在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场，风光强制配储政策推动储能需求指数增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能、锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能技术也进入了发展快车道。

一、万亿储能市场：电化学储能迎来机遇

全球能源互联网发展合作组织预测，2060年全社会用电量将达17万亿千瓦时，人均用电量达到12700千瓦时，和新能源装机占比将达90%以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。

市场格局：电化学储能占比迅速提升,锂电仍为主流。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式。无论是全球市场还是中国市场，抽水蓄能的累计装机规模仍占据最大比重，主要得益于较低的成本和满足长时储能的需求，但其份额持续下降；电化学储能的累计装机占比呈现出持续增长的态势，其中，2020年全球电化学储能装机规模增速稳定在50%，中国电化学储能累计装机规模同比增长91%，预计“十四五”时期市场将稳步、快速增长。

按照IEA公布的《2050年净零排放：全球能源行业路线图》的指引，要求到2030年，全球太阳能光伏发电新增装机达到630GW，风力发电的年新增装机达到390GW，这是2020年创纪录新增装机数据的4倍。我们按照中国光伏/风电装机全球占比40%简单测算（252GW、156GW）。

假设1：我们以2021-2025年复合增速5%，2026-2030年复合增速3%作为用电量的测算，2025年同比2020年累计新增发电量2万亿度电都需要由清洁能源来提供，约占全社会总发电量的20%以上。

假设2：我们按照2030年光伏新增装机252GW倒算，2021-2030光伏新增装机的复合增速在17.56%，累计装机复合增速20.42%。如果以更合理的制造业生产逻辑拟合，2021-2025年假设新增装机复合增速25%，2026-2030年新增装机复合增速依然有10%。

假设3：我们按照2030年风电新增装机156GW倒算，2021-2030年风电新增装机的复合增速在8.04%，累计装机复合增速17.54%。

基于碳达峰测算：如果光伏风电发电量占比在2025年达到25-30%的临界上（2020年仅占比5-7%），间歇性能源对于电网的冲击下，储能成为解决电网消纳问题的必然选择。面对2021年国内1.87GW的电化学储能新增装机量来讲，需求增速弹性巨大。

二、国内储能的空间：短期看政策波动、长期看经济性

储能政策缺乏统领性的、可量化计算的国家政策，多为各省市依据自身情况制定。

发电侧：各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h。

电网侧：各地依据本地情况出台政策，通过调峰、调频辅助服务的价格机制完善来促进储能发展。

用电侧：

1）分布式光伏配储：2022年起，部分地方分布式光伏也开始要求配储，依照目前整县推进的模式，其实类似集中式光伏的配储要求。部分地方对分布式光伏配储能项目提供额外补贴，但更多还是作为必须的配储要求发布。

2）峰谷价差套利：部分地方出台配置储能用户的峰谷电价优惠，但主要还是通过加大峰谷价差，以此鼓励工商业用户配储。暂未见针对户用（家庭）的储能优惠政策。

3）5G基站：未明确配储要求，部分地方对配储基站的峰谷电价做出调整（2020年山东：降低低谷电价）。

发电侧：政策性配储规模的核心是合理的IRR

目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。

用户侧：峰谷电价差套利

国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等。

我们可以以广东、江苏、浙江三省第二产业的30%和第三产业的合计用电量，作为峰谷电价差套利的储能市场规模。

国内储能的未来：市场化竞争、多技术路线并存。我们的结论：钠锂求异，氢钒求同，寻找上游材料的投资机会。

储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，更像是光伏产业。

三、锂电、钠电、氢能、钒电产业链谁将胜出

国内储能的未来：市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，更像是光伏产业。

钠电：产业化的进程快于市场的预期，主要基于高锂价带来的理论上的成本优势，以及锂电产业链的复用。从电池到正极、负极、隔膜等产能大部分可以通用，这个跟光伏领域的单晶多晶之争、异质结不同，成熟产业链的阻力非常小。钠电不会颠覆锂电龙头的竞争格局，更多地是行业的机会，我们更需要寻找钠电和锂电在材料端的差异，比如石墨负极和硬碳/软碳的工艺和成本差异，几条不同路线正极前驱体性能和成本差异、集流体材料的差异等等。

