近日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，实现新型储能全面市场化。此次指导意见将发展建设新型储能市场的重要性提升到了新的高度。

 

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一、储能行业概况及锂电池储能产业链简介

（一）储能行业概况

1.储能的定义

储能是指通过介质或设备，把一种形式的能量用同一种形式，或者转换成另一种形式，将其存储起来，基于未来的应用需要，以特定形式将其释放出来的循环过程。通常说的储能是指针对电能的存储，通过化学或者物理的方法将电能存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

 

储能技术主要分为物理储能（如抽水蓄能、压缩空气储能等）、电磁储能（如超导电磁储能、超级电容器储能等）和电化学储能（如铅酸电池、全钒液流电池、钠硫电池、锂电池）三大类。

 

 

图 储能技术分类

 

2.已投运电力储能项目的类型分布

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，2000-2019年，全球已投运储能项目累计装机规模184.6GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为171GW，占比92.6%；电化学储能次之，累计装机规模9520.5MW，占比5.2%。我国的储能类型结构与全球情况相近，2000-2019年，我国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为30.3GW，占比93.4%；电化学储能累计装机规模第二，为1709.6MW，占比5.3%。

 

 

图 2000-2019年全球（上）及我国（下）已投运电力储能项目累计装机规模类型分布

 

抽水蓄能是指，电网负荷低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库，将电能转化为重力势能储存起来的形式。

 

 

图 宁海抽水蓄能电站三维透视图

 

电化学储能是指利用化学元素做储能介质，制成二次电池进行储能。其充放电的过程伴随有储能介质的化学反应。目前已商业化应用的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池（以下简称“锂电池”）。

 

 图 国家电网镇江储能电站实景

 

虽然抽水蓄能的累计装机规模目前最大，但该储能方式的缺点和限制非常明显，其厂址的选择依赖地理条件（特别是需要上下水库，而水资源与光资源的分布又往往不匹配）、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。抽水蓄能的新增装机容量已连续多年接近于0，预计未来也将难再有大的增长，其在全部储能方式中的占比将逐步下降，以2019年为例，全球抽水蓄能的占比较2018年下降了1.7pct。

 

相比之下，电化学储能的载体是电池，其具有较高的能量密度和功率密度，在适用性、寿命、充放电、重量和便携式方面更具优势。同时，电化学储能技术是储能技术中进步最快的，近年来，以锂电池、铅蓄电池、液流电池为主导的电化学储能技术在安全性和能量转换效率等方面均取得了重大突破。而且，随着商业化应用的逐渐成熟，电化学储能的成本正在快速下降，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且其未来仍有较大的成本下降空间，发展前景广阔。

 

以锂电池为例，2010-2018年，锂电池PACK价格由1160美元/KWh降至176美元/KWh（约1.2元/Wh），降幅85%。除电池成本外，由BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）和施工成本构成的BOS成本也在快速下降。根据麦肯锡数据，2012年至2017年，储能系统中电池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh，平均每年降幅超过25%。业内一般认为，1.5元/Wh的系统成本是储能经济性的拐点，由于电池PACK和BOS成本的不断下降，储能系统成本已经跌破这一水平，经济性拐点已经开始出现。也因此，电化学储能近年来发展迅猛，占比节节提升，已成为紧随抽水蓄能之后，部署第二多的储能方式。2019年，全球电化学储能的占比较2018年上升了1.5pct，电化学储能对抽水蓄能的替代趋势明显。

 

表 电化学储能主要技术的优点

 

图 2010-2018锂电池PACK价格下降趋势

 

其他诸如压缩空气储能、超导储能、超级电容储能、飞轮储能等，仍主要处于研发或试验阶段，存在成本高、储能量少、维护困难等不足，暂不具备大规模推广和商业化应用的条件。

 

