一、儲能應(yīng)用場景廣泛，儲能系統(tǒng)成本持續(xù)下降

儲能是指利用化學(xué)或者物理的方法將產(chǎn)生的能量存儲起來并在需要時釋放的一系列技術(shù)和措施。儲能技術(shù)應(yīng)用范圍廣泛，包括電力系統(tǒng)、通信基站、數(shù)據(jù)中心、UPS、軌道交通、人工/機器智能、工業(yè)應(yīng)用、軍事應(yīng)用、航空航天等，潛在需求巨大。

圖表1：儲能的應(yīng)用場景及主要用途

資料來源：Wind、韋伯咨詢

根據(jù)能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能三類。電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為電化學(xué)儲能和機械儲能兩種技術(shù)類型。其中，電化學(xué)儲能是指各種二次電池儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。具體如下圖所示：

圖表2：儲能技術(shù)的主要分類

資料來源：Wind、韋伯咨詢

儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等；中游主要為電池、電池管理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器供應(yīng)商；下游主要為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及終端用戶等，具體如下圖所示：

圖表3：儲能產(chǎn)業(yè)鏈示意圖

資料來源：Wind、韋伯咨詢

完整的電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。電池組是儲能系統(tǒng)最主要的構(gòu)成部分；電池管理系統(tǒng)主要負責(zé)電池的監(jiān)測、評估、保護以及均衡等；能量管理系統(tǒng)負責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控和能量調(diào)度等；儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。

圖表4：電化學(xué)儲能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖

資料來源：Wind、韋伯咨詢

電池組成本是電化學(xué)儲能系統(tǒng)的主要成本，是未來產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)迭代和降成本的主要環(huán)節(jié)。一套完整的電化學(xué)儲能系統(tǒng)中，電池組成本占比最高達67%，其次為儲能逆變器10%，電池管理系統(tǒng)和能量管理系統(tǒng)分別占比9%和2%。

圖表5：電化學(xué)儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成

資料來源：Wind、韋伯咨詢

2023年7月3日，國內(nèi)電池級碳酸鋰價格30.25萬元/噸，較2022年11月高點價格下降46.93%。從終端看，儲能系統(tǒng)價格下降明顯。2023年6月份儲能系統(tǒng)（2h磷酸鐵鋰，不含用戶側(cè)）中標均價1.082元/Wh，同比下降24%，環(huán)比下降12%，較1月份的價格下跌了25%。

根據(jù)BNEF，2020年一個完成安裝的、4小時電站級儲能系統(tǒng)的成本范圍為235-446美元/千瓦時。2021年安裝完成一個2小時電站級儲能系統(tǒng)成本下降至1.3元/瓦時，2025年將下降至0.9元/瓦時。成本范圍之大也凸顯了影響儲能項目成本的因素之多，包括儲能時長、項目規(guī)模、電池材料體系以及項目部署國家等。BNEF預(yù)計2030年成本下降至167美元/千瓦時，主要原因是電池組成本的下降。

圖表6：2019-2030年儲能系統(tǒng)成本下降趨勢預(yù)測

資料來源：BNEF、韋伯咨詢

二、全球儲能市場高速增長，抽水蓄能累計裝機占比首次低于80%

截至2022年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模237.2GW，年增長率達15%。繼2021年全球累計裝機規(guī)模突破200GW后，2022年繼續(xù)保持高速增長的態(tài)勢。

圖表7：截至2022年底全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模及增長率（GW，%）

資料來源：CNESA、韋伯咨詢

其中：抽水蓄能累計裝機規(guī)模占比為79.3%，首次低于80%，同比下降6.8個百分點；電化學(xué)儲能裝機占比持續(xù)提升，2022年占比達到18.7%，較2021年增長7個百分點。

圖表8：2017-2022年全球抽水儲能及電化學(xué)儲能裝機規(guī)模占比變化趨勢（%）

資料來源：CNESA、韋伯咨詢

新型儲能的累計裝機規(guī)模緊隨其后，為45.78GW，年增長率80%；其中，鋰離子電池占據(jù)絕對主導(dǎo)地位，年增長率超過85%，其在新型儲能中的累計裝機占比與2021年同期相比上升3.5個百分點，市場份額超過90%。

