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电力行业专题研究——储能产业链投资机遇分析（二）
2021-08-23 16:38:30
碳中和的号角吹响后，随着新能源装机量的加大，电网系统调峰能力存在严重不足的现象愈发明显，如何有效的合理分配电资源，是当下的一个焦点难题，在此背景下，国家发改委近期在储能行业方面多次发声，做出明确性引导。
简而言之，利用新能源发出来的电该怎么样分配与使用的问题，需要储能来解决。
储能将肩负起历史重任，在解决上述难题方面将扮演重要角色。
源起基金前瞻布局，把目光投向未来产业集聚发展的新高地，发现真正具有创新价值的产品或服务，投资成长性行业中有科技和模式创新的、确立市场地位的“领头羊”。深挖价值，探寻储能产业链投资机遇。
用电侧储能：未来5年新增锂电储能规模将超120GWh，市场规模合计超886亿元
1.户用光伏/风电应用：峰谷套利、节约基本电费和变压器扩容成本、平滑自身用电负荷
在用户侧，储能可以与分布式光伏、分散式风电等分布式能源结合，形成分布式风光储系统，共同打造低成本、灵活可控的电能输出。从降本增效来看，对于工商业用户和大工业用户来说，通过储能可实现峰谷套利，带来额外收益，此外，还能节省基本电费、节约变压器扩容成本、平滑自身用电负荷等：
我国大部分地区实施峰谷电价制度，白天用电高峰期电价较高，夜间用电低谷期电价较低，以鼓励缩小峰谷差维持电网平衡。国内峰谷价差较大的省份的主要为北京、长三角、珠三角等地，其峰谷价差一般高于0.6元/KWh，也是国内用户侧储能发展较好的地区。这些地区的工商业企业用电的削峰填谷应用逐渐具有商业价值，一般情况下，用电尖峰时段约占用电全时段的5%，但对应尖峰时段的用电量却占到总用电量的20%，这一部分电量存在较大的储能商业价值。
节约基本电费可以作为用户侧储能的辅助盈利模式。在我国，大部分地区针对大工业用户适用两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费之外，还需要缴纳基本电费，基本电费是大工业用户所应缴纳的输配电费的一部分，用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量来缴纳基本电费。
节约基本电费方面，储能适用于负荷尖峰明显，且尖峰位于白天的电力用户。他们可以通过在低谷时段以低电价充电并在用电负荷较高时放电，从而削减负荷尖峰从而降低申报的最大需量，起到节约基本电费的作用。
节约基本电费带来收益相对较小，无法成为独立的商业模式，只能作为峰谷套利的辅助盈利来源。
大工业电力客户一般需要配置变压器，而变压器的额定容量是固定的，一旦后期用户负荷增长造成变压器满额运行，便需要进行变压器扩容，扩容费用一般较高，安装储能系统后，可以在尖峰时段放电降低用户的需求负荷，起到动态扩容的作用，从而节约变压器扩容的投资成本。
对于用电负荷间歇性较强的场合，如新能源汽车充电桩、体育场等，配备储能系统可以在用电尖峰时刻放电，削减负荷的变化率，起到平滑负荷的作用。
以新能源充电为例，其平滑负荷的需求较为刚性。随着新能源汽车的快速发展，相应的充电桩等基础设施必须跟上。而新能源汽车的集中充电会对电网造成较大冲击，这也成为新能源汽车充电桩发展的重要制约因素之一。因此，新能源汽车充电桩要发展，必须要有储能进行配合。另一方面，新能源汽车消费者对于电价的承受能力较高，充电运营商可以较易将储能成本转嫁给消费者。即使充电费用中加上储能成本，新能源汽车的单位使用成本仍然远远低于燃油车。
2.通信基站和数据中心应用：作为后备电源实现不间断供电，并开始探索峰谷套利
通信电源是向基站、IDC等通信设施提供交直流电的电源，是整个通信网的能量保证。电源系统的供电质量及供电可靠性直接影响基站和IDC等通信设施的运行及其质量，一旦电源系统发生故障，将造成较大的经济损失和社会影响。以IDC为例，其稳定运行对于金融、互联网等行业的大客户至关重要，拥有可靠技术、良好口碑的IDC服务商将成未来首选。若发生宕机故障，将造成巨额损失，影响企业声誉。例如，2017年7月，全球知名IDC服务商OVH发生冷却液泄漏事故，引发超过5000个网站24小时无法正常访问；2016年7月，Equinix子公司Telecity出现UPS电源故障导致其10%的伦敦客户的网络连接中断；2016年4月，北京亦庄数据中心断电，多家银行和金融机构托管在该机房的设备宕机，服务全部中断，相关事件均对社会和涉事企业造成了较大负面影响。
