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　　data=datasource：599b6ae254283a128acf99c623c3c datatype=content新型电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，多时间尺度储能技术的规模化应用，推动推动解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题。储能，是新型电力系统的重要组成部分，碳中和的核心也是储能。尽管储能赛道尚未挖掘出足够多的“宝藏”，却拥有近万亿市场规模的潜力和确定性，储能赛道正在成为了资本必争之地，开启储能大时代。

　　全球储能：总规模快速增长，抽蓄为主、电化学异军突起，中美欧合计增量超八成全球储能总规模持续高增。

　　自2019年开始，全球储能累计规模增速实现持续增长。据CNESA预测，截至2021年底，全球储能累计装机规模达到209.4GW、同比+9.6%，当年新增18.3GW、同比+181.5%。

　　抽水蓄能仍为主流，电化学储能占比逐年上升、未来几年将贡献全球储能主要增量。根据CNESA统计，截至2021年底，全球抽水蓄能装机总规模达180.5GW，占总规模比例达86.2%。

　　电化学储能累计装机从2017年3.0GW/占比1.796增长至2021年24.5GW/占比11.7%，CAGR +69.3%。2021年新型储能新增装机10.4GW、同比+119.6%、占总新增装机量约57.96%，其中电化学占比达到55.96%、成为全球储能新增装机的主要动力。据BNEF预测，至2025年全球电化学装机规模有望达到148GW，电化学储能规模占比达到四成左右。

　　中美欧为全球新型储能主要市场。2021年中美欧新型储能新增装机分别为2.5/3.5/2.3GW、占比分别为24%/34%/22%，合计占比在80%左右。预计未来中美欧仍然持续把持全球新型储能装机主要增量。

　　全球储能市场正处于高速增长阶段，电化学储能占比逐年上升，将成为未来的主要增量贡献者。中美欧三大经济体是全球新型储能的主要市场，2021年新增装机量分别为2.5/3.5/2.3GW，占比约80%。预计中美欧仍将持续把持全球新型储能装机主要增量。至2025年，全球电化学储能装机规模有望达到148GW，占比约40%；电化学储能累计规模预计将达到233GW，年新增装机量约77GW，2021~2025CAGR预计为52.5%。

　　美国市场凭借IRA法案的储能补贴政策，储能成为独立补贴主体并享有10年的投资税收抵免比例。表前大储是当前的主要趋势，预计到2023年，电化学储能装机容量将达到16.6GW，同比增长168.0%；至2025年，电化学储能累计装机容量预计将超过75GW，CAGR预计为88.4%。

　　欧洲市场欧盟规划2030年风光规模约1100GW，供需两端推进储能发展。REPowerEU和减碳55等政策的颁布将推动电池储能技术研究并提供资金支持。表后市场是当前的主要趋势，但随着新能源装机的提升，未来表前市场有望成为发展核心动力。预计到2023年，欧洲电化学储能装机容量将达到7.0GW，同比增长37.3%；至2025年，电化学储能累计装机容量预计将接近40GW，CAGR预计为53.7%。

　　中国储能市场规模增速高于全球，预计到2025年底，电化学储能累计装机规模将达到70GW，CAGR为88.9%。新型储能的占比正在持续上升，其中电化学储能占比近90%。在电源侧新能源配储政策的推动下，中国储能市场将迎来快速发展的机遇，十四五规划期间建设超过50GW的新型储能容量，预计到2025年底，全国新型储能装机规模将达到53GW，其中电源侧新能源配储将成为主要推力。

　　2023年1月峰谷价差超过1元/度的地区有10个省市。随着未来峰谷价差的持续拉大，用户侧储能经济性将得到显著提升。发电侧上网电价浮动比例提升，大储装机阻力有望缓解。目前国内上网电价按照基准价+上下浮动模式运行，随着上下浮动比例扩大至20%，上网电价有望进一步提高。

　　目前，全球新能源装机占比已超过20%bat365，预计到2027年，这一数字有望超过37%。新能源占比的不断提高将持续对电力系统稳定运行带来风险，因此表前储能装机已经成为当前最佳的平滑电力系统波动方案。国内多地政策也提出了新建电站的强制配储要求，新能源装机配储比例将有较大提升空间，储能经济性期待改善。

　　储能产业的商业模式正逐渐清晰，独立储能成为未来大型储能项目的主要发展方向。当前，独立储能的盈利模式主要有现货套利、辅助服务、容量补偿和容量租赁四个方面。随着国家及地方政策的落地，独立储能项目中标容量逐年增加，预计未来独立储能项目在市场份额上将占据更大的比例。

　　用电侧峰谷价差拉大，用户侧储能经济性将得到显著提升。近期《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求各省完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差。发电侧的上网电价正在逐渐放开和市场化，大储装机阻力有望缓解。同时，若锂价进一步回调，发电侧储能将逐渐实现盈亏平衡。

