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2023中国储能产业研究报告创业邦研究中心2023年4月前言n “双碳”背景下，新能源快速发展，储能技术变得越来越重要，储能技术可以协助克服新能源的不稳定性，提高能源的可靠性和可持续性。储能技术主要包括机械储能、电化学储能、热储能、氢储能等类型，目前抽水蓄能装机规模处于主导地位，但占比持续下降，以磷酸铁锂电池为代表的电化学储能占比持续提升。在我国，强制配储是当前储能产业发展的重要驱动力，各地纷纷推出储能补贴政策，调动行业投资积极性。n 近两年，储能产业飞速发展。截至2022年底，我国新型储能累计装机规模突破10GW，同比增长128；从出口来看，2022年我国锂离子蓄电池出口额达到3426.57亿元，同比增长86.7，2023年第一季度出口额达到1097.92亿元，同比增长94.3，锂离子电池、电动载人汽车、太阳能电池成为我国出口“新三样”；从投融资来看，近两年储能行业在资本市场受到追捧，2022年中国储能行业发生融资事件189件，同比增长64。n 未来，随着储能技术的不断创新和进步，安全性不断提升，电力市场需求的增长和能源结构的升级，储能行业将保持快速增长态势，也将迎来更为广阔的市场前景。 Part 01 储能产业发展背景Part 02 储能产业发展概况Part 03 储能产业细分市场分析Part 04 储能产业投融资分析Part 05 储能产业发展趋势建议CONTENTS 从广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。从狭义上讲，储能特指针对电能的存储，即利用化学或者物理的方法将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。根据不同的存储介质和技术路线，储能主要分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、氢储能五大类，其中机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等，电化学储能包括锂离子电池、铅蓄电池、钠离子电池、液流电池等，电磁储能包括超级电容器储能、超导储能等。储能概念及分类电磁储能热储能氢储能储能技术锂离子电池铅蓄电池液流电池钠离子电池电化学储能抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能机械储能重力储能超级电容器储能超导储能储热储冷氢储能氨储能 “碳达峰、碳中和”目标背景下，清洁能源替代是实现碳排放指标的唯一出路，清洁能源占比逐步提升，但大规模不稳定电源接入对电网的稳定运行带来挑战，部分地区弃风弃光造成资源浪费。储能成为新能源替代的关键，与新能源互补发展，提升能源系统灵活性、安全性。“碳中和”时代，储能与新能源互补发展，实现能量可控“碳中和” 2020年9月，习近平主席在第七十届联合国大会发表讲话力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和目标。 “双碳”目标加速中国能源结构转型，风电、光伏等新能源装机量规模不断提升，装机占比不断提升。新型储能技术在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥着显著作用，新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。弃风弃光政策要求风力发电、光伏发电等新能源发电易受到自然环境影响，新能源发电呈现波动性和间歇性特征，难以达到电力系统并网要求。弃风、弃光现象。我国部分地区新能源供电大幅提高，远超消纳能力，发生弃风弃光现象，造成资源浪费。储能系统可有效解决新能源发电侧面临的挑战，通过平抑新能源并网的波动性，实现削峰填谷，节省电网投资，实现与新能源互补发展。新型电力系统要求，电力系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，以解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题。发展“新能源电站”，新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷等模式，满足系统日内调节需求。通过多类型储能协同运行，提升能源系统运行灵活性，实现动态平衡。储能政策鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场时间政策名称发布单位主要内容2017年9月关于促进储能技术与产业发展的指导意见发改委、能源局等提出十年两个阶段目标第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。鼓励可再生能源场站配置储能、储能系统直接接入电网、参与辅助服务市场、在用户侧建设分布式储能系统源网荷储一体化2021年2月关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见发改委、能源局探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。