2024年光储行业研究框架专题报告

新能源装机占比不断提升，电力系统面临挑战

中国在内的全球120多个国家提出了“碳中和”的目标，发展可再生能源是重要举措。在2020年9月的联合国大会一般性辩论上的讲话中，中国宣 布将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”。目前已 有120个国家制定了“碳中和”的目标与路线图，发展可再生能源，实现向清洁能源的转型是实现“碳中和”的重要举措。

光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。根据北极星储能网，风电的出力日内波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后， 从上午开始逐渐回落，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显。光伏的日内波动幅度100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈 均匀回落态势，夜间出力为0。风电光伏出力受气象因素影响较大，然而气象因素无法做长期预测。因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风 电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以 实现。

储能是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要支撑技术。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通 过电网的调度来实现该功能。在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性 问题。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将成为其关键支撑技术。储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促 进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，助力早日实现“双碳”目标。

储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显

储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源 侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调 频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能 源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力 自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。 在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，根据《储 能在碳达峰碳中和目标下的战略地位和作用》，以平滑输出、跟踪出力计 划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布 上看，根据CNESA，2022年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大， 达到512.8MW，占据新型储能一半以上的市场份额，而网侧项目中有60% 以上的份额是来自独立储能。

发电侧—新能源并网与电力调峰的重要保障

储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点 主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项目也更容易获取新能源建设并网的指 标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰 收益。

电网侧——构建新型电力系统的重要支撑

电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电 压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能 布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四 类应用场景，“十四五”全国电网侧新型储能总需求规模约5500万千瓦，时长2~4小时。应用场景以支撑电力保供、提升地区电力系统调节能力 为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。

用户侧——提升电力自发自用水平与峰谷价差套利

储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策 框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需 求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取 的收益等部分。

海内外政策及规划不断推动储能长足发展

政策端——海内外政策及规划不断推动长足发展

储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自2017年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发 展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021年7月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至 2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰 谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。2022年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰， 新型储能可作为独立储能参与电力市场。

全球装机量持续提升，未来储能需求空间广阔

我们预计2024年全球储能装机将延续高速增长。我们认为，全 球新能源装机的持续快速增长以及储能配置比例提升是储能行 业增长的主要推动力。我们基于左表对全球光伏、风电装机量 的预测，以及对储能配置比例以及配置时长的假设，预计2024 年全球储能合计装机量将达到74.6GW/177.07GWh，同比 +64%/+70%，2024-2026三年年复合增长率有望分别达到 55%/53%，需求景气度稳中有升。  从重点区域看，欧美储能产品库存压力逐步释放，补库需求 24H2将有所增长，我们预计在亚非拉等新兴区域，24H2储能 需求将持续提升，国内大型储能系统、户用储能及微型逆变器 核心供应商未来将相应做出产品策略调整，我们预计核心供应 商8月排产将环比增长，24Q3 印度、巴基斯坦、沙特订单逐步 兑现，乌克兰、印尼、马来西亚等区域出货将有所提升。

展望未来，关注降本增效与长时储能趋势

各类储能技术的经济性随着储能时长的提升而显著改善。根据储能技术的特点，储能电站的成本主要包括初始投资和运行成本， 其中初始投资成本包括储能系统成本、功率转换成本和建安成本，运行成本包括运维成本、回收残值和其他附加成本。我们预 计随着储能时长的增加，容量成本增加，功率成本不变，因而单位初始投资成本（万元/MWh）减少，LCOE下降，在此背景下 全钒液流电池、铁铬液流电池等在长时储能范围内具备一定经济性。 

其中，根据《新型储能的经济性和投资价值分析》，全钒液流电池储能系统价格大约在2.63元/Wh，主要包括电堆成本、电解 质成本以及周边设备成本，钒电解液是全钒液流电池系统中的核心材料之一，在系统成本占比中达到40%以上，其性能将直接 影响到电池系统的工作效率、运行工况和使用寿命等;电堆成本占全钒液流电池总成本的35%以上，主要成本源于离子交换膜的 成本;其它构件成本占比25%左右。液流电池初期成本高，但其服役周期长，长期而言在度电成本上具有一定优势。全钒液流电 池储能系统价格预计“十四五”末期能够控制在2元/Wh以内，随着规模化应用，到2030年有望降低至1～1.5元/Wh。

度电成本角度看，根据《新型储能的经济性和投资价值分析》，电化学储能技术中经济性较好的是磷酸铁锂电池和铅炭电池， 技术成本较高是制约储能产业规模化发展的关键因素。以当前典型项目边界条件测算，抽水蓄能电站度电成本为0.21～0.25元 /kWh，容量型磷酸铁锂储能电站的度电成本为0.49～0.68元/kWh，压缩空气储能电站度电成本约为0.43～0.56元/kWh，随着技 术快速进步，压缩空气储能电站度电成本会随效率提升而快速下降。

长时储能是未来重要趋势，相关储能技术有望受益。根据电规总院， 随着新能源装机规模的提升和长时储能技术的进步，4小时以上的新 型长时储能技术将逐步进入商业化应用，满足电力系统长时储能的服 务需求。我们预计，在未来通过超长时间尺度和中长时间尺度储能技 术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功 率波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业 的重要发展趋势。因此，在长时储能领域具备优势的储能技术，除光 储外，例如光热储能、压缩空气储能、液流电池、重力储能技术路线 有望受益。

报告节选：

（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。）