2022年以來，全球能源供需格局進入調(diào)整階段，越來越多的國家將儲能列為加速其清潔能源轉(zhuǎn)型的必選項。2022年，全球新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模30.7GW，同比增長98%，其中新型儲能投運規(guī)模達到20.4GW。

2021年，中國、美國、歐洲新型儲能裝機合計占比約80％，2022年中國、美國、歐洲新型儲能裝機合計占比約86％，集中度提升6個百分點，繼續(xù)引領(lǐng)全球儲能市場發(fā)展。

國際能源署預(yù)計：未來5年全球儲能裝機容量將增長56%，到2026年達到270GW以上。預(yù)計到2030年全球可再生能源發(fā)電量將增長13倍，其中太陽能和風(fēng)能增長10倍。在可再生能源發(fā)電占主導(dǎo)地位的情況下，儲能技術(shù)將在其中發(fā)揮至關(guān)重要的作用。

未來，在電池技術(shù)和新能源技術(shù)的共同進步下，儲能將在未來電力結(jié)構(gòu)中扮演非常重要的角色，負責(zé)電網(wǎng)靈活性調(diào)整，彭博新能源中性預(yù)測：到2050年，全球儲能累計裝機或?qū)⑦_到1676GW/5827GWh，未來三十年間全球投資額預(yù)計達6620億美元。

三、全球新型儲能新增投運規(guī)模首次突破20GW，中國市場占比超1/3

新型儲能，指的是抽水蓄能之外的其他儲能技術(shù)，包括重力、鋰電池、鈉電池、液流電池、壓縮空氣等。新型儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，可發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、保障電網(wǎng)運行安全等重要作用，具有多元、多時間尺度的應(yīng)用場景。

2016-2020年，全球新型儲能項目裝機新增規(guī)模由0.7GW增長至4.7GW,年均復(fù)合增速高達46.54%。2021年，全球新型儲能的新增投運規(guī)模最大，并且首次突破10GW，達到10.2GW，是2020年新增投運規(guī)模的2.2倍，同比增長117%。2022年，全球新型儲能新增投運規(guī)模首次突破20GW，達到20.4GW，是2021年同期的2倍。

圖表9：2016-2022年全球新型儲能項目裝機新增規(guī)模及增長率（GW，%）

資料來源：CNESA、韋伯咨詢

2022年，全球鋰電新增投運裝機規(guī)模首次突破7GW，市場已出現(xiàn)為儲能開發(fā)的單體容量達560Ah的專用大容量電芯。此外，壓縮空氣儲能、液流電池、鈉離子電池、飛輪等其它技術(shù)路線的項目，在規(guī)模上也有所突破，應(yīng)用模式逐漸增多。

分區(qū)域來看：2022年全球新型儲能新增投運裝機主要來源于三個市場中國、歐洲和美國三個區(qū)域，三者合計占全球市場的86%，比2021年同期增長6個百分點。其中：中國市場占比36%，主要以表前儲能為主，當(dāng)前需求主要來源于國內(nèi)新能源配儲的強制政策約束；美國市場占比24%，同樣以表前儲能為主，需求主要來源于當(dāng)?shù)乩吓f電網(wǎng)的建設(shè)剛需；歐洲市場占比26%，歐洲則以用戶側(cè)儲能為主，主要需求來源于解決家庭用電問題。

圖表10：2022年全球主要國家和區(qū)域新型儲能新增投運裝機占比

資料來源：CNESA、韋伯咨詢

BNEF預(yù)計未來五年，美國儲能系統(tǒng)新增裝機規(guī)模復(fù)合增速將達118.3%，中國速度更快，增幅為174.3%，歐洲則為76.3%。

截至2022年底，全球新型儲能累計裝機規(guī)模達45.7GW，年增長率80%。其中，鋰離子電池以97%的比重保持絕對主導(dǎo)地位，年增長率超過85%，其在新型儲能中的累計裝機占比同比上升3.5%。

依據(jù)美國國家可再生能源實驗室發(fā)布的研究報告：到2030年，作為新型儲能最主要成本的電池儲能系統(tǒng)，成本將持續(xù)和快速地大幅降低，直到2050年下降速度才有可能放緩，由此將引發(fā)新型儲能的加速發(fā)展。

