全球电化学储能市场展望与技术创新.pdf

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告|2022年7月21日储能专题研究储能专题研究全球电化学储能市场展望与技术创新全球电化学储能市场展望与技术创新行业研究 深度报告 电力设备与新能源 电池投资评级：超配证券分析师：王蔚祺S0980520080003证券分析师：李恒源S0980520080009联系人：陈抒扬请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容可再生能源发展需要大规模储能支撑01全球2025年新型储能市场展望02电化学储能降本路径：钠离子电池原理及发展趋势03目录请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容投资建议 2011年以来，随着全球能源结构快速向低碳形式转型，可再生能源装机加快发展，尤其是风电、光伏等间歇性可再生能源在最近几年成为全球新增装机的主力。过去10年，全球可再生能源装机容量始终保持8-10%的年化增速。2021年全球可再生能源总装机量达到3064GW（不含抽蓄），其中风电为825GW，光伏849GW。电力系统的波动性将随着可再生能源渗透率的提高而日渐提升，同时用电侧的电气化率提升也进一步增加了电力系统调度的挑战，因此电网需要大幅提高灵活性，各类储能技术将扮演重要的角色。本文探讨的储能需求主要以提升电网灵活性的电力储能装机为主，不包含各种便携式储能产品。电力储能广泛应用于电力系统电源侧、电网侧、用户侧，不同应用场景对储能的持续放电时长有不同需求，对应电力系统常用的时序分析方法，可分为超短时（秒级到分钟级）、短时（小时到数日）和长期时间尺度（周、月、年）。全球能源互联网发展合作组织根据各大洲电力装机和负荷的分布特点，预测到2050年全球以氢能、抽水蓄能、压缩空气、液流电池等长时电力储能将占到储电量的95%，以锂电池、钠电池、飞轮、超级电容为主的等短时储能将占储能功率容量的92%。到2050年，主要应用于发电侧一次调频、日内调峰，以及用户侧日内调峰的短时储能占整体储能功率的81%，占储电量的5%。我们预测兼具功率型和能量型的锂离子电池、钠离子电池等电化学储能技术短期发展迅速，2025年以电化学储能为主的新型储能全球累计装机有望从2021年的51GWh达到741GWh，2022-2025年新增电力储能装机分别达到55/110/193/331GWh，复合增速有望超过70%。从2022到2035年全球电化学储能将得到广泛规模化应用，但产品仍需进一步改善安全性，提升循环次数和能量密度，以及降低成本。全球锂资源分布不均衡的大背景下，当前碳酸锂价格高企，为了缓解上游资源紧张对储能以及动力电池相关产业的发展制约，以宁德时代为代表的电池企业、当升科技、容百科技为代表的材料企业纷纷布局钠离子电池体系，宁德时代在2021年宣布计划在2023年量产钠离子电池，近期当升科技和容百科技也相继推出钠离子正极材料，旨在推动上游资源供给更为丰富，成本更低，同时安全性更高的电化学储能技术推广普及，共同推动电化学储能早日进入TW级别的发展阶段。投资建议：我们同时看好锂离子电池与钠离子电池在电力储能领域的发展前景，推荐钠电池及材料布局前瞻的企业：1）电池企业：宁德时代；2）材料企业：当升科技、容百科技、厦钨新能、璞泰来、天赐材料。风险提示：1.储能产业化进展不及预期；2.下游需求不及预期；3.钠离子电池产品竞争加剧请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容第一章：可再生能源的发展第一章：可再生能源的发展需要大规模储能支撑需要大规模储能支撑请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容光伏风电度电成本持续下降，可再生能源装机与日俱增图1：2010-2023年全球光伏、集中式光伏、陆上风电、海上风电平均度电成本和PPA/现货竞拍电价资料来源：IRENA，国信证券经济研究所整理图2：2001-2021年全球可再生能源新增新增装机（GW）及占比（%）资料来源：IRENA，国信证券经济研究所整理0%15%30%45%60%75%90%04590135180225270200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021非可再生能源可再生能源可再生能源占比2010-2020年，公用事业光伏平均度电成本（LCOE）下降了85%，集中式光伏LCOE下降了68%，陆上风电LCOE下降了56%，海上风电LOCE下降了48%，光伏和风电技术发电成本已经达到或低于化石燃料发电成本。