文｜季宇飞

本文字数：字

阅读时间：17分钟

新能源革命给电力系统带来了巨大的不稳定性，而这恰恰是储能行业的发展机遇，电化学储能已经成为全球储能装机增量的主力。年下半年开始，从中央到地方出台了一系列推动储能行业发展的相关政策，储能行业将从商业化初期向规模化发展转变。

储能行业的投资机会主要包括技术的迭代创新，工商业储能、家庭储能、分布式储能带来的商业模式创新，关键系统国产化等。从近几年的投资案例来看，也主要集中在技术创新，分布式储能以及PCS、BMS等领域。新技术将为储能行业带来新的投资机会，而来自工商业、家庭等终端市场商业模式的创新或将分化储能产业链。

（一）储能行业的现状与前景

可再生能源引领的能源革命给储能行业带来新的发展机会，可再生能源的大规模并网需要储能行业为电力系统的稳定性提供保障。常规抽水蓄能是目前主要的储能技术，但电化学储能则是新装机增量的主力。以磷酸铁锂电池为代表的电化学储能技术在用户侧、发电侧、电网侧等不同场景都有着重要的应用。

1、能源革命带动储能需求增加

全球能源系统的结构正在从传统的火电主导转变为可再生能源主导。可再生能源间歇性的并网，会对电网稳定性造成冲击，而对电网配置储能，则可以通过系统调峰调频，增强电网稳定性，并减少弃风、弃光率。截至年底，中国储能累计装机功率达35.6GW，同比增加9.9%，其中抽水蓄能占比89.3%；电化学储能装机功率3.27GW，同比增长91.2%。年底，中国新型储能装机规模将超过4GW。

图1：中国储能累计装机占比

（截至年底，按技术类型）

资料来源：CNESA，海南省绿色金融研究院

锂电储能技术相对于其他储能技术优势明显，正在成为新增储能装机的主要力量。“十四五”期间，我国电力系统锂电储能新增装机市场空间预计将超过亿元，年复合增速为87%。

图2：中国电化学储能累计投运规模预测

（理想场景，-）

资料来源：CNESA，海南省绿色金融研究院

据CNESA，理想场景下，为配合风光新能源年的装机目标，中国电化学储能在年和年累计规模将分别达到32.7GW和55.9GW。

2、不同储能方式优缺点和应用情况的比较

以磷酸铁锂电池为代表的电化学储能技术与抽水蓄能相比具有功率、能量密度大，响应速度快等优势，已经进入商业化应用。储能技术主要分为物理储能技术、电化学储能技术以及电磁储能技术，其中物理储能包括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能、超级电容储能，电化学储能包括铅酸电池、锂离子电池、流液电池、钠硫电池，电磁储能包括超导储能等。

下面对主要储能方式的技术特点和应用情况进行比较。锂离子电池的综合表现优于其他竞争对手，这是该技术成为新增储能装机主力的原因。

资料来源：CNESA，德邦研究所，

海南省绿色金融研究院整理

3、储能在电力系统不同环节的应用

储能在电力系统的“源-网-荷”全环节都有重要的应用，其中年电化学储能累计投运规模最高的应用场景为用户侧。

图3：年电化学储能累计投运规模

（按应用场景分类）

资料来源：CNESA，海南省绿色金融研究院

在发电侧，储能可应用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；在用电侧，储能可应用于峰谷价差套利、容量电费管理、电力自发自用、提升供电可靠性等；在输配电侧，储能可应用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级、根据区域电网负荷及时进行调峰调频等。

图4：储能在电力系统源、网、荷侧的不同应用

资料来源：派能科技招股说明书，海南省绿色金融研究院

（二）政策驱动储能市场加速发展

顶层设计从电力系统的用户侧和发电侧一同发力，推动储能向规模化发展转变。特别是电力辅助服务市场机制的修订，为储能电站拓展了新的商业模式。各地具体储能规划和政策也陆续推出，落实顶层指导意见。

1、顶层设计推动储能向规模化发展转变

年7月国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出了加速推进新型储能由商业化初期向规模化发展转变的多项具体举措。到年，目标装机规模达30GW以上。到年，新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求。

