杏彩体育app下载:储能“大时代”：全球储能现状、国内外市场分析、未来

　　新型电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，多时间尺度储能技术的规模化应用，推动推动解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题。

　　储能，是新型电力系统的重要组成部分，碳中和的核心也是储能。尽管储能赛道尚未挖掘出足够多的“宝藏”，却拥有近万亿市场规模的潜力和确定性，储能赛道正在成为了资本必争之地，开启储能大时代。

　　全球储能：总规模快速增长，抽蓄为主、电化学异军突起，中美欧合计增量超八成全球储能总规模持续高增。

　　自2019年开始，全球储能累计规模增速实现持续增长。据CNESA预测，截至2021年底，全球储能累计装机规模达到209.4GW、同比+9.6%，当年新增18.3GW、同比+181.5%。

　　抽水蓄能仍为主流，电化学储能占比逐年上升、未来几年将贡献全球储能主要增量。根据CNESA统计，截至2021年底，全球抽水蓄能装机总规模达180.5GW，占总规模比例达86.2%。

　　电化学储能累计装机从2017年3.0GW/占比1.796增长至2021 年24.5GW/占比11.7%，CAGR +69.3%。2021年新型储能新增装机10.4GW、同比+119.6%、占总新增装机量约5796，其中电化学占比达到5596、成为全球储能新增装机的主要动力。据BNEF预测，至2025年全球电化学装机规模有望达到148GW，电化学储能规模占比达到四成左右。

　　中美欧为全球新型储能主要市场。2021年中美欧新型储能新增装机分别为2.5/3.5/2.3GW、占比分别为2496/3496/22%，合计占比在80%左右。预计未来中美欧仍然持续把持全球新型储能装机主要增量。

　　全球储能预测：2022新增装机超20GW，2025年累计规模达233GW 根据测算，全球2022年新增电化学储能装机容量约21.5GW/50GWh、同比+113.696/+108.996，其中装机增量主要由中美欧三大经济体贡献，三大经济体新增装机分别为6.1/6.0/5.1GW、分别同比+175.596/+71.496/+70.096，合计新增17.2GW、约占全球总装机量8成。

　　2023年储能装机有望迎来进一步提升。根据测算，2023年全球新增电化学储能装机预计将达到约46GW、同比+112.196保持高增长，中美欧新 增 装 机 分 别 为 13.8/16.6/7.0GW 、分 别 同 比＋119.796/+168.0%/+37.3%。随着新能源装机配储需求提升，至2025 年全球电化学储能累计规模有望达到233GW，年新增装机约77GW，2021~2025 CAGR+52.5%。

　　全球储能市场正处于高速增长阶段，电化学储能占比逐年上升，将成为未来的主要增量贡献者。中美欧三大经济体是全球新型储能的主要市场，2021年新增装机量分别为2.5/3.5/2.3GW，占比约80%。预计中美欧仍将持续把持全球新型储能装机主要增量。至2025年，全球电化学储能装机规模有望达到148GW，占比约40%；电化学储能累计规模预计将达到233GW，年新增装机量约77GW，2021~2025CAGR预计为52.5%。

　　美国市场凭借IRA法案的储能补贴政策，储能成为独立补贴主体并享有10年的投资税收抵免比例。表前大储是当前的主要趋势，预计到2023年，电化学储能装机容量将达到16.6GW，同比增长168.0%；至2025年，电化学储能累计装机容量预计将超过75GW，CAGR预计为88.4%。

　　欧洲市场欧盟规划2030年风光规模约1100GW，供需两端推进储能发展。REPowerEU和减碳55等政策的颁布将推动电池储能技术研究并提供资金支持。表后市场是当前的主要趋势，但随着新能源装机的提升，未来表前市场有望成为发展核心动力。预计到2023年，欧洲电化学储能装机容量将达到7.0GW，同比增长37.3%；至2025年，电化学储能累计装机容量预计将接近40GW，CAGR预计为53.7%。

　　中国储能市场规模增速高于全球，预计到2025年底，电化学储能累计装机规模将达到70GW，CAGR为88.9%。新型储能的占比正在持续上升，其中电化学储能占比近90%。在电源侧新能源配储政策的推动下，中国储能市场将迎来快速发展的机遇，十四五规划期间建设超过50GW的新型储能容量，预计到2025年底，全国新型储能装机规模将达到53GW，其中电源侧新能源配储将成为主要推力。

