根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。
其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重与去年同期相比再次下降，下降了3个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。
以新型储能中占比最大的电化学储能为例，2015-2021年中国电化学储能累计装机量从0.16GW提升至5.51GW，平均年增速为80.37%；相比同期抽水蓄能累计装机量年增速仅为9.78%。
2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW，其中，抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW，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。锂离子电池累计装机占比达89.7%，是当前应用最广泛的新型储能技术，目前我国锂离子电池储能技术已达到世界先进水平。
综合来看，新型储能得益于三大驱动：
01
需求驱动
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新能源发电出力与需求高峰错位，配储可削峰填谷、平滑需求
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经济平稳恢复是我国用电需求增长的底层动力，5G等高耗能基础设施的建设进一步拉动电力需求，以风电、光伏为代表的新能源正在成为电力系统中的主力。
02
技术驱动
新型储能技术优势明显，落地进程不断推进
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相较于抽水蓄能，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更好，优势逐渐凸显。
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抽水蓄能电站建设周期通常为6至8年，新型储能中的电化学储能项目建设周期为3至6个月，新型压缩空气储能项目建设周期一般为1.5至2年。
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抽水蓄能电站选址往往搭建于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；而新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类应用场景。近年来，新型储能技术应用示范项目进展不断。
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在锂离子电池领域，宁德时代投建的基于锂补偿技术的磷酸铁锂储能电池寿命达到1万次，在福建省调频调峰应用方面效果良好。
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蔚来汽车发布的三元正极与磷酸铁锂电芯混合排布的新电池包，可实现低温续航损失比磷酸铁锂电池包降低25%，有望用于规模储能系统。
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在压缩空气储能领域，中国科学院在山东肥城建成了国际首套10MW盐穴先进压缩空气储能商业示范电站。
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在飞轮储能领域，华阳集团两套单机600kW全磁悬浮飞轮储能系统将用于深圳地铁再生制动能量回收。
03
政策驱动
2021年是“30·60”双碳目标开始落实的第一年，新能源发电是实现双碳目标的重要抓手和主要路径之一，而储能作为电网的“调节器”和“稳定器”，为新能源发电发展供给提供基础保障。这一年，国家支持性政策密集出台，储能项目受到前所未有的重视。各地也进一步明确“新能源+储能”的发展方向。顶层制度设计的加强给储能发展带来了新的机遇。
本文参考资料：锂电池储能深度研究报告、新型储能产业发展调研报告
储能产业交流群
2021年全球电化学储能装机规模21.1 GW。其中，锂离子电池93.9%；铅蓄电池2.2%；钠基电池2.0%；液流电池1.2%；超级电容器0.2%；其它0.5%。到2025年，预计电化学储能增量将达到12GW/年，累计装机约40GW。在储能产业链中，各种电化学储能技术、新材料、先进制造设备、储能配套设施等都迎来了爆发式增长的机会。为促进储能产业行业交流，艾邦特建有“储能产业交流群”，欢迎业内人员加入。
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原文始发于微信公众号（艾邦储能与充电）：多项驱动力！新型储能技术优势明显