在消费锂电市场逐渐饱和背景下，欣旺达、德赛电池等锂电企业纷纷将目光转向储能赛道，力图打造第二增长曲线。

1月20日晚间，德赛电池、欣旺达相继公告其在储能领域的新动作：德赛电池计划投资75亿元建设储能电芯项目；欣旺达宣布与中能绿慧签订《合作框架协议》，拟在储能、光伏发电等领域进行深度合作。

看好储能前景

锂电企业加速布局

根据欣旺达公告，公司全资子公司欣旺达综合能源和中能电气全资子公司中能绿慧签订《合作框架协议》，未来双方拟在光伏发电和储能及综合能源服务等业务进行深度合作。具体来看，在储能业务合作方面，双方约定中能绿慧在采购所需的储能产品及集控平台等产品时，优先采购欣旺达综合能源产品等。

资料显示，欣旺达综合能源主要以锂电池储能集成及应用技术为核心，专注于电力、网络能源、家庭储能及便携式储能领域。此次与中能绿慧的合作将有利于公司储能产品及集控平台等产品的销售，有利于提高公司整体利益水平。

此前2021年12月14日，欣旺达公告称，公司拟通过子公司欣旺达汽车电池投资200亿元，建设枣庄30GWh动力及储能电池项目，根据测算，项目达产后可实现年产值约200亿元。

德赛电池则宣布与长沙市望城经济技术开发区管理委员会签订《德赛电池储能电芯项目入园协议书》，拟在长沙市望城经济技术开发区设立控股子公司，并建设“德赛电池储能电芯项目”，项目计划固定资产投资75亿元，设计产能为20GWh，全面达产后预计可实现年产值120亿元。据悉，在此之前，德赛电池的储能业务主要为封装业务，未涉及电芯领域。

无独有偶，上述两家公司均看好储能的广阔前景。欣旺达此前在互动平台回答投资者提问时曾表示，光伏配储能业务是公司一直以来非常重视的业务板块，虽然目前储能业务的收入占整体营业收入比例较小，但随着储能市场持续向好，该板块业务未来会有巨大的发展空间；德赛电池曾公开表示，光伏、风电等新能源发电占比将快速提升，储能作为其重要配套设施也将迎来快速增长，储能电池市场是公司未来重点开拓的业务领域。

“储能市场正处于萌芽期，发展机会巨大。”北京特亿阳光新能源科技有限公司总裁祁海珅在接受《证券日报》记者采访时认为，新能源汽车对于高能量密度电池的庞大需求，带动了电化学储能电池的技术进步，锂电池储能技术在加速产业化，储能电站的新商业模式也在快速拓展和实践中。以锂电池为驱动力的“新能源汽车+储能”极可能成为我国新经济发展的支柱型产业。

锂电池企业发展储能业务几乎是一个必然趋势，对于锂电企业而言，发展储能业务有利于构建产业链循环。

打造第二增长点

获基金积极“捧场”

锂离子电池在储能市场中占据主流地位，为德赛电池、欣旺达等锂电企业切入储能赛道带来一定优势。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，在当前的国内电化学储能市场，磷酸铁锂电池占比近90%，是主流技术路线，也是商业化进程最快的技术之一。

泓达光伏创始人刘继茂告诉《证券日报》记者，电化学储能市场以锂离子电池储能为主导。电化学储能是储能市场保持增长的新动力，随着电化学储能技术的不断改进，电化学储能系统的制造成本和维护成本将不断下降、储能设备容量及寿命会不断提高，电化学储能将得到大规模的应用，成为中国储能产业新发展趋势。

值得一提的是，欣旺达、德赛电池等企业加码储能赛道也有业绩层面的现实需要。欣旺达日前公布的业绩预告显示，2021年公司实现扣除非经常性损益后的净利润为3.98亿元至5.58亿元，基于公司2021年前三季度已经实现扣除非经常性损益后归母净利润4.51亿元，因此公司2021年第四季度或出现亏损；德赛电池预计2021年实现归母净利润7.50亿元至8亿元，同比增长11.99%至19.46%，但增长主要原因在于其完成对两家子公司少数股东权益的收购。

目前，储能已从“商业化初期”迈入“规模化发展”新阶段，有机会成为企业的第二增长点。据了解，2020年，电力储能项目装机的同比增长率为136%，电化学储能系统成本也突破1500元/kWh的关键拐点，储能锂电池进入快速发展期。事实上，不仅是欣旺达、德赛电池，近日比亚迪和一汽集团成立的合资公司一汽弗迪新能源科技有限公司，其业务也涵盖了储能电池。

