1.政策与市场共振，锂电储能如日方升
1.1. 能源转型趋势明确，锂电储能前景可期
1.1.1. 全球零碳竞赛开启，能源结构转型趋势明确
全球零碳竞赛开启，主要国家相继提出碳中和具体目标。自《巴黎协定》签 署以来，主要国家相继制订了一系列有关限制碳排放的政策，根据联合国环境规 划署《2020 排放差距报告》，截至 2020 年 12 月初，占全球温室气体排放量达 51％的 126 个国家已通过、宣布或正在考虑实现“净零目标”。欧盟方 面，2019 年 12 月，“绿色协议”公布欧盟委员会将会努力实现整个欧盟 2050 年净 排放目标；在此基础上，2020 年 9 月，欧盟正式提出 2050 年实现碳中和，2030 年减排 55%的目标及具体的实现路径；之后，在 2020 年 10 月，欧洲议会通过 了环境部提出的 2030 年减排 60%的目标。
能源结构转型是实现碳中和的关键路径。在高能源消费下，要达成《巴黎协 定》所设定的目标，有效降低 CO2 排放量，全球能源系统必须从火力发电为基 础的能源结构，转变为以再生能源、核能等低碳能源为主要电力来源。但能源转 型是一条较为曲折且艰难的路线。据 BNEF 预测的零碳路径，以 2019 年为基准， 到 2030 年全球碳排放量需下降 30%，到 2040 年下降 75%，到 2050 年达到零 排放。从排放结构来看，能源是最主要的减排部门，2030 年的排放量将比 2019 年水平下降 57%，比 2040 年下降 89%。据 BNEF 预测，到 2030 年，可再生能 源消费占一次能源消费比重上升到 34%；到 2050 年上升至 90%。其中风电光伏 是消费主力，到 2030 年，风光消费占一次能源消费比重上升至 16%，到 2050 年上升至 70%。
1.1.2. 能源转型对传统的电网提出诸多挑战
可再生能源发电量占比提升，高比例间歇性可再生能源并网将对电网稳定性 造成冲击。未来能源结构中可再生能源的比例将越来越高，而在可再生 能源的选项中， 风能与太阳能将成为国际上推动再生能源发展的主要项目。但这 两类型的再生能源有个最大的共通点，就是对天气有着高度的敏感性（如光照、 风速等），故而先天具有间歇性和波动性。电力系统具有很高的稳定性要求，随 着可再生能源的规模越来越大，大容量的再生能源发电装置直接并入电网将会对 现有电网的调度控制和安全运维带来巨大挑战。
按照电网吸纳间歇性可再生能源（主要是风电、 光伏）的比例划分了 4 个阶段。第 1 阶段：间歇性可再生能源占比低于 3%，电 力需求本身的波动超过了间歇性可再生电源供应的波动幅度，所以间歇性可再生 能源对于电网的运行没有明显影响。第 2 阶段：间歇性可再生能源占比在 3%-15% 之间，对于电网已经有明显影响，但是可以用加强电网管理的方式来解决，相对 比较容易。第 3 阶段：间歇性可再生能源占比在 15%-25%之间，必须要引入需 求侧管理与储能技术的应用。第 4 阶段：间歇性可再生能源占比在 25-50%之间， 在某些时刻可再生能源可满足 100%的电力需求，电网稳定性面临挑战。除了需 求侧管理和储能技术以外，此时所有的常规电厂都必须灵活运行。
电网消纳能力有限，大比例再生能源并网或导致弃风、弃光率回升。电力系 统的特性是发、输、配、用电瞬时完成，电源调节能力、电网联通规模、负荷规 模及响应能力共同决定了新能源消纳潜力。电力系统平衡的原则是跟踪负荷变化， 并据此调节常规电源出力，当高比例新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟 随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动，因此电源调节能力影响新能源消纳 程度。
伴随着传统能源汽车到新能源汽车的转型，现有电网的负荷加大、控制难度 及失稳风险增加。根据中国汽车工业协会统计数据，2020 年全球新能源汽车产 量 255 万辆，全球新能源车渗透率为 3.1%；中国新能源汽车产量 137 万辆，国 内新能源车渗透率为 5.4%。而《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》指 出，2025 年国内新能源汽车渗透率预计将达 20%，未来几年国内新能源车渗透 率还存在较大的发展空间。
伴随着新能源汽车渗透率的提升，充电负荷所占的比 重将会越来越大，极端情况下会形成很大的峰值负荷，造成电网中变压器和线路 的过载。车辆的充电装置属于非线性电气设备，大规模的接入会产生谐波污染， 造成电压畸变，功率因数下降，对电能质量产生不良影响。同时，当大量电动汽 车同时接入配电网时，配电网线路中的电流会激增，造成线路节点电压的降低， 同时增加线路的网络损枆。此外，当车辆以 V2G 模式接入电网时，电力系统的 潮流将不再简单由变压器母线侧流向用户侧，而是会出现反向潮流，进而对现有 的电网提出更大的挑战。
1.1.3. 储能在能源转型中扮演着重要角色，电化学储能正在大规模商用中
储能或储能技术指的是将较难储存的能源形式转换成技术上较容易且成本上 较低廉的形式储存起来，分为集中式储能和分布式储能。例如：太阳能热水器将 光能（辐射）存在热水（热能）里，电池将电能存在电化学能里。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，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。
其中， 电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池 等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。按照投资规模的 大小，又可分为集中式储能系统和分布式储能系统两种。集中式储能系统以大功 率、长时间的供电场景为对象，一般为能量型储能系统。集中式储能主要以抽水 蓄能和压缩空气储能为主。分布式储能系统以电化学储能为主要代表，其安装地 点灵活，与集中式储能相比，减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力。 分布 式储能系统的功率从几千瓦至几兆瓦不等，容量一般小于 10 MWh，多接入中低 压配电网或用户侧。
储能技术能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入 带来的电网安全稳定问题。储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速 响应、能量时移、布置灵活等特点于一体。电网侧、发电侧、用户侧全面发展， 对于保障电力系统稳定， 促进能源低碳转型起到关键性作用。在可再生能源发电 比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降 低弃风弃光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与 系统调峰调频，增强电网的稳定性。
