随着新能源技术的不断发展，储能技术也越来越受到重视，近年来，新型储能技术发展更是我国的重要战略发展方向之一。中国出海半导体将为您解读由毕马威中国和中国电力企业联合会电动交通与储能分会联合发布的2023年《新型储能助力能源转型》报告。围绕“储能市场概况”、“产业规模与预测”、“储能的商业模式分析”、“储能企业布局”，以及“储能行业未来展望”五个方面来探究整个行业的动向。
大力发展储能产业对于提高可再生能源的利用率，实现“双碳”目标，建立新型电力体系具有重要意义。2022年1月发改委、国家能源局联合发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“碳达峰”、“碳中和”目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。毕马威中国与中国电力企业联合会电动交通与储能分会联合发布2023年《新型储能助力能源转型》报告，本报告从储能的定义和发展背景入手，对各种储能方式、全球和中国储能产业规模进行了比较，同时对不同应用场景下储能的商业模式、企业布局、行业投融资等进行了深入分析，并对行业未来所面临的机遇和挑战进行了展望。
一、储能市场概况
目前在电力系统的储能项目中，抽水蓄能仍是主要方式，但以电化学储能为代表的多种新型储能方式正迅速发展且前景广阔。
表1：新型储能技术对比
- 抽水蓄能仍为主流但未来发展空间可能受限。抽水蓄能具有技术成熟、储能容量大、系统效率高、运行寿命长、安全性能高等优势，是当前商业化程度较高、应用范围较广的主流储能技术。从国际市场来看，抽水储能占据绝对领先地位，截至2020年底，抽水蓄能装机规模占电力储能项目总规模的94%。但抽水蓄能电站的建设受地形因素限制较大，且建设周期较长，通常需要7年左右，未来随着电化学储能等新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。
- 以电化学储能为主的新型储能增长迅速，成为储能行业发展的主力。电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新型储能技术成熟度更高，因此适用场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化学储能安装更为便捷、不受区位限制，正成为储能产业发展新动力。截至2022年底，全国电力安委会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能电站772座、总能量43.08GWh。电化学储能中以锂离子电池为主导,但三元锂电池安全隐患较突出，意味着安全性更高的磷酸铁锂电池、液流电池等未来有望进一步打开市场空间。
- 新型储能技术适用场景各异，聚焦三大降本思路促进规模化应用。在推动新型储能技术规模化应用过程中，应针对不同的应用场景，匹配满足电网高安全性、长寿命、低成本、高效率等需求的储能技术，除了电化学储能技术的市场前景值得关注外，压缩空气储能、飞轮储能、氢（氨）储能等的商业化潜力同样不容小觑。当前业界主要聚焦三类降本思路，助力以电化学储能为代表的新型储能技术实现规模化应用：一是注重提升电池组循环寿命；二是合理降低供应链成本，例如实现低成本材料替代；三是优化储能冷却和集成方式等技术，提升储能系统整体效率。
- 政策引导、市场机制优化双管齐下，保障新型储能长期稳定发展。新型储能发展除了需要实现技术进步和提高成本竞争力外，有利的政策环境和市场机制也必不可少，“十四五”以来，国家正积极推动新型储能到2025年实现从商业化初期向规模化发展转变，到2030年实现全面市场化发展。从中长期来看，中国储能产业需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式，实现高质量发展。可借鉴美、欧、澳等的电力市场化经验，适当考虑放开电价管制并建立合理竞价机制，让储能主体从电价波动（即充电和放电的价差）中获得商业收益，并结合国内各地储能发展现状，从电力市场化和新型储能参与市场方式两方面逐步优化。
二、储能产业规模及预测