锂电企业多元化的发展前景也吸引了一些明星基金经理的关注。由冯明远管理的信达澳银新能源产业日前公布2021年四季度报告，前十大重仓股中新出现了欣旺达的身影，持仓数量为605.89万股，市值约为2.55亿元，占基金净值的1.46%；周应波管理的中欧创新未来2021年四季度末新增前十大重仓股中，出现了德赛电池的身影，持仓数量为651.98万股，市值约为3.80亿元，占基金净值的3.38%。

周应波表示，其看好新能源汽车渗透率突破10%之后的加速增长，也看好光伏在发电侧的全面普及替代、新型储能在改造电力系统中的巨大潜力。

全球电池储能市场规模10年内或增长23%

国际市场研究机构Frost & Sullivan近日发布报告称，由于各国对低碳能源转型的推动，全球储能需求将不断增长，预计到2030年，全球电池储能市场的年复合增长率将达23%。

Frost & Sullivan估计，可再生能源的增长和储能系统成本的持续下降将使储能技术处于各国能源规划的优先考虑之列。同时，不断增长的需求预计还将使储能市场的年收入从2020年的20亿美元，增加到2030年的约160亿美元。

Frost & Sullivan能源与环境研究分析师Maria Benintende表示：“由于气候变化和环境可持续性日渐成为关注焦点，储能系统的部署对向主要依靠可再生能源更高水平的电气化过渡至关重要。此外，不断增长的电力需求和远离电力消费中心的发电资产，也需要不断对输电网进行加强和优化，储能的发展将节省各国对输电网建设的巨额投资。”

报告称，预计到2030年，以中国为首的亚洲地区和以美国为首的北美地区将成为电池储能市场的主要增长点，将分别占全球电池储能总容量的46.2%和32.4%。在拉丁美洲、非洲和中东地区，电池储能规模的增长仍然有限，需要进一步降低成本和进行市场化设计。此外，由于频率调节市场的饱和以及缺乏其他应用场景，欧洲电池储能市场的占比可能会从2020年的25.6%，下降到2030年的13.3%。

抽水蓄能占比最高，电化学储能前景广阔

抽水蓄能原理简易，安全可靠。抽水蓄能原理简单，利用生产的电力将水提升至高处 蓄水存贮，待到需用电时释放所蓄水，以水力发电的形式重新将势能转化为势能，从而实 现电能在不同时间的存储和分配，并具有存储后能量几乎不流失的优点。我国抽水蓄能电 站起步较晚，但起点较高，目前已有相当数量电站处于世界先进水平，如高水头的长龙山 抽水蓄能机组等业已投运。

抽水蓄能占比遥遥领先，未来趋于稳步发展态势。凭借着低成本、易于实施、寿命长、 高效等优势，抽水蓄能目前全球和国内装机量遥遥领先，截至 2020 年，抽水蓄能在全球 和国内装机中分别占比 90.9%和 90.5%，在未来相当长的时间内其领先地位不会动摇。国 家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》指出：“到 2025 年，抽水 蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总 规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右”。将抽水蓄能作为主力储能技术推广发展， 更能保障抽水蓄能技术的稳固优势。

电化学储能开启商业化，料将成为未来主流方向之一。不同于抽水蓄能技术的简洁单 一，电化学储能新兴技术路线在不断涌现，多元化发展趋势明确。凭借低成本、便捷性优 势，电化学储能技术如锂离子电池和钠硫电池，已经成功商业化应用。虽然存在功率上限 和安全性问题，但凭借能量密度、成本等方面，性价比最高的磷酸铁锂成为主要应用技术， 而钠电池成本低，循环寿命有待提高，或成为未来技术方向。

电化学储能装机高速发展，锂电池占比近 90%。2016-2020 年电化学储能迎来高速发 展，全球装机由 1.8GW 提升至 13.1GW，CAGR 高达 64.93%；国内装机由 0.2GW 提升 至 2.8GW，CAGR 高达 84.37%。在近几年的新增装机中，电化学储能装机占比稳固，其 高速发展的趋势仍在延续。电化学储能中，又以锂电池储能占比最高。2017-2020 年，全 球/国内电化学储能中锂电池占比分别由 75.6%/58.3%提升至 90.0%/87%，进一步稳固了 电化学储能电池中的领先技术地位。