通过完善市场化电价机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧和独立储能等主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。2021年7月关于加快推动新型储能发展的指导意见发改委、能源局鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式。鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。2025年，新型储能装机量规模达3000万千瓦以上。明确储能市场主体，参与能源电力市场2022年2月关于加快推进电力现货市场建设工作的通知发改委、能源局引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。2022年5月关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知发改委、能源局明确新型储能市场定位，新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。2022年11月电力现货市场基本规则（征求意见稿）电力现货市场监管办法（征求意见稿）能源局推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。2021年9月新型储能项目管理规范（暂行）能源局地方能源主管部门依据投资有关法律、法规及配套制度对本地区新型储能项目实行备案管理。新建动力电池梯次利用储能项目，必须遵循全生命周期理念，建立电池一致性管理和溯源系统，梯次利用电池均要取得相应资质机构出具的安全评估报告。发展多元化储能技术，完善相关技术标准，推进动力电池回收等储能后市场2021年11月 “十四五”能源领域科技创新规划能源局、科技部储能技术重点发展能量型/容量型储能技术装备及系统集成技术、功率型/备用型储能技术装备与系统集成技术、储能电池共性关键技术、大型变速抽水蓄能及海水抽水蓄能关键技术、分布式储能与分布式电源协同聚合技术2022年1月 “十四五”新型储能发展实施方案发改委、能源局开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发初步液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。2022年3月氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）发改委、能源局发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索“风光发电氢储能”一体化应用新模式，逐步形成抽水蓄能、电化学储能、氢储能等多种储能技术相融合的电力系统储能体系。2022年9月能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划能源局加快完善新型储能标准体系，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。近期储能政策深化储能应用，参与系统调节、工商业终端储能时间政策名称发布单位主要内容2023年1月新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）能源局系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电网多种新型技术形态并存。储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，保障电力系统中高比例新能源的稳定运行。2023年1月关于推动能源电子产业发展的指导意见工信部等提出开发安全经济的新型储能电池，研究突破超长寿命高安全性电池体系、大规模大容量高效储能、交通工具移动储能等关键技术，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池。2023年1月 2023年能源监管工作要点能源局加快推进全国统一电力市场体系建设，发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，推动更多工商业用户直接参与交易，引导虚拟电厂、新型储能新型主体参与系统调节。 2023年4月 2023年能源工作指导意见能源局推荐有条件的工业园区、城市小区、大型公共服务，建设可再生能源为主的综合能源站和终端储能。2023年3月国家能源局关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见能源局以新模式新业态促进数字能源生态构建。提高储能与供能、用能系统协同调控及诊断运维智能化水平，加快推动全国新型储能大数据平台建设，健全完善各省（区）信息采集报送途径和机制。2023年4月推动光热发电规模化发展有关事项的通知能源局光热发电兼具调峰电源和储能的双重功能。内蒙古、甘肃、青海、新疆等光热发电重点省份能源主管部门要积极推进光热发电项目规划建设，力争“十四五“期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。