　　2023年1月峰谷价差超过1元/度的地区有10个省市。随着未来峰谷价差的持续拉大，用户侧储能经济型将得到显著提升。发电侧上网电价浮动比例提升，大储装机阻力有望缓解。目前国内上网电价按照基准价+上下浮动模式运行，随着上下浮动比例扩大至20%，上网电价有望进一步提高。

　　目前，全球新能源装机占比已超过20%，预计到2027年，这一数字有望超过37%。新能源占比的不断提高将持续对电力系统稳定运行带来风险，因此表前储能装机已经成为当前最佳的平滑电力系统波动方案。国内多地政策也提出了新建电站的强制配储要求，新能源装机配储比例将有较大提升空间，储能经济性期待改善。

　　储能产业的商业模式正逐渐清晰，独立储能成为未来大型储能项目的主要发展方向。当前，独立储能的盈利模式主要有现货套利、辅助服务、容量补偿和容量租赁四个方面。随着国家及地方政策的落地，独立储能项目中标容量逐年增加，预计未来独立储能项目在市场份额上将占据更大的比例。

　　用电侧峰谷价差拉大，用户侧储能经济性将得到显著提升。近期《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求各省完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差。发电侧的上网电价正在逐渐放开和市场化，大储装机阻力有望缓解。同时，若锂价进一步回调，发电侧储能将逐渐实现盈亏平衡。

　　储能产业链整体围绕电池（PACK）开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）四大部分以及其他设备和系统集成，主要应用在发电侧、电网侧、用户侧和微电网四大领域，其中发电侧受益于新能源产业发展带动，是推动储能市场的主要动力。

　　随着中美欧等地风光电力装机量的不断增加，以及各国政策支持，储能电芯也有望迅速放量。目前，国内电化学储能电芯以磷酸铁锂路线为主，而海外则主要采用磷酸铁锂与三元材料的组合，其中国产电芯占据全球储能市场的约90%份额，拥有绝对的市场垄断地位。

　　根据高工锂电的预测，到2022年，中国的储能电芯产量将达到约120GWh，同比增长150%；到2025年，储能电芯产量将达到390GWh，年均复合增长率高达68.8%。

　　PCS（储能变流器）是一种连接蓄电池组和电网（或负荷）之间，实现电能双向转换的装置。它可以控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电，适配多种直流储能单元，如超级电容器组、蓄电池组、飞轮电池等。

　　随着储能市场的不断扩大，大功率PCS需求呈现快速增长，但技术壁垒较高。PCS作为储能系统的核心部件，占据储能系统成本比例约20%。其中，IGBT作为PCS的核心部件，主要负责整流和逆变，IGBT国产率仅在25%左右，目前小功率PSC可以实现IGBT芯片国产化，大功率PCS仍需要进口IBGT模块，具有稳定IGBT货源的厂商将更具备一定的优势。

　　作为储能产业链的中游环节，系统集成商上承设备提供商，下接储能系统业主，已经成为储能行业的必争之地。

　　其中高压级联方式能有效提高储能系统效率和寿命。优势在于不需要变压器，可以有效节约设备成本及占地空间,同时变压器的省略可以避免变压环节带来的效率损失，提升转换效率。此外，各单元具备主动调节的能力，单一单元出现问题时只需要对问题节点进行处理,不影响其他单元正常运行，能够有效减少维修成本。

　　储能温控和消防环节是保障储能系统安全运行的重要环节。技术路线可以分为风冷、液冷、相变冷却和液管冷却，液冷相比风冷有更高的换热效率，更低的运行能耗，更小的热失控风险。

　　储能温控市场处于早期阶段，均以跨界玩家为主，标准不统一、集中度较低。储能温控价值量占总量的3%~5%，其中风冷、液冷凭借性价比优势率先产业化。目前市场以风冷为主，液冷成本较高，但在均匀性、体积和能耗方面的优势明显，渗透率有望由21年的12%提升至2025年45%。液冷/风冷温控系统成本别约为0.9/0.3亿元/GWh，预计至2025年，市场空间有望达到160亿元。

　　储能消防主要包括火灾预警、火灾控制、火灾扑救等方面，需要结合电池特性和场地条件选择合适的消防设备和方案。储能消防行业标准提升后，需求明显提升。根据《电化学储能电站安全规程》要求，储能电站电池室/舱应配置自动灭火系。