2022储能设备行业分析报告

储能设备行业分析报告2022年5月16日目录一、储能是新能源发展不可或缺的要素全球新能源发电占比提升新能源对于电网灵活性的要求提升储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素二、电化学储能在众多方案中脱颖而出三、电化学储能大时代来临四、电化学储能空间测算五、电化学储能非电芯重点环节梳理六、电化学储能非电芯重点公司梳理七、风险提示图表：全球各类能源发电总量全球大力发展新能源，新能源发电占比提升新能源为全球发电量增长贡献主要力量。从总量来看，2020年全球发电总量超2.5万TWh,其中化石燃料（火电）仍是主要发电能源，发电量占比超70%；而新能源发电总量占比上升明显，2020年占比超25%。从增量上来看，2011年全球新能源在新增电力装机量的占比首次超过传统能源，2020年占比达到83%，预计未来仍将主导新增装机市场。图表：全球各类能源发电增量占比1.1

全球新能源发电占比提升图表：2011～2020年我国各类发电方式新增装机情况我国新能源发电装机量增长迅猛，占比逐年提升。我国2020年新能源发电站新增装机量为119.87GW，同比+129.46%，2010-2020年复合增长率为24.0%；2020年新能源发电站新增装机量占比62.89%，同比+10.65%。在碳中和的政策下，我国光伏、风电装机量仍将会维持高速增长。

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020火电 水电 核电 新能源发电100%

90%

80%70%

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30%20%10%0%402008060140

1201002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020火电 水电 核电 新能源发电万千瓦1.1

全球新能源发电占比提升图表：风电、光电发力与用电负荷曲线对比新能源发电出力不稳定，且与用电高峰存在错位新能源发电出力与用电高峰存在错位，且不稳定。首先，从用电规律来看，早晨10点和晚上8点分别是两个高峰。但是风电、光电发电站分别在凌晨、中午出力较大，其出力时段分布与用电负荷存在较大差异。其次，季节、天气也会造成新能源发电出力的波动和不稳定性，需要其他电力措施来辅助提升电网的稳定性。新能源发电的进一步发展需要电网的灵活性提升。当新能源发力不稳定因素造成系统电力供应大于需求时，会导致新能源发电被弃，造成资源浪费；当发力不稳定因素造成系统电力供应小于需求时，会导致负荷削减、电力短缺。所以当新能源出力与电力负荷不匹配时需要灵活性调节资源作为媒介进行调控，以此提高电力系统向上调节以及向下调节的能力，使电力系统达到供需动态平衡。而2020年我国传统灵活性调节资源（如燃气）的装机量占比仅为4.46%，且新能源资源丰富的地区往往传统灵活性调节资源较匮乏。未来随着新能源发电占比的提升，新能源发力不稳定的问题日益突出，电力系统调节能力不足亟需解决，我国对于灵活性调节资源的需求量将进一步增加。图表：美国加州新能源占比提升后，电力错峰更加明显1.2

新能源对于电网灵活性的要求提升1.3

储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素图表：源网荷储一体化成为电网发展方向国家大力引导储能发展储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素。2021年02月25日，国家发改委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确了源网荷储一体化实施路径，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统。一体化发展源网荷储储能正成为新型电力系统不可或缺的第四要素国家大力引导储能发展从政策端来看，近年来国家对储能行业给予高度重视，并积极引导、支持其发展，相继出台有关利好政策。国家层面：2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》。该方案提出的目标是：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。地方层面：2021年各省份相继出台新能源电站配储政策，配储比例在5%至20%不等，其中江苏、安徽等十个省份要求新能源电站强制配储。2005年《可再生能源产业发展指导目录》出台，政府首次对储能产业进行产业布局2011年《国家能源科技“十二五”规划（2011-2015）》中涵盖煤电 油气新能源领域；通过“四位一体”保障规划落地2010年《可再生能源法修正案》中首次把储能发展写入法案2014年《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，利用储能解决并网消纳问题，推动电力体制改革2017年我国首个储能技术及应用发展指导性文件《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布2018年《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》（试行）正式发布，我国首个储能补贴机制出台2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》正式发布，明确2021年3000万KW储能发展目标，实现储能跨越式发展。图表：近年来国家出台的储能行业政策图表：2021年各省份配储政策2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》政策出台，我国新型储能产业将迎来一轮大发展1.3

储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素目录一、储能是新能源发展不可或缺的要素二、电化学储能在众多方案中脱颖而出电化学储能将脱颖而出电化学储能三大应用场景模式创新和降本增强电化学储能经济性三、电化学储能大时代来临四、电化学储能空间测算五、电化学储能非电芯重点环节梳理六、电化学储能非电芯重点公司梳理七、风险提示2.1

