储能行业深度研究报告：碳中和下的新兴赛道，万亿市场冉冉开启

蓝狮平台网讯：碳中和背景下，储能是又一长期高确定、高增长赛道：随着“30-60碳达峰-碳中和”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。高比例可再生能源需要大量的储能，储能迎来发展机遇。在碳中和背景下，储能发展可分为三阶段：（1）“十四五”期间：电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配，配置比例较低，光储接近平价。（2）新能源成为主力能源，逐步增量替代火电，电网稳定性亟需大量储能；配置比例和备电时长提升，光+储全面平价，储能需求快速提升。（3）碳达峰后，储能将在电网侧存量替代火电，承担主力电网调峰调频职责。

海外户用储能率先起量，国内多种方式弥补经济性：海外高电价、户用光伏渗透率高都推动了海外户用储能市场率先起量。国内光伏+储能还未平价，储能额外投资成本难以计入电价成本，使得经济性成为当前国内储能大规模建设的主要矛盾。然而，储能可通过地方补贴、提高消纳带来的额外发电收益、内部化碳成本等方式抹平暂时的经济性缺口。基于此，我们认为国内发电侧储能市场即将崛起。

万亿储能市场冉冉升起。我们测算2030年储能需求空间1.25TWh；2020-2030年累计3.9TWh，新增储能CAGR约30%。2060年储能年需求空间10TWh；2020-2060年累计94TWh。2030年储能投资市场空间1.3万亿元（2020年起累计6万亿元），2060年5万亿元（2020年起累计122万亿元）。至碳达峰阶段，国内新能源发电侧、家用储能将会是最大的市场；至碳中和阶段，电网侧调峰调频需求崛起。

老玩家，新战场：电池和储能变流器（PCS）是价值量和壁垒双高的核心环节，国内外主要厂商悉数入场；系统集成环节将成为必争之地，有望通过数字化、智能化解决方案增加附加值，掌握储能产业链话语权。

1、碳中和背景下，储能扮演不可或缺的角色

1.1、储能的三阶段发展路径

随着“30-60碳达峰-碳中和”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。2020年9月，我国在第75届联合国大会提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和”；在2020年12月的联合国气候雄心峰会和中央经济工作会议上，“30-60”的目标被反复提及，标志着“碳达峰-碳中和”已成为国家战略。由火电为代表的可再生能源将逐步被光伏风电为代表的的可再生能源替代，可再生能源将成为能源主力。

高比例可再生能源需要大量储能，储能迎来发展机遇。光伏风电等可再生能源由于与用电负荷并不匹配，需要大量的储能承担削峰填谷的作用。另外，“30·60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，这就给储能发展带来了新机遇。

第一阶段（2020-2025年）“十四五”风光发展信心足。

国家层面的能源“十四五”规划尚未出台，但北京、天津、上海等20多个省（区、市）已相继发布了“十四五”新能源发展规划，“风光”正无限。国能投、国电投、华能、大唐、华电、三峡、中广核等众多电力央企近日纷纷表态，将把新能源作为“十四五”期间的开发重点。

“十四五”期间电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配。“十四五”期间，随着光伏装机占比的逐渐提高，储能在限电率范围内调峰，起到削峰填谷的作用。但风光储不具备深度调峰能力，“十四五”期间储能调峰的能力不具备经济性。在此阶段，光伏风电的发电量占比还较低，电网稳定性和灵活性可通过现有调峰机组得到保证。

第二阶段（2025-2030年）新能源成为主力能源，电网稳定性亟需大量储能。

我国在2020年12月联合国“2020气候雄心峰会”提出2030年可再生能源装机达到12亿千瓦。为了实现2030年碳达峰目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源，基本实现新增电力来自新能源。要承载如此规模的新能源装机，电网乃至整个电力系统不仅要有“量”的增加，还要有“质”的变革，对储能的需求急剧提升。成本方面，随着技术进步，风光储电力度电平均售价低于全国煤电平均售价，存量替代化石能源阶段开启。

根据Solarzoom，风光电力要“100%增量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量≈1W：1-2Wh的比例。我们预计在这一阶段功率配比50%-100%，备电时长2-4h。