因此，电源系统须具备高可靠性、高稳定性和高效率：必须保证连续供电，不能中断，要求电源电压稳定，不能超过允许的变化范围，还要求电源热损耗低，功率密度大，利于节能、减少占地面积和降低投资等。
储能电池是通信系统直流供电和交流不间断供电的重要组成部分，当市电正常供电时，储能电池和整流器并联运行，能改善整流器的供电质量，起到平滑负荷的作用，当市电异常或者整流器故障时，由储能电池单独给供电设备供电，起到后备电源的作用。随着技术的进步和上游原材料价格的下降，磷酸铁锂电池的价格优势逐步显现，已成为基站和IDC的主要后备电源。此外，近年来，运营商和IDC运营企业还开始探索使用储能电池进行峰谷套利。
3.充电桩应用：实现直流快充，平衡负荷，并开始探索峰谷套利
因应新能源汽车的快速发展，快充桩需求也持续提升。新能源车使用的一大痛点在于续航里程低、充电速度慢。随着新能源车续航里程的逐步提高，新能源车快充的需求也大幅兴起。目前，直流快充桩多布置于公共充电站，随着大规模集中充电需求在高峰出现，会加大电力负荷和峰谷差，或将导致电力系统供需失衡，给电网带来较大负担。在充电桩配套应用储能，将可降低集中充电所带来的电网风险：
一是配备储能的充电桩可以用自己的带电量来弥补电网电力容量的不足，减轻电网负担；
三是通过削峰填谷、需求响应，还可以提升运营收益：例如2019年，上海电网曾与蔚来的换电站有过两次需求响应合作，在高峰时电网向蔚来买电削峰，在低谷时要求蔚来满负荷充电，满足电网最低负荷需求。
4.未来5年，用户侧新增锂电储能规模将超120GWh，市场规模合计超886亿元
（1）工商业及大工业用户储能新增规模将保持快速发展态势：预计2020-2025年新增锂电储能投运规模合计达7.47GWh，年复合增速维持在30%左右，市场规模合计达97.11亿元
2019年全球工商业用户侧储能项目新增投运规模超过2.5GWh，参考同年“中国投运储能项目装机规模占全球比例18%”，估算2019年我国工商业用户和大工业用户的新增储能投运规模为0.5GWh。
与此同时，2019年我国储能锂电池出货量同比增长22.9%。受益于峰谷套利、节约基本电费和变压器扩容成本、平滑自身用电负荷等好处，乐观预计在工商业和大工业领域，我国未来5年储能的年新增投运规模的复合增速能维持在30%左右。因此，预计2020-2025年，我国工商业用户和大工业用户的新增储能投运规模为8.3GWh。
图 2020-2025年我国工商业和大工业用户年新增储能投运规模预测
假设锂电在其中的占比为90%，则锂电储能的新增投运规模为7.47GWh。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2020-2025年工商业及大工业用户锂电储能的市场规模为：
8.3GWh * 90% * 1300元/KWh = 7470000KWh * 1300元/KWh = 97.11亿元
（2）5G建设为锂电市场创造巨大空间：2021-2025年锂电需求预计合计为45.9GWh，市场空间合计为321.3亿元
一方面，5G基站相对于4G基站最大的特点是布置密集、功耗高。华为、中兴的5G基站典型功耗约3000W，最大功耗甚至近5000W，相较4G基站有超过一倍的提升。初步预计，5G单站后备电源需求将翻倍。
另一方面，随着磷酸铁锂电池价格持续下降，性价比优势逐渐凸显，目前，其已成为基站的主要后备电源。通信备用电源领域的主要需求方中国铁塔和三大运营商从2018年开始已在加大对于磷酸铁锂电池的采购比例。高工锂电统计数据显示，2019年中国基站锂电池出货量达5.5GWh，同比增长71.9%。
