2021年4月21日，國家發革委和國家能源局聯合發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》。
其中提出“到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展的主要目標。”
這是國家層面第一次明確要求儲能裝機目標的文件。根據中關村儲能產業技術聯盟的統計，截至2020年底，我國已投運電化學儲能累計裝機為330萬千瓦，按照文件提出的裝機目標，到2025年我國電化學儲能安裝量或將增加10倍左右。
儲能作為新能源的中間環節，擁有巨大的市場增量空間，因此也迎來了最為關鍵的發展時期。
01 何為儲能？
儲能：儲能是指通過介質或設備把能量存儲起來，在需要時再釋放的過程。或者你可以理解為，一個超級大容量的“電池”。
未來要實現碳中和、新能源發展的目標，儲能作為中間壞節必不可少，受制于環境的不確定性，風電光伏發出來的電力存在間歇性和不穩定的情況，而為了未來更好的推行新能源產業的發展，儲能起到關鍵性的調節性作用，儲能技術可以在電力多余的時候將能源儲存起來，到需要使用的時候再進行釋放。
儲能的應用范圍及各個環節
02 儲能產業鏈
從受益的角度來說，當前還處于全產業鏈發展的前期，因此最先相關收益的仍然是上游的設備端，而要擴展到后端，則需要未來時間的逐步推移才能實現，因此，當前還是優先關注主流設備端的發展。（具體見下圖）
儲能的應用范圍及各個環節
03 儲能方式
充電寶、充電樁、電池這些也都隸屬于儲能的技術范圍，但是想把一個大型地面電站的電力存儲起來，還得保證可以釋放一陣子，難度就會大幅提升。
從目前人類的技術和存儲的媒介來看，儲能方式還是以電儲能為主，其中又可以細分為：機械儲能、電磁儲能和電化學儲能三大陣營。
而光伏風電結合氫能源發電，可能是未來一條比較穩定的路線，但目前還處于探索階段。
氫能與電能同屬二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯互通的現代能源網絡，電氫耦合，可以更有利于未來的能源發展。
1、化學儲能
化學儲能里面主要是包括一些電池的儲能，比如說鈉離子電池、鉛酸電池、納酸電池、全釩液流電池等。
與其他幾種類型的儲能方式相比，電化學儲能同時具有較高的能量密度和功率密度，并不受地域條件限制、成本低更具商業性等優點，但是實際生產電池的時候，也會產生較大的環保問題。
鋰離子電池：是一類由鋰金屬或鋰合金為負極材料、使用非水電解質溶液的電池。
主要應用于便攜式的移動設備中，其效率可達95%以上，放電時間可達數小時，循環次數可達5000次或更多，響應快速，是電池中能量最高的實用性電池，目前來說用的最多。
近年來技術也在不斷進行升級，正負極材料也有多種應用。市場上主流的動力鋰電池分為三大類：鈷酸鋰電池、錳酸鋰電池和磷酸鐵鋰電池。
缺點：目前價格比較高（4元/wh）、過充導致發熱、燃燒等安全性問題，需要進行充電保護。
動力鋰電池可分為三大類
鉛酸電池：是一種電極主要由鉛及其氧化物制成，電解液是硫酸溶液的蓄電池。
目前在世界上應用廣泛，循環壽命可達1000次左右，效率能達到 80%-90%，性價比高，常用于電力系統的事故電源或備用電源。
缺點：如果深度、快速大功率放電時，可用容量會下降。其特點是能量密度低，壽命短。
鈉硫電池：是一種以金屬鈉為負極、硫為正極、陶瓷管為電解質隔膜的二次電池。
循環周期可達到4500次，放電時間6-7小時，周期往返效率75%，能量密度高，響應時間快。
目前在日本、德國、法國、美國等地已建有200多處此類儲能電站，主要用于負荷調平，移峰和改善電能質量。
缺點：因為使用液態鈉，運行于高溫下，容易燃燒。若出現電網斷電的情況，還需要柴油發電機幫助維持高溫，或者幫助滿足電池降溫的條件。
液流電池：利用正負極電解液分開，各自循環的一種高性能蓄電池。
電池的功率和能量是不相關的，儲存的能量取決于儲存罐的大小，因而可以儲存長達數小時至數天的能量，容量可達MW級。
