2023年储能产业分析报告全分析.docx

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1、2023 储能产业分析报告全分析资料汇编目 录1、储能行业专题争论报告：市场、模式、格局、机遇2、能源行业专题报告：绿电储能进军电力市场3、储能行业争论报告：储能迎来进展大潮4、2023 年全球便携式储能行业市场现状及区域格局分析 全球市场规模有望保持高速增长5、储能行业专题报告：户用储能旺盛需求持续性探究及投资思路储能行业专题争论报告：市场、模式、格局、机遇一、储能市场：双碳目标下高成长性、高确定性储能进展指导意见正式出台，需求拐点渐行渐近。2023 年 7 月 15 日，国家发改委、国家能源局正式印发关于加快推动型储能进展的指导意见，明确到 2025 年型储能装机规模达 30GW 以上，将

2、来五年将实现型储能从商业化初期向规模 化转变，到 2030 年实现型储能全面市场化进展。依据 CNESA 数据，截至 2023 年末，中国电化学储能累计装机规模达 3.3GW，估量将来五年复合增速超 56%，储能 行业迎来最大进展机遇期。重安全、降本钱、支持共享储能，三大变化映射储能进展趋势。与 2023 年 4 月公布的征求意见稿相比，正式版意见增三局部内容：（1） 强化储能消防安全治理，推动建立安全技术标准及 治理体系；（2） 持续推动研发降本，以“揭榜挂帅”方式加强关键技 术装备研发，推动储能持续降本；（3） 支持共享储能进展，对于配 套建设或以共享模式落实型储能的能源发电工程，在并网时

3、序、系统调度运行安 排、保障利用小时数、电力关心效劳补偿考核等方面予以补偿 倾斜。增内容明确储能方向，行业进展路径渐行渐晰。一进展储能是清洁能源转型下的必定选择双碳目标下电气化大势所趋。过去的十年里，电力行业通过改进燃煤机组、进展非化石能源、提高清洁能源发电量， 多措并举降低供电煤耗，2023 年单位发电 量二氧化碳排放量较 2023 年下降 27.3%。而在电力消费侧，终端用能电气化态势逐 步清楚，2023 年电能占终端能源消费比重持续提高至27.0%，电气化大势所趋。能源装机趋势方兴未艾。受光伏逐步进入全面平价期和陆上风电补贴退坡带 来的抢装潮影响，2023 年全国光伏、风电增装机达 48

4、.2GW 和 71.7GW，同比大幅 增长 60.1%和177.9%，截至 2023 年末，全国风电、光伏累计装机规模达253.4GW 和 281.7GW，同比增长 24.1%和 34.1%。能源发电方面，2023 年光伏、风电发电量 占比进一步提高至 3.5%和6.3%，将来随着能源技术的不断升级，风光发电本钱进 一步下降带动清洁能源的推广普及，依据国家能源局发公布的关于 2023 年风电、 光伏发电开发建设有关事项的通知， 估量到 2025 年风光发电量占比将提升至 16.5%，2030 年全国风光装机规模将超 1200GW，能源发电在电力体系中的地位愈发重要。能源发电增加将冲击电网系统稳

5、定性，电力供需错配储能呼之欲出。能源 出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统供给调整力气，而电网 则需要依据发电机组出力功率和用电需求对电网进展调整以维持 50Hz 频率稳定运 行，高比例可再生能源并网更加考验电力系统的调整力气。传统模式下功率的调整 通常依靠 AGC 调频机组或调峰机组，而储能的应用则可以解放传统机组，使其更多 保持在额定工作状态，进而削减损耗、降低碳排放、提高传统机组的 利用效率，同 时平抑电力供需冲突、消纳弃风弃光。二电化学储能是将来进展趋势储能技术路线主要包括电化学储能、机械储能和电磁储能。机械储能以抽水蓄 能为主，目前技术成熟，建设本钱相对较低，转换效率

6、约 70%-80%，但对选址环境、 地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达 3-5 年；电化学储能主要以锂电池、铅 酸电池和全钒液流电池为主，其中锂电池储能拥有更高的能量密度，转换效率可超 90%，产业链配套更加成熟，相较于其他电化学储能在技术、本钱上更具优势；而 电磁储能则更适用于放电时间短且快速的功率型储能。各类储能技术性能不同，适用的应用场景和领域存在差 异。 依据储能所需功率 和放电时长的不同，可将储能应用领 域分为功率型、容量型和能量型。抽水蓄能和 压缩空气适用于长时间大规模能量调配的储能需求，主要应用于大规模可再生能源 并网、电网侧电力关心效劳等来实现长时段能源治理； 铅酸电池、

