近日，國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。到2030年，實現新型儲能全面市場化。此次指導意見將發展建設新型儲能市場的重要性提升到了新的高度。

 

源起基金前瞻布局，把目光投向未來產業集聚發展的新高地，發現真正具有創新價值的產品或服務，投資成長性行業中有科技和模式創新的、確立市場地位的“領頭羊”。深挖價值，探尋儲能產業鏈投資機遇。

 

一、儲能行業概況及鋰電池儲能產業鏈簡介

（一）儲能行業概況

1.儲能的定義

儲能是指通過介質或設備，把一種形式的能量用同一種形式，或者轉換成另一種形式，將其存儲起來，基于未來的應用需要，以特定形式將其釋放出來的循環過程。通常說的儲能是指針對電能的存儲，通過化學或者物理的方法將電能存儲起來并在需要時釋放的一系列技術和措施。

 

儲能技術主要分為物理儲能（如抽水蓄能、壓縮空氣儲能等）、電磁儲能（如超導電磁儲能、超級電容器儲能等）和電化學儲能（如鉛酸電池、全釩液流電池、鈉硫電池、鋰電池）三大類。

 

 

圖 儲能技術分類

 

2.已投運電力儲能項目的類型分布

根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，2000-2019年，全球已投運儲能項目累計裝機規模184.6GW，其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為171GW，占比92.6%；電化學儲能次之，累計裝機規模9520.5MW，占比5.2%。我國的儲能類型結構與全球情況相近，2000-2019年，我國已投運儲能項目累計裝機規模32.4GW，占全球市場總規模的17.6%，其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為30.3GW，占比93.4%；電化學儲能累計裝機規模第二，為1709.6MW，占比5.3%。

 

 

圖 2000-2019年全球（上）及我國（下）已投運電力儲能項目累計裝機規模類型分布

 

抽水蓄能是指，電網負荷低谷時利用過剩電力將水從下池水庫抽到上池水庫，將電能轉化為重力勢能儲存起來的形式。

 

 

圖 寧海抽水蓄能電站三維透視圖

 

電化學儲能是指利用化學元素做儲能介質，制成二次電池進行儲能。其充放電的過程伴隨有儲能介質的化學反應。目前已商業化應用的電化學儲能技術主要為鉛蓄電池和鋰離子電池（以下簡稱“鋰電池”）。

 

 圖 國家電網鎮江儲能電站實景

 

雖然抽水蓄能的累計裝機規模目前最大，但該儲能方式的缺點和限制非常明顯，其廠址的選擇依賴地理條件（特別是需要上下水庫，而水資源與光資源的分布又往往不匹配）、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。抽水蓄能的新增裝機容量已連續多年接近于0，預計未來也將難再有大的增長，其在全部儲能方式中的占比將逐步下降，以2019年為例，全球抽水蓄能的占比較2018年下降了1.7pct。

 

相比之下，電化學儲能的載體是電池，其具有較高的能量密度和功率密度，在適用性、壽命、充放電、重量和便攜式方面更具優勢。同時，電化學儲能技術是儲能技術中進步最快的，近年來，以鋰電池、鉛蓄電池、液流電池為主導的電化學儲能技術在安全性和能量轉換效率等方面均取得了重大突破。而且，隨著商業化應用的逐漸成熟，電化學儲能的成本正在快速下降，開始逐漸成為儲能新增裝機的主流，且其未來仍有較大的成本下降空間，發展前景廣闊。

 

以鋰電池為例，2010-2018年，鋰電池PACK價格由1160美元/KWh降至176美元/KWh（約1.2元/Wh），降幅85%。除電池成本外，由BMS（電池管理系統）、PCS（儲能變流器）和施工成本構成的BOS成本也在快速下降。根據麥肯錫數據，2012年至2017年，儲能系統中電池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh，平均每年降幅超過25%。業內一般認為，1.5元/Wh的系統成本是儲能經濟性的拐點，由于電池PACK和BOS成本的不斷下降，儲能系統成本已經跌破這一水平，經濟性拐點已經開始出現。也因此，電化學儲能近年來發展迅猛，占比節節提升，已成為緊隨抽水蓄能之后，部署第二多的儲能方式。2019年，全球電化學儲能的占比較2018年上升了1.5pct，電化學儲能對抽水蓄能的替代趨勢明顯。

 

表 電化學儲能主要技術的優點

 

圖 2010-2018鋰電池PACK價格下降趨勢

 

