| 众所周知，人类的能源供给端主要以电热能源为主，电热能排放了地球上51%的二氧化碳。提高非化石能源在供给端的占比，可以在供给领域实现深度脱碳，助力碳中和。而非化石能源发电具有随机性和波动性较强的特征，不如传统能源供电稳定。“新能源+储能”模式可以有效突破这一瓶颈。

“新能源+储能”助力碳中和

| 什么是储能？

储能就是把能源储存起来，在需要时使用。通俗来讲，食物就可以看作是储存化学能的装置，人们在需要时通过它来获得热量。在能源领域，储能装置需要与电网进行能量双向传递与转换，实现电力调峰、能源优化、提高供电可靠性和电力系统稳定性等功能。

储能技术分类

根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类，电储能是最主要的储能方式。根据原理的不同，电储能还可以分为电化学储能和机械储能：(1)电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂电池、铅蓄电池和钠硫电池等；(2)机械储能主要包括抽水蓄能、飞轮储能和压缩空气储能等。目前国内主要的储能方式是以抽水蓄能为主，电化学储能为辅。在电化学储能中，锂电池占据绝大多数，整体市场占据8.13%。

储能不同技术比较

| 储能产业链概况

储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

储能行业产业链

电池组是储能系统最主要的构成部分。电池管理系统(BMS)主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等。能量管理系统(EMS)负责数据采集、网络监控和能量调度等。储能变流器(PCS)可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

储能行业产业链的核心构成

储能行业的运作模式有储能系统集成模式(Engineering, Procurement and Construct，指设计-采购-施工一体化的承发包模式)，是厂商运用专业的知识和项目经验，将储能系统的各个组件组合成适用于不同运行场景的整体，涉及到电化学、电力电子、IT、电网调度等多个行业。不同运行场景对系统的需求也有差异，需要根据需求指定合理的电池组、 BMS、PCS 等设备的选型和安装策略以及系统控制策略设计。

产业链下游包含储能的应用场景，主要为发电侧、电网侧、工商业和户用。

1. 发电侧：新能源发电的配置储能。国内发电侧主要通过提高发电收入、参与调峰辅助服务获取补贴来实现经济性。但是目前国内这种经济性不明显，因此在绝大程度上需要依靠政策驱动。海外市场主要依靠削峰填谷从而进行峰谷价差套利，实现经济性。

2. 电网侧：电网调频、调峰装机。电网调频、调峰储能装机均通过参加对应的电网辅助服务获取辅助服务补贴来实现经济性。

3. 工商业：分布式光伏配置储能、独立削峰填谷储能。工商业光伏配置储能，可节省工商业企业的用电费用，并且保证特殊情况下的电力供应；独立削峰填谷电站则纯粹通过峰谷价差套利(电价谷时充电，电价峰时放电)，来节省企业用电成本。

4. 户用：家用光伏配置储能。目前中国户用储能装机仍是空白；海外户用储能通过存储光伏发电为家庭用户提供电力，使得在光伏发电无法工作的时段(如夜间或阴雨天)依然可以保证电力自给自足。户用的经济性通过节省用电费用实现。

储能产业链下游应用场景

| 为什么需要储能？

从应用场景看储能需求

从发电侧来看，在风电光伏网量增加之后，为了实现一次性调频，储能将成为必要配置。

一般来说，发电厂是通过控制系统的自动反应，来调整机组有功功率输出，以减少系统频率偏差，维持频率稳定。而新能源场站由于自身调频能力有限，在高比例渗透趋势下，风电、光伏等新能源场站需要额外配置一次调频系统，以保证能够快速响应电网频率调整的要求。储能则是比较好的新能源一次调频方式。目前主要实现方式包括能量备用、配套储能等。能量备用方式要求新能源电站在上报容量规模中预留一部分专门进行一次调频，例如实际装机容量100MW，预留10MW调频。这样做虽然可以让电站具备调频能力，但会造成电站的实际发电量低于装机容量，所以经济性较差。配套储能方式借助电池等储能设备提供额外功率输出，来实现一次调频。同时，配套储能还可以兼顾新能源送出的消纳配合，在功能和经济性上都更具优势，是较好的一次调频实现方案。

2020年我国总发电量为7.62万亿kWh，其中国火电发电量超5万亿kWh，占比68%。在未来，随着双碳政策的落地以及风电、光伏成本的降低，预计到2030年风电、光伏的发电占比将由2020年的6%和3%分别提升至10%和13%。

“五大四小”电力集团(“五大”即：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司。“四小”即：国投电力、国华电力、华润电力、中国广核集团)普遍提出了较高的清洁能源增长目标。在占比方面，华电集团、国电投等提出，清洁能源装机占比均不低于50%。在增量方面，根据各集团的十四五规划，在十四五期间，五大发电集团合计新增新能源装机约327GW，较2020年末增加172%。

随着新能源装机比例的装机比例提高，发电集团不断要求风电、光伏发电站进行“一次调频”。截止2020年，至少有13个以上的省电网公司出台了“新能源电站必须具备一次调频能力”的要求，相关技术改造也势在必行。