钠电池有望与锂电池形成优势互补。7 月 29 日，宁德时代宣布新一代钠离子电池发 布，该款技术有望与锂电池形成优势互补。钠离子电池在原料上并不受限，而锂产量 75% 在美洲，且近期价格显上行趋势，钠离子电池的使用在成本上具备优势。此外，钠离子电 池具备快充性能好、低温性能强等优势，且制作设备与锂离子电池兼容，有利于形成规模 量产。预计 2023 年形成基本产业链，综合降本 30-40%，或能成为储能需求的核心驱动。

储能应用场景与空间测算

储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、 输、配、用”任意一个环节。电力 即发即用，以新能源为主体的新型电力系统中“源网荷”波动加剧，以上各环节推进配储， 则可以平滑电力波动性，储能可起到系统稳定器的效用。

按应用场景，我们可以将储能划分为发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电 网侧（电力调峰、调频）、用户侧（自发自用、峰谷价差套利）、辅助服务（5G 基站备用、 IDC）等多种用途。根据适配电力系统各个环节的需求，相应储能的应用类型和放电需求 亦各有不同。

发电侧：提升新能源并网友好性，加速能源结构转型

风电、光伏等新能源电源具备波动性和间歇性的发电特点，未来立足“双碳”目标的 实现和打造以新能源为主体的新型电力系统，则必然面临新增发电能力和电源装机结构向 不稳定的新能源持续切换的过程。在此过程中，新能源电源配套储能源建设，是可以有效 解决弃风弃光和电源侧稳定可靠性的重要路径。在此基础上，以一定功率比例配套储能， 并据相当备电时长满足平滑新能源电源出力曲线的目的，可以有效提升新能源对下游负荷 曲线变化的响应能力。

根据我们对 2021-2025 年全球光伏（分布式、集中式）、风电的新增装机规模预测， 在相应配储功率比例和储能渗透率假设下，我们预计 2021-2025 年，光伏发电装机的配 套 储 能 需 求 为 7.7/15.5/25.0/36.0/51.5GW ， 相 应 备 电 时 长 假 设 下 的 容 量 预 测 为15.4/35.3/62.4/102.6/163.6GWh；相应风电装机预测下，我们预计 2021-2025 年风电发 电带来的配套储能需求为 1.7/3.6/6.1/9.2/13.0GW，相应备电时长假设下的容量预测为 3.5/7.3/12.2/20.2/32.5GWh。

电网侧及辅助服务：辅助调峰调频，支撑平稳运行

电网侧储能主要提供调峰、调频、备用等辅助服务，以保障电网运行稳定与安全。国 家能源局于 12 月 24 日正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》， 系 2006 年上述文件发布以来的首次修订，主要是为了适应新能源大规模接入和电力市场 改革加快发展的需求，也将推动我国电力辅助服务市场加快发展，提高新能源的并网接入 能力。 由辅助服务带来的配储需求来看，预测存量改造与新增配储需求将有望同步释放。预 计 2021-2025 年，调峰调频配储比例将持续提升，伴随新增发电能力和电力需求的增长， 预计调峰调频储能容量需求将有望达到 7.5/7.9/11.0/11.2/14.2GWh。

用户侧：新基建带来新的稳点耗能需求

负荷侧储能市场主要围绕新基建带来的新增高耗能场景展开，其中最主要的高保电需 求且高耗能场景分别为 5G 基站与数据中心（IDC）。

我们预计 2021-2025 年，伴随我国及全球 5G 基站的大规模建设周期逐步落地，有望 带动配套储能需求的装机规模为 3.0/4.3/5.4/5.9/6.1GW，对应备电时长下的配储容量为

11.9/17.3/21.5/23.7/24.3GWh。相应的，根据 IDC 的建设预期，我们预计 2021-2025 年 IDC 数据中心建设有望带来年均约 2.5-5GW 的储能建设需求，需求较为平稳。综合来看，预计 2021-2025 年我国储能建设需求 2.5/2.9/3.4/3.8/4.7GW ，对应储能容量需求 0.6/0.7/1.0/1.1/1.4GWh。

成长空间巨大，需求加速释放。综合以上环节的测算、预测结果，我们判断 2021-2025 年 全 球 储 能 市 场 有 望 伴 随 能 源 转 型 与 下 游 电 力 需 求 建 设 节 奏 ， 分 别 释 放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW 储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为 38.8/68.5/108.1/158.8/235.7GWh，有望带动主要储能技术类型及相关产业链采购需求迎 来爆发式增长。

文章来源：证券日报，中国能源报，未来智库