报告发布方：中金企信国际咨询《2024-2030年储能行业发展战略研究及重点品牌市场占有率评估预测报告-中金企信发布》

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1.储能行业发展概况及应用情况

①储能技术简介

储能即能量的存储，指通过某种介质或设备，将一种形式的能量转化成另一种较为稳定的能量形式并存储，在需要时以特定能量形式释放出来的一系列技术和措施。根据储能原理的不同，可以细分为机械储能、电磁储能和电化学储能等。各储能类型的功率范围、特点及应用场景如下所示：

凭借受地理条件影响较小、建设周期较短、能量密度大等优势，电化学储能可灵活运用于各类电力储能场景中，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，其中又以锂离子电池为主，主要应用于分钟至小时级的工作场景。

②储能应用场景

储能在电力系统中具有丰富的应用场景，通常将储能的应用场景分为发电侧、电网侧和用户侧，具体如下：在发电侧，不同于传统的火电、水电，新能源发电输出功率受到光照强度、温度等自然条件的影响，输出功率存在季节性和日间差异，无法根据用电端需求调整发电量，属于不稳定的电源，因此装机或发电占比达到一定程度时，会影响电网的稳定。为保障电力系统安全稳定运行，新能源系统将借助储能产品再并网，以平滑电力输出，进而缓解以光伏、风电为代表的新能源发电因其间歇性与波动性对电网稳定性带来的冲击和弃风弃光等电力消纳问题。

在电网侧，传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，输配电及控制设备必须考虑最大负荷，从而会存在投资成本较高、资产利用率较低的问题。电网侧储能技术的出现可打破原有最大负荷法的原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可有效缓解电网阻塞、促进设备的扩容升级，从而达到节约电网投资成本、提高资产利用率的效果。

发电侧和电网侧的储能，一般以集装箱为主要载体，主要应用于30kW功率以上的应用场景，需要较高的产品容量。

在用户侧（负荷侧），主要将新能源发电和储能系统相结合，以实现高比例的低成本电力自发自用，降低用户的用电成本并利用储能系统的离网能力提高用户的用电稳定性。同时，用户还可以在电价处于低谷时利用储能系统存储电能，在电价处于高峰时减少使用电网电能的数量甚至从储能系统中释放电能出售，进而通过峰谷电价获取收益。用户侧的储能，一般以分布式储能柜为主要载体，主要适用于1kW至10kW功率段的工商业园区和分布式光伏电站等应用场景，产品容量相对较低。

2.储能行业应用前景和市场容量

根据报告，截至2023年末，全球已投运储能项目累计装机功率达到289.20GW，较2022年末237.20GW同比增长约21.92%。新型储能的累计装机规模高达91.33GW，同比增长99.62%。

数据整理：中金企信国际咨询

截至2023年末，中国已投运储能项目累计装机功率达到86.50GW，较2022年末59.80GW同比增长44.65%，占全球累计装机功率29.91%，占比较2022年末提升4.70个百分点。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，占比59.40%。市场增量主要来自锂电子电池、铅蓄电池、压缩空气等新型储能，其累计装机规模达到34.51GW，同比增长163.93%。2023年，中国新型储能新增规模21.44GW，同比增长191.77%。新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行。

数据整理：中金企信国际咨询

从新型储能规划在建项目情况来看，中国新型储能已经走向规模化发展。2022年规划、在建、投运的项目共计1,799个、约104.50GW。其中投运的新型储能项目主要以小于10MW的中小体量为主，数量占比约61.98%；规划中和在建的储能项目以10MW及以上的大体量项目为主，数量占比达到75.73%，其中规划在建的百兆瓦项目超过402个，在体量上具备为电网提供储能支持的基础和条件。

3.储能行业发展趋势

①锂电池关键材料价格下降助推储能系统的大规模普及

锂离子电池凭借循环特性好、响应速度快等特点，是目前电化学储能中的主流产品。锂离子电池主要由正极材料、负极材料、电解液、隔膜和外壳组成，根据正极材料的不同，锂电池主要分为磷酸铁锂电池和三元锂电池。磷酸铁锂电池以磷酸铁锂作为正极材料，三元锂电池以镍钴锰酸锂或镍钴铝酸锂作为正极材料。尽管三元锂电池相比磷酸铁锂电池具有更高的能量密度，但是磷酸铁锂电池在循环寿命、安全性和成本方面优势明显，因此更适合储能场景，是目前电化学储能正极材料发展趋势。

受2021年下半年以来大宗商品价格上涨和电解质等关键材料市场需求增长等因素影响，磷酸铁锂价格持续攀升，根据中金企信统计数据显示，作为磷酸铁锂主要原材料的99.5%电池级碳酸锂价格于2022年11月达到57万元/吨。随着磷酸铁锂市场供需的变动和锂电池生产技术的快速进步，磷酸铁锂价格持续回落。锂电池关键材料价格的下降将大幅促进储能系统需求的释放，带动储能市场规模的发展壮大。

数据整理：中金企信国际咨询

②储能可较好地解决新能源带来的电网系统平衡问题，是新型电力系统的战略性支撑，将迎来规模化发展

近年来，为鼓励新能源产业发展，国家引导建设以新能源为主体的“新型电力系统”，并加快构建适应新能源高比例发展的电力体制、新型电网和创新支撑体系。国家能源局于2021年3月发布《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知（国能综通新能〔2020〕29号）》，指出“优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源，大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。在电源侧研究水电扩机改造、抽水蓄能等储能设施建设、火电灵活性改造等措施，提升系统调峰能力”。

根据国家能源局公布的数据，2022年全国风电、光伏发电新增装机突破1.25亿千瓦，再创历史新高；2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的82.70%；截至2023年末，可再生能源（含风电、太阳能发电、生物质发电、常规水电、抽出储能等）装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.90%。

然而由于新能源发电的间歇性和不稳定性，规模并网将对现有电力系统的正常稳定运行造成冲击。储能系统可以发挥其电力消纳能力实现削峰填谷功能，进而改善电网稳定性，实现平滑供电，因此新能源的发展必将同步带动储能行业的发展。

③储能装机增量主要来源于发电侧和电网侧，央企、国企将是储能投资的重要参与者

根据中金企信统计数据，2018-2020年，我国发电侧新增装机分别占17.4%、20.0%和25.7%，电网侧新增装机分别占32.0%、19.0%和37.8%。2018年10月30日，国家发改委连同国家能源局发布《国家清洁能源消纳三年行动计划任务（2018-2020）》，提出到2020年弃风率力争控制在5%左右，弃光率低于5%。2021年以来，山东、宁夏、青海等省份相继出台新能源强制配储政策，要求新能源装机必须搭配一定比例功率的储能系统。上述政策的出台和实施将有力推动我国发电侧和电网侧的储能装机需求。

在秉持贯彻“碳中和”新发展理念，以最大化消纳新能源为主要任务的新型电力系统背景下，各地央企、国企将进一步规划落实新能源装机计划，未来发电侧新能源发电装机量将持续放量增长。

储能技术可以起到削峰填谷的功效，减轻电网的波动，保障电力系统安全运行，储能的需求也将随之提升。例如，国家电网近年来聚焦新型储能材料装备、系统集成、规划布局、试验检测、运行控制等领域，持续投入，已开展100余项课题研究；国网镇江供电公司投运了光储充直柔微电网示范项目，实现了光伏用电在区域内自发自用，并可以根据外部环境灵活调整运行模式，以直流电向相邻台区进行柔性互联。

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