工商业储能系统及部件市场分析

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1、工商业储能系统及部件市场分析一、 储能行面临的挑战随着市场参与者的增多，行业竞争将不可避免地趋于白热化。储能行业经过十余年的高速发展，行业内已经在储能电池系统、逆变器等主要赛道形成了一批具有技术、规模、资金优势的领先企业，该等企业在自身赛道潜力逐步减小的大背景下，将转向上下游各个细分领域进一步开拓市场，储能行业未来竞争趋势将更为激烈。二、 电化学储能行业发展情况（一）电化学储能技术简介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。电化学储能根据储能系统使用电池的不同可细分为铅蓄电池、钠硫电池、锂

2、离子电池、液流电池等类别。尽管铅蓄电池发展最为成熟，但其存在寿命较短、能量密度较低、制造过程易污染环境等缺陷，导致其正在逐步被淘汰；钠硫电池具备原材料（金属钠、金属硫）易获得的优点，然而极高的生产成本限制了大规模的应用；液流电池由于目前技术上尚未完全突破，因此尚未普及。目前锂电池储能是电化学储能的主流，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，以锂金属或锂化合物作为正极，以碳或石墨等作为负极，在电解液的环境下，通过锂离子的脱嵌和电子的转移形成电流，实现电能的释放和存储。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

3、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的发展趋势。（二）电化学储能产业链全景储能系统主要包括电池模组、逆变器、EMS、BMS等多个部件。基于储能系统的构成，储能产业链上游包括电芯厂家和各类电子元器件厂家；储能产业链中游主要包括储能电池厂家、逆变器厂家、BMS厂家、EMS厂家以及储能系统生产商等；储能产业链下游则包括储能系统销售渠道（安装商、贸易商等）以及包括发电侧、电网侧和用户侧在内的各类用户。由于完整的储能系统生产涉及多个电气设备，且具有较高的专业

4、技术要求，还需要深度理解下游不同行业的应用场景，因此目前市场上具备完整储能系统研发、生产能力的提供商较少。（三）全球电化学储能市场发展概况近年来，电化学储能在储能领域占比逐年提升。在已投运的新型储能项目中，锂离子电池继续占据绝对主导地位，累计装机规模从2020年首次突破10GW到2021年实现突破20GW。2021年锂离子电池储能项目新增装机规模达到99GW，是2020年的两倍以上。根据CNESA的相关统计，全球新型储能累计装机功率占储能累计装机功率比重不断提升，在全球储能累计装机功率平稳增长的背景下，以锂离子电池为代表的电化学储能实现了飞速发展。2017-2021年，锂离子电池储能累计装机规

5、模从22GW迅速上涨至23GW，年复合增长率高达7965%。根据测算，假设2025年新装光伏市场储能渗透率15%，存量市场储能渗透率2%，则全球户用储能新增装机功率/新增装机量可达2545GW/5826GWh。2021-2025年全球户用储能新增装机量年复合增长率预计超过58%。（四）全球电化学储能发展趋势根据BNEF发布的2021年锂离子电池价格调研显示，锂离子电池组价格在2010年高达1，200美元/千瓦时，而到2021年时价格已下降至132美元/千瓦时。美国国家可再生能源实验室（NREL）发布的2021年度技术基线报告显示，到2030年，电池储能系统成本将会大幅降低，并将呈现继续快速下降

6、的趋势。但2021年下半年以来大宗商品价格上涨和电解质等关键材料成本提升在短期内会给储能行业发展带来压力。在碳中和的背景下，光伏、风电为代表的新能源发电持续提升。以光伏为例，根据BNEF发布的2022年光伏十大预测，2021年全球光伏新增装机功率达到183GW，预计2022年全球新增光伏装机功率将增长至228GW，同比增长2459%，并成为全球新增光伏装机功率超过200GW的第一年；同时预计2030年全球新增光伏装机功率将进一步增长至334GW。根据GWEC发布的2022年全球风电行业报告，2021年全球风电新增装机功率为936GW，同比增长12%，2021年风电招标项目的装机功率达到88GW

