戶用和大型儲能共同發(fā)展。根據(jù)儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)中的位置不同，可以分為并網(wǎng)側、用戶側、調(diào)峰調(diào)頻、輔助服務等細分 市場。不同應用場景下，儲能系統(tǒng)起到的作用也不同，在并網(wǎng)側可平抑風光發(fā)電波動，促進新能源消納；在戶用側，可 以實現(xiàn)新能源電力的自供給。由于儲能系統(tǒng)需求的多樣性，儲能市場也逐步探索出多種商業(yè)模式。不同國家和地區(qū)電網(wǎng) 規(guī)模不同，電價定價模式不同，使得儲能在不同地區(qū)有著不同的發(fā)展趨勢。從裝機現(xiàn)狀來看，德國是最大的戶用儲能市 場，歐洲其他國家和美國市場戶用和大型儲能共同發(fā)展，中國市場以大型儲能為主。
儲能技術多樣，百舸爭流。從技術類型來看，儲能形式包括抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能、光熱儲能和重力儲 能等，其中電化學儲能還可以細分為鋰電池、液流電池、鈉電池等路線。從應用市場來看，目前抽水蓄能的技術最為成 熟，保有量最大，建設需要特殊區(qū)域。電化學儲能新增裝機增速最快，能同時滿足戶用和大型儲能的要求。
1、全球主要經(jīng)濟體儲能政策及發(fā)展現(xiàn)狀
1.1、全球儲能發(fā)展現(xiàn)狀：電化學儲能高增長
2021年全球儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出蓬勃發(fā)展局面，根據(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2021年底，全球已投 運電力儲能項目累計裝機規(guī)模209.4GW，同比增長9%。其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模占比首次低于90%，比去年 同期下降4.1個百分點；新型儲能的累計裝機規(guī)模緊隨其后，為25.4GW，同比增長67.7%。世界主要國家都已經(jīng)把發(fā)展儲能產(chǎn)業(yè)作為國家戰(zhàn)略，國際市場上儲能制造業(yè)戰(zhàn)略制高點的競爭拉開序幕。2021年， 儲能產(chǎn)業(yè)一枝獨秀、蓬勃發(fā)展，成為全球競相發(fā)展的新興產(chǎn)業(yè)。美國推出了“儲能大挑戰(zhàn)（ESGC）”，其去年新增 投運項目裝機規(guī)模再次超過中國，并且率先進入10GWh時代；歐洲提出“電池聯(lián)盟2030”，各項技術研發(fā)和產(chǎn)業(yè)鏈 打造任務正在有序部署。
1.2、美國儲能發(fā)展現(xiàn)狀：規(guī)模增速領先全球
當前，美國是全球最大、增速最快的儲能市場。在2021年供應鏈電池采購短缺和漲價等困境下，部分項目建設延遲， 美國儲能市場發(fā)展仍再創(chuàng)新高，新增儲能項目首次突破3GW，是2020年同期的2.5倍，即將從百兆瓦級開啟吉瓦級項 目的新時代。Wood Mackenzie在7月28日發(fā)布的《全球儲能展望》表示，未來10年美國仍將是儲能市場的領導者， 到2031年美國將成為年均部署 27GW儲能系統(tǒng)的儲能市場。
1.3、中國儲能發(fā)展現(xiàn)狀：市場規(guī)模龐大，新增裝機規(guī)模屢獲新高
