电化学储能行业市场分析报告

电化学储能行业市场分析报告202X-XX-XXCONTENTS行业分析报告电化学储能行业定义技术验证阶段（2000-2010年）产业链产业链政治环境1政治环境2政治环境2经济环境社会环境1社会环境2行业驱动因素行业驱动因素行业现状行业现状行业现状行业现状行业热点行业制约因素行业问题行业发展建议竞争格局行业发展趋势行业发展趋势代表企业1代表企业201电化学储能行业定义电化学储能行业定义储能指电能的储存，是利用化学或物理的方法将电能储存起来并在需要时释放的相关技术及措施。依据储存方式，储能可分为机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学储能。其中，机械储能中的抽水蓄能是当前商业化应用最为成熟的储能方式，以锂电池、铅酸电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段，而其他储能方式如机械储能中的压缩空气储能、飞轮储能，电池储能中的超导储能、超级电容储能，化学储能等仍处于研发阶段，尚未得到产业化应用。电化学储能是利用化学电池将电能储存起来并在需要时释放的储能技术及措施。依据储存设备，电化学储能可分为锂电池、铅酸电池、铅碳电池、液流电池及钠硫电池储能，其中，锂电池和铅蓄电池（铅酸电池与铅炭电池的总称）是产业化应用最为广泛的电化学储能技术路线。02技术验证阶段（2000-2010年）技术验证阶段（2000-2010年）主要是开展基础研发和技术验证示范；示范应用阶段（2011-2015年）商业化初期（2016-2020年）产业规模化发展阶段（2021-2025年）示范应用阶段（2011-2015年）通过示范项目开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰，应用价值被广泛认可；商业化初期（2016-2020年）随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，储能装机规模快速增加、商业模式逐渐建立；产业规模化发展阶段（2021-2025年）储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善，形成较为完整的产业体系和一批有国际竞争力的市场主体，储能成为能源领域经济新增长点。03产业链产业链产业链上游产业链中游产业链下游产业链上游锂电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容、钠硫电池、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器产业链中游电化学储能系统、电化学储能电站、建筑施工04产业链产业链产业链上游产业链中游产业链下游产业链上游电化学储能系统关键零部件组成:电化学储能系统主要由电池（锂电池或其他电池）、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。电池是储能系统的最重要的构成部分，是存储及输送电能的关键部件。电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护和均衡监测，储能变流器（PCS）负责直流和交流的相互转换，能量管理系统（EMS）负责电力数据采集、网络监控、能量调度等。储能技术供应商:根据CNESA数据显示，2018年中国新增投运的电化学储能项目中，装机排名前五的储能技术提供商（提供储能技术本体、电池模组、电池管理系统等部件的企业）分别为南都电源、宁德时代、中天科技、力信能源和双登集团，皆是中国企业，表明国产储能技术、设备足以满足电化学储能项目需求。其中，南都电源储能技术应用装机规模接近宁德时代的5倍。储能变流器供应商:根据CNESA数据显示，2018年中国新增投运的电化学储能项目中，装机排名前五的储能变流器提供商分别为科华恒盛、许继、昆兰新能源、科陆电子和阳光电源，除昆兰新能源外，皆是中国本土企业。其中，科华恒盛供应的储能变流器装机规模超过120MW，许继、昆兰新能源及科陆电子供应的储能变流器装机规模超过80MW，阳光电源供应的储能变流器装机规模接近80MW。产业链中游电化学储能产业链中游主体向上游购买关键零部件研发生产储能集成系统，并投资运营储能电站，向下游提供储能服务。电化学储能系统集成商从上游零部件设备制造商购买或自行生产关键零部件设备，研发制造电化学储能系统，并向储能电站供应储能系统。同时，大中型储能系统集成商普遍参与投资运营电化学储能电站，如南都电源、科陆电子等；储能电站直接面向下游客户，提供储能服务。除储能系统集成商外，储能电站投资方包括专业能源企业、产业基金，代表企业包括五大电力集团、中信产业基金等，储能电站运营方包括专业能源服务公司、发电厂、工商业用户等，运营服务商直接面向下游提供服务。