【MFC推荐】2023储能市场发展现状与趋势

电能储能包含机械、化学及电磁等众多技术路线，已有成熟技术进入大规模商业化阶段储能是指能量的存储，即通过一种介质和设备，把当前剩余的能量以其本身的形式，或者换成另一种能量形式存储起来，根据未来使用的需求，以特定能量形式释放出来的过程。广义上来看，储能包括储电、储热、储气/氢以及化石燃料。

发展储能技术是推进能源结构转型的必要条件，因为可再生能源具有间歇性、波动性和不确定性等特点，导致电力供需平衡难以保证。储能技术可以提高可再生能源的消纳比例，降低对电网的冲击，提升电力系统的灵活性、经济性和安全性。

中国正面临电力系统的绿色低碳转型与能源结构的转型。电力结构中，新能源电力的占比在逐渐攀升。新能源出力存在波动大且具有不确定性，其与用电负荷曲线不相匹配，进而加重了常规电源的调节负担。在负荷低谷期间，新能源出力较大，导致电力系统调峰困难；在负荷高峰时段，新能源出力水平较低，导致电网必须采取有序用电措施。新能源发电需要不同的调峰调频手段，储能作为可以作为新能源电力调峰调频的重要利器。

从2021年全球新增投运新型储能项目总体来看，美国、中国、欧洲三大市场占据总体市场的80%，其中美国占比34%，中国占比24%，欧洲占比22%。值得注意的是，抽水蓄能、电化学储能（电网级）储能市场由中美主导。

根据CNESA数据，截至2021年底，全球已投运的（电力）储能项目累计装机规模 209.4GW，相较于五年前增长19%。抽水蓄能占比高，涨幅较小；储能的增长几乎全部来自于新型储能，五年间占比已达12.2%。其中电化学储能为增长主力军，从2017年的2.9GW增长至如今的23GW，占据新型储能市场90%以上的份额。

中国制定目标在2030年前二氧化碳排放量达到峰值，2060年前实现碳中和。我国实现碳中和核心在于能源结构的清洁化、低碳化，能源结构将加速向非化石能源转变。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年中国可再生能源发电占比将提升至20%。

国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》，提出到 2025 年，新型储能装机容量达到30GW 以上；到 2030 年，抽水蓄能电站装机容量达到 120GW 左右，比当前总装机分别增长 10 倍和 4 倍以上。国家电网近期提出了未来十年公司经营区域内储能建设计划，2030 年，抽水蓄能和新型储能装机都将分别达到 100GW，投资逾万亿。“十四五”和“十五五”期间，南方电网将在公司经营区域内分别投产 5GW 和 15GW 抽水蓄能，以及分别投产 20GW 新型储能。据统计，2021 年，仅锂电池产业链（特别是锂电池的中上游）投资计划已经超过了 1.2 万亿。

根据CNESA数据，2021年中国储能市场中不同类型储能方式的占比与全球基本保持一致。其中抽水蓄能仍是最主要的储能方式，占比86.3%，与全球86.2%的占比持平；但抽水蓄能电站的建设受地形因素限制较大，且建设周期较长，通常需要7年左右，未来随着电化学储能等新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。新型储能方式占比12.5%，高于全球0.3个百分点。电化学储能为最主要的新型储能方式，占比96.7%，比全球占比略低一个百分点，锂离子电池占据主流。

以电化学储能为主的新型储能增长迅速，成为储能行业发展的主力。电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新型储能技术成熟度更高，因此适用场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化学储能安装更为便捷、不受区位限制， 正成为储能产业发展新动力。截至2022年底，全国电力安委会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能电站772座、总能量43.08GWh。

电化学储能中以锂离子电池为主导,但三元锂电池安全隐患较突出，意味着安全性更高的磷酸铁锂电池、液流电池等未来有望进一步打开市场空间。

根据InfoLink资料库统计，2022年全球电化学储能新增16.2GW/44GWh，其中以中国新增约34%占整体成长速度最快，其次为美国、欧洲、日本、韩国、澳大利亚等，光是上述国家2022年储能新增总和占全球超过市场九成份额，因此累计至2022年底，电化学储能全球累计安装量为41GW/98.8GWh，之中约有16-17GWh搭配光伏系统，InfoLink估计光加储占比将会因政策及再生能源发展而逐年提升比重，此外，尽管现在储能增长速度每年已经以倍数成长，估计到2025年国际电芯厂纷纷扩产之后，储能系统会因电池价格下降因而再加速建置速度，预计2025年全球电化学储能市场有望超过100GWh，而2030年全球乐观有望累积建置 250GWh。