从近期招标的价格来看，2020年1季度，中国移动、中国铁塔分别招标采购了1.95GWh、2GWh的磷酸铁锂电池组，不含税的中标均价为0.7元/Wh。
因此，假设宏基站单站功耗在3000-5000W，电池备用时长在2-3小时，单站备用电源需求在6-15KWh左右。另外5G单站覆盖范围更小，对小基站的需求大幅提升，相应的备用电源的需求也将持续增加。总体来看，预计2021-2025年的后备电源需求合计约为51GWh，假设其中锂电占比为90%，则锂电的新增装机规模合计为45.9GWh；以当前招标价格0.7元/Wh进行测算，未来5年的市场空间合计约为321.3亿元。
（3）IDC稳定运行须储能大规模配套投入：预计2021-2025年锂电装机规模合计达54GWh，市场空间合计达378亿元
IDC属于高耗能产业，其托管的服务器需要每年不间断运行以向互联网用户提供服务，同时需要空调等辅助制冷设备实时供应冷气以维持其可靠运行，因此电能消耗量巨大。随着IDC的大量建设，IDC将面临日益增长的资源和电力需求。根据IDC圈的统计，从2011年到2016年，IDC耗电量以每年10%速度快速增长，2017年国内IDC总耗电量达到13万GWh，超过了当年三峡大坝9.76万GWh的全年发电量。到2018年，全国IDC总耗电量增至15万GWh，如果换算成日耗电量，全国IDC每天耗电达411GWh，达到社会总用电量的2%。预计到2025年，这一占比将翻倍至4%。根据电力规划设计总院的预测，2025年全社会用电量将达9.1-9.5百万GWh，参考此数据，预计2025年全年IDC耗电量将达37.2万GWh，日耗电量达1019GWh。
图 我国数据中心2018-2025年用电量占社会总用电量比例预测
由于我国电价的谷价电时间一般是8小时/天，按照目前行业惯常做法，为保证电池放电后的回充量，会要求IDC的UPS主机配备谷价电时段40%以上额定功率的充电能力。故保守测算，2018年IDC的储能累计装机规模为：
411GWh * (8/24) * 40% = 55GWh
1019GWh * (8/24) * 40% = 136GWh
因此，预计2021-2025年间，年新增储能装机规模约为12GWh，5年合计为60GWh。假设其中锂电占比为90%，则5年间锂电新增装机规模将为54GWh。同样参考中国移动当前的锂电招标价格0.7元/Wh进行测算，未来5年的市场空间合计为378亿元左右。
（4）新能源汽车上量为储能发展带来可观红利：2021-2025年，“充储”带动的锂电储能新增装机需求合计将达12.85GWh，对应的锂电市场规模合计约为90亿元
2019年12月3日，工信部发布了《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿），指出2025年新能源汽车销量占比将达到25%。预计2030年占比将提升至40%。按2025年和2030年汽车总销量分别为3500万辆和3800万辆计算，对应预计新能源汽车销量分别为875万辆和1520万辆。
基于此，参考国盛证券估算数据，预测至2025年，充电桩的新增需求有望在656万个，至2030年，新增需求在1520万个。随着新能源汽车渗透率的逐步提升，公共充电桩与私人充电桩的车桩比将逐渐下降，假设2025年分别为4:1与2:1，2030年分别为3:1与1.5:1。则至2025年和2030年对应的充电桩新增总需求分别为656万个和1520万个。由于公共充电桩需满足快速补电需求，直流桩占比有望从2019年的42%提升至2025年的60%和2030年的70%，相应地，至2025年和2030年的公共直流桩新增需求分别为131万个和355万个。