這個電池有多個體系，如鐵鉻體系，鋅溴體系、多硫化鈉溴體系以及全釩體系，其中釩電池是目前的熱點。
缺點：電池體積大；電池對環境溫度要求太高；制造成本高；系統復雜。（更符合大體量的儲能）
2、機械儲能
抽水儲能：抽水儲能一般都是作為原有火電廠、核電廠甚至是大型集中式光伏發電站的配套設施。
在具有高度差的上游和下游同時配置水庫，在處于用電低谷時，利用無法被消耗的多余電力從地勢低的下游水庫抽水至上游水庫儲存起來，將電能轉換為勢能；
在用電高峰時釋放上水庫的水流到下水庫中推動水輪機發電，將重力勢能轉換為電能。效率一般為75%左右，俗稱進4出3，具有日調節能力，用于調峰和備用。
抽水儲能的大概工作原理
優勢：成本低；規模大；技術成熟；壽命長。
缺點：不可復制，極其依賴地勢；投資周期較大，損耗較高，包括抽蓄損耗+線路損耗；另外，這么大面積的水面，如果一段時間不下雨，蒸發量也不小。
綜合下來，抽水蓄能的周轉效率通常為75%左右。
關于電力的計算單位，1GW就是100萬千瓦，30GW這個規模大概相當于我們的長江三峽水電站裝機量。
目前，我國已建和在建抽水蓄能電站主要分布在華南、華中、華北、華東等地區，以解決電網的調峰問題。
據統計，2019年，廣東、浙江、江蘇三省的裝機比例最大，占比分別為24%、15.1%、8.6%。
飛輪儲能：是利用高速旋轉的飛輪將能量以動能的形式儲存起來。需要能量時，飛輪減速運行，將存儲的能量釋放出來。
飛輪儲能其中的單項技術國內基本都有了(但和國外差距在10年以上)，難點在于根據不同的用途開發不同功能的新產品。
優勢：飛輪儲能的瞬間放電功率超級大，航母甲板的電磁彈射以及電磁炮中，很多充電設備就是飛輪儲能電池。
缺點：原理復雜，只適合于小眾的應用場景。
壓縮空氣儲能：在用電低谷時段，利用電能將空氣壓縮至高壓并存于洞穴或壓力容器中，使電能轉化為空氣能存儲起來；
在用電高峰時段，將高壓空氣從儲氣室釋放，進入燃燒室燃燒利用燃料燃燒加熱升溫后，驅動渦輪機發電。國外研究較多，相對技術成熟，我國起步稍晚。
優勢：壓縮空氣儲能技術，也是繼抽水蓄能之后，第二大被認為適合GW級大規模電力儲能的技術。
缺點：最大缺陷在于效率較低，綜合效率只有20%左右。并且投資成本高，依賴大型儲氣裝置、一定的地質條件和依賴燃燒化石燃料。
3、電磁儲能
超導磁儲能：超導磁儲能系統利用超導體制成的線圈儲存磁場能量，由于具有快速電磁響應特性和很高的儲能效率。
優勢：響應速度快，極高的功率密度和能量轉換效率，使用壽命長。
缺點：成本費用高，目前超導磁儲能仍很昂貴，除了超導本身的費用外，還有維持低溫所需要的費用也昂貴。
超級電容器儲能：它不同于傳統的化學電源，是一種介于傳統電容器與電池之間、具有特殊性能的電源，主要依靠雙電層和氧化還原贗電容電荷儲存電能。
但在其儲能的過程并不發生化學反應，這種儲能過程是可逆的，也正因為此超級電容器可以反復充放電數十萬次。
優勢：能量密度低，常與能量型儲能技術結合使用，極高的輸出功率密度（＞10kW/kg）（作應急電源）、超快的充放電能力（＜30s）、超長的循環壽命周期（＞105次）以及完美的安全性能、高低溫性能優越。
缺點：成本高，技術還不足以支撐大體量的儲能。
4、熱儲能
熱儲能：熱儲能系統中，熱能被儲存在隔熱容器的媒介中，需要的時候轉化回電能，也可直接 利用而不再轉化回電能。
熱儲能又分為顯熱儲能和潛熱儲能。熱儲能儲存的熱量可以很大，所以可利用在可再生能源發電上。
根據網上可以查到的資料顯示，若熱儲能技術未來成熟會比其它任何的儲能系統都具有優勢。
2016年8月，英國國家蓄熱儲能設施首次公開展示了該技術在低成本、儲能效率和靈活性方面的潛力。
2017年12月，能源技術研究所和紐卡斯爾大學簽訂了這項蓄熱儲能技術協議，為英國電網建造儲能設施。
在Isentropic公司開發和測試的一系列原型系統的基礎上，能源技術研究所投資1500萬英鎊，英國Hampshire郡Joseph Swan爵士的能源研究中心設計打造了世界上第一臺電網規模蓄熱儲能系統，該套系統儲能容量為150kW/600kWh，目前已經安裝完成正在測試中。