储能电站投资主体与运营主体存在一定程度重合，如南都电源既是电化学储能系统集成商，亦是储能电站投资运营商；建筑服务商主导储能电站工程建设，代表企业如中国建筑、中国电建等企业。电化学储能参与发电侧、电网侧、用电侧储能市场。在发电侧火储联合调频市场中，电化学储能服务商以合同能源管理方式参与辅助服务市场。运营商负责电化学储能项目投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益进行分成。在电网侧储能市场中，电化学储能商业模式包括3种:①经营租赁模式，储能项目由第三方投资建设，电网企业租赁运营；②合同能源管理+购售电模式，储能系统厂家投资建设储能电站，与能源服务公司签订合同，按约定比例进行收益分成；③直接交易模式，储能厂家与电网企业直接结算，获得储能调峰、调频等辅助服务收益。在用户侧储能市场中，电化学储能商业模式主要是峰谷差价套利，电化学储能系统通过峰谷用电差价为用户节约电费，并按比例分享一定收益。产业链下游电力产业链的“发、输、配、用”环节根据参与主体不同，可分为发电侧、电网侧与用电侧，电化学储能在发电侧、电网侧与用电侧均发挥重要作用。（2）不同应用场景下电化学储能作用:①发电侧储能。电化学储能在发电侧的应用主要是火储联合调频以及与集中式新能源发电配套。电化学储能响应速度快（几十至几百毫秒）、调节精度高，能有效弥补火电机组系统惯性大、启停困难造成的调节延迟、调节偏差和AGC补偿效果差等调频问题。电化学储能与集中式新能源发电配套可有效缓解电力消纳问题及电力输出不稳定问题。②电网侧储能。电网侧储能指电化学储能系统维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务，包括电力调峰、调频、调压、AGC、备用和黑启动等。此外，电化学储能可增加电网负荷，节约新建电网投资或延缓配网扩容。③用电侧储能。电力用户通过电化学储能系统在电价较低的谷期存储电能，在高峰放电使用，实现削峰填谷，降低电力成本。此外，电化学储能系统可平衡分布式能源电力输出，为新能源汽车充电。05政治环境1政治环境1《国民经济和社会发展“第十三个”五年规划纲要》《关于推进电能替代的指导意见》《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《国民经济和社会发展“第十三个”五年规划纲要》将储能与分布式能源作为战略性新兴产业重点《关于推进电能替代的指导意见》广面向电力负荷移峰填谷、可再生能源并网、电动汽车应用的储能技术《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确储能行业发展的两个阶段，“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变；明确储能发展的重点任务:加强储能技术装备研发、储能提升可再生能源利用水平、储能提升电力系统灵活性稳；定性、储能提升用能智能化水平、储能多元化应用支撑能源互联网应用等方面探索；强调储能的市场化发展，探索建立储能规模化发展的市场机制和价格机制；强调储能的发展与电力体制改革、能源互联网产业发展相结合06政治环境2政治环境2《输配电定价成本监审办法》《关于推进电力源网荷储━体化和多能互补发展的指导意见》《输配电定价成本监审办法》抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本《关于推进电力源网荷储━体化和多能互补发展的指导意见》合理配置储能，积极实帷存量“风光水火储―体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储)一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火(储）一体化”。07政治环境2政治环境2《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿)》《关于加快推动新型储能发展的指导意见〔征求意见稿）》《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿)》障性并网项目之外的项目采用市场化并网机制，目方需要通过市场化方式落实并网条件，包括电匕学储能等灵活调节能力等。《关于加快推动新型储能发展的指导意见〔征求意见稿）》坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用。08经济环境经济环境从2017-2022年以来，我国国内生产总值呈现上涨的趋势，同比增速处于持续正增长的态势，其中2021年国内生产总值为1143670亿元，同比2020年增长了184%。2022年1-9月我国国内生产总值为870269亿元，同比增长了6.2%。