技术进步、政策支持、能源转型和市场需求等多方面因素共同推动新型储能产业快速发展。随着科技的不断进步，新型储能技术不断提升，电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能技术逐渐成熟，为产业发展提供了强有力的技术支持。

同时，政府对新型储能产业的政策支持力度不断加强，通过出台税收优惠、补贴、优先购电等政策措施，鼓励新型储能产业的发展。此外，随着全球能源转型的加速推进，可再生能源的快速发展也对新型储能产业提出了更高的要求，进一步促进了产业的发展。

另外，市场需求也是推动新型储能产业快速发展的重要因素。随着社会经济的发展和人民生活水平的提高，电力需求量不断增加，而传统的电力生产方式已经无法满足人们的需求。因此，新型储能技术作为一种高效、清洁、可再生的能源形式，受到了广泛的关注和认可，市场需求不断扩大。

(一)储能行业管理政策：投资热度高涨，安全问题不容忽视

装机规划目标跃升，新型储能进入发展“快车道”。进入“十四五”以来，国家及地方密集发布储能政策。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年实现新型储能装机3000万千瓦以上。2022年以来，广东、青海、甘肃等26省市提出“十四五”新型储能装机目标，合计规划装机6585万千瓦，远超3000万千瓦的装机目标，新型储能已进入快速增长的发展阶段。

强制配储政策客观上拉动储能装机需求。2021年2月，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确增量风光储一体化要优化配套储能规模，充分发挥储能调峰、调频作用。5月出台的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》也指出保障性并网以外的项目，需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网。自此，多地相继发布电源侧风光强制配储政策，多要求10%/2h的配置比例和时长，并且政策要求逐渐向15-30%和4-5h的高比例、长时储能发展。事实上，多地风光项目招标竞争过程中，实际配储情况高于政策要求。

独立主体身份赋予大型储能更广阔的商业模式和盈利空间。2022年5月，国家发改委、能源局出台《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确了新型储能可以独立主体身份参与电力市场交易，有利于储能创新商业模式，扩大盈利空间，有助于新型储能行业良性发展。以独立储能的代表性商业模式共享储能为例，独立储能电站一方面能够为新能源电站提供容量租赁服务，降低其强制配储成本，另一方面可以直接参与电力现货交易或提供辅助服务，获取直接收益。尽管大型储能(主要为电源侧强制配储)仍是风光投资的成本项，但共享独立储能模式的出现新能源开发商强制配储的成本明显降低，同时大大提高电源侧强制配储的实际利用效率，因此共享储能成为当前主流模式和政策推动方向。

储能安全重要性凸显，国标储能安全规范即将落地。近年来，全球储能安全事故频发，且多为电池热失控引发的火灾事故，2021年4月，北京大红门储能电站起火爆炸，导致1名值班人员遇难、2名消防员牺牲，直接财产损失1660万元。储能质量和安全管理重要性不断提升，2022年4月国家能源局印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》，2023年6月国家标准《电力储能系统 并网储能系统安全通用规范》征求意见，文件规定了电力储能系统接入电网的安全风险识别、安全风险评估和降低风险措施等通用安全技术要求。储能安全规范在行业发展初期更早地介入有助于促进行业有序良性竞争，减少阶段性严监管对行业发展的非市场化影响。

(二)储能行业价格政策：地补政策和电价政策改善收益端

现阶段储能行业正处于发展初期，未来一片蓝海，价格政策中补贴力度较大，地方对于项目投资、产业发展的竞争热度居高不下;价格政策中的电价政策不断调整以适应行业发展需要。地补政策和电价政策两相作用之下，储能投资收益端不断改善。

储能行业补贴政策以地方补贴为主，包括度电补贴和投资补贴两种。各地为吸引储能投资、加快当地储能行业发展，其补贴力度较高，政策出台层级细分至县区级，充分体现储能行业发展高景气。

1)近期政策中度电补贴以放电量0.3元/kWh为主，少部分地区补贴力度较高，如浙江温州龙港市、天津滨海高新区储能项目度电补贴分别达到0.8元、0.5元/kWh;