7、液流电池、锂电 池等电化学储能的功率范围在千 瓦至兆瓦级，放电时间灵敏，适用于短时电网调频 和能量调度等场景；飞轮、超级电容和超导储能技术响应速度快，具有高度的灵敏 性，一般用于应急不连续供电等领域。抽水蓄能是目前主要储能方式，电化学储能增长潜力较 大。抽水储能是在电网 低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存，在电力负 荷顶峰时放水发电，将重力势能重转换为电能，是目前最主要的储能形式。 依据 CNESA，截至 2023 年底全球已投运储能工程累计装机规模 191.1GW，同比增长 3.4%；中国已投运储能工程累计装机规模 35.6GW，占全球市场总规模的 18.6%，

8、同比增长 9.8%， 涨幅较 2023 年同比增长 6.2%。其中抽水蓄能占据确定主导地 位， 占比分别到达 90.3%和 89.3%，但份额较 2023 年下降 2.3% 和 4.1%。2023 年国内储能 增装机中，锂电池储能占比达47.6%，全球范围内占比更高，到达 71.5%，增装 机呈现向电化学储能转变趋势。电化学储能受政策影响呈现周期性，2023 年步入快速增长期。受益于 2023 年 关于促进储能技术与产业进展的指导意见的出台与国内电力体制改革市场化推 进所释放的政策红利，2023 年电网侧储能实现快速增长，国内增电化学储能 643.9MW，同比大幅增长 432.6%。2023

9、年国家发改委明确电储能设施本钱不得计 入输配电价，电网侧储能本钱回收受阻，投资乐观性回落导致当年电化学储能增速 放缓。2023 年起随着一系列政策的密集出台和碳中和目标的高导向性，“储能+” 模式在多个应用场景实现规模扩张，叠加磷酸铁锂技术进步带动的本钱下探，储能 进入快速进展期。截至 2023 年底， 全球与中国累计电化学储能达 14.2GW 和 3.3GW，同比增长49.6%和 91.2%，当年增 4.7GW 和 1.6GW，同比增长 63.8% 和 130.7%，中国增速引领全球。三政策与本钱推动，储能商业化拐点到来政策支持频繁加码，呵护储能行业安康进展。光伏风电等可再生能源作为实现 “

10、3060”目标与能源革命的的重要举措， 将来在能源生产端将扮演更加重要作用， 伴随可再生能源装机量与发电量的持续增长，大规模能源消纳问题亟待解决。2023 年以来储能相关政策频发出台，如关于加快推动型储能进展的指导意见、关 于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见等，加快“”期间储能商业模 式形成。本钱持续下探，商业化拐点显现。储能系统主要包括电池组、储能变流器 PCS、电池治理系统BMS、能量治理系统EMS和集装箱及舱内设备等， 其中储能电池本钱占比近 60%，而磷酸铁锂电池以其低本钱和高安全性成为储能电 池首选。受益于能源汽技术进步叠加规模效应，动力电池价格在过去五年实现大 幅下降，据鑫椤锂

11、电数据， 2023 年二季度磷酸铁锂电池价格下探至 0.5-0.6 元/Wh， 较2023 年初的 2.6 元/Wh 降幅超 70%，随着锂电本钱的快速下降与商业模式清楚， 储能营利性逐步显现，规模化、商业化拐点到来。二、储能模式：好的商业模式比本钱更重要储能依据应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧， 相对于传统能源体系下 能源存储主要为化石燃料，清洁能源的存储则以电能为主，可以分为以电动汽车为 代表的移动式能源存储和以储能电站为代表的固定式能源存储，而电化学储能则以 固定式能源存储为主，涵盖发电侧、电网侧和用户侧， 共同组成浩大的能源互联网 络。受益于碳中和目标推动，配 套可再生能源并网、

12、电力关心效劳以及终端用户用 电需求，储能市场有望快速进展。储能应用场景由用户侧向发电侧和电网侧转变。储能尚未大规模应用前，商业 模式以用户侧峰谷价差套利为主，截至 2023 年末国内用户侧储能装机规模占比达 50.7%，发电侧可再生能源并网则受制于本钱限制，储能占比仅 3.4%，而海外则受 益于起步早，机制较为健全，全球来看应用场景分布较均匀。2023 年起政策重点 支持发电侧和电网侧储能进展， 当年增电化学储能工程中，发电侧占比最大达 58.7%，电网侧占比 37.7%，用户侧增占比仅 2.0%，增场景逐步反响政策导 向。模式翻开为储能带来的需求增量。从商业模式看， 2023 年之前储能价值