四、中國新型儲能裝機占比達30%，鋰離子電池儲能占比高達94%

2022年，中國新增投運電力儲能項目達16.5GW。其中，新增新型儲能裝機7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比增長200%，能量規(guī)模同比增長280%。從區(qū)域分布看，中國是2022年全球新型儲能項目新增占比最大的市場，占比高達36%，這也是中國首次超越美國成為了全球第一。

從2022年國內(nèi)新增儲能裝機技術(shù)占比來看：鋰離子電池儲能技術(shù)占比達94.2%，仍處于絕對主導(dǎo)地位，新增壓縮空氣儲能、液流電池儲能技術(shù)占比分別達3.4%、2.3%，占比增速明顯加快。此外，飛輪、重力、鈉離子等多種儲能技術(shù)也已進入工程化示范階段。

圖表11：2023年國內(nèi)新增儲能裝機技術(shù)類別及占比

資料來源：Wind、韋伯咨詢

截至2022年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模59.8GW，抽水蓄能累計裝機占比首次低于80%，新型儲能繼續(xù)高速發(fā)展。

截至2022年底，中國新型儲能累計裝機規(guī)模首次突破10GW，達到13.1GW，同比增長128%；新型儲能累計裝機占所有儲能累計裝機比例達21.9%，同比2021年提升9.4個百分點。

圖表12：2018-2022年中國新型儲能累計裝機規(guī)模及增速（GW，%）

資料來源：Wind、韋伯咨詢

截至2022年底，全國新型儲能裝機中，鋰離子電池儲能占比94.5%、壓縮空氣儲能2.0%、液流電池儲能1.6%、鉛酸（炭）電池儲能1.7%、其他技術(shù)路線0.2%。

圖表13：截至2022年底全國新型儲能技術(shù)類別及占比

資料來源：Wind、韋伯咨詢

截至2023年6月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模70.2GW（包括抽水蓄能、熔融鹽儲熱、新型儲能），同比增長44%。抽水蓄能累計裝機占比繼2022年首次低于80%之后，再次下降近10個百分點，首次低于70%。

圖表14：截至2023年6月底中國已投運電力儲能項目累計裝機情況

資料來源：Wind、韋伯咨詢

2023年上半年，中國新型儲能繼續(xù)高速發(fā)展，新增投運規(guī)模8.0GW/16.7GWh，超過2022年新增規(guī)模水平（7.3GW/15.9GWh）。新增投運項目主要集中在6月份，單月投運規(guī)模達到3.95GW/8.31GWh，占上半年新增投運總規(guī)模的50%。下半年將繼續(xù)保持快速增長態(tài)勢，預(yù)計2023年全年新增裝機15-20GW。

西北地區(qū)是我國儲能項目部署的重要地區(qū)，將拉動新型儲能規(guī)?？焖僭鲩L。截至2023年6月底，陜西、甘肅、寧夏、青海和新疆西北五省區(qū)已投運新型儲能項目累計裝機5.00GW/11.25GWh，近7成裝機來自寧夏和新疆，二者的累計規(guī)模均超GW。五省區(qū)近5年復(fù)合增長率（2017-2022年）達109%。僅2023年上半年，五省區(qū)新增投運裝機就達到1.82GW/4.705GWh。

五、儲能應(yīng)用場景：新能源配儲及電網(wǎng)側(cè)獨立儲能為主

儲能行業(yè)應(yīng)用場景豐富，主要可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三類。電源側(cè)對儲能的需求場景類型較多，包括可再生能源并網(wǎng)、電力調(diào)峰、系統(tǒng)調(diào)頻等；電網(wǎng)側(cè)儲能主要發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、支撐新能源高比例外送以及替代輸配電工程投資等作用；用戶側(cè)儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提高供電可靠性等。

2022年，中國儲能應(yīng)用場景仍以新能源配儲及電網(wǎng)側(cè)獨立儲能為主。

（1）從新增裝機來看：2022年，各應(yīng)用場景新增裝機占比基本保持不變，電源側(cè)占比最高，為49.24%；其次是電網(wǎng)側(cè)，占比43.13%；用戶側(cè)占比最小，為7.63%。（2）從累計裝機來看：截至2022年底，國內(nèi)已投運的電化學(xué)儲能電站累計裝機主要分布在電源側(cè)，占比達48.4%；其次為電網(wǎng)側(cè)，占比達38.72%；用戶側(cè)，占比12.88%。

