（报告出品方/作者：中信证券，华鹏伟，袁健聪，林劼）

1储能市场发展分析

多因素共同推动，储能行业爆发在即

电力系统转型在即，储能行业迎来发展。碳中和目标的实现需要风电、光伏等新能源大规模的建设，而新能源发电具有不稳定性、间歇性的问题，提高了电网在输配容量、电频波动控制等方面的要求，有效的运营需要新型电力系统的支持，新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化，储能有望成为新型电力系统的第四大基本要素。新型电力系统在用电侧，将由同步发电机转变为光伏、风电等可再生能源为主；在输配电侧，由单向送电转变为特高压直流、双向输配电系统；在用电侧，由单一用电转变为复合多层次用电。而储能设备贯穿于新型电力系统转型的发电、输配电、用电三个环节，将迎来快速发展的机遇。

风电和光伏装机规模持续增长，发展前景广阔。在政策鼓励和成本下降趋势下，过去5年风电和光伏的装机量和发电量持续增长。装机规模上，-年风电和光伏装机均呈现良好增长态势，其中风电装机年增长保持在18GW，光伏装机年增长保持在25GW，前三季度光伏和风电新增装机为16.4GW和25.6GW。发电量上，-年光伏与风电发电量保持了较快的增长，五年间CAGR分别为37.84%和18.35%，前三季度光伏和风电发电量分别为.2亿千瓦时和.0亿千瓦时，同比增长27.24%和35.44%。能源布局上，“十四五”规划对光伏和风电发展提供了政策保障，在风电光伏竞争力持续强化的情况下，我们预计：国内非化石能源消费占比有望于年达21%左右，于年达26%左右；年全球可再生能源电力在总发电量中比重有望稳步提升至18.5%左右；若按照风电/光伏电量比重分别约8.5%/7%估算，未来5年全球风电光伏年均装机需求有望超/GW。

可再生能源发电规模激增，加大储能需求。可再生能源大规模接入，增加发电端出力的波动性，也对电网的承受能力提出挑战，新能源稳定并网需要配备调峰、调频装置，而储能是其中最重要的装置。“鸭子曲线”说明了使用可再生能源的商业发电模式中，受发电时段所限，用电负载和发电量之间存在的落差，随着风电、光伏的快速发展，用电需求和发电产出的时间错位波动性加剧。通过对电池储能系统充放电操作的合理控制，能解决“鸭子曲线”的问题。

国内政策积极推动，多地陆续公布储能规划。各地政府对“双碳”目标响应积极，风电、光伏政策及配套储能规划已陆续出台，截至年11月，国内多个省市明确了配套储能设备的规格要求，并明确规定配储比例和时长要求。随着“十四五”风光装机容量的扩大，各地的储能保障政策会进一步扩容，推动储能规模的扩张和行业发展。

成本下降推动储能行业发展，电价体系促使储能盈利能力改善。近些年来，储能电池成本不断下降，叠加电价机制逐渐灵活，商业模式逐渐成型。-年，锂电池组价格稳定下降，10年间CAGR为-19.4%，有效扩大了储能电池的市场应用，推动储能行业发展。此外，近年来电价改革引起峰谷价差拉大，为储能电池创造了套利空间。用户侧峰谷电价差拉大，最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。电价改革推动了制度的建设，进一步刺激了对储能电池的需求，改善了储能系统的盈利能力。（报告来源：未来智库）

储能发展空间广阔，国内新增装机位居前列

全球储能装机稳定增长，国内储能装机高速增长。-年全球储能装机增长稳定，增长率维持在2-3.5%区间，年装机量达到.1GW，增长趋势有望长期延续。全球储能保持持续增长主要得益于不同国家政策支持，其中欧美等发达国家或地区都出台了支持储能发展的政策；海外较高的电价水平，尤其是在风电和光伏渗透率不断提升的情况下海外的电价也保持了一定程度的上涨，叠加市场化机制，为储能商业模式的丰富提供了支持。

国内储能装机呈现高速增长状态，-年CAGR达10.02%，其中，除年受行业景气度略微下行影响外，其余年份储能装机增长率均维持在8%以上。根据CNESA数据，截至年，国内储能装机规模也已达到35.6GW。在“双碳”目标指引下，在风电和光伏装机较快增长的情况下，在政策的鼓励下，在成本不断下降的推动下，储能行业和储能装机有望迎来一个黄金发展期。（报告来源：未来智库）