储能在发电侧、输电系统及用电侧三个方面都有重要应用。电力系统可分为 发电、输电、变电、配电、用电等五大环节，其中输电、变电与配电又可称为输 电系统。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必 须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生 产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔 性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行 的安全性、经济性和灵活性等方面。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景 可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。发电侧：电力调峰、 辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧：缓解电网阻塞、延缓 输配电设备扩容升级、根据区域电网负荷及时进行调峰调频等；用电侧：电力自 发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。在其他如通信与互 联网领域，储能也常在 5G 基站与数据中心作为后备电源使用。
电化学储能相较于其他储能模式存在一定优势，正在大规模商业化发展中。 综合对比目前各种储能技术的技术成熟度与场景适用性，抽水蓄能技术已经比较 成熟，在储能应用中将持续保持高占比；压缩空气储能等技术具有较好的发展前 景，相比其他储能技术，在热能利用市场上拥有更好的经济性；氢储能技术可实 现长周期调节，随着技术进步和成本的大幅降低，是极具发展潜力的规模化储能 技术。未来，氢储能技术将向高效率、低成本、零污染、长寿命方向发展，有望 在可再生消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供等场合实现推广应用。目前， 由于电化学储能与抽水蓄能相比，在响应速度、选址条件、环境影响、建设成本、 安全运行、电能损耗、调节效率、建设周期等方面具备较大优势，已经进入商业 化、规模化应用，具有较大的发展空间。
1.1.4. 从目前的装机数据看，锂电储能正处于快速发展阶段
全球存量储能项目中，抽水蓄能占比较高，但锂电储能正成为新增装机主要 力量。据 CNESA 统计，截至 2020 年底，全球累计储能装机规模 191.1GW，其 中 90.3%为抽水蓄能，同比增加 0.9%，电化学储能累计装机 14.2GW，同比增 加 49.6%。相对其他储能技术而言，电化学储能连续多年保持较高的增长速度， 近五年（2016-2020）的复合增速高达 63%。从新增投运储能项目规模看， 2020 年全球新增投运储能项目装机规模为 6.44GW，同比增长 80%；其中，电 化学储能单年新增规模达 4.73GW，占全球新增装机规模的 73.4%。从全球已投 运的电化学储能项目的技术分布上看，锂离子储能占据绝对主导地位，近年来锂 电池的装机规模一直在快速增长，年均复合增速（2015-2020）达 107%。截至 2020 年底，全球锂电池的累计投运规模已达 13.1GW，占比已超 90%。
与全球储能结构相似，我国锂电储能也正在快速发展。据 CNESA 统计，截 至 2020 年底，我国累计储能装机规模 35.6GW，占全球储能市场的 18.6%，同 比增长 9.8%。其中 89.3%为抽水蓄能，同比增加 4.9%，电化学储能累计装机 3.27GW，同比增加 91.2%。从新增投运储能项目规模看，2020 年我国新增投运 储能项目装机规模为 3.16GW，占全球储能市场的 49%，同比增长 178%；其中， 电化学储能单年新增投运规模最大，达 1.56GW，同比增长 145%。从我国已投 运的电化学储能项目的技术分布上看，锂离子储能同样占据绝对主导地位， 2020 年新增投运规模 1.5GW，占比近 98%，同比增长 146%。整体来看，“十三 五”期间，锂电新增投运规模基本呈现指数增长，与“十二五”相比，新增投运规模 增长近 65 倍。
1.2. 国内：政策与市场共振，发电侧储能有望率先发展
1.2.1. 政策端：相关文件相继落地，推动储能向规模化迈步
从顶层文件看，“十三五”期间储能完成了由研发示范向商业化初期过渡， “十四五”期间，储能将由商业化初期向规模化发展转变。2017 年四部委出台 《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》， “十三五” 我国新型储能基本实现 了由研发示范向商业化初期的过渡，但仍然存在国家层面宏观规划缺乏、备案和 并网管理流程不明确不规范、长期性稳定性激励政策缺乏、建设和调度运行不衔 接不协调、标准体系不健全等问题。2021 年 7 月国家发改委、能源局发布《关 于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“十四五”发展的指导思想、基本原则 和发展目标，并首次明确了多项具体举措，将加速推进新型储能由商业化初期向 规模化发展转变。
自顶层指导意见（发改能源规〔2021〕1051 号）发布以后，各个地方相继 出台了一系列细化储能相关文件。以浙江省为例，该省的最新指导文件显示，浙 江省的目标是要在 2021-2023 年，全省建成并网 100 万千瓦新型储能示范项目， “十四五”力争实现 200 万千瓦左右新型储能示范项目。同时，与新型电力系统发 展相适应，浙江省将重点支持集中式较大规模（容量不低于 5 万千瓦）和分布式 平台聚合（容量不低于 1 万千瓦）新型储能项目建设，为电力系统提供容量支持 及调峰能力。内蒙古方面，在其发布的《关于加快推动新型储能发展的实施意见 (征求意见稿)》中，指出 2025 年建成并网新型储能规模达到 500 万千瓦以上。 伴随着一系列文件的落地，储能有望在十四五期间迎来快速发展。
1.2.2. 用电侧：峰谷价差套利的商业模式已在全国部分省市具备经济性
在用电侧，全球来看，储能给用户带来的经济效益主要有四方面：第一，自 发自用，余电上网。目前，全球部分地区电费较高，用户可以通过自发自用余电 上网的模式来实现一定的经济性。第二，分时电价管理。目前实行分时电价机制， 用户可以通过储能装置制定自己的用电计划，用电价较低时段的电量去满足电价 较高时段的用电需求，做到低谷时充电、高峰时放电，从而通过电价差来降低自 身的用能成本。第三，容量电价管理。现行电价实行的是两部制电价，即包含了 容量电费和电量电费。如果通过储能的方式能够将变压器的最高负荷率控制在 75% 以内，则可以减少变压器的容量电费，从而节省一定的费用。第四，提高 电能质量。通过在用户侧安装储能装置，可以有效避免负荷波动或者短时故障引起的电压波动、频率波动、谐波和功率因数的影响，从而保证供电的电能质量。