13、主 要在于峰谷价差套利降低整体用电本钱，盈利模式较为单一。2023 年起政策密集 出台，储能在电力体系中地位逐步明确：发电侧消纳弃风弃光供给额外补偿， 电网 侧调峰调频补偿机制明晰、参与台区改造降低局部电力系统升级本钱，用户侧扩大 峰谷价差、高用电场景配储降本， 储能经济性价值逐步显现，多场景需求扩张为储能带来的需求增量，储能行业迎来加速增长期。一发电侧：短期需求在于政策约束，长期有待本钱下探发电侧储能主要目的在于消纳弃风弃光，平滑发电输出。 储能在发电侧主要用 于大规模风光并网，可解决光伏、风电因随机性和不确定性导致的弃风弃光等并网 消纳问题，起缓和波动和平滑功率输出的作用，进而满足能源并网

14、要求，提高 能源利用率。依据全国能源消纳监测预警中心，2023 年全国风电利用率 96.5%， 同比提升 0.5pct，光伏发电利用率98.0%，与去年根本持平。但西部局部省区如疆、 青海、西藏等地风电弃风率仍高于 5%，风光装机量提高将更加考验电 网的平衡与消 纳力气，而储能作为解决能源消纳问题的重要途径，需求有望进一步提升。除此 之外，储能参与电力关心效劳、共享储能等可加快本钱回收速度。短期政策约束建立市场空间。2023 年随着储能本钱的快速下降和光伏平价拐点的到来，能源并网提速，各省份加速 公布能源储能配置政策，明确要求配置 增风光装机 10%- 20%不等的功率，其中绝大多数省份要求配

15、置不低于能源装机容 量 10%、2 小时备电时长的储能设施，以解决能源装机增长带来的消纳问题，减小 功率波动对电网的影响，发电侧储能市场空间确立。摆脱中心补贴，2023 年光伏步入全面平价期。依据中国光伏行业统计，2023 年 我国地面光伏系统的初始投资本钱为3.99 元/W，较 2023 年下降 0.56 元/W，降幅达 12.3%，2023 年光伏电站在年发电量 1800h、1500h、1200h、1000h 的等效利用小 时数下的平准度电本钱LCOE分别为 0.20、0.24、0.29、0.35 元/KWh，根本实 现与燃煤标杆电价同价。2023 年随着产业链各环节建产能的逐步释放以及组

16、件、 逆变器等关键设备的效率提升，光伏系统的初始投资本钱有望在将来继 续下降。储能消纳弃风弃光难以盈利，长期需求仍有待经济性拐点验证。2023 年受益于 前期的技术积存和规模化效应以及市场竞争的加剧，光伏配储中标价格年内实现大 幅下降，平均中标价降至 1.5 元/Wh 左右，而 2023 年 11 月青海光伏配储竞价工程最低 中标价更是下探至 1.06 元/Wh，进一步翻开储能系统的降价空间。据我们测算，在目 前平均 1.29 元/Wh 的成本下，循环次数在 4000、5000 条件下的度电本钱分别为 0.41、0.33 元/KWh，高于燃煤标杆电价且回收期长达 5-7 年，光伏电站仍无法通过

17、消纳弃 风弃光实现盈利，发电侧储能经济性拐点尚未到来。储能发电补贴、增发小时数嘉奖，多举措出台弥补储能经济性。2023 年 1 月， 青海省发改委等四部门联合出台支持储能产业进展的假设干措施，明确对于 “能源储能”工程中自发自储设施所出售的省内电网电量，赐予每千瓦时 0.10 元运营补贴，对于使用本省产储能电池 60%以上的工程，每千瓦时再增加 0.05 元补 贴。增发电量方面，2023 年 2 月，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，明确对于配置储能电站的光伏工程原则 上增加 100 小时 打算电量，光伏电站配套储能电站的电价， 执行所在光伏电站电价政策，与光伏电

