来源：本站　　时间：2023.08.16

2020年，我国提出“双碳”目标，将在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和。当前，国内能源清洁化水平有限，发展以光伏、风电为主力的新型能源成为“双碳”重要依托。但新型能源出力具有随机性和波动性的特征，对电力系统调度形成新的挑战。因此，2021年国家发改委、国家能源局将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，持续推动储能高质量发展。当前储能市场正处于市场开拓初期，国内顶层设计支持多元化技术发展，各储能技术百花齐放。

一、储能产业简介

（一）储能是光伏等间歇性可再生能源的必备配套措施

储能是指将电能通过物理或者化学的手段转化为其他形式的能量存储起来，在需要的时候将能量转化为电能释放出来，类似于大型“充电宝”。

由于储能系统在发电侧、电网侧、用户侧的装机均可以起到削峰填谷、缓和电力供应紧张的功能，有望成为未来电力系统的重要一环。一方面是，碳中和背景下，光伏风电装机量目标较为明确。但新能源出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，特别是光伏发电，对电力系统产生新考验。随着电力系统日内波动性增大，维持电网供需平衡、抵消光伏发电扰动的调峰调频能力将成为电力系统的重要指标。

图1　典型发电机组出力特征对比

（数据来源：《大规模储能技术发展路线图》，策源资本）

另一方面，据电力规划设计总院，2023年用电高峰时段全国6个省份电力供需紧张，17个省份电力供需偏紧。其中，四川高峰时段电力供需偏紧，对电力系统调峰调频提出新的要求。

图2　2023年全国电力供需形势整体偏紧

（数据来源：电力规划设计总院，《中国电力发展报告2022》，策源资本）

（二）储能产业链概况及装机现状

储能技术主要分为电储能和热储能，电储能包括物理形式的抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器等，以及化学形式的氢储能、电化学形式的锂离子电池、铅蓄电池、液流电池等。

图3　储能技术路线分类

（数据来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，策源资本）

产业链角度，储能产业上游主要为原材料及相关器件，中游为储能系统，下游则为电源侧、电网侧、用户侧的需求端。由于储能技术路线多元化，各技术路线上中游有较大差异，下游适用场景也有所不同。

图4　新型储能产业链概况图

（数据来源：赛迪顾问，策源资本）

根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，同比增长38%。抽水蓄能累计装机占比首次低于80%；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW。

2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75%；新型储能新增规模创历史新高，达7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%；新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，占比达94%，另有压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线在项目规模方面有所突破，应用模式逐渐增多。

图5　2000-2022年中国储能市场分技术累计装机规模（MW）

（数据来源：CNESA，策源资本）

（三）全球及国内储能市场预期

全球储能行业正处于高速增长初期。其中，国内储能市场，一是受益于国内风电光伏渗透率快速提升，2027年新能源装机占比预计由2022年的22%提升至35%，二是受益于国内多数地方对新增风电光伏发电项目提出强制性配储要求，一般配储比例在5%-10%，配储时长为2-4小时。海外方面，俄乌冲突后，欧美等发达国家电价持续上涨，新能源发电与储能配置的经济性进一步提升。

随着储能在新型电力系统中的重要性逐步提升、国内外政策加码和系统成本逐步下降，预计2025年国内风电光伏配储、海外表前独立储能、全球工商业储能以及海外户用储能需求分别达85、139、47、121GWh，合计约392GWh，2021-2025年储能需求年复合增速约为72%。若以1.5元/Wh的系统报价计，则2025年全球储能市场空间近6000亿元。

图6　全球储能市场合计需求预测（GWh）

（数据来源：工信部，Marklines，中金资本，东吴证券，策源资本）

其中，新型储能有望成为储能的重要一极。“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，政策推动是主要增长动力。随着电力市场的逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日臻成熟，抽水蓄能以外的新型储能方式，凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势，有望在竞争中脱颖而出。CNESA预计2025年我国新型储能年新增装机规模将达约25GW/54GWh。若以系统价格1.5元/Wh测算，对应市场空间超800亿元。

图7　国内新型储能年新增装机规模预测

（数据来源：CNESA，策源资本

注：按照2022年情况，储能设计放电时长平均约2.2小时，即1GW储能功率对应容量约2.2GWh。）

二、储能产业主要技术路线初步分析

为实现双碳目标，近年来国家出台了一系列相关政策支持国内储能发展，将储能作为电力系统调节的重要手段。

2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，技术路线方面继续推动多元化技术发展，各储能技术路线百花齐放。对此，我们分析如下：

1.抽水蓄能：抽水蓄能是最为成熟的储能技术，具有成本低、寿命长、容量大、效率高等优点，是当前最为经济的储能方式，但该技术路线对地理选址提出较高要求，未来发展空间越来越有限。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2030年我国抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，巨量项目开工建设，有望带动市场需求，带动产业扩容。

2.压缩空气储能：压缩空气储能之前受制于能量转换效率较低、损耗成本较高，但是随着技术进步，大型电站储能转化效率已经上升至70%-75%，已具备大规模商业化应用的条件。目前压缩空气储能商业化项目正在探索大规模推进。虽然当前压缩空气储能成本一般高于抽水蓄能，但其投资期较短、单体投资规模限制较小、项目选址要求低于抽水蓄能，因此有望成为抽水蓄能之外的、大规模储能方面的重要补充。

3.锂离子电池储能：锂离子电池储能持续为主流新型储能方式，且由于产业化进展居于前列、经济性及适用范围均取得较好平衡，预计未来数年以磷酸铁锂为主的锂离子电池储能将继续维持新型储能主流地位。价格角度看，锂离子电池是否占据电化学储能领导地位，主要取决于上游碳酸锂矿价格，短期内碳酸锂供给能力提升、价格下行，锂电池主导地位较为稳固，处于高速增长的上升周期；长期看，电化学储能技术路线格局，仍然取决于各技术路线性价比，以及储能场景的整体安全性要求。

4.钠离子电池：决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等，钠离子电池在上述方面表现出良好性能。其在规模化应用后成本有望低于磷酸铁锂电池，可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用。但由于钠离子电池与锂离子电池竞争关系明显，且近期碳酸锂矿价格压低钠离子电池成本优势预期，钠离子电池规模化时点预期有所延后，或将在未来数年后逐步实现规模化，进而在电化学储能中占据一席之地。

5.液流电池储能：液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点，2019年以来全钒及铁铬等液流电池储能示范项目正加快建设。由于液流电池以高昂的初始投资成本换取较高的使用寿命，且要求一定基础规模，与当前国内光伏风险配储的低成本需求有错位，成本挑战成为当前液流电池商业化的困境之一。预计未来技术及工程能力进步，液流电池能效及成本有望进一步优化，且随着风电光伏装机量不断提升、电网智能化升级，液流电池有望凭借大规模、长寿命、安全性优势，将成为电网端集中调节的重要组成。