在4月24日-4月26日召开的第九届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会在4月26日下午发布《2019储能产业应用研究报告》（简称《报告》）。电化学储能对比2017年新增功率规模147.3 MW，同比增长316%。”。

　　根据《报告》，截至2018年底，中国储能市场累计装机功率规模 31.2 GW （相比《2018 全球储能应用产业研究报告》，未计入台湾部分），同比增长 7.25%，项目总数345个。其中，抽水蓄能装机功率规模29.99 GW，电化学储能累积装机功率1033.7 MW,占比3.3%，位列第二位；熔盐储热装机功率 211.7 MW;压缩空气、飞轮储能仅有少数示范项目。

　　“2018 年，抽水蓄能电站建设稳步进行，基于光热电站的熔盐储热项目发展加速，化学储能项目爆发式增长。” 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇解释。

　　根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计，2018 年我国新增投运储能项目共计 2112.8 MW,108 个储能项目。其中，抽水蓄能装机功率规模 1300 MW（2 个），占比 61.5%;熔盐储热装机功率规模 200 MW（3 个），占比 9.5%;电化学储能装机功率规模 612.8 MW（103 个）， 占比 29%。

　　《报告》分析，2019/2021/2023 年预计是中国电化学储能产业发展较为重要的时间拐点，预计到 2025 年，中国电化学储能市场功率规模约 28.6 GW，以储能工程项目作为计量，市场份额将达到 1287 亿元，整个产业的市场规模具备万亿级市场潜力。

　　2018年是电化学储能的分水岭

　　刘勇提出，2018年是中国电化学储能发展史的分水岭。

　　一方面是因为电化学储能累积装机功率规模首次突破 GW ，另一方面是因为电化学储能呈现爆发式增长，新增电化学储能装机功率规模高达612.8 MW，对比2017年新增功率规模147.3 MW，同比增长316%。”。

　　截至 2018 年底，中国电化学储能市场累积装机功率规模为 1033.7 MW, 同比增长146%;中国电化学储能市场累积装机容量为 3103 MWh，同比增长127%。

　　从技术路线来看，在装机功率占比方面，磷酸铁锂储能技术占比最高，高达 57.8%,其次是铅蓄电池（25.5%）、三元锂电池（10.8%）；在 装机容量占比方面，铅蓄电池占比最高，高达 51.7%，其次是磷酸铁锂（37.0%）、三元锂电池（5.2%）。

　　从应用场景来看，在装机功率占比方面，集中式新能源 + 储能、电源侧调频、电网侧储能、分布式及微网、用户侧（工商业削峰填谷、需求侧响应等）等 5 类应用场景装机分布比较平均，占比分别为 18.5%、16.4%、24%、16.9%、24.6%;在 装机容量占比方面，用户侧（工商业削峰填谷、需求侧响应等）因高的小时率要求，容量装机独占鳌头，装机规模高达 1583.0 MWh,占比 51.0%。

　　从区域装机 TOP10来看，在装机功率排名方面，排名前十位的省市依次是江苏、青海、河南、山西、广东、西藏、内蒙古、河北、湖南、深圳，排 名第一位的江苏装机功率为 277.5 MW。

　　在装机容量排名方面，排名前十位的省市依次是江苏、青海、广东、西藏、河南、河北、山西、深圳、湖南、甘肃，排名第一位的江苏装机容量为 1540.3 MWh,是第二名青海省的 4 倍。

　　从企业装机排名TOP10来看，在装机功率方面，排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、阳光电源、宁德时代、力神电池，排名第一位的南都电源装机功率为 203.8 MW;装机容量排名方面，排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、宁德时代、阳光电源、比亚迪，排名第一位的南都电源装机容量为 1336.6 MWh。

　　推动储能发展的五方面建议

　　《报告》预计2019 年预计投运储能项目 1.4-1.5 GW。

　　刘勇解释，新增项目主要来自电源侧调频（三北、广东）、集中式可再生能源并网（甘肃、青海）、电网侧储能（江苏 II 期、河南 II 期、湖南、甘肃、浙江 I 期）、分布 式及微网（华北、华东）。

　　为了更好地推动储能产业的未来快速发展，《报告》提出了技术、安全、标准、市场、政策五个层面地多项建议。

　　首先，在技术层面，一是定制开发适用于储能系统的核心装备；二是定制开发适用于不同应用场景的不同小时率储能产品；三是攻克新一代高安全、长寿命、低成本、易回收、无（或少）污染新型储能技术；四是攻克针对源网荷侧全场景应用的电化学储能系统集成技术；五是打造全国统一储能云平台，促进源网荷储友好互动。

　　其次，在安全层面，一是加强储能核心装备及电网适应性安全监测；二是推进储能安全准则和标准体系建设；三是完善运维管理制度，健全运维标准；四是加强高效运检装备、消防装备研发设计；五是建立合理的储能电站退役机制，避免长服役周期下的不确定性安全风险。

　　再者，在标准层面，一是加强储能技术统一规范、行政审批流程、并网规则、产品检测认证等方面标准建设；二是加强储能系统运输、安装、调试、运维方面的安全性标准建设；三是针对安全性、消防要求、环保、社会经济效益等方面，开展

　　相关评价标准建设；四是探索针对不同应用场景的储能电池产品规格设计标准、拆解规范，以利于后续拆解回收。

　　第四，在市场层面，一是积极推动源网荷侧储能发展，开展源网荷侧储能市场空间挖掘工作；二是积极探索适用不同应用场景的商业模式；三是开展储能电站全生命周期收益评估研究工作，建立针对不同应用场景的收益模型；四是探索商业保险手段，辅助化解电化学储能项目安全生产风险；五是探索合适的融资渠道及方式，提升储能电站收益空间；六是适时布局储能电池回收产业，探索储能产业全闭环产业链建设。

　　最后，在政策层面，一是明确储能电站市场价值，赋予储能电站所提供价值的合理收益；二是建立峰谷电价定期评估和调整机制；三是完善电源侧调频市场机制，包括电储能参与调频的主体地位、收益模式等；四是扩大储能项目采购支持力度，鼓励推出储能项目金融税收优惠政策，税收减免或贷款优惠等；五是针对储能电池回收，建立相应政策规范及合理的补贴引导机制；六是建立储能电池信息管理和全寿命追踪制度。