电化学储能将脱颖而出图表：储能技术路线汇总储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能目前储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能。其中机械储能中的抽水蓄能由于技术最为成熟，目前是储能市场上应用最广、占比最高的技术，但是抽水蓄能对于地理条件的依赖度高。电化学储能是目前市场上关注度最高的储能技术，主要分为锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池四种储能电池类型。其中锂离子电池技术较为成熟，已进入规模化阶段量产阶段，是目前发展最快、占比最高的电化学储能技术。储能类型典型额定功率额定容量特点发展应用情况总结机械储能抽水蓄能100~2000MW4~10h优点：规模大，技术成熟缺点：响应慢，有地理限制负荷调节、调频和系统备用、电网稳定控制技术成熟，目前在大规模建设压缩空气储能MW~300MW1~20h优点：规模大，技术成熟缺点：响应慢，有地理限制调峰、系统备用、电网稳定控制处于实验室阶段，不适宜产业投资飞轮储能kW~30MW15s~30min优点：功率较大缺点：成本高，噪音大暂态/动态控制、调频、调压，作为UPS和调整电能质量处于实验室阶段，不适宜产业投资电磁储能超导电磁储能kW~1MW2s~5min优点：响应快，比功率高缺点：成本高，维护困难暂态/动态控制，作为UPS和调整电能质量处于实验室阶段，不适宜产业投资超级电容储能kW~1MW1~30s优点：响应快，比功率高缺点：成本高，储能低作为UPS和调整电能质量超级电容器电池技术较为成熟，但储能技术应用场景尚不明确，仍处应用论证阶段电化学储能锂电池kW~100MW数小时优点：综合性价比较高，技术相对成熟缺点：存在安全隐患暂态/动态控制、调频、调压，作为UPS和调整电能质量发展最快的储能技术，技术较为成熟，进入规模化阶段铅酸电池kW~50MW1min~3h优点：技术成熟，成本较低缺点：寿命短，存在环保问题电站备用、黑启动、UPS和能量平衡液流电池kW~100MW1~20h优点：电池循环次数长，可深充深放缺点：储能密度低调峰、作为UPS和调整电能质量发展很快，随着技术不断成熟，成本降低有一定的市场空间钠硫电池kW~100MW数小时优点：比能量较高缺点：成本高，存在安全问题调峰、作为UPS和调整电能质量发展很快，随着技术不断成熟，成本降低有一定的市场空间其他储能化学储能数天至月优点：比能量大缺点：效率低制氢、合成天然气处于实验室阶段，不适宜产业投资热储能-优点：转换效率高，安全性高缺点：成本高，可靠性低储热、储冷新型储热材料经济性差，目前不适宜投资2.1

电化学储能将脱颖而出图表：2020年各储能技术路线对比电化学储能最匹配新型电网需求相较于抽水蓄能存在地理限制、初始投资高、周期长等缺点，以锂电池为主的电化学储能具有灵活、快速等特点，成为新型储能的重要组成部分。分钟级秒级储氢与燃料电池小时级热备用及响应服务 输电与配电系统 大规模功率输出100MW1GW1kW

10kW

100kW 1MW10MW超导磁储能镍氢电池飞轮储能高功率超级电容镍铬电池超级电容钠硫电池锂离子电池铅酸电池压缩空气储能抽水蓄能液态空气储能主要储能形式储氢相关机械储能电化学储能电储能热储能放电时间主要储能在功率、时间维度分布及应用图相较于抽水蓄能存在地理限制、初始投资高、周期长等缺点，以锂电池为主的电化学储能具有灵活、快速等特点，成为新型储能的重要组成部分。抽水蓄能92.6%熔融盐储热

压缩空气储能飞轮储能1.7% 0.2% 0.2%锂离子电池88.8%铅蓄电池钠4硫.5电%池5.4%液流电池0.9%超级电容0.1%其他电化学0.3%电化学储能5.2%2.1

电化学储能将脱颖而出图表：电化学储能技术路线对比截止至2021年，在各类电化学储能电池中，锂离子电池占比89.7%。由于锂离子电池的能量密度较高，循环寿命长，效率高，响应速度快，所以是目前储能应用中最主要的技术路线。尤其磷酸铁锂广泛应用，占据市场主导地位电化学储能技术路线对比电池类型铅酸电池锂离子电池（磷酸铁锂）锂离子电池（三元锂）钠离子电池液流电池钠硫电池全钒液流电池锌溴液流电池功率上限十兆瓦级兆瓦级兆瓦级兆瓦级百兆瓦级百兆瓦级能量密度(Wh/kg)30-60130-200180-250100-18015-5075-85100-250循环寿命（次）500-30002500-50001500-35002000-3500>160002500-50002000-4500充放电效率（%）80-90%90-95%90-95%90-95%65-80%65-80%>90%储能系统效率（%)75-85%85-90%85-90%85-90%60-70%60-70%>80%自放电(%/月）2~50~10~10~1无自放电无自放电-工作温度充电：0-45℃放电：-20-55℃充电：0-45℃放电：-20-55℃充电：0-45℃放电：-30-55℃充电：0-45℃放电：-20-55℃5-40℃20-50℃300-350℃深度充放电能力不能深度充放电适合15-85%SOC,深度充放电影响寿命适合15-85%SOC,深度充放电影响寿命0-100%SOC,