随着以风电、光伏为代表的新能源并网量越来越大，新能源的消纳问题愈发突出，对储能时长有了更高要求。全国已有近30个省份出台了新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源储能”。为缓解高峰供电压力，我国各地陆续出台的政策中对新能源配储占比要求达到1020（装机容量占比），4小时以上并且低成本的长时储能需求成为刚需。强制配储政策是当前我国储能发展重要驱动力，也是新能源发电企业经济负担时间政策名称发布单位储能配置比例配储时长2021年6月关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知宁夏 10 -2022年1月关于征求2022年光伏发电项目竞争性配置方案意见的函宁夏 10 2h2022年5月辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案公开征求意见建议的公告辽宁 15 3h2021年12月全省风电建设规模增补方案公开征求意见稿辽宁 15 -2022年3月关于征求2022年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函安徽 5 2h 2022年3月关于组织开展2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知福建试点项目10、其他项目15 2h4h2022年3月关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见的公告内蒙古 15 4h2022年3月屋顶分布式光伏建设指导规范（试行）河北 - -2022年1月关于规范我市风电光伏新能源产业发展广西梧州 10 -2022年1月上海市发展改革委关于公布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知上海 20 4h2022年1月海南省发展和改革委员会关于开展2022年度海南省集中式光伏发电评价上网项目工作的通知海南 10 -2022年3月服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）新疆 25 4h2023年1月关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见西藏 20 4h2022年3月关于开展2022年光伏发电市场化并网项目开发建设工作的通知江苏长江以南8、长江以北10 2h2022年10月关于下达2022年风电、光伏发电项目开发方案河南 2055 2h4h 目前，补贴政策主要涉及投资补贴和运营补贴（调峰补贴）。储能行业受限于高成本、低收益率的问题，而经济性是制约电储能规模化及商业化发展的核心。各地推出的储能项目补贴，可部分提升储能项目的盈利能力，调动行业投资的积极性。储能补贴，调动行业投资积极性时间政策名称发布单位储能补贴2023年1月常州市推进新能源之都建设政策措施常州对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时奖励，连续奖励不超过2年。2023年1月重庆两江新区支持新型储能发展专项政策重庆两江新区对在新区备案且建成投运的用户侧储能、分布式光储、充换储一体化等项目，储能配置时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予200元/千瓦时的补贴，对单个项目的补助最高不超过500万元。2023年1月深圳市支持电化学储能产业加快发展的若干措施征求意见稿深圳针对钠离子电池、镁离子电池、全固态锂电池等前沿重点领域开展关键技术攻关，单个项目予以最高 1000万元支持；对国家级创新载体给予最高不超过3000万元的支持；对企业实施的产线技术改造项目实行分档分类支持，按不超过项目投资额的20，给予最高5000万元资助。 2022年10月合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策实施细则合肥对装机容量1兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh补贴，连续补贴不超过2年，同一企业累计最高不超过300万元。2022年6月关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）山东省能源监管办容量补偿电价新能源发电能力充裕时，电价按照基准价（99.1元/兆瓦时）乘以谷系数K1（K1取值0-50）收取；在发电能力紧张时，容量补充电价按照基准电价乘以峰系数K2（K2取值100-160）收取；其他时段维持基准价不变。2022年3月苏州工业园区进一步推进分布式光伏发展的若干措施苏州工业园区管委会光伏储能项目（2022年1月1日后并网、且接入园区），电量补贴0.3元/千瓦时，补贴3年。2021年9月关于推进源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则（征求意见稿）义务发改委根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时的补贴，补贴两年，补贴资金在“十四五”期间以500万元为上线。