储能行业深度研究报告：市场潜力大，储能形式多元化

互推小编 2023-12-06

（报告出品方：方正证券）

核心观点：

政策引导，需求旺盛。在全球大力发展清洁绿色能源的理念引导下，主要经济体均提出了大规模的新能源装机目标，储能行业同样受到了多国政府的激励。近年来，储能市场快速增长，主要集中在美、中、欧，其他地区也有不同规模的发展，市场潜力巨大。2021年以来，受全球能源紧张的影响，储能行业发展加速，截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW。未来多年，储能需求将保持高增长。

户用和大型储能共同发展。根据储能系统在电网中的位置不同，可以分为并网侧、用户侧、调峰调频、辅助服务等细分市场。不同应用场景下，储能系统起到的作用也不同，在并网侧可平抑风光发电波动，促进新能源消纳；在户用侧，可以实现新能源电力的自供给。由于储能系统需求的多样性，储能市场也逐步探索出多种商业模式。不同国家和地区电网规模不同，电价定价模式不同，使得储能在不同地区有着不同的发展趋势。从装机现状来看，德国是最大的户用储能市场，欧洲其他国家和美国市场户用和大型储能共同发展，中国市场以大型储能为主。

储能技术多样，百舸争流。从技术类型来看，储能形式包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、光热储能和重力储能等，其中电化学储能还可以细分为锂电池、液流电池、钠电池等路线。从应用市场来看，目前抽水蓄能的技术最为成熟，保有量最大，建设需要特殊区域。电化学储能新增装机增速最快，能同时满足户用和大型储能的要求。

1、全球主要经济体储能政策及发展现状

1.1、全球储能发展现状：电化学储能高增长

2021年全球储能产业呈现出蓬勃发展局面，根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，抽水蓄能的累计装机规模占比首次低于90%，比去年同期下降4.1个百分点；新型储能的累计装机规模紧随其后，为25.4GW，同比增长67.7%。世界主要国家都已经把发展储能产业作为国家战略，国际市场上储能制造业战略制高点的竞争拉开序幕。2021年，储能产业一枝独秀、蓬勃发展，成为全球竞相发展的新兴产业。美国推出了“储能大挑战（ESGC）”，其去年新增投运项目装机规模再次超过中国，并且率先进入10GWh时代；欧洲提出“电池联盟2030”，各项技术研发和产业链打造任务正在有序部署。

1.2、美国储能发展现状：规模增速领先全球

当前，美国是全球最大、增速最快的储能市场。在2021年供应链电池采购短缺和涨价等困境下，部分项目建设延迟，美国储能市场发展仍再创新高，新增储能项目首次突破3GW，是2020年同期的2.5倍，即将从百兆瓦级开启吉瓦级项目的新时代。Wood Mackenzie在7月28日发布的《全球储能展望》表示，未来10年美国仍将是储能市场的领导者，到2031年美国将成为年均部署 27GW储能系统的储能市场。

1.3、中国储能发展现状：市场规模庞大，新增装机规模屡获新高

中国储能市场规模方面，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%。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，特别是后者，在 2021 年实现了跨越式增长，新增投运规模170MW，接近 2020 年底累计装机规模的15倍。

1.4、欧洲储能发展现状：快速发展，表现强劲

欧洲是仅次于美国和中国的全球第三大储能市场，欧洲储能市场自2016年以来，装机规模持续增长，并且呈现快速增长态势。2021年，欧洲新增储能装机容量达到3.5GWh，同比增长67.2%，其中电化学储能新增装机容量超过3GWh。应用方面，欧洲新增储能装机量主要由表前（发电侧和网侧）储能和户用储能贡献，其中户用储能连续多年保持40% 以上增速。2021年，欧洲户用储能新增装机容量1.7GWh，同比增长 60.2%；表前储能新增装机容量1.6GWh，同比增长72.7%；工商业储能新增装机容量0.2GWh，同比增长64.4%。

1.5、澳大利亚储能发展现状：积极新建储能，推动电网联通

基于澳大利亚在风电及光伏领域的气候优势，叠加森林大火及风暴等极端天气对电力系统安全稳定性的威胁，澳大利亚积极寻求新建储能，增强输电网之间的联通能力。IHS Markit也将澳大利亚视为表前和表后储能的关键增长市场，认为需要支持这样一个从火电为主快速转型到以可再生能源为主的分布式电网。随着澳大利亚部署的屋顶光伏系统超过300万个，屋顶光伏发电量将在2025年超过燃煤发电量，储能市场将成为澳大利亚电力系统脱碳的新焦点。据IHS Markit预测，到2030年，澳大利亚的储能规模将从500MW增长到12.8GW以上。