深度充放电对寿命基本无影响0-100%SOC,深度充放电对寿命无影响适合15-85%SOC,深度充放电严重影响寿命，对安全性有影响容量衰减后不可恢复衰减后不可恢复衰减后不可恢复衰减后不可恢复可在线再生衰减后不可恢复电池一致性良好较差较差较差好好安全性一般好，但环境

起火污染严重

安全，存在过热，爆炸风险，性能已有较大突破一般，存在过热起火，爆炸风险比较好好比较好，存在溴蒸汽泄漏风险中等，不可过充电，钠、硫泄露存在安全隐患系统成本（元/kWh)1200-18001500-25001500-2500/4500-60002000-35002000-3000度电成本（元/kWh)0.45-0.70.5-0.90.6-1.0/0.7-1.00.8-1.20.9-1.2MV级占地（平米/MV）150-200100-150100-150/800-1500150-200市场情况逐渐将被替代当前主流技术路线当前主流技术路线之一当前主要为示范项目近三年约5%的储能项目运用液流电池，适用于更大型电站储能约3%电化学电网储能优势技术成熟、结构简单、价格低廉、维护方便长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强钠元素丰富，低成本，环境友好适用范围广泛，原材料资料丰富（锌、铁）；15-20年寿命；工作温度范围宽能量密度高、循环寿命长、功率特性好、响应速度快挑战能量密度低、寿命短，不宜深度充放电荷大功率放电价格依然偏高，存在一定安全风险价格依然偏高，存在一定安全风险能量密度低、技术不成熟，价格偏高，材料成本限制能量密度偏低；充放电倍率低；效率较低阳极的金属钠是易燃物，高温运行，因而存在一定的安全风险89.70%0.90%5.90%0.20%3.30%锂离子电池铅蓄电池液流电池超级电容其他图表：2021年我国各类电化学储能占比图表：三大类储能应用场景总结应用场景发电侧电网侧用户侧户用 工商业位置新能源电站旁大型火电站旁家庭住宅工业企业、数据中心核心功能减少弃电、调峰、平滑输出调频、调峰能源自给削峰填谷、备用电源收益模式增加发电收入+获取调峰补贴获取调频补贴/获取调峰补贴降低用电成本峰谷套利、降低用电成本项目介绍储能下游应用分为发电侧、电网侧和用户侧。2.2

电化学储能三大应用场景2.2

电化学储能三大应用场景图表：发电侧应用场景及作用①发电侧储能在发电侧应用占比最高，主要功能包括平抑出力、调频/调压、削峰填谷。其中削峰填谷是储能在发电侧最核心的功能，即在新能源发力高峰时消纳弃风、弃光；在新能源发力不足时放电，来平滑发电输出，提高新能源发电利用率。发电侧储能商业模式作用在风电/光伏随环境资源状况变化或设备性能不稳定导致功率波动时，储能系统进行快速充放以调整功率，实现平滑稳定功率电力系统备用主要作

用调频/调压平抑出力满足系统稳定性,实现新能源的最大可消纳能力，降低度电成本防止负载波动、电压下跌和其他外界干扰引起的电网波动对系统造成大的影响，保证电力输出的品质和可靠性应用场景确保电能质量削峰填谷维持频率稳定，保障供电系统质量时刻处于动态调节状态储能充电消纳弃光弃风储能放电平滑用电需求光伏/风电实际出力上限2.2

电化学储能三大应用场景图表：电网侧应用场景及作用②电网侧储能在电网侧的功能以电力辅助服务为主，主要包括调峰、调频、无功调节、电力系统备用和黑启动。其中调峰、调频是主要的辅助手段。调峰指在电负荷较低的“谷段”，储能系统从电网充电；在电负荷较高的“峰段”，储能系统向电网放电，以此来平滑电力需求分布；调频指用电负荷变化引起电网频率改变时，电网内各运行机组的调节系统将根据各自的静态特性改变机组的功率，或通过增减某些机组的负荷，以恢复电网的频率，从而适应外界负荷变化的需要。电网侧储能商业模式黑启动维持功率平衡，保障电力系统供应量用电高峰期，新能源处理高峰维持频率稳定，保障供电系统质量时刻处于动态调节状态电力系统备用主要辅助方式无功调节调频调峰调整无功功率保持电压平衡解决特殊情况下的用电需求如电力检修、故障停机等电力系统大范围停电后逐步恢复供电系统正常应用场景

作用向电网放电峰段峰段平段从电网充电谷段谷段2.2

电化学储能三大应用场景图表：用户侧应用场景及作用③用户侧储能在用户侧的主要功能有“削峰填谷”

、新能源消纳和容量管理，其中“削峰填谷”是用户侧最主要的商业模式，既可用来套利也可用来存储电能。对于一般工商业用户而言，通常利用储能在电价便宜的时候充电，在电价贵的时候放电，来达到降低度电成本的效果；对于5G基站、数据中心等这类用户而言电能断供将会带来巨大损失，所以储能更多的是充当备用电源的角色。高价时放电平价时充电低价时充电用户侧储能商业模式一般工商业、户用储能5G基站、数据中心容量管理主要模式削峰填谷充换电站空港陆电、港口岸电两部制电价的大工业企业新能源消纳源网荷储一体化（微电网）降低容量电费保障用电安全商业模式 应用场景 作用降低度电成本备用电源2.3