目前，储能在我国用电侧较为成熟的商业模式是峰谷价差套利。根据北极星 储能网的统计，2020 年底各省陆续发布关于 2020-2022 年输配电价和销售电价 有关事项的通知，截至目前共有 21 省市区已执行峰谷电价。而这次调价过程中 多个省份还进行了峰谷电价时段的调整。目前峰谷电价差较大的几个省市如上海、 北京、湖北、浙江、山东、江苏、安徽等在每天 24 小时内已经形成了两到三个 峰谷，意味着这些地区的储能系统每天可以进行两充两放，甚至在部分省市可以 进行三充三放。
为测算项目的经济性，采用储能度电成本（LCOS）和项目内部收益率 （IRR）： 首先用储能度电成本（LCOS）测算储能的经济性。平准化储能成本 （LCOS）量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，该参数可 以描述为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，它 反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。（报告来源：未来智库）
1.2.3. 电网侧：调峰经济性一般，调频经济性较强
电网侧，电化学储能主要承担电网辅助服务，主要包括调峰和调频。调峰的主要作用是在用电高峰时提供额外电力以“削峰”，在用电低谷时降低发电功率或 者储存部分电能从而减少供需差值以“填谷”，从而达到增强电网稳定性的目的。 调频的主要作用是将电网的频率偏差控制在±0.2～±0.5Hz的范围内，从而减少频 率不稳定给运行中的电气设备带来的危害。
调峰目前在我国的经济性一般，仅在部分地区具备盈利空间。目前，已有多 个省份将电储能纳入交易体系，储能调峰补偿价格普遍在 0.4-0.6 元/kWh。而从 我们在用户侧的测算结果来看，一充一放、配置 2 小时的储能度电成本（LCOS） 约为0.668元/kWh；两充两放、配置2小时的储能度电成本（LCOS）约为0.523 元/kWh。目前两充两放、配置 2 小时的储能配置策略可以处在江西、江苏、安徽、 东北三省、新疆、湖南等地区特定条件下的补偿价格区间，但从全国整体来看， 电化学储能参与调峰的经济性一般。
为测算调频的经济性，我们采用里程成本。与平准化储能成本（LCOS）类 似，里程成本指在功率型调频储能电站的生命周期内，平均到单位调频里程的电 站投资成本，即储能电站总投资/储能电站总调频里程。里程成本是评价储能电 站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。
1.2.4. 发电侧：与电网辅助服务搭配，目前正开始具备经济性
在电网侧中，储能主要是为了减少资源损耗，同时进行辅助服务以提高经济 性。由于光伏、风电系统具有不确定性、随机性等特点，大大阻碍了新能源发电 技术的发展 。另外，资源与负荷间距远、输电线路建设不匹配、电网备用容量不 足等原因与光伏、风力发电自身特点共同成为目前弃光、弃风的主要原因 。如果 在光伏、风力发电中加入储能系统，就可以平滑光伏、风力系统输出，减少弃光、 弃风率，并可以很大程度上解决输出电能功率不稳定这一问题，改善电能质量， 提高光能利用率。同时，储能除了解决弃风、弃光等问题，还可以将多余的储能 空间用于电网的调频、调峰，从而具备更好的经济性。
我国政策要求风光强配储能，一般配置比例 10%-20%，容量时长 2 小时。 目前，全国已有多个省市出台了相关文件，要求新能源项目配置一定比例的储能， 比例一般为 10%-20%，容量时长一般为 2 小时。今年 8 月，国家发改委、国家 能源局联合发布了《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》，文件明确了储能配置比例、调峰能力和购买期限等细节要求：为 鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初 期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上，下同）配建调峰能力，按照 20% 以上挂钩比例进行配建的优先并网。
1.3. 海外：主要国家全面发力，储能增长多点开花
近年来海外储能市场呈现出高速增长的态势，分区域看主要以美国、欧洲、 日本、韩国和澳洲市场为主。2020 年海外市场新增装机功率和新增装机容量增 长显著，全球新增投运的电化学储能项目主要分布在 53 个国家和地区，中国、 美国和欧洲占据 2020 年全球电化学储能市场的主导地位，三者合计占全球新增 投运总规模的 86%，并且新增规模均创造了各自的历史新高，突破 1GW 大关。 海外储能市场发展迅速有以下重要原因：1.各国颁布多项储能激励政策和规划， 推动储能市场的发展进程，在政策激励和市场需求推动下，未来几年海外储能市 场将继续维持高速发展的状态；2.海外储能市场具备较为成熟的电力现货市场和辅助服务市场，拥有多元化的电力品种为储能市场提供收益支持；3.诸多海外储 能项目已具备较高的经济性，在高收益、政策补贴和储能成本下降的驱动下盈利 能力提升明显。
1.3.1. 分应用场景：用户侧累计投运规模最大，辅助服务新增投运规模最大
分应用场景看，当下用户侧电化学储能累计投运规模第一，已达 4.77GW。 根据 CNESA 的统计数据，截至 2020 年底，用户侧连续三年保持累计投运规模 第一，达 4770.7MW。虽然用户侧的累计投运规模最大，但是在全球范围内竞相 开展大规模储能项目建设的环境下，与其它项目相比，用户侧的单个储能项目规 模较小，一定程度上限制在整个储能项目中的占比增速。与 2019 年同期相比， 用户侧的累计投运规模同比增长 37%，在所有应用领域中增幅最低。未来，随着 越来越多的大规模储能项目落地，用户侧储能的累计投运规模将与其他领域拉开 差距。
分应用场景看，全球辅助服务新增投运规模最大。2020 年，从全球新增投 运的电化学储能项目的应用分布上看，辅助服务首次超越用户侧，位列第一，并 且新增投运规模首次突破 GW，达到 1.44GW，同比增长 113%。此外，新能源 发电侧在 2020 年也得到快速增长，新增投运规模 1.36 GW，同比增长 197%， 在所有应用中增幅最大。与其它应用大幅增长不同的是，用户侧的新增规模连续 两年都在下降，并且是 2020 年唯一一个新增规模下降的应用，同比下降 2.5%。
1.3.2. 美国：政策继续加码，多州已出台具体的储能规划