其他諸如壓縮空氣儲能、超導儲能、超級電容儲能、飛輪儲能等，仍主要處于研發或試驗階段，存在成本高、儲能量少、維護困難等不足，暫不具備大規模推廣和商業化應用的條件。

 

3.鋰電池成為電化學儲能的主流方向

目前已商業化應用的電化學儲能技術主要為鋰電池和鉛蓄電池。相較于鋰電池，鉛蓄電池的循環壽命約1000-1200次，按每年360次放電計算，其壽命約3年。而且，其能量密度低、質量大、效率低，無法適用大規模儲能需求。另外，回收處理不當的話還容易造成環境污染。而鋰電池在循環壽命、能力密度和環保性等方面均全面領先鉛蓄電池。以磷酸鐵鋰電池為例，其充放電次數可達7000-10000次，是鉛蓄電池的7-8倍；能量密度可達到170-180Wh/kg，較鉛蓄電池高出3-4倍。

 

表 鉛蓄電池與磷酸鐵鋰電池重點性能對比

 

因此，無論國際抑或國內，鋰電池近年來已成為電化學儲能的主流方向。如上述圖例所示，2000-2019年全球電化學儲能累計裝機規模中，鋰電池的占比高達88.8%；我國在該項指標上的占比也高達80.6%。

 

4.磷酸鐵鋰成為鋰電池在儲能賽道的最佳技術路線

鋰電池按照正極材料主要分為磷酸鐵鋰、鈷酸鋰、錳酸鋰、三元（NCM）和三元（NCA）。從電池內在特性角度來看，相較于其他電池，磷酸鐵鋰電池雖然能量密度并非最優，但其具有高安全性、長循環壽命和低成本等優勢。在空間充裕的條件下，儲能電池相比消費電池和動力電池，對能量密度幾乎沒有要求，而循環壽命則直接關乎到成本，且在大量堆積時，安全性成為極其重要的考慮因素之一。儲能電池要求的這些特點與磷酸鐵鋰的優勢完全匹配。

 

表 鋰電池各路線優劣勢分析

 

磷酸鐵鋰電池材料的價格是各種鋰電池中最低的。而且，其長循環壽命和高轉換效率可直接降低儲能度電成本。在其他條件相同的情況下，電池循環壽命越長，則生命周期內儲能系統可以存儲或釋放的電量越多，可直接降低度電成本。此外，電池轉換效率越高，則充放電過程中能量損耗越少，也可增加系統總充放電量。

 

同時，磷酸鐵鋰電池的能量密度位居中游，也間接使得儲能投資成本得以控制在合理水平。能量密度的單位可以用Wh/kg或Wh/L來表示。這意味著能量密越高，則電池質量或體積越小，從而可減少建設過程中所使用的土地面積或廠房空間，通過攤薄固定成本來間接降低單位儲能成本。

 

 

圖 不同鋰電池正極材料額的價格對比（左）和使用成本對比（右）

 

根據TÜV《儲能系統白皮書》和BNEF《China's Energy Storage Market Took Off in 2018》的數據,2018年全球新投產儲能電池裝機量中，磷酸鐵鋰電池的占比已達到76%；國內儲能市場中，其市場份額更是高達83%。磷酸鐵鋰作為鋰電池在儲能賽道的最佳技術路線同時得到了國際和國內市場的確認。

 

（二）鋰電池儲能產業鏈簡介

鋰電池儲能產業鏈的上游負責鋰電材料和其他原材料的生產與供應。

 

中游為相關儲能系統，以儲能電池為核心，同時還包括電池管理系統（BMS）、能源控制系統（EMS）、儲能變流器（也稱為儲能逆變器，PCS）等多個部分，是一個綜合能源控制系統，一般采用集裝箱布置，并進行安裝、運維和原料回收。

 

下游則多應用于發電側、電網側和用戶側：

• 發電側：多用作風電、光伏等新能源發電的配套，新能源+儲能可以平滑新能源發電的波動，提高風光電能質量；同時，傳統電廠往往也需要配備備用電源，投資非常大，儲能設施的引用將有利于傳統電廠降低成本，提高效率。

• 電網側：儲能可以調峰調頻，降低用電側和發電側的波動性；

• 用電側：

 

 

 

• 應用于戶用光伏，能夠削峰填谷，使發電、用電趨于平衡；

• 應用于通信基站和數據中心，能夠滿足備用電源需求，使得基站/數據中心穩定運行；

• 應用于充電樁，能夠降低電動汽車的無序充電、高峰充電給電網帶來的壓力，滿足快充需求。

 

