【行业洞察】储能行业东风已至，商业模式未来可期

储能是将能量通过介质进行存储并在需要时释放的往复循环过程。狭义的储能是指利用化学或物理的方法将产生的能量存储起来的一系列技术和措施。

从能量的角度分类，储能技术主要可以分为物理储能、化学储能、电磁储能和其他储能。目前抽水蓄能是储能市场上应用最广、占比最高的技术。电化学储能，尤其是锂电储能技术，综合性能出色，应用场景广泛，在规模效应驱动的降本下有望迎来快速扩容和发展阶段。

图表 1：储能技术分类

资料来源：公开资料整理

从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能三大场景。其中，发电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；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；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。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于发电侧、电网侧和用户侧。

图表 2：储能下游应用场景

资料来源：公开资料整理

我国储能市场大致可分为四个发展阶段：一是技术验证阶段（2010年以前），主要是开展基础研发和技术验证示范；二是示范应用阶段（2011~2015年），通过示范项目开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰，应用价值被广泛认可，这个时期的储能装机以传统的抽水蓄能为主；三是商业化初期（2016~2020年），随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，储能装机规模快速增加、商业模式逐渐建立；四是产业规模化发展阶段（2021~2025年），储能产业进入从产业化初期向规模化发展的过渡阶段，随着国家“双碳”政策提出，储能规模获得了快速增长，储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善，形成较为完整的产业体系和一批有国际竞争力的市场主体，储能成为能源领域经济新增长点。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称“《实施方案》”）提出，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，有望2030年前后实现全面市场化。其中，新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。

图表 3：储能行业发展历程

资料来源：公开资料整理

从整个产业链角度看，储能产业链上游主要为材料及设备供应，中游主要为储能系统的集成与制造，下游主要为电力系统储能、备用电源及其他领域等。

上游材料供应主要为电池材料及设备等，其中电池材料包含正极材料、负极材料、电解液、隔膜等；设备供应主要为抽水蓄能设备、电池生产设备及其他设备，其中抽水蓄能设备包含水轮机、发电机、水泵、进水阀、压缩空气系统等。

中游则是为储能系统的集成与制造，包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分；电池组是储能系统最主要的构成部分，负责能量存储；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器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。

下游主要为不同应用场景，储能核心应用场景为用于电力系统的发电侧、电网侧、用户侧。其他应用场景还包括通信基站、数据中心等的备用电源等。

图表 4：储能产业链

资料来源：公开资料整理

（1）可再生能源发电渗透率提升，储能重要性凸显

受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正向低碳化转型。国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，许多国家已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领域，可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势。加快发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向。根据国家能源局数据，2022年中国风电、光伏发电新增装机125GW，同比增长23.8%，占全国新增发电装机的62.8%。

可再生能源发电依赖于自然条件，具有间歇性和波动性特征，灵活性不足，其大规模并网往往对电能质量、输配电稳定性、电能利用效率等存在影响，储能系统应用范围涉及发、输、配、用各个环节，可以通过跟踪计划出力、调峰调频、负荷侧管理等方式，提高电能质量、输配电稳定性，并能有效减少弃风弃光，推动可再生能源的大规模应用。储能作为可再生能源大规模发展的关键支撑技术，随着全球能源转型的加速，市场需求蓬勃发展。

图表 5：储能作用

（2）储能政策加速出台，行业进入规模化发展

储能是我国战略性新兴产业的重要组成部分，近年来一系列鼓励政策的加速出台为储能产业大发展蓄势，推动行业进入规模化发展阶段。

2016年3月，“发展储能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项目，储能首次进入国家发展规划。此后，在国务院及各部委历年发布的《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《中国制造2025——能源装备实施方案》《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》《能源发展“十三五”规划》《可再生能源发展“十三五”规划》《国家创新驱动发展战略纲要》等国家重大发展战略和规划中，均明确提出加快发展高效储能、先进储能技术创新、积极推进储能技术研发应用、攻克储能关键技术等任务和目标。

2017年9月，发改委、财政部、科技部、工信部和能源局联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《意见》），这是我国储能行业第一个指导性政策。《意见》提出未来10年中国储能产业发展目标，以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。

2021年7月，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》，指出2025年新型储能3000万千瓦（30GW）以上的装机目标，明确储能市场主体地位，助力构建商业模式，鼓励多种应用场景和技术类型多元发展。

2022年1月，新型储能“十四五”纲领性文件发布，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出2025年步入规模化发展阶段，2030年实现全面市场化的发展目标，强调技术和应用路线多元化，重视安全技术，提出技术降本目标（2025年电化学储能将本30%以上）；从新型储能的市场主体地位、成本传导机制和商业模式创新三个方面提出目标，推动新型储能规模化发展。