1.6、日本储能发展现状：户用储能渗透率位于全球前列

应用方面，日本户用储能渗透率较高，仅次于德国。2021年日本表后储能装机量为931MWh（同比+8%），户用储能占表后储能的90%。政策方面，2016年日本发布《面向2050年的能源环境技术创新战略》，明确将电化学储能技术纳入五大技术创新领域，提出重点研发低成本、安全可靠的先进储能电池技术。2021年《日本基本能源计划》经历第六次更新，鼓励可再生能源发展。2022年8月31日发布《蓄电池产业策略》，为完善蓄电池制造和利用环境，将在电动汽车和储能等领域投资约 240亿美元，目标是到2030年日本电动车和储能电池行业的产能达到150GWh，全球产能达到600GWh。

1.7、印度储能发展现状：储能系统需求庞大

为了实现2070年实现净零排放目标，印度市场对储能系统有很大的需求。印度制定了到2030年实现部署450GW太阳能发电设施和风能发电设施的目标。根据印度中央电力管理局的预计，到2030年，累计部署的储能系统规模将达到27GW/108GWh。此外，根据印度储能联盟（IESA）的数据，为了在2030年之前将500GW的非化石燃料能源整合到电网中，印度至少需要160GWh的储能。这个储能容量包括表前电网规模的储能、直接整合可再生能源的储能、输配电网的储能以及为平衡电网提供辅助服务的储能。

1.8、东南亚地区储能发展现状：城市化进程推动新能源需求增加

当前，东南亚经济快速发展，人口增加，城市化规模不断扩大，能源需求持续增加。据IEA今年发布的《东南亚能源展望2022》显示，过去20年里东南亚的能源需求以每年约3%的速度增长，且这一趋势将持续到2030年。在东南亚，燃煤发电仍然处于主导地位，因此东南亚各国正积极布局新能源产业，以应对这一巨大挑战。例如，包括新加坡、印度尼西亚、泰国、缅甸、马来西亚、老挝在内的六个东南亚国家已经宣布了净零排放和碳中和目标。在IEA预测的可持续发展情景中，东南亚地区到2030年平均每年增加21GW的可再生能源容量。

2、新能源发电量快速增加，储能系统作用凸显

2.1、碳中和背景下新能源需求高企

碳中和背景下可再生能源占比快速提升。2015年《巴黎协定》提出，到2050年气温升幅将进一步限制在1.5℃以内，随后主要国家陆续提出碳中和目标，全球能源转型进程有序推进。根据IEA预测，基于全球升温不超过1.5摄氏度的假设， 2050年全球电力消费的90%将来自可再生能源电力，其中风电和光伏占电力消费总规模的近70%。碳中和的实现路径有三个方向：发展清洁能源、节能提效和碳捕捉与储存。其中清洁能源是指能够有效降低温室气体排放的新能源技术。发展新能源是实现碳中和路径中较为关键的一环，直接催生了许多新兴产业，例如风力发电、光伏发电等，也促进了水能、核能等成熟的清洁能源的发展。

2.2、新能源应用：风能是增长最快的可再生能源之一

风能发电利用运动中的空气产生的动能，使用风力涡轮机或风能转换系统将其转换为电能。其既可以部署在岸上，也可以通过使用固定在海底的固定涡轮机部署在近海，或者部署在更深水域的浮动结构。根据《BP世界能源统计年鉴》显示，2021年全球风电累计装机量达到824.9GW，前三名分别是中国、欧洲和美国，累计装机量分别是 328.97GW、223.92GW和132.74GW。风电发电量也随着装机量的攀升呈现爆发式增长，2021年全球风电发电量已突破1800TWh，中国发电量反超欧洲，成为世界第一。

2.3、电力能源转变：全球新能源占比提高

传统能源优势仍在，新能源发展潜力巨大。从全球能源结构的变化趋势看，进入21世纪以来，石油、天然气、煤炭等传统化石能源还在继续发挥各自的优势。但是不可否认，目前世界已经处在从传统矿物能源转换到新型能源系统的过渡时期内，煤炭和石油的比重在逐渐降低，核能和以风能、太阳能为代表的可再生能源占比在逐步提高。

2.4、储能系统作用凸显

风、光电发展势头强劲，储能系统作用凸显。储能系统的应用场景丰富，主要可分为发电侧、电网侧、用户电侧三类。发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、系统调频、可再生能源并网等：电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级等；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。随着能源需求向新能源方向转变，储能系统将成为电力系统中不可或缺的一部分。