中國儲能市場規(guī)模方面，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW，占全球市場總規(guī)模的 22%，同比增長 30%。其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為39.8GW，同比增長25%，所占比重與去年同期 相比再次下降，下降了3個百分點；市場增量主要來自新型儲能，累計裝機規(guī)模達到5729.7MW，同比增長75%。2021 年，中國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破 10GW，達到10.5GW，其中，抽水蓄能新增規(guī)模8GW， 同比增長437%；新型儲能新增規(guī)模首次突破2GW，達到2.4GW，同比增長54%；新型儲能中，鋰離子電池和壓 縮空氣均有百兆瓦級項目并網(wǎng)運行，特別是后者，在 2021 年實現(xiàn)了跨越式增長，新增投運規(guī)模170MW，接近 2020 年底累計裝機規(guī)模的15倍。
1.4、歐洲儲能發(fā)展現(xiàn)狀：快速發(fā)展，表現(xiàn)強勁
歐洲是僅次于美國和中國的全球第三大儲能市場，歐洲儲能市場自2016年以來，裝機規(guī)模持續(xù)增長，并且呈現(xiàn)快速增 長態(tài)勢。2021年，歐洲新增儲能裝機容量達到3.5GWh，同比增長67.2%，其中電化學儲能新增裝機容量超過3GWh。應用方面，歐洲新增儲能裝機量主要由表前（發(fā)電側和網(wǎng)側）儲能和戶用儲能貢獻，其中戶用儲能連續(xù)多年保持40% 以上增速。2021年，歐洲戶用儲能新增裝機容量1.7GWh，同比增長 60.2%；表前儲能新增裝機容量1.6GWh，同比 增長72.7%；工商業(yè)儲能新增裝機容量0.2GWh，同比增長64.4%。
1.5、澳大利亞儲能發(fā)展現(xiàn)狀：積極新建儲能，推動電網(wǎng)聯(lián)通
基于澳大利亞在風電及光伏領域的氣候優(yōu)勢，疊加森林大火及風暴等極端天氣對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定性的威脅，澳大 利亞積極尋求新建儲能，增強輸電網(wǎng)之間的聯(lián)通能力。IHS Markit也將澳大利亞視為表前和表后儲能的關鍵增長市 場，認為需要支持這樣一個從火電為主快速轉型到以可再生能源為主的分布式電網(wǎng)。隨著澳大利亞部署的屋頂光伏系統(tǒng)超過300萬個，屋頂光伏發(fā)電量將在2025年超過燃煤發(fā)電量，儲能市場將成為澳 大利亞電力系統(tǒng)脫碳的新焦點。據(jù)IHS Markit預測，到2030年，澳大利亞的儲能規(guī)模將從500MW增長到12.8GW以上。
1.6、日本儲能發(fā)展現(xiàn)狀：戶用儲能滲透率位于全球前列
應用方面，日本戶用儲能滲透率較高，僅次于德國。2021年日本表后儲能裝機量為931MWh（同比+8%），戶用儲能 占表后儲能的90%。政策方面，2016年日本發(fā)布《面向2050年的能源環(huán)境技術創(chuàng)新戰(zhàn)略》，明確將電化學儲能技術納入五大技術創(chuàng)新領域， 提出重點研發(fā)低成本、安全可靠的先進儲能電池技術。2021年《日本基本能源計劃》經(jīng)歷第六次更新，鼓勵可再生能 源發(fā)展。2022年8月31日發(fā)布《蓄電池產(chǎn)業(yè)策略》，為完善蓄電池制造和利用環(huán)境，將在電動汽車和儲能等領域投資約 240億美元，目標是到2030年日本電動車和儲能電池行業(yè)的產(chǎn)能達到150GWh，全球產(chǎn)能達到600GWh。
1.7、印度儲能發(fā)展現(xiàn)狀：儲能系統(tǒng)需求龐大