2022年5月关于开展2022年新型储能项目试点工作的通知宁夏发改委为鼓励企业投资积极性，给予自治区储能试点项目0.8元/千瓦时调峰服务补偿价格，全生命周期内完全充放电前600次在辅助服务市场中不考虑价格排序，优先调用储能试点项目。2022年2月关于申报2022年生态文明建设储能领域市级预算内基本建设投资项目的通知成都发改委对入选的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目（年利用小时600），按照储能设施规模给予每千瓦230元且单个项目最高不超过100万元的市级预算内资金补助。 2021年1月关于印发支持储能产业发展若干措施试行的通知青海明确储能发售的电量运营补贴0.1元/kWh使用青海储能电池60以上项目，再增加0.05元/kWh Part 01 储能产业发展背景Part 02 储能产业发展概况Part 03 储能产业细分市场分析Part 04 储能产业投融资分析Part 05 储能产业发展趋势建议CONTENTS 根据中关村储能产业技术联盟数据，截至2022年底，全球已投入运行的储能项目累计装机规模为237.2GW，较2021年增长14.9。继2021年全球累计装机规模突破200GW后，2022年保持高速增长态势。全球储能装机规模突破200WG，保持高速增长态势全球累计运行的储能装机规模（2010-2022年）数据来源中关村储能产业技术联盟储能产业研究白皮书2023 135.6 136.6 138.2 139.7 141.2 144.8 168.7 175.4 181.0 184.6 191.1 206.5 237.20.7 1.2 1.1 1.1 2.5 16.5 4.0 3.2 2.0 3.5 8.1 14.9 024681012141618050100150200250 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022储能装机规模（GW）增长率抽水蓄能占据主导，但占比持续下降，电化学储能等新型储能占比不断提升全球电力储能市场累计装机规模占比（20002022年）数据来源中关村储能产业技术联盟储能产业研究白皮书2023 根据中关村储能产业技术联盟数据，全球抽水蓄能装机量占比持续下滑，2022年占比首次低于80，较2021年下降6.8个百分点；随着电化学储能技术不断完善升级，电化学储能装机占比持续提升，2022年占比达到18.7，较2021年增长7个百分点，其中锂离子电池占据绝对主导地位。 96.0 94.3 92.6 90.3 86.2 79.3 0.020.040.060.080.0100.0 2017 2018 2019 2020 2021 2022抽水蓄能占比1.7 3.7 5.2 7.5 11.7 18.7 0.005.0010.0015.0020.00 2017 2018 2019 2020 2021 2022电化学储能占比抽水蓄能, 79.3 熔融盐储热, 1.4新型储能, 19.3 锂离子电池, 94.4 铅蓄电池, 1.4钠硫电池, 1.1液流电池, 0.1其他, 0.1压缩空气储能, 0.3飞轮储能, 0.2 中国、欧洲、美国引领全球储能市场数据来源中关村储能产业技术联盟、中金公司 2022年以来，全球能源供需格局进入调整阶段，越来越多的国家将储能列为加速其清洁能源转型的必选项。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，2022年全球新增投运电力储能项目装机规模30.7GW，同比增长98，其中新型储能投运规模达到20.4GW。中国、欧洲和美国继续引领全球储能市场发展，三者合计占全球市场的86。根据中金公司预测，2023年全球储能需求有望达到189GWh，同比增长超60。美国、中国、欧盟成为全球三大储能市场。国际能源署预测未来5年全球储能装机容量将增长56，到2026年达到270GW左右。中国, 36欧洲, 26美国, 24澳大利日本, 3东南亚, 2拉美地区, 1 其他, 32022年全球新增投运储能项目的地区分布全球储能需求及预测中国与海外在储能产业市场机制上存在差异，国内电力市场化仍在探索资料来源毕马威目前，美国、欧洲、澳大利亚等拥有更成熟的储能市场机制，共性特征在于放开电价管理并建立竞价机制，让储能主体从电价波动中获得商业利益。中国的电力市场化和新型储能参与市场方式还有优化空间。新型储能只有广泛深度参与电力市场，才能充分发挥多元化价值。地区电力市场化现状储能参与市场方式中国电价制度“基准价上下浮动”，价格较长时间保持不变。已建成由区域电力交易中心和省级电力交易中心构成的电力市场体系，主要交易类型包括电能交易、输电权交易、发电权交易和辅助服务交易等。电力市场体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。 2021年以来，新型储能可作为独立储能参与电力市场。独立储能指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。美国电价完全由市场供需决定。