在渗透率中性假设下，2021年、2025年和2030年“充储”带动储能装机的需求分别约为0.888GWh、5.95GWh和15.4GWh。从价值量来看，2021-2025年，对应的锂电市场规模合计约为90亿元，2026-2030年合计约为246亿元：公共充电桩多在日间使用，电网负担高，更适合配套储能响应电网需求。假设公共直流充电桩平均功率为50KW，公共交流充电桩功率为10KW，充电桩与储能的容配比为40%，储能时间1小时，锂电在新能源汽车“充储”市场中的应用比例为90%，2025年前，锂电储能电池售价保持在0.7元/Wh，2025-2030年，这一价格降至0.5元/Wh。在悲观、中性、乐观三种情形下，“充储”对应的渗透率分别为10%/20%/30%，则2021年的储能装机需求分别为0.444/0.888/1.332GWh，2025年相应的需求分别为2.98/5.95/8.93GWh，2030年的为7.70/15.40/23.11GWh。若取中性值，大致测算，2021-2025年“充储”带动的锂电储能新增装机需求合计将达12.85GWh。从价值量来看，2021-2025年，对应的锂电市场规模合计约为90亿元，2026-2030年的市场规模合计约为246亿元。
表 我国2025年及2030年“充储”带动储能装机需求预测
小结
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。其构成如下：
1.发电侧锂电储能累计装机规模将新增49GWh，市场规模合计达637亿元。其中：
（1）2021-2025年新能源电站配套锂电储能新增装机规模合计达47GWh，市场规模合计达611亿元；
（2）2020-2024年火电发电侧调频锂电储能新增装机规模合计为2GWh，市场规模合计为26亿元。
2.电网侧2020-2024年锂电储能新增装机规模约4.4GWh，市场规模合计为57.22亿元。其中：
（1）调频锂电储能新增装机规模0.54GWh，市场规模合计为7.02亿元；
（2）调峰锂电储能新增装机规模3.86GWh，市场规模合计为50.2亿元。
3.用电侧锂电储能新增装机规模将超120GWh，市场规模合计超886亿元。其中：
（1）2020-2025年工商业及大工业用户锂电储能新增装机规模合计7.47GWh，市场规模合计97.11亿元；
（2）2021-2025年5G基站锂电储能新增装机规模合计达45.9GWh，市场空间合计达321.3亿元；
（3）2021-2025年IDC锂电储能新增装机规模合计达54GWh，市场空间合计达378亿元；
（4）2021-2025年新能源汽车“充储”带动的锂电储能新增装机规模合计将达12.85GWh，2021-2025年间对应的锂电储能市场规模合计约为90亿元。
关注储能锂电池、PCS、BMS及系统集成4大重要细分赛道中的优质标的
（一）储能锂电池、PCS、BMS及系统集成是四大重要细分赛道
1.储能锂电池、PCS及BMS在锂电储能系统中的成本占比合计达86%
我们对锂电池储能的产业链构成再次进行回顾：形成锂电等电化学储能系统，需要进行储能系统集成，并配套进行土建安装和运维等。
图 锂电池储能产业链
储能系统集成是产业链中的关键一环，其集成的对象又可细分为储能电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能源管理系统（EMS）和其他电气设备。前4者是锂电储能系统的核心构成部分，储能电池负责充放电，PCS负责直流电和交流电的相互转换，BMS负责电池的评估、保护和均衡监测，EMS负责能源预测、平衡、优化和系统节能降耗的管控。四者工作原理的示意图如下：
其中，储能锂电池在整个锂电储能系统中的成本占比为67%，是目前产业链价值构成最集中的部分。另外，PCS占比10%，BMS占比9%，EMS占比2%。
结合前述“未来4-5年，发电侧+电网侧+用户侧锂电储能新增装机市场规模合计超1580亿元”的预测，这里可以保守测算出，储能锂电池、PCS、BMS、EMS未来5年的市场空间情况如下：
图 2021-205年锂电储能系统核心构成部分市场空间
EMS在储能领域的市场规模较小，未来5年仅31.6亿元。但实际上，其在整个能源行业中的地位非常重要，且市场前景广阔，预计到2023年国内EMS整体市场规模有望达1970.3亿元。鉴于此，本系列报告将另文对EMS进行深入研究，在此不再赘述。
2.储能系统的核心竞争力取决于硬件的性价比与系统集成的效率