為了實現(xiàn)2070年實現(xiàn)凈零排放目標，印度市場對儲能系統(tǒng)有很大的需求。印度制定了到2030年實現(xiàn)部署450GW太 陽能發(fā)電設施和風能發(fā)電設施的目標。根據(jù)印度中央電力管理局的預計，到2030年，累計部署的儲能系統(tǒng)規(guī)模將 達到27GW/108GWh。此外，根據(jù)印度儲能聯(lián)盟（IESA）的數(shù)據(jù)，為了在2030年之前將500GW的非化石燃料能源整合到電網(wǎng)中，印度至 少需要160GWh的儲能。這個儲能容量包括表前電網(wǎng)規(guī)模的儲能、直接整合可再生能源的儲能、輸配電網(wǎng)的儲能以 及為平衡電網(wǎng)提供輔助服務的儲能。
1.8、東南亞地區(qū)儲能發(fā)展現(xiàn)狀：城市化進程推動新能源需求增加
當前，東南亞經(jīng)濟快速發(fā)展，人口增加，城市化規(guī)模不斷擴大，能源需求持續(xù)增加。據(jù)IEA今年發(fā)布的《東南亞能 源展望2022》顯示，過去20年里東南亞的能源需求以每年約3%的速度增長，且這一趨勢將持續(xù)到2030年。在東南亞，燃煤發(fā)電仍然處于主導地位，因此東南亞各國正積極布局新能源產(chǎn)業(yè)，以應對這一巨大挑戰(zhàn)。例如，包 括新加坡、印度尼西亞、泰國、緬甸、馬來西亞、老撾在內(nèi)的六個東南亞國家已經(jīng)宣布了凈零排放和碳中和目標。在IEA預測的可持續(xù)發(fā)展情景中，東南亞地區(qū)到2030年平均每年增加21GW的可再生能源容量。
2、新能源發(fā)電量快速增加，儲能系統(tǒng)作用凸顯
2.1、碳中和背景下新能源需求高企
碳中和背景下可再生能源占比快速提升。2015年《巴黎協(xié)定》提出，到2050年氣溫升幅將進一步限制在1.5℃以內(nèi)， 隨后主要國家陸續(xù)提出碳中和目標，全球能源轉型進程有序推進。根據(jù)IEA預測，基于全球升溫不超過1.5攝氏度的假設， 2050年全球電力消費的90%將來自可再生能源電力，其中風電和光伏占電力消費總規(guī)模的近70%。碳中和的實現(xiàn)路徑有三個方向：發(fā)展清潔能源、節(jié)能提效和碳捕捉與儲存。其中清潔能源是指能夠有效降低溫室氣體 排放的新能源技術。發(fā)展新能源是實現(xiàn)碳中和路徑中較為關鍵的一環(huán)，直接催生了許多新興產(chǎn)業(yè)，例如風力發(fā)電、光 伏發(fā)電等，也促進了水能、核能等成熟的清潔能源的發(fā)展。
2.2、新能源應用：風能是增長最快的可再生能源之一
風能發(fā)電利用運動中的空氣產(chǎn)生的動能，使用風力渦輪機或風能轉換系統(tǒng)將其轉換為電能。其既可以部署在岸上， 也可以通過使用固定在海底的固定渦輪機部署在近海，或者部署在更深水域的浮動結構。根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年 鑒》顯示，2021年全球風電累計裝機量達到824.9GW，前三名分別是中國、歐洲和美國，累計裝機量分別是 328.97GW、223.92GW和132.74GW。風電發(fā)電量也隨著裝機量的攀升呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，2021年全球風電發(fā)電量 已突破1800TWh，中國發(fā)電量反超歐洲，成為世界第一。
2.3、電力能源轉變：全球新能源占比提高
傳統(tǒng)能源優(yōu)勢仍在，新能源發(fā)展?jié)摿薮蟆娜蚰茉唇Y構的變化趨勢看，進入21世紀以來，石油、天然氣、煤炭等 傳統(tǒng)化石能源還在繼續(xù)發(fā)揮各自的優(yōu)勢。但是不可否認，目前世界已經(jīng)處在從傳統(tǒng)礦物能源轉換到新型能源系統(tǒng)的過 渡時期內(nèi)，煤炭和石油的比重在逐漸降低，核能和以風能、太陽能為代表的可再生能源占比在逐步提高。