2011-2021年，全球可再生能源新增装机容量增长超过130%，而不可再生能源仅增长了24%。自2014年以来，以光伏、陆上风电为主的可再生能源新增装机已经开始超过非可再生能源。2021年，可再生能源累计装机容量达到3064GW（不含抽蓄），发电量约为8000TWh。为了实现全球升温1.5C的情景，到2030年，可再生能源装机容量仍将相比于2020年增加2倍以上。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容可再生能源发展刚需下，储能大有可为2011年以来，随着全球能源结构快速向低碳形式发展，可再生能源装机加快发展速度，尤其是风电、光伏等间歇性可再生能源在最近几年成为全球新增装机的主力。2021年，全球可再生能源总装机量达到3064GW（不含抽蓄），其中风电为825GW，光伏849GW。过去10年，全球可再生能源装机容量始终保持8-10%附近的年化增速。图3：2011-2021年全球可再生能源累计装机量（GW）及同比增速资料来源：IRENA，国信证券经济研究所整理1,0571,0901,1371,1761,2121,2471,2731,2961,3121,3331,4112202673003494164675145646227328257410414118022830039548959071684972778491961051111181241271438.5%8.5%8.4%9.0%8.7%8.5%7.9%7.7%10.2%15.8%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%05001,0001,5002,0002,5003,0003,50020112012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 018 2 019 2 0202021水力发电风能太阳能生物质能地热能潮汐能增速请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容可再生能源发展刚需下，储能大有可为随着可再生能源的发展，以光伏和风电为代表的间歇性电源占发电量的比例逐步提高，截至到2020年，德国、英国已经突破或者接近30%，欧盟地区整体也已经突破20%。美国和中国分别达到12和10%，并且中国未来5年将快速提升占比。图4：2020年全球主要地区风电光伏发电量（TWh）及占比资料来源：Ember，国信证券经济研究所整理382 218 208 230 257 541 847 476 273 2,220 3,581 6,896 13574241924571139193963374675113192711884131014413326133%29%17%17%12%11%10%10%10%20%12%10%0%5%10%15%20%25%30%35%0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 德国英国澳大利亚意大利土耳其巴西日本法国墨西哥欧盟美国中国其他能源发电TWh风力发电量TWh光伏发电量TWh风光发电占比请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容全球可再生能源发电量和装机容量预测（两种机构预测）资料来源：IRENA，国信证券经济研究所整理表2：国际可再生能源署在升温1.5C情景预测（GW）资料来源：全球能源互联网发展合作组织，IEA，国信证券经济研究所整理202120302050陆上风电（GW）84929556172海上风电（GW）8253822002光伏（GW）1230522114036水电（含抽蓄）（GW）45514652508其他可再生能源（GW）1507493082总发电量（TWh）270004218978698总装机量（GW）74741426630229可再生能源发电量占比29%65%90%风电光伏等发电量占比*8%42%63%可再生能源装机占比41%76%92%可再生能源装机容量（GW）3,054 1077127799表1：全球能源互联网合作组织预测（GW）202120352050风电84937496760光伏（GW）825489010920水电（GW）123022822860核电*455489520其他可再生能源150489780总发电量（TWh）270002900051000总装机量（GW）74741630026000可再生能源发电量占比29%57%75%风电光伏等发电量占比*8%44%60%可再生能源装机占比41%70%82%可再生能源装机容量（GW）3,054 11,410 21,320 我们比较了国内的权威能源研究机构全球能源互联网研究中心，以及国际可再生能源署的研究预测，两家机构虽然对于全球发电量的预测存在15%的差距，但对于全球可再生能源容量占比，以及发电量占比较为趋同，可以借鉴两家机构对于以风电、光伏为代表的间歇性电源的消纳占比，用于预测储能市场的发展依据。