18、 站一体化运行并享受相应补贴，进一步提高储能系统经济性。面对将来，随着发电 侧关心效劳和共享储能机制的完善，光储收益有望迎来一轮 变革。二电网侧：电力关心效劳为主，抽水蓄能机制完善电网侧储能主要目的在于缓解输变电堵塞、延缓输变电 设备升级与扩容，提高电网系统稳定性。在输电网络中，负荷的增长和电源的接入都需要增输变电设备 以提高电网应对 顶峰电流的力气，而输变电设备投资大、建设周期长，难以灵敏快 速满足能源进展与负荷快速增长需求，此时利用合理配置的储能系统可以有效缓 解设备过载，提高资源使用效率。同时储能可以通过参与电力关心效劳，快速为电 网系统供给支撑，保障电网运行稳定。储能参与电网侧盈利模式

19、跟随电力关心效劳市场化改革而进展。2023 年随着原 国家电力公司拆分为两大电网公司、五大发电集团和四大电力辅业集团，厂网实现 分业经营，电力关心效劳实现从无偿供给向打算补偿转变，然而缺乏合理的 定价机 制导致发电厂一段时间很难从参与关心效劳中获益； 2023 年随着补偿机制的竞价改 革，电网与发电厂得以以合理价格参与关心效劳，市场化交易机制逐步形成；2023 年各省加速出台储能参与电力关心效劳的标准与补偿机制，电网侧储 能商业模式逐 步清楚，盈利性大幅提高，储能参与关心效劳加速推动。电力关心效劳主要包括调峰调频、无功调整、电力系统备用和黑启动，储能参与调峰调频商业模式清楚。调峰是指在 用电顶

20、峰期为电网供给额外电量或响应能 源消纳降低输出功率，而调频则是对处于时刻波动的电压和功率进展精准调整， 从 2023 年上半年全国电力关心效劳补偿安排状况来看，调峰调频需求显著。1. 储能参与调频机制趋于成熟，核心在于市场准入与效劳本钱储能参与调频优势显著，机组调整性能大幅提高。电力系统频率是衡量电能质量的主要指标之一，在实际运行的过程中，电力系统的负荷功率受用电需求影响处 于时刻波动状态， 电力系统频率随之发生变化，而当频率偏差超过允许范围后500.2Hz则需要进展调整以维持电网质量，主要包括一次调频和二次调频。一 次调频作为并网发电站必需供给的效劳， 无法从电力市场中获得盈利，而二次调频

21、AGC 关心效劳 则依据各区电网关心效劳细则获得相应收入。储能作为电力辅助 效劳的进参与方，可以利用其快速响应和频繁可调的性能对电网进展准时准确调整。补偿机制改革反映调频价值，盈利性激发市场活力。 2023 年起各省相继明确储 能参与调频地位并出台合理的补偿机制，实施“按效果付费”，通过价格机制进一 步反响电网调 频的合理价值。从补偿收益的计算公式看，储能调频补偿收益主要由 交易周期内的调整里程、里程价格和调整性能三者的乘积加总得到，而调整性能指 标则由调整速率、响应时间和 调整精度共同打算。相对于传统火电机组和燃气机组， 储能参与调频可以大幅改善调整性能，而具备优质调整力气的机组可以在下一时

22、间 段获得更高的里程安排，进而实现良性循环。2. 储能参与电网调峰初步具备盈利性储能参与调峰价值在于提高资源使用效率。电力系统在实际运行中，用电负荷 顶峰仅消灭在一天中的某个时段，对于超动身电机组规定的出力范围的深度调峰， 则需要配备确定的发电机组以应对顶峰期间用电需求，维持长时间电力生产 与消费 平衡，而储能系统则可以在谷段或平段充电，在顶峰时段放电来满足调峰需求。除 此之外储能可以通过调峰来消纳能源发电，实现双向收益。各省政策加速出台，储能参与调峰商业模式与补偿机制渐晰。2023 年 5 月，浙 江能监办公布关于征求浙江省第三方独立主体参与电力关心效劳市场交易规章试 行意见的函，明确电储能

23、、虚拟电厂等参与电网调峰 的主体地 位，对于在顶峰电价时段参与调峰、填谷补偿价格上限达 0.5 元/kWh，储能参与充放 电一次最高可获 1 元/kWh 补偿，储能调峰经济性凸显。受益于 2023 年以来各省关于 储能参与调峰补偿机制的加速出台，商业模式清楚带动盈利性凸 显，电网侧配储增 速加快。3. 价格机制改革助力抽水蓄能有效进展价格机制尘埃落定，权责明晰扫清大规模抽水蓄能阻碍。2023 年 5 月 7 日，国家 发改委公布关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见，明确以两部制电价 政策为主体， 一方面以竞争性方式形成电量电价，表达抽蓄电站供给调峰效劳的价 值；另一方面将容量电价纳入输配电