2.4、儲能系統(tǒng)作用凸顯
風、光電發(fā)展勢頭強勁，儲能系統(tǒng)作用凸顯。儲能系統(tǒng)的應用場景豐富，主要可分為發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶電側三 類。發(fā)電側對儲能的需求場景類型較多，包括電力調(diào)峰、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等：電網(wǎng)側儲能主要用于緩解 電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴容升級等；用戶側儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提高供電 可靠性等。隨著能源需求向新能源方向轉變，儲能系統(tǒng)將成為電力系統(tǒng)中不可或缺的一部分。
3、當前主要儲能類型及市場需求測算
3.1、儲能多種技術路線并存
儲能多種技術路線并存，技術特點、應用場景多元化。按技術角度分，儲能可分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、 熱儲等多種路線。抽水儲能和壓縮空氣儲能容量大且放電時間長，適用于大規(guī)模可再生能源并網(wǎng)、電網(wǎng)調(diào)峰等能量型 應用場景；超級電容和飛輪儲能擁有較高的轉換效率且能提供短時的功率輸出，適用于需要快速響應的領域，如調(diào)頻 等功率型應用場景；電化學儲能放電時間和儲能容量的跨度較大，可通過模塊化實現(xiàn)規(guī)模化應用，適用領域廣泛多樣。抽水蓄能占據(jù)主要電力儲能裝機份額，電化學儲能為最具潛力的技術路線。電化學儲能本身性能優(yōu)勢明顯，一方面對 比壓縮空氣儲能，電化學儲能具備更優(yōu)的響應速度和功率密度；另一方面電化學儲能對地理條件限制較低，初期投資 成本較低，可緩解抽水儲能等傳統(tǒng)儲能開發(fā)接近飽和的現(xiàn)狀。
3.2、抽水儲能：當前最成熟、裝機最多的儲能技術
抽水儲能是當前最成熟、裝機最多的主流儲能技術。其原理是利用水作為儲能介質，通過電能與勢能相互轉化，實現(xiàn)電能 的儲存和管理。利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發(fā)電。可將電網(wǎng)負荷低時的 多余電能，轉變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時期的高價值電能。適用于調(diào)頻、調(diào)相，穩(wěn)定電力系統(tǒng)的周波和電壓，還可提高系統(tǒng)中火電站 和核電站的效率。抽水儲能的最大優(yōu)勢在于其較低的度電成本。根據(jù)《儲能技術全生命周期度電成本分析》中測算， 在不考慮充電成本且折現(xiàn)率為0的情況下，抽水蓄能僅有0.207 元/kWh的度電成本，在各種儲能技術中度電成本最低。
3.3、壓縮空氣儲能：蓄熱式壓縮空氣技術成熟
壓縮空氣儲能是以高壓空氣作為儲能介質，通過高壓空氣的膨脹做功實現(xiàn)能量的釋放。工作原理方面，在儲能時，通 過壓縮機將電能轉化為空氣壓力能，高壓空氣被密封儲存，在能量釋放時，釋放的高壓空氣推動膨脹機將能量轉化為 電能。傳統(tǒng)壓縮空氣儲能的技術需要大量使用化石燃料、依賴儲氣室且系統(tǒng)效率較低。隨著技術迭代，壓縮空氣儲能 的效用不斷優(yōu)化，目前主要技術包括蓄熱式壓縮空氣儲能系統(tǒng)、等溫式壓縮空氣儲能系統(tǒng)、水下壓縮空氣儲能系統(tǒng)、 液態(tài)壓縮空氣儲能系統(tǒng)、超臨界壓縮空氣儲能系統(tǒng)等，現(xiàn)在先進儲能系統(tǒng)的理論系統(tǒng)效率可達到 70%。
