“对于油气企业上游领域来说，建设‘新能源发电+配储’是一条必由之路。下游领域‘炼化企业+配储’有着一举多得的应用前景”，中国石油大学（北京）碳中和未来技术学院副院长徐泉表示。

据了解，无论是建设风力发电还是光伏发电，企业都要面对可再生能源发电带来的最大挑战——波动性以及间歇性。如何获得持续平稳的清洁电力供应，“配储”是关键。

在此情形下，中国石油首先瞄准了风光发电大规模储能配套、油田的综合能源供应和清洁转型作用储能应用场景重点，计划设计开发一套针对油田应用场景的综合能量管理系统。从设备储备方面来看，中国石油计划打造特色电化学储能产品与装备，形成电芯制备、储能装置搭建与应用技术体系，在储能电池技术路线选择上则明显青睐钠离子电池和钛酸锂电池。

7月10日，中国石油大港油田旗下国内首座地下商业储气库——大张坨储气库安全运行7912天，累计注入天然气量突破100亿立方米。近年来，中国天然气消费持续快速增长，储气库作为保障天然气能源市场安全、平稳运行的“压舱石”，在天然气全产业链中起到不可或缺的作用。

除此之外，中国海油湛江公司也于近日表示，将力争到2025年实现“海上风场+光伏+储能+岸电”全新供电模式。

中国石化于今年4月11日成立了中国石化濮阳储气库有限公司，明确经营范围包括许可项目为风力发电技术服务、太阳能发电技术服务和储能技术服务。在近日的氢能应用现代产业链建设推进会暨高质量发展论坛上，公司与上海交通大学共建氢电储能联合实验室，旨在制氢、储氢等领域开展机理研究及技术开发合作。

8月1日，福建省宁德市中国石化东侨加油站——上海快卜第一代“光（储）充检绿色加能系统”正式运行，这也是快卜新能源在中国石化集团搭建的首套独立能源系统（绿色能源的发电、移储、使用、回收），是锂电新能源在传统化石能源场景应用推广的一次尝试与突破。

就在不久前，中国新型储能产业创新联盟在北京成立。该创新联盟由中国能建联合宁德时代、天合光能发起，由电网企业、发电企业、高校和科研院所、储能技术与装备企业等62家单位携手组建，主要致力于构建新型储能技术、产业资源整合和协同创新平台，促进行业高质量发展和产业升级。

在国际储能市场，国际油气巨头也开始纷纷入局。

比如壳牌，去年达成了10笔绿色能源交易，成为油气生产商中新能源交易最活跃的公司。仅去年四季度，壳牌就达成了4笔新交易，其中两笔是在美国太阳能服务领域。壳牌先是通过美国一家太阳能子公司收购了清洁技术太阳能服务公司Cleanloop，然后从麦格理的绿色投资集团手中收购了大型公用事业规模的太阳能和储能开发商Savon LLC。

储能锂电池领域，壳牌收购了德国储能公司Sonnen全部股份。作为一家德国初创企业，Sonnen成立于2010年，主要业务是制造用于储存风能和太阳能的锂离子电池，已经发展成德国乃至全球最大的户用储能企业，同时也是特斯拉在家庭储能领域最大的竞争对手。

值得注意的是，其他油气巨头如埃克森美孚公司、雪佛龙股份有限公司、道达尔公司以及英国石油公司（BP）等也均有布局新能源并涉足储能市场。

据统计，道达尔能源去年完成了6笔新能源交易；意大利最大的综合油气公司埃尼去年达成了9笔新能源交易，其中6笔涉及风能和太阳能；雪佛龙去年在美国新能源领域进行了两笔投资。

今年7月14日，美国风投基金Craft Ventures大卫·萨克斯在推特上写道：“没有能源的独立，就没有安全可言。”特斯拉CEO马斯克随后回复：“绝对的！锂电池就是新的石油。”正如石油开启了化石能源时代，锂电池将引领新的能源革命。

随着“新能源+储能”动力的双向驱动，将有更多的行业巨头跨界抢食。

按新增装机容量统计，预计今年全球储能市场规模将达到71.7吉瓦时。面对如此大的市场，壳牌、埃森克美孚、雪佛龙、道达尔等国际油气巨头业已开始跨界抢食。