两家机构均认为，在2030-2035年全球风电光伏消纳占比将达到40%以上，2050年达到60%以上。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容随着新能源渗透率提高，能源系统对储能的需求越强高比例清洁能源系统需要足够的调节能力同时应对来自消费侧和供应侧的随机变化。一般把用电负荷减去风、光出力后的值定义为净负荷，净负荷的波动特性决定了能源系统对调节能力的需求。净负荷的波动性与用电负荷、新能源出力特性密切相关，随着新能源渗透率提高而增大。以华北某省夏季典型日为例进行分析，当新能源渗透率为零时，用电负荷为28.54GW，即为净负荷，呈现早、晚两个高峰，夜间低谷的波动特性；新能源渗透率达到20%时，净负荷平均值下降，白天光伏发电使净负荷的日内高峰明显减小；当新能源渗透率增加到50%时，风、光出力对净负荷的影响程度进一步加大，在中午光伏最大出力时刻净负荷降至零以下，呈现“鸭形曲线”特点；当新能源渗透率增加到80%时，净负荷在日内大部分时间小于零，波动性更加明显。总体上看，随着新能源渗透率的提高，净负荷的最大值和平均值不断下降，标准差和最大变化速率不断提高，能源系统对储能的需求越来越强烈。图5：不同新能源渗透率下净负荷短时间尺度波动情况资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理新能源渗透率（%）0205080净负荷最大值（GW）28.5425.5917.314平均值（GW）23.4119.685.29-7.85标准差（GW）4.333.095.7212.24最大变化速率（GW/h）3.894.646.7716.69资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理表3：不同新能源渗透率下净负荷短时间尺度波动情况请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容根据应用场景和时间尺度不同储能系统的分类电源侧：跟踪计划出力及平滑发电输出，为系统提供调峰、调频及备用容量等辅助服务，解决弃风、弃光；电网侧：延缓输变电设备的升级与增容，提高电网运行的稳定水平；用户侧：分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳、提供辅助服务等方面。资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理储能广泛应用于电力系统电源侧、电网侧、用户侧的不同场景。不同应用场景对储能的持续放电时长有不同需求，对应电力系统常用的时序分析方法，可分为超短时、短时和长期时间尺度。电源侧：平滑新能源出力波动、调频等场景属于超短时和短时尺度应用，季节性调峰等场景属于长期尺度应用；电网侧：提供系统备用、延缓输变电设备阻塞等均属于短时尺度应用；用户侧：提高电能质量、调频属于超短时和短时尺度应用，参与需求侧响应在短时和长期尺度均有应用。电源侧电网侧用户侧超短时尺度（秒分钟）短时尺度（小时天）长期尺度（多日及以上）平滑风光出力跟踪发电计划提高发电基地送出调频调峰调频提供备用容量黑启动服务提高系统暂态稳定性无功支撑缓解设备阻塞事故备用提高电能质量需求侧响应备用电源参与辅助服务图6：电源侧、电网侧、用户侧储能情况请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。不同储能技术具有不同的内在特性（如功率密度和能力密度），电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度，决定了其广泛的技术适用性。其中，锂离子电池同时具有高功率密度与高能量密度。表4：不同储能技术类型主要特点资料来源：中国电机工程学会、中科院电工所、中国电动汽车百人会，国信证券经济研究所整理储能技术适用储能时长响应时间放电时长综合效率/%寿命：年技术成熟度应用场景物理储能抽水蓄能长时s-min级1-24h75-8540-60成熟调峰、备用空气储能长时min级1-24h70-8920-40成熟调峰、备用飞轮储能短时ms-min级ms-15min93-9515+商业化早期调频、平滑波动电磁储能超导储能短时100 msms-8s 95-9820+开发阶段调频、平滑波动超级电容短时ms级ms-60 