3.锂电池成为电化学储能的主流方向

目前已商业化应用的电化学储能技术主要为锂电池和铅蓄电池。相较于锂电池，铅蓄电池的循环寿命约1000-1200次，按每年360次放电计算，其寿命约3年。而且，其能量密度低、质量大、效率低，无法适用大规模储能需求。另外，回收处理不当的话还容易造成环境污染。而锂电池在循环寿命、能力密度和环保性等方面均全面领先铅蓄电池。以磷酸铁锂电池为例，其充放电次数可达7000-10000次，是铅蓄电池的7-8倍；能量密度可达到170-180Wh/kg，较铅蓄电池高出3-4倍。

 

表 铅蓄电池与磷酸铁锂电池重点性能对比

 

因此，无论国际抑或国内，锂电池近年来已成为电化学储能的主流方向。如上述图例所示，2000-2019年全球电化学储能累计装机规模中，锂电池的占比高达88.8%；我国在该项指标上的占比也高达80.6%。

 

4.磷酸铁锂成为锂电池在储能赛道的最佳技术路线

锂电池按照正极材料主要分为磷酸铁锂、钴酸锂、锰酸锂、三元（NCM）和三元（NCA）。从电池内在特性角度来看，相较于其他电池，磷酸铁锂电池虽然能量密度并非最优，但其具有高安全性、长循环寿命和低成本等优势。在空间充裕的条件下，储能电池相比消费电池和动力电池，对能量密度几乎没有要求，而循环寿命则直接关乎到成本，且在大量堆积时，安全性成为极其重要的考虑因素之一。储能电池要求的这些特点与磷酸铁锂的优势完全匹配。

 

表 锂电池各路线优劣势分析

 

磷酸铁锂电池材料的价格是各种锂电池中最低的。而且，其长循环寿命和高转换效率可直接降低储能度电成本。在其他条件相同的情况下，电池循环寿命越长，则生命周期内储能系统可以存储或释放的电量越多，可直接降低度电成本。此外，电池转换效率越高，则充放电过程中能量损耗越少，也可增加系统总充放电量。

 

同时，磷酸铁锂电池的能量密度位居中游，也间接使得储能投资成本得以控制在合理水平。能量密度的单位可以用Wh/kg或Wh/L来表示。这意味着能量密越高，则电池质量或体积越小，从而可减少建设过程中所使用的土地面积或厂房空间，通过摊薄固定成本来间接降低单位储能成本。

 

 

图 不同锂电池正极材料额的价格对比（左）和使用成本对比（右）

 

根据TÜV《储能系统白皮书》和BNEF《China's Energy Storage Market Took Off in 2018》的数据,2018年全球新投产储能电池装机量中，磷酸铁锂电池的占比已达到76%；国内储能市场中，其市场份额更是高达83%。磷酸铁锂作为锂电池在储能赛道的最佳技术路线同时得到了国际和国内市场的确认。

 

（二）锂电池储能产业链简介

锂电池储能产业链的上游负责锂电材料和其他原材料的生产与供应。

 

中游为相关储能系统，以储能电池为核心，同时还包括电池管理系统（BMS）、能源控制系统（EMS）、储能变流器（也称为储能逆变器，PCS）等多个部分，是一个综合能源控制系统，一般采用集装箱布置，并进行安装、运维和原料回收。

 

下游则多应用于发电侧、电网侧和用户侧：

• 发电侧：多用作风电、光伏等新能源发电的配套，新能源+储能可以平滑新能源发电的波动，提高风光电能质量；同时，传统电厂往往也需要配备备用电源，投资非常大，储能设施的引用将有利于传统电厂降低成本，提高效率。

• 电网侧：储能可以调峰调频，降低用电侧和发电侧的波动性；

• 用电侧：

 

 

 

• 应用于户用光伏，能够削峰填谷，使发电、用电趋于平衡；

• 应用于通信基站和数据中心，能够满足备用电源需求，使得基站/数据中心稳定运行；

• 应用于充电桩，能够降低电动汽车的无序充电、高峰充电给电网带来的压力，满足快充需求。

 

 

 

 

图 锂电池储能产业链

 