 

 

 

圖 鋰電池儲能產業鏈

 

本研究將綜合需求和供給2大緯度對儲能產業鏈的投資機遇進行初步探討：從需求側（應用領域）分析儲能市場的潛在空間，從供給側（儲能系統領域）挖掘主要賽道，并對其中的優質潛力企業作簡要介紹。

 

二、需求側：未來4-5年，發電側+電網側+用戶側鋰電儲能新增裝機規模合計將超173GWh，市場規模合計超1580億元

 

儲能是電力系統中的關鍵一環，如上所述，其可以應用于發電側、電網側和用戶側，亦即“發、輸、配、用”中的任意一個環節。目前，電力系統中各方對于儲能的應用都處于積極探索和嘗試的狀態，主體包括新能源電站、傳統電廠、電網企業、獨立儲能運營商、工商業用電企業等。

 

 

圖 儲能在電力系統中的應用

 

據CNESA數據，截止2018年底，我國電化學儲能在發電側、電網側和用戶側三個應用領域的累計裝機比例分別為32.1%、21.4%、46.5%，用戶側和發電側份額領先，預計該二者未來有望為電化學儲能的快速增長貢獻重要動力。

 

 圖 2018年國內已投運電化學儲能應用領域占比情況

 

（一） 發電側儲能：未來4-5年新能源+火電的鋰電儲能累計裝機規模將新增49GWh，市場規模合計達637億元

 

1.新能源發電配套應用：促進電力消納，改善新能源發電并網條件

新能源裝機的快速增長帶來嚴重的消納問題。以光伏、風電為代表的新能源裝機快速增長，截至2019年，我國太陽能累計裝機達204.18GW，在全部發電方式中占比10.2%；風電累計裝機達209.15GW，占比10.4%。但是太陽能和風電等新能源具有波動性、間歇性與隨機性等特性，屬于不穩定出力的電源，因此裝機占比或發電占比達到一定程度時，會對電網的穩定性帶來挑戰。電網為避免不穩定會限制部分新能源的出力，從而引發了棄風、棄光現象，造成資源浪費，如甘肅、新疆等地區，2018年棄風率近20%，棄光率超10%。消納問題在一定程度上影響了新能源的發展。由于消納問題的存在，如果不配套儲能，光伏、風電達到一定滲透率時將失去繼續發展的條件。

 

 

圖 典型的光伏出力與用戶負荷曲線不一致

 

采用“光伏/風電+儲能”配套將發的電存入儲能電池中，可減少并入電網的“不穩定”電量，增加光伏/風電的裝機量。以光伏為例，“光伏+儲能”的運行模式可以為：白天光照強烈時光伏發的電較多，發出的電優先供應電網，余量部分存入儲能系統；到夜晚光伏不發電，儲能系統再放出電供應電網，應對夜間用電高峰。

 

儲能配合新能源已有大量成熟案例。我國首個風光儲輸示范工程位于河北省張家口市北部，于2011年底并網，綜合運用了磷酸鐵鋰等多種技術路線，每年可以提升200小時的利用小時數，有效解決了新能源的消納問題。近年來，還有青海共和光伏發電儲能項目、魯能集團海西州多能互補集成優化示范工程等大量新能源配套儲能項目投入使用。 

 

2.火電發電配套應用：參與電網調頻，獲取輔助服務收益

 

儲能在發電側的另一大應用是與火電機組聯合參與電網調頻等輔助服務，獲得相應的調頻補償收益。

 

保持電力的輸出與負荷端的實時平衡是電網的重要任務。對于交流電網來說，穩定的頻率是電網穩定的重要指標之一，發電小于用電會導致頻率上升，反之亦然。無論頻率上升抑或下降，均會對電網造成損害，調頻成為必備的舉措。

火電廠是調頻市場最重要的參與者。全球范圍內，火電仍是主要的電力供應來源，因此火電廠也是目前調頻市場最重要的參與者。傳統的火電機組調頻由鍋爐、汽機、發電機及眾多輔機組成，系統慣性大，調頻效果也較差，具體表現為調節延遲、調節偏差（超調和欠調）、調節反向、單向調節、AGC補償效果差等現象。而儲能系統的調頻效果更好，表現為響應速度更快（幾十至幾百毫秒）、調節精度更高（99%）。火電廠在使用儲能調頻后，可以有效提升調頻效果，增加調頻收益。

 

3.未來4-5年，新能源+火電調頻的鋰電儲能累計裝機規模將超53GWh，較目前翻13-14倍，市場規模達637億元

 

