2024年储能行业全景图（上）大储篇：大储扬帆出海，市场多点开花

一、新型储能：电力系统的“蓄水池”

储能是推动可再生能源大规模应用的关键技术

储能是电力系统中的“蓄水池”，是推动可再生能源大规模应用的关键技术。储能通常特指电力储能，是将不易储存的电能转化 为机械能、化学能等形式储存起来，以便需要时使用的过程。电能传输速度与光速相同，发、输、用电往往在同一瞬间完成，要 求电力生产和负荷相匹配；但风电、光伏等可再生能源具有波动性和随机性，难以实时匹配负荷，影响电能质量和利用率。储能 系统就像电力系统中的“蓄水池”，可以动态吸收能量并适时释放，从而改变电能发、输、用同步完成的模式，使得实时平衡的 “刚性”电力系统变得更加“柔性”。储能可以起到平抑新能源波动、跟踪计划出力、参与系统调峰调频、提高消纳水平等作用， 推动可再生能源的大规模应用，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。

技术路线：抽水蓄能存量庞大，新型储能增长强劲

抽水蓄能装机规模庞大，新型储能增长强劲。新型储能通常指除抽水蓄能之外的储能技术，现阶段以电化学储能为主。根据CNESA 数据，截至2023年底，全球电力储能累计装机289.2GW。其中，抽水蓄能累计装机193.8GW，规模占比首次低于70%，占比较2022 年下降12.3个百分点；新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。新型储能项目装机中，锂离子电池仍占据绝对 主导地位。

新型储能是未来储能市场发展的主力。抽水蓄能是现存储能装机的主要路线，其选址依赖特定地理资源，且建设周期长（通常在 6-7年），增速相对有限；新型储能建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性好，是建设新型电力系统、 推动能源绿色低碳转型的关键，也是未来储能市场发展的主力。

全球市场：大储是全球装机主要类型

分场景来看，大储仍为全球储能新增装机的主要类型。根据我们汇总CNESA、EASE、Wood Mackenzie、Sunwiz数据，2023年，全球 大储装机32.7GW，占新型储能装机比重71%；我们预计2024/2025年新增装机57.8/77.8GW，增速分别为77%/35%；户储为第二大装 机类型，预计2024年市场需求较2023年微增，不同区域表现分化；工商业储能装机体量相对较小，但在中国市场增长迅速。

各国储能装机结构各有不同。从2023年装机情况来看，中国装机以大储为主，大储装机超过九成，同时工商储也扮演着越来越重 要的角色；由于我国居民电价较低，户储装机规模相对较小，可忽略不计。欧洲装机以户储居多，户储占2023年装机规模的2/3； 随着部分国家对电网级大储的重视及政策扶持，后续大储占比有望提升。美国储能装机以大储为主，由于多个州仍采取净计量政 策，户储需求空间尚未完全打开，潜在渗透空间广阔。

二、国内大储：政策引领装机，商业化有待完善

市场规模：招投标持续景气，预计全年大储装机32GW/70GWh

中国大储市场：预计2024/2025年新增装机分别为32.0/41.8GW，功率同 比增长62%/31%。国内大储装机持续增长，根据国家能源局，2024年上 半年我国新型储能新增装机13.05GW/32.19GWh。根据储能与电力市场， 1-8月，国内储能项目完成招标规模共计34.6GW。我们使用集中式风/光 配套的储能比例估算国内大储市场规模。考虑新型电力系统建设需求， 加之新能源入市趋势下储能商业价值有望逐步得到体现，储能装机与集 中式风/光装机功率之比仍将呈增加趋势。假设2024/2025年使用功率表 示的配储比例分别为16.0%/19.0%，平均配置时长2.2h，预计2024/2025年 国内大储新增装机功率32/42GW，容量70/92GWh。

项目分类：“新能源配储”和“独立储能”共同发展，长期将殊途同归

大储分类口径说明。国外大储项目通常称为Utility-Scale（公用事业级）/Grid-Scale（电网级规模）项目，分类内通常不再进行细 分。国内前期将大储项目分类为“电源侧”和“电网侧”，现阶段由于新能源配储占电源侧装机的绝大部分，独立储能占电网 侧储能装机的绝大部分，较多统计口径将“新能源配储”和“独立储能”作为大储的两个主要类别。