第三阶段（2030-2060年）

新能源存量替代化石能源，储能将在电网侧替代火电机组。2030年往后，至2060年实现碳中和，当可再生能源发展为电力消费的绝对主体时，构建以可再生能源为中心的灵活电力系统，主动提供系统服务，整个电力系统会更经济更平衡。储能将在电网侧承担调峰调频等职责，传统火电机组将在辅助服务领域逐步退出。根据Solarzoom测算，风光电力要“100%存量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量≥1W：5Wh的比例。我们预计在这一阶段功率配比100%+，备电时长4h+。这既要求光伏系统、储能系统成本进一步降低，也要求储能装机量大幅提高。

政策：储能经济性缺口，鼓励储能多形式发展

“十三五”以来，我国出台产业政策鼓励储能发展。2017年10月，国家能源局等4部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，国家层面出台的政策推动了储能的发展，电化学储能装机规模在2018年实现大幅增长。

储能设施不计入电价成本，经济性缺口难分摊。2019年5月，国家发改委、能源局印发的《输配电定价成本监审办法》明确提出电储能设施不计入输配电定价成本，两大电网公司相继限制企业内部储能投资，导致2019年电化学储能增速大幅回落。储能投入徒增成本项目收益率降低，叠加储能经济模式尚不清晰，电站开发商、电网、运营商在储能方面的权责不明晰，主动配置储能意愿降低。

储能配置比例博弈，解决消纳为当务之急。截止2020年底已有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比，配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽并未要求具体储能配置比例，但文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。

“十四五”规划明确提出发展储能产业。“十四五”规划中指出要发展新能源等战略性新兴产业；推进能源革命，完善能源产供储销体系；建设智慧能源系统，优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力。国务院办公厅11月2日发布的《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》中提到要促进新能源汽车与可再生能源高效协同，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。

储能作为灵活调节资源，参与电力辅助市场服务。青海、宁夏、山东、江苏、湖南等地出台了电力辅助服务市场交易规则，允许符合要求的储能项目参与辅助服务市场。

1.2、储能技术百花齐放，电化学储能正当时

储能按照能量存储形式可分为电储能、热储能、氢储能。电储能主要包含抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等机械储能技术；以及铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等电化学储能技术。

由于场景的多样性、各储能技术与降本的情况，未来会是百花齐放的局面。各储能技术根据其输出功率、能量密度、储能容量、充放电时间等特点，将在不同的应用场景发挥最优储能效果。

1.2.1、抽水蓄能最成熟、成本最低

储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。抽水储能是物理储能的一种，是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率在70%到85%之间，且仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。

虽然其不具有化学电池易老化和容量限制的问题，但是它对于地理因素的要求较高，一般来说只能建造在山与丘陵存在的地方，同时抽水蓄能站的建造成本也较高。其他新型的储能技术只有在性能和成本上都能够和抽水蓄能相当甚至胜过抽水蓄能，才有可能成为主流技术。

1.2.2、液流电池处于早期商业化阶段，增容便利，可用于大型储能

液流电池，直接将能量存储在电解液中，但仍处于早期部署阶段；钠硫电池，能量密度比锂离子电池高，但其热的液态金属电解液不方便；超级电容器，不能在足够长的时间内提供电力；压缩空气和飞轮由于位置的限制，只能用于中小型装置。

液流电池的活性物质是具有流动性的液体电解质溶液，在充、放电过程中，电解液中的活性物质离子在惰性电极表面发生价态的变化，产生电流。容量大小取决于电解液，可通过增加电解液的量或提高电解质的浓度，达到增加电池容量的目的，适用于公用事业规模的大型储能。缺点是能量密度相对较低，使用场景受限；技术生产技术还没稳定，渗漏液技术并没有攻克。

1.2.3、氢储能能量密度高，在大规模储能极具潜力

对可再生和可持续能源系统而言，氢气是一种极好的能量存储介质。氢能是一种理想的二次能源，燃烧产物为水，是最环保的能源形式，它既能以气、液相的形式存储在高压罐中，也能以固相的形式储存在储氢材料中，如金属氢化物、配位氢化物、多孔材料等。氢储能能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储且可实现过程无污染，是少有的能够储存百GWh以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。