7、，同比增长153%，其中陆上风电为69GW，海上风电为19GW。预计到2026年全球风电新增装机功率将达到1288GW，其中陆上风电974GW，海上风电314GW。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。因此可再生能源搭配电化学储能是未来的发展趋势，可再生能源的发展必将同步带动电化学储能行业的发展。（五）中国电化学储能市场发展概况1、中国电化学储能市场容量根据CNESA发布的相关数据，2020年中国电化学储能累计投运装机功率327GW，预计在基准情景下2025年全年将

8、增长至3552GW；在乐观情景下，2025年中国新增电化学储能装机功率将进一步提升至5588GW。据BNEF发布的2020年全球储能市场长期展望，预计中国最早可在2026年成为全球最大的电化学储能市场。至2030年，预计中国和美国两个最大的市场将占全球总装机容量的54%。从整个电力系统的角度看，储能可应用于发电侧储能、电网侧能和用户侧储能等场景。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，电化学储能不仅可配合新能源高质量发展，助力实现双碳目标，还将形成一个技术含量高、增长潜力大的全新产业。2、中国电化学储能市场特点根据CNESA数据，2018年至2020年，我国发电侧新增装机

9、分别占174%、200%和257%，电网侧新增装机分别占320%、190%和378%。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。以上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。电价方面，根据GlobalPetrolPrices提供的数据，截至2022年3月，德国居民平均电价在统计的国家中排名第二，仅次于丹麦，达到0429美元/kWh；而中国居民平

10、均电价仅为0076美元/kWh，远低于主要发达经济体，因此用户侧安装储能系统在峰谷间的充放电性价比相对较低。全球新一轮碳减排目标刺激我国能源体系变革提速，中国将推动新能源产业一体化发展，从发电侧、电网侧、用户侧推广储能产品的使用。随着国内新能源产业的发展和电力市场的市场化和多元化发展，叠加能源价格上涨和强制配储等因素，国内储能市场的潜力巨大，也将迎来新一轮发展机会。2021年6月7日，国家发改委发布国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知，各省市风电、光伏发电项目上网指导价差异较大。对于上网电价较高的地区，安装储能系统实现可再生能源并网的收益更明显，因此高电价地区储能系统需

11、求更明显。截至2021年上半年，除少数省份外，储能项目在全国各省份均有分布，其中广东、湖北、山东、陕西等省份项目数量较多。根据国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知，2021年，广东、湖南、湖北等省份新建风电、光伏发电项目指导价在全国各省份中处于较高水平。（六）中国电化学储能行业未来发展趋势光伏，风电等新能源发电在碳中和的背景下得到快速发展，根据中华人民共和国2021年国民经济和社会发展统计公报，截至2021年末，中国累计并网风电装机功率达到32848GW，同比增长166%；累计并网太阳能发电装机功率30656GW，同比增长209%。在秉持贯彻碳中和新发展理念，以最大化消

12、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，但由于风电、光伏等新能源发电技术存在波动性、间歇性和不可预测性等特征，因此，随着新能源发电装机量的提升，储能的需求也将随之提升。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。电化学储能装机规模的不断提升，能够支撑国内大规模发展新能源、并保障能源安全，预计未来发电侧和电网侧电化学储能装机规模会跟随新能源装机规模同步提升。2021年7月26日，国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，旨在通过完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价

13、机制对分时电价机制进行优化，规定上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地区，其峰谷电价价差原则上不低于4:1，其余地区原则上不低于3:1；同时建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。在用户侧，对于户用储能用户，储能系统获取收益的方式主要取决于峰谷价差，峰谷价差越大，通过户用储能系统参与峰谷价差获利的收益率越高；对于工商业用户，在中国现行的两部制电价下，除缴纳与用电量正相关的电度电费之外，还需缴纳基于变压器容量或最大需量的容量电费。除参与峰谷价差获利外，工商业用户可以使用储能系统在用电低谷时充电并在用电高峰时放电，降低变压器容量或最大需量，进而降低容量电费部分的