本研究将综合需求和供给2大纬度对储能产业链的投资机遇进行初步探讨：从需求侧（应用领域）分析储能市场的潜在空间，从供给侧（储能系统领域）挖掘主要赛道，并对其中的优质潜力企业作简要介绍。

 

二、需求侧：未来4-5年，发电侧+电网侧+用户侧锂电储能新增装机规模合计将超173GWh，市场规模合计超1580亿元

 

储能是电力系统中的关键一环，如上所述，其可以应用于发电侧、电网侧和用户侧，亦即“发、输、配、用”中的任意一个环节。目前，电力系统中各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，主体包括新能源电站、传统电厂、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。

 

 

图 储能在电力系统中的应用

 

据CNESA数据，截止2018年底，我国电化学储能在发电侧、电网侧和用户侧三个应用领域的累计装机比例分别为32.1%、21.4%、46.5%，用户侧和发电侧份额领先，预计该二者未来有望为电化学储能的快速增长贡献重要动力。

 

 图 2018年国内已投运电化学储能应用领域占比情况

 

（一） 发电侧储能：未来4-5年新能源+火电的锂电储能累计装机规模将新增49GWh，市场规模合计达637亿元

 

1.新能源发电配套应用：促进电力消纳，改善新能源发电并网条件

新能源装机的快速增长带来严重的消纳问题。以光伏、风电为代表的新能源装机快速增长，截至2019年，我国太阳能累计装机达204.18GW，在全部发电方式中占比10.2%；风电累计装机达209.15GW，占比10.4%。但是太阳能和风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，属于不稳定出力的电源，因此装机占比或发电占比达到一定程度时，会对电网的稳定性带来挑战。电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现象，造成资源浪费，如甘肃、新疆等地区，2018年弃风率近20%，弃光率超10%。消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。由于消纳问题的存在，如果不配套储能，光伏、风电达到一定渗透率时将失去继续发展的条件。

 

 

图 典型的光伏出力与用户负荷曲线不一致

 

采用“光伏/风电+储能”配套将发的电存入储能电池中，可减少并入电网的“不稳定”电量，增加光伏/风电的装机量。以光伏为例，“光伏+储能”的运行模式可以为：白天光照强烈时光伏发的电较多，发出的电优先供应电网，余量部分存入储能系统；到夜晚光伏不发电，储能系统再放出电供应电网，应对夜间用电高峰。

 

储能配合新能源已有大量成熟案例。我国首个风光储输示范工程位于河北省张家口市北部，于2011年底并网，综合运用了磷酸铁锂等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，还有青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。 

 

2.火电发电配套应用：参与电网调频，获取辅助服务收益

 

储能在发电侧的另一大应用是与火电机组联合参与电网调频等辅助服务，获得相应的调频补偿收益。

 

保持电力的输出与负荷端的实时平衡是电网的重要任务。对于交流电网来说，稳定的频率是电网稳定的重要指标之一，发电小于用电会导致频率上升，反之亦然。无论频率上升抑或下降，均会对电网造成损害，调频成为必备的举措。

火电厂是调频市场最重要的参与者。全球范围内，火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂也是目前调频市场最重要的参与者。传统的火电机组调频由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也较差，具体表现为调节延迟、调节偏差（超调和欠调）、调节反向、单向调节、AGC补偿效果差等现象。而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度更快（几十至几百毫秒）、调节精度更高（99%）。火电厂在使用储能调频后，可以有效提升调频效果，增加调频收益。

 

3.未来4-5年，新能源+火电调频的锂电储能累计装机规模将超53GWh，较目前翻13-14倍，市场规模达637亿元

 

（1）新能源电站配套锂电储能累计装机规模：2025年预计达50.89GWh，将较2020年增加47GWh，是2020年的13倍以上，2021-2025年市场规模合计达611亿元

 

新能源电站配套储能的主要应用场景是在弃风率较高的地区以及需要并网的集中式装机大型电站中，假设2025年底，配备电化学储能的风电和光伏的装机占比为10%，储能系统功率为新能源容量的15%，储能时长为4小时，随着风电、光伏汇集并网点集中储能装置的安装，则2025年底储能累计装机需求将达56.52GWh，按90%的锂电占比，对应锂电需求达50.89GWh，相较2020年增加47GWh。