- 可再生能源发电量的提升将带来全球储能市场规模快速增长。据EIA预测，至2050年，风能和太阳能发电将占到可再生能源发电量的72%，较2020年占比提升近一倍。风能和太阳能等新能源所特有的间歇性和不稳定性将推动全球储能市场的快速发展。电化学储能作为新型储能方式的代表,未来发展前景尤为广阔。据CNESA预测，至2027年，全球电化学储能产业装机规模将达1,138.9GWh,2021-2027年间复合增长率达61%，约为未来储能总装机容量年复合增长率31%的两倍。
- 2022年中国电化学储能装机量同比翻番，2026年装机量有望占到全球1/5以上。截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能站472座、总能量14.1GWh、同比增长127%；2022年，新增投运电化学储能电站194座、总能量7.9GWh，占已投运电站总能量的60.2%，同比增长176%。从国际比较来看，根据IEA的预测，到2026年，中国电化学储能总装机量将跃居各国首位，占比22%，几乎与欧洲全境的总装机量持平，较美国高7个百分点。
三、储能的商业模式分析
储能的应用场景可从发电侧、电网侧、用户侧三个环节进行划分，每个环节的商业模式也有所不同。在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧储能主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。
图1：储能下游应用场景示意图
- 发电侧：
当前我国发电侧电化学储能从用途上看主要有火储联合调频和新能源配储，火储联合调频市场规模有限，新能源配储成为发电侧电化学储能主要应用场景。由于新能源配储成本高、收益渠道单一、利用效率低等因素制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。
1、新能源并网成为发电侧电化学储能主要应用场景，但总投资成本较高。
多省出台政策，要求新能源场站进行配储，配置储能比例为5%-20%，配置小时大多在2小时。但储能电站建设会加大项目初始投资成本，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿等上游成本上涨，给企业带来较大压力。
2、发电侧储能收益由减少“弃风弃光”电量增加电费收入和减少的考核费用等构成，但目前经济性仍不显著。
我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，发电侧参与电网调度不明确，参与辅助服务市场条件不成熟。相较于抽水蓄能两部制电价政策，由于新型储能起步晚，无论是电量电价，还是容量电价都有待完善。目前新能源配储成本高，且使用不足。根据中电联调研，不同应用场景储能项目配置时长相差较大，新能源侧储能配置时长为1.6h，高于火储的0.6h，低于电网侧储能的2.3h、用户侧储能的5.3h。新能源配储能运行策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。从调查机组的等效利用系数看，新能源配储的等效利用系数仅为6.1%，低于或远低于火储、电网侧和用户侧。
- 电网侧：
电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源。
1、投资运营模式方面，电网企业投资意愿仍需进一步加强，现有非独立储能项目面临“结算难”问题。
2019以后新型储能的新增装机更多进入电源侧，导致现有已投运新型储能项目较少接入电网侧。其中，具备电网直调条件，或选择和电网结算的储能项目，一般会采取合同能源管理模式。然而这一模式下，非独立储能电站常会面临业主方推迟或拖欠收益的情况，根本原因在于此类项目不具备独立计量、调度、结算等独立市场主体身份，只能通过电网企业间接参与电力市场。
2、收益定价模式方面，堵点在于成本无法传输到用户侧，亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场。
电网侧储能收益主要来自于调峰、调频等辅助服务补偿，据不完全统计，当前至少有19个省级以上地区明确了调峰调频补偿标准。问题在于，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。结合国外市场经验来看，中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场，以完善成本疏导机制和扩大收益来源。