3、当前主要储能类型及市场需求测算

3.1、储能多种技术路线并存

储能多种技术路线并存，技术特点、应用场景多元化。按技术角度分，储能可分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储等多种路线。抽水储能和压缩空气储能容量大且放电时间长，适用于大规模可再生能源并网、电网调峰等能量型应用场景；超级电容和飞轮储能拥有较高的转换效率且能提供短时的功率输出，适用于需要快速响应的领域，如调频等功率型应用场景；电化学储能放电时间和储能容量的跨度较大，可通过模块化实现规模化应用，适用领域广泛多样。抽水蓄能占据主要电力储能装机份额，电化学储能为最具潜力的技术路线。电化学储能本身性能优势明显，一方面对比压缩空气储能，电化学储能具备更优的响应速度和功率密度；另一方面电化学储能对地理条件限制较低，初期投资成本较低，可缓解抽水储能等传统储能开发接近饱和的现状。

3.2、抽水储能：当前最成熟、装机最多的储能技术

抽水储能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。其原理是利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能。适用于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，还可提高系统中火电站和核电站的效率。抽水储能的最大优势在于其较低的度电成本。根据《储能技术全生命周期度电成本分析》中测算，在不考虑充电成本且折现率为0的情况下，抽水蓄能仅有0.207 元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。

3.3、压缩空气储能：蓄热式压缩空气技术成熟

压缩空气储能是以高压空气作为储能介质，通过高压空气的膨胀做功实现能量的释放。工作原理方面，在储能时，通过压缩机将电能转化为空气压力能，高压空气被密封储存，在能量释放时，释放的高压空气推动膨胀机将能量转化为电能。传统压缩空气储能的技术需要大量使用化石燃料、依赖储气室且系统效率较低。随着技术迭代，压缩空气储能的效用不断优化，目前主要技术包括蓄热式压缩空气储能系统、等温式压缩空气储能系统、水下压缩空气储能系统、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统等，现在先进储能系统的理论系统效率可达到 70%。

3.4、光热储能：安全性高，具有天然优势

光热发电作为储能具有天然优势。太阳能光热发电机组既具备同步电源特性、又配置了热储存系统，因此有一次调频和二次调频的功能。根据《2021中国太阳能热发电行业蓝皮书》，截至2021年底，全球太阳能热发电累计装机容量达到 6800MW，中国太阳能热发电装机容量为538MW。光热储能是一种安全性高的储能方式。目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达1.7GWh；全球达到了1000GWh。太阳能热发电的熔融盐储能系统，既可通过太阳能集热系统给其充热、储热，也可通过电加热系统将网上的峰值电力转化为热能存储发电。这样的使用方式非常有利于电力系统的电力平衡，也能很好地参与电力市场交易。

3.5、重力储能：在物理储能中成本占优

重力储能属于机械储能，其基本原理是基于高度落差对储能介质进行升降，从而完成储能系统的充放电过程。按介质进行分类，可以分为以水为重力储能介质和以固体物质为重力储能介质。重力储能优势明显：①与锂电池相比，重力储能度电成本相对较低，储能时长更长，可以满足客户储能需求，例如电网侧长时间调峰、工商业通过储能套利等，同时也没有自燃以及爆炸等安全隐患。②与抽水储能相比，新型重力储能种类多样不完全依赖于水源与地形，选址更为容易。

3.6、电化学储能：锂电储能具备技术和产业优势

锂电池储能是当前技术最为成熟、装机规模最大的电化学储能技术。根据CNESA数据显示，2021年锂离子电池占中国新型储能装机量的89.7%，是最具代表性的新型储能技术，目前广泛应用于1-2小时的中短时储能场景中，在4-8小时的储能项目中也有应用。锂离子电池具有能量密度大、没有记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点，广泛应用于风电光伏等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。

4、电化学储能产业链分析与成本构成

4.1、抽水蓄能系统：当前主要储能方式

抽水蓄能在储能中累计装机量占比达86%，是目前主流的储能应用方案。抽水蓄能产业链上游主要为设备制造环节，包括水轮机、水泵、发电机、压缩空气系统和其他设备的生产制造；抽水蓄能产业链中游为抽水蓄能电站建设和抽水蓄能电站运营；抽水蓄能产业链下游为应用市场，主要包含工业用电、商业用电和居民用电。