美国最大区域电力市场PJM覆盖13个州和哥伦比亚特区，交易标的物分为电能、辅助服务、输电权和容量，其中辅助服务又细分为调频服务、备用服务、无功电压服务和黑启动服务。美国西部平衡市场，由加州ISO建立，先后将西部8个州及加拿大部分地区的平衡资源纳入市场。 2018年美国841法令出台，明确储能可以参与RTO（区域输电组织）与ISO（区域独立系统运营商）运营的所有电力市场。允许储能参与能量、容量、辅助服务等全体系市场，并允许储能在市场上申报投标购电后售电，充放电能按照节点电价结算。将储能的准入门槛从1MW降低至100KW，增加市场主体数量。欧洲大部分国家电力交易推行峰谷电价和季节电价，存在较大的套利空间。大部分国家采用了电能量市场、容量市场和辅助服务市场等多市场协调配合机制。原则上不允许电力系统运营商直接投资、控制储能资源。允许储能参与电力市场通常要求最低容量为1MW，大规模储能的主要回报形式是向电网运营商提供调频服务和其他辅助服务。澳大利亚只有全电量、全电网实时交易和分区定价机制，并没有日前市场，在竞价机制方面，由发电侧单边报价，零售侧承担着电价的风险。由市场化运营机构负责组织现货市场交易、辅助服务交易和输电权交易，以集中式交易模式确保实时发电量与市场需求相匹配。以户用与商用储能为主，大规模储能发展相对落后，因此政府重点规范户用与商用储能市场发展。政府限制电网公司参与竞争市场，电网公司会将所持有的储能资产的运营权出售给第三方公司。中国、美国、欧洲、澳洲储能产业市场机制对比根据中关村储能产业技术联盟数据，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，抽水蓄能累计装机占比首次低于80，新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，同比增长128。新型储能中，锂离子电池占据主导地位，压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、钠离子电池等技术路线的项目在规模上也有突破，应用模式逐渐增多。中国储能装机规模迅速发展，新型储能装机突破10GW，同比增长128 数据来源中关村储能产业技术联盟储能产业研究白皮书2023 1072.7 1709.6 3283.5 5729.7 13076.802000400060008000100001200014000 2018 2019 2020 2021 2022抽水蓄能, 77.1 热储能, 1.0新型储能, 21.9 锂离子电池, 94 铅蓄电池, 3.10液流电池, 1.20超级电容, 0.10压缩空气储能, 1.50飞轮储能, 0.10其他, 0.10 中国电力储能市场累计装机规模占比（20002022年） 2018-2022年中国新型储能市场累计装机规模（MW）大型央企及布局储能业务，带动行业发展五大发电集团储能布局国家能源投资集团 “十四五”期间，国家能源集团将加快“风光火储氢一体化”发展，建设若干个千万千瓦级综合能源基地。中国华能集团加快多区域风光储一体化基地建设，积极开展储能等项目工作。中国华电集团积极谋划和稳妥拓展储能、氢能等新兴业务发展，建设水风光储互补的国家级清洁能源示范区。中国大唐集团围绕“补链、增链、强链”，打造新能源及储能全产业链协同发展的新优势。国家电力投资集团立足低碳，2025年成为中国储能引领者。清洁能源装机占比已经达到53，持续抓好氢能、储能、换电重卡等“三新”产业的创新引领。六小发电集团储能布局国投电力规划2025年“碳达峰”，把储能产业作为战略发展方向之一。中广核 “十四五”期间未出新增投运容量每年300万kW以上的速度发展。三峡集团 2030年储能项目和其他新能源项目总装机规模达到10GW的目标。华润电力 “十四五”期间新增40GW可再生能源装机，期末可再生能源装机占比超过50。中节能加强非电行业超低排放、储能等技术研究，推进新能源储能电站建设。中核集团承担的飞轮储能项目实现国内单体飞轮首次达到的最大并网功率，推进光热储能、“核蓄一体化”抽蓄项目等。两大电网储能布局国家电网加快抽水蓄能电站建设，力争2025年、2030年公司经营区抽水蓄能装机分别达到5000万千瓦、1亿千瓦。支持新兴储能规模化应用，预计2030年公司经营区新型储能装机达到1亿千瓦。南方电网 “十四五”期间，南方五省区计划新增风电、光伏规模1.15亿千瓦，抽水蓄能600万千瓦，推动新能源配套纯2000万千瓦。其他储能布局中国能建中国能建围绕“30·60”系统解决方案“一个中心”和“储能、氢能“两个基本点”，聚焦抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、氢能等新能源业态，建立全产业链核心竞争力。中国电建以新能源和抽水蓄能为核心主业，加快新能源和抽水蓄能规划设计建设新布局和投资经营新布局，积极构建新能源和抽水蓄能业务发展新格局。东方电气将以高端能源装备、新能源和储能产品搭台，推动供应链、产业链上下游精准匹配、高效协同。资料来源毕马威，创业邦根据公开资料整理五大发电集团、六小发电集团、两大电网等央企全部布局储能行业。目前国内抽水蓄能投资主体主要是国家电网和南方电网，两者占据90以上的市场。国内发电侧储能项目，一般以发电集团、电网公司为项目方，投资方为自投及社会资本共同投资。