在疫情得到有效控制的情形下，我国经济开始逐渐复苏，之前受疫情影响而停滞的各个行业，也开始恢复运行，常态化增长趋势基本形成，未来中国电化学储能行业的发展必然有很大的上升空间。09社会环境1社会环境1010201抽水蓄能作为当前最广泛运用的储能方式，仅适合大规模月周期储能需求，难以适应日周期储能需求，且受制于地理环境，无法在非水区域建设运行。而电化学储能响应时间快，适应风电及光伏发电一天之内多次出现波动的情况，满足日周期储能需求，可为新能源接入电网提供一定程度缓冲，起到平抑波动、削峰填谷和能量调度的作用，且电化学储能不受地形限制，应用范围广。02风电、光伏发电等新能源发电装机的快速增长带来严重的电力消纳问题。2018年中国风电装机容量与光伏发电装机容量分别为18,426万kW和17,463万kW，同比增长16%和31%，风电及光伏发电总装机已达到中国电力总装机的18.9%。而由于风电、光伏发电普遍集中于“三北”地区、能源供需逆向分布、电力输送管网配套建设滞后等问题，造成新能源电力消纳难。010社会环境2社会环境2当前，政策和市场环境是促进我国储能产业发展的关键。在进入“十四五”发展的新阶段，储能在未来我国能源体系建设中的关键地位越发突显。面对储能商业化和规模化发展的需求，相关部门和机构一直在努力协同产业各方参与者，积极引导储能政策和市场环境的改善。随着风光、新能源汽车行业全面市场化，储能作为配套产业，有望得到更好的实质性支持，或迎来新的政策窗口期。011行业驱动因素行业驱动因素1行业政策支持1锂电池成本持续下降1行业政策支持1中国政府及相关主管部门发布多项政策，规范指导电化学储能行业发展。电化学储能作为储能行业内的一个细分种类，中国政府并没有专门出台关于电化学储能的相关政策，而是从储能行业整体出发制定相关政策，指导行业有序发展。2016年3月，《国民经济和社会发展“第十三个”五年规划纲要》首次提出将储能行业作为战略性新兴产业重点发展，此后，《关于推进电能替代的指导意见》、《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》等文件有序规划包括电化学储能在内的行业发展路径、发展方向与重点任务。《输配电定价成本监审办法》、《国家电网有限公司关于进一步严格控制电网投资的通知》等文件则对现行电化学储能的商业模式进行了规范调整。1锂电池成本持续下降1锂电池因循环寿命长、环保成本低、能量密度高、产业化成熟等原因成为电化学储能最优技术路线。截至2018年底，在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为758.8MW，占比达70.7%。根据彭博新能源财经数据显示，2010-2019年，全球锂电池Pack平均价格由1,183美元/kWh降低至156美元/kWh，下降幅度高达86.8%，其中，中国市场锂电池Pack平均价格已低至147美元/kWh，为全球最低。锂电池价格的大幅下降为电化学储能项目推广提供成本空间。012行业驱动因素行业驱动因素新能源发电蓬勃发展储能系统成本不断下降推动行业发展新能源发电蓬勃发展中国新能源发电的大规模发展带来电力消纳问题及电网稳定性问题，而电化学储能系统可有效的消纳电力和平滑电网波动，因此，高质量发展的新能源发电将为电化学储能行业提供有力支撑。储能系统成本不断下降推动行业发展据彭博新能源财经，2018年电化学储能系统成本为364美元/kWh，2030年储能系统成本有望降至165美元/kWh。考虑到电池循环寿命的提升，储能的度电成本幅度下降更快。据宁德时代计算，到2020年中国电化学储能的度电成本（LCOE）有望降至0.25元/kWh以下，电化学储能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。013行业现状行业现状特别是随着“30-60碳达峰-碳中和”战略的提出，由火电为代表的不可再生能源将逐步被风、光、水电为代表的可再生能源替代，可再生能源将成为能源主力。光伏风电等可再生能源由于与用电负荷并不匹配，需要大量的储能承担削峰填谷的作用。另外，“30-60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，这就给储能发展带来了新机遇。014行业现状行业现状中国电化学储能装机大增全球电化学储能装机突破10GW中国电化学储能装机大增电化学储能是利用化学电池将电能储存起来并在需要时释放的储能技术及措施。在中国新能源发电规模大幅增长、锂电池成本持续下降推动下，中国电化学储能装机规模一直保持高速增长的趋势。截至2020年底，电化学储能累计装机规模为3269．2MW，同比增长91．2％。未来五年，随着分布式光伏、分散式风电等分布式能源的大规模推广，电化学储能行业将面临更广阔的市场机遇。全球电化学储能装机突破10GW电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。