min90-9520+开发阶段调频、平滑波动电化学储能铅蓄电池短时ms-min级min-h75-905商业化调峰、调频、通讯基站备用电源钠硫电池短时ms级s-h级80-9010-15商业化调峰、调频、能量管理、备用液流电池短时/长时ms级s-h级60-855-10商业化早期调峰、调频、能量管理、备用锂离子电池短时/长时ms-min级min-h级98-955-15商业化调峰、调频、能量管理、备用化学储能氢能短时/长时ms-min级min-h级60-9010-20开发阶段调峰、调频、能量管理、备用电转甲烷短时/长时ms-min级min-h级-开发阶段调峰、调频、能量管理、备用请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容中远期全球储能路线规划资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理图7：2022-2070年全球储能路线规划请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容第三方机构对于全球储能装机容量预测2050年（考虑地区差异）表5：2050年全球各区域储能装机容量预测资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理区域欧洲非洲北美中南美亚洲合计新能源渗透率（%）653850436157%储能装机容量（TW）0.430.210.620.072.774.1占最大负荷比例（%）303039124438%储电量（TWh）1351.23160.50.43204.1501占用用电量比例1.6%0.03%1.8%0.01%0.5%0.75%用电量（TWh）8,438 4,100 8,917 4,300 40,820 66,574 北美地区、欧洲净负荷长期波动较大，需要更多的长期储能，因此储电量占年用电量比例明显高于其他洲，分别达到1.8%和1.6%；而且北美光伏装机容量较多，净负荷短时尺度波动较大，因此对短时储能的需求也较大，储能装机需求达到最大负荷的39%，是长时和短时最大的市场之一。亚洲地区幅员辽阔，内部各区域特点各异，东亚、南亚季风型气候明显，风电出力的季节性波动较大，因此需要配置较多长期储能。西亚、中亚光伏装机占比高，且外送电力流较大，对短期储能需求较高；东南亚水电资源丰富，调节能力充足，对储能需求较少。非洲和中南美新能源渗透率相对较低，净负荷波动主要体现在短时尺度，特别是非洲光伏装机占比大，需要大量短时储能减少弃光，储能装机需求约为最大负荷的30%；中南美洲水电资源丰富，为系统提供充足的调节能力，因此储能装机需求最小，仅占最大负荷的12%。综上，全球能源互联网发展合作组织预计2050年前，清洁能源的大规模开发利用将为全球带来约4.1TW、500TWh的储能需求。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容全球储能装机容量预测（根据电力净负荷波动特点测算）当新能源渗透率小于等于20%时，储能在电网中最大负荷占比较小，其中主要的储能类型是抽蓄，电网主要依靠传统化石能源机组进行调节；当新能源渗透率上升至50%时，储能系统和传统机组对调节电网贡献基本持平，两者最大负荷占比超过70%，应用最为广泛的储能形式转变成电化学储能；当新能源渗透率上升至80%时，储能系统将对电网的调节起到主导作用，其最大负荷占比约80%。我们预计到2035年全球电化学储能（含动力电池）装机容量将达到1000GW，2050年达到2590GW；因此2021-2025年全球电化学储能年均新增装机容量达到97GW，2035-2050年年均新增装机容量达到159GW。资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理图8：不同新能源渗透率下维持电网系统平衡所需的调节工具最大负荷（功率）占比（%）0204060801001200%20%50%80%传统机组抽蓄电化学储能其他短时储能长期储能需求侧电网互联调节交易储能提供占系统负荷最大比例（%）图9：2035年和2050年电化学储能（含动力电池）和抽水蓄能功率预测(TW)0.02 1.00 2.59 0.180.50.500.511.522.53202120352050电化学储能抽蓄2022-2035年均新增电化学储能97GW以上2036-2050年均新增电化学储能159GW以上资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所预测请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容92%5%8%95%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%功率占比储电量占比短时长时全球储能装机容量长期预测资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理短时尺度应用场景包括跟踪出力计划、二次调频（也称为自动发电控制，Automatic Generation Control，AGC）、日内削峰填谷、提供系统备用等，持续放电时长要达到小时级，并可较频繁地转换充放电状态，对储能的功率等级、循环寿命要求较高，对响应时间要求较低。