截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能电站472座、总能量14.1GWh、同比增长127%;2022年，新增投运电化学储能电站194座、总能量7.9GWh,占已投运电站总能量的60.2%,同比增长176%。

“储能”和“可再生能源”经常出现在同一句话中，但储能不仅仅是将间歇性风力和太阳能输出结合起来：电池储能解决方案可以进行快速部署，精确定位，它可以提高整个电网的效率和复原力，而无论发电源是什么。这使得储能这一概念更加引人入胜。

也正是由于这些原因，电池储能才能超速席卷世界各地。此外，不仅电池价格正在下降，储能市场的发展速度也超出了预期。对于正在建立其能源系统的国家，储能解决方案已经成为国家能源政策的焦点，而在能源部门较为成熟的国家，在增加电网灵活性和稳定性方面，储能解决方案正在发光发亮。

全球储能融资交易持续增加。根据Pitchbook数据库，2021年全球储能融资金额同比增长30%,2022年延续之前的高增长，全年全球储能融资63亿美元，同比增加94%。中国、美国和欧洲是全球储能融资交易的主体，2020年以来，三个国家(地区)储能融资交易占全球90%左右。

中国储能行业融资规模增加迅速，且区域分布较为集中。根据投中数据库，2020年下半年以来，储能行业融资数量和规模大幅增加，成为继光伏、电动汽车后备受投资市场看好的新能源赛道。根据投中数据，2022年储能行业仍然火热，全年储能行业融资交易249笔，融资规模为494亿元，融资金额是2019年的16倍。

由于储能行业处于起步阶段，新进入企业多，对储能的融资需求多处于早期阶段。2022年储能行业A轮和B轮融资金额325亿元，占比66%。从区域看，2022年储能企业融资金额前十省份共融资453亿元，占储能行业整体融资的92%。广东省储能行业融资数量67笔，融资金额135亿元，融资数量和金额上都超过其他省份。

电池仍然是中国储能行业最火热的赛道，上游材料企业也备受资本市场青睐，行业大额融资频现。2022年电池企业融资金额317亿元，占储能行业整体融资交易金额的64%。正极材料、负极材料等在内的储能行业上游融资29笔，融资金额108亿元。

独立储能电站长期前景向好，但短期内项目落地经济性不清晰。随着政策不断推动独立储能项目参与电力市场交易，独立储能电站是推动中国新型储能规模化应用的重要力量，未来发展空间广阔。根据CNESA数据，2022年上半年中国独立储能电站的规划/在建规模为45.3GW,在所有规划/在建新型储能项目中占比超过80%。

但是，2022年前三季度中国独立储能电站的新增投运规模约为345.5MW,明显低于规划/在建规模，主要原因可能是投资方建设动力不足，其在计算项目投资回报率时，需要考虑多方面因素，例如辅助服务补偿费用、现货市场价差、新能源容量租赁费用、储能电站调用次数、有效利用时长等。而在中国当前的电力市场机制下，这些考虑因素受政策和市场规则变动影响，波动较大且难以量化，由此造成投资方陷入“算不清-不敢投建-无法算”的困境，推动独立储能电站项目落地还需依靠电力市场机制进一步优化。

资本热炒急需冷思考，需仔细甄别优质储能赛道和标的。预计随着国内强配需求逐渐得到满足，欧洲能源价格恢复平稳并加强自身供给能力，中国储能产业可能面临未来增长动力不足的风险。赛道方面，电化学储能和配套产业等热门赛道，多已有巨头企业提前布局，外部投资方进入难度较大。而尚处于市场培育阶段的赛道目前收益较小，许多创投机构被迫涌向上游，受限于自身实力又无法投资规模大的矿产资源型企业，转而选择碳酸锂提炼等低毛利、高周转赛道。具体到标的方面，高潜力创业投资者相对集中，估值偏高，但很多储能企业还未形成稳定合理的商业模式，导致投资人鉴别优质项目挑战加大。

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