此外，我国新一轮电力体制改革相关配套文件，促进大规模可再生能源消纳利用和能源互联网推广发展的多项政策文件也将发展和利用储能作为重要工作内容，为提高储能的认知度、确立储能发展的重要性作出了贡献。

（3）电化学储能路线不断丰富，行业获得快速发展

目前新能源装机规模快速扩张，风、光发电占比日益提升，抽水储能难以完全满足调峰调频需求。相比之下电化学储能一方面可以解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，提供调频服务提高电网的可靠性；另一方面能够通过削峰填谷解决风光出力高峰与负荷高峰错配问题。近年来，电化学储能作为灵活的储能解决方案，借助国家政策的支撑获得了快速发展。2021年，我国电化学储能占比约为11.8%，至2022年占比就已经提升至20.59%，行业进入快速发展阶段。

抽水蓄能是我国占比最大的储能技术形式；锂离子电池技术和产业链均相对成熟，具有高性价比在储能领域加速渗透；钠电池技术基于锂电池，综合性能优异，国内包括宁德时代、中科海纳、传艺科技等诸多上市公司积极推动钠电池产业化进程，钠电池技术有望在2023年迎来产业化元年，搭乘储能发展东风获得迅速发展；全钒液流电池具备安全性高、扩容性强、循环寿命长、全生命周期成本低的特点，在长时储能领域大有可为，有望在储能领域快速增长。

（4）电力市场化与能源互联网助推储能产业发展

电力市场化改革是世界电力发展的共同趋势，在自由化的电力市场中，储能资源可参与现货市场、辅助服务市场等多个电力市场并获取收益。随着全球电力市场化进程的持续推进，储能系统在市场应用中可以获得更高的基础价值，从而推动储能商业化、规模化发展。

此外，在日渐兴起的能源互联网中，由于可再生能源与分布式能源在大电网中的大量接入，结合微网与电动车充电设施的普及应用，储能技术将是协调这些应用的至关重要的一环，储能环节将成为整个能源互联网的关键节点。能源互联网的兴起将显著拉动储能的需求，助推储能产业实现跨越式发展。

近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，年增长率15%。抽水蓄能累计装机规模占比首次低于80%，与2021年同期相比下降6.8个百分点；新型储能累计装机规模达45.7GW，是去年同期的近2倍，年增长率80%，锂离子电池仍占据绝对主导地位，年增长率超过85%，其在新型储能中的累计装机占比与2021年同期相比上升3.5个百分点。

图表 6：2020-2022年全球电力储能市场累计装机规模占比情况

单位：%

数据来源：CNESA全球储能项目库

图表 7：2020-2022年全球新型储能市场累计装机规模

单位：MW，%

数据来源：CNESA全球储能项目库

2022年，全球储能市场继续高速发展，新增投运电力储能项目装机规模30.7GW，同比增长98%。其中，新型储能新增投运规模首次突破20GW，达到20.4GW，是2021年同期的2倍。中国、欧洲和美国继续引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的86%，比2021年同期上升6个百分点。

图表 8：2022年全球新增投运新型储能项目的地区分布

单位：%

数据来源：CNESA全球储能项目库

（2）中国储能市场发展情况

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。抽水蓄能累计装机占比同样首次低于80%，与2021年同期相比下降8.3个百分点；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。

图表 9：2020-2022年中国电力储能市场累计装机规模占比情况

单位：%

数据来源：CNESA全球储能项目库

图表 10：2020-2022年中国新型储能市场累计装机规模

单位：MW，%

数据来源：CNESA全球储能项目库

2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75%；新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%；新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%，此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。

储能领域主要涉及国家鼓励发展的可再生能源行业，行政主管部门主要包括国家发展改革委员（简称“国家发改委”）和国家能源局。国家发改委主要负责拟订并组织实施国民经济和社会发展战略、中长期规划和年度计划，提出国民经济发展、价格总水平调控和优化重大经济结构的目标、政策，承担投资综合管理职责；国家能源局主要负责能源发展和有关监督管理的法律法规送审稿和规章，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，推进能源体制改革，拟订有关改革方案，协调能源发展和改革中的重大问题。

中国循环经济协会下设的可再生能源专业委员会是本行业的主管协会。该协会成立于2002年，致力于推动可再生能源领域技术进步和先进技术的推广，积极促进中国可再生能源产业的商业化发展，为政府部门、其他组织及协会、科研单位和企业之间搭建沟通的桥梁，充当国内外可再生能源领域联系和交流的纽带，引导行业内企业健康、公平地参与市场竞争。

