对于不同的场景，储能的需求会在安全性、稳定性、成本、能量转换效率、能量密度、循环寿命等方面略有不同。总的来说，储能要求成本低、安全性高，但能量密度可以比较低。

经测算，目前主流电化学储能的度电成本为0.31-0.39元/度，预计未来5-10年间将继续以每年7%左右的速度下降。配合光伏发电成本的下降，需求侧户用光储系统将于2023-2024年左右实现经济性，迎来大众化拐点。最终，预计到2025年和2030年，储能市场规模将分别达到170GWh和260GWh。

一、储能产业链分析

图一：储能产业链简图

图二：全球风光发电量占比

图三：全球储能累计装机量

以下将以从下游到上游的方式，介绍储能产业链的基本情况。

表一：储能应用场景分类

1.1.1 供给侧应用——发电、电网、独立电站

对于新能源发电厂，尤其是风光发电厂来说，电力的生产是很不稳定的，不仅每天的出力情况都不尽相同，一天之内的不同时段出力情况也会存在巨大波动。

图五：平滑输出示意图

对于电网而言，随着新能源电力占比的长期上升，电网的稳定性愈发受到挑战。电网系统作为电力生产与电力消费的中转、输送、分配的枢纽环节，需要同时照顾发电端和消费端的需求。

在新能源发电占比不断上升的大趋势下，电网系统必须拥有足够的储能能力，才能减轻自身负荷，满足消费者需求。储能在电网侧的主要应用就是调峰调频。

调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。

调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

我国电网的额定频率为50Hz，电网发电功率和负荷功率不匹配时会导致电网频率的改变。为了将频率稳定在50Hz 附近，需要进行调频。

图六：调频示意图

2021年7月发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年，装机规模达到30GW，新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

这种电站直接接入电力系统，通过提供调峰调频等电力辅助服务或直接利用电力系统现有的峰谷电价形成机制，在电力过剩的时段（谷段）以较低的价格从电网购电并存储起来，在电力不足的时段（峰段）则以较高的价格卖还给电网，从而实现盈利。

除了直接运营储能电站盈利，还可以将自己的储能容量出租给发电厂以满足政策要求，既开发了新的业务，又减轻了发电厂自建储能电站的成本（若以15%配储比例来算，租赁可以节约23%的总投资），还提高了储能设备的综合质量。

表三：不同模式下独立储能电站收益水平

1.1.2 需求侧——户用、工商、5G

这里的需求侧是指从电网购买电力并用于自行消费的客户。主要包括以家庭为单位的户用储能和以企业为单位的工商业储能。与供给侧的企业不同，如果是传统的完全依赖电网电力的需求侧客户，不需要承担平抑电网负荷的任务，完全是量出为入，不以调峰调频为目的，主要目标是节约用电成本和作为备用电源预防突然停电，其市场相对狭小，且以传统铅蓄电池为主。

图七：户用光储系统对传统电网供电的取代进程

光储设备的商业模式具有明显的区域性。

欧美日发达国家预计将会是家庭户用光储的主要市场，这一方面是因为当地中产居民大量居住在独立寓所中，具备单独的屋顶，为安装光储系统提供了前提条件，而中国的相关条件大多只存在于农村地区；另一方面，与中国不同，欧美日的电力基础设施大多于上世纪六七十年代完成建设，距今已有半个世纪，由于长期缺乏基建改良投资，老化严重，断电等现象越发频繁，且电力市场化程度非常高，电价普遍高于国内，民用电尤其昂贵，使得当地家庭有着强烈的安装独立光储以预防停电、削减电价的需求动机。

除光储以外，另一个值得关注的爆发点在于5G通讯。

能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的3-4倍之间，对于电力的需求大幅提升。

另一方面，在2G、3G、4G时代，站点电源以被动响应为主，缺乏主动规划，容易导致资源浪费。在更高的电力需求之下，如何提升5G基站的系统运行效率、减少资源浪费成为5G建设的重点，在5G基站中安装储能设备变得具有经济性。

随着5G时代的到来，这一需求也将助力储能市场发展。假设充电时长为4小时，储能电站往往需要保证4小时的应急能源供应。5G峰值功耗以每年0.3KW的速度下降。根据项目数据统计，尽管能耗比更高，5G基站峰值功率往往大于4KW，预期随着未来基站数量提升以及技术迭代，单个基站的能耗有望降低至2KW左右。与之对应单个基站容量也等比下降。

