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行业现状

1、储能的必要性

全球气候变暖，各国共同应对气候变化，全球能源结构正不可逆转的向低碳化转型。在这个背景下，电力部门必须在本世纪中叶实现脱碳目标，而规模化利用可再生能源是实现脱碳的主要路径。为实现这个目标，到2030年，全球可再生能源装机容量需要达到10770GW，到2050年接近27800GW，分别比2020年增加4倍和10倍。
传统能源时代，煤电、燃机的发电方式可以达成电网稳定调节的需求。风光时代，可再生能源发电具有间歇性，随着风光项目的日益增多，电力系统对平滑输出、调峰调频等电力辅助服务的需求也快速增长。储能的重要性、紧迫性日益凸显。
与世界其他国家和地区相比，我国储能对新能源装机容量的比例明显偏低。2020年我国这一比例约为6.7%，而我国以外其他国家和地区的比例为15.8%，随着可再生能源比例提高和煤电的逐步退出，储能必将迎来巨大的发展机遇。

2、储能产业链简图

储能行业未来的发展趋势如何？政策环境如何？什么样的商业模式可能会胜出？哪种技术方向会有大发展？

02

发展趋势

1、风光电装机规模持续增长，带动储能需求爆发

在政策鼓励和成本下降的趋势下，过去5年风电和光伏装机量和发电量保持持续的快速增长。2022年1-5月，国内光伏新增装机规模达23.71GW（+139%YoY），随着供应链紧张程度缓解、成本加速下降，预计2022/2023年国内光伏装机将达75/110GW。随着下半年进入风电装机旺季以及政策支持力度加强，预计2022年国内风电装机规模将达50GW。“十四五”期间国内风电项目经济性大幅提升，装机需求有可能加速发展，预计到2025年我国新增装机规模或超80GW。
可再生能源的大规模接入，加大了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，储能在其中起到关键的作用。伴随着新能源行业的发展，储能行业将迎来快速发展期。

2、国内储能政策密集出台，发电侧配储要求明确

各地政府对“双碳”目标响应积极，在推动风电、光伏发展的同时，配套储能规划也陆续出台。2021年7月国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年国内储能装机规模达到30GW以上。此后，国家能源局等多部委印发多条储能相关政策，明确储能市场配置比例，确定“十四五”期间新型储能发展实施方案。我国储能市场日趋完善，集中式电站配储基本已成定势，未来分布式电站有望相应配储。随着“十四五”风光装机容量的扩大，预计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。
注：国家储能政策列表见下文“政策环境”部分。

3、各地区逐步明确风光配储要求，推动发电侧储能发展

随着国家多部委的储能政策出台和持续细化，各地方政府也在积极响应和明确新增发电项目的强制性配储要求，配储比例在5%-10%，配储时长为2-4小时。除少数省份为部分项目配储和鼓励性配储要求之外，90%以上的地区都提出强制性配储要求。现实需求和政策推动是未来几年国内储能装机的主要驱动因素。

4、风光基地项目有望启动，下半年国内储能将迎来大发展

截至2022年6月，国内1GWh以上大型储能电站项目已陆续落地，大型储能电站项目以共享储能为主。河北、甘肃省引领全国大型储能电站建设，目前河北省共建设3座大型储能电站装机4GWh，甘肃省2座大型储能电站装机2GWh，全国已公布的大型储能电站总装机达9GWh。而其他储能项目招投标情况持续推进，随着下半年风光大基地项目的启动，国内储能装机将迎来放量和大规模订单落地。

03

政策环境

近年国家和地方层面出台了一系列政策以支持储能行业的发展。政策主要以实现碳达峰碳中和为目标，将发展储能项目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。

04

商业模式分析

1、储能的应用场景

储能行业应用场景丰富，主要可分为发电侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；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。

2、储能的商业模式及特点

目前，我国储能企业在发电侧、电网侧、用户侧开拓了多种盈利模式，主要有削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理等模式。

3、共享独立储能“一站多用”，或成未来主要市场主体

2021年底新发布的“两个细则”扩大了辅助服务的提供主体，丰富了辅助服务的种类，辅助服务市场向储能放开。《“十四五”新型储能发展实施方案》中明确提出，要推动储能作为独立主体参与各类电力市场，相比传统依附于发电侧的商业模式，独立储能电站更加贴合该政策导向。同时，由于其“独立性”，该模式下责任主体更为明确，有利于进一步提高储能电站发展建设的规范与安全。
独立储能电站除了能够满足电网侧对调峰调频的需求外，还可以满足发电侧的储能需求。2021年8月，国家能源局及发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，确定新能源发电企业可通过租赁储能容量，满足新增新能源装机调峰能力建设需求。以陆上风电为例，根据测算，相比于自建储能，发电企业选择租赁储能容量时（15%配储比例），总投资成本可降低23%左右，成本优势明显。

