第一節 行業概況

　　一、儲能技術簡介

　　儲能即能量的存儲，指通過某種介質或設備，將一種形式的能量轉化成另一種較為穩定的能量形式并存儲，在需要時以特定能量形式釋放出來的一系列技術和措施。根據儲能原理的不同，可以細分為機械儲能、電磁儲能和電化學儲能等。各儲能類型的功率范圍、特點及應用場景如下所示：

　　憑借受地理條件影響較小、建設周期較短、能量密度大等優勢，電化學儲能可靈活運用于各類電力儲能場景中，是當前應用范圍最廣、發展潛力最大的電力儲能技術，包括鈉硫電池、液流電池、鋰離子電池等，主要應用于分鐘至小時級的工作場景。

　　二、儲能技術應用場景與商業模式

　　儲能在電力系統中具有豐富的應用場景，通常將儲能的應用場景分為發電側、電網側和用戶側，不同場景下對應的儲能系統商業模式有所區別。

　　在發電側和電網側，儲能系統主要用于可再生能源并網，以平滑電力輸出，進而緩解以光伏、風電為代表的新能源發電因其間歇性與波動性對電網穩定性帶來的沖擊和棄風棄光等電力消納問題。不同于傳統的火電、水電，光伏發電輸出功率受到光照強度、溫度等因素影響，同時其發電在日間達到高峰進而無法直接匹配傍晚和夜間的用電需求；風力發電由于其受風力驅動的特性進而會受到風速、風力等自然條件影響，輸出功率存在季節性甚至日間差異。由于電力的輸出、配送、使用同時完成，因此整個電力系統必須時刻處于動態平衡狀態，進而對于穩定性提出極高要求，當電源端功率與負荷端功率不同時，電力系統頻率發生變化，導致電網不穩定。由于電網并網發電功率和用戶端的用電功率均具有瞬時特性，電網始終處于波動變化中。為保障電力系統安全穩定運行，需要電網側提供輔助服務。

　　根據提供方式的不同，電力輔助服務可分為基本輔助服務和有償輔助服務。基本電力輔助服務是指機組為保障電力系統安全穩定運行必須提供的無償輔助服務，包括一次調頻、基本調峰、基本無功調節。有償電力輔助服務包括二次調頻、有償調峰、自動電壓控制（AVC）、備用、轉動慣量、爬坡、黑啟動等。目前發電側和電網側儲能系統的主要商業模式為提供以調峰調頻為主的電力輔助服務并進行收費。

　　在用戶側，提高新能源的自發自用比例和谷電峰用應用比較普遍。戶用儲能市場主要將光伏發電和儲能系統結合，以實現高比例的低成本光伏電力自發自用為目的，降低用戶的用電成本并利用儲能系統的離網能力提高用戶的用電穩定性。此外，電價峰谷價差現象在國內外諸多地區較為常見，因此利用儲能系統通過峰谷電價賺取利潤具備可行性。因為峰谷價差的存在，無論是工商業用戶單獨安裝儲能，還是安裝光儲一體化的用戶均可以在電價處于低谷時利用儲能系統存儲電能，在電價處于高峰時減少使用電網電能的數量甚至從儲能系統中釋放電能出售，進而通過峰谷電價獲取收益。與此同時，配置儲能系統可在停電情況或無電的情況下保障電力供應，將電力短缺帶來的損失降至最低。對于存在兩部制電價（容量電費和電量電費）的國家或地區，儲能還可幫助電力使用者降低容量電費以降低用電成本。

　　三、電化學儲能技術簡介

　　憑借受地理條件影響較小、建設周期較短、能量密度大等優勢，電化學儲能可靈活運用于各類電力儲能場景中，是當前應用范圍最廣、發展潛力最大的電力儲能技術。

　　電化學儲能根據儲能系統使用電池的不同可細分為鉛蓄電池、鈉硫電池、鋰離子電池、液流電池等類別。盡管鉛蓄電池發展最為成熟，但其存在壽命較短、能量密度較低、制造過程易污染環境等缺陷，導致其正在逐步被淘汰；鈉硫電池具備原材料（金屬鈉、金屬硫）易獲得的優點，然而極高的生產成本限制了大規模的應用；液流電池由于目前技術上尚未完全突破，因此尚未普及。