从电网侧来看，储能成本或纳入输配电价，市场对储能配置的积极性将会大幅上升。

2019年《输配电定价成本监审办法》中曾明确指出“抽水蓄能电站、电储能设施等成本费用不得计入输配电定价成本”。2021年7月23日，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“健全新型储能价格机制”，即建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。储能成本纳入输配电价有望优化电网侧配置储能的收益效果，形成有效的储能投资模式，从而调动电网侧配置储能的积极性。考虑到电网储能的容量较大，比较成熟的抽水蓄能、以及具备高灵活性的锂电池、钠硫电池、液流电池等，可能是电网侧储能的优先选项。

从用户侧来看，电价调整后，储能将成为具有经济性的一种方式，市场配给储能的动力也将更强。

2021年7月29日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，宣布调升峰谷价差。在国内，工商业电价基准较高，且用电量大，峰谷价差进一步拉大变相提升了储能的度电收益。不具备调整用电时段裕度的工商业企业将有更强的配置储能的意愿。

我们简单做一个测算，假设设备的循环寿命为5000次，储能成本固定1.55元/Wh。如果在电价谷值0.25元/kWh时充电，在峰值0.95元/kWh时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能的收益率达到9.82%，此时具备经济性。

| 储能行业的新趋势

电化学储能发展潜力巨大，成为新增装机主流。

据储能领跑者联盟(EESA)统计，2022年全球电力储能(新型，指使用了新型储能技术的电力储能，即使用除抽水蓄能以外的其他储能技术)装机量为21.33GW/43.94GWh，中国电力储能(新型)装机量为7.16GW/15.94GWh。其他数据显示，2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%；电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长145%，占全部新增的48.8%。

2020年中国储能项目新增装机规模数据；资料来自CNESA全球储能项目库及华西证券研究所

电化学(电池)储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学(锂电池)储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学(锂电池)储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。

| 前文提到，储能行业按产业上下游划分可分为储能电池、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、储能变流器(PCS)等各环节。接下来，我们对这些环节逐一展开分析。

储能产业核心构成的市场现状

新的储能电池研发将会需要巨大的科研投入。

在之前，电池更多地应用于新能源汽车领域。当应用场景转换为储能时，电池和电池管理系统(BMS)必须根据要求的改变而做出更多的调整。因此这两个环节需要巨大的科研开发投入，多种创新的技术路线(如水系锌、液流电池，钠电池等)将迎来更多的创业和投资机会。

电池管理系统(BMS)行业将愈加重视自研芯片和算法提升。

据EESA的调研和测算，在2022年，中国企业储能第三方BMS全球出货量为25.84GWh，其中中国地区应用18.57GWh。BMS企业主要由独立第三方企业、电池企业、以及少数储能公司自研部分(不一定对外独立出售)组成。这一环节的壁垒主要体现在SOC算法的成熟度、均衡技术等。现在主动均衡的价格是被动均衡的10倍，并且故障率较高，因此有很大的提升空间。此外，由于多数电站地处山地或温差大的地方，条件比较恶劣，储能会对BMS的提出更高的要求。

第三方BMS企业占据该领域一半的份额，但长期以来不太受资本认可。超思维于2019年从新三板退市；亿能电子与2016年被收购，科列技术目前体量不大，过多的研发投入造成公司持续亏损。而其他一些三方企业却成长得很快，比如力高技术、普瑞均胜。力高技术开始于2017年，背靠华为团队，拥有过硬的研发能力，目前稳定在行业前十。

相比之下，传统的锂电池巨头因为具有丰富的人才、资本和客户资源，并且拥有丰富的数据库，可以进行算法升级，竞争优势十分明显。具体来说，宁德时代、比亚迪在BMS领域的市占率都达到20%，超过第三名10%。锂电池巨头持续往上游拓展的动机主要有两点。一是降低自身成本。目前BMS厂商毛利率大概为20-30%，开发BMS有利于减少成本。二是提高产业链中的地位以提升议价权。电池管理系统在储能行业的产业链中占据核心地位，如果电池企业可以占领这一环节，那将会有更高的产业地位。因此，电池厂可能会长期参与这个领域的竞争。

系统集成商在这一部分也有所参与，其动机主要有两点，一是展现技术实力，增加下游订单量，二是为了降低成本。

综合来看，BMS在未来有可能获得较好的发展机会，但前提团队具有过硬的技术背景和能力。目前BMS芯片还依赖进口，所以未来BMS的发展趋势可能会向着产业链上游发展，即自研芯片和算法提升。

能量管理系统(EMS)存在较高的市场资质壁垒，较难进行市场化发展。

由于能量管理系统(EMS)和电网具有强相关性，需要对电网的运行包括电力电子系统有较深的了解，因此目前EMS行业主要由电网企业构成，例如国电南瑞、许继电气等，网侧储能也倾向于使用电网系的EMS。电网侧被国网体系垄断，再加上该环节涉及能源安全，存在很高的资质壁垒，所以不太可能有市场化发展的机会。

在未来，能量管理系统(EMS)的价值和重要性主要体现在用户侧未来的运营上，也就是虚拟电厂的概念，即通过控制区域内不同场站的充放电、并网策略，实现业主收益的最大化。