氢气作为能源载体的优势在于：

（1）氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；压缩的氢气有很高的能量密度；

（2）氢气具有成比例放大到电网规模应用的潜力。可将具有强烈波动特性的风能、太阳能转换为氢能，更利于储存与运输，所存储的氢气可用于燃料电池发电，或单独用作燃料气体，也可作为化工原料。

1.2.4、电化学储能降本块，产业化应用前景大，需考虑资源约束

电化学储能使用方便、环境污染少、不受地域限制，能够及时响应电力的应急需求。物理储能能够构建大型的储能系统，但是存在面对电力应急需求的响应时间较长，前期投资较大等问题。电化学储能是利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变化，目前以利用锂离子电池进行电化学储能为主。

电化学储能是发展最快、降本空间大，产业化应用前景大。相比于抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形影响小，可灵活配置于电力系统。以锂离子电池、钠硫电池、液流电池为主导的电化学储能技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面都取得了重大突破，具有产业化应用前景。

电化学储能的发展上限需考虑资源约束。电化学储能同样需要用到电池，在新能源汽车动力电池需求日益增加的情况下，储能带来的额外电池需求使得上游锂、钴、镍等资源紧缺程度进一步加剧。上游资源供需紧张所引起的电池涨价，也会导致电化学储能降本不及预期。

1.3、商业模式决定储能发展经济性

1.3.1、基本分类与应用场景电力系统储能

电力系统储能的应用领域主要包含发电侧、电网侧和用户侧。发电侧储能的主要目的是增强电力系统调峰备用容量，解决风能、太阳能等可再生能源发电不连续、不可控的问题，保障其可控并网和按需输配，促进新能源风电、光伏、光热等新能源消纳。

电网侧储能主要功能是服务于电网安全，解决电网的调峰调频、削峰填谷、智能化供电、分布式供能问题，提高多能耦合效率，实现节能减排。

用电侧储能主要是为用户提供峰谷调节、提升供电能力和可靠性等多种需求，支撑汽车等用能终端的电气化，进一步实现其低碳化、智能化等目标。

从现有的商业模式看，储能的价值创造路径包括参与调峰、调频获得辅助服务补偿；减少弃风弃光电量增加电费收入；以及削峰填谷获得峰谷价差。

发电侧主要是减少弃风弃光电量获利。由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，该商业模式适用于弃风、弃光率较高地区。

电网侧储能的商业模式可从输配电成本监管和竞争性业务两大类展开。其中输配电成本监管包括有效资产回收和租赁；竞争性业务包含调压调频，为了保证电网安全、稳定运行，电厂必须提供调频服务，当前政策大力支持新能源发电，由于新能源发电的不稳定性，调频调压将逐渐成为电网侧重要业务。在人口稠密的地区用储能替代调峰电站可以降低能源成本，创造就业机会，建立一个更有弹性的电力系统，减少空气污染，带来可观的社会效益。

用户侧储能商业路径较成熟，包括峰谷电价套利、保障停电时的电力供应。峰谷电价套利指用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对自有储能电池进行充电，在负荷高峰时，将部分或全部负荷转由自有储能电池供电，利润取决于峰谷价差。另外，由于海外大规模停电事件频发，家用储能还可在电力系统故障时保证电力供应。

其他储能（通信基站、数据中心和UPS备电）

除应用于电力系统外，储能在通信基站、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，不仅可以在电力中断期间为通信基站等关键设备应急供电，还可利用峰谷电价差进行套利，以降低设备用电成本。根据GGII数据，2019年中国储能锂电池（含电力系统、通信基站、轨道交通等应用场景）出货量10.6GWh，同比增长49.3%。其中，电力系统储能锂电池出货量3.8GWh；通信储能锂电池出货量6.0GWh；轨道交通储能锂电池出货量0.25GWh；数据中心及其他储能锂电池出货量共0.55GWh。