中国化学与物理电源行业协会是由电池行业企（事）业单位自愿组成的、行业性的、全国性的非营利性社会组织。储能应用分会作为中国化学与物理电源行业协会下属的国家二级分会，是我国储能产业唯一专注应用领域的非营利性社会团体。储能应用分会致力于为政府、行业、会员提供信息咨询和合作平台服务，主要工作内容为服务国家产业政策课题研究，推动国家储能产业政策规划、牵头制定产业标准建设、加强国内外产业技术交流与合作、开拓新能源项目对接、搭建投融资平台、技术创新与人才培养等工作。

近年来，储能行业的主要产业政策和规划如下：

图表 11：储能行业主要政策

资料来源：公开资料整理

由于上游原材料供应较为充足，且储能产业市场集中度高，上游供应商的议价能力相对较弱；碳中和背景下储能发展有其紧迫性，储能的应用场景较多，下游市场需求旺盛，整体来看，中国储能行业消费者的议价能力较弱；尽管储能行业的技术壁垒和资金壁垒较高，但进入“十四五”发展的新阶段，储能下游需求的不断增长，市场规模不断扩大，储能在未来我国能源体系建设中的关键地位愈发突显，中国储能行业的潜在进入者威胁较大；电化学储能的同类型竞争品主要是抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能和电解水制氢等化学储能，行业替代品威胁适中，龙头企业对市场的控制力度较大。储能行业各细分领域竞争格局如下：

储能电池出货量高增，龙头企业份额稳固，国内企业快速崛起。根据数据统计，2022年中国储能锂电池出货量达到130GWh，同比增速达170%；排名前两位企业市占率CR2为49.3%，前五企业市场占有率合计68.6%，市场份额竞争较为激烈。2022年，宁德时代储能锂电池出货量为50GWh，市场占有率为38.5%，排名行业第一、遥遥领先其他对手。比亚迪储能全球订单总量超14GWh，排名第二。竞争格局方面，国内锂电企业在动力电池技术和产业链方面全球领先，在新兴的储能锂电池市场也迅速占据了出众的市场份额。宁德时代为储能电池绝对龙头，市占率全球领先；比亚迪、鹏辉、亿纬、国轩等占据第二梯队，储能电池贡献业绩占比逐步提升。国内企业在储能电池环节竞争力强，有望受益于国内和全球大储市场加速发展，赢得动力电池之外的第二成长曲线；随着国内独立储能模式的逐步推广，具备技术优势、产品性能优良的电池企业有望获得长足竞争力。

图表 12：2022年全球锂电池储能出货量及市占率

单位：GWh，%

数据来源：国际储能网，中国储能网

储能变流器与光伏变流器技术同源，龙头厂商高度重合。大储PCS环节主要厂商包括阳光电源、科华数据、上能电气等，上述企业在自身赛道均已有多年积累，凭借对电网的理解向下一体化进入系统集成环节，在大储集成赛道已具备一定地位。据CNESA统计，2022年度，全球市场中，储能PCS出货量排名前十位的中国储能PCS提供商，依次为：阳光电源、科华数能、上能电气、古瑞瓦特、盛弘股份、南瑞继保、固德威、索英电气、汇川技术和首航新能源。国内系统集成环节参与者众多，专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商均有参与。从竞争格局来看，目前国内大储集成市场竞争格局较为松散，国内市场储能集成大厂出货量差距不大，尚无明显的龙头；海外市场分散而广阔，存在一定进入壁垒。2022年度，全球市场中，海外储能系统出货量排名前十位的中国储能系统集成商，依次为：阳光电源、比亚迪、海博思创、华为、中车株洲所、南都电源、远景能源、天合储能、采日能源、中天储能。

（1）技术和工艺壁垒

电化学储能技术具有以电化学为核心、多学科交叉的特点，需要企业进行大量的研发投入。同时，锂离子电池尤其是软包磷酸铁锂电池的生产工艺复杂，过程控制严格，原材料的选择、辅助材料的应用以及生产流程的设置等均需多年的技术经验积累；加之近年来储能锂电池不断向高安全性、长寿命方向发展，技术和工艺壁垒不断提高。此外，电池管理系统是储能系统的核心部件，广泛涉及电池管理技术、自动控制技术、电力电子技术和通信总线技术等，具有较高技术壁垒。因此，新进入者短期内无法突破关键技术，难以形成竞争力，行业内掌握核心技术和先进工艺的企业树立起较高的技术和工艺壁垒。