2020 年美国储能新增装机功率突破 1GW，累计装机功率全球第三。根据 BloombergNEF 的统计，2020 年美国电化学储能新增装机功率达 1.1GW，突破 1GW，较去年同期增长 164.86%，新增装机容量达 2.47GWh，同比增长 182.29%，新增装机功率和新增装机容量增长迅速，均成倍数增长。此外，根据 CNESA 的统计数据，美国 2020 年电化学储能累计装机达 2.99GW，占比全球市 场 22%，成为仅次于欧洲和中国的全球第三大储能市场。
2020 年美国储能装机增量主要来自于公共事业。分应用市场看，2020 年美 国公共事业储能装机量新增 878MW，同比增长 254%，占 2020 年储能装机增量 的 80%；工商业新增装机达 57MW，同比略有下降，装机占比 5%；住宅市场的 新增装机达 166MW，同比增长 76.6%，装机占比 15%。由于疫情和极端天气等 因素暴露出美国部分地区诸多的供电问题，政府认识到加强储能的重要性，进而 推动相关公司加快储能设施建设。此外，在此背景下，居民为获取更好的用电体 验，也在开始进行自发储能建设。
从联邦到州相关政策不断出台，多州储能规划已超 1GW。2020 年，联邦政 府颁布了逾 2 万亿美元基础建设计划，能源部提出了《储能大挑战路线图》等， 均体现出美国对储能市场的支持与激励。且美国大规模规划公共事业储能，各州 纷纷扩建储能设施，全美有七个州储能规划超 1GW，其中加利福尼亚州规划在 2035 年前新增 3.5GW，纽约规划在 2030年之前新增 3GW，新泽西规划在 2030 年前新增 2GW。2021 年，美国当地时间 11 月 19 日上午，众议院通过了拜登 1.75 万亿美元的《重建美好未来法案》（Build Back Better Act）。该刺激法案中 计划对高于 5kWh 的储能系统，到 2026 年前给予最高 30%的 ITC 退税，这是首次针对储能制定单独的 ITC 退税。
1.3.3. 欧洲：能源脱碳持续进行，推动储能快速发展
欧盟各国加强政策支持，促进储能持续发展。欧洲一直是全球应对气候变化、 减少温室气体排放行动的有力倡导者，是低碳发展的先驱者。2015 年欧盟发起 《巴黎协定》，要求减少全球温室气体排放，在 2019 年推行“欧洲绿色协议”，目 标 2030 年温室气体排放较 1990 年减少 50%以上，与 2050 年实现碳中和。此 外，为推动可再生能源发展，各国都推出了针对可再生能源的激励政策，建立起 以上网电价为主的补贴政策机制。欧盟各国也都推出了各自的政策支持储能发展， 如德国推出“光储补贴计划”和《德国可再生能源法》，英国提出“清洁增长战略”、 “零道路战略”、“绿色工业革命的十点计划”等政策。为尽快达成温室气体减排目 标，早日实现碳中和，欧洲各国陆续提出淘汰煤电，加速能源转型的计划。比利 时率先于 2016 年停止使用煤炭，奥地利和瑞典 2020 年停止使用，预计截止到 2025 年，葡萄牙、法国、斯洛伐克、英国、爱尔兰、意大利等国将陆续停止使 用，到 2030 年，希腊、芬兰、荷兰、匈牙利、丹麦等国也将终止使用。
燃煤等传统能源的逐步退出，促进欧洲储能产业的蓬勃发展。为实现碳中和 目标，欧洲地区传统化石能源正在逐步退出，储能正在快速发展，2020 年欧洲 储能装机量再创新高，保持累计功率全球第一。欧洲作为储能行业的主要市场之一，2020 年其储能新增装机功率为 1.23GW，同比增长 9.8%；新增装机容量为 1.86GWh，同比增长 18.4%。此外，2020 年欧洲累计电化学储能装机功率 4.14GW，同比增长 42.4%，累计装机容量 6.15GWh，同比增长 43.4%，成为全 球累计装机规模最大的储能市场。
分国家看，德、英贡献储能主要增量，新兴市场同样快速增长。分国家看， 2020 年德国新增装机 626MW，占 2020 年欧洲新增储能装机量的 51%，英国新 增 294MW，占比 24%，德英合计占比高达 75%，是欧洲储能市场的主要推动者。 此外，随着新能源的持续发展，意大利、法国、伊比利亚等新兴市场也在快速增 长，且都保持着较高的增速。
欧洲是全球最大的户用市场，2020 年新增住宅装机量 670MW。分市场看， 2020 年欧洲新增储能住宅装机增量达 670MW，同比增长 90.9%，占新增市场 53%；公共事业装机量次之，占比 41%，两者合计占比 94%；工商业新增装机 57MW，占比 4%。其中，住宅装机量快速增长的主要原因有：（1）疫情刺激民 众对能源独立、电力独立的需求；（2）欧盟推出绿色经济复苏计划，且欧洲居民 电价位列世界之最并持续走高，光储自发经济性凸显；（3）小型户用光储系统成 本快速下降，推动户用储能持续发展。
欧洲电价更偏市场化，高电价刺激其家用储能市场快速增长。根据 Global Petrol Prices 披露的数据，截至 2021 年 3 月，全球家庭平均电价为每千瓦时 0.135 美元，最高价格为每千瓦时 0.361 美元(德国)，我国的平价电价为每千瓦时 0.086 美元。高电价的现象在德国尤其显著，根据 BDEW 的数据，自 2008 年以 来，德国的电费不断上升，已从 21.65€ct/kWh 上升至 2020 年的 31.47€ct/kW， 平均每年涨价 3.17%。目前在高电价与政策补贴驱动下，海外的住宅光储系统经 济效益较强。
1.3.4. 亚太：除中国外，以澳大利亚、日本为代表的国家储能装机稳步增长
澳大利亚政府提出“清洁复苏”计划，2020 年储能市场重新回归增长。澳 大利亚政府 2020年提出“清洁复苏”计划，该计划有望使澳大利亚的可再生能源发 电规模增长约 3 倍，清洁能源的发展势必将推动储能的发展。此外，澳大利亚各 地区也提出了具体的激励政策，如新南威尔士州在 2020 年提出《电力基础设施 路线图》和“家庭免息贷款计划”，西澳在 2020 年提出“实现清洁能源转型的 20 年 蓝图”等。从具体的装机数据看，2020 年，澳大利亚新增电化学储能装机功率 174MW，同比增长 33.8%；新增装机容量 408MWh，同比增长 50%，储能市场 重新回归增长。此外，2020 年澳大利亚实现电化学储能累计装机功率 661MW， 同比增长 35.7%，累计装机容量 1393MWh，同比增长 41.4%。
日本 2020 年新增装机功率同比增长 86%，部分 FIT 延期 1 年带动储能依旧 保持高增长。日本是亚太地区储能的主要市场之一，一直对储能有较强的补贴力 度：日本于 2012 启动 FIT 制度，给予光伏较高的并网电价，带动光伏装机快速增长，为户用储能开辟应用场景；同时，日本政府 2018 年开始执行零能源房屋 ZEH 计划，并提供补贴。从装机数据看，2020年新增储能装机功率达 553MW， 同比增长 86.3%；储能装机容量达 982MWh，即将突破 1GWh。截止 2020 年底， 日本累计电化学储能装机达1.91GW，同比增长40.8%。2020年快速增长主要得 益于 FIT 上网电价退坡抢装，受疫情影响，部分 FIT 认定延期至 2021 年，预计 2021 年仍能保持高增长。（报告来源：未来智库）