随着5G基站建设高峰期的到来，基站储能需求有望高增长，率先带动国内储能市场进入成长期。另一方面，由于磷酸铁锂成本低、安全性高，磷酸铁锂电池基本占据国内通信基站电储能市场，也有望带动铅酸锂电化替代需求。

1.3.2、发电侧平价将至，多种方式弥补经济性

(1)储能可促进风光消纳，提升发电收益

可再生能源配置储能可解决消纳问题，提高发电收益。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时（风电发电量4760亿千瓦时），风电利用率96.5%，弃风率3.5%；弃光电量52.6亿千瓦时（光伏发电量2630亿千瓦时），光伏发电利用率98.0%，弃光率2%。若配置10%储能，可增加消纳风电16.6亿千瓦时、光伏5.26亿千瓦时，可分别提高弃风率、弃光率0.36pcts、0.2pcts。

(2)青海补贴、新疆奖励，补贴弥补储能经济性

青海出台首个新能源配储能补贴政策，10%+2h储能补贴0.1元/度。2020年1月18日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，明确将实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2。同时对"新能源＋储能”、"水电＋新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴。

新疆通过增加发电小时数，缓解储能经济性难题。2019年2月19日，新疆自治区发改委印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置；配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。

(3)通过绿证、CCER内部化碳成本，储能经济性提升

(4)可再生能源项目可通过配置储能，增加出售CCER的收益。光伏和风电属于可再生能源发电项目，通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量，实现了温室气体减排。随着CCER审批迎来重启，可再生能源有望获得额外竞争优势和附加收入，可再生能源企业可通过出售CCER获得收益。碳成本、绿证成本的内部化有望增加储能经济性。若电力资源交易市场、碳交易市场得到大力发展，碳交易、绿证成本计入储能项目成本，有望增加经济性，实现平价。

1.3.3、电网侧：调频经济性最高，峰谷价差约束调峰经济性

（1）调频：华中地区调频服务储能项目经济性测算

电池储能响应速度快，提升火电调频能力。我国调频电源主要为火电机组，火电机组调频响应慢，而水电调频地理条件受限。电池储能系统可以在1s内完成AGC调度指令；同时，少量的储能系统可有效提升以火电为主的电力系统整体调频能力，可作为辅助传统机组调频的有效手段。

储能参与电力服务兴起，调频经济性高。由于政府对于储能调频领域的重视和支持，储能联合发电机组参与电力辅助服务已经开始兴起。储能辅助电网调频的经济性远好于削峰填谷。随着可再生能源占比逐步提高，电力市场化进一步深化，调频需求将进一步释放。我们以华中AGC调频为例，AGC辅助服务补偿采取按贡献电量补偿，补偿费用=调节里程*K*补偿标准，补偿标准为6元/MW，测算火储联合调频项目的收益：假设为华中区域某60万千瓦的火电机组配置18MW/9MWh储能系统（配置率3%），依据其典型日的AGC指令数据以及机组负荷数据，模拟计算，得出以下结论：机组的综合性能指标K值保守取5；在调度调用较频繁的情况下，模拟显示可捕获5000MW左右的有效里程。参照其他项目经验，保守估计平均日调节里程（即调节幅度）为2500MW左右；

按照6元/MW的补偿标准，则该火储联合调频系统日收益为7.5万元（2500MW×5×6元/MW）。若全年按运行250天估算，则该火储联合调频项目年收益为1875万元。参照华中地区首个火储联合调频项目的设备采购中标价3648.63万元（新昌电厂电源侧调频调峰储能一期项目（上海融合元储3648万中标新昌电厂调频项目），假设该项目的其他假设建设成本（电气改造、基建、电网接入等）占总成本的10%，则该项目总成本为4054万元。则按照年收入1875万元计算，在不考虑其他成本（财务成本、运行维护成本等）的情况下该项目静态回收期为2.16年。

（2）调峰：江苏省储能调峰项目经济性测算

多年来江苏省用电量一直保持在全国第二的水平，预计2020年全省用电总量约6327亿千瓦时，其中工业用电量约4684亿千瓦时，由此将带来高达93.68GWh的用户侧储能需求。2020年11月3日，江苏省发改委发布了《关于江苏电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》。根据通知的内容，江苏省峰谷价差最大为0.8154元/kWh，最低为0.7158元/kWh。为了测算用户侧削峰填谷的收益，我们进行以下假设：