储能变流器(PCS)的行业格局预计较为稳定。

EESA的数据显示，2022年，中国企业储能PCS全球出货量为34.65GW，占全球储能PCS出货量的61.88%。其中，中国企业储能中大功率PCS(30kW及以上)全球出货量为19.76GW，在中国地区应用为15.28GW；中国企业储能小功率PCS(30kW以下)全球出货量为14.89GW。

储能变流器(PCS)的产品形态主要是逆变器设备，其主要功能是实现交流电网电能与储能电池电能之间的能量双向传递，也是一种双向变流器。这种装置不仅可以快速有效地实现平抑分布式发电系统随机电能或潮流的波动，提高电网对大规模可再生能源发电的接纳能力，还可以接受调度指令，吸纳或补充电网的峰谷电能，以及提供无功功率，来提高电网的供电质量和经济效益。在电网故障或停电时，它还具备独立组网供电功能，可以提高负载的供电安全性。变流器还可以记录电网的数据，监测电站的运行，和云平台进行交互。

逆变器按产品形态可分为集中式、组串式、微型和集散式逆变器。集中式逆变器在目前情况下成本优势已经比较微弱，且未来预期价差会进一步缩小；组串式逆变器在渗透率上还有一定渗透空间，但是竞争较为激烈，龙头效应明显；微型逆变器成本较高，且单体容量小，更适合家用或中小型工商业场景，目前来看成长周期较长，但随着分布式光伏在工商业场景的推进，仍存在创业机会；集散式逆变器兼具集中式和组串式的优势，虽然发展时间较短，缺少大规模的经验，但理论上性能好、成本低，且竞争不充分，巨头涉猎较少，目前渗透率仅5%左右，故渗透率提升空间大，适合创业公司成长。

储能逆变器与光伏逆变器在技术上并无本质区别。从集中度来看，全球逆变器CR10(市场占有率排名前10家的公司的市场占有率之和)在80%左右。在充分竞争下，光伏逆变器行业整体技术已经非常成熟。中国Top6企业占据全球光伏逆变器出货量的60%，在全球范围内确立了较强的优势，竞争格局相对稳定。因此逆变器行业格局预计将保持稳定，仍然由传统光伏逆变器龙头(华为、阳光电源)等统治。

储能集成商已经进入加速竞争的阶段，未来竞争可能更激烈。

在排名前十的储能集成商中，大部分做的是对资源要求较高的集中式储能的业务，包括发电集团、国网、运营商客户，未上市的公司仅有海博思创和库博能源。目前，参与储能系统集成的厂商主要有四类：

(1)一类是光伏行业企业，如阳光电源、华为、上能电气、科华数据等。目前市场中的项目多为光伏电站配置储能，光伏系统集成商可以将光伏系统的先进技术迁移到储能系统，通过新能源配置储能实现业务拓展。

(2)一类是电池企业，包括宁德时代、比亚迪等。电池是储能系统的核心，电池是储能系统降本的关键，电池企业可以通过前向一体化有效降低成本，提高利润率。

(3)一类是电力企业，以国电南瑞、中天科技、许继电器为代表。这类企业在传统电厂集成中积累了丰富的经验，了解电网的运行特点，在有效配置储能系统方面占据优势地位。

(4)一类是专注于系统集成的企业，如派能科技、海博思创等。

从整个储能行业角度看，系统集成商处于产业链中游。由于集成商这个角色并不具有很高的技术壁垒，因此行业同质化较高，行业内部容易引起低价竞争。此外，下游订单的毛利率低，回款情况较差，集成商对下游的议价能力也较弱。

在EPC行业内，阳光电源和五大四小都有合作，也承接了三峡示范项目，竞争力较强。但是阳光电源2021年储能系统毛利率略低于采日能源(14%，18%)。海博思创公开招投标的项目体量都不大，并且大部分是华能集团的项目。中天科技则与运营商深度绑定，客户集中度较高。

用户侧储能应用需求尚未形成，行业未来可期。

在发电侧，预计相关规定将刺激发电侧对于储能的需求。2021年8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买储能或调峰能力的方式，多渠道增加可再生能源发电装机并网规模。

在输配电侧，《输配电定价成本监审办法》中明确指出“抽水蓄能电站、电储能设施等成本费用不得计入输配电定价成本”。若未来能计入定价成本，输配电侧的成本问题将会得到解决。

在用户侧，储能提供商处于早期发展阶段，工商业电价刚放开，仍未完全市场化定价，用户尚未感受到，储能尚未体现价值，预计陆续会有创业团队开始融资。

| 结语

储能技术能够起到平抑新能源波动、削峰填谷、提高电能质量的作用，对建设以清洁能源为主的新型电力系统、实现碳达峰和碳中和的目标具有重要意义。储能行业是新能源发展的前沿，具有良好的发展前景，有不少玩家强势布局。根据以上分析，储能产业链上游发展空间较大，企业可能会在电池技术方面发力，如水系锌、液流，钠电池等。下游的需求将会在政策的刺激下迎来强劲增加，应用场景拥有巨大的发展潜力。