 

根据国家发改委能源研究所数据，当前国内锂电储能系统投资价格约为1500元/KWh；假设这一价格未来将稳步下行，2020-2025年间的中枢价格为1300元/KWh，则2021-2025年间，新能源配套锂电储能的市场规模约为：

47GWh * 1300元/KWh = 47000000KWh * 1300元/KWh = 611亿元

 

进一步地，根据阳光电源和国家发改委能源研究所的预测，到2030年和2050年，我国风电和光伏合计装机量分别将达1810GW、6000GW。华为预测2030年中国光伏储能配置比例达30%+，我们保守预测2030年和2050年新能源发电储能配置比例分别为15%、30%；储能时间分别为4h、6h；储能占装机比例分别为20%、30%；锂电占比均为100%，测算出2030年和2050年中国新能源发电侧锂电储能累计装机量将分别达到217.24和3240GWh，新能源配套锂电储能的市场前景非常广阔。

 

表 我国2020-2050年新能源发电侧储能累计装机规模预测

 

（2）火电发电侧调频锂电储能累计装机规模：2024年预计达2.15GWh，较2019年新增2GWh，是2019年的14倍多，2020-2024年市场规模合计达26亿元

 

火电配套锂电储能的装机规模取决于电网的调频需求及其面向火电发电侧的采购比例。

 

电网针对调频的锂电储能累计装机需求预计至2024年将达5.36GW：2019年，全国累计火电装机容量1191GW，同比增长4.1%。由于新能源侧发电占比持续提升，未来五年火电装机预计将难以增长，假设2024年底火电累计装机规模与当前持平，调频功率配套需求为3%，那么未来将产生35.73GW的火电储能联合调频需求。截至2019年底，火电储能联合调频累计装机容量仅为0.3GW，渗透率不足1%，从目前已投运的项目来看，火电储能联合调频效果较好，参考西部证券的估算数据，预计2024年底火电储能联合调频的渗透率达15%，对应锂电装机容量可达5.36GW。

 

预计至2024年，电网面向火电发电侧的调频储能服务采购规模，占调频储能累计装机需求的比例为80%：2019年2月，国家电网印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》明确指出：“可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。在发电侧支持新能源发电配置储能，支持常规火电配置储能”“在电网侧，将储能纳入电网规划并滚动调整，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，进行综合比选论证”。预计2019年火电储能联合调频累计装机容量的0.3GW全部为电网企业面向火电发电侧进行采购；至2024年之前，电网侧的调频储能仍将主要处于“试点示范应用”、“规划”和“比选论证”阶段，电网企业的调频储能辅助服务仍将以对外采购为主，该比例保守预计可达调频储能累计装机需求的80%。

 

因此，预计至2024年，火电发电侧调频锂电储能累计装机容量将是2019年的14.3倍，约为：

5.36GW * 80% = 4.29GW

根据行业经验，目前调频的储能时长一般按半小时配置，因此，2024年火电发电侧调频锂电储能累计装机规模为：

4.29GW * 0.5h = 2.15GWh

2024年火电发电侧调频锂电储能累计装机规模将较2019年增加2GWh：

2.15GWh –（0.3GW * 0.5h）= 2GWh

结合上述国内锂电储能系统2020-2025年间投资的中枢价格为1300元/KWh的假设，测算得出2020-2024年火电发电侧调频锂电储能的市场规模为：

2GWh * 1300元/KWh = 2000000KWh * 1300元/KWh = 26亿元

 

（二）电网侧储能：2020-2024年电网侧锂电储能累计装机规模将新增约4.4GWh，市场规模合计为57.22亿元

 