14、成本。随着电价市场化改革进程加速以及电力交易机制的完善，用户侧储能系统参与峰谷价差获利的可行性不断增强，储能系统的经济效益日益显现，有助于电化学储能市场规模的进一步扩大。2019年6月25日，国家发改委、科技部、工信部、国家能源局共同印发贯彻落实2019-2020年行动计划，明确提出由科技部牵头推动储能技术研发，计划在国家重点研发计划中，着力加强对先进储能技术研发任务的部署，集中攻克制约储能技术应用与发展的规模、效率、成本、寿命、安全性等方面的瓶颈技术问题，使中国储能技术在未来5-10年甚至更长时期内处于国际领先水平，形成系统、完整的技术布局，以及具有核心竞争力的产业链。由国家能源局牵头提升储

15、能运行安全性，在电源侧研究并采用响应速度快、稳定性高、具备随时启动能力的储能系统，提高机组运行稳定性和故障快速恢复能力，在电厂全厂失电的情况下实现发电机组黑启动。在电网侧研究并采用大容量、响应速度快的储能技术，抑制因系统扰动导致的发电机组振荡，在短时间内提供足够的有功功率动态支撑，降低系统崩溃的风险。2020年1月9日，国家能源局、应急管理部、国家市场监督管理总局联合印发关于加强储能标准化工作的实施方案，强调建立储能标准化协调工作机制以及储能标准体系、推动储能标准化示范工作。2020年1月17日，教育部、国家发改委、国家能源局联合颁布储能技术专业学科发展行动计划（20202024年），计划在未

16、来5年增设若干储能技术本科专业、二级学科和交叉学科，完备储能技术人才培养专业学科体系，并推动建设若干储能技术学院（研究院），建设一批储能技术产教融合创新平台，推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平。随着储能技术，特别是电化学储能技术的持续发展，储能效率、稳定性、经济性均有望得到进一步的提升，结合我国日益完善的储能行业标准，已为储能产业的长远发展打下了坚实的基础。三、 便携式储能行业前景分析便携储能采用内置高能量密度的锂离子电池提供稳定的交直流电输出，是一种安全、可靠、便携、稳定、环保的小型储能系统。根据中国化学与物理电源协会数据，全球便携式储能行业的市场规模从2016年的06亿元，大幅上升至

17、2020年的426亿元，年复合增长率高达19028%，预计至2026年将进一步上升至8823亿元，市场前景广阔。四、 储能行业发展前景随着碳达峰、碳中和目标的提出，以光伏、风电为代表的可再生能源战略地位凸显，储能作为支撑可再生能源发展的关键技术也在快速发展。近年来，国家政策大力支持储能电池发展，关于促进储能技术和产业发展的指导意见，明确计划在未来10年内完成两步走，到2025年，使储能电池产业实现规模化发展，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点。中国十四五规划纲要在储能产业、储能能力、储能项目方面都做出了要求。关于加快推动新型储能发展的指导意见提出，坚持储能技术多元化，推动锂离子电

18、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。在政策利好下，预计储能电池快速发展将助力我国实现碳中和目标。储能电池可广泛应用于发电、输配电、用电等电力系统环节，可再生能源电力系统建设的快速增长为大规模储能系统的部署奠定了基础。同时，技术进步和生产规模的扩大推动了储能电池成本的下降。此外，动力电池产业的快速发展也带动了相关技术在储能电池中的应用，推动了储能电池成本的降低。随着储能电池成本的不断下降，储能电池市场将迎来快速发展和规模化发展阶段，将助力我国能源低碳化转型。储能系统安全事故在全球范围内的发生，引起行业的广泛关注。因此，提高储能电池安全性能是解决系统安全问题最有效的措施。五、 储