3.4、光熱儲能：安全性高，具有天然優(yōu)勢
光熱發(fā)電作為儲能具有天然優(yōu)勢。太陽能光熱發(fā)電機組既具備同步電源特性、又配置了熱儲存系統(tǒng)，因此有一次調(diào)頻和 二次調(diào)頻的功能。根據(jù)《2021中國太陽能熱發(fā)電行業(yè)藍皮書》，截至2021年底，全球太陽能熱發(fā)電累計裝機容量達到 6800MW，中國太陽能熱發(fā)電裝機容量為538MW。光熱儲能是一種安全性高的儲能方式。目前，國內(nèi)單機容量最大的首航高科塔式光熱電站儲電已達1.7GWh；全球達到 了1000GWh。太陽能熱發(fā)電的熔融鹽儲能系統(tǒng)，既可通過太陽能集熱系統(tǒng)給其充熱、儲熱，也可通過電加熱系統(tǒng)將網(wǎng) 上的峰值電力轉化為熱能存儲發(fā)電。這樣的使用方式非常有利于電力系統(tǒng)的電力平衡，也能很好地參與電力市場交易。
3.5、重力儲能：在物理儲能中成本占優(yōu)
重力儲能屬于機械儲能，其基本原理是基于高度落差對儲能介質進行升降，從而完成儲能系統(tǒng)的充放電過程。按介質進 行分類，可以分為以水為重力儲能介質和以固體物質為重力儲能介質。重力儲能優(yōu)勢明顯：①與鋰電池相比，重力儲能度電成本相對較低，儲能時長更長，可以滿足客戶儲能需求，例如電網(wǎng) 側長時間調(diào)峰、工商業(yè)通過儲能套利等，同時也沒有自燃以及爆炸等安全隱患。②與抽水儲能相比，新型重力儲能種類 多樣不完全依賴于水源與地形，選址更為容易。
3.6、電化學儲能：鋰電儲能具備技術和產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢
鋰電池儲能是當前技術最為成熟、裝機規(guī)模最大的電化學儲能技術。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)顯示，2021年鋰離子電池占中國 新型儲能裝機量的89.7%，是最具代表性的新型儲能技術，目前廣泛應用于1-2小時的中短時儲能場景中，在4-8小時 的儲能項目中也有應用。鋰離子電池具有能量密度大、沒有記憶效應、充放電快速、響應速度快等優(yōu)點，廣泛應用于 風電光伏等新能源發(fā)電側配儲和用戶側儲能項目。
4、電化學儲能產(chǎn)業(yè)鏈分析與成本構成
4.1、抽水蓄能系統(tǒng)：當前主要儲能方式
抽水蓄能在儲能中累計裝機量占比達86%，是目前主流的儲能應用方案。抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要為設備制造環(huán)節(jié)，包 括水輪機、水泵、發(fā)電機、壓縮空氣系統(tǒng)和其他設備的生產(chǎn)制造；抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈中游為抽水蓄能電站建設和抽水蓄能 電站運營；抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈下游為應用市場，主要包含工業(yè)用電、商業(yè)用電和居民用電。
4.2、壓縮空氣儲能系統(tǒng)成本：設備采購與建筑工程占比超八成