（2）资金壁垒

储能行业资本开支较高，通过厂房建设、生产设备购置等进行产能扩张需要大量的资金支持。此外，锂电池储能行业需要保持较大的研发经费投入，日常经营也需要大量流动资金支持。因此，行业新进入企业面临一定的资金壁垒。

（3）人才壁垒：近年来储能行业发展较快，随着产品的更新迭代和行业竞争趋于激烈，需要大量兼备高水平专业技术和行业经验的复合型人才，对于行业新进入企业而言，核心技术人员的培训需要大量的资金和时间成本，高端人才成为进入行业的重要门槛之一。

（4）客户资源壁垒

储能产品提供商与客户之间的合作往往涉及潜在客户识别、技术交流、产品开发、样机测试、客户实地考察等一系列流程，历时较长，且建立合作关系后一般不会轻易更换；同时，全球主要储能市场对锂电池和储能电池系统均有严格的安全认证标准，相关产品需通过相应的安全认证才能获得市场认可及客户资源，导致行业内的新来者获得优质客户的难度较高。

（5）规模壁垒

储能行业规模壁垒较高。一方面，储能企业在形成稳定技术路线、具有竞争力的产品体系以及优质的客户资源后，才可以快速扩大产能规模，因此行业领先企业将形成较大规模产能；另一方面，锂电池储能技术的大规模商业化应用对锂电池的技术指标提升和成本下降有持续、迫切的需求，只有具备大规模生产能力的企业才能形成规模效应，有效降低单位生产成本。

（1）储能电池环节

宁德时代：全球动力储能电池领军者

公司主营业务分为动力电池系统、储能系统、电池材料及回收、电池矿产资源和其他。公司储能系统包括电芯、模组、电箱和电池柜，主要采用磷酸铁锂为正极材料，产品以方形电池为主，用于发电、输配电和用电领域，涵盖太阳能和风能发电储能配套、工商业、数据中心储能等。2011年公司成立伊始便中标国家电网张北风光储输示范项目，正式步入储能领域。近年来公司与各储能企业加大合作力度，深度布局储能领域。宁德时代处于储能行业上游，凭借锂电池技术快速切入储能锂电池市场；2018年10月，公司投资4.7亿元启动《新能源汽车电池智能制造装备及智能电站变流控制系统产业化项目》，规划储能变流器PCS产能120套/年、各类UPS8000件/年、充电桩1100套/年。此后，公司采取合作方式，布局储能PACK、储检充、EPC、储能项目等多个环节。公司入股永福股份（设计规划勘测、EPC业务），与科士达（侧重光伏和逆变器）和星云股份组建合资公司，与国网综能成立项目公司，进一步推参与电池和储能领域，以期同时实现储能的规模化应用和电动汽车综合成本的降低。公司已经与10余家公司建立重大投资合作关系，建立较为完整的产业体系。

图表 13：宁德时代储能业务发展历程

资料来源：公开资料整理

公司规模及品牌优势显著，储能锂电池出货量全球第一。公司近年来凭借着超强的规模与品牌优势，在国内外储能领域建立了覆盖上中下游的完整的储能产业链。在国内市场上，公司与国家电网、国家电投、国网综能、永福股份、星云股份、科士达、易事特等众多国内大型储能厂商建立了合作关系，在海外市场方面，公司储能产品远销全球35个国家和地区。2022年公司营业收入为3,285.94亿元，其中储能业务实现营业收入449.80亿元，同比增长601.01%，储能业务占总营收的比例达到13.69%，2022年储能电池系统出货量全球市占率达43.4%，比去年同期提升5.1个百分点，连续两年排名全球第一。

图表 14：2018-2022年宁德时代营业收入及增速

单位：亿元，%

数据来源：宁德时代年报

图表 15：2018-2022年宁德时代储能业务营业收入及增速

单位：亿元，%

数据来源：宁德时代年报

（2）储能PCS和系统集成环节

阳光电源：光伏逆变器全球龙头

公司是一家专注于光伏、储能为主的新能源电源设备高新技术企业，主要产品包括各类光伏逆变器、储能系统等，兼具风电变流器、新能源汽车驱动系统、充电设备、可再生能源制氢系统、新能源发电和智慧能源运维服务等，提供全球一流的清洁能源全生命周期解决方案。