24、价回收，表达抽 蓄电站供给调频、调压、系统 备用和黑启动等关心效劳的价 值。通过强化与电力市场建设进展的连接，进一步完 善抽水蓄能价格形成机制。销售电价主要包括：上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金四局部组 成。而前两轮电改中，均不允许将抽蓄电站的资产和本钱费用纳入输配电本钱进展 回收，直接导致抽蓄电站容量电费未全额疏导至销售电价，而将容量电费转 为由电 网企业担当，极大消减电网企业投资储能的乐观性。而本轮改革允许容量电费通过 并入输配电价进展回收，使得抽蓄电站得以与其他调整性资源一样进入市场，参与 公正竞争，为抽水蓄能的大规模开展扫清障碍。除电力关心效劳外，电网侧储能商业模式有望进一步

25、拓展。对于电网主体，储 能往往作为固定资产投资来保障特别运行下的系统安全，此外储能参与台区改造可 以解决台区短时负荷过高问题，避开不必要投资与容量资源的铺张，同时通 过峰谷 价差实现收益。此外，光储一体化下的储能租赁与合同能源治理为提高储能系统利 用率供给了的方向，展望将来，随着电力现货市场的逐步完善与市场化改革推动， 电网侧储能盈利模式与空间有望进一步拓展。三用户侧：多场景扩张，“投资品”属性凸显用户侧储能主要目的在于分时电价治理和容量电费治理。 对于一般工商业企业，储能可以与分布式光伏配套使用来实现电力自发自用，此外还可以通过峰谷价差套 利，低电价时预先充电，高电价时放电来降低整体用电本钱

26、，将来伴随峰谷价差进 一步扩大和浮动电价制度推动，储能降本优势显著。对于实行两部制电价的大工业 企业，可以通过配备储能降低容 量费用，储能作为“投资品”属性愈发凸显。高耗能通信基站和数据中心翻开储能需求空间。相比于 4G 基站，5G 基站 频率更高，单站功耗提升 2-3 倍，而高频率直接导致信号传输距离和穿透效果减弱， 掩盖现有网络所需的基站数量估量需要 4G 基站的 2-3 倍，基站耗电量大幅提升。 另一方面，数据中心IDC作为基建重要组成局部， 在数字化时代有望持续保 持高增长，而高耗能对电网带来的冲击迫使数据中心配备能源电源和储能设施。 随着四大运营商及中国铁塔开启基站锂电池招标，将来基

27、站数据中心储能 需求将进 一步释放。锂电池加速替代铅酸电池。长期以来，基站备用电源主要使用铅酸电池，但存在使用寿命短、性能低、日常维护频繁、 环境污染严峻等问题，难以满足 5G 基站 高电压需求，而磷酸铁锂电池以其低本钱高安全性优势成为储能电池首选。2023年中国铁塔宣布全面停顿选购铅酸电池改为锂电池，进一步加 快锂电池替代铅酸电池。综合能源效劳模式兴起，将来储能向一体化迈进。综合能源效劳作为一种型的、为满足终端客户多元化能源生产与 消费的能源效劳方式，涵盖能源规划设计、工程投资建设，多 能源运营效劳以及投融资效劳等方面，为用户供给能源效劳增 值收益。储能作为综合能源效劳的纽带，对于构建局部微

28、电网 和能源互联网举足轻重。 2023 年 2 月，国家发改委出台关于推动电力源网荷储一体化和多能互补进展的 指导意见， 提倡“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化”模式多能互补， 进一步激发储能市场活力。三、储能格局：中美欧增量引领全球中美欧占据主导地位，合计增占总投运规模 86%。2023 年中美欧增投运 规模达 1.55、1.41、1.08GW，分别占当年全球增装机 33%、30%、23%。中国 受益于各省份出台鼓舞或强制配置储能政策驱动，投运工程中发电侧储能占比 最 大，投运规模超 580MW，同比增长 438%。美国 2023 年实现表前市场突破，增 装机主要来自于储能支持力度较大的