“新能源配储”和“独立储能”两者长期或将殊途同归。中电联统计，2024年上半年我国独立储能新增装机6.9GW，占储能新增 装机的66%。“新能源配储”和“独立储能”的划分依据是并网主体，前者依托于新能源场站存在，后者独立并网。理论上，前 者装机由新能源强配政策驱动，后者则将逐渐形成完整的商业模式，由市场驱动装机。但现阶段，国内独立储能收益来源以容量 租赁为主，驱动因素同样为新能源强配，两者驱动因素和使用功能并无本质区别。长期来看，符合条件的新能源配储项目允许转 换为独立储能，两者界限或将逐渐模糊，调用更灵活、商业模式更丰富的独立储能将成为国内大储的主流装机形式。

驱动因素：新能源“强配”储能规定推动，形成大储装机规模刚需

新能源“强配”储能规定推动，形成大储装机规模刚需。2021年，发改委、能源局发布《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》，超过保障性并网部分的规模初期按照功率15%的挂钩比例（4h以上）配建调峰能力，按照20% 以上比例配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。自此，各地推出新能源配储比例要求，配储功率通常在新能源装 机规模的10-25%，持续放电时长2-4小时。

“配额制”是新能源消纳责任分摊原则的体现，具有一定合理性。在我国，可再生能源消纳的主要责任由电网企业承担；随着新 能源装机和发电比例增加，电网消纳压力随之增长。“配额制”体现了令发电企业适当承担一部分并网消纳责任的导向，具有一 定合理性。

三、海外大储：发达市场、新兴市场多点开花

海外大储：关注美欧高价值市场和中东新兴市场机遇

大储出海机遇优良，美欧、中东需求可期。与国内市场相 比，海外大储竞争格局和盈利水平相对更优，国内头部企 业寻求出海。国内企业大储出海市场主要包括两类：美欧 高价值市场、中东新兴市场。

美、欧电力市场化程度高，大储项目可获得合理的经济回 报，市场高壁垒、高毛利；国内企业凭借产业链优势，可 以在相同或更低的售价下实现比欧美大储企业更高的毛利 率，分享美欧大储市场高速增长的红利。

新兴市场增速强劲，政府自上而下推动集中式光储项目部 署，单体项目规模庞大；国内企业凭借优良的交付能力和 性价比竞逐新兴市场。大储出海机遇优良，美欧、中东市 场将成为全年大储需求的主要增长点。

美国：装机同比高增，预计全年大储装机11.5GW

美国市场：预计2024/2025年新增装机分别为 11.5/14.3GW，同比增长45%/25%。美国大储装机持续增 长，根据EIA数据，2024年1-8月美国大储新增装机 5.96GW，同比增长57.4%。我们结合EIA规划项目进展等因 素，预计2024/2025年装机增速分别为45%/25%，则 2024/2025年美国大储新增装机分别为11.5/14.3GW。

欧洲：英、意市场主导，预计全年大储装机6.3GW

欧洲市场：预计2024/2025年新增装机分别为6.3/9.2GW，同比增长126%/46%。英国和意大利是欧洲发展大储的主要市场。 英国作为岛屿国家，电力供应能力和电网稳定性有限，大储是当地发展绿电推动脱碳、同时保障电力供应能力的重要基础。英国 大储的市场回报机制已较为完善，大储可参与容量市场、电量市场、平衡备用和调频辅助服务市场，获得较为理想的回报。 意大利于2023年11月推出基于长期合同的储能支持新机制MACSE（电力存储容量采购机制），意图推动大储装机，缓解电力供需 地域不匹配造成的电网拥堵问题。MACSE机制下，系统运营商将通过招标与大量储能项目方签署长期合同（12-14年），给予项目 方与通胀挂钩的固定回报，这将大幅降低储能投资风险，有望吸引基础设施和养老基金投向储能项目，推动意大利大储增长。我们采用EASE（欧洲储能协会）对未来的预测数据，该机构预测2024/2025年欧洲大储新增装机分别为6.3/9.2GW，同比增长 126%/46%。

四、技术路线：锂电为主，新路线百舸争流

技术路线概述：大储技术路线百花齐放

与用户侧储能相比，大储具有更丰富的技术路线。用户侧储能（户储、工商业储能）单体规模较小，注重灵活性、安全性和运维 简便性，因此以电化学储能为主，发达市场主要采用锂电池，新兴市场部分采用铅酸电池。大储电站容量和功率规模庞大，不同 应用场景对响应速度、充放寿命、储能时长、选址灵活性等具有不同需求，因此技术路线也百花齐放，选择较为多样。