从公司产品矩阵来看，公司光伏逆变器产品主要面向大型地面电站（功率段涵盖1100-4400KW），同时涉及工商业光伏（功率段涵盖100-320KW）和户用光伏（功率段涵盖10-50KW）。公司储能系统、储能变流器主要面向大型储能应用场景，同时也面向分布式储能布局相关储能系统产品。风电方面，公司主要产品包含双馈风电变流器，全功率风电变流器和中压风电变流器，产品功率段涵盖3-12MW。公司新能源车驱动系统产品包含电机控制器、车载电源、辅助控制器，主要应用于混合动力乘用车，A00、A0、A级新能源乘用车及新能源商用车。充电桩方面，公司产品主要包含120KW集成直流桩，80-240KW一体直流桩，7KW交流桩（国标）和11KW交流桩（欧标）。在氢能领域，公司主要布局电解制氢设备，其中碱性水电解制氢设备产氢能力达到1000Nm3/h，PEM电解制氢设备产氢能力达到200Nm3/h。

图表 16：2018-2022年阳光电源营业收入及增速

单位：亿元，%

数据来源：阳光电源年报

图表 17：2018-2022年阳光电源归母净利润及增速

单位：亿元，%

数据来源：阳光电源年报

图表 18：2018-2022年阳光电源营收结构

单位：亿元

数据来源：阳光电源年报

图表 19：2018-2022年阳光电源主要业务毛利趋势

单位：%

数据来源：阳光电源年报

（3）储能安全环节

英维克：储能温控龙头，长期成长性出色

公司是国内精密温控龙头，业务覆盖储能温控、数据中心温控等。公司是国内精密温控领域的龙头企业，主要产品包括机房温控节能设备（用于数据中心）、户外机柜温控节能设备（用于储能电站）、轨交列车空调等，风冷、液冷产品布局全面、技术领先。

储能温控领域，公司是最早涉足电化学储能系统温控的厂商，长年在国内储能温控行业处于领导地位，也是众多国内储能系统提供商的主力温控产品供应商，储能温控客户包括宁德时代、阳光电源、比亚迪、南都、科陆、平高集团、海博思创以及国外主流系统集成商和电池厂商。

2022年，公司实现营业收入29.23亿元，较上年同期增长31.19%；实现归属于上市公司股东的净利润2.80亿元，较上年同期增长36.69%。储能温控业务快速增长。公司是国内最早涉足电化学储能系统温控的厂商，长年在国内储能温控行业处于领导地位，也是众多国内储能系统提供商的主力温控产品供应商。随着“双碳”目标的展开，储能电站的建设需求已迎来持续高速增长。在原有风冷系列机柜空调基础上，公司在2020年推出系列的水冷机组并开始批量应用于国内外各种储能应用场景。2022年11月3日，公司发布BattCool储能全链条液冷解决方案2.0从整体方案、全链条、全方位、全场景、多维度升级了系统性能和运维效率，进一步丰富了产品环节，提升了竞争优势。公司借助在储能行业的品牌优势和客户基础，持续地积极拓展国内外客户并取得显著成效。报告期内公司来自储能应用的营业收入约8.5亿元，约为上年度的2.5倍，对公司业务的贡献在显著提升。

图表 20：2018-2022年英克维营业收入及增速

单位：亿元，%

数据来源：英克维年报

图表 21：2018-2022年英克维归母净利润及增速

单位：亿元，%

数据来源：英克维年报

伴随着我国大力进行新能源布局，在新增发电侧，新能源占比不断提升，而由于新能源发电带来的波动性使得储能的需求日益提升。国家近年来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。

随着全球能源转型加速，各国政府碳中和方案相继落地，新能源储能的需求愈发强烈。2022年全球储能市场装机功率为237.2GW，其中以抽水储能占据主要地位，而后来获得快速发展的电化学储能占比约为20.59%，电化学储能装机规模约为43.14GW。从行业发展来看，电化学储能已经成为满足多种应用场景和需求的主要储能方式之一。

2020年9月，国家主席习近平在第七十五届联合国大会上郑重宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，由此拉开了“双碳”目标这一新时代发展主题的帷幕。双碳背景下，推动能源革命、构建以新能源为主体的新型电力系统成为全球共识。据中国光伏行业协会（CPIA）的统计，2018年由于“531”光伏新政出台，淘汰落后中小企业产能，行业加速出清，国内新增光伏装机量44.3GW，同比下降16.4%。2019年光伏竞价政策出台较晚、项目建设时间短，国内光伏新增装机再度下降至30.1GW，同比下降32%。2022年全国新增光伏并网装机容量87.41GW，累计光伏并网装机容量达到392.6GW，新增和累计装机容量均为全球第一。全年光伏发电量为4,276亿千瓦时，同比增长30.8%，约占全国全年总发电量的4.9%。预计2023年光伏新增装机量超过95GW，累计装机有望超过487.6GW。