壓縮空氣蓄能系統(tǒng)包含壓縮、儲氣、蓄熱/冷、回熱/冷、膨脹等多個子系統(tǒng)，其上游為壓縮換熱、儲氣裝置等設備制造 商及鹽穴資源供應，中游為系統(tǒng)集成安裝，下游是用戶終端。從成本構成來看，設備費用占46%，建筑工程費39%，土 地出讓金7%，安裝工程費3%，其他費用7%。壓縮空氣儲能定價采用容量電價和電量電價兩部分，對于膨脹機容量50MW的壓縮空氣系統(tǒng)，假定年循環(huán)次數(shù)330，效 率為60%，運營期按照25年考慮，項目內(nèi)部收益率約為7.51%，回收期約為12年。
4.3、光熱儲能系統(tǒng)成本：集熱系統(tǒng)成本占比過半
光熱儲能系統(tǒng)主要分為聚光系統(tǒng)、吸熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)，聚光系統(tǒng)由定日鏡和大規(guī)模鏡場組成，吸熱器利 用太陽能加熱內(nèi)部工質完成太陽能-熱能轉換，儲換熱系統(tǒng)加熱水產(chǎn)生高溫高壓蒸汽，進而進入發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電。光儲系統(tǒng) 成本中集熱系統(tǒng)約占50%，其次為儲熱系統(tǒng)約在10%以上。
4.4、重力蓄能系統(tǒng)：設備采購與建筑工程占比超八成
重力儲能系統(tǒng)主要包括介質、運輸線路、電動機和發(fā)電機組。介質主要分為水和固體物質，基于高度落差對儲能介質進 行升降來實現(xiàn)儲能系統(tǒng)的充放電過程。水介質型借助管道、豎井等結構，固體重物型借助山體、地下豎井、人工構筑物 等結構，來實現(xiàn)介質的運輸。對于固體重物型重物塊一般選擇密度較高的物質，如金屬、水泥、砂石等以實現(xiàn)較高的能 量密度。重力儲能系統(tǒng)成本主要有由設備和建筑工程兩部分構成，其中，建筑工程費43%，設備費用41%，土地出讓金9%，安 裝工程費2%，其他前期費用5%。
4.5、電化學儲能系統(tǒng)組成
電化學儲能系統(tǒng)主要由電池組、儲能變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）以及其他電氣設 備構成。電池組是儲能系統(tǒng)最主要的構成部分；電池管理系統(tǒng)主要負責電池的監(jiān)測、評估、保護以及均衡等；能量管理 系統(tǒng)負責數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡監(jiān)控和能量調(diào)度等；儲能變流器可以控制儲能，電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。
4.6、電化學儲能電池：鋰電池市場高速增長，行業(yè)集中度高
鋰離子電池儲能爆發(fā)式增長，訂單爆滿。2021年我國儲能型鋰離子電池產(chǎn)量32GWh，同比增長146%，儲能鋰離子電 池企業(yè)普遍進入訂單爆滿、產(chǎn)能不足與計劃大幅擴產(chǎn)的狀態(tài)。據(jù)CNESA統(tǒng)計，受新能源汽車動力電池和儲能的需求，僅 2021年鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈特別是鋰電池的中上游投資計劃已經(jīng)超過了1.2萬億。鋰離子電池市場格局：市場集中度高。根據(jù)EVTank的數(shù)據(jù)，2021年的寧德時代和比亞迪位列第一、第二。在國內(nèi)市場， 寧德時代儲能電池市場份額近六成，如果考慮到時代上汽的份額，寧德體系的公司市占率更高，比亞迪緊隨其后，儲能 電池市場份額16.0%。中航鋰電排名第三，市場份額4.3%。行業(yè)CR3達到80%，頭部集中效應明顯。
4.7 電化學儲能電池：鈉電池儲能或將迎來爆發(fā)增長