模式创新和降本增强电化学储能经济性图表：风电配套储能经济性测算目前发电侧风光配储经济性稍显不足，主要依赖政策驱动根据中国电建西北勘测设计院《2021年风电光伏经济性分析》，在储能电站仅为对应新能源电站服务时：风储一体：大部分区域的风电配备20%、2h的电化学储能可以满足7%的内部收益率；光储一体：少部分区域的光伏设备10%、2h的电化学储能可以满足7%的内部收益率，大部分区域无法满足。图表：光伏配套储能经济性测算图表：共享储能运作模式共享储能模式提高经济性，成为储能新推手从商业模式来看，储能电站若只为单个新能源电站提供服务时利用率低；服务于单个新能源场站的储能设施，往往资源分散，管理难度大且运营成本高；分散场站的储能难以实现统一调度与结算，无法参与多种电网侧辅助服务，业务模式难以商业化。共享储能拓宽储能收益路径，有望解决以上难题，给发电侧储能带来新机遇。共享储能是指在新能源汇集站建设共享储能电站，储能电站与区域内内甚至区域外的新能源电站、供电公司同时签订电费结算协议，当新能源电站受到限电影响时，由调度机构（电网）将弃风、弃光电量存储在共享储能系统中，在负荷侧用电高峰或有接纳空间时释放电能。实现了储能电站的统一调度和管理。来源：国际能源网、中信建投统一调配指令将弃风弃光电量存于储能站向用户侧放电新能源电站共享储能站用户侧电网用电信息送至电网侧2.3

模式创新和降本增强电化学储能经济性图表：电价机制完善将增加储能经济性电力市场机制完善，提高储能经济性2021年7月，政府发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通过设立尖峰电价来扩大峰谷价差，提升高耗能企业用电成本，以此引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。分时电价机制拉升了工商业的储能需求，工商业用户安装储能的经济性明显增强。2021年8月，国家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确表明在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，扩大可再生能源发电装机并网规模。2021年12月3日，广东省发改委通过《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》项目审批。该方案表示现阶段辅助服务费用包括储能、抽水蓄能的费用和需求侧响应等费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。储能建设的成本一部分传导至用户端，提升了储能项目的盈利空间，但能否全国性推广还需看实际落地效果。代理购电价格辅助服务费用平均上网电价保障居民、农业价格稳定产生的新增损益储能和抽水蓄能电站的费用、需求侧相应等费用政策文件出台时间政策作用《关于进一步完善分时电价机制的通知》2021/7/26完善分时电价机制，设立尖峰电价，拉大峰谷价差，扩大高耗能工商业用电成本，提高储能项目经济性。《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》2021/7/29引导市场主体利用灵活性调配资源降低企业生产成本，多渠道促进可再生能源发展从而推动双碳目标顺利实现。《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》2021/12/1将储能相关辅助服务成本传导至用户端，提升电网侧、发电侧储能项目的盈利空间2.3