1.用户为220KV及以上的大工业用户（峰谷价差最小）。

2.配置10MW/40MWh的锂离子电池储能系统，系统单价按1600元/kWh记，总造价6400万元。

3.系统充放电效率按90%计。

4.简单测算不考虑财务成本及税收，用户自己投资建设，不考虑第三方投资和用户进行电费分成的模式。

5.全年运行330天，其中夏季7、8月62天，非夏季268天。

6.一天两充两放。两充两放策略具体如下：

非夏季，每天低谷0-4点，平段12-16点各充电4小时，总计充电8小时。每天高峰8-12点，17-21点各放电4小时，总计放电8小时。

结论：削峰填谷商业模式只有在峰谷价差达到0.7元/千瓦时以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江苏、广东、浙江、海南外，其他省份峰谷价差都达不到该水平。

1.3.4、用户侧：高电价+光伏渗透，海外家储市场景气度高

高昂的电价成为户用储能在海外快速发展的主要因素。在欧洲、日本、澳大利亚、美国等电力价格高昂的国家和地区，家用光伏+储能应用的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平，以延缓和降低电价上涨带来的风险。同时，随着电价上涨和光伏系统成本迅速下降，上述地区强劲、稳定的光伏新增装机量也为储能应用提供了坚实的市场。德国、美国、日本成为家用储能主要市场，2020Q3出货量占比近70%。

光伏自发自用经济性提高，进一步推动家用储能市场增长。长期以来，为促进光伏行业发展，全球主要国家均制定了相应的光伏补贴政策。近年来受光伏发电成本持续下降等因素影响，各国的光伏上网电价（FIT）和净计量电价制度正逐步削减和取消。光伏补贴政策的调整促使用户改变以往将电力上网的获益方式，而更倾向于将多余电力储存自用，从而节省电费支出。

1.3.5、智能电网及电动汽车发展推动V2G

V2G(Vehicletogrid)通过充电站实现电动汽车和电网之间的的能源互动。V2G指电动汽车作为一种分布式负荷的同时也充当电源，可以向电网释放其储存在动力电池内的电能，来达到优化电网运行的目的。

充电站实现V2G，建设尚处早期。电动汽车和电网之间的的互动是通过充电站来完成的，那就需要充电站能够满足G2V和V2G的要求，即充电站控制器CSC和V2G控制器的双向控制系统。充电桩作为电动汽车发展的一个难点，充电站也还在慢慢地普及，所以带有V2G模式的充电站规划还是处在较前期的阶段。

2、储能空间测算：又一万亿市场冉冉开启

2.1、总体空间

我们从国内外风光发电侧储能、电网侧调峰调频储能、分布式储能（工商业、家用）、其他储能（通讯基站、IDC等备电）等方面分别测算了2020-2060年储能市场空间：

2025年储能年需求空间400GWh；2020-2025年累计1TWh，新增储能年复合增速约34%。

2030年碳达峰，储能年需求空间1.25TWh；2020-2030年累计3.9TWh，新增储能年复合增速约30%。

2060年碳中和，储能年需求空间10TWh；2020-2060年累计94TWh，新增储能年复合增速约7%。

2020年储能成本约1.2元/Wh，根据储能成本学习曲线，降本约60%，至2060年年均成本降幅为1.75%，测算得出2025年储能投资市场空间0.45万亿元（2020年起累计1.6万亿元，下同），2030年1.3万亿元（累计6万亿元），2060年5万亿元（累计122万亿元）。

2.2、国内新能源发电侧

我们根据2030碳中和、2060碳达峰的规划目标，测算出国内风、光新增装机量。再假设容配比由2020年的10%逐步提升至2030年的20%，备电时长至2025年为2h，逐步提升至2030年的4h（足以满足削峰填谷），测算出风光发电侧的储能需求。

2030-2060年的预测方法同上，功率配比假设逐渐提升至2060年的100%，备电时长假设保持4h。假设2020年储能成本1.2元/Wh，根据储能成本学习曲线，降本约60%，年降1.75%。