鈉離子電池技術成熟，亟待大規(guī)模量產(chǎn)。鈉離子電池具有成本低、倍率性能優(yōu)異、低溫容量保持率高等特點，但目前 仍處于初期起步階段，多家企業(yè)積極推進鈉離子電池進展，預計未來鈉離子電池產(chǎn)業(yè)會有明顯增長。鈉離子電池也由正極材料、負極材料、電解液、隔膜、集流體等構成，鈉離子電池正極原材料為鈉鹽，相較于鋰鹽價 格更加低廉，同時鈉離子電池中鈉和鋁不會發(fā)生反應，因此電池正負極集流體均可采用鋁箔而不必用更加昂貴的銅箔， 成本更低。
4.8、電化學儲能電池：液流電池安全、高容量、長壽命、有潛力
全釩液流電池儲能初始投資成本高，未能大規(guī)模商用。目前全釩液流電池單瓦時成本在3-4元。液流電池中電解液成本占比高。液流電池主要由電解液、電極、離子交換膜、雙極板和集流體組成，以4小時電池儲能 系統(tǒng)為例，電解液在電池成本中占比約50%。液流電池容量大，安全性高，使用壽命長。正、負極電解液儲存在外部不同的儲液罐中，突破常規(guī)的電池容量限制；儲 能介質為水溶液，安全性能高，且電池均勻性好，全釩液流電池循環(huán)次數(shù)達15000次以上。憑借上述特征，釩電池是非 常有潛力的儲能裝置。
4.9、管理控制系統(tǒng)之PCS：市場規(guī)模擴大，格局未定
儲能變流器PCS市場規(guī)模持續(xù)擴大。我國儲能變流器行業(yè)于2012年起步，隨著項目數(shù)量的增加和技術進步，儲能變流器 成本不斷下降，再加上近幾年電化學儲能規(guī)模快速增長，儲能變流器的需求不斷增加，變流器市場規(guī)模持續(xù)擴大，2021 年我國儲能變流器市場規(guī)模為36.7億元。PCS市場格局：格局仍未定，后進者競爭激烈。目前我國儲能變流器市場仍處于提質降本、規(guī)模化發(fā)展的初期階段，市 場格局仍未定，根據(jù)CNESA，2018-2021年我國排名前十的儲能變流器供應商企業(yè)不斷更換，除上能電氣、陽光電源、 科華數(shù)據(jù)等少數(shù)企業(yè)多年保持領先外，新進入者迭出。
4.10、管理控制系統(tǒng)之BMS：市場規(guī)模劇增，行業(yè)集中度高
BMS市場概況：市場規(guī)模迅速增長，需求量快速攀升。BMS在儲能系統(tǒng)中發(fā)揮著保障安全、延長電池壽命、估算剩余 電量等重要作用。從2004年起，我國企業(yè)開始布局BMS，2012年我國BMS市場規(guī)模僅1億～2億元，到2021年時市場 規(guī)模已達103.08億元，同比去年上升138.8%。與此同時，BMS需求量由2014年的8.1萬套增長至2021年的354.5萬套， 期間CAGR達71.57%。BMS市場格局：市場集中度高，龍頭比亞迪、寧德時代、特斯拉。從裝機量看，2021年我國BMS裝機量前五名的企業(yè) 依次為弗迪電池（比亞迪子公司）、寧德時代、特斯拉、華霆動力和力高技術，CR10為74%，市場集中度較高。
4.11、管理控制系統(tǒng)之EMS：市場規(guī)模小，尚無龍頭企業(yè)
EMS市場概況：市場規(guī)模小，尚無龍頭企業(yè)。EMS是運用自動化、信息化等專業(yè)技術，對儲能系統(tǒng)的能源供應、存儲、 輸送等環(huán)節(jié)實施動態(tài)監(jiān)控和數(shù)字化管理的系統(tǒng)。現(xiàn)階段，我國電化學儲能能量管理系統(tǒng)應用比例偏低，2021年市場規(guī)模 僅為6億元。隨著能源產(chǎn)業(yè)數(shù)字化水平提升，能量管理系統(tǒng)應用比例將逐步加大，行業(yè)發(fā)展前景廣闊。
4.12、系統(tǒng)集成行業(yè)：集成商多種模式并存
