中关村储能产业技术联盟于2018年4月3日正式发布了《储能产业研究白皮书2018》（下称《白皮书》），这已是该联盟连续8年发布《白皮书》。《白皮书》对2017年全球和中国储能项目、市场、厂商、技术、政策的最新动态进行了梳理与更新，并对国内外储能市场发展进行了预测与展望。“白皮书”称，到2020年底，预计中国储能技术总装机规模将达到41.99GW。

　　2017年全球储能市场发展状况

　　根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模达175.4GW，同比增长4%。如图1所示，抽水蓄能的累计装机规模依旧占据最大比重，为96%，但较上一年下降1个百分点；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为2926.6MW，同比增长45%，占比为1.7%，较上一年增长0.5个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，超过75%。

　　2017年，全球新增投运电化学储能项目装机规模为914.1MW，同比增长23%。新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7MW，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。

　　从全球新增投运电化学储能项目的应用分布来看，集中可再生能源并网是2017年全球新增装机规模最大的领域，占比为33%。其次是辅助服务，占比为26%。从各类应用领域中的技术分布来看，锂离子电池是2017年全球新增投运的电化学储能项目应用最主要的技术，在集中可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧中，占比分别为98%、99%、96%和70%。

　　从全球新增投运电化学储能项目的技术分布上看，2017年，锂离子电池的新增装机规模处于绝对领先地位，所占比重为93%；其次是铅蓄电池，所占比重为7%。

　　从各类技术的应用分布上看，锂离子电池在各类应用领域中均有分布，且在集中式可再生能源并网领域中所占的比重最大，为35%；铅蓄电池主要分布在用户侧领域，所占比重为91%。

　　2017年全球新增投运的电化学储能项目分布在30多个国家和地区，其中，新增投运的电化学储能项目装机规模排名前十的国家依次为：美国、澳大利亚、韩国、英国、中国、德国、加拿大、日本、荷兰和新西兰。

　　2017年中国储能市场发展状况

　　据CNESA项目库的不完全统计，截至2017年底，中国投运储能项目累计装机规模达28.9W，同比增长19%。其中，抽水蓄能的累计装机规模所占比重最大，接近99%；电化学储能项目的累计装机规模位列第二，达到389.8MW，同比增长45%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累积装机占比最大，比重为58%。

　　中国新增投运电化学储能项目的装机规模为121MW，同比增长16%。新增规划、在建中的电化学储能项目的装机规模为705.3MW，预计短期内中国电化学储能装机规模还将保持高速增长。

　　从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，2017年，用户侧领域的新增装机规模所占比重最大，为59%；其次是集中式可再生能源并网领域，所占比重接近25%。

　　从各类应用领域中的技术分布上看，集中式可再生能源并网领域中，锂离子电池所占比重最大，为83%。在辅助服务领域中，全部应用锂离子电池；在用户侧领域中，铅蓄电池所占比重最大，为77%。

　　从中国新增投运的电化学储能项目的技术分布上来看，2017年，锂离子电池和铅蓄电池基本平分中国市场份额；从各类技术的应用分布上看，新增投运的锂离子电池在集中式可再生能源并网领域中所占比重最大，接近40%；铅蓄电池主要分布在用户侧领域，所占比重超过90%。

　　2017年，中国新增投运的电化学储能项目主要分布在全国20多个省市中，其中装机规模排名前十的省市依次为：江苏、西藏、山西、甘肃、青海、陕西、北京、广东、浙江和新疆。

　　2017年，中国新增投运电化学储能项目中，装机规模排名前五位的储能技术提供商依次为：南都电源、双登、圣阳电源、中天科技和三星SDI。

　　2017年，中国新增投运的电化学储能项目中，功率规模排名前五位的储能系统集成商依次为：南都电源、阳光三星、科陆电子、双登和中天科技；能量规模排名前五位的储能系统集成商依次为：南都电源、双登、中天科技、阳光三星和科陆电子。

　　中国储能市场发展展望

　　在物理储能方面，根据国家“十三五”水电规划，到2020年底，我国抽水蓄能的累计装机为40.00GW。截止到2017年底，抽水蓄能在运规模为28.49GW，在建规模38.71GW，预计到2020年将完成规划目标。截止到2017年底，中国投运的压缩空气储能的规模是11.5MW，预计到2020年底，这一数字将达到210MW。电化学储能方面，CNESA研究部预测，到2020年底累计装机量将达到1.78GW，达到2017年底电化学储能累计装机量的4.5倍。因此，综合三种储能技术的预测值，到2020年底，预计中国储能技术总装机规模将达到41.99GW（不包含储热）。

　　“十三五”期间，储能能否找到切入口实现商业化应用与政策支持紧密相关。从2017年的政策发展趋势来看，《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》、《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》以及东北、山东、福建、甘肃、山西、新疆、河南和南方区域相继出台支持储能参与调峰调频的相关政策，都使得储能在辅助服务领域的应用持续加温。根据CNESA研究部的预测，储能应用于调频辅助服务领域的比例在2020年有望达到18%，2倍于现有的市场份额。另外，从全球储能应用热点来看，用户侧储能系统参与需求响应和为电网提供辅助服务是储能增加收益来源以及催生多元化商业模式的重要渠道之一。2017年，我国在政策上已经赋予了第三方利用储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务的权利，相关运行机制和补偿价格也正在酝酿和试行中，未来用户侧储能的商业模式有望与电网侧的商业模式逐步融合。

　　“十四五”期间，我国电力体制改革政策的落实、现货市场的逐步建立、可再生能源实现大规模并网、分布式能源体系的完善、电动汽车的快速普及以及能源互联网的发展完善等将持续推动储能市场规模稳步攀升。未来，储能技术与应用策略的成熟、标准与规范的制定、成本下降与规模化生产的实现、储能应用市场与价格机制的建立都将保障储能为支撑中国实现能源结构向低碳化转型发挥更加坚实的作用。