用电侧方面，年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出合理拉大丰谷电价价差，系统峰谷差超过40%的地区，峰谷电价价差原则上不低于4：1，其他地区原则上不低于3：1。同时，分时电价机制的执行范围扩大到工商业电力用户。目前储能在用电侧较为成熟的商业模式是峰谷电价价差套利，储能用户可以在低谷时充电、高峰时放电，通过套利来降低自身的电费成本。

发电侧方面，年8月国家发改委发布《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》，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力。超过电网企业保障性并网以外的规模，初期按照功率15%挂钩比例，时长4小时以上的标准配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例配建调峰能力的可以优先并网。

2、电力辅助服务市场机制修订利好储能

年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》以及《电力辅助服务管理办法》，明确了辅助服务在新型电力系统中的重要地位，随着可再生能源渗透率的提升，辅助服务在全社会总电费的占比也将持续提升。本次修订明确将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，辅助服务将成为储能项目重要的收益来源，完善储能项目的收益模式。新政策强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定市场化的补偿方式和分担机制，新政策将辅助服务分摊主体扩大到上游发电企业与下游用户。

辅助服务供给不足不仅是一个短期的问题，从长期看，随着新能源发电比例以及用电侧波动性的提高，辅助服务的需求也将快速增长。电力辅助服务市场机制的完善将有助于储能行业等供给端的发展。

3、各地具体政策支持储能发展

自年7月的顶层指导意见发布以后，各省市相继出台了支持储能发展的相关文件，储能有望在十四五期间迎来快速发展。浙江、内蒙古、湖南、安徽、广西等分别推出了省一级的储能规划和政策。

从规划目标看，内蒙古计划年建成并网新型储能5GW以上。浙江计划年建成并网新型储能1GW，年力争实现2GW。湖南力争年建成电化学储能电站1.5GW。安徽年光伏拟安排4GW项目进行竞争性配置。

从配套政策看，浙江对接受电网统筹调度的储能系统按照峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/kWh的补贴，为期两年。广西对风电项目配置功率20%，时长2小时的储能；对光伏项目配置功率15%，时长2小时的储能。

（三）电化学储能产业链与价值分解

新增储能装机主要应用电化学储能技术，因此我们主要分析电化学储能的产业链。完整的电化学储能产业链包括上游原材料，中游核心部件制造以及系统集成，下游系统运营与应用等。储能系统的成本主要由电池和储能变流器构成，二者占据成本的80%。

上游电池原材料主要包括正负极材料、电解液、隔膜等。中游的核心部件主要包括电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）等。下游的应用场景主要包括电力系统储能、备用电源等。

图5：电化学储能产业链

资料来源：德邦研究所

电池作为储能系统成本最高的部分，其成本的下降将带动整个储能系统成本的下降。据BNEF，储能电站成本将从年的美元/kWh下降到年的美元/kWh，降幅达46%。电池、PCS、BMS、EMS的成本分别下降58%、25%、36%、36%。

图6：电化学储能系统成本构成

资料来源：前瞻产业研究院，海南省绿色金融研究院

（四）行业格局、发展趋势与投资机会

储能大行业的良好趋势不能保证所有领域都具有优质投资机会，具备技术创新、差异化的产品以及国产化替代的领域将拥有较好的投资机会。

1、电池：锂电池取代传统铅酸电池成为主流，投资机会仍在于新技术迭代

年至年动力锂电企业发展迅速并进入储能行业，磷酸铁锂电池逐步取代了传统的铅酸电池。少数头部锂电企业已占据市场绝大部分份额，中小企业发展空间越来越小，锂电池技术路线已经相当成熟，未来的投资机会在于电池技术的迭代创新，如钠粒子电池、半固态电池、固态电池等。

图7：中国储能电池供应商前十名（左图：年，右图：年）

资料来源：CMESA，德邦研究所

年储能电池行业规模尚小，南都电源一家企业独大，除南都电源装机MWh以外，其他企业装机均低于MWh。随着储能装机需求快速提升，储能行业技术门槛与降本需求升高，传统铅酸电池企业失去先发优势，动力锂电企业则依靠在新能源车行业积攒的技术与规模优势，迅速提升储能装机量。