1.4. 市场空间：十四五期间，我国市场空间约 2300 亿元，全球市场空间 约 6000 亿元，5 年 CAGR 大于 80%
1.4.1. 我国：电力系统储能十四五合计市场空间约 2300 亿元，5 年 CAGR 达 87%
我国电力系统用户侧：预计到 2025 年，用户侧新增装机量在 8.0GWh，未 来 5 年 CAGR 达 68%。目前，我国在用户侧较为可行的商业模式以工商业和大 工业的峰谷价差套利为主。为测算其市场空间，考虑目前我国工商业的用电量， 根据国家能源局的统计数据，2020 年我国工商业用电量为 50296.64 亿千瓦时， 过去 5 年的复合增速约为 5%。根据 CNESA 的统计数据，2020 年我国锂离子储 能累计装机规模 2.90GW，其中用户侧占比 28%，约为 0.81GW，假设这部分储 能每日充放电两小时，一年运营 350 天，则可以测算出 2020 年锂电储能在用户 侧的渗透率约为 0.011%，而这一数字在 2019 年为 0.007%。同时，考虑到未来 储能成本的下降，用户侧储能有望加速渗透，预计 2021-2025 年的渗透率为
0.02%/0.03%/0.05%/0.08%/0.12%，进而可以测算到 2025 年，用户侧新增装机 量在 8.0GWh 左右，未来 5 年 CAGR 达 68%。
我国电力系统电网侧：预计到 2025 年，电网侧新增装机量在 7.6GWh，未 来 5 年 CAGR 达 80%。我国电网侧电力系统储能主要有两部分任务，一部分是 调峰，一部分是调频。调峰、调频的本质决定这两部分与社会总用电量有关，社会总用电量越大，调峰、调频的需求越大。根据 CNESA 的统计数据，2020 年我 国锂离子储能累计装机规模 2.90GW，其中电网侧占比 23%，约为 0.67GW。
在 我国，储能参与火电调频，一般由独立运营商来负责投资和运营，功率配置为火 电机组额定功率的 3%，容量一般按半小时配置。而在电网侧的其他项目，储能 一般配置 2 小时。故假设电网侧储能每日充放电平均 1.2 小时，一年运营 350 天， 则可以测算出 2020 年锂电储能在电网侧的渗透率约为 0.004%，而这一数字在 2019 年为 0.002%。同时，考虑到未来储能成本的下降，电网侧储能有望加速渗 透，预计 2021-2025 年的渗透率为
0.010%/0.020%/0.035%/0.055%/0.080%， 进而可以测算到 2025 年，电网侧新增装机量在 7.6GWh 左右，未来 5 年 CAGR 达 80%。
我国电力系统发电侧：预计到 2025 年，发电侧新增装机量在 48.5GWh，未 来 5 年 CAGR 达 93%。我国发电侧电力系统储能主要有两块，一部分是集中式 光伏，一部分是集中式风电。根据 CNESA 的统计数据，2020 年我国锂电储能新 增装机规模 1.5GW，其中发电侧占比 59%，约 0.89GW。为测算其市场空间， 光伏装机数据取 CPIA 协会预测的中枢值，风电装机数据取 GWEC 预测数据，并 假设备电时长、渗透率和容量配置比例均逐步提升，进而可以测算出，到 2025 年，发电侧新增装机量在 48.5GWh，未来 5 年 CAGR 达 93%。
综合来看，到 2025 年，我国电力系统锂电储能合计新增装机有望达到 64.1GWh，5 年 CAGR 达 87%。如若考虑单瓦时对应的锂电储能投资，2020 年 该数值约为 1.8 元/Wh。后续随着储能系统各项成本的降低，特别是电池成本的 下降，单瓦时对应的锂电储能投资有望下降，预计到 2025 年，单瓦时对应的投 资约 1.2 元，进而可以测算出我国“十四五”合计市场空间可达 2326 亿元。
1.4.2. 全球：电力系统储能十四五合计市场空间约 6000 亿元，5 年 CAGR 达 83%
全球电力系统用户侧：预计到 2025 年，用户侧新增装机量在 48.6GWh，未 来 5 年 CAGR 达 81%。全球用户侧电力系统储能主要有两块，一部分是户用， 一部分是工商业用。与国内不同的是，海外用户侧户用的模式同样具备经济性。 与国内测算的方式不同，测算这部分市场空间应直接考虑分布式光伏装机。根据 CNESA 的数据，2020 年全球锂电储能新增装机 4.65GW，其中用户侧占比 27%， 约 1.26GW。为测算其市场空间，光伏装机数据取 CPIA 协会预测的中枢值，并 假设备电时长、渗透率和容量配置比例均逐步提升，进而可以测算出，到 2025 年，用户侧新增装机量在 48.6GWh，未来 5 年 CAGR 达 81%。
全球电力系统电网侧：预计到 2025 年，电网侧新增装机量在 13.4GWh，未 来 5 年 CAGR 达 80%。与国内的测算方法类似，根据 CNESA 的统计数据， 2020年全球锂电储能累计装机规模13.1GW，其中电网侧占比14%，约1.83GW。 为测算其市场空间，同样假设电网侧储能每日充放电平均 1.2 小时，一年运营 350 天，则可以测算出 2020 年锂电储能在全球电网侧的渗透率约为 0.003%。同 时，考虑到未来储能成本的下降，电网侧储能有望加速渗透，预计 2021-2025 年 的渗透率为 0.006%/0.012%/0.021%/ 0.033%/0.047%，进而可以测算到 2025 年， 电网侧新增装机量在 13.4GWh 左右，未来 5 年 CAGR 达 80%。
全球电力系统发电侧：预计到 2025 年，发电侧新增装机量在 116.3GWh，未来 5 年 CAGR 达 83%。全球发电侧电力系统储能主要有两块，一部分是集中 式光伏，一部分是集中式风电。根据 CNESA 的数据，2020 年全球锂电储能新增 装机 4.65GW，其中发电侧占比 60%，约 2.79GW。为测算其市场空间，光伏装 机数据取 CPIA 协会预测的中枢值，风电装机数据取 GWEC 预测数据，并假设备 电时长、渗透率和容量配置比例均逐步提升，进而可以测算出，到 2025 年，发 电侧新增装机量在 116.3GWh，未来 5 年 CAGR 达 83%。
综合来看，到 2025 年，全球电力系统锂电储能合计新增装机有望达到 178.4GWh，5 年 CAGR 达 83%。如若考虑单瓦时对应的锂电储能投资，2020 年该数值约为 1.8 元/Wh。后续随着储能系统各项成本的降低，特别是电池成本 的下降，单瓦时对应的锂电储能投资有望下降，预计到 2025 年，单瓦时对应的 投资约 1.2 元，进而可以测算出全球“十四五”合计市场空间近 6000 亿元。
2.产业链分析：中游价值量高，值得重点关注
电化学储能产业链上游为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游 是系统运营与应用。其中，中游储能系统的核心部件制造主要分为电池和系统两 部分，细分之下一般包括电池组、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能 量管理系统（EMS）四大部分。上游提供正负极材料、电解液、隔膜等电池原材 料，经中游厂商整合成电池组和各系统并集成储能系统（一般是储能集装箱的形 式），并发放至下游的电力系统储能、备用电源等应用场景，及投入发电侧、用 电侧、通讯基站、轨道交通等领域的使用。