19、能行业的必要性全球储能发展比较早，前几年增速平均呈2%-4%规模增长，2020年底累计装机规模达到1911GW。我国前期储能方式主要是物理储能，电化学储能起步较晚。受益于国家的能源战略，新能源产业快速商业化发展，在锂离子电池储能上迎头赶上，2011年我国电化学储能装机规模仅为407MW，2020年累计装机规模达到327GW，占全球电化学储能装机比重提升至23%。目前化石能源仍然是全球能源消费的主要方式，比例占据85%。2020年9月，我国承诺在2030年实现碳达峰、在2060年实现碳中和的目标，西方国家则是在2050年前实现碳中和的减排目标。从设定的时间节点来看，全球主要经济体实现碳中和的时间

20、仅剩30-40年，但目前可再生能源消费仅占全球能源消费的10%，而西方国家要在2050年实现碳中和，可再生能源消费占比必须要达到30%以上，由此可见，在短时间内进行能源结构的变革，时间上并不充裕，未来碳中和的脚步将逐步加快。风能、光能作为未来实现碳中和的重要手段，因其不稳定性、易冲击电网，商业化应用步伐较慢，未来储能的出现，将解决发电侧这些弊端问题。电力处于现代能源的核心位置，以前是由发电侧-电网侧-用电侧组成的源-网-荷结构。在碳中和指导下的电力清洁化趋势下，逐步转变成源-网-荷-储的结构，储能将贯穿整个电力系统。未来储能行业市场格局将是多维的、立体的，竞争与合作并存将是常态。六、 储能行业

21、进入壁垒（一）储能行认证壁垒对于储能企业而言，在不同国家销售通常需要先经过当地的产品认证，涉及大量严格的安全标准和复杂的认证程序，对进入者提出了较高要求。部分国家和地区完成认证需要半年至一年以上的时间，限制了新进入者进入市场的速度。（二）储能行技术壁垒BMS是控制，理电池各项功能并保护电池的核心部件，是储能产业链的重要组成环节，BMS的技术水平直接决定了电芯的使用效率和寿命。部分电芯参数无法通过直接观测取得，而是需要积累大量的电芯使用数据，通过放电电压、电流、时间、循环次数等指标优化算法从而模拟电池充放电情况。实现高精度测量需要大量数据积累以及长时间的算法调试，并根据电芯的使用寿命对各项参数进

22、行微调，才能构建完善的BMS策略，继而为SOC、SOH、SOP估算提供保障并形成稳定高效的储能系统。对于新进入者而言，突破核心技术不仅需要较大的资本投入，还需要较长的时间积累。因此BMS技术成为制约新进入者进入本行业的主要壁垒之一。EMS作为储能系统供电实体的控制系统，需要控制逆变器、负载、电池模组等部件的稳定运行，是储能系统的控制核心，全方位地保障了用电可靠性和经济性。（三）储能行产品品牌壁垒储能系统的安全性，可靠性是消费者选择产品时的重要考虑因素，此外，储能产品价格相对较高且质保期较长，因此消费者选择储能系统时往往较为倾向品牌认可度较高的企业所生产的产品。而产品品牌的建设需要较长时间的积累

23、和持续的维护，尤其在德国等注重产品质量、品牌忠诚度较高的市场，新进入者短时间内很难快速形成品牌影响力。（四）储能行人才壁垒储能行业的市场参与者需要投入大量的人力物力资源，逐步建立起由产品研发、渠道拓展、品牌策划、市场营销和供应链管理等各领域优秀人才组成的管理团队，同时企业还需要成熟且完善的人才培训和选拔机制，以满足企业发展过程中对人力资源的需求，以上构成了进入储能行业的人才壁垒。七、 户用储能行业前景分析户用储能可称为家庭储能系统，在用电低谷时，户用储能系统中的电池组能够自行充电，以备在用电高峰或断电时使用。根据WoodMackenzie，IEA，SolarpowerEU，USDOE的数据，全