4.2、压缩空气储能系统成本：设备采购与建筑工程占比超八成

压缩空气蓄能系统包含压缩、储气、蓄热/冷、回热/冷、膨胀等多个子系统，其上游为压缩换热、储气装置等设备制造商及盐穴资源供应，中游为系统集成安装，下游是用户终端。从成本构成来看，设备费用占46%，建筑工程费39%，土地出让金7%，安装工程费3%，其他费用7%。压缩空气储能定价采用容量电价和电量电价两部分，对于膨胀机容量50MW的压缩空气系统，假定年循环次数330，效率为60%，运营期按照25年考虑，项目内部收益率约为7.51%，回收期约为12年。

4.3、光热储能系统成本：集热系统成本占比过半

光热储能系统主要分为聚光系统、吸热系统、储换热系统和发电系统，聚光系统由定日镜和大规模镜场组成，吸热器利用太阳能加热内部工质完成太阳能-热能转换，储换热系统加热水产生高温高压蒸汽，进而进入发电系统发电。光储系统成本中集热系统约占50%，其次为储热系统约在10%以上。

4.4、重力蓄能系统：设备采购与建筑工程占比超八成

重力储能系统主要包括介质、运输线路、电动机和发电机组。介质主要分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。水介质型借助管道、竖井等结构，固体重物型借助山体、地下竖井、人工构筑物等结构，来实现介质的运输。对于固体重物型重物块一般选择密度较高的物质，如金属、水泥、砂石等以实现较高的能量密度。重力储能系统成本主要有由设备和建筑工程两部分构成，其中，建筑工程费43%，设备费用41%，土地出让金9%，安装工程费2%，其他前期费用5%。

4.5、电化学储能系统组成

电化学储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能，电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

4.6、电化学储能电池：锂电池市场高速增长，行业集中度高

锂离子电池储能爆发式增长，订单爆满。2021年我国储能型锂离子电池产量32GWh，同比增长146%，储能锂离子电池企业普遍进入订单爆满、产能不足与计划大幅扩产的状态。据CNESA统计，受新能源汽车动力电池和储能的需求，仅 2021年锂电池产业链特别是锂电池的中上游投资计划已经超过了1.2万亿。锂离子电池市场格局：市场集中度高。根据EVTank的数据，2021年的宁德时代和比亚迪位列第一、第二。在国内市场，宁德时代储能电池市场份额近六成，如果考虑到时代上汽的份额，宁德体系的公司市占率更高，比亚迪紧随其后，储能电池市场份额16.0%。中航锂电排名第三，市场份额4.3%。行业CR3达到80%，头部集中效应明显。

4.7 电化学储能电池：钠电池储能或将迎来爆发增长

钠离子电池技术成熟，亟待大规模量产。钠离子电池具有成本低、倍率性能优异、低温容量保持率高等特点，但目前仍处于初期起步阶段，多家企业积极推进钠离子电池进展，预计未来钠离子电池产业会有明显增长。钠离子电池也由正极材料、负极材料、电解液、隔膜、集流体等构成，钠离子电池正极原材料为钠盐，相较于锂盐价格更加低廉，同时钠离子电池中钠和铝不会发生反应，因此电池正负极集流体均可采用铝箔而不必用更加昂贵的铜箔，成本更低。

4.8、电化学储能电池：液流电池安全、高容量、长寿命、有潜力

全钒液流电池储能初始投资成本高，未能大规模商用。目前全钒液流电池单瓦时成本在3-4元。液流电池中电解液成本占比高。液流电池主要由电解液、电极、离子交换膜、双极板和集流体组成，以4小时电池储能系统为例，电解液在电池成本中占比约50%。液流电池容量大，安全性高，使用寿命长。正、负极电解液储存在外部不同的储液罐中，突破常规的电池容量限制；储能介质为水溶液，安全性能高，且电池均匀性好，全钒液流电池循环次数达15000次以上。凭借上述特征，钒电池是非常有潜力的储能装置。

4.9、管理控制系统之PCS：市场规模扩大，格局未定

储能变流器PCS市场规模持续扩大。我国储能变流器行业于2012年起步，随着项目数量的增加和技术进步，储能变流器成本不断下降，再加上近几年电化学储能规模快速增长，储能变流器的需求不断增加，变流器市场规模持续扩大，2021 年我国储能变流器市场规模为36.7亿元。 PCS市场格局：格局仍未定，后进者竞争激烈。目前我国储能变流器市场仍处于提质降本、规模化发展的初期阶段，市场格局仍未定，根据CNESA，2018-2021年我国排名前十的储能变流器供应商企业不断更换，除上能电气、阳光电源、科华数据等少数企业多年保持领先外，新进入者迭出。