氢能：产业链庞杂，包括制氢、储运、加氢、电堆等，最像三大化石能源中的，虽然最清洁，但基于其运输瓶颈未来在能源领域大概率是补充，而不是主角；氢能的应用参考巴拉德的年报可以分为公交、重卡、船用、备用电源，在时功率层面要求高的领域最为适用，高功率才是氢能的核心竞争力。更简便的办法是去找柴油和的替代领域，单看商用车市场可能没多少，但看柴油和汽油的消费量，前者更大，氢能估值的天花板是否可以用柴油的需求来衡量？更长周期，氢能在能源领域的应用之外，是大量的工业领域（尤其是化工）的减排需求。

液流体系（钒电）：安全性、长寿命以及易回收等优势，长期来看是储能最优的解决方案，但产业化受制于钒资源的稀缺性和钒的提纯工艺。另外，由于液流体系和氢燃料电池在结构上的相似性，氢能产业的发展速度、燃料电池的产业链能力也同样影响了液流体系的产业化进程。燃料电池产业链尤其是材料环节和龙头竞争力将大部分传承给液流体系，我们更关注在电堆中，氢燃料电池和液流电池的共用组件部分，比如双极板、质子交换膜、气体扩散层等，单一技术路线的应用空间不应该是上游材料的估值天花板。

四、钠锂求异，氢钒求同，寻找上游材料的投资机会

钠离子电池工作原理与锂离子电池“摇椅式”原理相同，利用钠离子（Na+） 在正负极材料之间的可逆脱嵌实现充放电。钠离子电池主要由正极、负极、隔膜和电解液组成，和锂离子电池的生产设备基本可实现兼容，降低了产业化难度。

钠电产业链布局承袭锂电，利于产业化快速导入。我国钠离子电池产业链还处于初级阶段，产业布局尚不成熟。钠离子电池产业链结构与锂电类似，包括上游资源企业、中游电池材料及电芯企业。

钠锂求异：以负极材料为例。硬碳占据负极主流，改善首周循环效率为商业化关键。硬碳材料由于高比容量（300 mAh/g 左右）、低储钠电压（平台段电压在 0.1V 左右）、长循环寿命、来源广而被认为是钠离子电池最具商业化潜力的负极材料。 目前，商业化的钠离子电池所使用的负极几乎都是硬碳，硬碳比石墨更易合成。

在商业化应用过程中，硬碳面临着首周库伦效率较低的问题，其在酯基电解液中首周库伦效率大多在 50-80%左右。因此，需要通过改进前驱体、 改善合成条件等方法减少其内部缺陷，制备出孔隙率低且缺陷少的硬碳。

规模化后生产成本的决定因素：原料价格、残碳率（单耗）、电费（温度和时间）。综合来看，我们认为硬碳成本应该低于人造石墨，软碳成本使用无烟煤之后则更低。

原料价格：过去优质负极材料主要采用进口原料（主要指进口针状焦）， 2019-2020 年原料国产化替代加速，产品成本显著下降。2021 年以来，国内负极材料主要原料的价格呈现上涨趋势。下游需求持续增长，供需博弈下原料价格的上涨已成定局，负极材料厂商成本承压，而压力能否传导至下游电池厂商，取决企业基于技术壁垒和客户资源所构筑的议价 能力。

残碳率（单耗）：石墨负极材料中，天然石墨单耗相对确定，人造石墨单耗波动较大，依据负极材料厂商披露的数据计算，单耗在 1.21-2.28 区 间内。单耗可能随石油焦和针状焦用量的占比差异而有所变化，除高端人造石墨主要采用针状焦为主外，其余不同品质的负极材料原料用量的具体配比未知。硬碳/软碳负极中，酚醛树脂分子中含有大量的芳香环， 残碳率高于其它高分子聚合物，理论值在 55~70%，产业化后可能低于 50%， 原料单耗 2 以上；生物质原料的残碳率可能只有 20%；无烟煤的残碳率 大概 50-80%，但软碳性能弱于硬碳。

