（1）电化学储能行业发展现状分析：全球能源体系发展呈现“脱碳”趋势，以风电和太阳能发电为代表的清洁能源将逐步取代化石能源成为主要的天然能源。风能和太阳能存在随机性和间歇性的特点，会导致整个高比例清洁能源系统的灵活性降低和调节能力不足，为了确保系统安全和经济运行，需要引入储能作为新的调节能力来源。根据全球能源互联网发展合作组织于2020年发布的《大规模储能技术发展路线图》中预测，2050年全球清洁能源装机占比将由2016年的39%增至84%，发电量占比将由2016年的35%增至80%，其中风能、太阳能等不可调节电源的装机占比将达到68%，发电量占比将达到55%，占据主导地位。

储能技术在电力系统中的定位主要是利用其功率调节和能量存储的功能，直接或间接地提供调节能力，以提升电力系统的灵活性、经济性和安全性。在诸多储能技术中，抽水蓄能技术最为成熟且总量规模最大，其次为以锂电池为主的电化学储能技术，其他如压缩空气储能、飞轮储能、蓄冷蓄热等储能形式的装机占比较小。根据中金企信统计数据，截至2022年末全球储能累计装机功率273.2GW，其中抽水蓄能占比79.3%，首次低于80%，电化学储能占比大幅提升至18.8%。全球新增储能装机方面，电化学储能呈现快速增长态势，2018至2022年期间全球电化学储能装机规模的复合年均增长率达61.87%。

2022年全球储能累计装机规模按不同储能技术分类

数据整理：中金企信国际咨询

为推动储能产业发展和解决电网安全性问题，我国自2021年以来出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等多项有关储能发展的纲领性文件及细化实施方案，以及各省市配套出台的新能源电站强制配储要求，同时叠加储能项目的投资和运营补贴等扶持政策，为当前受阻于高成本、低收益率的储能行业带来了发展动能，尤其有利于配置灵活的电化学储能产业的发展。根据中金企信统计数据，截至2023年3月，国内规划、在建的新型储能项目已近100GW，大大超出了国家相关部门提出的2025年30GW的规模预期，行业迎来爆发式增长。

中金企信国际咨询公布的《电化学储能市场产业链布局全景分析及投资战略规划研究预测报告（2023版）》

（2）电化学储能行业市场规模现状：根据中金企信统计数据，截至2022年底全球已投运电化学储能的累计装机规模约为45.52GW，较上一年末增长87.10%，其中锂离子电池储能市场份额94.87%，占据绝对主导地位。截至2022年末我国电化学储能市场累计装机规模达到12.87GW，当年同比增长132.27%，其中锂离子电池储能的累计装机规模占比约95.53%。

2018-2022年全球新型储能市场累计装机规模分析

数据整理：中金企信国际咨询

2018-2022年中国新型储能市场累计装机规模分析

数据整理：中金企信国际咨询

中金企信国际咨询公布的《用户侧储能市场专项调研及投资建议可行性预测咨询报告（2023版）》

根据中金企信统计数据，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，较上一年末增长38%。新型储能继续高速发展，累计装机规模达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。

从技术应用上看，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破6GW，充放电时长仍以1-2小时为主，4小时以上的项目开始增多，例如新疆、河北、青海、西藏等省已经布局了10GW的项目。截至目前，全国已有24个省市明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计64.85GW；10个省市先后发布了新型储能示范项目清单，规模总计22.2GW/53.8GWh，大部分项目都计划在1-2年内完工并网，这些规模数字已远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。可以预见，国内新型储能市场将会在“十四五”期间继续高速发展，年度新增装机规模也会屡创新高。

从应用场景来看，自2014年以来，中国表前储能（电源侧+电网侧）装机占比一直处于持续升高态势，预计未来5年，新能源配储、独立储能仍将是中国新型储能的主要应用场景，表前储能装机占比有望进一步提升。

从市场化进程来看，随着开展电力现货市场的省份、市场化交易的品种逐渐增多和电力市场机制的逐渐完善，新型储能将得到市场的极大助力，商业模式趋于成熟，从而实现高质量发展。