图表 22：2010-2022年中国太阳能光伏发电装机累计容量

单位：GW

数据来源：CPIA

根据国际可再生能源署（IRENA）数据，全球光伏累积装机容量由2015年的223GW迅速增长至2021年的843GW，增幅达到278%。此外，在新增光伏装机量方面，中国光伏协会预计未来全球光伏新增装机量将继续保持高速增长，到2025年，全球光伏新增装机量有望达到330GW。储能作为协调互动源网荷储、实现电力供需动态平衡的刚需，成为核心环节。

经历“十三五”孕育，“十四五”时期，我国新型储能市场有望迈上新台阶。2021开始，我国新型储能从商业化初期向规模化发展，根据CNESA预测，在未来5年，“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，政策推动将构成中国储能市场的主要增长动力；根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据库的不完全统计，截至2022年底，国内已投运的电力储能项目累计装机达59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%，其中新型储能持续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh。未来5年，“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，政策推动是主要增长动力；根据中关村储能产业技术联盟(CNESA）对我国新型储能未来5年市场规模的预测，保守场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到97.0GW，2023-2027年复合年均增长率（CAGR）为49.3%；理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到138.4GW，2023-2027年复合年均增长率（CAGR）为60.3%。预计未来5年，年度新增储能装机呈平稳上升趋势。保守场景下，年平均新增储能装机为16.8GW；理想场景下，年平均新增储能装机为25.1GW。

图表 23：2023-2027年中国新型储能累计投运装机规模预测

单位：MW

数据来源：CNESA全球储能项目库

据中国光伏行业协会（CPIA）的统计，2022年全球及国内新型储能新增装机约为32GW、7GW，创历史新高。随着政策执行、成本下降和技术改进，新型储能将更能满足发电侧、电网侧、用户侧的电力储能需求。预计2025年，全球及我国新型储能年度新增装机或分别超过40GW、10GW，有望达到75GW、21GW。

图表 24：2022-2030年全球及国内新型储能新增装机规模预测

单位：GW

数据来源：CPIA

各类主流储能技术仍在快速发展的过程中，规模、成本、寿命方面还不能完全满足应用的要求，需要进一步降本、提质、增效。中长期内，全球一半的电力可能来自可再生能源，而这在很大程度上需要储能系统的支撑。综合各研究机构数据，储能系统的成本正在迅速下降，锂离子电池的价格在过去十年中下降了近90%。根据彭博新能源财经（BNEF）发布的《2021年电池价格调查》显示，锂离子电池组价格在2010年还高于1200美元/千瓦时，而到2021年时实际价格已同比下跌6%。美国国家可再生能源实验室（NREL）发布的2021年度技术基线报告显示，到2030年，电池储能系统成本将会大幅降低，并将呈现继续快速下降的趋势，直到2050年，其成本降低的下降速度才有可能放缓。

图表 25：2022-2030年中国锂电储能系统价格变化趋势

单位：元/Wh

数据来源：CPIA

技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。推动锂电储能系统成本全面下降的因素包括：技术进步、生产规模扩大、制造商之间的竞争加剧以及产品的一体化程度提高等，降低了锂电池的单位制造成本。但大宗商品价格上涨和电解质等关键材料成本的波动在一定程度上会给储能行业带来压力，因此需持续改进产品的设计以及制造和提升供应链管理的效率，降低其他硬件如储能变流器、能量管理系统等成本；随着企业积累经验并简化流程，安装成本及其他间接费用也有所下降。

储能产业发展前期，储能电站商业模式尚不明确、经济性不明显，新能源项目强制配储成为储能装机的主要推动力。为促进可再生能源（主要是风电、光伏）的大力发展和充分消纳，国家发展改革委、国家能源局于2021年8月10日印发了《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》，对可再生能源发电企业提出“购买调峰资源挂钩比例要求”，即“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。“强配”政策首次上升到全国范围。上述政策出台前后，各地亦纷纷推出新能源强制配储政策，其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长在2小时以上；储能容量可以通过自行配建或购买/租赁满足。随着各地新能源装机持续增长，储能“配额制”将为大储装机提供强劲的成长助力。

为响应上述国家政策的号召，在地方层面，已有多地有关部门因地制宜地推出了新能源项目（主要为风电、光伏电站）的强制配储政策，部分列示如下：

图表 26：各地方政府出台强制配储政策

资料来源：各地方政府

在强制配储政策的刺激下，加之新型储能更具灵活性特点，我国对新型储能的需求出现了井喷现象。根据国家能源局的统计，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。分省域来看，累计装机规模排名前5的省份分别为：山东155万千瓦、宁夏90万千瓦、广东71万千瓦、湖南63万千瓦、内蒙古59万千瓦；新增装机规模排名前5名的省份分别为：宁夏89万千瓦，山东89万千瓦，湖北53万千瓦，湖南50万千瓦，内蒙古33万千瓦。