加工费用：无论是软碳还是硬碳，由于其温度和时长要求远远低于人造石墨，成本结构可参考天然石墨，大规模产业化后制造费用（含电费能耗等）可能略高于天然石墨。

钒氢同体系，模块化结构中电堆为核心。全钒液流电池与氢燃料电池结构与原理类似，电堆是系统的核心部件， 是发生电化学反应和产生电能的场所，电解液或氢气储存在外部储罐中。

鉴于单个电池单元输出功率较小，实践中通常通过将多个单元以串联方 式层叠组合构成电堆来提高整体输出功率。以氢燃料电池为例，电堆是 由双极板与膜电极交替叠合，各单体之间嵌入密封件，经前、后端板压 紧后用螺杆拴牢，构成的复合组件。

从成本构成看，电堆是电池系统的价值量核心，国内电堆在核心材料缺乏与关键技术方面存在短板。钒氢共用材料中，目前石墨双极板基本实现国产化，质子交换膜、气体扩散层仍主要依赖进口。

电堆的降本之路：据 GGII 统计，电堆近年的降价幅度约为每年30%。与 此同时，氢燃料电池系统的平均降价幅度约为每年 15%。2021 年，批量采购的电堆价格已降至 2000 元/kW 以下，这也使得燃料电池系统价格低于 5000 元/kW 成为可能。

钒氢求同：以双极板为例。石墨板适应需求趋于薄型化，乘用车为金属板带来机遇。石墨板：由于 其高耐腐蚀性、高耐久性，以及相对较低的技术壁垒，率先实现国产化， 在对体积较不敏感而对耐久性敏感的特种车、商用车领域示范应用。

然而，石墨双极板的制作周期长、机械性能差、加工难度大、制作成本高 等劣势也不可忽视。市场已有越来越多的企业成功开发出超薄超精细石墨双极板，提前突破了国家制定 2025 年前单组石墨双极板厚度 1.5mm 的 要求，功率密度开始接近丰田第一代金属双极板的水平。金属板：抗腐蚀性差，寿命过短是其应用的阻碍，然而随着涂层工艺的持续进步与突 破，其有望实现和石墨板相同的使用寿命。丰田汽车公司率先在旗下 Mirai 燃料电池汽车上使用金属双极板和涂层，解决了腐蚀、成本和导 电等一系列问题。凭借其机械性能优异、高体积功率密度、成本低廉且易批量生产等优势，金属双极板将在乘用车规模化应用的进程中实现突破。

市场格局：仍以石墨板为主，金属板或后来居上。氢燃料电池方面，2020年我国氢燃料电池双极板市场规模达 3.1 亿元，石墨板（包含碳塑复合 板）和金属板的市场占比分别为 65%和 35%，2021 年石墨双极板与金属双极板趋于平分秋色。GGII 数据显示，2021 年 H1 金属双极板出货量在双极板总出货量的占比已达 45.0%（2020 年同期为 36.0%）。钒液流电池方面，基本不考虑金属板，即使是涂层处理后的金属板，在酸性液体环 境中也难以长期稳定工作。石墨双极板（机加工）不被看好，因为其机加工过程复杂且成本高。钒液流电池主要采用碳塑复合板，因为其热塑或模压工艺相对机加工简单，但是混合高分子树脂所带来的电阻率增加仍是需要解决的问题。

技术趋势：细密化程度、流道深宽比更高，版型更小，能够使单板能够支撑的功率密度更高，每 kW所需板数下降，从而降低电堆集成的难度以及成本。目前 100kW 电堆一般需要 350-400 节单芯，而 Ballard 已经实现 140kW 高功率电堆仅需 309 节，大幅减少双极板数量，提升电堆功率密度。

国内产业化进程正在加速：据 GGII 统计，2021 年期间，国内主流双极板企业出货量增长显著，金属双极板领域已出现单个企业单个客户出货达百万片级别的现象；石墨板市场各家出货也均有较大增长，表现明显的是原万片级出货企业的出货量级达到 10 万片以上，头部企业的出货更是达到了 50 万片/年以上。

文章来源： ​能源日参，远瞻智库，智汇光伏