模式创新和降本增强电化学储能经济性图表：2021年部分省市高峰低谷电价差，单位：元/度电我们统计了部分省份高峰谷用电价差数据，用以计算储能在用户侧的盈利空间。北京市高峰谷价差均值最高，为0.9883元/度；其余各省市峰谷价差均在0.5元/度以上。假设北京某工厂每月用2.5万度电，通过储能平滑高峰用电需求，年均节省约30万元。同时，各省市尖峰谷价差比高峰谷价差多0.1元/度电以上，尖峰价格的设立扩大了高耗能企业的用电成本，引导企业使用储能平滑用电需求。随着辅助服务计入电价政策逐步推广，未来峰谷价差有望进一步提升，用户侧成本节省空间或将持续扩大。全国各地峰谷价差将持续扩大，增强储能经济性地区用电分类电压等级尖峰高峰平段低谷尖峰谷价差高峰谷价差高峰谷价差均值北京市城区一般工商业不满1千伏1.42231.29300.76730.29391.12840.99910.98831-10千伏1.39931.27100.75230.28491.11440.986120千伏1.39231.26400.74530.27791.11440.986135千伏1.38431.25600.73730.26991.11440.9861110千伏1.36931.24100.72230.25491.11440.9861220千伏1.35431.22600.70730.23991.11440.9861大工业1-10千伏1.03370.94400.63460.33420.69950.60980.593620千伏1.01870.93000.62460.32820.69050.601835千伏1.00270.91600.61460.32220.68050.5938110千伏0.97570.89100.59460.30720.66850.5838220千伏及以上0.95270.86800.57460.28920.66350.5788山东一般工商业不满1千伏1.03940.92030.62260.32490.71450.59540.55761-10千伏1.01320.89730.60760.31790.69530.579435-110千伏0.97790.86630.58720.30820.66970.5581110-220千伏0.95070.84230.57120.30020.65050.5421220千伏及以上0.90140.79880.54220.28570.61570.5131江苏大工业1-10千伏-1.03470.60680.2589-0.77580.750220-35千伏-1.02070.59680.2529-0.767835-110千伏-0.99970.58180.2439-0.7558110千伏-0.96470.55680.2289-0.7358220千伏及以上-0.92970.53180.2139-0.7158一般工商业不满1千伏-1.11410.66640.2987-0.81540.77871-10千伏-1.07240.64140.2904-0.782020-35千伏-1.05570.63140.2871-0.768635-110千伏-1.03070.61640.2821-0.7486安徽一般工商业不满1千伏-0.97140.61980.3716-0.59980.53641-10千伏-0.94340.60220.3629-0.580535千伏-0.91140.58220.3542-0.5572110千伏-0.85950.54960.3716-0.4879220千伏-0.81960.52460.3629-0.4567浙江大工业1-10千伏1.09570.91290.62170.29010.80560.62280.610320千伏1.07040.88960.60170.27410.79630.615535千伏1.05770.87790.59170.26610.79160.6118110千伏1.02670.85090.57170.24810.77860.6028220千伏及以上1.00470.83090.55470.23210.77260.5988一般工商业不满1千伏1.20640.90140.69640.37840.82800.52300.51101-10千伏1.16360.86560.66560.35360.81000.512020千伏1.14140.84670.64940.34070.80070.506035千伏以上1.13030.83730.64130.33430.79600.5030广西一般工商业不满1千伏1.15010.96710.66200.35690.79320.61020.55631-10千伏1.12460.94580.64780.34980.77480.596035-110千伏1.04850.88070.60110.32150.72700.5592110-220千伏1.00350.84320.57610.30900.69450.5342220千伏及以上0.90960.76490.52390.28290.62670.4820广东一般工商业不满1千伏-1.06380.62580.2378-0.82600.78921-10千伏-1.02750.64750.2461-0.781435千伏及以上-0.97880.57580.2188-0.76002.3

模式创新和降本增强电化学储能经济性2.3

模式创新和降本增强电化学储能经济性储能系统投资成本将持续降低，增强储能经济性储能电站建设成本下降明显。据MIR数据，2018年储能项目成本为2394元/KWh,2021年下降至1692元/KWh，年复合增速为-10.9%。由于受上游大宗商品价格及动力电池普及磷酸铁锂电池两方面原因，储能系统成本下降未及预期；但从中长期来看电池成本仍然具有一定的下降空间，预计至2025年储能系统成本有望继续下降25%左右。图表：10MW/10MWh储能项目成本变化趋势(元/kWh)目录一、储能是新能源发展不可或缺的要素二、电化学储能在众多方案中脱颖而出三、电化学储能大时代正在来临全球电化学储能快速增长中国电化学储能发展提速四、电化学储能空间测算五、电化学储能非电芯重点环节梳理六、电化学储能非电芯重点公司梳理七、风险提示3.1

全球电化学储能快速增长中国,

24.0%欧洲,

22.0%美国,

34.0%澳大利亚,6.0%日韩,

7.0%其他,

7.0%2021年全球新增新型储能达10.2GW，同比增长117%2021年，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，新型储能的累计装机规模占比12.2%，为25.4GW，同比增长67.7%，锂离子电池占据占据新型储能市场份额超过90%。2021年全球新增投运新型储能项目的地区分布集中在美国、中国和欧洲，三者合计占全球市场的80%。图表：2011-2021全球新型储能市场累计装机规模（GW）图表：2021年全球新增投运新型储能项目的地区分布3.2

中国电化学储能发展提速2021年中国新增新型储能2.4GW/4.9GWh根据CNESA测算，2021年中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中2021年新型储能增长2.4GW/4.9GWh，累计装机规模达到5.73GW，同比增长75%。锂离子电池占据新型储能市场的份额达到89.7%。从新型储能规划在建项目情况来看，2021年中国新型储能走向规模化发展：2021年规划、在建、投运的项目共计865个、26.3GW。其中投运的新型储能项目主要以10-50MW的中小体量为主，占比46%；规划/在建储能项目以50MW及以上的大体量项目为主，占比达到85%，其中规划在建的百兆瓦项目超过70个，百兆瓦项目多为独立储能/共享储能形式，在体量上具备为电网发挥系统级作用的基础和条件。图表：

2011-2021中国新型储能市场累计装机规模（MW）图表：2021年中国新增新型储能项目2021年中国新增新型储能项目：851个26.3GW2021年中国新增投运新型储能项目：361个2.4GW<10MW276个