根据储能原理划分，常见的储能技术可分为物理储能和化学储能两大类。物理储能包括机械储能、热储能和电磁储能，其原理为 将电能转化为机械能、热能形式储存，或将电能以电磁能形式直接储存。化学储能包括电化学储能和氢储能，是将电能转化为化 学能，用电时通过电化学反应释放电能的技术。

机械储能：抽水蓄能和压缩空气技术成熟，飞轮储能存在产业化空间

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能三种方案。 抽水蓄能和压缩空气储能技术较为成熟，是两种大容量、低成本的长时储能方 案。抽水蓄能通过构建具有高低差的水库，利用水的重力势能储能，技术成熟， 装机规模占2023年底全球储能累计装机的67%（注）；但选址依赖特定地理资源， 且建设周期长（6-7年），推广范围有限。压缩空气储能使用洞穴或储气罐储存 高压空气，利用压力势能储能，建设位置限制相对较小，有一定应用前景。 飞轮储能是一种新型储能技术，适用于调频场景。飞轮储能通过高速旋转的飞 轮储存动能，功率密度高、响应快，主要用于电力调频。目前飞轮储能技术路 线基本成型，国内已有部分项目落地使用。

电磁储能：包括超导储能和超级电容器，效率高、响应快是主要亮点

电磁储能以电磁能形式储存能量，主要包括超导储能和超级电容器储能方案。电磁储能能 量损耗极小，具有几类方案中最高的循环效率；且响应速度高，可实现毫秒级响应。电磁 储能发展阶段较早，以实验室研究为主，尚未大规模应用。

超导储能利用超导线圈直接储存电磁能，其循环效率高、寿命长，且可实现毫秒级响应， 可用于一次调频、不间断电源系统、灵活交流输电系统等。超导储能是储能研究的前沿方 向，发展阶段较早，尚未大规模应用。

超级电容器的能量储存机制来源于双电层和赝电容两类电容行为，前者属于物理储能，后 者则涉及一定的电化学反应。超级电容器的循环寿命和充放速度远高于常规电化学储能， 且具有功率密度大、工作温度范围广和环境友好等优点。超级电容器已广泛应用于电子通 信系统、交通工具、航空航天等领域，在可再生能源和电力领域的应用仍在探索中。

五、产业链：海外大储系统竞争格局较优

大储（锂电）产业链包括上游设备+中游集成+下游电站环节

锂电池储能是大储未来一段时期的主流增量装机类型，其产业链主要包括上游储能设备、中游系统集成、下游电站等环节。 储能电池和PCS是大储产业链价值量最大的两个环节，两者在储能系统中分别承担电能存储和电力变换的职能。2023年初至今，全 球储能电池及系统价格下降较快，两者在系统中的价值量占比难以稳定衡量。根据Infolink，2024年6月底，国内280Ah储能电芯均 价0.35元/Wh；GGII统计，2024年6月底，国内源网侧储能PCS招标均价低至0.08元/W；储能与电力市场统计，2024年6月，国内2h 储能系统投标均价0.61元/Wh。据此粗略估计，2h储能系统中，储能电芯、PCS的价值占比分别约为57%/13%。 储能安全环节包括温控、消防环节，重要性日益凸显。液冷方案渗透率的提升和Pack级消防的推广或将进一步提升板块价值量。 系统集成环节参与者众多，专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商均有参与。

电池环节：储能电池出货继续增长，价格下探

储能锂电池市场继续增长，2024H1全球出货量114.5GWh。根据Infolink数 据，2024 年上半年度全球储能电芯出货规模 114.5 GWh，同比增长33.6%。 其中大储（含工商业）、小储（含通讯）分别为 101.9 GWh 与 12.6 GWh。 储能电池均价继续下探。2024年1-9月，我国碳酸锂价格与2022、2023年相 比仍处于低位，且继续下探，碳酸锂价格从2024年初9.7万元/吨的水平下降 至7.6万元/吨，下降22%。电芯均价来看，9月底280Ah、100Ah我国储能电芯 均价分别为0.31和0.35元/Wh，较1月分别下降20%/26%；314Ah储能电芯持 续渗透，价格亦逐步下行，2024年9月底均价为0.33元/Wh。

报告节选：

编辑：火腿肠