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1、储能行面临的机遇分析一、 储能行面临的机遇（一）环境保护问题和能源短缺问题驱动储能行技术发展全球环境污染，温室效应，气候变化以及石油等传统化石能源的短缺问题已成为世界性共识。世界各国陆续出台了多项政策鼓励清洁能源发展，当前，部分发达国家已经实现了碳达峰，如英国、法国和德国在上世纪90年代已经实现碳达峰，美国、日本也分别于2007年和2008年实现碳达峰。2021年3月全国两会，碳达峰和碳中和被首次写入我国政府工作报告。当前，在双碳目标要求下，我国已明确了构建以新能源为主体的新型电力系统的战略方针，确立了以现代能源体系为中心的长期发展道路。储能作为解决新能源发电间歇性和不稳定性的关键技术，是双碳
2、战略发展进程中不可或缺的关键要素，也已上升到了国家战略层面。伴随着随机性，波动性的可再生能源大规模并网以及电动汽车、分布式电源等交互式设备大量接入，电力系统将呈现高比例可再生能源、高比例电力电子化的双高特点，电力系统在供需平衡、系统调节、配网运行、控制保护等方面都将发生显著变化，面临一系列新的挑战。为了实现以新能源为主体的新型电力系统的负荷平衡，储能将发挥重要作用。（二）产业政策助力储能行发展储能产业是中国战略性新兴产业的重要组成部分，加快储能产业发展，对于构建清洁低碳、安全高效的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧改革、推动能源生产和利用方式变革具有重要战略意义，同时还将带动从材料制备到
3、系统集成全产业链发展，成为提升产业发展水平、推动经济社会发展的新动能。近年来储能产业相关政策频繁出台，对储能行业的长期健康发展具有重大意义。2019年6月，国家发改委办公厅、科技部办公厅、工业和信息化部办公厅和国家能源局综合司联合发布贯彻落实2019-2020年行动计划，提出加强先进储能技术研发、完善储能产业发展政策、推动储能项目示范及应用等行动计划。2020年6月，国家能源局印发2020年能源工作指导意见，明确提出加大储能发展力度，具体包括研究实施促进储能技术与产业发展的政策，开展储能示范项目征集与评选，积极探索储能应用于可再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电力和微电网等技术模式和商业模式，
4、建立健全储能标准体系和信息化平台。2021年3月，十三届全国人大四次会议通过中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要，指出中国要持续推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。2021年7月15日，国家发改委联合国家能源局正式印发关于加快推动新型储能发展的指导意见，明确提出到2025年，中国新型储能装机规模达30GW以上，未来五年实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化。海外市场方面，近年来各国发展储能相关政策主要集中在以下几个方面：在储能尚未推广或刚刚
5、起步的国家或地区，发展储能逐渐被纳入国家战略规划，政府开始制定储能的发展路线图；在储能已具备一定规模或产业相对发达的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以促进储能成本下降和规模应用；在储能逐步深入参与辅助服务市场的国家或地区，政府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价值、提供高品质服务创造平台。未来，随着以上储能行业相关产业政策不断落地，储能行业预期将迎来快速发展阶段。二、 国内储能市场现状全球锂离子电池储能技术装机规模逐年上涨，占全球储能累计装机规模比重不断扩大，锂离子电池储能市场需求量大，截至2021年，中国锂离子电池储能技术装机规模为52GW，占比为112%。全球储能电池装机
6、量及增速逐年上涨，全球储能电池市场需求量大；中国储能锂电池产量上涨，下游需求量大，2021年疫情稳定后产能增速明显。据CNESA统计，2021年中国已投运电储能项目累计装机规模461GW，同比增长30%。其中，新型储能累计装机规模达到573GW，同比增长75%。2021年中国新增投运电力储能项目装机规模突破10GW，其中抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%，新型储能新增规模达24GW，同比增长54%。新增百兆级项目数量达到78个，为20年同期9倍。从中国发电量结构来看，火电占比持续下降，从2011年的817%下降至2021年的674%。可再生能源占比则由2011年的183%上升到2021年
7、的326%。其中，风电、太阳能、核电发电占比增长至78%（2011年:15%）、39%、49%（2011年:18%）。装机量方面，2021年全国累计发电装机容量约2，377GW，同比增长8%，接近过去5年的平均增速。2021年风光新增装机合计占全国新增发电装机量581%（风电:27%，光伏:311%）。据中电联预测，2022年底累计全口径发电装机容量预测将达到2，600GW。其中，非化石能源发电装机合计将达到1，300GW，占累计装机量的50%。未来，可以预见到储能行业的未来景气度可能会高于光伏和风电。截至2021年底，中国新型储能累计装机规模只有573GW，假设以发改委2025年规模30GW
