电化学储能行业发展情况、未来发展趋势
思瀚产业研究院 沃太能源    2023-11-28

（1）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。

（2）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。

思瀚发布《2023-2028年中国电化学储能行业市场现状及投资前景预测报告》

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。

（3）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9.9GW，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模从 2.2GW 迅速上涨至 23GW，年复合增长率高达 79.65%。

根据东方证券研究所的测算，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25.45GW/58.26GWh。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%。

（4）全球电化学储能发展趋势

1）电池等关键环节成本下降带动储能系统成本下降，提升储能装机经济性

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。

2）新能源装机量提升继续催生储能系统需求

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 24.59%，并成为全球新增光伏装机功率超过 200 GW 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 334 GW。

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 93.6GW，同比增长 12%，2021 年风电招标项目的装机功率达到88GW，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 128.8GW，其中陆上风电 97.4GW，海上风电 31.4GW。

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。

（5）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3.27GW，预计在基准情景下 2025 年全年将增长至 35.52GW；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 55.88GW。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

① 储能装机增量主要来源于发电侧和电网侧

根据 CNESA 数据，2018 年至 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。

电价方面，根据 Global Petrol Prices 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 0.429 美元/kWh；而中国居民平均电价仅为 0.076 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。

② 高电价地区储能市场发展更为迅速

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。

（6）中国电化学储能行业未来发展趋势

1）新能源发电装机量增长，发电侧和电网侧将会迎来进一步发展

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 328.48GW，同比增长 16.6%；累计并网太阳能发电装机功率 306.56GW，同比增长 20.9%。

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，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。

2）分时电价机制完善打开电价浮动空间，有望为用户侧带来发展机遇

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。

3）储能技术研发不断加快，储能标准体系日益健全

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<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>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（2020—2024 年）》，计划在未来 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。