长期尺度应用场景包括长期需求侧响应、季节性调峰等，持续放电时长要达到数日甚至数周，因此需要储能的功率和容量能够分别实现，具有存储容量大、成本随容量增长不明显、转化效率高等特点，对响应时间、循环寿命要求较低。全球能源互联网合作组织预计到2050年，短时储能主要配置在调频、日内调峰、应急备用、缓解阻塞、提高电能质量等应用场景，提供功率调节能力，约占全部储能装机容量的92%,达到3772 GW，而储电量仅占5%左右，达到25.05 TWh（含动力电池）；长期储能主要配置在季节性调峰和长期需求侧响应等场景，主要提供能量型调节能力，功率仅占8%左右，为328GW，而储电量约占95%，达到476 TWh。图10：2050年全球各区域储能装机容量预测表6：2050年全球储能装机容量预测类型功率(GW)储电量（TWh）应用场景适用储能技术短时功率型为主377225.05功率型应用场景，比如电力调频或平滑新能源波动的储能场景，则需要储能电池在秒级至分钟级的时间段快速作用，进行紧急功率支撑，稳定电网频率。功率型储能应用场景主要对储能技术的功率等级、响应时间、循环次数、安全性、功率成本和效率要求较高。飞轮储能、超级电容器、锂离子电池较为适用；铅炭电池、液流电池、钠硫电池一般适用。长时能量型为主328476能量型应用场景，要求储能技术能够降低电网的高峰负荷，提高低谷负荷，平滑负荷曲线，提高负荷率，降低电力负荷需求，减少发电机组投资和稳定电网运行。能量型应用场景主要对储能技术的功率等级、放电时长、循环次数、安全性、能量成本和效率要求较高。抽水蓄能完全适用。压缩空气储能、热储能、锂离子电池、铅炭电池，液流电池、钠硫电池、氢储能较为适用。资料来源：全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容短时储能技术的长期应用前景 氢能源、抽水蓄能、压缩空气储能等主要提供能量调节能，比较适用于季节性调峰、长期需求响应等情况。电化学储能兼顾能量型和功率型的优势，应用场景较为灵活，可用于一次调频、提高电能质量、平滑新能源出力等情况，到2050年电动车中的电池也将通过V2G的模式积极参与负荷侧响应，成为短时储能的重要组成部分；超级电容、飞轮等短时储能技术的功率性能佳，但是能量密度低，适用于用户侧电能质量改善、一次调频等场景。除了短时和长时储能的分类之外，我们还可以根据电力系统具体的应用场景，区分不同储能的功率配比和能量配比。在测算短时储能的市场空间上限时，我们考虑电化学和其他短时储能所适用的场景主要为发电侧日内调峰、发电侧一次调频、用户侧日内调峰三类情况为主，因此综合测算2050年全球短时储能的配置容量超过3300GW，储电量超过26,000GWh（含动力电池）。场景功率占比储电量占比电网侧-综合应用10%1%发电侧-日内调峰25%2%发电侧-一次调频5%0.2%发电侧-一季调峰3%32%用户侧-日内调峰51%3%用户侧-一季调峰5%62%用户侧-电能质量1%0%表7：2050年全球储能应用场景及占比应用场景功率储电量占比发电侧-日内调峰25%2%发电侧-一次调频5%0%用户侧-日内调峰0.510.03合计81%5%短时储能应用场景（含动力电池）3,321 GW 26,066 GWh 表8：2050年全球短时储能应用空间测算（GW/GWh）资料来源：全球能源互联网合作组织，国信证券经济研究所整理资料来源：全球能源互联网合作组织，国信证券经济研究所预测请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容第二章：第二章：2025年新型储能市场展望年新型储能市场展望请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容国内储能相关政策和规划资料来源：政府公告，国信证券经济研究所整理表9：国内储能相关政策和规划颁布时间发布主体政策名称涉及储能的主要内容2014年3月十一届全国人大四次会议国家“十二五”规划纲要首次提到“储能”，要求在“十二五”期间指导新能源、智能电网、储能行业的发展建设以及规划新能源重点建设项。2014年6月国务院能源发展战略行动计划（2014-2020年）提出加强电源与电网统筹规划，科学安排调峰、调频、储能配套能力，切实解决弃风、弃水、弃光问题。