儲能系統(tǒng)集成市場概況：集成商多種模式并存。儲能系統(tǒng)集成，是將儲能電池、BMS、EMS、PCS等各個單元組合起來， 打造“一站式”解決方案。目前，國內(nèi)的儲能系統(tǒng)集成商主要分為全產(chǎn)業(yè)鏈布局、專業(yè)集成和單純設備供應商轉型三類， 其中基于自身產(chǎn)品由單純設備供應商向系統(tǒng)集成商轉型的企業(yè)占比最多。此外，作為儲能項目業(yè)主方的國有發(fā)電企業(yè)、 電網(wǎng)企業(yè)等也開始布局儲能系統(tǒng)集成領域。儲能系統(tǒng)市場格局：龍頭海博思創(chuàng)、電工時代、陽光電源等。2021年，海博思創(chuàng)、電工時代、科華數(shù)能、陽光電源等儲 能集成商在國內(nèi)新增投運裝機量和出貨量排名中均位于前列。
4.13、電化學儲能經(jīng)濟性評估：內(nèi)部收益率8%
以磷酸鐵鋰電池為例，在峰谷價差模式下，假定儲能系統(tǒng)循環(huán)次數(shù)為330次/年，系統(tǒng)儲能效率為88%，按照15年來計算， IRR約為8%。
4.14、儲能產(chǎn)業(yè)降本路徑一：布局電池原材料，降本空間明顯
電化學儲能系統(tǒng)成本主要來源于儲能電池，而電池成本的主要來源是正極、負極、電解液、隔膜等原材料價格。由于下 游需求增加，2021年10月25日到2022年2月17日，原材料碳酸鋰的價格由19.3萬元/噸上漲至43萬元/噸，漲幅123%， 當前價格超過了55萬元/噸；正極材料磷酸鐵鋰的價格隨之從8.5萬元/噸上漲至14萬元/噸，漲幅65%，由此儲能系統(tǒng)成 本上升，造成價格上漲壓力，壓縮了利潤空間。積極推進礦產(chǎn)資源等上游原材料布局，加快開發(fā)原材料礦產(chǎn)資源，以提高原材料供應量，平衡供需關系，抑制由于需求 快速增長而引起的原材料價格上漲，使原材料價格恢復合理區(qū)間，從而降低儲能成本。此外，中下游企業(yè)可以通過加深 與上游原材料供應企業(yè)合作協(xié)調(diào)關系，或通過提高原材料自供率實現(xiàn)降本。
4.15、儲能產(chǎn)業(yè)降本路徑二：鈉離子替代
鈉離子電池成本顯著低于鋰離子電池，高性價比優(yōu)勢明顯。鋰離子電池地殼豐度0.0065%，且75%分布在美洲，目前價 格昂貴；相比之下，鈉資源在地殼中占比2.75%，全球分布廣泛，價格便宜。另外，鋰離子電池負極集流體必須為銅箔， 鈉離子電池正負極集流體均為鋁箔，銅箔價格遠高于鋁箔，因此在集流體上鈉離子電池可進一步降低成本。以鈉離子電 池選用NaCuFeMnO/軟碳體系，鋰離子電池選用磷酸鐵鋰/石墨體系為例，鈉離子電池比鋰離子電池成本低30%~40%。與鋰離子電池相比，鈉離子電池平均能量密度低38%左右，壽命降低30%左右，最高電壓不及鋰離子，但由于其價格低 廉因素，隨著鈉離子電池規(guī)模化量產(chǎn)，可以作為一種高性價比儲能方式。
4.16、儲能產(chǎn)業(yè)降本路徑三：增加電網(wǎng)調(diào)度頻率
根據(jù)全生命周期度電分析法，儲能系統(tǒng)度電成本由初次投資成本、年維護運營成本、替換成本、充電成本、回收成本等 部分組成，其中年循環(huán)次數(shù)主要影響其替換和充電成本。在年循環(huán)次數(shù)均為330次時，抽水蓄能、壓縮空氣、磷酸鐵鋰 電池度電成本在考慮充電電價時分別為0.882、0.911、1.255元。當提高磷酸鐵鋰年循環(huán)次數(shù)到495、660次時，價格分 別下降到0.985、0.888元，與抽水蓄能、壓縮空氣儲能成本接近。因此，增加電網(wǎng)對儲能電站的調(diào)用頻率，可大幅度降 低度電成本，降幅可達30%以上。