储能企业出海海外储能需求旺盛，中国锂电池出口增长迅猛数据来源中国海关总署根据中国海关总署统计，2023年第一季度，我国电动载人汽车、锂电池、太阳能电池，俗称“新三样”，合计出口2646.9亿元，同比增长66.9。在国外电动汽车和储能市场需求旺盛等多重因素的推动下，2023年第一季度，我国锂离子蓄电池出口额达到1097.92亿元，比2022年第一季度增长94.3。 1102.55 1835.60 3426.57 1097.92 22.6 66.5 86.7 94.3 0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.00500100015002000250030003500400045005000 2020 2021 2022 2023Q12020-2023Q1中国锂电池出口规模及增速出口（亿元）增速 “新三样”产品体现了我国出口质的有效提升和量的合理增长，也为全球绿色低碳转型作出了中国的积极贡献。“新三样”出口呈现以下特点n 2022年“新三样”拉动我国出口整体增长1.7个百分点，今年以来拉动作用进一步增大，一季度拉动出口整体增长2个百分点。n 2023年一季度我国“新三样”对全球200多个国家和地区都有出口记录，其中对欧盟、美国、东盟、韩国和英国前五大市场出口分别增长88.7、88.1、103.5、121.7和118.2，规模合计占“新三样”出口总值的71.6。n 2023年一季度，民营企业、外商投资企业、国有企业等经营主体出口“新三样”都实现了快速增长，增速分别达到79.3、40.9和121.9。其中，民营企业占“新三样”出口总值的65.4，比重较去年同期提升4.5个百分点，高于民营企业占出口总体的比重。储能企业营收增长迅速，海外市场营收贡献较大数据来源各大公司公告，睿兽分析 2022年是储能出海元年，之前海外储能市场一直被日韩品牌占据，随着海外储能市场需求火爆，国内储能企业纷纷出海，目前海外储能市场已经成为国内储能企业创收贡献最大的市场。根据已发布2022年度报告的储能上市企业数据，多数储能相关企业营收获得两位数增长，其中宁德时代、亿纬锂能、派能科技等企业营收增长超过100；企业海外市场营收增速较快，部分企业海外市场营收占比超过90。企业宁德时代亿纬锂能科士达华宝新能派能科技2021-2022年营业收入（单位亿元）及增速 2022年国内外收入（单位亿元）构成及境外收入增速 1304 3286 2021 2022境内77境外23 境内6境外9428 44 2021 2022境内44境外56 21 60 2021 2022境内4境外96境内65境外35169 363 2021 2022 23 32 2021 2022152.07 114.82 56.84 38.35 191.55175.99 46.66 144.08 41.65 242.37 Part 01 储能产业发展背景Part 02 储能产业发展概况Part 03 储能产业细分市场分析Part 04 储能产业投融资分析Part 05 储能产业发展趋势建议CONTENTS 储能产业链框架其他结构件正极材料储能场景应用及后市场服务储能系统原材料及生产装备家庭储能/户用储能电解液隔膜储能变流器（PCS）电池管理系统（BMS）风电站储能电磁储能热储能氢储能能量管理系统（EMS）涂布机其他储能技术装备（抽水蓄能等）储能技术电源侧储能电网侧储能用户侧储能便携式储能储能电池回收利用换电站/换电柜储能电池系统储能EPC 光伏电站储能变电站储能辅助服务（调峰调频）工商业储能传统电站储能储能安全-消防储能安全-温控储能电站运维（运营维护调试服务）储能电池检测充电站/充电桩储能后市场服务储能运维电池材料储能电池制造装备其他储能生产设备辊压机卷绕机其他电池制造装备锂离子电池铅蓄电池液流电池钠离子电池固态电池/半固态电池电化学储能储能系统集成（ESS）数据中心/基站备用储能储能综合服务储能数字化管理服务负极材料抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能机械储能重力储能不同储能技术在储能容量、储能时长等方面存在差异资料来源国家能源局新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）2023年1月主要储能形式的储能容量和储能时长不同储能技术优劣势、应用场景等方面存在差异储能分类储能技术适用条件循环次数/运行寿命优势、劣势适用场景机械储能抽水蓄能长时储能响应分钟级 50年优势技术成熟、运行成本低、储电量大、安全性高劣势建设周期较长（6年左右）、受自然条件限制沿河而建，新能源消纳、削峰填谷、系统调频、黑启动压缩空气储能长时储能响应分钟级 30年优势储能容量大、工作时间长、寿命长劣势能效转换低、响应速度慢、建设周期长削峰填谷飞轮储能短时储能 20年优势功率密度高、寿命长、环境友好劣势储能容量过低、放电时间短系统调频电化学储能锂离子电池 1-4h，长时响应百毫秒级 8000次优势技术成熟，已进入商业化阶段，能量密度大、响应速度快，环境适应性强、组态方式灵活劣势成本高、锂资源受限、安全性低削峰填谷、系统调频、分布式储能、通信基站等、电动汽车等钠离子电池 1-4h，长时响应百毫秒 3500次优势成本低（相对锂电池）、安全性高劣势成本优势尚未显现，产业链及产能尚未建立削峰填谷、系统调频、分布式等液流电池长时储能响应百毫秒 2万次以上优势较为成熟、扩展性好、循环次数高、安全性高劣势成本高、能量密度底削峰填谷、系统调频、分布式铅酸电池 1-4h，长时响应秒级 2000次优势技术成熟、性价比高、维护方便劣势能量密度底、低温性能差、循环寿命低削峰填谷、系统调频、分布式储能、通信基站等氢储能氢储能长时储能响应秒级 10-15年优势超长储能具备竞争力劣势技术链条长、成本高燃料电池、供热等电磁储能超级电容短时储能 10年左右优势功率密度大、循环寿命长劣势储能产量过低、自放电率高削峰填谷、系统调频传统储能方式抽水蓄能发展成熟，但建设周期长、受自然条件限制，未来发展空间有限。