钠离子电池有望作为替代性技术进入电池市场主流，年8月宁德时代取得钠离子电池专利，与磷酸铁锂电池相比，初代钠离子电池能量密度略低，但在安全性与寿命方面与磷酸铁锂电池相当，并具有更优秀的快充性能、低温性能以及系统集成效率。

电池寿命与储能系统度电成负相关，延长电池的使用寿命不仅需要从电池本身入手，而且需要对储能系统的其余部分进行优化。将充放电循环次数从次提升到次可以让度电成本从0.元/kWh降低到0.元/kWh，降低成本21%。

2、储能变流器（PCS）：拓扑结构的创新与IGBT国产替代带来投资机会

PCS具有明显的技术壁垒，利润弹性较好，业务成熟度较高，未来突破将在于技术方面新拓扑结构的设计与IGBT的国产替代。

PCS连接电网与储能电池，将电网中的交流电整流为直流电为电池充电，或者将电池中的直流电逆变成交流电输送给电网，供交流负荷使用。储能变流器决定了电池输出特征，从而影响电池的寿命。PCS产品与光伏逆变器的技术同源，竞争格局也与光伏逆变器类似，国内PCS供应商排名变化不大，年相对于年市场份额更为集中。

图8：中国PCS供应商前十名（左图：年，右图：年）

资料来源：CMESA，德邦研究所

按照PCS的功率等级，储能变流器分为：用户（小功率）、工商业（中功率）、集中式（大功率）、储能电站（超大功率）。PCS企业在业务定位和技术路线上也呈现差异化发展的趋势。

从技术方面看，PCS的核心在于拓扑结构的设计创新。储能逆变器的拓扑结构种类众多，性能特点各异，设计选择合理的拓扑结构对提高系统效率和降低成本有着重要意义。

储能变流器中的主要原材料已经实现国产化，而IGBT（绝缘栅双极型晶体管）是个例外，仍主要从国外进口，国产替代的加速将带来投资机会。国内的PCS厂商也开始使用国产厂商提供的IGBT，如斯达半导、时代电气等。

3、能量管理系统（EMS）：投资机会在于满足工商业储能系统差异化的需求

EMS负责整个储能系统的能量变换决策，能量数据采集、传输、实时监控以及系统的管理维护，是储能系统的中枢。储能电站的EMS行业进入困难，行业壁垒较高，投资机会不大。相对于储能电站的EMS，工商业储能系统EMS技术要求较低，针对不同场景EMS的差异化发展将带来投资机会。

储能电站系统与工商业储能系统对于EMS有差异化的需求，储能电站需要支持多种通信规则，具有标准电力调度接口，接受电网调度，储能电站的EMS厂商需要了解电网的运行特点与运作需求，因此国内行业的主要从业者是国网系公司，行业壁垒较高。反观工商业储能系统EMS大都不需要接受电网调度，只需要做好本地能量管理。针对不同应用场景差异化发展将是未来EMS的方向之一。

4、电池管理系统（BMS）：低端供应商生存空间变小，国产替代是发展方向

电池管理系统负责维持电池组运行的安全稳定性与高效经济性，是储能系统的核心部件。BMS包括电池管理单元、传感器、高压安全管理系统、高压配电系统等。

与汽车BMS不同，储能BMS有较多定制化特殊需求。BMS技术壁垒在于算法和芯片，核心技术掌握在国外芯片厂家手中，而国内低端BMS壁垒较低。这也造成了BMS行业整体水平较低，产品质量参差不齐。国内BMS要注意关键元器件的国产化，从技术上看，主动均衡技术将成为标准，大数据、人工智能等技术也已被应用到电池状态算法中。未来低端BMS供应商的生存空间将越来越小。

5、温控系统：储能电站的核心问题是安全运行，液冷将作为替代性技术

安全问题是储能电站的核心问题。液冷比风冷具有更强的散热能力，温控系统领域需要

转载请注明:http://www.aideyishus.com/lktp/323.html