抽水储能成本占优，电化学储能响应迅速。目前的储能技术方案主要可以分为物理机械储能、电化学储能、电磁储能和光热储能。物理机械储能包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能，其中抽水储能是应用最广泛的储能技术，具备最优越的成本优势，且寿命长，能兼容大规模储能，缺点是启动速度慢；压缩空气储能也是较成熟的技术，但效率较低。电化学储能在近些年发展尤为迅速，其具备启动迅速的优点，但缺点是部分技术成本高，且面临时长的挑战，目前不少电化学储能技术基本成功商业化。光热储能以熔融盐储能为代表，综合效率高，平均成本低，产品质量不稳定，且存在自然损耗等特点。

抽水蓄能主体地位依旧，电化学储能引流新潮。-年，从全球储能装机结构看，抽水蓄能占比逐渐下降，但其主体地位不减，仍作为储能技术的绝对主流。即使在占比逐渐下降的情况下，年全球储能装机中抽水蓄能仍占比高达90.9%。从新增装机结构看，年起电化学储能装机力压抽水蓄能成为新增装机最多的储能技术，随着钠离子电池、锂电池-空气电池等电化学储能技术的深入发展，成本下降、形式灵活多样的特点，意味着电化学储能有更大的市场空间和发展潜力。熔融盐储能在装机中也占据着一定的份额。

国内储能整体情况与全球相似，电化学储能新增装机稍少但增长潜力巨大。从累计装机结构看，抽水蓄能也占据着主体地位，在占比逐渐下降的情况下，年占比也高达90.5%。从新增装机结构看，年后，虽然电化学储能电池同样占据较大的比例，但不同于全球趋势那般极端，国内新增储能装机中呈现抽水蓄能和电化学储能均势增长的局面。从技术迭代上，国内电化学储能对抽水蓄能份额的占领发生地更为滞后。除此之外，国内其他储能技术，如压缩空气储能、熔融盐储能，其结构占比明显相对国际较少，技术表现上更为单一。

抽水蓄能享有成本优势，锂电池储能和压缩空气储能紧随其后。随发电时间的延长，单位度电成本会显著下降，这使得厂商通常不会采用复合的储能技术。抽水蓄能最为大规模应用的原因之一即为其成本优势，在主流储能技术中，抽水蓄能成本最低。成本接近抽水蓄能的有压缩空气储能和锂离子电池储能，在发电规模足够大时，这两种技术成本能贴合抽水蓄能。其余主流技术成本，无论在小规模储能还是大规模储能，与此三者均有较大差异，他们的成本由低到高依次是液流电池、钠硫电池和铅酸电池，均属于市场占有相对较小的电化学储能形式。

抽水蓄能占比最高，电化学储能前景广阔

抽水蓄能原理简易，安全可靠。抽水蓄能原理简单，利用生产的电力将水提升至高处蓄水存贮，待到需用电时释放所蓄水，以水力发电的形式重新将势能转化为势能，从而实现电能在不同时间的存储和分配，并具有存储后能量几乎不流失的优点。我国抽水蓄能电站起步较晚，但起点较高，目前已有相当数量电站处于世界先进水平，如高水头的长龙山抽水蓄能机组等业已投运。

抽水蓄能占比遥遥领先，未来趋于稳步发展态势。凭借着低成本、易于实施、寿命长、高效等优势，抽水蓄能目前全球和国内装机量遥遥领先，截至年，抽水蓄能在全球和国内装机中分别占比90.9%和90.5%，在未来相当长的时间内其领先地位不会动摇。国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》指出：“到年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到万千瓦以上；到年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右”。将抽水蓄能作为主力储能技术推广发展，更能保障抽水蓄能技术的稳固优势。

电化学储能开启商业化，料将成为未来主流方向之一。不同于抽水蓄能技术的简洁单一，电化学储能新兴技术路线在不断涌现，多元化发展趋势明确。凭借低成本、便捷性优势，电化学储能技术如锂离子电池和钠硫电池，已经成功商业化应用。虽然存在功率上限和安全性问题，但凭借能量密度、成本等方面，性价比最高的磷酸铁锂成为主要应用技术，而钠电池成本低，循环寿命有待提高，或成为未来技术方向。

电化学储能装机高速发展，锂电池占比近90%。-年电化学储能迎来高速发展，全球装机由1.8GW提升至13.1GW，CAGR高达64.93%；国内装机由0.2GW提升至2.8GW，CAGR高达84.37%。在近几年的新增装机中，电化学储能装机占比稳固，其高速发展的趋势仍在延续。电化学储能中，又以锂电池储能占比最高。-年，全球/国内电化学储能中锂电池占比分别由75.6%/58.3%提升至90.0%/87%，进一步稳固了电化学储能电池中的领先技术地位。