所以目前全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。截至2020年底，电化学储能的累计装机规模达到14．2GW，同比增长49．6％。其中，锂离子电池的累计装机规模最大，达到了13．1GW，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。2020年，新冠疫情席卷全球，储能行业虽也遭受严重影响，但经历上半年的低迷之后，市场逐渐回暖，新增投运储能项目，特别是电化学储能项目的装机规模逆势而长。其中，中国、美国和欧洲占据了全球电化学储能市场的主导地位，三者合计占全球电化学新增投运总规模的86％。015行业现状行业现状电化学储能在发电侧可与火电联合调频，弥补火电调频响应速度慢的劣势，与风电、光伏等新能源发电配套，缓解新能源电力上网消纳难与稳定性差问题，在电网侧可提供调峰、调频、AGC、黑启动等辅助服务，保障电网安全，在用电侧可发挥削峰填谷作用，节省电力成本。电化学储能在电力产业链的广泛作用逐步得到市场认可，吸引专业储能运营商、电池企业等主体进入该行业发展。在中国新能源发电规模大幅增长、锂电池成本持续下降推动下，2014-2018年，中国电化学储能行业市场规模（按装机容量计）由134MW增长到1,077MW，年均复合增长率达到69.0%。未来五年，随着分布式光伏、分散式风电等分布式能源的大规模推广，电化学储能行业将面临更广阔的市场机遇，在电化学储能产业链日益完善助力下，中国电化学储能行业市场规模将在2023年达到11,305.6MW，实现持续高速发展。016行业现状行业现状根据CNESA数据，截至2018年底，全球累计已投运储能项目180GW，同比增长2%，其中电化学储能累计装机6.6GW，同比增长126.4%。电化学储能占全部储能累计装机的7%，是抽水蓄能以外累计装机规模最大的技术路线。在电化学储能项目中，锂电池储能累计装机5.7GW，占电化学储能累计装机规模的86.3%，其次则是钠硫电池与铅蓄电池，装机规模占比分别是6.0%和5.9%。根据CNESA数据，截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模33GW，占全球市场总规模的17.3%。中国抽水蓄能累计装机规模为30.0GW,在储能项目总装机中占比为95.8%，电化学储能在全部储能项目装机容量中占比为4%，是抽水蓄能以外累计装机规模最大的技术路线。2018年，中国电化学储能装机规模达1,077MW，同比增长175.2%，呈现快速发展趋势。在电化学储能项目中，锂电池储能装机占比70.7%，其次则是铅蓄电池，占比为27.7%。中国电化学储能装机中锂电池装机比例低于全球平均水平，锂电池储能需进一步推广017行业热点行业热点热点一电化学储能应用领域广泛热点二科研服务市场持续增长热点三行业产品质量整体提高热点一电化学储能应用领域广泛热点二科研服务市场持续增长电化学储能行业具有市场空间广阔、销售范围广、用户分散、单批数量少、销售单价高等特点。热点三行业产品质量整体提高电化学储能行业技术提升，多元化科研服务平台持续扩张，促进高价值服务企业品牌形成。行业产品化发展，集研发、生产、销售于一体的综合性科研服务企业逐渐增多。018行业制约因素行业制约因素技术经济性约束政策标准及技术规范发展滞后缺乏完善的应用电价体系和补偿机制技术经济性约束虽然电池储能电站在响应速度、双向调节、精准控制等方面具有其他电源所不具备的多重优势，但是其发电装机容量相对火电、水电等传统电源甚至风光等可再生能源而言仍然偏小。与同为储能的抽水蓄能电站相比，电池储能的整体技术经济性能要明显偏低，不同类型电池储能的度电成本是抽水蓄能电站的3-6倍，因此难以像抽水蓄能电站一样共同参与电力市场化交易。此外，虽然近年来电池储能的度电成本呈现逐年下降趋势，但是根据专家测算结果显示，电化学储能目前的度电成本大致在0.6-0.9元/千瓦时，距离规模应用的目标成本0.3-0.4元/千瓦时还有相当的差距。政策标准及技术规范发展滞后锂电池储能产业还处于孕育期，政策仍将是驱动市场发展的主要动力。目前我国在该领域的相关战略和政策研究不充分，缺乏有效的引导政策和激励措施，不利于锂电池储能产业的进一步做大做强。国内外新型储能方面的标准尚处于探索阶段，标准数量很少，标准体系的建立刚刚起步。各个国家都在积极制定储能标准，我国也应加快储能标准的制定工作，紧跟国际标准的步伐，在国际标准中争取更多话语权，争取将我国的技术、示范项目技术成果纳入国际标准中，避免出现标准滞后于市场的现象。缺乏完善的应用电价体系和补偿机制当前国内电价机制议价能力较弱，尚未完全市场化，市场盈利空间不足，因而业内企业研发动力相对较弱，调频调峰项目经济性较差。