储能系统成本主要由电池和 PCS 构成，两者合计构成电化学储能系统成本 的 80%。电池成本构成储能系统成本的 60%，PCS构成 20%，EMS构成 10%， BMS 构成 5%，其他配件构成 5%。其中电池组是储能系统的能量核心，负责电 能的存储；BMS 是系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡 等；EMS 是系统的控制核心，主要负责数据采集、网络监控、能量调度等； PCS 是系统的决策核心，主要负责控制充放电过程，进行交直流的变换。
随着技术进步与产品的不断更新，储能相关成本呈不断下降趋势。根据 BNEF 预测，2020 年全球储能电站成本在 304 美元/kwh 左右，随着技术进步与 产品更新，该成本到 2030 年将下降至 165 美元/kwh，10 年降幅将达 46%。电 池、PCS、BMS、EMS 下降比例分别为 58%、25%、36%、36%，考虑到电池 成本占储能系统的成本较高，电池环节的成本下降将成为带动整个储能系统成本下降的主要贡献力量。
2.1. 中游部件制造——产业链核心环节，储能成本下降的关键
2.1.1. 电池——降本的关键环节，磷酸铁锂电池是当下主要装机力量
在所有电化学储能中，以磷酸铁锂为代表的锂电储能技术在当前电化学储能 中应用最广。电池储能技术主要包括铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠基电 池和其它类型电池储能技术。在实际的应用中，需要根据各电池技术的特点进行 综合比较来选择适当的技术。供选择的主要技术特征包括：能量密度、功率密度、 响应时间、储能效率（充放电效率）、设备寿命（或充放电次数、循环寿命）、技 术成熟度、自放电、经济因素（投资成本、运行和维护费用）、安全和环境方面 等。目前，磷酸铁锂电池具有稳定性高、循环寿命长等优点，是国内电力储能系 统的热门及应用最多的锂离子电池技术，储能用磷酸铁锂电池能量密度 120~150Wh/kg ，系统能量转换效率 85%~88%，小倍率充放电循环寿命 3500~5000 次，储能系统投资成本 1600~2000 元/kWh ，度电成本 0.7~1.0 元 /kWh。近年来受磷酸铁锂成本下降及综合性能提升的影响，该技术被广泛应用 在电力系统发输配用各个环节。
在规模、技术优势下， 2018 年至 2020 年动力锂电企业发展迅猛，磷酸铁 锂储能电池逐步取代了传统的铅酸电池。2018 年储能电池行业规模较小且格局零散，多以铅酸电池装机为主，除南都电源装机850MWh（采用投资+运营模式）、 宁德时代装机 135MWh，其他企业装机均低于 100MWh。随着储能装机需求快 速提升，储能技术门槛与降本需求提高，传统储能电池企业先发优势不再，动力 锂电企业则凭借规模与技术优势实现装机量的快速提升。2020 年，以磷酸铁锂 为主要技术路线的动力锂电企业，由于其在技术、成本和产能上取得一定程度发 展，出货大幅提升，成为储能装机的主要力量。2020 年宁德时代储能电池装机 已达第一，储能电池供应商前十名中有多家动力锂电相关企业。
储能电池的核心需求在于高安全、长寿命和低成本。（1）能量密度和功率密 度：动力锂电池对于体积能量密度和功率密度要求较高，以满足续航和快充需求。 绝大多数储能装置布置空间广阔，储能锂电池对于体积能量密度要求不高，不同 场景对于功率密度要求不同；（2）寿命：新能源汽车的寿命一般在 5-8 年，动力 锂电池的循环次数寿命在 1000-2000 次。储能项目的寿命一般大于 10 年，储能 锂电池的循环次数寿命大于 3500 次；（3）成本：储能电站规模在兆瓦级别以上， 因此储能锂电池的成本要求比动力锂电池的成本更低，安全性要求更高。
提高电池的使用寿命能有效降低储能系统的成本。储能电池性能参数包括系 统寿命、放电深度 DoD、系统效率、寿命终止容量等，从以上参数考虑降低成本 的途径时，增加系统寿命方法有较大提升空间。经测算可知，每日一充一放，配 置两小时的用电侧储能，在其他参数一定时，循环次数 5000 次，对应 LCOS 约 为 0.668 元/kWh；当循环寿命提升至 10000 次时，对应 LCOS 约为 0.526 元 /kWh。系统寿命与储能系统度电成本呈现出显著的负相关，提升系统寿命能有效降低储能系统成本。
2.1.2. PCS——拓扑结构和 IGBT 是核心，竞争格局与光伏逆变器类似
储能变流器（PCS，Power Conversion System）决定着输出电能的质量 和特征，从而很大程度上影响了电池的寿命。PCS 作用是将电网中的交流电整 流为直流电给储能电池充电，或将电池中的直流电逆变成交流电，输送给电网或 者交流负荷使用。PCS是储能系统中的重要部件，由功率、控制、保护、监控等 软硬件组成，其主要功能包括平抑功率、信息交互、结合 BMS 系统实现充放电 一体化、并/离网运行等。按照 PCS 的功率等级，储能变流器分为：
户用（小功率）：户用 PCS 多与户用光伏配合使用，作为电量搬移，电费容 量管理，应急电源等。因安装在室内，对安规、EMC 及噪音等特性要求较高。 户用 PCS 一般与光伏公用 DC/AC 逆变器连接，电池多放置在直流侧，通过 DC/DC 变换与光伏逆变器相连。
工商业（中功率）：与分布式光伏发电结合，自发自用余电上网；或削峰填 谷利用峰谷价差电价差异获利；部分用户也利用其扩容。因安装容量需求不定， 多设计为可并联扩展的标准功率单元。在该场景下，交流侧储能与直流侧储能共 存，当前多使用三电平拓扑，存在母线中点较易解决三相负载不平衡的问题。
集中式（大功率）：多采用大功率 IGBT模块或并联设计的变流器，两电平为 主，同功率下体积可做到最小，且变换效率也相对较高，并且使用功率器件较少， 系统的可靠性得到保证。单机功率可以到数兆瓦。该场景对系统的可靠性要求较 高，同时较大的单机功率也有助于降低系统单位成本。
储能电站（超大功率）：系统方案与大功率集中式 PCS 类似，一般采用 IGBT 模块设计，变流器安装到集装箱内部，放置于室外。单机功率进一步扩展， 支持多机并联运行。一般多个变流器并联到集装箱内部，需要变压器接入电网。 部分场景也在用高压直流拓扑架构 CFB/MMC（省去变压器，但电池组间需要绝 缘隔离）。
储能变流器的核心在于拓扑结构和 IGBT。拓扑结构方面，应用于不同领域 的拓扑结构不同，特别是在大功率储能 PCS 上，多变流器间并网系统间的各种 相互关联耦合构成了一个复杂的高阶电网络，因此较易引起并网系统的谐振，故 而拓扑结构的设计较为重要。目前，国内部分产商也会根据应用领域的不同，提 供自家的解决方案。IGBT 方面，与光伏逆变器相比，储能变流器对续流二极管 的载流能力要求更高，即需要较大的二极管芯片。目前，国内主要的 PCS 厂商 多采用海外头部厂商（如英飞凌）的 IGBT，也在部分小批次使用国内厂商提供 的 IGBT（如斯达半导，时代电气）。