（3）电化学储能系统上游市场现状：中金企信统计数据显示：2022年我国储能锂电池出货量达到130GWh，同比增长超170%。2022年，我国储能电池行业的竞争格局较为集中，头部效应明显，其中宁德时代、比亚迪、中航锂电、国轩高科占据国内市场出货量前四位置。根据中金企信的统计，2022年宁德时代全球储能电池出货量市占率为43.4%，较2021年同期提升5.1个百分点，连续两年排名全球第一。

（4）电化学储能系统下游市场现状：电化学储能技术应用范围广泛，包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、轨道交通、人工/机器智能、工业应用、军事应用、航空航天等。从电力系统角度看，储能应用场景可分为电源侧、电网侧和用户侧三大场景。其中，电源侧应用包括电力调峰、系统调频、可再生能源并网等场景，主要用于光伏、风电等发电项目的配储，以及火电项目调峰调频，客户主要为发电企业；电网侧应用主要用于优化电网结构、参与电网调峰调频、改善电能质量等，包括独立储能电站、变电站配套储能电站等，客户主要为电网公司；用户侧应用主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等，客户主要为工商业企业。

除应用于电力系统外，储能在通信基站、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，可以实现应急供电和峰谷电价差套利等目的，在轨道交通领域可实现列车再生制动能量的高效利用，在人工/机器智能领域可为机器人系统供电、在军事领域可保障高性能武器装备的稳定运行。

2022年我国电源侧、电网侧、用户侧储能的新型储能项目新增装机规模分别为3501.6MW、3298.8MW和546.7MW，占比分别为48%、45%和7%。

中金企信国际咨询公布的《2023-2029年电网侧储能行业全产业结构深度分析及投资战略可行性评估预测报告》

1）电源侧（发电侧）：根据国家能源局的统计，我国近年来风电、光伏装机规模不断扩大。截至2022年末我国风电装机规模已达365.44GW，光伏装机规模已达392.61GW。但受自然条件影响，风电和光伏新能源电站经常出现出力不均衡和弃风弃光的情况，电源侧储能配置具有推动可再生能源并网、参与辅助服务和提高输电线路的输电能力、保障电网安全稳定等重要意义。我国要求新增风电、光伏发电项目必须配建一定的调峰能力，2021年以来多个省份和区域分别提出了不同程度的储能配置要求，典型的如新疆、内蒙古等地要求新能源装机容量的5%-20%配置储能容量，以及青海、河北等地要求源网荷储一体化配置。

根据国家能源局的统计，截至2022年末，我国火电机组装机规模累计超1,300GW，每年装机规模增速维持在4%左右。火电厂是电力辅助服务的主要参与者，在火电储能联合调频应用中利用电化学储能系统出力调节速度快、调节精度高等特性，可缩短机组响应时间，提高调节速率及调节精度，提升调频综合性能指标。同时储能系统对减少火电机组设备磨损、延长设备寿命、降低煤耗、改善机组运行的可靠性和安全性等都具有一定益处。

中金企信国际咨询公布的《电源侧储能市场竞争战略规划分析及未来市场发展趋势评估预测报告（2023版）》

2）电网侧：电化学储能应用在电网侧，可实现延缓输配电升级改造、提供电力辅助服务、缓解电网峰谷负荷差、提升电网供电能力等功能。配置独立储能电站能够有效降低电网的峰谷负荷差、平滑输出功率曲线、改善供电品质、提高供电能力、提升新能源消纳率。变电站配置储能通过削减电网的供电负荷的峰值和谷值，能够降低变压器负荷率，延缓变电站扩容压力。

随着新能源发电量占比提升、用电负荷结构变化等因素将导致电网结构复杂性大幅提高，电网加速升级改造的需求显著提升。2021年初我国出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确将构建以新能源为主体的新型电力系统，电力行业转型将围绕服务新能源展开。

3）用户侧：电化学储能系统在用户侧主要应用于工商业企业、产业园区、商业楼宇等具有综合能源管理需求的多元化场景。2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。相关政策要求各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。用户侧储能还可与分布式可再生能源结合，开展光储一体、充储一体应用，以及风光柴储联合的智能微电网等应用。近年来在上海、江苏、北京、浙江等多个省市均有商业应用项目投入使用，用户侧储能成为一个储能应用热点。

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