（1）新能源電站配套鋰電儲能累計裝機規模：2025年預計達50.89GWh，將較2020年增加47GWh，是2020年的13倍以上，2021-2025年市場規模合計達611億元

 

新能源電站配套儲能的主要應用場景是在棄風率較高的地區以及需要并網的集中式裝機大型電站中，假設2025年底，配備電化學儲能的風電和光伏的裝機占比為10%，儲能系統功率為新能源容量的15%，儲能時長為4小時，隨著風電、光伏匯集并網點集中儲能裝置的安裝，則2025年底儲能累計裝機需求將達56.52GWh，按90%的鋰電占比，對應鋰電需求達50.89GWh，相較2020年增加47GWh。

 

根據國家發改委能源研究所數據，當前國內鋰電儲能系統投資價格約為1500元/KWh；假設這一價格未來將穩步下行，2020-2025年間的中樞價格為1300元/KWh，則2021-2025年間，新能源配套鋰電儲能的市場規模約為：

47GWh * 1300元/KWh = 47000000KWh * 1300元/KWh = 611億元

 

進一步地，根據陽光電源和國家發改委能源研究所的預測，到2030年和2050年，我國風電和光伏合計裝機量分別將達1810GW、6000GW。華為預測2030年中國光伏儲能配置比例達30%+，我們保守預測2030年和2050年新能源發電儲能配置比例分別為15%、30%；儲能時間分別為4h、6h；儲能占裝機比例分別為20%、30%；鋰電占比均為100%，測算出2030年和2050年中國新能源發電側鋰電儲能累計裝機量將分別達到217.24和3240GWh，新能源配套鋰電儲能的市場前景非常廣闊。

 

表 我國2020-2050年新能源發電側儲能累計裝機規模預測

 

（2）火電發電側調頻鋰電儲能累計裝機規模：2024年預計達2.15GWh，較2019年新增2GWh，是2019年的14倍多，2020-2024年市場規模合計達26億元

 

火電配套鋰電儲能的裝機規模取決于電網的調頻需求及其面向火電發電側的采購比例。

 

電網針對調頻的鋰電儲能累計裝機需求預計至2024年將達5.36GW：2019年，全國累計火電裝機容量1191GW，同比增長4.1%。由于新能源側發電占比持續提升，未來五年火電裝機預計將難以增長，假設2024年底火電累計裝機規模與當前持平，調頻功率配套需求為3%，那么未來將產生35.73GW的火電儲能聯合調頻需求。截至2019年底，火電儲能聯合調頻累計裝機容量僅為0.3GW，滲透率不足1%，從目前已投運的項目來看，火電儲能聯合調頻效果較好，參考西部證券的估算數據，預計2024年底火電儲能聯合調頻的滲透率達15%，對應鋰電裝機容量可達5.36GW。

 

預計至2024年，電網面向火電發電側的調頻儲能服務采購規模，占調頻儲能累計裝機需求的比例為80%：2019年2月，國家電網印發《關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》明確指出：“可以根據需要，以技術創新和解決工程應用難題為目標，開展電網側儲能試點示范應用。在發電側支持新能源發電配置儲能，支持常規火電配置儲能”“在電網側，將儲能納入電網規劃并滾動調整，將電網側儲能視為電網的重要電氣元件和一種技術方案選擇，進行綜合比選論證”。預計2019年火電儲能聯合調頻累計裝機容量的0.3GW全部為電網企業面向火電發電側進行采購；至2024年之前，電網側的調頻儲能仍將主要處于“試點示范應用”、“規劃”和“比選論證”階段，電網企業的調頻儲能輔助服務仍將以對外采購為主，該比例保守預計可達調頻儲能累計裝機需求的80%。

 

因此，預計至2024年，火電發電側調頻鋰電儲能累計裝機容量將是2019年的14.3倍，約為：

5.36GW * 80% = 4.29GW

根據行業經驗，目前調頻的儲能時長一般按半小時配置，因此，2024年火電發電側調頻鋰電儲能累計裝機規模為：

4.29GW * 0.5h = 2.15GWh

2024年火電發電側調頻鋰電儲能累計裝機規模將較2019年增加2GWh：

2.15GWh –（0.3GW * 0.5h）= 2GWh

結合上述國內鋰電儲能系統2020-2025年間投資的中樞價格為1300元/KWh的假設，測算得出2020-2024年火電發電側調頻鋰電儲能的市場規模為：

2GWh * 1300元/KWh = 2000000KWh * 1300元/KWh = 26億元

 