2016年4月国家发改委、国家能源局能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）提出加快发展高效储能、先进储能技术创新、积极推进储能技术研发应用、攻克储能关键技术等任务和目标。2017年9月国家发改委、国家能源局等关于促进储能技术与产业发展的指导意见提出未来10年中国储能行业两步走战略：“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，探索一批可推广的商业模式；“十四五”期间，储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点。2019年6月国家发改委、科技部等贯彻落实2019-2020年行动计划进一步提出加强先进储能技术研发和智能制造升级、完善落实促进储能技术与产业发展的政策、推进抽水蓄能发展、推进储能项目示范和应用、推进新能源汽车动力电池储能化应用、加快推进储能标准化，明确了储能产业的发展的具体任务和分工。2020年1月教育部、国家发改委、国家能源局储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024年）储能技术人才培养专业学科体系日趋完善，推动建设若干储能技术学院（研究院），建设一批储能技术产教融合创新平台，推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平，形成一批重点技术规范和标准。2020年1月国家发改委、市场监督管理总局等关于加强储能标准化工作的实施方案建立储能标准化协调工作机制，建设储能标准体系，推动储能标准化示范，推进储能国际化等重点任务。2021年3月全国人民代表大会中华人民共和国国民经济和社会发展第十四五规划和2035年远景目标纲要加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。2021年7月国家发改委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见到2025年，实现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；到2030年，实现新型储能全面市场化发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。2021年9月国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（20212035年）到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到62GW以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到120GW左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。2022年2月国家发改委、国家能源局“十四五”新型储能发展实施方案到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展，储能与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容全国各省“十四五”风光储装机目标及当前储能配置要求资料来源：政府公告，国信证券经济研究所整理表10：全国各省“十四五”风光储装机目标及当前储能配置要求省份文件发布日期十四五目标储能配比配置时长 h风电光伏储能风电光伏江苏江苏省“十四五”可再生能源发展 专项规划2022/7/11累计28GW以上，其中海上15GW以上 累计35GW以上抽水蓄能装机达到 328 万千瓦 以上/湖南湖南省“十四五”可再生能源发展规划2022/6/23累计12GW以上累计13GW以上优先提升0.3GW级煤电机组深度调峰能力，增加系统调峰能力0.47GW以上；力争全省形成占最大负荷5%左右的需求侧响应能力。15%5%2重庆重庆市能源发展“十四五”规划（2021-2025）2022/6/15/广西广西可再生能源“十四五”规划2022/6/6新增陆上风电并网不低于15GW，核准开工海上风电不低于7.5GW，其中并网不低于3GW新增集中式/分布式光伏并网不低于10/3GW加快推进7座，共计8.4GW抽水蓄能电站开工建设，力争实现南宁抽水蓄能电站首台机组投产，新增集中式新型储能不低于2GW，储能容量不低于4GWh。20%15%2浙江浙江省“十四五”新型储能发展规划、浙江省可再生能源发展“十四五”规划2022/6/6累计6.4GW以上，新增4.5GW以上累计27.5GW以上，新增12GW以上，其中分布式光伏新增5GW，集中式光伏新增7GW抽蓄电站力争新增3.4GW，累计达7.98GW；新增储能装机规模3GW时。