- 独立储能电站是源网侧发展的趋势。
独立储能指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。共享储能电站，即电站资源不专属于某一新能源站或电网，而是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合，并统一协调服务于网内所有新能源站，推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能电站暨行业内通常理解的共享储能电站。独立储能电站除了能够满足发电侧的储能需求外，还能够满足电网侧调峰调频需求，拓宽了收益渠道，经济性提升，是未来储能电站发展方向。
o 独立储能电站市场主体身份明确，商业模式显现。发改委、能源局多次提出探索推广独立储能模式，明确独立储能电站市场主体地位，以及持续推进电力辅助服务和市场化改革。在国家确定了独立储能发展方向后，南方区域、华东区域、华北区域等出台了新型储能参与电力辅助服务市场的相关细则。
o 独立储能的收益模式还在探索中，细则有待进一步落实。总体来说，独立储能电站的收益渠道包括参与电力市场现货交易获取价差套利收入、稳定的容量市场收入、容量租赁收入和辅助服务收入。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其中一到两种收益。
o 我国电力市场化改革正在逐步推进，独立储能电站参与电力现货市场交易可能性增强，叠加辅助服务市场逐渐向独立储能开放，独立储能电站通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道。未来随着新能源发电占比的提升，部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大，从而进一步提升储能项目盈利空间，促进独立储能的发展。
- 用户端：
储能的主体为电力用户，主要包括工商业用户及家庭用户。发展用户端储能有助于节约电力成本并保障用电稳定性。
1、户用储能（户储）是指用于家庭用户的储能系统。户用储能系统通常与户用光伏系统组合安装，为家庭用户提供电能。户用储能系统可以提高户用光伏自发自用程度，减少用户的电费支出，并在极端天气等情况下保障用户用电的稳定性。对于高电价、高峰谷价差或电网老旧地区的用户，购置户储系统具备较好的经济性，家庭用户有购置户储系统的动力。
o 高电价、成本下降和政策支持推高海外户储市场景气度。从2021年主要国家和地区的家庭电价来看，以丹麦、德国、英国等为代表的欧洲国家家庭电价均在0.3美元/KWh以上，为美国的一倍，中国的近三倍。进入2022年，随着夏季欧洲多国极端干旱天气叠加俄乌冲突所带来的天然气价格上涨，欧洲电价再创新高。家用光伏+储能系统的应用可以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。
o 持续增长的光伏渗透率和装机成本的下降催生未来市场规模。欧美国家由于城市化程度较高，住房以独立或半独立住宅为主，适合发展户用光伏。与此同时，由于能源转型步伐加快，各国也纷纷出台政策鼓励户用光伏自发自用。2021年欧盟27国人均家庭光伏装机量为355.3瓦/户，与2019年相比激增40%。从渗透率来看，目前澳大利亚、美国、德国、日本的户用光伏装机容量占总光伏装机的比例分别为66.5%、25.3%、34.4%、29.5%，为中国的十倍以上，具备良好的户储基础。此外，户储设备成本中占比最高,目前运用最广的锂电池包的价格已由2013年的684美元/kWh逐年下降到了2021年的132美元/kWh,降幅为81%，与2020年相比也有6%的降幅。由于上游原材料锂的价格上涨，BNEF将原本预测的2024年电池包价格跌落100美元/kWh的节点往后调了两年到2026年。
o 以悉尼的一户父母均为工薪阶层的四口之家为例,假设家庭每日电量消耗为22kWh,所安装的家庭储能系统为7kW光伏组件+13.3kWh储能电池。据测算，由于光伏系统近年来成本下降较快，家庭仅安装光伏系统的投资回报周期最快，约5.5年；安装光伏+储能电池的回报周期约为7.4年。预计未来如电价进一步上涨，且伴随储能电池的成本下降和寿命的增长，其回报周期将进一步缩短。