独立储能指不依托于新能源电站，作为独立主体参与电力市场的储能项目。与新能源配储模式相比，独立储能由电站业主之外的第三方投资并运营，理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益，收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。

图表 27：独立储能盈利模式

资料来源：公开资料整理

图表 28：第三方投资共享储能模式示意图

资料来源：《第三方投资共享储能电站商业模式及其经济性评价》

2021年底开始，国内出台了一系列独立储能相关政策，独立储能作为储能项目的新形式，逐渐崭露头角。各省陆续出台有利于共享储能模式的政策，依自身情况探索推进辅助服务市场和电力现货市场建设，为独立储能参与市场、实现经济性铺路，山东、山西、甘肃、湖南等省份已走在国内前列，为独立储能模式积累经验。湖南、山东是目前共享储能电站盈利模式较为典型的省份，共享储能电站可以获得调峰补偿、租赁费用、电费收益和奖励电量。青海省储能调峰补偿标准0.5元/kWh，年利用小时数不少于540小时；宁夏省2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/kWh，年调用次数不低于300次；湖北、陕西等区域承诺储能租赁可视作新能源储能配额；山西明确了共享储能电站可参与调峰、调频市场等。随着政策完善和市场发展，独立储能项目商业模式有望逐渐理顺、实现经济性，推动储能项目投资建设加速。

政策对现阶段我国储能产业的发展起关键引领作用，而“以市场为主导”、“激发市场活力”一直是储能政策部署的一大重点。整体而言，我国储能产业呈现出市场参与者多元化、商业模式逐步丰富、收益空间提升、成本传导畅通的发展趋势，有望逐步向市场化迈进。

（1）国家法律层面支持不够，产业发展战略和路线图不清晰

尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能（特别是新型储能）的重要性，但存在缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。此外，在实现碳中和目标的要求下，对发展储能的战略意义、战略规划和技术路线图缺乏系统深入的研究和认识。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策和相关规则作出更强有力的支持。

自2010年《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》提出了“电网企业应发展和应用储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在《电力中长期交易市场规则》等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征，储能企业的独立市场地位仍未真正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。

（2）储能政策机制受制于电力体制改革进程

储能系统自身不产生电能，需要依附于发电站或电网运行，本质上储能产业发展需要配合电力、光伏和电动汽车等诸多产业，融合能源和交通领域。因此，只有随着电力体制改革的不断深入、市场机制和价值机制的不断完善，才能在整个能源系统形成跨界融合互动的协同效应，催生出台真正能够推动储能产业爆发的政策机制。

（3）新能源配置储能标准缺失，监管难度加大

随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自2020年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。

新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度，使得当前储能行业监管难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。

（1）大规模储能技术成本高

为实现储能的大规模应用，我国迫切需要低成本、安全可靠的储能电池，大规模储能技术成本是制约其实现商业化和规模化发展的痛点。目前电化学储能技术中经济性较好的是铅蓄电池和磷酸铁锂电池，但相较抽水蓄能仍然偏高，综合度电成本为0.6～0.8元/千瓦时，1h-h储能时长的小规模示范应用尚可依靠补贴和政策倾斜加以平衡，随着储能装机量的提升，2h以上的长时储能需求量增大，这样的成本水平将导致系统成本大幅增加，尚不能完全依赖峰谷价差实现盈利，导致市场投资者积极性不高，还需要市场机制、技术创新和相关整理的大力支持。

（2）储能作用价值收益利润不匹配，商业模式和市场机制还不健全

一方面，对储能电站的价值评价不全面，一些效益无法量化，无法充分反映储能电站实际价值。另一方面，在用户侧，储能收益方式单一，盈利上很大程度依赖峰谷价差不稳定；在电网侧，储能投资和回收机制不清晰，成本无法通过有效的机制进行疏导，限制电网侧储能的进一步发展，在电源侧，有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成。适用于储能的市场机制和交易规则亟待完善，还不能充分体现储能提供各类服务的多元价值。