测算得出，国内风光发电侧储能空间至2030年累计约1.3TWh，至2060年累计约3.6TWh，投资规模累计约25万亿元。

2.3、海外风光发电侧

海外风光发电侧储能空间测算与国内同理，容配比与备电时长假设与国内相同。测算得出，海外风光侧储能需求空间2025年48GWh，2030年175GWh，2060年1.5TWh；2020-2060年累计24TWh。

2.4、电网侧调峰调频空间测算

（1）电网侧调峰

调峰需求与发电量有关，假设2060年所有调峰机组为储能，调峰储能容量占比逐步由2020年的0.3%提升至2060年的70%，测算得出25、30、60年储能调峰需求空间分别为30GWh、121GWh、2TWh。2020-2060累计储能空间36TWh。

（2）电网侧调频

根据全球发电装机，假设2020年-2060调频需求占比逐步由2.3%提升至15%，假设储能在调频机组占比由12%逐步提升至90%，2020年-2060年备电时长0.5h逐步提升至1h。测算得出25、30、60年储能调频需求空间分别为22GWh、64GWh、1.7TWh。2020-2060累计储能空间19TWh。

2.5、分布式储能空间测算

假设分布式光伏中工商业、家用光伏占比为8:2，假设新增工商业光伏中储能渗透率由2020年5%逐步提升至2060年70%，存量工商业光伏中储能渗透率由2020年0.5%逐步提升至2060年20%，非光伏配套工商业储能占分布式光伏比例10%，备电时长假设为4h。

测算得出25、30、60年工商业分布式储能空间分别为77GWh、178GWh、1.1TWh。2020-2060累计储能空间22TWh。

假设新增光伏配套的家用储能渗透率由2020年10%逐步提升至2060年100%，存量光伏配套家用储能渗透率由2020年2%逐步提升至2060年100%，备电时长假设为4h。

测算得出25、30、60年家用储能空间分别为125GWh、370GWh、1.4TWh。2020-2060累计储能空间30TWh。

2.6、通讯、IDC等其他储能

根据5G基站建设进度，假设单站功耗3.5kW，备电时长4h，测算得出基站储能需求。

假设包括通讯基站、IDC备电在内的其他储能需求2020-30年年均增速20%，此后至2060年增速逐渐降至0%，测算得出25、30、60年其他储能空间分别为28GWh、69GWh、0.3TWh。2020-2060累计储能空间6TWh。

3、储能系统产业链：电池和PCS是核心，系统集成附加值有望提升

储能系统主要由电芯、电器元件、热管理系统、储能变流器（PCS）、能源管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）共同组成。电芯和电器元件通过排列，连接组装成电池模组，再和其他元器件一起固定组装到柜体内构成电池柜体。

储能系统产业链上游包括电池原材料及生产设备供应商等。中游即储能电站的电池、BMS、PCS、EMS生产。下游为储能系统集成商、安装商及终端用户等，通过设计优化应用方案增效。从产业链来看，储能系统位于整条产业链中游。

储能行业仍处于发展初期，市场参与者的角色仍然是不稳定的，行业还没有统一标准的角色。一些公司涵盖了从电池生产到系统集成的整个价值链，而另一些公司则专注于价值链中的单个阶段。

我们认为：

（1）电池和PCS是储能系统产业链中壁垒较高、价值量占比较大的核心环节。

（2）系统集成和EMS环节虽然目前在国内价值量、技术含量不高，但未来有望通过数字化、智能化集成和控制，实现储能越来越高和越来越复杂的应用场景；EMS是实现系统集成高级功能的基础，系统集成商有望掌握行业话语权。

3.1、储能变流器(PCS)：深刻理解电网环境，具备渠道优势

储能变流器(PowerConversionSystem，PCS)是电化学储能系统中，连接于电池系统与电网之间的实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电池充电。

PCS上游主要由电子元器件、结构件、电气元器件和电线类和其他元器件构成，其中电子元器件包括电阻、电容、集成电路、PCB等；结构件包括机柜、机箱、金属和非金属结构件，其中非金属结构件包括多晶硅、硅片和晶硅电池片等；电气元器件包括断路器及相关辅件、变压器、电感和散热器等；电线类原材料包括电线和电缆。