（二）電網側儲能：2020-2024年電網側鋰電儲能累計裝機規模將新增約4.4GWh，市場規模合計為57.22億元

 

1.電網的調峰調頻及轉型發展需要儲能在其中發揮重要作用

隨著新能源裝機規模的逐步提升，電網對調峰和調頻等輔助服務的需求逐步提升，以保障電網供電安全，滿足發電和負荷平衡。同時，從電網的轉型發展趨勢去看，電網最終的對外業務要向綜合能源服務、大數據運營、資源商業化運營、三站合一、能源金融和虛擬電廠轉型。無論調峰調頻，抑或業務轉型發展，均需要儲能在其中發揮重要作用。

 

2.電網側調頻調峰需求將推動鋰電儲能累計裝機2024年達5GWh，較2019年翻8倍，2020-2024年市場規模合計超57億元

（1）預計2024年電網側調頻鋰電儲能累計裝機規模為0.54GWh，實現從無到有的突破，2020-2024年市場規模合計為7.02億元

 

如上所述，電網針對調頻的鋰電儲能累計裝機需求預計至2024年將達5.36GW，其中，面向火電發電側的調頻儲能服務采購規模，將占調頻儲能累計裝機需求的80%，亦即，自建部分的比例預計為20%。因此，電網側調頻鋰電儲能累計裝機規模將為：

5.36GW * 20% * 0.5h = 0.54GWh

結合上述國內鋰電儲能系統2020-2025年間投資的中樞價格為1300元/KWh的假設，測算得出2020-2024年電網側調頻鋰電儲能的市場規模為：

0.54GWh * 1300元/KWh = 540000KWh * 1300元/KWh = 7.02億元

 

（2）預計2024年電網側調峰鋰電儲能累計裝機規模達4.46GWh，是2019年的8倍多，2020-2024年市場規模合計為50.2億元

以2018年數據為例，調峰輔助服務支出規模為52.34億元，按0.5元/kWh測算，平均每日調峰需求為28.68GWh：

2018年平均每日調峰需求=[調峰服務支出（52.34億元）/服務價格（0.5元/kWh）]/365天=28.68GWh

2019年電網側電化學儲能累計裝機容量約為0.6GW（包括調頻、調峰），其中，調頻由上面已知占去0.3GW，因此，調峰的累計裝機容量約為0.3GW。

 

目前，電網側調峰儲能系統一般每日充放電2次、時長共2個小時。參考西部證券的估算數據，假設未來5年平均每日調峰需求增加15%，中性估計2024年電化學儲能滲透率達到15%，則2024年電網側電化學儲能調峰累計裝機規模為4.95GWh，累計裝機容量為2.47GW：

① 2024年平均每日調峰需求=2018年平均每日調峰需求（28.68GWh） * （1+15%）=32.98GWh

② 2024年電網側電化學儲能調峰累計裝機規模=2024年平均每日調峰需求（32.98GWh） * 電化學儲能滲透率（15%）=4.95GWh

③ 2024年電網側電化學儲能調峰累計裝機容量=2024年電網側電化學儲能調峰累計裝機規模（4.95GWh）/每日充放電時長（2h）=2.47GW

 

在充放電時長無大變化的情況下，2019-2024年間，調峰的儲能累計裝機規模/裝機容量的復合增長率高達52.4%。2024年的規模/容量值為2019年的8倍以上。

 

 

圖 2019-2024年我國電網側調峰端電化學儲能累計裝機規模預測

 

若在電化學儲能調峰中，2024年鋰電的占比達90%，則對應鋰電的裝機規模和裝機容量分別為：4.46GWh和2.22GW。

結合上述國內鋰電儲能系統2020-2025年間投資的中樞價格為1300元/KWh的假設，測算得出2020-2024年電網側調峰鋰電儲能的市場規模為：

（4.46GWh - 0.3GW * 2h） * 1300元/KWh = 4100000KWh * 1300元/KWh = 50.2億元

 

在儲能技術、規模不斷突破及擴大的背景下，其市場潛力將得到進一步釋放。未來新型儲能的商業模式有望逐步構建和成熟，“十四五”期間儲能行業有望迎來大規模發展。

 

源起基金深刻把握“十四五”精神，跟隨政策信號，結合發展規劃，在堅持價值投資的同時，促進經濟結構轉型，不斷踐行企業社會責任。未來，將不斷著力推動中國經濟穩步向前，希望能夠用實際行動踐行中國金融業的光榮與夢想。