　　目前鋰電池儲能是電化學儲能的主流，鋰離子電池主要由正極材料、負極材料、電解液、隔膜和外殼組成，以鋰金屬或鋰化合物作為正極，以碳或石墨等作為負極，在電解液的環境下，通過鋰離子的脫嵌和電子的轉移形成電流，實現電能的釋放和存儲。

　　根據正極材料的不同，鋰電池主要分為磷酸鐵鋰電池和三元鋰電池。磷酸鐵鋰電池以磷酸鐵鋰作為正極材料，三元鋰電池以鎳鈷錳酸鋰或鎳鈷鋁酸鋰作為正極材料。盡管三元鋰電池相比磷酸鐵鋰電池具有更高的能量密度，但是磷酸鐵鋰電池在循環壽命、安全性和成本方面優勢明顯，因此更適合儲能場景，是目前電化學儲能正極材料的發展趨勢。

　　儲能系統主要包括電池模組、逆變器、EMS、BMS等多個部件。基于儲能系統的構成，儲能產業鏈上游包括電芯廠家和各類電子元器件廠家；儲能產業鏈中游主要包括儲能電池廠家、逆變器廠家、BMS廠家、EMS廠家以及儲能系統生產商等；儲能產業鏈下游則包括儲能系統銷售渠道（安裝商、貿易商等）以及包括發電側、電網側和用戶側在內的各類用戶。具體如下圖所示：

　第二節 行業市場情況

　　一、儲能行業的市場容量

　　根據CNESA的相關報告，截至2021年末，全球已投運儲能項目累計裝機功率達到209.4GW，較2020年末191.1GW同比增長約9.6%。新型儲能的累計裝機規模為25.4GW，同比增長67.7%。

　　截至2021年末，中國已投運儲能項目累計裝機功率達到46.1GW，較2020年末35.6GW同比增長29.5%，占全球累計裝機功率22.0%，占比較2020年末提升3.4個百分點。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為39.8GW，所占比重與去年同期相比再次下降，約為3個百分點。市場增量主要來自鋰電子電池、鉛蓄電池、壓縮空氣等新型儲能，其累計裝機規模達到5.73GW，同比增長74.5%。2021年，中國新型儲能新增規模首次突破2GW，達到2.45GW，同比增長56.7%。新型儲能中，鋰離子電池和壓縮空氣均有百兆瓦級項目并網運行。

　　圖表3：中國已投運儲能項目累計裝機功率（單位：GW）

　　從新型儲能規劃在建項目情況來看，2021年中國新型儲能走向規模化發展。2021年規劃、在建、投運的項目共計851個、約26.3GW。其中投運的新型儲能項目主要以小于10MW的中小體量為主，數量占比約76.5%；規劃中和在建的儲能項目以10MW及以上的大體量項目為主，數量占比達到62.0%，其中規劃在建的百兆瓦項目超過70個，在體量上具備為電網提供儲能支持的基礎和條件。

　　二、全球電化學儲能市場

　　近年來，電化學儲能在儲能領域占比逐年提升。在已投運的新型儲能項目中，鋰離子電池繼續占據絕對主導地位，累計裝機規模從2020年首次突破10GW到2021年實現突破20GW。2021年鋰離子電池儲能項目新增裝機規模達到9.9GW，是2020年的兩倍以上。根據CNESA的相關統計，全球新型儲能累計裝機功率占儲能累計裝機功率比重不斷提升，在全球儲能累計裝機功率平穩增長的背景下，以鋰離子電池為代表的電化學儲能實現了飛速發展。2017-2021年，鋰離子電池儲能累計裝機規模從2.2GW迅速上漲至23GW，年復合增長率高達79.65%。