新型储能项目成本仍然过高。抽水蓄能受自然条件限制，建设周期长，市场格局相对稳定，以大型国企为主抽水蓄能是指在用电处在低谷时期，新能源发电多、电网不能完全消纳时，抽水蓄能机组将水从下水库抽到上水库，将电能转化为势能储存起来；在用电高峰时期，抽水蓄能机组开启发电模式，释放上水库的水，推动水轮机发电，将势能转化为电能。抽水蓄能是当前最经济的大规模储能技术，但储能设备选址受限，项目开发周期较长。市场规模优势与不足产业链根据国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年），到2030年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产规模1.2亿千瓦左右。抽水蓄能电站建设运营电网系统抽水蓄能设备28.5 30 30.3 31.5 36.4 62 12004080120 2017 2018 2019 2020 2021 2025E 2030E中国抽水蓄能累计装机规模及预测（单位GW）优势技术成熟、储存容量大、循环次数多、使用寿命可超过50年，运行成本低，经济性好、安全性高不足受自然条件限制，需建在山与丘陵存在的地方，上下水库距离较近、具有较高的高度差；开发建设周期长，一般需要7年左右特点抽水蓄能既是电网的重要电源，也是电网的重要负荷，电能综合转换率在75左右。水轮机发电机水泵抽水蓄能机组大部分是发电机、电机、水轮机、水泵等综合体，集抽水发电功能于一体。设备环节竞争格局相对稳固。电站投资运维电站EPC国网、南网在抽水蓄能电站开发建设运营市场中处于领导地位，在承包环节，抽水蓄能项目采用EPC模式，中国电建市场份额最高。调峰、调频储能备用电源抽水蓄能在电网中主要起到调峰、调频、储能、黑启动、事故备用等作用。抽水蓄能度电成本相对较低，成为当前最经济的大规模储能技术。// 压缩空气储能未来长时储能主流路线之一，大型央企、民企是主要推动力量压缩空气储能，在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，并将空气高压密封；在电网负荷高峰期，释放压缩空气，推动汽轮机发电。压缩空气储能是一种能够实现大容量、长时间储能的电力储能系统，是极具潜力的大规模储能技术。压缩空气储能可分为补燃式和非补燃式两类，我国现有投产均为非补燃式，其中蓄热式（绝热）系统为主流。市场规模优势与不足产业链政策催化下，百兆级别压缩空气储能将加快应用。目前我国压缩空气储能行业处于高速增长阶段，压缩空气储能项目突破百兆瓦级大关，示范项目建设愈加频繁。据预测，2022-2025年，我国新增储能装机中压缩空气储能渗透率将达到10，预计2025年累计装机量为6.76GW。空气压缩储能系统集成应用端空气压缩储能设备优势规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活。压缩空气储能具有很好的调峰功能，尤其适合大规模风场场景，风能产生的机械功可以直接驱动压缩机旋转，减少中间转换成电的环节，从而提高效率。不足需要大型储气装置，空气储能效率较低。在储气、发电过程中，一部分能量以热能形式散失，在膨胀过程中需要重新加热。上游压缩机、膨胀机为核心设备，在总建设成本中占比约40-50，还包括换热器、盐穴、储气罐等设计开发建设运营中游开发建设，包括技术支持、设计开发、系统集成、建设运营等，主要为大型工程建设公司及设计及、统系统集成企业电源侧电网侧用户侧空气压缩储能下游对接发电侧、电网侧、用户侧，主要起到削峰填谷、可再生能源消纳及补充工商业用电、居民用电等系统集成葛洲坝中科储能3.5 27.76.8 43.210.1 58.6020406080 2025E 2030E压缩空气储能累计装机量预测（单位GW）保守预测中性预测乐观预测数据来源观研报告网飞轮储能短时、高频、大功率充放电，应用于不间断电源、轨道交通等领域飞轮储能是一种源于航天的先进物理储能技术，是指利用电能驱动飞轮高速旋转，将电能转换为机械能，在需要的时候通过飞轮惯性拖动电机发电，将储存的机械能变为电能输出（即所谓的飞轮放电）的一种储能方式。适用于不间断电源（UPS）、轨道交通、电网调频、电网调峰等高功率、短时间放电、频繁充放电的场景。市场规模优势与不足相较于抽水蓄能、压缩空气储能等比较成熟的机械储能方式，飞轮储能在技术上刚完成兆瓦级突破。随着大规模新能源并网，电网频率波动越来越大，需要飞轮储能等短时高频储能技术支持，预计2025年飞轮储能累计装机量规模将达到210MW。优势响应快、瞬时功率大（利于车辆快速启动），寿命周期长（20年左右），充电时间短、能量转换效率高（可达