29、加州，数个超过 100MWh 的大型储能工程相 继投运助力储能规模高速增长。欧洲地区 2023 年清洁能源一揽子政策实施为储能 市场释放乐观信号，以英国为代表的表前市场和以德国为代表的家用储能市场增长 强劲，冠疫情进一步激发对能源弹性、安全性和实现能源独立的需求，全球储能 市场同频共振。一美国：体制健全与政策补贴支持储能全面进展联邦层面，鼓舞政策主要包括加速折旧和投资税收抵免， 允许储能工程按 5-7 年折旧期加速折旧，同时针对配套可再生能源充电比例 75%以上的储能系统，按充 电比例赐予 30%的投资税抵免，储能工程投资价值凸显。除联邦政策外，美国各州也针对储能出台了相应的鼓舞 政策，主要包

30、括储能安 装补贴类政策和储能选购目标类政策。以加州为例，自 2023 年起将储能纳入自发 电鼓舞打算SGIP 的支持范围，目前，住宅储能工程规模小于等于 10kW可获得 0.5 美元/Wh 的补贴，对于规模大于 10kW 的储能系统可获得的补贴标准为 0.5 美元/Wh，且不能同时获得投资税收抵免的优待。2023 年通过法案将该打算延长 至 2024 年，持续刺激储能市场扩张。二欧洲：高电价下存在自然配储需求，家庭储能需 求强劲欧洲高电价存在自然配储需求，光伏配储能可大幅降低用电本钱。据国家电网 统计，与可获得数据的全球 35 个OECD 国家比较，2023 年中国销售电价每千瓦 时约 0.6

31、2 元， 约为各国平均水平的 60%，居民用电价仅高于墨西哥。欧洲国家中 电价最高的德国，工业电价平均 1.26 元/KWh，居民电价平均 2.31 元/KWh，在海 外用电价格不断提升的背景下，光伏配储能可降低德国居民 72.7%的用电本钱，高 电价催生自然配储需求。高电价叠加支持机制刺激欧洲家庭储能渗透率攀升。2023 年欧洲增家庭储 能 810MWh，其中德国以 542MWh、67%的市场份额占据第一，户用储能渗透率 达 18.41%，奥地利在一系列补助与区域政策刺激下渗透率维持 15.54%高位。2023 年欧盟一揽子清洁能源打算出台，碳排放趋严使得各国进展清洁能源重要性提升， 同时受

32、疫情影响政府进一步扩大对清洁能源补贴力度，进一步扩大家庭储能需求。 四、市场空间：储能需求拐点渐行渐近储能进展顶层设计正式出台，行业爆发趋势已现。2023 年 7 月 15 日，国家发 改委、国家能源局正式公布关于加快推动型储能进展的指导意见，明确到 2025 年实现型储能除抽水蓄能从商业化初期向规模化进展转变，型储能装机规 模达 30GW 以上，较 2023 年累计 3.3GW 提升近十倍。政策明确提出“” 期间统筹开展储能专项规划，乐观推进电源侧、电网侧、用户侧储能多元进展，到 2030 年将型储能打造为实现能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。意 见 针对储能行业进展存在的问题进展改进，明

33、确完善型储能独立市场主体地位，健 全型储能价格机制和“能源+ 储能”工程鼓舞机制，正式版意见出台进一 步明晰储能进展方向，行业正式步入快速进展期。（1） 发电侧储能：能源装机量方面，发电侧储能主要需求在于集中式 能源场站配储，2023 年全球增光伏中集中式光伏占 2/3 左右，随着双碳目标的提出和光伏平价节点的 到来，估量将来五年全球光伏增规模增速超 20%，风电增规模增速超15%。渗透率方面，2023 年各省相继出台能源场站配置 10%- 20%功率，2 小时备 电时长的储能设施，据我们测算 2023 年 全球增工程配备储能渗透率达 17.6%， 估量 2023-2023 年增工程渗透率年提

34、升 7%，2023 年储能平价后存量工程配储存在经济性，增工程渗透率年提升 10%，存量工程配储需求年提升 1%。功率配比方面，各省储能要求配置比例在 10%-20%之间， 假设将来五年平均 配储比例年提升 2%，2025 年可稳定到达 20%。备电时长方面，能源场站配储以 2 小时为主。（2） 电网侧储能：渗透率方面，电网侧储能主要需求在于供给电力关心服 务，假设火储联合供给 电力关心效劳的最优功率配比为火电机组的 3%，据我们测算 2023 年电网侧储能渗 透率在 1.8%， 得益于 2023 年储能参与关心效劳补偿机制的加速出台以及工程的可 盈利性，估量将来五年电网侧储能渗透率可实现快速