/2山西浙江省可再生能源发展“十四五”规划环境影响评价报告2022/6/1累计30GW以上累计50GW左右，新增并网分布式光伏5GW水电（含抽蓄）2.24GW以上，新型储能6GW左右。5-10%5%-15%/福建福建省“十四五”能源发展专项规划2022/5/21累计9GW，新增4.1GW，海上风电新增开发10.3GW累计5GW左右，新增3GW抽水蓄能达5GW/10%/湖北湖北省能源发展“十四五”规划2022/5/19累计10GW，新增5GW累计22GW左右，新增15GW/10%10%2上海上海市能源发展“十四五”规划2022/5/15新增1.8GW新增2.7GW/江西江西省“十四五”可再生能源发展规划2022/5/7累计7GW，新增2GW累计24GW左右，新增16GW/10%1贵州贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划2022/4/19累计10.8GW，新增5GW累计31GW左右，新增20.43GW/10%/广东广东省能源发展“十四五”规划2022/4/13新增海上风电17GW，新增陆上风电3GW新增20GW新增抽水蓄能电站2.4GW。/河北河北省“十四五”新型储能发展规划2022/4/10/新型储能规模4GW以上。15%15%2云南云南省“十四五”规划新能源项目清单2022/4/72021-2024年风光项目共计72.94GW/北京北京市“十四五”期间能源发展规划2022/4/1累计0.3GW，新增0.11GW新增光伏0.7GW，整区屋顶光伏新增1.2GW形成10GW级的应急备用和调峰能力/四川四川省“十四五”能源发展规划2022/3/4累计10GW，新增6GW累计12GW，新增10GW/10%/内蒙古内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划2022/3/9累计89GW，边境沿线、戈壁荒漠规划布局风电基地20GW，累计建成分散式风电项目4GW。累计45GW，其中光伏治沙基地20GW；光伏矿区生态修复基地5GW；累计建成分布式光伏发电6GW；新增太阳能热发电0.5GW。抽水蓄能累计投产1.2GW。20%-30%15%-30%2河南河南“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划2022/2/22新增并网10GW以上新增并网10GW以上力争新型储能达2.2GW10%-20%10%-20%2青海青海省“十四五”能源发展规划2022/2/28累计16.5GW累计达45.8GW力争建成电化学等新型储能达6GW10%10%2天津天津市可再生能源“十四五”发展规划2022/1/27累计2GW累计达5.6GW力争储能装机规模达到0.5GW15%10%1甘肃甘肃省“十四五”能源发展规划2022/1/5累计38.53GW累计41.69GW，其中分布式光伏3.5GW储能累计6GW，抽蓄新增装机总投资150亿元5%-10%5%-10%2山东山东省能源发展“十四五”规划2021/8/19累计25GW累计57GW储能设施4.5GW左右10%10%/宁夏宁夏回族自治区应对气候变化“十四五”规划2022/1/5累计25GW累计57GW/10%10%2请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容中国储能技术的水平快速提升，多数储能技术水平世界领先 经过“十二五”和“十三五”期间国家和产业的持续投入，中国储能技术的水平快速提升，压缩空气储能、储热储能、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池和钠离子电池已达到或接近世界先进水平；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器和储能新技术和世界先进水平还有一定差距，但总体商差距在逐步缩小。2021年中国机构和学者发表储能SCI论文11949篇，居世界第一位，且遥遥领先第二位美国，中国已经成为全球储能技术基础研究最活跃的国家。在关键技术和继承示范方面也均取得重要进展，中国已成为世界储能技术研发和示范的主要核心国家之一。抽水蓄能压缩空气储能储热飞轮储能铅蓄电池锂离子电池液流电池钠离子电池超级电容器储能新技术国际国内资料来源：中关村储能技术产业联盟，国信证券经济研究所整理图11：2021年中国和世界主要储能技术水平对比技术研发工程示范推广应用商业化储能技术中国研发和应用进展抽水储能超高水头、超大容量抽水蓄能实现了跨越式发展，定速抽蓄世界领先，变速抽蓄与国外有较大差距。