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1、储能行业发展情况未来发展趋势（1）储能技术简介储能即能量的存储，指通过某种介质或设备，将一种形式的能量转化成另一种较为稳定的能量形式并存储，在需要时以特定能量形式释放出来的一系列技术和措施。根据储能原理的不同，可以细分为机械储能、电磁储能和电化学储能等。根据CNESA,截至2021年末，在全球累计储能装机规模中,86.2%为抽水蓄能；在中国累计储能装机规模中，86.3%为抽水蓄能，均为占比最高的储能形式，但受地理选址和建设施工的局限较多。凭借受地理条件影响较小、建设周期较短、能量密度大等优势，电化学储能可灵活运用于各类电力储能场景中，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，包括钠硫电池
2、、液流电池、锂离子电池等，主要应用于分钟至小时级的工作场景。（2）储能技术应用场景与商业模式储能在电力系统中具有丰富的应用场景，通常将储能的应用场景分为发电侧、电网侧和用户侧，不同场景下对应的储能系统商业模式有所区别。在发电侧和电网侧，储能系统主要用于可再生能源并网，以平滑电力输出，进而缓解以光伏、风电为代表的新能源发电因其间歇性与波动性对电网稳定性带来的冲击和弃风弃光等电力消纳问题。不同于传统的火电、水电，光伏发电输出功率受到光照强度、温度等因素影响，同时其发电在日间达到高峰进而无法直接匹配傍晚和夜间的用电需求；风力发电由于其受风力驱动的特性进而会受到风速、风力等自然条件影响，输出功率存在季
3、节性甚至日间差异。由于电力的输出、配送、使用同时完成，因此整个电力系统必须时刻处于动态平衡状态，进而对于稳定性提出极高要求，当电源端功率与负荷端功率不同时，电力系统频率发生变化，导致电网不稳定。由于电网并网发电功率和用户端的用电功率均具有瞬时特性,电网始终处于波动变化中。为保障电力系统安全稳定运行，需要电网侧提供辅助服务。根据提供方式的不同，电力辅助服务可分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本电力辅助服务是指机组为保障电力系统安全稳定运行必须提供的无偿辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿电力辅助服务包括二次调频、有偿调峰、自动电压控制（AVC）、备用、转动惯量、爬坡、黑启动等。目
4、前发电侧和电网侧储能系统的主要商业模式为提供以调峰调频为主的电力辅助服务并进行收费。在用户侧，提高新能源的自发自用比例和谷电峰用应用比较普遍。户用储能市场主要将光伏发电和储能系统结合，以实现高比例的低成本光伏电力自发自用为目的，降低用户的用电成本并利用储能系统的离网能力提高用户的用电稳定性。此外，电价峰谷价差现象在国内外诸多地区较为常见，因此利用储能系统通过峰谷电价赚取利润具备可行性。因为峰谷价差的存在，无论是工商业用户单独安装储能，还是安装光储一体化的用户均可以在电价处于低谷时利用储能系统存储电能，在电价处于高峰时减少使用电网电能的数量甚至从储能系统中释放电能出售，进而通过峰谷电价获取收益。
5、与此同时，配置储能系统可在停电情况或无电的情况下保障电力供应，将电力短缺带来的损失降至最低。对于存在两部制电价（容量电费和电量电费）的国家或地区，储能还可帮助电力使用者降低容量电费以降低用电成本。（3）储能行业的市场容量根据CNESA的相关报告，截至2021年末，全球已投运储能项目累计装机功率达到209.4GW,较2020年末191.IGW同比增长约9.6%o新型储能的累计装机规模为25.4GW,同比增长67.7%0截至2021年末，中国已投运储能项目累计装机功率达到46.1GW,较2020年末35.6GW同比增长29.5%,占全球累计装机功率22.0%,占比较2020年末提升3.4个百分点。
6、其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW,所占比重与去年同期相比再次下降，约为3个百分点。市场增量主要来自锂电子电池、铅蓄电池、压缩空气等新型储能，其累计装机规模达到5.73GW,同比增长74.5%。2021年，中国新型储能新增规模首次突破2GW,达到2.45GW,同比增长56.7%o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。从新型储能规划在建项目情况来看，2021年中国新型储能走向规模化发展。2021年规划、在建、投运的项目共计851个、约26.3GWo其中投运的新型储能项目主要以小于IOMW的中小体量为主，数量占比约76.5%；规划中和在建的储能项目以IOMW及以上的大体量项目为主，数量占比达到62.0%,其中规划在建的百兆瓦项目超过70个，在体量上具备为电网提供储能支持的基础和条件。