24、球户用储能市场新增装机规模预计从2021年的95GWh上升至2025年的934GWh，复合增长率达7707%。八、 电化学储能系统集成介绍新型储能技术路线具有多样化特征。多种新型储能技术正逐步从示范试验走向商业化应用，在电力系统各个环节发挥重要作用。从目前的现状来看，锂电池储能在规模化发展的新型储能中占据绝对主导地位。对比目前抽水储能度电成本，目前主流的电化学锂电池储能度电成本降低空间大，储能系统降本需求旺盛。电池储能系统，是一种由蓄电池和并联电压型变流器构成的能量存储系统，具备快速调节与交流系统间交换（输出或吸收）功率（有功或无功）的能力。根据实际应用，电池储能系统主要包含电池、储能变流器（

25、PCS）、温控系统、消防系统以及管理控制系统和其他软硬件系统。不同于动力电池系统，储能电池系统在一体化、标准化等技术方面存在很大优化空间，长寿命、多循环、高安全、低成本是未来的发展趋势，特别是长时储能亟待发展。根据CNESA统计，全球新增装机量方面，从2021年新增7GW，预计到2025年全球新增413GW，复合增长率5585%；中国新增装机量方面，从2021年新增18GW，预计到2025年新增233GW，复合增长率8968%。根据CNESA统计，2021年中国储能累计装机量为195GW，全球储能累计装机量为2035GW。根据目前储能系统的市场价格约为15元/wh，以及PCS成本占比10%，测

26、算2023年储能累计装机量将达到326GW，储能系统国内市场规模将达近千亿元。电化学储能相关国家法律法规政策已经陆续颁布。在接下来政策的指引下，储能行业将迎来大规模发展。电池储能是通过电池、电化学技术存储能量，常用的电池包括锂电池、铅蓄电池、钠电池、液流电池等。电池储能作为电能存储的重要方式，具有功率和能量可根据不同应用需求灵活配置，响应速度快，不受地理资源等外部条件的限制，适合大规模应用和批量生产等优势，使得电池储能在新能源领域有着不可替代的地位。根据工信部最新统计，全行业持续深化创新，先进三元电池、磷酸铁锂电池单体能量密度分别平均达到280Wh/kg、170Wh/kg，骨干企业电池系统循环

27、寿命超过5000次。锂电产品安全标准体系加快完善，电能储能系统用锂蓄电池和电池组安全要求等安全强标正式立项，相关公共服务平台不断建立健全。储能系统在电网的应用目前也逐步完善，根据目前市场的统计，储能系统中电池成本占比约为60%，成为储能系统中的成本核心。完整的储能系统集成在新型电力系统中逐步形成了源-电-荷-储一体化的应用模式，保证了储能削峰填谷、新能源消纳等作用很好的发挥。锂电池经过几十年的发展革新，储能电池逐步形成从上游电池正负极材料、电解液、隔膜，到电芯、电池PACK以及电池簇，到下游储能电池系统集成的完整产业链。储能系统的初始投资成本高是制约储能商业化、规模化应用的主要因素，因此减少设

28、备数量和建设成本，结合大容量电芯的使用，可以有效的降低初始投资成本。随之带动着储能技术往大容量、系统精细化等方向发展。目前电芯成本是储能系统成本占比最高的因素，市场上逐步出现成本相对低、原材料丰富的钠离子电池，成为大家的关注重心。根据各公司公布的投产计划，2023年钠电池产能将达到GWh级别。因其高循环次数、低能量密度的特性，本身适用于长时储能的要求，未来钠电池在储能领域的应用将得到充足的发挥。从电池材料来看，碳酸钠价格远低于碳酸锂，根据目前行业材料价格水平，预估钠电池电芯价格目前可以比锂电池低01-02元/wh。未来在技术的不断革新推动下，钠电池的成本将有大幅度下降，根据目前锂电芯08元/wh的价格水平，钠电池将有望突破低于05元/wh，这对于储能系统整体成本将有一个很大幅度的降本促进作用，随着未来储能市场的爆发，钠电池将会有一个爆发期。从储能项目度电成本来看，度电成本LCOS=电力损耗+运维成本+装机成本/循环次数，参考目前成熟的抽水储能度电成本021-025元/kWh。