1.2 储能形式

1.2.1 物理储能

抽水蓄能是目前最成熟的物理储能技术，在电力充沛时驱动电机将水抬升至高处，以重力势能的形式存储，需要放电时则放水发电。

抽水蓄能技术原理简单，成本非常低，是目前最主流的储能形式，截至2020年底抽水蓄能累计装机规模为31.8GW，占到90%左右的储能装机存量。

然而，抽水蓄能非常依赖合适的地形，发展潜力较小，近几年来随着锂电池储能的兴起，抽水蓄能的市场占比不断下降，预计未来多年将继续维持下降趋势，将第一宝座让给电化学储能。

1.2.2 氢能

除物理储能外，化学储能也是一种重要的储能形式，其中，最具发展潜力的当然就是氢储能。凭借其超高的高能量密度、广泛的适用性、环境友好的特点以及在长时间跨度/异地储放市场的巨大潜力，氢能已经成为了目前最受关注的储能方式之一。

表六：氢储能与电化学储能对比

二、市场空间分析

2.1 储能成本演进

2.1.1 储能成本来源-目前度电成本测算

经过上文技术路线分析，未来至少十年内，电化学储能仍将是储能发展的主要方向，因此以下测算成本专注于电化学储能的成本。

表七：测算结果

可以看出，考虑到中国的光伏发电度电成本在2019年已降至0.36元/度，且还在继续下降，目前国内部分电化学储能项目的效益并不明显，成本仍需进一步下降。

国家发改委发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》强调，到2025年，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

储能系统的成本中，建安、土地等成本难有下降空间，但是占比最大的电池（60%）和逆变器（20%）仍在技术快速发展的过程中。因此，简化来看，储能成本的下降路径就是电池和逆变器的下降路径。

当然，以上成本测算均是以中国情况进行分析测算，海外一般相关成本要高于国内，若以美国为例，换算成人民币（汇率取6.75）储能度电成本为0.5636元/度（EIA数据），约是中国的1.4-1.8倍；2020年电池成本1.08元/wh，高出国内约40%-50%；

到2025年，储能系统单价至少将下降30%，达到910-1355元/度。可以算出度电成本将降至0.2174-0.2759元/度。如果这一趋势持续下去，到2030年，度电成本将降至0.15-0.19元/度，CAGR为7%左右。

2.2 储能市场空间

储能系统是新能源发电必备的配套产品，目前的出力不稳定问题还可以由火力系统调节，但随着全球减排和能源安全目标的推进，储能将是所以新能源系统的标配。问题的关键在于，附带了储能成本的新能源系统，尤其是被寄予厚望的分布式光储系统，何时能够实现真正的经济性，从而达到光储系统从电厂走向用户、从小众走向大众。

今天的中国各地电价标准不同，且基本都实行阶梯电价，居民电价0.52-0.62元/度，工商业电价0.86-1.8元/度，根据中国发展网数据，2019年中国居民综合电价为0.542元/度，综合用电单价为0.663元/度。

图十一：各地区居民/非居民电价对比（USD/kwh）

图十二：全球可再生能源LCOE趋势（USD/kwh）

随着光伏度电和储能度电的进一步减少，如果我们假设综合电价基本不变，则到2025年，储能度电成本只需小于0.483元/度就足以达到经济性，而到这时候，储能度电成本将降至0.28元/度以下，此时，需求侧储能的经济性非常明显，预计将迎来大爆发。其实，或许根本不用等到25年，如果假设成本的下降是逐年线性下降，那么实际上，到2023年经济性就能实现。

2.2.2 空间

供给侧的储能需求将主要源于发电厂和电网等环节为适应新能源电力的不稳定性所产生的刚需，如调峰调频等能源处理工作，这种需求始终存在，并将随着风光发电的装机量增长显著增长。

2021年全球光伏装机175GW，累计装机942GW，占全球发电总量的5%。根据市场预测，未来五到十年每年新增光伏装机量仍将继续攀升，到2025年时达到325GW以上，到2030年时，预计达到360GW以上。

同时，2021年全球风电累计装机量837GW，根据市场预测，未来每年装机量将达到100GW以上，预计到2025年，新增装机量达到120GW，如果继续按照这一速度，预计到2030年可以达到190GW以上。如果只考虑日内调峰调频的功能，以10%、2h标准进行配储，则储能潜在市场规模到2025年将达到91GWh，到2030年达到110GWh以上。

图十三：全球新增光伏规模（GW）

综上所述，预计到2025年，年新增储能规模将达到170GWh，到2030年将达到260GWh。而2021年的储能新增装机容量只有25.2GWh，2021-2025和2025-2030的CAGR将分别达到60%和9%。

注：以上文章摘自“本翼资本”。