8、目标计算，年复合增速高达51%。而光伏新增装机量乐观估计到2025年复合增速也就20%。从这一点看，储能未来的爆发力会更强。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。近年来，国家陆续出台配套储能政策，其中硬性指标与扶持鼓励双管齐下，从电价机制、项目管理、市场交易、技术攻关、商业模式、发展目标等多个维度进行了顶层设计，助力行业向规范化、产业化、市场化发展。根据十四五新型储能发展实施方案、中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要和国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能
9、发展的指导意见要求。到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。2020年9月中国明确提出
10、2030年碳达峰与2060年碳中和目标，实现碳达峰与碳中和，最重要的就是能源供给侧实现能源替代可再生能源发电。上图是国家这两年来出的一些相关政策。国家密集出台多项有关储能发展的纲领性文件及细化实施方案，可以预计十四五期间中国储能行业在宏观政策的推动下将加速发展。2021年7月，发改委和国家能源局联合发布关于加快推动新型储能发展的指导意见，首次明确储能装机量的量化目标：到2025年，新型储能装机规模达30GW以上，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，向全面市场化发展。此外，近日出台的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更是为国内储能行业带来实质性利好。通知提出
11、鼓励新型储能可作为独立储能自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。这一举措将可进一步加快储能市场铺开。除了国家政策，地方上也陆续出台各种政策，主要体现在：发电侧的技术要求上，以及用户侧补贴（如调峰补贴）上。综合来看，目前地方政策对储能的支持力度：发电侧电网侧用户侧。地方政府更多倾向于出台发电侧政策，发电侧政策可分为两大类：1）强制配置，2）鼓励配置，在审批项目给予评分倾斜或优先支持。三、 电化学储能行业概况电化学储能作为近几年增长最迅猛的储能方式，增长速度由2018年的37%迅速提升到2020年的75%，受益于储能技术的快速进步，
12、单位成本逐渐降低，具备了良好的商业化运用条件，它主要包括以下几种方式：锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能。由于电化学储能需要考虑寿命、安全性，以及经济成本的问题，而锂离子电池储能具有能量密度高、商业应用广、单位成本不断下降、技术成熟，由此锂离子电池储能成为全球电化学储能的霸主地位。根据数据显示，截至2020年底，锂离子电池占电化学储能装机量的92%，钠硫电池和铅蓄电池分别占比36%、35%。目前锂离子储能主要采用磷酸铁锂电池技术储能市场巨大，随着技术进步，储能方式也会产生缓慢变化，未来代表性的储能技术包括超导储能和超级电容器储能等。四、 电化学储能系统集成介绍新型储能技术路线具有多样化
13、特征。多种新型储能技术正逐步从示范试验走向商业化应用，在电力系统各个环节发挥重要作用。从目前的现状来看，锂电池储能在规模化发展的新型储能中占据绝对主导地位。对比目前抽水储能度电成本，目前主流的电化学锂电池储能度电成本降低空间大，储能系统降本需求旺盛。电池储能系统，是一种由蓄电池和并联电压型变流器构成的能量存储系统，具备快速调节与交流系统间交换（输出或吸收）功率（有功或无功）的能力。根据实际应用，电池储能系统主要包含电池、储能变流器（PCS）、温控系统、消防系统以及管理控制系统和其他软硬件系统。不同于动力电池系统，储能电池系统在一体化、标准化等技术方面存在很大优化空间，长寿命、多循环、高安全、低
14、成本是未来的发展趋势，特别是长时储能亟待发展。根据CNESA统计，全球新增装机量方面，从2021年新增7GW，预计到2025年全球新增413GW，复合增长率5585%；中国新增装机量方面，从2021年新增18GW，预计到2025年新增233GW，复合增长率8968%。根据CNESA统计，2021年中国储能累计装机量为195GW，全球储能累计装机量为2035GW。根据目前储能系统的市场价格约为15元/wh，以及PCS成本占比10%，测算2023年储能累计装机量将达到326GW，储能系统国内市场规模将达近千亿元。电化学储能相关国家法律法规政策已经陆续颁布。在接下来政策的指引下，储能行业将迎来大规模
15、发展。电池储能是通过电池、电化学技术存储能量，常用的电池包括锂电池、铅蓄电池、钠电池、液流电池等。电池储能作为电能存储的重要方式，具有功率和能量可根据不同应用需求灵活配置，响应速度快，不受地理资源等外部条件的限制，适合大规模应用和批量生产等优势，使得电池储能在新能源领域有着不可替代的地位。根据工信部最新统计，全行业持续深化创新，先进三元电池、磷酸铁锂电池单体能量密度分别平均达到280Wh/kg、170Wh/kg，骨干企业电池系统循环寿命超过5000次。锂电产品安全标准体系加快完善，电能储能系统用锂蓄电池和电池组安全要求等安全强标正式立项，相关公共服务平台不断建立健全。储能系统在电网的应用目前也
16、逐步完善，根据目前市场的统计，储能系统中电池成本占比约为60%，成为储能系统中的成本核心。完整的储能系统集成在新型电力系统中逐步形成了源-电-荷-储一体化的应用模式，保证了储能削峰填谷、新能源消纳等作用很好的发挥。锂电池经过几十年的发展革新，储能电池逐步形成从上游电池正负极材料、电解液、隔膜，到电芯、电池PACK以及电池簇，到下游储能电池系统集成的完整产业链。储能系统的初始投资成本高是制约储能商业化、规模化应用的主要因素，因此减少设备数量和建设成本，结合大容量电芯的使用，可以有效的降低初始投资成本。随之带动着储能技术往大容量、系统精细化等方向发展。目前电芯成本是储能系统成本占比最高的因素，市场上逐步出现成本相对低、原材料丰富的钠离子电池，成为大家的关注重心。根据各公司公布的投产计划，2023年钠电池产能将达到GWh
