在2022年，储能行业迎来了大发展，多家上市诸如宁德时代、比亚迪纷纷下场加注储能赛道，也有诸如海辰储能、中科海纳等产学研背景深厚的创业公司获得资本加持，快速推出新产品抢占市场。在全球新能源建设的大浪潮中，储能产业作为关键的供给调节能力的补充，有着不可替代的重要作用，在未来很长的时间里，会迎来较高确定性的行业发展红利。

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储能是一个全球竞争的赛道

今年年初，国家能源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，提出了2030年实现新能源装机占比超过40%，2045年新能源成为系统装机主体电源的总体目标。从2010年至2021年，我国风电、光伏装机比例完成了从3%至27%的飞跃。然而，为实现双碳目标，未来十年，新能源的发展还将全面提速。

新能源加速发展给新型电力系统带来一系列挑战。除了充分提高电源侧、负荷侧灵活调节能力之外，陈瑶认为，大力发展储能技术，用以改善风光出力随机性和波动性问题，缓解电网调峰压力，促进新能源消纳，也是构建新型电力系统的重要支撑。她说：“储能，本质上是实现能量的时空迁移。”储能是一个跨学科交叉领域，是实现全球能源转型的核心技术，也是促进电力系统变革的重要力量。

国际能源署（IEA）做过统计，2015年—2018年期间，电池和其他储能技术的专利活动每年增长14%，比所有技术领域的平均水平快4倍。可以看出，储能是一个全球竞争的赛道。在各地政策加持之下，储能市场蓄势待发，规模化势不可当，储能行业正处于商业化爆发前期。

截至2021年底，全球新型储能的累计装机规模为25366.1MW，较上年增加10242.4MW，同比增长67.7%。国内，2021年新型储能累计装机达5729.7MW，较上年增加2446.2 MW，同比增长75%，2022年上半年新增装机容量就已远远超出2021年全年总和。

从技术发展的生命周期曲线来看，风电光伏已经具备大规模推广的条件，新能源车则处于快速发展的上升阶段。一系列分析表明，大规模储能目前虽然仍处于萌芽期，但已经出现临近商业爆发期拐点，有望从示范性应用转向运营性应用。

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高估值周期下的“储能赛道”

1、技术先进性

电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一，未来中国能源建设的发展方向就是构建以新能源为主题的新型电力系统。利用光伏、风电、水电、核电等零碳能源逐步取代化石能源成为发电的主力。

但新能源中的核心供给风电和光伏天然具有随机性、间歇性和波动性，大规模应用新能源对整体电力系统的调节能力提出了更高要求。在新能源行业中，通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动来计算电力系统对调节能力的需求。打个比方，在晴天中午光伏出力会大大增加，净负荷降低，但在傍晚，净负荷会因为太阳下山和居民用电增加而迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、但在傍晚能迅速提升处理的日内调节能力。除了日内调节，电网系统还需要考虑短时（调频）和超长时（季节性调峰）等场景需求。

在新能源装机占比不断上升的同时，传统火电等可靠性电源占比也在逐步降低，同时因为极端气候对水电、光伏、风电出力都有影响，大大削弱了供给侧响应与调节能力。

供应侧负荷调节需求正需要依靠清洁高效的储能装机弥补。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而在负荷侧，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。

综上分析我们可以看出，储能技术的发展深度绑定新能源整体行业发展，是新能源普及和推广的重要组成部分。因为新能源供给侧天然的不稳定特点，传统电力系统无力提供充足的调节能力，必须通过储能系统进行中转和平衡。

2、潜在市场空间

在传统电网系统中缺乏储能建设，因此在未来相当长的一个周期内，都会是储能系统建设的周期。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》明确指出，要求“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。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟”。在2022年，江苏、山东、宁夏、青海、浙江等多个省份都已提出各自的“十四五”新型储能实施方案，加快推动全国储能系统的建设。