圖表15：2022年中國電化學(xué)儲能應(yīng)用場景分布情況

資料來源：Wind、韋伯咨詢

（3）從具體場景看：1）電源側(cè)：新能源配儲為主要應(yīng)用場景，占比超過80%，其他場景占比不到20%；2）電網(wǎng)側(cè)：獨立儲能應(yīng)用占比近90%，變電站和其他應(yīng)用場景約占10%；3）用戶側(cè)：工商業(yè)儲能應(yīng)用約占42%，其他場景約占一半的比重。

圖表16：截止2022年底中國電源側(cè)儲能應(yīng)用場景分布結(jié)構(gòu)

資料來源：Wind、韋伯咨詢

2022年，國內(nèi)儲能市場招標總?cè)萘砍?4GWh，其中：完成招投標的獨立儲能項目共計20.93GWh，占比48%；集采項目15.13GWh，占比34%。2022年，中國新能源配儲和集采項目招標合計占比高達82%。

2022年，內(nèi)蒙古、新疆、甘肅是可再生能源配儲的主要實施地區(qū)；寧夏、山東、湖南、湖北得益于儲能示范項目的推動則以獨立儲能為主，可再生能源配儲需求主要通過租賃儲能容量進行滿足。

2022年，國內(nèi)新能源配儲利用率低，利用系數(shù)僅為6.1%，低于電化學(xué)儲能項目平均等效系數(shù)12.2%，強制配儲仍為推動裝機增長的主要因素。此外，由于2022年鋰電池成本居高不下，以及儲能商業(yè)模式的不明朗，各省新能源強制配儲政策仍為2022年裝機主要驅(qū)動力。從各省要求上看，國內(nèi)主要省份強制配儲要求為新能源裝機規(guī)模的10-20%，連續(xù)充放電時長2-4h。

六、儲能鋰電池出貨量達130GWh，電力儲能電池出貨量占71%

2020年，儲能鋰電池出貨量達到16.2GWh，同比增長70.53%。2021年，國內(nèi)儲能電池出貨量48GWh，同比增長196%；其中電力儲能電池出貨量29GWh，同比2020年的6.6GWh增長4.39倍。強勁增長的背后主要受益于當(dāng)年海外儲能電站裝機規(guī)模暴漲以及國內(nèi)風(fēng)光強配儲能的管理政策。

2022年，儲能鋰電池出貨量延續(xù)了上一年強勁增長的勢頭，全年出貨量達到130GWh，同比增長170.8%。預(yù)計至2025年，中國儲能鋰電池出貨量將達到58GWh，市場規(guī)模超過550億元。其中，作為主要應(yīng)用領(lǐng)域的電力儲能鋰電池“十四五”累計出貨量將超過60GWh。

圖表17：2019-2025年中國儲能鋰電池出貨量預(yù)測及增長趨勢（GWh，%）

資料來源：Wind、韋伯咨詢

從儲能鋰電池應(yīng)用的細分領(lǐng)域來看：2022年，國內(nèi)電力儲能電池出貨量為92GWh，占比高達71%，是最主要的應(yīng)用領(lǐng)域；戶用儲能電池出貨量為25GWh，約占1/5的市場份額；通信儲能電池出貨量為9GWh，便攜式儲能電池出貨量為4GWh，兩者合計占10%的市場份額。

圖表18：2022年中國儲能鋰細分領(lǐng)域出貨量及市場份額（GWh，%）

資料來源：Wind、韋伯咨詢

從細分領(lǐng)域增長情況來看：2022年，電力儲能、戶用儲能、便攜式儲能電池出貨量攀升。其中戶用儲能出貨量增長最快，增速超3.5倍，電力儲能、便攜式儲能增速均超2倍。而通信儲能電池出貨量僅有9GWh，同比大幅下降25%。

圖表19：2022年中國儲能鋰細分領(lǐng)域出貨量及增長率（GWh，%）

資料來源：Wind、韋伯咨詢

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