与光伏早期有国家补贴助力不同，储能系统的核心竞争力提升天然就面临着平价的要求，其提效降本主要落实在硬件的性价比与系统集成的效率双提升上，一方面是对储能电池和PCS厂商降本增效的要求，另一方面是对集成厂商优化提升储能系统的诉求，二者缺一不可。
综上，以下分析将聚焦储能电池、PCS、BMS及系统集成四大重要细分赛道开展。
（二）储能锂电池：2020-2025年国内储能锂电池出货量将保持近40%的高增速
1.2020-2025年国内储能锂电池出货量合计约188GWh，基本满足国内市场需求
根据EVTank和伊维经济研究院联合发布的《中国储能行业发展白皮书（2020年）》，2019年，国内用于储能领域的锂电池出货量达到8.6GWh，同比增长22.9%；到2025年，国内市场出货量或将达到60GWh，6年间的复合增长率为38.2%。2020-2025年，国内储能锂电池的出货量合计将约为188GWh，基本可满足国内市场的需求。
图 2014-2025年中国储能用锂电池出货量及预测
2.储能锂电池普遍沿用动力电池产线，未来前者优势企业大概率将从后者头部厂商中诞生
锂电池近年来在汽车动力领域的应用增长迅猛，已成为占比最大的应用领域，用于储能方面的比例较小，预计截至2020年底，用于汽车动力领域的比例将接近70%，而用于储能领域的比例仍不足10%。
图 锂电池在汽车动力、消费电子和储能领域的需求量比例
目前，储能锂电池普遍沿用动力电池产线，与动力电池并未形成差异化。即使原来是以动力电池为主要产品的企业，其延伸至储能领域的门槛也相对较低。随着锂电池技术成熟、各厂商生产规模扩大，储能用的锂电池成本也将因之下降，从而不断提升市场竞争力。因此，预计未来储能锂电池的优势企业较大概率仍将是从目前汽车动力锂电池的头部厂商中诞生。
（三）储能PCS：渐成传统变流器厂家新战略市场
1.储能PCS对光伏、风电、微电网等的发展作用重大，正成为传统变流器厂家的新战略市场
储能PCS将交流电转换成直流电向储能电池进行充储，当市电停电时，再将储能电池存储的直流电变换成交流电供使用。目前，储能PCS的核心应用领域涵盖可再生能源、微电网等，其在相关领域的应用有3大积极作用：
一是在光伏和风电领域，间歇性发电的特征是阻碍其拓展市场的瓶颈之一，先进的储能PCS可以在协调资源的情况下，适应现有的电网基础设施，维持电网的稳定性，例如实现自动无功支持和可变设置；
二是在无电网支撑的偏远地区以及孤岛电网区域，通过储能系统和PCS结合的方式，可以在电力中断时，使备用电源瞬时响应，确保不间断电源（UPS）的正常工作；
三是随着材料和元件的不断创新，储能PCS能够更可靠、需要更少的设备并减少安装的人力成本，以低成本高效率的方式提高能量输出电压。
储能PCS作为保障连续电力供应的首选解决方案，正在成为传统变流器厂家的一个新的战略市场。根据IHS数据，2020年全球储能PCS出货规模能到12.7GW，同比增长30%，到2022年，这一规模将增至17.4GW，复合增速保持在17%的高位。
此外，Navigant Research对电网侧、工商业、用户侧以及远程/断电等4个细分市场和7个世界区域中固定储能使用PCS的市场进行了预测，预计在未来10年世界所有地区储能PCS的应用都将出现显著增长。其中，亚太地区架构成为最大的储能PCS消费区域。亚太地区2019年起，储能PCS安装量将呈现翻倍式增长，至2024年其市场规模将突破10亿美元，2027年将占据全球市场份额的43.2%。该增长成绩的获得，将主要依赖于中国这一亚太地区最大的光伏和储能市场。
（四）储能BMS：在锂电储能系统中处于关键核心位置
1.BMS是锂电储能系统的“大脑和管家”，产品的优劣势取决于其软件能力及数据规模和应用，目前行业仍需投入大量研发成本进行产品优化和竞争力提升
储能BMS是锂电池组内承载“大脑和管家”功能的核心部件，要求具备电池状态监测、电池安全分析、电池状态分析、能量控制管理以及电池信息管理等全功能的实现能力，可以全方位地保护锂电池组的健康运行。储能BMS的好坏将直接决定电芯的充放电效果及寿命。