35、提升。备电时长方面，储能参与调频更多考虑短时调整容量， 以 0.5 小时为主；储能 参与调峰以 4 小时为主，平均取 2 小时备电时长。（3） 用户侧储能：主要考虑工商业储能、家庭储能和 5G 基站及数据中心储 能。假设分布式光伏 中，工商业光伏和户用光伏配置比例为 4： 1，工商业配置储能渗透率随峰谷价差扩 大和储能系统本钱下 降逐年上升，备电时长以 4 小时为主。考虑到中国居民电价偏低，民众对储能承受度较低，估量家庭储能增量主要来自于欧 美等兴盛国家市场， 同样以 4 小时备电时长为主。5G 基站与数据中心的高耗能属性迫使运营商通过配备储能进展综合能源治理 来降低整体用电本钱，同时锂电池替

36、代UPS 铅酸电池需求明显，叠加政策端探究 数据中心储能参与电网互动来提高资源使用效率，估量配储渗透率将实现快速提 升，储能时长同样以 4 小时为主。全球来看，估量 2025 年储能需求量达 315GWh，5 年CAGR 达 61.69%，“十 四五”期间需求量达 811GWh，其中发电侧与用户侧将为储能需求奉献主要增量。五、储能产业链日臻成熟，龙头效应呈现储能供给链配套日臻成熟，行业变革蓄势待发。储能系统上游主要包括电池原 材料及零部件供给商，中游包括储能设备供给商和系统集成商，下游包括储能系统 安装方如储能 EPC 企业和终端用户等。2023 年起政策驱动叠加本钱下行，储 能需求多场景扩张

37、，行业空间迎来增量重塑。储能各环节参与企业主要包括材料类企业、电池类企业、 设备类企业和设计类企业。从成原来看储能电池和储能变流器占总本钱比重约 60%和 15%，作为价值 量最大、技术壁垒最 高的核心环节，有望领先受益于储能需求的爆发。1） 电池类企业：主要包括以宁德时代、国轩高科、亿纬 锂能等企业为代表的动力电池企业借 助锂电池技术、规模和市场的先发优势快速切入储能锂电池市场；2） 材料类企业： 如富临精工、德方纳米、合纵科技、中核钛白等磷酸铁锂材料及前驱体企业乐观扩 产迎接能源车和储能的双重需求爆发；3） PCS 等设备类企业：包括以面对大规 模源网侧储能的阳光电源、上能电气、星云股份，

38、面对工商业储能的盛弘股份和面对用户侧的固德威、锦浪科技、德业股份、科士达。 4 设计类企业：以电力勘察 设计以及 EPC 切入，如面对源网侧 储能为主的永福股份和工商业储能的苏文电能 等。一储能电池：动力电池企业渐多，龙头地位稳固相比于动力电池，储能电池更加考虑全都性、系统本钱和使用寿命，大容量更 加考验 EMS 性能。储能电池与动力电池差异主要基于应用场景和使用目的的不同， 进而带来产品性能的差异。应用场景方面：动力电池主要应用于电动汽车， 这就要 求在安全的前提下对系统能量密度和充电速度有尽可能高的要求，以到达更为长期 的续航力气、缩短充电时间。而储能电池通常无需移动、使用空间巨大，对于能

39、量 密度要求较小，但却依据应用场景对充放电功率存在差异化要求。电 池容量方面， 一座 10MW/20MWh 储能电站相当于 260 辆比亚迪汉 EV 带电量，储能系统大容量 对电池全都性、系统本钱和使用寿命要求更高，更加考验电池治理系统和能量治理系统性能。核心技术助力动力电池企业加速切入储能市场。从技术贮存来看，宁德时代凭 借在构造创CTP和材料体系上 完善的技术布局获得领先的全球竞争优势，而 比亚迪和国轩高科的技术优势主要表达在磷酸铁锂电池上，分别通过刀片和JTM 等 构造创拓展磷酸铁锂应用范围，国轩高科同时承接科技部重点专项成功开发出 300Wh/kg 以上高镍软包电芯，而孚能科技则拥有先