　　圖表4：全球已投運鋰離子電池儲能項目裝機規模

　　根據東方證券研究所的測算，假設2025年新裝光伏市場儲能滲透率15%，存量市場儲能滲透率2%，則全球戶用儲能新增裝機功率/新增裝機量可達25.45GW/58.26GWh。2021-2025年全球戶用儲能新增裝機量年復合增長率預計超過58%。

　　圖表5：2021-2025年全球戶用儲能新增裝機量

　　三、中國電化學儲能市場

　　根據CNESA發布的相關數據，2020年中國電化學儲能累計投運裝機功率3.27GW，預計在基準情景下2025年全年將增長至35.52GW；在樂觀情景下，2025年中國新增電化學儲能裝機功率將進一步提升至55.88GW。據BNEF發布的《2020年全球儲能市場長期展望》，預計中國最早可在2026年成為全球最大的電化學儲能市場。

　　至2030年，預計中國和美國兩個最大的市場將占全球總裝機容量的54%。從整個電力系統的角度看，儲能可應用于發電側儲能、電網側能和用戶側儲能等場景。未來五年，隨著分布式光伏、分散式風電等分布式能源的大規模推廣，電化學儲能不僅可配合新能源高質量發展，助力實現“雙碳”目標，還將形成一個技術含量高、增長潛力大的全新產業。

　　圖表6：中國電化學儲能累計投運規模預測（單位：GW）

　　第三節 行業發展趨勢

　　一、全球電化學儲能發展趨勢

　　1、電池等關鍵環節成本下降帶動儲能系統成本下降，提升儲能裝機經濟性

　　根據BNEF發布的《2021年鋰離子電池價格調研》顯示，鋰離子電池組價格在2010年高達1,200美元/千瓦時，而到2021年時價格已下降至132美元/千瓦時。美國國家可再生能源實驗室（NREL）發布的2021年度技術基線報告顯示，到2030年，電池儲能系統成本將會大幅降低，并將呈現繼續快速下降的趨勢。但2021年下半年以來大宗商品價格上漲和電解質等關鍵材料成本提升在短期內會給儲能行業發展帶來壓力。

　　圖表7：全球鋰電池價格走勢（單位：美元/kWh）

　　2、新能源裝機量提升繼續催生儲能系統需求

　　在“碳中和”的背景下，光伏、風電為代表的新能源發電持續提升。以光伏為例，根據BNEF發布的《2022年光伏十大預測》，2021年全球光伏新增裝機功率達到183GW，預計2022年全球新增光伏裝機功率將增長至228GW，同比增長24.59%，并成為全球新增光伏裝機功率超過200GW的第一年；同時預計2030年全球新增光伏裝機功率將進一步增長至334 GW。

　　根據GWEC發布的《2022年全球風電行業報告》，2021年全球風電新增裝機功率為93.6GW，同比增長12%，2021年風電招標項目的裝機功率達到88GW，同比增長153%，其中陸上風電為69GW，海上風電為19GW。預計到2026年全球風電新增裝機功率將達到128.8GW，其中陸上風電97.4GW，海上風電31.4GW。

　　然而由于新能源發電的間歇性和不穩定性，規模并網將對現有電力系統的正常穩定運行造成沖擊。儲能系統可以發揮其電力消納能力實現削峰填谷功能，進而改善電網穩定性，實現平滑供電。因此可再生能源搭配電化學儲能是未來的發展趨勢，可再生能源的發展必將同步帶動電化學儲能行業的發展。

　　二、中國電化學儲能行業未來發展趨勢

　　1、新能源發電裝機量增長，發電側和電網側將會迎來進一步發展

　　光伏、風電等新能源發電在“碳中和”的背景下得到快速發展，根據《中華人民共和國2021年國民經濟和社會發展統計公報》，截至2021年末，中國累計并網風電裝機功率達到328.48GW，同比增長16.6%；累計并網太陽能發電裝機功率306.56GW，同比增長20.9%。