在储能的实际推广过程中，“谁来买单”问题阻碍了其成本疏导，导致单一方建储成本压力过大。而在独立储能电站的共享机制下，项目可以提供多种服务，实现多重收益。从已开展或正在开展的共享储能项目来看，储能“容量租赁+调峰辅助服务”的盈利模式已经具备一定的投资价值，收入渠道拓展有效缓解了项目的经济性难题。
2022年6月7日，两部委发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场；同时独立储能电站向电网送电时，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立储能电站参与电力现货市场交易确定性增强，市场化机制有望进一步提升项目收益水平。
另外，独立储能电站未来或将参与调频辅助服务，收益来源有望进一步增加。2022年5月18日，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》的通知，其市场主体包括发电侧并网主体及新型储能，这是正式发布的全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。未来独立储能电站参与调频辅助服务或成趋势，独立储能电站收益渠道有望进一步增加，其补偿标准或可参考火电（火储）项目参与AGC调频结算规则。
在国内储能需求不断增加的背景下，储能产业商业模式逐渐向多元化发展。其中独立储能电站以其“一站多用”的独特机制得到迅速发展，其商业模式得到快速推广及应用，装机规模迅速扩张。根据储能与电力市场数据，独立储能电站2021年规划、在建、投运总项目个数超过138个，总装机规模超过17GW/34GWh，涉及山西、湖北、广东、江苏、山东等20余省市。

05

技术方向分析

1、储能技术分类及占比

根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。通常来说，新型储能是指除抽水蓄能以外的储能技术。
近年来，新型储能经历了飞速发展。截至2021年底，全球已投运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。新型储能累计装机规模为25.4GW，同比增长67.7%，其中锂离子电池占据主导地位，市场份额超过90%。

2、以电化学储能为主的新型储能技术优势明显

传统的抽水蓄能虽起步较早、技术较为成熟，但具有难以克服的劣势：一方面，抽水蓄能受地理位置及自然条件约束较强，灵活性较低；另一方面，抽水蓄能的响应速度较慢，响应时间较长。
因此，伴随未来新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能恐难以完全满足调峰调频需求。在此背景下，以电化学储能为主的新型储能近年来快速发展，装机占比不断提高。

新型储能是除抽水蓄能外的其他以输出电力为主要形式的储能，相比于抽水蓄能技术，在响应速度等各项性能参数上更具优势。

压缩空气储能：具有储能容量大、寿命周期长、爬坡速率高等优点，但其能量转换效率较低，仅为60%左右，且需要特定地理条件，环境要求较高。
飞轮储能：国内飞轮储能系统主要还处在实验室研发和样机研制阶段，理论研究比较丰富，工程应用研究进展较为缓慢，进入市场的成熟产品还相对较少，因此短期内难以大规模推广。
超导磁储能：利用超导线圈直接存储电磁能，功率密度高，响应速度很快，转换效率也很高，但受限于价格昂贵的超导材料和低温制冷系统，短期内难以商业化。
超级电容储能：在充放电速度、功率密度高等方面较其他储能方式有所提升，但存在电介质耐压低等问题，存储能量的大小和保持的时间长度都因漏电流等因素而受到限制。
电化学储能：通过化学反应将化学能和电能进行相互转换来储存能量，根据材料不同主要可分为铅酸蓄电池、钠硫电池、液流电池和锂离子电池等形式，一方面，电池储能的能量密度与能量转换效率较高，且响应速度较快，能够有效满足电力系统调峰调频需求；另一方面，其功率和能量可以根据不同应用需求灵活配置，几乎不受外部气候及地理因素的影响。其中，锂离子电池经过多年发展，综合性能参数与技术成熟度来看，或为当下综合性最好的电池体系，具备大规模推广条件。

电化学储能在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署，各环节效果显著。在发电侧可提高发电的稳定性,并提高发电质量;在输电环节,可降低输电的成本;在配电环节,可以缓解企业和用户用电压力,促进电网的升级扩容;在送电环节,可通过峰谷差套利,进而减少企业和用户用电成本。

近年来全球和我国的电化学储能装机规模均呈现高速增长态势。全球电化学储能的装机规模从2014年的不足1GW上升到2021年的20.4GW，复合增速56.2%；中国的电化学储能装机规模同样连续多年保持快速增长趋势，2014-2021年电化学储能装机从0.13GW增长至5.12GW，复合增速69.0%。

3、电化学储能产业链及相关公司