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中国储能产业发展现状

2017年，发改委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中指出，

储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的

重要组成部分和关键支撑技术。2022年1月由发改委联合国家能源局发布

的《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，新型储能是构建新型电力

系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是

催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。

定义：储能是指通过介质或设备把能量存储起来，在需要时再释放的过

程。储能作为一种优质的灵活性资源，能够为电网运行提供调峰、调频、备用、

黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全

性的重要手段。能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力

及微网。2022年，中国储能产业进入规模化发展的新阶段，在国家各种产业政

策推动下，储能行业大势已成。

储能方式根据能量存储形式的不同，广义储能技术主要分为热储能、电

储能、氢（氨）储能三大类，其中，电储能包括电化学储能、机械储能和电

磁储能。目前在电力系统的储能项目中，抽水蓄能仍是主要方式，但以电化

学储能为代表的多种新型储能方式正迅猛发展。

数据来源：公开资料整理
抽水蓄能具有技术成熟、储能容量大、系统效率高、运行寿命长、安全

性能高等优势，是当前商业化程度较高、应用范围较广的主流储能技术。从

国际市场来看，抽水储能占据绝对领先地位。但抽水蓄能电站的建设受地形

因素限制较大，且建设周期较长，通常需要6-8年，未来随着电化学储能等

新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。

中国不同储能类型累计装机占比

数据来源：CNESA

据IRENA统计，截至2021年12月底，我国抽水蓄能累计装机容量已达

36.4GW，同比增长15.6%，已建和在建规模位列世界首位。美国和日本分别位

列第二和第三，累计装机容量约达21.9GW，德国、印度、韩国等国家也在抽水

蓄能领域有诸多实践，累计装机容量均达4.7GW以上。新型储能主要包括电化

学储能、热（冷）储能、压缩空气储能、飞轮储能和氢（氨）储能，不同新型储

能技术内在特性不尽相同，各有其优缺点和适用场景。

不同新型储能技术对比

数据来源：EESI，公开资料
不难看出，各类新型储能技术在应用上既有替代性又有互补性，这是推动新

型储能多元化发展的重要前提不。过也应注意到，现阶段中国主流储能形式仍是
抽水蓄能，原因是电化学等新型储能的度电成本较高，也是当前制约新型储能规

模化应用的关键瓶颈之一。电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新

型储能技术成熟度更高，因此适用场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化

学储能安装更为便捷、不受区位限制，项目建设周期短（通常为3至6个月），

正成为储能产业发展新动力。据中国电力企业联合会统计，2022年底，全国电

力安委会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能

电站772座、总能量43.08GWh；其中累计投运电化学储能站472座、总能量

14.1GWh、同比增长127%；2022年，新增投运电化学储能电站194座、总

能量7.9GWh。

数据来源：中国电力企业联合会
2022年中国电化学储能装机量同比翻番，2026年装机量有望占到全球1/5

以上。从国际比较来看，根据IEA的预测，到2026年，中国电化学储能总装机

量将跃居各国首位，占比22%，几乎与欧洲全境的总装机量持平，较美国高7

个百分点。

商业模式储能下游应用场景主要可分为发电侧、电网侧、用户侧等，在

发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧主要
用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调

频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，

降低电费支出。

发电侧储能
发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站等发电上网关口内建设的

电储能设施或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施。发电侧储能包括以

抽水蓄能为主的传统储能和以电化学储能为代表的新型储能。风电和光伏的

间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃

光”现象。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动。目前，新能源

发电侧储能仍处于探索阶段，国家密集出台政策促进发电侧储能的发展。从全国

性政策看，2021年7月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的

指导意见》，提出“要大力推进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局

一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优