項目主導負責人Andrew Smallbone博士說這是世界上首個電網級蓄熱儲能示范項目。過去的十年里已經有人對這種技術進行了大量的研究和化分析，然而到目前為止，還沒能夠成功地展示出一個真實的工作系統。“這種技術看起來和電池儲能差不多，但是在電網側它更便宜。”
目前世界上主要應用的儲能技術是抽水蓄能和電池儲能，“即使在2030年，電池單位成本仍將令人望而卻步，比抽水蓄能電站高出33%-66%。
這種蓄熱儲能的單位發電成本非常低，與抽水蓄能相近，但其優點是幾乎可以建設部署在任何地方，而且是以低成本按需求、分布式安裝，提供高品質的熱能和低溫能。”
與其他儲能技術不同的是，蓄熱儲能解決方案意味著，當需要時，可以將能量作為高級熱能、低溫熱能或電能的組合進行輸送。一項創新設施，利用冷熱巖石之間的溫差來儲存能量。
熱儲能工作原理
該示范項目包含首個150kw熱泵連接電網，并使用創新的可逆熱泵發動機，將電能轉換為熱能。該系統利用來自電網的多余電能驅動熱泵，將電能轉化為熱能。
在熱側，氬氣被壓縮后升溫到500℃，而后通過含有巖石儲能材料的空間，并將其能量釋放到儲能材料中；在冷端，氬氣膨脹后降溫到-160℃，同樣通過儲能材料后將能量釋放到儲能材料。
如此，設施兩端分別可得到“熱巖石電池”和一個“低溫冷電池”，兩者都能將能量儲存長達8小時。釋放巖石儲能材料中的能量時，氬氣向相反的方向流動用來發電并返回電網。
據報道該項目團隊已經在膨脹和壓縮模式下操作了該系統，并聲稱它可以在幾毫秒內在放電和充電之間切換。負責人還表示目前還沒有完全實現該系統的潛在效率，但目前測試的轉換效率為60-65%，與原計劃74%的轉換效率目標相差不大，并且目前系統還有很大的改進機會，未來幾個月將持續進行設計改進和操作優化，未來足以成為目前可用的最低成本和最靈活的電網規模儲能技術。
5、氫儲能
氫儲能：利用氫或合成天然氣作為二次能源的載體，利用多余的電制氫，可以直接用氫作為能量的載體，也可以將其與二氧化碳反應成為合成天然氣（甲烷），氫或者 合成天然氣除了可用于發電外，還有其他利用方式如交通等。
優勢：
1.具備更低的儲能成本：固定式儲能電池成本比儲氫容器成本大約高10倍，單車在儲能優勢下降到3~5倍（燃料電池的效率導致儲能量比車在動力電池高一倍，同時，儲氫體積能量密度低需要更高壓力）；
2. 與儲電的互補性：相比動力電池的高頻調節，氫儲能屬于低頻調節，兩者互補性強；
3. 靈活的制運儲方式：長管拖車經濟運輸半徑300公里以內；1千公里以上可長途輸電-當地制氫，或天然氣管道運輸氫等。
缺點：全周期效率較低，制氫效率僅40%，合成天然氣的效率不到35%。
6、電氫耦合
氫能與電能同屬二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯互通的現代能源網絡。更為重要的是，氫能可實現不連續生產和大規模儲存，這將顯著增加電力網絡的靈活性。
在可再生能源方面，目前光伏與風電行業均已處于平價前夕，平價后行業發展將由政策驅動轉變為消納驅動，電網消納能力將成為制約行業發展的首要因素。
與基于化石能源的電能和石油制品生產方式相比，可再生能源具有明顯的分布和不穩定生產的特征，且區別于電網與石油網絡相互獨立的特征，氫能與電能的深度耦合恰能支撐更高份額的可再生能源電力的發展，主要表現為兩點：
1.氫能可滿足可再生能源規模化、長周期儲能需求；
2.氫能可作為燃料，通過燃料電池為交通和工業領域提供電能、熱能，有效降低化石能源的使用，繼續提升電力在能源系統中的比重。據中國氫能聯盟預測，2050年氫能將在我國能源體系中的占比達到10%。
同時，可再生能源制氫與氫儲運、氫應用技術的不斷進步，有望使部分優勢地區的可再生能源擺脫電網設施及消納條件的限制。
通過大規模開發風、光等可再生能源電站，以較低的發電成本就地制氫，通過氫能儲運網絡實現可再生能源高效、低成本的區域輸送調配，而豐富的氫能應用場景和電、氫深度耦合體系將有力支持大規模氫氣的消納。
屆時，氫能有望成為我國重要的出口能源重構世界能源格局。這為突破可再生能源發展瓶頸提供了新的思路和空間。