当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则只着眼当下，无法长期适用。现存新能源配储项目存在一定局限性：利用率不足，调用模式和收益模式仍有望完善。根据中电联2022年12月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，国内新能源配储项目调用率不足，至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，平均等效利用系数仅6.1%。该报告认为，国内现存新能源配储项目规模较小、装机分散，且配置上未考虑风、光发电对配储的差异性需求，导致可用性较差；加之收益模式尚不完善，回报机制不清晰，导致新能源企业对配储项目的使用率并不高。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。

（1）储能技术类型与应用场景匹配性不强

电力系统发电、输电、配电、用电各个环节对储能技术都有需求，导致储能技术应用场景复杂、多样，每个应用场景对储能技术的能量密度、功率特性、成本、寿命、启动及响应时间等特性要求存在差异。应用场景的复杂性决定了单一储能技术无法满足电网对储能技术的多样需求。目前尚未有一种储能技术能够适用于各类场景，因此，需要针对各类特定需求场景开发、选用适用的储能技术。

（2）储能设备安全问题不容忽视

缺乏有效的安全标准规范，消防安全评估不足、预案措施缺位、项目系统集成水平低等原因增加了储能电站安全风险。储能电站的热失控有可能印发系统连锁反映事故，由电池热失控引起的火宅很容易蔓延至变换器和线路等设备，影响区域供电可靠性。

目前国内外发生了多起电化学储能起火事件，包括韩国储能电站火灾事故、特斯拉汽车起火事故和美国光热电站火灾事故、江苏储能电站起火事故等，主要原因在于储能在应用于调频等高频次、高倍率充放电场景时，安全性会受到更严格的考验。电力系统的安全关系国计民生，因此市场对储能产品的安全性尤为关注，安全问题直接制约着储能技术应用甚至是储能产业的发展。

（1）强化顶层设计和规划

结合能源转型和碳中和目标要求，将储能充分纳入国家能源体系统筹规划，明确优先支持锂电储能产业发展。聚焦安全性、可靠性、综合效率、寿命和成本等关键因素，加强顶层规划设计，研究制定国家层面的储能产业发展战略和中长期发展规划。另外，由相关政府部门牵头组织中国科学院、中国工程院、有关院校、行业组织和龙头企业等技术力量，共同研究编制储能技术路线图，明确储能产业发展总体技术思路、发展导向和技术路径，为推动技术创新和产业发展指名方向，为完善政策措施提供权威技术支撑。

（2）完善促进储能产业发展政策

首先，可借鉴美国、德国、日本、澳大利亚等补贴政策，研究设立包括但不限于专项资金支持、增值税优惠、所得税抵免、投资补贴、电价补贴、贷款优惠、产业发展基金等扶持政策。建议国家绿色发展基金等金融工具更多支持储能产业。其次，结合我国电力市场建设情况，尽快在全国范围明确储能应用的市场准入条件和主体地位，完善储能相关巿场价格机制，探寻合理的价值实现方式和回报机制，逐步形成合理化的费用传导机制，推动储能充分参与电力市场。再次，可借鉴美国加州通过立法强制公用事业公司采购储能设施的做法，在安全性、可靠性、运行效率和价值等得到充分论证的前提下，在某些领域强制推行储能设施建设和运营。进一步明确和优化项目备案和并网环节制度等工作流程，尽快出台安全、环保等方面的监管政策，防范安全和环境隐患。

（1）建立和完善新型储能价格机制

政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主，为未来新型储能发展做好政策研究储备。在经济基础较好、市场化程度高的地区，加快探索实施储能容量电费机制。考虑增加新的辅助服务品种，结合实际情况探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立。

（2）强化新型储能独立市场主体地位

基于新型储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力，以及应急供电保障和延缓输变电升级改造需求的能力，支持新型储能作为独立市场主体直接参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。

（3）创新商业模式

基于新型储能独立市场主体地位，推动发展规模化独立储能和共享储能，逐步取代新能源发电项目单独配套的储能项目，在条件具备的地区开展商业模式创新试点，结合不同技术路线和不同地区特点，从容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务、容量电价补偿等方面探索新型储能项目的赢利模式，积极引导社会资本的投入，推动新型储能产业的可持续发展。管理部门和市场参与者，应有足够的信心和耐心，支持各种商业模式探索和发展。

（1）因地制宜推动新型储能良性发展

各地应以实际需求为导向，开展新型储能产业顶层设计，统筹规划新型储能建设规模、建设标准和空间布局，避免无效投资和重复投资，杜绝因政策与市场不配套引发的资源浪费和以次充好等恶劣现象，政府主管部门应加快新型储能项目的监管体系建设，加强对储能装置生产、检测认证、建设安装和运营的质量监督和安全监管，确保有效投资和行业的健康发展。

（2）加快新型储能标准体系建设