钠电池有望与锂电池形成优势互补。7月29日，宁德时代宣布新一代钠离子电池发布，该款技术有望与锂电池形成优势互补。钠离子电池在原料上并不受限，而锂产量75%在美洲，且近期价格显上行趋势，钠离子电池的使用在成本上具备优势。此外，钠离子电池具备快充性能好、低温性能强等优势，且制作设备与锂离子电池兼容，有利于形成规模量产。预计年形成基本产业链，综合降本30-40%，或能成为储能需求的核心驱动。（报告来源：未来智库）

2储能应用场景与空间测算

储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。电力即发即用，以新能源为主体的新型电力系统中“源网荷”波动加剧，以上各环节推进配储，则可以平滑电力波动性，储能可起到系统稳定器的效用。

按应用场景，我们可以将储能划分为发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、用户侧（自发自用、峰谷价差套利）、辅助服务（5G基站备用、IDC）等多种用途。根据适配电力系统各个环节的需求，相应储能的应用类型和放电需求亦各有不同。

发电侧：提升新能源并网友好性，加速能源结构转型

风电、光伏等新能源电源具备波动性和间歇性的发电特点，未来立足“双碳”目标的实现和打造以新能源为主体的新型电力系统，则必然面临新增发电能力和电源装机结构向不稳定的新能源持续切换的过程。在此过程中，新能源电源配套储能源建设，是可以有效解决弃风弃光和电源侧稳定可靠性的重要路径。在此基础上，以一定功率比例配套储能，并据相当备电时长满足平滑新能源电源出力曲线的目的，可以有效提升新能源对下游负荷曲线变化的响应能力。

根据我们对-年全球光伏（分布式、集中式）、风电的新增装机规模预测，在相应配储功率比例和储能渗透率假设下，我们预计-年，光伏发电装机的配套储能需求为7.7/15.5/25.0/36.0/51.5GW，相应备电时长假设下的容量预测为15.4/35.3/62.4/.6/.6GWh；相应风电装机预测下，我们预计-年风电发电带来的配套储能需求为1.7/3.6/6.1/9.2/13.0GW，相应备电时长假设下的容量预测为3.5/7.3/12.2/20.2/32.5GWh。

电网侧及辅助服务：辅助调峰调频，支撑平稳运行

电网侧储能主要提供调峰、调频、备用等辅助服务，以保障电网运行稳定与安全。国家能源局于12月24日正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，系年上述文件发布以来的首次修订，主要是为了适应新能源大规模接入和电力市场改革加快发展的需求，也将推动我国电力辅助服务市场加快发展，提高新能源的并网接入能力。由辅助服务带来的配储需求来看，预测存量改造与新增配储需求将有望同步释放。预计-年，调峰调频配储比例将持续提升，伴随新增发电能力和电力需求的增长，预计调峰调频储能容量需求将有望达到7.5/7.9/11.0/11.2/14.2GWh。

用户侧：新基建带来新的稳点耗能需求

负荷侧储能市场主要围绕新基建带来的新增高耗能场景展开，其中最主要的高保电需求且高耗能场景分别为5G基站与数据中心（IDC）。

我们预计-年，伴随我国及全球5G基站的大规模建设周期逐步落地，有望带动配套储能需求的装机规模为3.0/4.3/5.4/5.9/6.1GW，对应备电时长下的配储容量为11.9/17.3/21.5/23.7/24.3GWh。相应的，根据IDC的建设预期，我们预计-年IDC数据中心建设有望带来年均约2.5-5GW的储能建设需求，需求较为平稳。综合来看，预计-年我国储能建设需求2.5/2.9/3.4/3.8/4.7GW，对应储能容量需求0.6/0.7/1.0/1.1/1.4GWh。

成长空间巨大，需求加速释放。综合以上环节的测算、预测结果，我们判断-年全球储能市场有望伴随能源转型与下游电力需求建设节奏，分别释放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为38.8/68.5/.1/.8/.7GWh，有望带动主要储能技术类型及相关产业链采购需求迎来爆发式增长。

3产业链梳理

锂电储能行业

储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统。储能系统主要包括电池组、双向变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）及其他电气设备等多个部件构成，其中电池组是储能系统的核心，主要包括磷酸铁锂和三元电池；PCS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；EMS负责数据采集、网络监控和能量调度等；BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等。电化学储能发展潜力巨大，各领域龙头都纷纷提前布局储能赛道不同环节。

储能系统中电池是未来成本降低的重点

转载请注明:http://www.aideyishus.com/lkcf/1650.html