0.5GW2021年中国新增规划/在建新型储能项目：490个23.8GW10~50MW77个

1.1GW≥50MW8个

0.8GW21%46%33%<10MW186个

0.6GW10~50MW154个

2.9GW≥50MW150个

20.3GW3%12%85%3.2

中国电化学储能发展提速

700 600 500 400 3002001000广东江苏湖南新疆青海广东青海江苏安徽山东山东江苏广东湖南内蒙古201920202021（MW山东、江苏、广州引领全国储能发展2021年新增项目分布在全国30多个省市，其中前五名分别为山东、江苏、广州、湖南、内蒙古，新型储能累计装机量分别为589.8、376.0、299.7、229.2、209.5MW。各省市储能政策引导新型储能快速发展：山东依托“共享储能”创新模式引领2021年全国储能市场发展；江苏、广东延续用户侧储能先发优势，再叠加上江苏二期网侧储能项目的投运，以及广东的辅助服务项目，而继续保持着领先优势，内蒙古因乌兰察布电网友好绿色电站示范等新能源配储项目首次进入全国储能市场前五之列。图表：2019-2021中国累计新型储能市场区域分布状况（GW）图表：2019-2021中国新型储能市场区域分布状况3.2

中国电化学储能发展提速2022年中国新型储能市场招投标火爆图表：2022年1-5月中国储能市场招投标情况时间项目名称投建单位装机规模装机电量项目地时间项目名称投建单位装机规模装机电量项目地2022/4/1华能湖南常德津市共享储能电站项目勘察设计服务招标华能国际工程技术有限公司100200湖南常德津2022/1/5山西朔州平鲁区200MW/400MWh共享储能项目朔州市华朔新能源技术有限公司200400山西朔州2022/1/7淮北皖能储能电站一期淮北皖能储能科技有限公司103206淮北2022/4/1三峡能源昔阳300兆瓦光伏+储能发电项目监理服务招标三峡能源发电（昔阳）有限公司3030山西晋中2022/1/9衡站市首个OPzV固态铅电池储能电站瑞达集团0.52.16衡阳2022/1/14和田、喀什共亨电池储能系统国电投集团新疆能源化工有限责任公司85170新疆2022/4/3华润湖北随县文昌储能电站储能系统招标华润电力70.8141.6湖北随县2022/4/6华润电力广西农光储能一体化项目勘察设计服务招标华润新能源(容县)风能有限责任公司1020广西2022/1/15平高集团200MWh电源侧项目平高集团2002022/1/15山东省维坊市诸城维奥5MW/10MWh电压级联型储能电站510山东潍坊2022/4/6新能木垒四十个井子15万千瓦风电配储项目招标昌吉国投新能源开发有限公司1530新疆昌吉2022/1/16山东电力工程咨询院有限公司济宁市微山县储能调峰电站山东电力工程咨询院有限公司100200济宁市微山县2022/4/7国投集团瓜州北大桥第二风电场风光互补50MW光伏项目配套储能EPC总承包项目国投甘肃新能源有限公司1530甘肃张掖2022/1/20菜芜孟家100MW/200MWh储能电站国网山东电力100200山东莱芜2022/4/7河北赞皇农光互补光伏储能项目招标赞皇县阳坪新能源科技有限公司4080河北赞皇2022/1/26汇宁时代江门(台山）核储互补电化学储能电站广州汇宁时代新能源发展有限公司、中广核电力销售有限公司13002600广东江门2022/4/7东南粤水电锂离子电池储能系统采购广东省机电设备招标有限公司1530广东2022/4/8华润财金红光渔业800MW光伏发电项目华润财金新能源（东营）有限公司80160山东2022/1/28江华200MW/400MWh电池储能电站项目协和新能源200400江华2022/4/8液流储能电站项目储能建筑及安装工程施工承包项目国家电力投资进团有限公司湖北分公司100500湖北2022/2/8高安储能应用示范项目阳光新能源500500安徽高安2022/2/10广东东莞220KV黎贝站电池储能项目南方电网510广东东莞2022/4/12中节能凉州区五期、民勤打沙岗二期及玉门项目光伏储能系统采购项目中节能太阳能股份有限公司4488甘肃凉州2022/2/15甘肃山丹共享储能电站华能甘肃公司250100甘肃张掖2022/2/15郴州资兴电化学储能电站100200湖南郴州2022/4/13国电电力内蒙古新能源乌力吉三期100MW风电项目风力发电机组设备采购国电电力内蒙古新能源开发有限公司3060内蒙古2022/2/18国华仙桃市郭河镇50MW/10OMWh集中式共享储能电站国华(仙桃）新能源有限公司50100仙桃市2022/4/14国投文昌龙楼100MW(渔)农光互补项目EPC总承包工程国投（海南）新能源有限公司2550海南2022/2/18广东电网能源投资有限公司20222年用户侧储能项目广东电网180广东2022/4/15中广核2022年度磷酸铁锂电池储能系统框架采购中国广核新能源有限公司10001900重庆2022/2/22莱州公司200MW/400MWh电化学储能项目莱州公司200400山东莱州2022/4/15中节能永兴50MW风力发电场项目储能装置采购中节能风力发电股份有限公司918河南尉氏县2022/2/22福耀集团（上海）汽车玻璃有限公司储能电站项目江苏迅冠建筑工程有限公司7.522.5上海2022/4/18大唐阿拉善盟乌力吉400MW风电项目风电场EPC总承包工程阿拉善左旗大堂新能源有限公司120240新疆2022/2/27国家电投海阳101MW/202MWh电池储能电站国家电投101202山东海阳2022/4/182022年共享健能电站项目可行性研究编织服务项目采购广西电网能源科技有限责任公司50100广西2022/3/1东莞南社站电网侧电化学储能工程（一期）广东电网1030广东东莞2022/3/3江北储能电站平高集团110.88193.6江苏南京2022/4/20丰宁100万千瓦风光储示范项目招标国华（赤城）风电有限公司115230河北赤城2022/3/4新大顾电器有限公司内储能项目系统国网重庆电力0.1200重庆2022/4/20广东粤电发布2022年用户侧储能(第一批)工程总包采购项目广东粤电电力销售有限公司2040广东2022/3/9临泽天海200MW/40OMWh共享储能电站项目天合光能200400甘肃张掖2022/3/10郴州100MW/200MWh电池储能电站湖南电网100200湖南郴州2022/4/20四川光储微电网项目招标自贡兴川储能技术有限公司15四川2022/3/11宁储利通区同利100兆瓦/200兆瓦时共享储能电站中国电建华东院100200宁夏吴忠2022/4/21海南文昌神华100MW渔光互补光伏发电项目储能系统设备采购国华（文昌）新能源有限公司1836海南文昌2022/3/14右玉县400兆瓦/800兆瓦时共享储能400800山西朔州2022/4/22山西朔州共享储能一期项目朔州是平鲁区金润储能有限公司2040山西朔州2022/3/20华能山东公司黄台储能电站华能山东公司120212山东济南2022/5/7启东市合作镇80MW/160MWh储能电站项目华能启东新能源开发有限公司80160江苏南通2022/3/21三峡新能源庆云储能电站二期示范项目三峡能源200400山东庆云县2022/5/7河南龙源新能源发展有限公司罗山县电化学储能电站项目河南龙源新能源发展有限公司200400河南信阳2022/3/25哈密十三间房90MW/180MWh储能调峰调频电站新疆沃能新能源有限公司90180新疆哈密2022/3/28重庆长寿恩力吉储能站国网重庆电力510重庆3.2