储能逆变器市场需求持续快速增长。根据IHSMarkit发布的全球市场研究报告，到2022年，储能逆变器规模将增至17GW。2018年-2022年全球储能逆变器累计市场规模预计为63GW，呈持续增长态势。

PCS核心是逆变功率模块和二次控制电路，要求较高的电力电子技术。技术含量高的部分集中在IGBT模块、各种芯片、电子集成印刷电路板以及软件控制算法上。

PCS功能复杂，需对电网情况和用电负荷熟悉，适配多型号的电池。与光伏逆变器和风能变流器相比，PCS除了具有并网的基本功能外，还需具备：蓄电池充放电控制；配合电网实现削峰填谷、调峰调频功能；动态无功支持；电能质量调节；电网故障时既要实现穿越，还要维持电网稳定；孤网运行功能；作为支撑源，建立微电网。

PCS对IGBT芯片配置要求相比光伏逆变器更高。光伏逆变器对芯片面积的最小需求为纯逆变，而储能逆变器需要整流逆变，对续流二极管的载流能力要求更高，即需要更大的二极管芯片。

PCS提供商由单一的设备提供商向解决方案提供商转变。2016年，阳光电源和三星SDI合作，成立了三星阳光和阳光三星两个公司，业务范围涉及储能逆变器、锂电池以及能量管理系统等产品的生产和销售。2017年，阳光电源推出了“逆变器+储能技术融合”的解决方案，不仅可降低系统成本，还可以通过功能整合进一步提高系统综合发电效率。储能电池的投产意味着阳光电源在向用户提供整套储能系统集成方案时，其核心部件PCS和电池都由阳光及其合资公司提供，既可以确保稳定的供货渠道，也为整个系统在集成过程中的配置和选型提供便利。

3.2、电池：成本占比50%，海外电池厂商品牌力突出

电池的成本占比最大，约占储能系统整体成本的50%以上。电芯排列组装成电池模组，和其他电池元器件一起构成电池柜体，再组合成电池仓。

电池容量越大，分摊至单位容量的其他成本越低。若单位容量的电池成本不变，均为209美元/kWh，则供电能力为0.5小时的系统单位成本达到895美元/kWh，而供电能力为4小时的系统单位成本可降至380美元/kWh，规模效应明显。储能电池和新能源汽车动力电池的应用场景不同造成了两者的性能等方面不同。

从容量体积来看，储能电池主要用于能量储存，容量要求大，寿命要求长；动力电池主要是提供动力用，要求能够输出高功率，能量密度大，但体积较小，重量较轻。

从使用寿命来看，储能电池对于使用寿命有更高的要求，一般使用寿命需大于10年，需要6000-10000次循环；而动力电池运用于新能源汽车中，新能源汽车的寿命一般在5-8年，其动力电池的循环次数通常在1000-2000次之间。

从充放电效率来看，动力电池主要应用于电动汽车，受到汽车的体积和重量以及启动加速的限制，比普通的储能电池有更高的性能要求：充电速度更快，放电电流更大；普通储能电池的要求则没有这么高，根据标准，动力电池的容量低于80％就无法用于新能源汽车中了，但稍加改造后，还可以用在储能系统中。

从热管理方式来看，动力电池集成度高，多用变相材料冷却，其热管理方面的安全性与储能电池相比较低。

从电芯类型来看，储能电池和动力电池都可以采用磷酸铁锂电池和三元锂电池，国内商用都以磷酸铁锂电池为主，据派能科技招股书，2019年我国电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达95.5%，因为磷酸铁锂电池具有循环寿命长、充放电快速、安全性能好、温度适应性强等性能优势，在储能领域具有显著的竞争优势；三元锂电池安全性还不能保证，如韩国从2017年开始的21起储能起火事件中16次是由于三元电池的原因起火。