　　在秉持貫徹“碳中和”新發展理念，以最大化消納新能源為主要任務的新型電力系統背景下，各地央企、國企將進一步規劃落實新能源裝機計劃，未來發電側新能源發電裝機量將持續放量增長，但由于風電、光伏等新能源發電技術存在波動性、間歇性和不可預測性等特征，因此，隨著新能源發電裝機量的提升，儲能的需求也將隨之提升。儲能技術可以起到削峰填谷的功效，減輕電網的波動，保障電力系統安全運行。電化學儲能裝機規模的不斷提升，能夠支撐國內大規模發展新能源、并保障能源安全，預計未來發電側和電網側電化學儲能裝機規模會跟隨新能源裝機規模同步提升。

　　2、分時電價機制完善打開電價浮動空間，有望為用戶側帶來發展機遇

　　2021年7月26日，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，旨在通過完善峰谷電價機制、建立尖峰電價機制、健全季節性電價機制對分時電價機制進行優化，規定上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地區，其峰谷電價價差原則上不低于4:1，其余地區原則上不低于3:1；同時建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。在用戶側，對于戶用儲能用戶，儲能系統獲取收益的方式主要取決于峰谷價差，峰谷價差越大，通過戶用儲能系統參與峰谷價差獲利的收益率越高；對于工商業用戶，在中國現行的兩部制電價下，除繳納與用電量正相關的電度電費之外，還需繳納基于變壓器容量或最大需量的容量電費。除參與峰谷價差獲利外，工商業用戶可以使用儲能系統在用電低谷時充電并在用電高峰時放電，降低變壓器容量或最大需量，進而降低容量電費部分的成本。隨著電價市場化改革進程加速以及電力交易機制的完善，用戶側儲能系統參與峰谷價差獲利的可行性不斷增強，儲能系統的經濟效益日益顯現，有助于電化學儲能市場規模的進一步擴大。

　　3、儲能技術研發不斷加快，儲能標準體系日益健全

　　2019年6月25日，國家發改委、科技部、工信部、國家能源局共同印發《貫徹落實<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>2019-2020年行動計劃》，明確提出由科技部牽頭推動儲能技術研發，計劃在國家重點研發計劃中，著力加強對先進儲能技術研發任務的部署，集中攻克制約儲能技術應用與發展的規模、效率、成本、壽命、安全性等方面的瓶頸技術問題，使中國儲能技術在未來5-10年甚至更長時期內處于國際領先水平，形成系統、完整的技術布局，以及具有核心競爭力的產業鏈。由國家能源局牽頭提升儲能運行安全性，在電源側研究并采用響應速度快、穩定性高、具備隨時啟動能力的儲能系統，提高機組運行穩定性和故障快速恢復能力，在電廠全廠失電的情況下實現發電機組黑啟動。在電網側研究并采用大容量、響應速度快的儲能技術，抑制因系統擾動導致的發電機組振蕩，在短時間內提供足夠的有功功率動態支撐，降低系統崩潰的風險。

　　2020年1月9日，國家能源局、應急管理部、國家市場監督管理總局聯合印發《關于加強儲能標準化工作的實施方案》，強調建立儲能標準化協調工作機制以及儲能標準體系、推動儲能標準化示范工作。2020年1月17日，教育部、國家發改委、國家能源局聯合頒布《儲能技術專業學科發展行動計劃（2020—2024年）》，計劃在未來5年增設若干儲能技術本科專業、二級學科和交叉學科，完備儲能技術人才培養專業學科體系，并推動建設若干儲能技術學院（研究院），建設一批儲能技術產教融合創新平臺，推動儲能技術關鍵環節研究達到國際領先水平。

　　隨著儲能技術，特別是電化學儲能技術的持續發展，儲能效率、穩定性、經濟性均有望得到進一步的提升，結合我國日益完善的儲能行業標準，已為儲能產業的長遠發展打下了堅實的基礎。