2、工商业储能是用户储能的另一重要组成部分，对于未使用光伏用户，其经济性主要体现在利用储能进行峰谷套利；对于光伏用户而言，则可以通过自发自用节省购电成本，助力企业节能减排。工商业储能主要通过能量时移、峰谷价差套利、容量电费削减和需求响应等渠道盈利。
o 工商业储能是未来中国储能市场的主要增量。据Wood Mackenzie预测，到2031年，工商业储能将占据中国储能市场的10%，装机总量达442GWh,较2021年占比上升4个百分点，是主要增量市场。而发电/电网端占比保持不变，而家庭储能占比到2031年则仅为4%，比2021年下降3个百分点。
图2：工商业储能是未来中国储能市场的主要增量
o 随着分时电价的进一步完善和高耗能企业电价的进一步上涨，工商业用户储能的经济性显著增强。与此同时，2021年我国部分省市出现的拉闸限电，以及由于干旱等极端天气造成的电力供应紧张等问题，对工商业的生产和经营带来了干扰，也助推了储能需求。
o 工商业储能的应用场景广泛，包括工业园区、数据中心、通信基站、政务楼宇、商场、医院等各行各业。其中工业园区具有厂房屋面面积大，光伏发电时间与用电高峰重合的特点，配置光储联合系统后能有效降低购电成本，减小光伏对系统的冲击，并在电力市场环境下降低功率偏差带来的经济损失，是较具有代表性的工商业储能场景应用。
四、储能企业布局和融资
国家“双碳”战略的实施，大幅促进了储能技术和产业的发展，储能实现了从商业化发展初期到规模化发展的转变，储能的发展进入快车道。
1、储能企业布局
o 新成立储能企业增长迅速。2021年之前，我国每年新成立的储能相关企业大约三四千家。但随着储能行业的迅速升温，2022年成立了38,294家储能相关企业，是2021年的5.8倍。地域分布看，广东省、江苏省产业集聚效应明显。2022年，广东省和江苏省新成立的储能相关企业分别为4,044、3,225家，占比10%和8%
o 中国已成为全球储能技术基础研究最活跃的国家。根据Web of Science数据库以“Energy Storage”为主题词统计的SCI论文数，2021年中国机构和学者共发表11,949篇储能技术论文，居世界第一位，且超过了第二到第七位国家发表论文的总和。
o 电力央企是抽水蓄能建设的主体，同时向电化学储能电站延伸；民营企业聚焦电化学储能赛道，电池业务布局最多。抽水蓄能仍然占据我国储能的主导地位，投资主体主要是国家电网和南方电网，两者占据90%以上的市场。五大发电集团、六小发电集团、两大电网和中石油、中化等央企全部布局储能行业。截至目前，共有78家上市民营企业布局电化学储能行业。电池是上市民营企业布局最多的赛道，达到45家，锂电材料和储能系统分别为19和13家。
2、储能行业融资
o 全球储能融资交易持续增加。根据Pitchbook数据库，2021年全球储能融资金额同比增长30%，2022年延续之前的高增长，全年全球储能融资63亿美元，同比增加94%。中国、美国和欧洲是全球储能融资交易的主体，2020年以来，三个国家（地区）储能融资交易占全球90%左右。
图3：2020-2022年储能每季度全球融资金额和数量
o 中国储能行业融资规模增加迅速，且区域分布较为集中。根据投中数据库，2020年下半年以来，储能行业融资数量和规模大幅增加，成为继光伏、电动汽车后备受投资市场看好的新能源赛道。根据投中数据，2022年储能行业仍然火热，全年储能行业融资交易249笔，融资规模为494亿元，融资金额是2019年的16倍。由于储能行业处于起步阶段，新进入企业多，对储能的融资需求多处于早期阶段。2022年储能行业A轮和B轮融资金额325亿元，占比66%。从区域看，2022年储能企业融资金额前十省份共融资453亿元，占储能行业整体融资的92%。广东省储能行业融资数量67笔，融资金额135亿元，融资数量和金额上都超过其他省份。
o 电池仍然是中国储能行业最火热的赛道，上游材料企业也备受资本市场青睐，行业大额融资频现。2022年电池企业融资金额317亿元，占储能行业整体融资交易金额的64%。正极材料、负极材料等在内的储能行业上游融资29笔，融资金额108亿元。2022年储能行业融资金额最大的是欣旺达电池，融资金额80亿元。
五、储能行业未来展望
伴随着新能源发展进程加快，新型储能作为提高新能源安全高效利用率的解决方案，被寄予厚望。与此同时，商业经济性、应用安全性、政策和市场竞争机制有待完善等也为行业发展带来了诸多挑战。