電氫耦合將成為現代能源體系的重要特征，電氫能源體系將為開發我國豐富的可再生能源提供可靠的載體并培育適合的產業生態，可再生能源有望突破現階段各種約束，迎來巨大的發展空間。
但當前來看，氫儲能還受到技術、成本等方面的制約，譬如，在“清潔電力制氫-儲存-再發電”過程中，有業內人士指出，產生的電能還不到一開始投入時的40%。
高效的電解水制氫技術、大規模且低成本的氫氣輸運技術等，都有待突破。這些都在加強改進。
04 儲能的市場到底有多大？
1、全球市場規模：
截至2020年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模191.1GW,同比增長5.2%。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為172.5GW,同比增長0.9%;
電化學儲能的累計裝機規模緊隨其后，為14.2GW; 在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為13.1GW, 電化學儲能和鋰離子電池的累計規模均首次突破10GW大關。
從目前的情況來看，裝機規模最大的儲能方式還是抽水儲能，而增速最快的儲能方式則是電化學儲能。
從規模增速最快的電化學儲能裝機規模來看，地區增速最多的三塊分別在中國、美國、歐洲，分別是33%、30%、23%。
全球電化學儲能地區分布
中國新增投運項目中，儲能在新能源發電側中的裝機規模最大，超過580MW,同比增長438%，地方相繼出臺的鼓勵或強制配置儲能的政策推動了該領域儲能規模的快速增長。
而“碳中和”、“碳達峰” 目標的設立，使得可再生能源+儲能的應用模式有望成為未來的推廣和發展。
儲能空間匯總
美國在2020年實現了電網側儲能新增投運規模的突破，與2019年相比翻一番。新增裝機容量主要來自加州，LS Power在該地區完成了美國乃至全球最大的電池儲能項目，規模為250MW/250MWh,此外,該州還有類似幾個大型項目正在加速完成中。
歐洲英國和德國分別在電網側和家用儲能方面取得突破，英國邁出了“重大、積極又適時”的一步，取消電池儲能項目容量限制，允許在英格蘭和威爾士分別部署規模在50MW和350MW以上的儲能項目。
這項舉措正式打開英國大型儲能項目建設的序幕。德國已安裝了30多萬套家用電池儲能系統，新冠疫情推動了人們對于能源彈性、安全性和實現能源獨立的興趣有所增加。
2、中國市場規模
根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模35.6GW,占全球市場總規模的18.6%，同比增長9.8%，漲幅比2019年同期增長6.2個百分點。
其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為31.79GW, 同比增長4.9%;電化學儲能的累計裝機規模位列第二，為3.27GW, 同比增長91.2%;在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為2.9GW。
中國電化學儲能產業發展歷程
保守：2021年，電化學儲能市場繼續保持快速發展，累計裝機規模達到5.79GW。“十四五” 期間，是儲能探索和實現市場的“剛需”應用、系統產品化和獲取穩定商業利益的重要時期，根據預測數據，電化學儲能累計規模2021-2025年復合增長率(CAGR)為57.4%，市場將呈現穩步、快速增長的趨勢。
未來中國電化學發展預測
理想：“碳達峰”和“碳中和”目標對可再生能源和儲能行業都是巨大利好，在較理想的市場發展前提下，2021年市場累計規模將達6.61GW,再創新高。
隨著新能源為主體的新型電力系統的建設，儲能的規模化應用迫在眉睫，如果未來兩年能有穩定的盈利模式保駕護航，“十四五” 后期，即2024年和2025年將再形成一輪高增長，累計規模分別達到32.7GW和55.9GW,以配合風、光在2025年的裝機目標。