PCS 与光伏逆变器技术同源，行业内的供应商大多为光伏逆变器厂商，其 竞争格局与光伏逆变器类似。PCS 产品与光伏逆变器的技术存在较大的相似性， 直观上，光伏逆变器是直流变交流，储能变流器要求更多的形式变化。目前，生 产光伏逆变器的厂商多具有生产 PCS 的能力。同时，由于两者存在相互重叠的 使用场景，存在产业链上下游协同效应，因此行业中的竞争者大多数来自于光伏 逆变器厂商，目前行业发展处于早期，竞争格局与光伏逆变器竞争格局类似。相 较于储能电池供应商，2020 年国内 PCS 供应商 TOP10 名单整体变化不大，市 场份额相对更加集中，排名前三的供应商为阳光电源、科华和索英电气。新能源 发电+储能背景下，阳光电源、上能电气光伏逆变器厂商具有技术与渠道优势， 装机量提升迅速，在国内储能项目装机中，阳光电源已位列第一，上能电气也快 速增长至国内第四。
PCS 降本主要依赖产品迭代和原材料降价。产品迭代方面，新产品可通过 设计优化实现成本降低：如提升单机功率（同功率下减少电缆、施工成本）、采 用更合理的电路设计（通过改进拓扑、交直流混合供电策略等方法提升转换效 率）、采用更具性价比的功率器件，最大效用地利用各器件等。原材料降价方面， PCS原材料成本主要来自于一些电子元器件。电子元器件的发展遵循摩尔定理， 新代际产品出现后，前代产品会有部分价格下降，进而带动 PCS 产品成本下降。 同时，伴随着国内厂商 IGBT 生产技术的提升，目前市场上存在的 IGBT 结构性 短缺局面也将缓解，进而带动 PCS 生产成本下降。
2.1.3. EMS——储能系统决策“大脑”， 主要参与者以电力装备提供商为主
能量管理系统（EMS，Energy Management System），是储能系统的决 策中枢，负责整个系统的能量变换决策、能源数据传输和采集、实时监测控制、运维管理分析。EMS 细分为电网层级能量管理系统和微电网能量管理系统，储 能系统中主要指的是微网能量管理系统。目前，EMS 不仅要完成优化调度控制 的任务，还包括完成调度控制过程中所需要的辅助服务。一套完整的 EMS 包括 控制系统、通信系统、数据库系统和人机交互系统四个模块。其中，控制系统负 责优化调度，给出多尺度协调控制的调度策略，维持离网型微电网的压频稳定； 通信系统负责信息传递，采集微电网设备的运行数据并及时下发控制指令；数据 库系统负责信息存储，存储实时信息及重要的历史信息，并为 EMS 提供查询历 史信息的功能；人机交互系统负责顶层应用，为管理人员提供可视化的监控与操 作界面。
EMS 需要与电网密切配合，国网系公司是国内 EMS 行业主要从业者。由于 EMS 与电网配合密切，EMS 产商需要非常了解电网的运行特点，才能针对性地 解决电网运作的需求，国内 EMS 的行业从业者主要是国网系公司。主要公司有 国电南瑞、中天科技、中恒电气、长园集团、派能科技、易事特、华自科技等。 这些企业，近期在储能领域频获佳绩：中天科技、中恒电气、派能科技先后在中 国国际储能大会、中国国际光储充大会上获得奖项；国电南瑞、长园集团旗下子 公司长园深瑞分别通过了 IEC 工业信息安全认证和 ISO 能源管理体系认证；易事 特顺利交付了广东首个海上风电项目，获上海市技术发明一等奖；华自科技参建 的郴州韭菜坪储能电站顺利并网试行。
2.1.4. BMS——储能系统安全稳定运行的保障，技术壁垒在于算法和芯片
电池管理系统 BMS（Battery Management System）是储能系统中重要的 核心部件，其作用是维持电池组的安全、稳定、可靠、高效、经济运行。狭义的 BMS 主要由电池管理单元 （Baltery Manage Unit, BMU)、单体电池管理单元 ( Gll Manage Unit，CMU)、传感器、线束等组成。广义的 BMS 还包括高压安全 管理系统、高正配电系统、热管理系统等。针对不同的应用场合，BMS 具备不 同的功能，主要功能包括：（1）电池状态监测，如电压、电流、温度等；（2）电 池状态分析，如荷电状态（SOC)、健康状态（SOH）等；（3）电池安全保护， 如过流保护、过充过放保护、过温保护等；（4）电池信息管理等。
与汽车 BMS 不同，储能 BMS 有较多定制化的特殊需求。根据徐剑虹在 2020 年 11 月长沙举办的“第三届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会”中提到：车的应用场景对 BMS 提出宽温度范围、温度瞬变、振动、防水等环境要求， 严格而规范的协议、策略，极高安全性要求(ISO26262），极高的可靠性要求 （<=100~500ppm），规范性要求(IATF16949,AUTOSAR,UDS)等，而能量系统 相对较小，系统复杂度较低。但储能系统较为庞大且复杂、充放电深度更深，寿 命周期更长，因此需要根据以上差异对储能 BMS 进行专门的设计开发。
为了保证数据和协议的处理可靠、安全，储能 BMS 内部为三级网络架构， 每电池箱由 1 个电池管理单元 BMU 管理多串电池，BMU 负责对电池进行单体电 压、温度采集等功能。BMU 采用 CAN 总线方式通信，电池的单体信息（单体电 压、温度）由 BMU 实现数据对上发送。电池组配置 1 个电池组控制单元（BCU）， BCU 需能够监测整簇电池总电压、总电流、绝缘电阻，能采集外部急停信号， 高压控制盒内开关的状态量，能输出故障和运行状态，BCU 需向 BAU 实时传递 信息（通过 CAN 总线）。整个系统配置 1 个电池管理系统 BMS，对电池组控制 单元（BCU）上传的电池信息进行处理，具有显示、设置参数、故障报警、数据 记录等功能，并与 PCS 和 EMS 通讯。
BMS 的技术壁垒在于算法和芯片，低端 BMS 的进入壁垒相对较低。在 2020 年 4 月 2 日的中关村储能产业技术联盟线上交流会中，杭州高特电子设备 有限公司总经理徐剑虹提到，“当前，储能领域BMS行业整体水平不高，BMS生 产企业纷杂，产品质量良莠不齐，部分企业对储能系统理解不够。这导致在整个 储能系统的部件故障排名中，BMS 总是居前。”
芯片方面，徐剑虹指出：现有的 BMS 方案大多来自凌特、TI、美信、NXP 等芯片公司， BMS 方案就是芯片技术 方案。国内 BMS 技术严重依赖芯片厂家，而核心技术一直掌握在国外芯片厂家 手中，缺少芯片，没有算法，技术发展自然受制于人。国内 BMS 行业发展特别 要注意关键元器件国产化：主动均衡成为标准技术已是趋势，产品集成度越来越 高，电池状态算法和云端大数据结合，人工智能算法成为主流。同时，NE 时代 CEO 曾丽平认为，虽然进入 BMS 行业的门槛较低，但低端 BMS 供应的生存空 间越来越小。随着新能源和电池行业即将“洗牌”，BMS 行业会加速优胜劣汰。 目前，行业供求关系格局尚未定型，企业更需挖掘潜在市场。