- 在用户侧，国内工商业和海外家庭储能发展迅速。就国内工商业而言，分时电价和高耗能企业用电溢价的推出使得用户侧削峰填谷的经济性提升，且国内锂电池市场相较国外具有规模优势，也是市场发展的重要的推动力。未来随着虚拟电厂政策的出台，还会为市场带来更多新的价值。而对于家庭储能而言，海外市场由于高电价、新能源比例提升、电网薄弱等原因市场空间较大，利润率相对有保障。与欧美本土企业相比，我国企业在终端产品市场占据的份额相对较小，但在户用储能产业链的关键环节包括储能锂电池、储能变流器环节中，国内动力电池企业、光伏逆变器企业具备强劲的竞争力，持续发力海外户储市场。
- 下游市场竞争格局对储能企业核心竞争力提出不同要求。对于中国储能企业而言，户储市场目前主要在海外，且集中于to C端面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和品牌推广，企业是否具备本地化能力是其能否进一步发展的重要因素。而在电源侧/电网侧/工商业储能端，集中于to B面向企业，且目前主要市场在国内，因此储能企业的资源渠道以及对系统安全和成本的把控是其发展的关键因素。
- 收益模式单一引发低价竞争，安全性和可持续发展值得关注。新型储能发展驱动力主要来自政策端，即发电侧强制配储，在储能成本主要由发电侧承担、储能收益来源相对单一的情况下，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方就会引发低价竞争问题。根据毕马威咨询调研，当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%（电化学储能电池隔膜环节毛利率在50%左右），多家储能上市企业毛利率水平也均出现了下降趋势。长此以往，整体市场将难以实现良性竞争出清，低成本低性能建设模式也将给储能产业埋下安全隐患，破坏行业整体生态，甚至损害人民生命财产安全。
- 独立储能电站长期前景向好，但短期内项目落地经济性不清晰。随着政策不断推动独立储能项目参与电力市场交易，独立储能电站是推动中国新型储能规模化应用的重要力量，未来发展空间广阔。根据CNESA数据，2022年上半年中国独立储能电站的规划/在建规模为45.3GW，在所有规划/在建新型储能项目中占比超过80%。但是，2022年前三季度中国独立储能电站的新增投运规模约为345.5MW，明显低于规划/在建规模，主要原因可能是投资方建设动力不足，其在计算项目投资回报率时，需要考虑多方面因素，例如辅助服务补偿费用、现货市场价差、新能源容量租赁费用、储能电站调用次数、有效利用时长等。而在中国当前的电力市场机制下，这些考虑因素受政策和市场规则变动影响，波动较大且难以量化，由此造成投资方陷入“算不清-不敢投建-无法算”的困境，推动独立储能电站项目落地还需依靠电力市场机制进一步优化。
- 资本热炒急需冷思考，需仔细甄别优质储能赛道和标的。预计随着国内强配需求逐渐得到满足，欧洲能源价格恢复平稳并加强自身供给能力，中国储能产业可能面临未来增长动力不足的风险。赛道方面，电化学储能和配套产业等热门赛道，多已有巨头企业提前布局，外部投资方进入难度较大。而尚处于市场培育阶段的赛道目前收益较小，许多创投机构被迫涌向上游，受限于自身实力又无法投资规模大的矿产资源型企业，转而选择碳酸锂提炼等低毛利、高周转赛道。具体到标的方面，高潜力创业投资者相对集中，估值偏高，但很多储能企业还未形成稳定合理的商业模式，导致投资人鉴别优质项目挑战加大。
- 建立储能成本疏导的市场化机制是储能行业从商业化初期向规模化转变的关键。储能行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，经济性是储能下一程是否顺利的关键，需要完善储能成本疏导的顶层设计，并通过市场化的方式跑通经济性。2022年4月，国家发改委价格成本调查中心发布题为《完善储能成本补偿机制助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章，提出加强储能政策顶层设计，探索解决制约储能发展瓶颈的思路和方法，推动各类储能技术蓬勃发展。
报告来源：毕马威分析
数据来源：Environmental Earth Sciences International、Wood Mackenzie、pitchbook