中国电化学储能发展提速2022年1-5月中国新型储能市场招投标项目数超50个，规模超13GWh2022年中国储能市场进一步快速增长，据公开信息统计，1-5月国内总项目数量超过50个，规模超13GW。其中大部分项目集中在100-300MWh，项目数量占比超过40%，容量占比超过30%。项目中超过500MWh的包括广东江门2600MWh核储互补电化学储能电站、重庆中广核1900MWh磷酸铁锂电池储能系统框架采购、山西朔州800MWh共享储能项目。未来高电量的大型项目或成为大势所趋。图表：2022年1-5月储能招标项目总数超50个图表：

2022年1-5月储能招标项目电量超13GWh（MW）（个）010

2030405060

项目数量大于500MW 300~500 100MW~300MW 50MW~100MW 小于50MW02000

40006000

8000

100001200014000

装机规模大于500MW 300~500 100MW~300MW 50MW~100MW 小于50MW目录一、储能是新能源发展不可或缺的要素二、电化学储能在众多方案中脱颖而出三、电化学储能大时代正在来临四、电化学储能空间测算电化学储能市场空间测算逻辑中国：发电侧风光配储贡献主要增量中国：电网侧储能空间相对有限中国：用户侧储能需求将持续增长预计2022-2026年中国储能装机约170GWh，全球约700GWh五、电化学储能非电芯重点环节梳理六、电化学储能非电芯重点公司梳理七、风险提示电化学储能电网侧用户侧发电侧发电侧储能累计电量新增装机储能渗透各省市储能政策用电量电力装机总量存量装机储能渗透未配储能的存量装机*存量储能渗透率*储能配比新增储能装机*储能渗透率*储能配比加权平均储能渗透率

储能配置时长

储能配比调频储能累计装机量调峰储能累计装机量装机量合计*电化学调峰渗透率装机量合计*调频需求率*电化学调频渗透率风电

光电

核电

水电

火电

其他发电侧储能累计电量*储能时长*储能时长工商业用户家庭用户我国家庭储能较少，暂时忽略不计工商业用电量*电化学储能渗透率全社会用电量

全国工商业用电量

用电时数用电侧储能累计电量*储能时长4.1

储能市场空间测算逻辑4.2

中国：发电侧风光配储贡献主要增量140%120%100%80%60%40%20%0%-20%-40%02040608010012014020162017201820192020