40、进的软包电池生产力气。随着 国内锂电产业链的快速壮大，外乡电池企业渐渐加快技术整合。磷酸铁锂 电池以其 低本钱高安全性优势，已成为储能电池首选。动力电池企业市场份额渐多，头部效应显著。依据CNESA 对 2023-2023 年国 内增电化学储能工程的储能技术供给商统计，2023 年储能电池供给商前十中动 力电池企业仅宁德时代、国轩高科和中航锂电，装机规模较小，2023 年动力电池 前十增力神电池、亿纬锂能和比亚迪，动力电池企业在储能市场份额占比进一步 提升，规模化优势显著。其中锂电巨头宁德时代出货量从 15MW 提升至 588MW， 五年复合增速达 108%。宁德时代：动力电池确定龙头加速布局

41、储能十年静默，宁德时代储能业务蓄势待发。2023 年公司前身 ATL 中标张北风光 储输示范工程 4MW4h 磷酸铁锂电池系统，正式步入储能领域并将其明确为与动 力电池、材料回收并驾齐驱的三大业务方向之一，但受制于行业政策限制与高 昂成 本，市场空间尚未翻开；2023-2023 年宁德时代的储能电池主要以配套示范工程为 主，规模和销售额较小；2023 年作为国内储能产业转折点，伴随国网参与储能的开发和电力关心 效劳市场化改革推动，储能进展有所起色，公司抓住时机乐观 与产 业链企业合作开展业务，储能业务步入高速进展期。产业链垂直布局，合作开发实现储能关键节点全掩盖。2023 年 4 月 28 日

42、，公 司宣布投入不超过 190 亿元，进一步加强产业链协同合作及储能市场空间开发，推 进全球化战略布局，保障关键资源的供给和利用效率。受益于能源汽车及储能高 景气，宁德时代间续加大上下游环节延展，先后进入锂、钴、镍、三元材料、磷酸 铁锂材料、锂电设备和储能设备等环节。储能业务方面，公司先后与星云股份、科 士达合作开发储能变流器及系统集成，与国网综能合资设立国网时代面对大规模源 网侧储能，与永福股份合资设立时代永福聚焦勘察设计与储能 EPC，与中华煤气合 作开拓工商业储能、共建能 源互联网。公司通过合资、参股等方式打通全产业链， 进一步稳固储能行业龙头地位。二储能变流器：光伏逆变器厂商切入储能储

43、能变流器的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换把握，在并网 条件下依据 EMS 指令对电池进展充放电以平滑风电、光伏等能源出力；在离网 条件下为负荷供给电压和频率支撑。与光伏逆变器相比，储能变流器的关键在 于实 现沟通与直流的相互转换。光伏逆变器企业依托技术同源优势，快速切入储能变流 器市场。依据 CNESA 统计，2023 年国内储能变流器供给量实现大幅增长，前十名累计出货量达 1.27GW， 较 2023 年0.58GW 大幅提升 117.53%，市场需求扩大带动差异化竞争，2023-2023 年前十名供给商中 CR5 占比分别为 85.15%、81.58%、78.73%，行业集中

44、度持续 下滑。阳光电源依托在光伏逆变器领域市占率优势，快速切入储能变流器市场，2023 年起国内储能变流器和系统集成供给市场份额持续保持第一； 上海电气通过与国轩 高科合作成立上海电气国轩能源，面对大规模源网侧储能，2023 年储能变流器与系统集成出货量实现大幅提升。报告链接：储能行业专题争论报告：市场、模式、格局、 机遇能源行业专题报告：绿电储能进军电力市场1 电力市场化，能源革命破局的核心举措20 世纪 90 年月以来，电力市场化在全球范围内得到了快速的进展。我国也于 21 世纪初开展电力市场根底机制的争论。2023 年 3 月，国务院公布关于进 一步深化电力体制改革的假设干意见中发202

45、39 号，开启了以电力市场化为改 革核心的一轮大潮。1.1 特别的商品，特别的市场电力是一种特别的商品，它以光速传播，必需即时平衡， 因此买卖电力的市场也 与我们常见的市场不太一样。其特别之处具体表现在以下假设干方面。现货还是“线货”Spot Market，具有在固定时间、固定地点，进展一手交钱、一手交货的“点” 交易的含义，这对于绝大多数的商品都是成立的。但是电力并不是一个这样的商品， 电能量是功率和时间的乘积，商品数量需用二维空间描述，因此，无论买了 多少电能 量，其最终的交易执行均是在一段时间内进展的， 形成曲线式的交割，“Curve Market” 或许更加能够表达电力市场的交割形式。因此，在报量