1.电网的调峰调频及转型发展需要储能在其中发挥重要作用

随着新能源装机规模的逐步提升，电网对调峰和调频等辅助服务的需求逐步提升，以保障电网供电安全，满足发电和负荷平衡。同时，从电网的转型发展趋势去看，电网最终的对外业务要向综合能源服务、大数据运营、资源商业化运营、三站合一、能源金融和虚拟电厂转型。无论调峰调频，抑或业务转型发展，均需要储能在其中发挥重要作用。

 

2.电网侧调频调峰需求将推动锂电储能累计装机2024年达5GWh，较2019年翻8倍，2020-2024年市场规模合计超57亿元

（1）预计2024年电网侧调频锂电储能累计装机规模为0.54GWh，实现从无到有的突破，2020-2024年市场规模合计为7.02亿元

 

如上所述，电网针对调频的锂电储能累计装机需求预计至2024年将达5.36GW，其中，面向火电发电侧的调频储能服务采购规模，将占调频储能累计装机需求的80%，亦即，自建部分的比例预计为20%。因此，电网侧调频锂电储能累计装机规模将为：

5.36GW * 20% * 0.5h = 0.54GWh

结合上述国内锂电储能系统2020-2025年间投资的中枢价格为1300元/KWh的假设，测算得出2020-2024年电网侧调频锂电储能的市场规模为：

0.54GWh * 1300元/KWh = 540000KWh * 1300元/KWh = 7.02亿元

 

（2）预计2024年电网侧调峰锂电储能累计装机规模达4.46GWh，是2019年的8倍多，2020-2024年市场规模合计为50.2亿元

以2018年数据为例，调峰辅助服务支出规模为52.34亿元，按0.5元/kWh测算，平均每日调峰需求为28.68GWh：

2018年平均每日调峰需求=[调峰服务支出（52.34亿元）/服务价格（0.5元/kWh）]/365天=28.68GWh

2019年电网侧电化学储能累计装机容量约为0.6GW（包括调频、调峰），其中，调频由上面已知占去0.3GW，因此，调峰的累计装机容量约为0.3GW。

 

目前，电网侧调峰储能系统一般每日充放电2次、时长共2个小时。参考西部证券的估算数据，假设未来5年平均每日调峰需求增加15%，中性估计2024年电化学储能渗透率达到15%，则2024年电网侧电化学储能调峰累计装机规模为4.95GWh，累计装机容量为2.47GW：

① 2024年平均每日调峰需求=2018年平均每日调峰需求（28.68GWh） * （1+15%）=32.98GWh

② 2024年电网侧电化学储能调峰累计装机规模=2024年平均每日调峰需求（32.98GWh） * 电化学储能渗透率（15%）=4.95GWh

③ 2024年电网侧电化学储能调峰累计装机容量=2024年电网侧电化学储能调峰累计装机规模（4.95GWh）/每日充放电时长（2h）=2.47GW

 

在充放电时长无大变化的情况下，2019-2024年间，调峰的储能累计装机规模/装机容量的复合增长率高达52.4%。2024年的规模/容量值为2019年的8倍以上。

 

 

图 2019-2024年我国电网侧调峰端电化学储能累计装机规模预测

 

若在电化学储能调峰中，2024年锂电的占比达90%，则对应锂电的装机规模和装机容量分别为：4.46GWh和2.22GW。

结合上述国内锂电储能系统2020-2025年间投资的中枢价格为1300元/KWh的假设，测算得出2020-2024年电网侧调峰锂电储能的市场规模为：

（4.46GWh - 0.3GW * 2h） * 1300元/KWh = 4100000KWh * 1300元/KWh = 50.2亿元

 

在储能技术、规模不断突破及扩大的背景下，其市场潜力将得到进一步释放。未来新型储能的商业模式有望逐步构建和成熟，“十四五”期间储能行业有望迎来大规模发展。

 

源起基金深刻把握“十四五”精神，跟随政策信号，结合发展规划，在坚持价值投资的同时，促进经济结构转型，不断践行企业社会责任。未来，将不断着力推动中国经济稳步向前，希望能够用实际行动践行中国金融业的光荣与梦想。