4.10、管理控制系统之BMS：市场规模剧增，行业集中度高

BMS市场概况：市场规模迅速增长，需求量快速攀升。BMS在储能系统中发挥着保障安全、延长电池寿命、估算剩余电量等重要作用。从2004年起，我国企业开始布局BMS，2012年我国BMS市场规模仅1亿～2亿元，到2021年时市场规模已达103.08亿元，同比去年上升138.8%。与此同时，BMS需求量由2014年的8.1万套增长至2021年的354.5万套，期间CAGR达71.57%。 BMS市场格局：市场集中度高，龙头比亚迪、宁德时代、特斯拉。从装机量看，2021年我国BMS装机量前五名的企业依次为弗迪电池（比亚迪子公司）、宁德时代、特斯拉、华霆动力和力高技术，CR10为74%，市场集中度较高。

4.11、管理控制系统之EMS：市场规模小，尚无龙头企业

EMS市场概况：市场规模小，尚无龙头企业。EMS是运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统的能源供应、存储、输送等环节实施动态监控和数字化管理的系统。现阶段，我国电化学储能能量管理系统应用比例偏低，2021年市场规模仅为6亿元。随着能源产业数字化水平提升，能量管理系统应用比例将逐步加大，行业发展前景广阔。

4.12、系统集成行业：集成商多种模式并存

储能系统集成市场概况：集成商多种模式并存。储能系统集成，是将储能电池、BMS、EMS、PCS等各个单元组合起来，打造“一站式”解决方案。目前，国内的储能系统集成商主要分为全产业链布局、专业集成和单纯设备供应商转型三类，其中基于自身产品由单纯设备供应商向系统集成商转型的企业占比最多。此外，作为储能项目业主方的国有发电企业、电网企业等也开始布局储能系统集成领域。储能系统市场格局：龙头海博思创、电工时代、阳光电源等。2021年，海博思创、电工时代、科华数能、阳光电源等储能集成商在国内新增投运装机量和出货量排名中均位于前列。

4.13、电化学储能经济性评估：内部收益率8%

以磷酸铁锂电池为例，在峰谷价差模式下，假定储能系统循环次数为330次/年，系统储能效率为88%，按照15年来计算， IRR约为8%。

4.14、储能产业降本路径一：布局电池原材料，降本空间明显

电化学储能系统成本主要来源于储能电池，而电池成本的主要来源是正极、负极、电解液、隔膜等原材料价格。由于下游需求增加，2021年10月25日到2022年2月17日，原材料碳酸锂的价格由19.3万元/吨上涨至43万元/吨，涨幅123%，当前价格超过了55万元/吨；正极材料磷酸铁锂的价格随之从8.5万元/吨上涨至14万元/吨，涨幅65%，由此储能系统成本上升，造成价格上涨压力，压缩了利润空间。积极推进矿产资源等上游原材料布局，加快开发原材料矿产资源，以提高原材料供应量，平衡供需关系，抑制由于需求快速增长而引起的原材料价格上涨，使原材料价格恢复合理区间，从而降低储能成本。此外，中下游企业可以通过加深与上游原材料供应企业合作协调关系，或通过提高原材料自供率实现降本。

4.15、储能产业降本路径二：钠离子替代

钠离子电池成本显著低于锂离子电池，高性价比优势明显。锂离子电池地壳丰度0.0065%，且75%分布在美洲，目前价格昂贵；相比之下，钠资源在地壳中占比2.75%，全球分布广泛，价格便宜。另外，锂离子电池负极集流体必须为铜箔，钠离子电池正负极集流体均为铝箔，铜箔价格远高于铝箔，因此在集流体上钠离子电池可进一步降低成本。以钠离子电池选用NaCuFeMnO/软碳体系，锂离子电池选用磷酸铁锂/石墨体系为例，钠离子电池比锂离子电池成本低30%~40%。与锂离子电池相比，钠离子电池平均能量密度低38%左右，寿命降低30%左右，最高电压不及锂离子，但由于其价格低廉因素，随着钠离子电池规模化量产，可以作为一种高性价比储能方式。

4.16、储能产业降本路径三：增加电网调度频率

根据全生命周期度电分析法，储能系统度电成本由初次投资成本、年维护运营成本、替换成本、充电成本、回收成本等部分组成，其中年循环次数主要影响其替换和充电成本。在年循环次数均为330次时，抽水蓄能、压缩空气、磷酸铁锂电池度电成本在考虑充电电价时分别为0.882、0.911、1.255元。当提高磷酸铁锂年循环次数到495、660次时，价格分别下降到0.985、0.888元，与抽水蓄能、压缩空气储能成本接近。因此，增加电网对储能电站的调用频率，可大幅度降低度电成本，降幅可达30%以上。