压缩空气10-100MW储能系统取得里程碑式进展，张家口首套100MW压缩空气储能项目达到世界引领水平。储热储冷高温熔盐储热、大容量跨季节储热和储冷、热泵储热、卡诺电池以及电化学储热是当前储热研究的热点。飞轮储能大容器功率型飞轮储能取得阶段性进展，缩小了与国际先进水平的差距，为10MW以上项目应用奠定基础。铅蓄电池技术研发主要集中在铅炭电池，通过在负极添加高活性的碳材料，抑制负极硫酸盐化引起的容量快速衰减。锂离子电池正负极材料、快充技术、固态电池等取得重要突破，锂补偿技术、无模组技术和刀片电池是技术进展亮点。液流电池全钒液流电池是主流技术，解决其规模化、成本、效率等问题是研究热点，锌溴、铁铬液流电池正在探索。钠离子电池最接近锂离子电池的电池技术，其基础研究、技术水平和集成示范均取得重要进展，已处于国际领先水平超级电容器在关键材料、单体技术、成组管控、系统集成与应用和使役性能进行全链条技术攻关，并实现规模示范。新型储能研究重点是液态金属电池、多价金属离子电池和水系电池的材料研究，相关单体、模组等正在深入研究。资料来源：中关村储能技术产业联盟，国信证券经济研究所整理表11：2021年中国在主要储能技术上的研发和应用进展 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容电池成本下降驱动储能加速应用电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%，是储能降本的关键。图12：电化学储能系统结构示意图资料来源：GTM，国信证券经济研究所整理储能变流器（PCS）储能电池组能量控制系统（EMS）电池管理系统（BMS）控制信息状态信息状态信息控制信息电池60%PCS20%BMS5%EMS10%其他5%图13：电化学储能成本构成资料来源：阳光电源，国信证券经济研究所测算请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容我国磷酸铁锂电池储能电站建设成本全球领先2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格已下降至1.2-1.7元/Wh。根据BNEF测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/kWh（约1.66元/Wh），预计2025年将降至203美元/kWh（约1.29元/Wh）。表12：2021 年部分磷酸铁锂电池储能电站 EPC 招标情况资料来源：招标采购网、能源电力说，国信证券经济研究所整理时间省市项目业主中标候选人储能单价（元/Wh）2021年2月4日江苏国华投资华竹根沙H1国家能源集团阳光电源1.674国网武汉南瑞1.7302021年3月15日深圳深圳湾科技生态园一园区分布式储能电站供货及安装深圳湾科技深圳库博能源1.6802021年4月15日福建宁德国网时代福建吉瓦级宁德霞浦储能工程（一期）EPC国网时代中国电建福建2.0342021年4月29日河南河南平煤锂500kW/2400kWh用户侧储能项目河南平煤国能锂电平高集团1.120科华数据1.247中航锂电1.2462021年8月2日山东山东半岛南3号海上风电配套储能系统设备国家电投上海和元储能1.310科华数据1.3452021年8月18日山东三峡能源庆元储能电站示范项目EPC三峡新能源山东电力1.780中国电建华东院1.710中国能建山西院1.7362021年9月3日山东山东华电滕州储能电站仙姑电化学储能系统设备华电滕州新能源山东电气1.375许继集团1.4302021年9月29日河南华润电力原阳县20MW分散式风电项目配置3MW/6MWh储能系统EPC总承包华润风电远景能源1.5702021年9月29日河南华润电力杞县分散式风电项目储能系统EPC华润风电远景能源1.4102021年11月4日山东海华新能源（鄄城）有限公司100MW风电项目海华新能源许继电气1.598上海融和1.7002021年11月4日山东华润电力禹城一期风电项目储能系统EPC海华新能源许继电气1.440请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容海外电网辅助服务需求迫切，家用储能市场正在爆发 美国：由于储能ITC税收抵免率由2020-2022年的26%下降至2023年的22%，近两年美国新型储能项目存在抢装现象；意大利推出户用光伏及储能税收减免的新生态政策，最高减110%，户用光伏有望持续增长；爱尔兰已经实现了2020年采用40%可再生能源电力的目标，储能项目作为电网辅助服务的需求越来越迫切；由于岛屿众多，菲律宾电网系统互连率低，正在推动建设可再生能源和储能新型电网体系。2021年新增德国新增家用光伏的配出比超过60%，约40万套；澳大利亚在各州补贴及FIT