2.1.5. 其他设备和系统——重点储能温控领域
温控贯穿于储能系统各大风险环节，对于保障储能电站安全运行具有重大意 义。由于电化学储能属于能量高度密集的化学集成设备，安全风险较高，加之储 能安全相关的系列法规标准存在滞后和缺失，储能电站在电池安全质量管控、建 设运营、维护管理等各环节都存在事故风险，同时相应的安全管理和监督机制不 健全、风险感知预警能力较弱、消防应急处置难等问题尚未解决，导致储能事故 时有发生。正是因为如此，贯穿于储能系统各大风险环节的储能温控显得尤为重 要。完善的温控系统将为储能电站提供防范事故的重要保障，有助于储能系统在 合理温度范围内实现可靠安全运行。
储能温控可从保护内部构件、弱化外部冲击两方面减小电站事故风险。储能 电站事故诱发因素主要可以分为电池本体、外部激源、运行环境、管理系统四方 面。从保护内部构件的角度，储能温控可以稳定、均衡电池运行温度，避免电池 过快老化诱发事故；从弱化外部冲击的角度，储能温控可以减小外部激源冲击、 运行环境极端温度对电池的影响，同时降低储能管理系统中其他部件故障的可能 性，有助于电站长期平稳运行。
风冷散热是储能温控行业中应用最早且最为广泛的冷却技术，液冷冷却相对 于目前广泛应用的风冷技术具备散热能力强、结构紧凑等显著优势，有望引领未来。风冷散热是储能温控行业中应用最早且最为广泛的冷却技术，其基本原理是 利用空气将机组产生的热量带走，达到散热的目的。根据供风的主被动性，风冷 散热最开始为无动力来源的自然通风，强迫风冷在其基础上引入风机增强气流循 环。与其他储能散热技术相比，风冷散热的劣势使其难以适应持续增长的散热需 求。随着电池容量、系统功率密度的扩张需求增长，液冷散热有望取代风冷成为 未来占比最高的技术路线。由于液冷技术对产品设计、设备结构等有更高的要求， 目前在液冷领域存在技术积累的企业更可能引领技术路线的变革。相关公司主要 有英维克、苏州黑盾（未上市），高澜股份等。
2.2. 中游系统集成——产业链中枢环节，行业竞争较为激烈
储能系统集成向上衔接设备厂商，向下打通电网服务，处于整个产业链的中 枢环节。储能系统集成，是按照用户需求，选择合适的储能技术和产品，将各个 单元组合起来，为户用、工商业、发电侧、电网侧等各类场景打造‘一站式’解 决方案，使储能电站的整体性能达到最优。储能企业正向系统集成方向迈进，中 国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出：目前主要有三种模式： 一种是全链发展模式，储能系统的主要部件如电芯、PCS等，全部自己制造生产， 由自主设计部门做系统集成服务；一种是专业化集成模式，企业从外部采购主要 部件，专做系统集成，比如陆金新能源（科陆与 LG 化学合资公司）、北控清洁能 源等；还有一种是 PCS 企业、电池厂商等以自身产品为中心，从单纯设备供应 商向系统集成服务综合方案供应者方向转型。
目前主要的集成厂商可分为光伏、电池及电力三大势力。第一，以阳光、华 为、上能、科华为代表的光伏企业。这些企业通过在光伏领域的持续深耕，积累 了丰富的客户资源与渠道优势，从而获得了在储能系统集成领域的天然优势。第 二，以 CATL、比亚迪、蜂巢为代表的电池企业。整个储能系统中，电池的成本 最高，这些企业基本上掌握储能系统降本的命脉。第三，以南瑞、中天、许继为 代表的电力企业。这些企业长期与电网合作，更懂得电网的运行特性，也具有其 独特的优势。（报告来源：未来智库）
3.重点公司分析
3.1. 国内：关注储能电池、PCS 以及温控环节
3.1.1. 储能电池
宁德时代：龙头优势明显，储能业务成新增长点
储能业务快速增长，高毛利成业绩新增长点。公司的储能系统业务收入由 2016 年的 0.39 亿元增长至 2020 年的 19.43 亿元，4 年复合增速达 165.7%，储 能业务收入占比达到 3.9%。从公司不同业务的毛利率变化情况来看，2020 年储 能系统毛利率达 36.03%，与 2019 年的 37.87%相差无几，且显著高于 2017 年 和 2018 年，明显高于公司锂电材料与动力电池系统。高增长高盈利下，储能业 务有望成为公司新增长点。
龙头优势明显，布局钠离子电池技术。宁德时代作为全球最大的动力锂电池 生产制造企业，在供应链管理、成本控制、市场开拓、技术迭代、客户服务等方 面都具有显著的竞争优势。2021 年 7 月 29 日，宁德时代召开线上发布会，正式 发布了其第一代钠离子电池产品，展示了该产品的主要成果有三点：第一，电芯 单体能量密度达到160Wh/kg；第二，常温下充电15分钟，电量可以达到80%； 第三，-20°C 低温的环境下，可保持 90%以上电池效能。之所以布局钠离子电 池技术，是因为钠离子电池具有低成本、高安全性的优势，大规模量产后有望率 先在储能、两轮车领域得到应用。
公司有专门的套利软件，在算法驱动下可帮助客户实现更多收益。公司的控 制软件和系统解决方案主要包括 Fluence OS 储能系统管理平台和 Fluence IQ 自 动报价系统，该方案能够对可再生资源和储能资产进行灵活管理和报价，增加客 户收益。目前，根据公司官网介绍，其 Fluence IQ 已在加州 CAISO 市场、澳大 利亚 NEM 市场等电力市场广泛应用。公司的该套利软件主要由其在 2020 年收 购的高级微电网解决方案（AMS）运营，公司官网显示该系统营收增厚大约在 50%以上。
3.2.3. Stem：Athena 平台业界领先，技术壁垒优势显著
Stem 是储能集成商，主营业务已进入高速增长阶段。公司作为储能集成商， 随着美国储能的快速发展，其主营业务营收正在快速增长，公司已进入快速发展 阶段。2021 年 Q3, 公司 AI 平台管理的储能系统合计约 1.4GWh，主营业务营收 3,983.3 万美元，同比增加 334.29%，自 2019年，公司发展持续保持上升期，主 营业务营收始终处于高速增长的状态。
公司的经营模式是向客户出租储能系统，以前期低廉的租金吸引客户，并在 之后以 Athena AI 储能管理平台为核心向客户提供后续储能服务与技术支持。硬 件方面，公司通过向用户出售总包储能系统，获得收入；软件服务方面，公司开 发储能行业首款智能平台雅典娜，在硬件、系统的销售、租赁的过程中以 AI 平 台作为辅助提供技术支持，将储能与大数据完美结合，建立了专业的技术壁垒。 公司拥有固定的供应商与大客户，稳定的供应商包括特斯拉、松下、宁德时代等， 目标客户有直销企业客户、分销商、可再生能源开发商和发电、公用事业公司等。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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