20212022E2023E2024E2025E2026E保守同比

乐观预测

中性预测乐观同比 中性同比保守预测（GW）

风光配储主导发电侧储能增长2019-2021中国光伏新增装机量分别为30.22、48.75、52.57GW。根据CAPI预测，在保守，乐观，中性三种情况下，2022-2026年中国光伏新增装机量分别为75、80、85、90、95GW，90、95、100、110、116GW，83、88、93、100、106GW，五年复合增长率分别为13%、17%、15%。2019-2021中国风电新增装机量分别为24.88、72.50、46.83GW。2020年是陆上风电补贴的最后一年，产生陆上抢装，2020年后风电装机增长速度回归平稳。根据GWEC预测，2022-2026年中国陆上风电新增装机量分别为46.28、50.18、49.68、50.15、52.81GW，占全球风电新增装机比例分别为46%、49%、47%、42%、41%,五年复合增长率12%;2022-2026年中国海上风电装机预计增加39GW，占全球的43%。图表：中国光伏新增装机量预测图表：中国风电新增装机量预测（GW）80

250%70

200%60 150%50 100%4030 50%20 0%10 -50%0 -100%2016 2017 2018 2019 2020 20212022E2023E2024E2025E

2026E新增装机 新增同比（GW）全国各省份储能配置政策截止到2021年底，根据公开市场信息，全国共有21个省市出台储能政策，包含强制配备储能政策、优先支持政策和补贴政策，其中强制配置储能省份数量近50%。绝大多数地区储能配置要求为新增风光电装机对储能配置比例不低于10％、连续储能市场不低于2小时。图表：各省储能政策汇总4.2

中国：发电侧风光配储贡献主要增量省份政策出台时间政策力度储能配置储能配置时长政策文件天津2021/6/7激励光伏10%（风能15%）《2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》河北2021/10/9激励南10%（北15%）3《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》山西2021/8/26激励10%《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》内蒙古2021/8/26激励15%2《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》辽宁2021/7/26激励10%《辽宁省新增风电项目建设方案（征求意见稿）》江苏2021/9/29强制长江南8%（长江北10%）2《关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》浙江2021/9/23激励10%（义乌）2《关于推动能源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则》安徽2021/8/2强制10%1《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》福建2021/5/24强制10%《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》江西2021/3/19激励10%1《关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》山东2021/11/11激励10%2《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》河南2021/6/21激励10%（15%）（20%）2《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》湖北2021/6/7强制10%2《关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》湖南2021/10/13强制光伏5%（风电20%）2《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》广西2021/10/9激励光伏15%（风电20%）2《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》海南2021/3/15强制10%《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》陕西2021/6/24强制10%（榆林20%）2《陕西省新型储能建设方案（征求意见稿）》甘肃2021/5/28激励重点10%（其他5%）《关于十四五第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》青海2021/1/29强制10%2《支持储能发展的若干措施（试行）》宁夏2021/7/14强制10%2《关于加快促进自治区储能健康有序发展的通知（征求意见稿）》新疆2021/3/14强制10%（阿克苏）《关于组织开展阿克苏地区2021年光伏发电项目竞争性配置工作的通知》4.2

中国：发电侧风光配储贡献主要增量全国储能配置渗透率2022年全国发电侧储能渗透率测算核心假设1：全国发电侧储能渗透率=Σ（各省市政策×各省市新增装机量）=Σ（各省市储能渗透率×各省市新增装机全国占比）核心假设2：强制配储能地区渗透率为100%;激励配储能地区渗透率为10%。结论：我们预计2022年随着各城市政策的逐步落实，全国新增风光电装机的储能渗透率为42.22%。图表：2019-2021年全国各省市新增装机及其平均占比0%

2%

1%9%8%7%6%5%4%3%20

10%1816141210864202019年新增装机 2020年新增装机 2021年新增装机 新增装机全国占比（三年平均）4.2

中国：发电侧风光配储贡献主要增量2022-2026年，发电侧新型储能增量约140GWh2022年全国发电侧储能电量测算核心假设1：风光装机增量配储能：2022年全国储能渗透率为42%,之后随着各省市储能政策逐渐完善，2022-2026年每年渗透率同比增长15%。核心假设2：风光装机存量配储能：针对未配置储能的存量风光和未有政策激励增量储能装机，储能配置以商家资源为主，鉴于现阶段储能经济性较低，2022-2026年储能渗透率为1%核心假设3：未配储能装机=本年累计风光装机-上一年储能装机/储能配比-本年新渗透的新增储能装机。核心假设4：储能配比和充放电时长依据各省市政策取众数分别为10%、2h，2025-2026年逐步增加至15%、2.5h。结论：我们预计2022-2026年发电侧储能累计电量分别为：保守：16.61、31.26、48.53、84.30、141.97GWh乐观：17.90、34.03、53.02、93.06、157.67GWh中性：17.25、32.64、50.78、88.68、149.82GWh2022-2026年，发电侧新型储能增量将约140GWh。图表：2022-2026年发电侧储能电量市场空间测算指标2022E2023E2024E2025E2026E风光装机新增风光装机（GW）保守125.02135.56140.49150.69161.32乐观140.02150.56155.49170.69182.32中性132.52143.06147.99160.69171.82风光增量配储能需求储能渗透率42%49%56%64%74%储能配置装机（GW）保守5.36.67.812.117.9乐观5.97.38.713.720.2中性5.66.98.312.919.0储能配比10%10%10%13%15%风光存量配储能需求未配储能装机（GW）保守683.27