目前，政府主管部门均针对火电、水电、核电及其他可再生能源发电制定了相适应的上网电价政策，但是由于电池储能单位装机容量成本相对其他电源类型要高，且具有多种功能与技术路线等特点，政府主管部门为每种功能和技术单独制定储能上网电价政策显然是不现实的，而且也不符合我国电力体制改革的大方向。019行业问题行业问题质量参差不齐行业监管难度大高端产品发展落后质量参差不齐电化学储能行业缺乏完备的质量控制和质量保证体系，生产商缺乏统一的生产标准，行业内产品质量良莠不齐，导致产品的可靠性难以保证，丧失产品市场竞争力。行业监管难度大高端产品发展落后020行业发展建议行业发展建议2提升产品质量2全面增值服务2多元化融资渠道2提升产品质量2（1）政府方面：政府应当制定行业生产标准，规范电化学储能行业生产流程，并成立相关部门，对科研用电化学储能行业的研发、生产、销售等各个环节进行监督，形成统一的监督管理体系，完善试剂流通环节的基础设施建设，重点加强冷链运输环节的基础设施升级，保证电化学储能行业产品的质量，促进行业长期稳定的发展；（2）生产企业方面：电化学储能行业生产企业应严格遵守行业生产规范，保证产品质量的稳定性。目前市场上已有多个本土电化学储能行业企业加强生产质量的把控，对标优质、高端的进口产品，并凭借价格优势逐步替代进口。此外，电化学储能行业企业紧跟行业研发潮流，加大创新研发力度，不断推出新产品，进一步扩大市场占有率，也是未来行业发展的重要趋势。2全面增值服务2单一的资金提供方角色仅能为电化学储能行业企业提供“净利差”的盈利模式，电化学储能行业同质化竞争日趋严重，利润空间不断被压缩，企业业务收入因此受影响，商业模式亟待转型除传统的电化学储能行业需求外，设备管理、服务解决方案、贷款解决方案、结构化融资方案、专业咨询服务等方面多方位综合性的增值服务需求也逐步增强。中国本土电化学储能行业龙头企业开始在定制型服务领域发力，巩固行业地位2多元化融资渠道2可持续公司债等创新产品，扩大非公开定向债务融资工具（PPN）、公司债等额度获取，形成了公司债、PPN、中期票据、短融、超短融资等多产品、多市场交替发行的新局面；企业获取各业态银行如国有银行、政策性银行、外资银行以及其他中资行的授信额度，确保了银行贷款资金来源的稳定性。电化学储能行业企业在保证间接融资渠道通畅的同时，能够综合运用发债和资产证券化等方式促进自身融资渠道的多元化，降低对单一产品和市场的依赖程度，实现融资地域的分散化，从而降低资金成本，提升企业负债端的市场竞争力。以远东宏信为例，公司依据自身战略发展需求，坚持“资源全球化”战略，结合实时国内外金融环境，有效调整公司直接融资和间接融资的分布结构，在融资成本方面与同业相比优势突出。021竞争格局竞争格局竞争格局1竞争格局2竞争格局1截至2018年底，全球电化学储能累计装机规模为6,625.4MW，同比增长126.4%。受益于中国电池行业的快速发展，中国锂电池价格为全球最低，同时，在新能源发电蓬勃发展驱动下，中国电化学储能行业得以迅速发展，在全球竞争格局中居于前列。2018年，中国电化学储能累计装机规模为1,077MW，约占比16.2%，在全球范围内仅次于韩国。竞争格局2电化学储能行业参与者包括储能系统集成商与储能电站投资运营商，其中，储能电站投资运营商参与主体包括能源服务公司、各地电厂、产业投资基金，以及延伸电站业务的储能系统集成商，各地项目均有不同主体参与。因此，中国电化学储能电站投资运营方面没有形成明显的竞争格局体系，而电化学储能系统集成专业性强、技术壁垒高，已形成明显竞争格局体系。中国电化学储能系统集成行业呈现典型的梯队差异。根据CNESA针对2018年中国新增投运电化学储能项目调研结果，本文将电化学储能行业内企业分成三个梯次:（1）行业第一梯次是装机规模超过30MW的企业。该类企业可提供全套或部分电化学储能系统产品及技术支持，企业技术实力强劲，品控要求高，产品质量稳定，业务范围遍及全国。代表企业如南都电源、科陆电子、中天科技等；（2）行业第二梯次是装机规模超过1MW的企业。该类企业技术成熟、市场稳定，但受限于业务渠道或前沿技术研发，电化学储能装机规模不到30MW。代表企业如海波思创、阳光电源、睿能世纪等；（3）行业第三梯次是中国其他企业。起步发展晚，技术落后，产品稳定性较差，装机规模不足1MW。022行业发展趋势行业发展趋势发展分布式储能拓展海外市场与建设储能产业园发展分布式储能分布式能源是能源发展的重要组成部分，具有清洁高效、贴近用户侧、定制化程度高的特点，适应中国能源结构转型，以及多层次、多结构的能源消费需求。中国政府出台一系列政策鼓励发展分布式能源，当前大批分布式光伏、分散式风电、天然气分布式能源项目正在建设。在分布式能源系统引入储能设备，有效实现需求侧管理，减小负荷峰谷差，降低供电成本，将对传统的能源消费方式等方面带来革命性变化。快速发展的分布式能源将为分布式储能提供广阔的应用场景。拓展海外市场与建设储能产业园随着锂电池成本的不断下降，储能项目建设成本随之下降，在美国、澳大利亚等国“风光储”项目补贴支持下，部分海外市场的“风光储”项目已具