电池系统充放电效率跟电池的内阻和电池间连接工艺有关。阻值小，损耗也就小，能量转换效率高。几家电池厂商中Sony和Tesla的锂电池是18650圆柱电芯，容量小内阻值大，另外电芯间串并联连接片多、焊点多，损耗大，所以能效偏低。海外储能电池以三元为主，而国内以铁锂为主，国内电池厂商成本优势明显。LG和派能是软包电池，容量分别是63Ah和26.5Ah。BYD、Samsung、Alpha的电芯是方形铝壳电池，容量分别为26Ah、94Ah、50Ah。

3.3、BMS、EMS：走向数字化、智能化平台

储能电池主要由电池模组和BMS组成。目前主要有低压48V和高压200V～400V的电池系统。BMS的功能主要是监控电池的电压、温度、SOC/SOH计算、均衡容差。

储能电池的核心技术主要还是电芯和BMS。锂电池有多种不同技术的产品，做系统集成需深入了解各家电池产品技术特性。如需把电池和BMS集成在一起，这需要对电池和BMS产品性能都了解才能更好匹配。能源管理系统（EMS）顺应能源互联网的发展趋势。智慧能源管理系统设备层主要包括能量采集变换（逆变器、储能变换器）、信息采集（EzLoggerPro）；通讯层主要包括链路、协议、传输；信息层主要包括缓存中间件、数据库、服务器；应用层主要包括：APP、Web、数据分析。具体构成如下：

3.4、EPC：建设质量要求高，协调多方单位

储能EPC比一般项目要求高：1）储能项目对建设质量要求非常高。工程质量问题会对电力系统造成严重影响。2）储能项目参建单位比较多。3）业主方缺乏电力工程建设与项目建设管理经验。4）储能电站的价格政策不到位、投资回报机制不健全。EPC承包商EPC模式相较于传统承包模式，风险归集到了EPC承包商身上，责任主体明确，提高了储能电站建设项目的管理效率，这对EPC承包商的资质和经验要求较高。

永福股份永福股份是一家电力能源综合服务商，致力于为国内外客户提供电力工程规划咨询与勘察设计服务，并提供EPC总承包项目全过程管理服务，业务涵盖核电、大型燃气发电、特高压输变电工程及其它常规电力工程和新能源发电工程。市场遍及国内数十个省份以及东南亚、非洲、中东等国家，现已形成省内、省外、海外共进发展的局面。

宁德时代入股，发力新能源+储能EPC。2021年2月，宁德时代增资永福股份子公司，改名时代永福新能源科技有限公司，宁德持股60%，实现在新能源领域（特别是光伏+储能领域）的深度合作和布局。

3.5、系统集成：得系统集成者得市场

储能系统集成包括核心储能技术软件，以及基于控制将其集成，以完整的智能系统交付客户，同时确保系统的整体盈利能力。随着储能行业的成熟，系统集成商不仅仅是雇佣EPC进行本地安装，先进的系统设计和运行/优化能力将越来越重要。目的是最大化项目投资回报，在生命周期内使得储能项目满足安全和性能要求。当前国内外市场中储能系统尚未完全标准化，公司能够结合储能应用场景的电气环境和用户需求，将自身电池系统与市场中的储能变流器及其他设备进行选型匹配，为发电侧、电网侧、工商业等各类场景打造“一站式”储能解决方案，使储能系统的整体性能达到最优。

盛弘股份：PCS技术市场领先，向系统方案提供商转型

储能变流器核心是逆变功率模块和二次控制电路，要求较高的电力电子技术积累。公司一直专注于电力电子技术，2010年，公司在电能质量产品的硬件技术平台基础上，通过软件逻辑和算法控制，研制出光伏逆变器，随后，由于电池储能的兴起，公司进一步开发了储能变流器。

公司PCS技术领先，向系统方案服务商转型。随着国内外多个项目的建设与交付，公司在储能产品领域已拥有针对不同使用场景较为完善的储能解决方案及成熟的系统集成能力，积累了丰富的相关经验，进一步提升了为用户提供系统解决方案及增值服务的综合能力。随着商用储能、微网系统等储能系统新应用模式的推广，将积极推动公司从传统的产品销售向提供系统解决方案、再到提供运营服务的转型。