BMS由软件和硬件组成，其基本工作原理是，对这些软件和硬件进行模块化组合，并通过写入中央控制芯片的软件算法，来运行各项功能。软件和硬件组合成的模块包括采集模块、主控模块、通信模块和显示模块等。采集模块是BMS的工作基础，实现监测功能；基于采集模块传回的数据，主控模块会进行数据分析，动态制定电池管理策略，具有热管理、均衡管理、电池剩余容量（SOC）估算、充放电管理、信息交互等功能；通信模块负责BMS内各模块间的通信，以及BMS与电池、PCS、EMS之间的通信。
其中，软件技术是BMS的关键核心，数据是BMS软件技术的基础。BMS开发、生产、运行所产生的数据规模及其分析、应用能力，以及对各功能模块间进行监测、协同控制和保护的软件能力将决定业内厂商竞争的成败。
由于储能BMS的重要性、功能结构的复杂性，以及其对数据和软件能力的高要求，使得储能BMS成为一个技术壁垒较高的细分行业，现阶段业内仍需投入大量的研发成本进行产品优化和竞争力提升。根据兴业证券的调研数据，虽然行业中典型公司的毛利率较高（约47%），但研发成本吞噬了大量利润，现阶段行业典型公司的净利润水平为0.19亿元/GWh。预计后续产品进一步成熟后，行业龙头有望凭借规模优势获得高额回报率。
（五）储能系统集成：长期前景看好
1.系统集成是储能产业链条的重要环节，目前单独集成业务微亏，但长期值得看好
系统集成是储能产业链条的重要环节，其向上衔接设备及关键子系统厂商、向下打通储能服务，按照客户需求，选择合适的储能技术和产品，将各个单元从零散到整合、从整合到最优的工程。在对电池、PCS、集装箱等各部件性能充分了解的基础上，根据运行场景和场站需求，最大化优化整体设计，释放整个系统的潜能，为发电侧、电网侧和用电侧等各类场景打造“一站式”解决方案，使储能电站的整体性能达到最优。
单独的系统集成业务在2019年处于微亏状态，主要原因是行业仍处初期阶段，系统集成的专业化水平较低，且系统集成商位于产业链中下游，在储能发展初期，商业模式不够清晰的情况下，承担着较大风险。
但是储能系统集成较电动汽车电池系统的复杂度更甚，涉及电池管理、能量管理、热管理、运行策略等多方面因素，且大容量储能装置的电芯数量高达数万个，是电动汽车的上百倍，储能的系统集成将极大程度影响项目的成本及收益水平。因此长远来看，优秀的系统集成商未来可凭借其技术壁垒获取利润。
图 储能系统集成与汽车动力电池系统集成的复杂度对比
（六）小结
储能锂电池、PCS、BMS及系统集成是四大重要细分赛道。
储能锂电池：2020-2025年国内出货量合计约188GWh，基本可满足国内市场的需求。目前，储能锂电池普遍沿用动力电池产线，与动力电池并未形成差异化。预计未来储能锂电池的优势企业较大概率仍将是从目前汽车动力锂电池的头部厂商中诞生。
储能PCS：对光伏、风电、微电网等的发展作用重大，正成为传统变流器厂家的新战略市场。2022年，储能PCS的全球出货规模将达17.4GW，2020-2022年间复合增速保持在17%的高位，这一增长成绩的获得，将主要依赖中国市场。
储能BMS：是锂电储能系统的“大脑和管家”，其好坏将直接决定电芯的充放电效果及寿命；储能BMS的优劣势取决于其软件能力及数据规模和应用，目前行业仍需投入大量研发成本进行产品优化和提升。预计后续产品进一步成熟后，行业龙头有望凭借规模优势获得高额回报率。
储能系统集成：向上衔接设备及关键子系统厂商、向下打通储能服务，是储能产业链条的重要环节。单独的系统集成业务在2019年处于微亏状态，但是储能系统集成的复杂度高，将极大程度影响项目的成本及收益水平。长远来看，优秀的系统集成商可凭借技术壁垒获取利润。
2021年8月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模。
随着碳中和理念成为全球共识，在全球新能源替代化石能源的进程中，消纳、调频、波动非稳定性等问题为新能源的发展痛点，在“碳达峰、碳中和”电力新能源快速发展的时代背景下，储能具备需求刚性。
源起基金不断践行企业社会责任，立足于国家战略，积极推动“碳达峰、碳中和”，始终坚持以“引导基金牵头+产业资源带动+生态赋能支持”的路径来激活市场现有双创资产，创新开拓多元融合的产业版图，助力企业成长，为中国建设国内国际双循环相互促进的新发展格局做出贡献。