结合国家新型储能总体规划、各省新型储能规划以及锂电池以外其他新型储能示范项目意向签约情况和各技术类建设周期分析，中国未来十年新型储能装机规模将超过1.3亿千瓦，按全部新型储能采用锂电池的投资成本估算，整体市场规模超2000亿元规模，是一个有着广阔增量空间的上升市场。

3、发展所需的经济成本

得益于锂电池技术的快速发展，以及多种新型储能方能同步发展的趋势，储能行业整体发展的经济成本处在合理水平。由于中国不是锂矿大国，而锂电池又是目前新型储能的主要载体，未来锂矿的不确定性有可能对储能行业发展造成冲击，提高发展成本。也因此，中国储能产业迫切需要发展多种储能技术提升产业安全性。

4、规模化落地时间成本

根据国家“十四五”规划，到2025年计划储能市场完成早期商业模式验证，这意味着储能系统在重要试点需要完成连通发电侧、供电侧和用电侧，并依照此模式逐步向全国各地开始进行复制推广，在假设上游供应链没有重大短缺的情况下，储能的市场覆盖率将得到快速提升。综合分析目前各省份主要储能装机量的情况和国家管理机关对储能项目的支持力度，我们判断2025年实现计划目标难度不大。

未来，电网系统全面新能源是必然趋势，进一步使得我国摆脱对进口化石能源的依赖，储能网络系统的建设速度也将跟随新能源网络建设速度快速发展。在各省/自治区最新发布的新能源规划中，皆明确指出建设新的新能源项目必须同步配套新型储能建设，配储比例要求普遍在5%-20%。

《“十四五”现代能源体系规划》明确指出，中国非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提升，可再生能源发电成为主体电源。可以预见在未来相当长的时间内，储能行业都会有较为稳定的建设发展。

5、商业模式

目前储能行业正处在商业化初期，多种商业模式正在同步推进试行。在山东省，新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导；南方、西北、华北、华东等区域再次明确新型储能的市场主题地位，推动新型储能参与多项品种的交易；青海、湖南、山东等地则依据不同的需求，开始探索建立共享储能商业模式。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响较大，多个商业模式还在验证阶段。

6、项目进展

储能赛道目前正处于早期竞争阶段，包括上市公司和创业公司都在储能市场发力。同时，行业先行者并没有获得太大的优势，未来头部企业的排名可能会与现在产生较大变化。市场竞争最终还是取决于企业的产品力、服务能力和性价比。

但总体而言，储能市场现阶段已出现头部梯队，竞争领域主要在于储能锂电池研发和生产上，头部梯队在产能和生产工艺上的积累是其主要的行业护城河。未来新挑战者要进入储能行业，从其他新型储能技术领域切入，或是在2025年左右启动储能配套的软硬件生态业务会更有机会。

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大规模长时储能是未来储能技术主流

目前实现碳中和需要用更高比例的可再生能源代替传统化石能源，而重要的可再生能源——太阳能、风能等都无法让人们随时随地地使用：天气和地理条件等因素让它们在时间和空间两个层面上存在着明显的不均衡性。

因此，储能被视为解决可再生能源不稳定的核心武器。通过将用电低谷时期的新能源电力加以储存，并在用电高峰时期释放，实现更高效的可再生能源利用，也是未来能源低碳利用的核心理念之一。

然而，仅仅是“白天光伏夜间用”这种程度的储能利用，并不足以解决新能源电力波动的问题。可再生能源存在以天为单位，甚至是以季度为单位的长时间不均衡，需要用储存能量时间更长的技术来解决——这就是长时储能！

长时储能委员会成立不久后，就发布了第一份报告《Net-zero power:Long duration energy storage for a renewable grid》。长时储能装机容量需要扩大400倍的说法正是写在这份报告中。

报告还指出，近年来，投资者对长时储能的兴趣有所增加，对长时储能技术公司的投资超过25亿美元。但这还远远不够，从2022年到2040年，全球长时储能所需要的投资规模是1.5万亿美元到3万亿美元。