　　储能产业链整体围绕电池（PACK）开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）四大部分以及其他设备和系统集成，主要应用在发电侧、电网侧、用户侧和微电网四大领域，其中发电侧受益于新能源产业发展带动，是推动储能市场的主要动力。

　　随着中美欧等地风光电力装机量的不断增加，以及各国政策支持，储能电芯也有望迅速放量。目前，国内电化学储能电芯以磷酸铁锂路线为主，而海外则主要采用磷酸铁锂与三元材料的组合，其中国产电芯占据全球储能市场的约90%份额，拥有绝对的市场垄断地位。

　　根据高工锂电的预测，到2022年，中国的储能电芯产量将达到约120GWh，同比增长150%；到2025年，储能电芯产量将达到390GWh，年均复合增长率高达68.8%。

　　PCS（储能变流器）是一种连接蓄电池组和电网（或负荷）之间，实现电能双向转换的装置。它可以控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电，适配多种直流储能单元，如超级电容器组、蓄电池组、飞轮电池等。

　　随着储能市场的不断扩大，大功率PCS需求呈现快速增长，但技术壁垒较高。PCS作为储能系统的核心部件，占据储能系统成本比例约20%。其中，IGBT作为PCS的核心部件，主要负责整流和逆变，IGBT国产率仅在25%左右，目前小功率PCS可以实现IGBT芯片国产化，大功率PCS仍需要进口IBGT模块，具有稳定IGBT货源的厂商将更具备一定的优势。

　　作为储能产业链的中游环节，系统集成商上承设备提供商，下接储能系统业主，已经成为储能行业的必争之地。

　　其中高压级联方式能有效提高储能系统效率和寿命。优势在于不需要变压器，可以有效节约设备成本及占地空间,同时变压器的省略可以避免变压环节带来的效率损失，提升转换效率。此外，各单元具备主动调节的能力，单一单元出现问题时只需要对问题节点进行处理,不影响其他单元正常运行，能够有效减少维修成本。

　　储能温控和消防环节是保障储能系统安全运行的重要环节。技术路线可以分为风冷、液冷、相变冷却和液管冷却，液冷相比风冷有更高的换热效率，更低的运行能耗，更小的热失控风险。

　　储能温控市场处于早期阶段，均以跨界玩家为主，标准不统一、集中度较低。储能温控价值量占总量的3%~5%，其中风冷、液冷凭借性价比优势率先产业化。目前市场以风冷为主，液冷成本较高，但在均匀性、体积和能耗方面的优势明显，渗透率有望由21年的12%提升至2025年45%。液冷/风冷温控系统成本别约为0.9/0.3亿元/GWh，预计至2025年，市场空间有望达到160亿元。

　　储能消防主要包括火灾预警、火灾控制、火灾扑救等方面，需要结合电池特性和场地条件选择合适的消防设备和方案。储能消防行业标准提升后，需求明显提升。根据《电化学储能电站安全规程》要求，储能电站电池室/舱应配置自动灭火系统，与BMS、探测器和温控等系统联动，同时自动灭火系统宜配备模组级别消防系统。

　　毒性较低、灭火性较好的全氟己酮有望成为灭火介质新趋势。目前国内储能消防价值量占比约3%，预计到2025年国内储能消防市场空间有望达到46.75元，CAGR为45.7%。

　　长时储能（一般指4h以上）成为储能发展的重要方向，具备提升新能源消纳能力、替代传统发电方式的潜力，可以为电网提供充足的灵活性资源，可有效降低电网运行成本，具备更强的峰谷套利和市场盈利潜力。其中重点分析压缩空气储能和全钒液流电池。

　　压缩空气储能系统以高压空气压力能作为能量储存形式，通过高压空气膨胀做功来发电，主要部件为储气洞穴、压缩机、燃烧室和膨胀剂。

　　蓄热式压缩空气储能系统在系统效率和技术成熟度上较为突出，而我国盐洞和废弃矿洞较多，已具大规模商业化条件。据统计，2022年我国压缩空气储能项目容量超过6GW，且装机容量均为100MW以上，备电时长达4-8小时。在中性预期下，到2025年，我国累计压缩空气储能装机量将达到6.76GW，CAGR为151%；而到2030年，预计有望达到43.15GW。

　　液流电池储能技术利用正负极储能活性物质价态的变化来实现电能的储存和释放，具有灵活性高、寿命长、安全性高和环境友好等特点。

　　在各类液流电池中，全钒液流电池目前在应用规模和产业链方面最为突出，已有百MWh级项目涌现。据EVTank预计，未来在国家扶持政策和产业链成熟化发展的推动下，2025年钒电池新增装机规模有望达2.3GW以上。