基于工程实践和业界共识，目前适合于长时间、大规模的储能形式主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、和以全钒液流电池为代表的液流电池储能三类。三种储能技术特性比较如下表所示。

从能量转换效率角度来考虑，三种技术路线均能达到较高水平。其中，大规模抽水蓄能电站能量转换效率在70-75%之间，技术发展最为成熟；但投资造价高、建设周期长，选址将受到地域限制。大规模压缩空气储能电站转换效率在60-70%之间，容量达到百兆瓦级后，能量转换效率能突破70%，是目前长时储能领域科研攻关的重点方向之一；十四五期间，压缩空气储能建设规模化提速，单机规模向300MW发展。

全钒液流电池储能效率能达到75%左右，循环利用次数远高于锂电池，可以达到2万次以上，寿命可长达20年。全钒液流电池具有本质安全的特点，同时，其功率单元和容量单元相对独立，电堆的大小决定输出功率，电解液储量决定电池容量，系统配置的灵活性和扩展性强。

目前来看，全钒液流电池的劣势在于初装成本高，如果按照每瓦的初装造价计算，至少是抽水蓄能和压缩空气的2倍。随着容量提升，平准化电力成本有望逐步下降。

液流电池储能目前市场占有率相对较低。据统计，全钒液流电池约占现有电化学储能装机规模的4%。十四五期间，有一批示范项目正在建设当中，其中，大连液流电池储能调峰电站国家示范项目一期100MW/400MWh电站目前已进入电池单体调试和系统调试阶段，规划于今年8月投入商业运行，届时将成为全球最大的液流电池储能电站。

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全钒液流电池将在“十四五”末期迎来爆发式增长

其中，列举了全钒液流电池产业链所包含上游、中游、下游其相关情况。

上游：原材料供给、电解液配制、电堆材料加工，主要原材料包括五氧化二钒、硫酸、碳材料、聚合物材料等，以及各类辅材，涉及基础化工、钢铁冶炼、有色金属等产业，其中钒矿及其加工业处于核心地位，是电解液原料五氧化二钒的来源。

中游：电堆装配、控制系统、其他设备和附件等，其中电堆装配和控制系统的技术壁垒最高，涉及各类耗材和电子元器件。

下游：终端应用市场，主要为各类储能用户，包括发电侧、电网侧、用电侧。

当前，全钒液流电池技术已经完备，但产业链尚未健全，需求尚未打开，产能正在蓄力发展，规模效应尚未显现。全钒液流电池产业在未来的3年内可能仍将处于导入期向成长期过渡的阶段，并将在“十四五”末期迎来爆发式增长。

正是在这一背景下，国家能源集团北京低碳清洁能源研究院布局了长时储能，尤其是液流储能。

国家能源集团共有八大业务板块，在煤炭、火电、风电、煤化工等板块都有大量的长时储能应用景，包括煤炭的清洁高效利用、风电接入，以及综合能源系统等。

低碳院的全钒液流电池长时储能技术特点显示，循环次数在1.5万-2万次之间，服役寿命达到20年，并可频繁深度放电。初装成本在3000-3500元/kWh。

目前低碳院已经完成从系统工艺设计到模块的布局、到子系统设计，一直到核心的设备设计，包括里面的电堆、电解液、电极的技术积累，并能够基于125kW/625kWh储能基础模块，为用户形成定制化长时储能解决方案。

最后

与短时储能不同的是，长时储能更加注重储能时长和储能规模，在诸多正在研究或已经商业化的项目动态中，我们可以清晰的看到，储热技术的高安全性及低技术成本等的诸多优势已经逐渐浮出水面，即将迎来新一阶段的发展。

“十四五”的第一年，我国的太阳能光热发电行业就迎来了诸多项目的筹建和落地，可以说是光热行业里程碑式的一年。光热是储热技术的最重要应用场景之一，我们同样也可以期待储热技术在其他领域的发展。正如近十年锂电行业的爆炸式增长，未来十年的储热行业也让我们充满希望。

文章来源： 储能头条，嘉洁能控股，优脉资产管理中心