2)投资补贴有总投资按比例补贴、容量一次性补贴和容量分期补贴等方式。

补贴政策能在短期内为储能电站投资带来一定收益，推动储能行业早期快速发展，但长期来看市场化体制机制才是保障储能发展的关键，而电价政策正是盈利机制的主要影响因素。近年来我国储能发展相关的电价政策在不断完善中。

对于大储而言，过去电源侧配套建设储能的方式主要为平抑风光出力波动、提高新能源利用率，因此其投资仅能依靠新能源发电回收，基本可以看作成本项。而在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》、新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》等文件发布以后，储能参与市场的主体地位得到认可，催生了共享独立储能模式，其可通过共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价获取收益(详见下节)。

对于用户侧储能而言，2021年发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善分时电价机制，引导用户削峰填谷、改善电力供需情况，其后各省市分时电价机制趋于完善，工商业用电峰谷差持续拉大，显著地提升了工商业建设储能电站的经济性。截至2023年8月底，除甘肃、宁夏等七省市(自治区)外，其余各省均执行尖峰电价。2023年8月上海市执行两部制1.5倍尖峰电价时，峰谷价差达到1.7585元/kWh，广东珠三角五市单一制峰谷电价差为1.4366元/kWh，多省市最大峰谷电价差超过1元/kWh。

（三）储能技术路线：百花齐放，各有千秋

储能的技术路线多元，按照能量储存方式不同，可分为电化学储能、机械储能、化 学储能、电磁储能、热储能五类。电化学储能主要包括锂电池、钠电池、液流电池、铅 蓄电池等；机械储能包括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等；化学储能包括氢储能、 合成氨储能等；电磁储能包括超级电容器储能、超导储能等；热储能包括储热、储冷等。

为满足应用需求，安全性高、循环寿命长、成本低、能量密度高、功率密度大、储 能效率高以及环境友好为储能技术最终发展方向，目前来看，各技术各具优势，百花齐 放，各种储能技术仍存在较大的发展前景和空间。从储能技术的参数对比来看，技术路 线各有千秋。能量密度来看，锂离子电池与钠离子电池具有较大优势，分别为 90-330 kWh/kg 与 130-150 kWh/kg，即单位质量的电池可存储能量更高。 从使用寿命来看，抽水蓄能、压缩空气储能、超级电容、超导储能、热熔融盐等相 较于其他储能方式处于领先地位。寿命可达 30 年以上，更长的使用寿命和循环次数有效 降低其使用寿命内单次循环成本。从初始投资和度电成本来看，锂离子电池和钠离子电 池的初始投资成本以及单位能量成本具有较高优势。全钒液流电池的初始投资和度电成 本均处于中等水平，抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能度电成本较有优势，但前期的 初始投资较高，需运行较长时间方可回收成本，超级电容储能目前单位能量成本依然较 高，难以达到大规模应用的水平。 目前，锂离子电池已经能够进行大规模商业化应用，其成本受上游锂钴镍等原材料 价格波动影响，然而未来随着上游原材料的进程化，规模化应用，以及锂离子电池储能 效能提升，预计其成本有望回归到可接受范围。

(四)储能经济性提升：成本下降+盈利模式趋于明朗

当下储能发展主要制约在于经济性不佳，但在技术更迭和机制完善的背景之下，储能成本快速下降，盈利模式日益清晰，其投资经济性在边际改善。

在持续技术研发投入和规模效应下，储能成本快速下降。以锂电池储能为例，得益于新能源汽车和储能行业共同发展，锂电池储能成本以年均15%的速度下降，2013年锂电储能建设成本约为4.5-6.0元/Wh，2017年成本降至1.6-2.0元/Wh，近两年受上游锂价上涨影响，锂电储能成本降幅放缓，2023年上半年锂电储能成本约为1.24-1.61元/Wh。

成本下降的同时，大储和工商业储能的盈利模式也日益清晰，大储可通过共享租赁、现货市场套利、提供辅助服务和获取容量电价盈利，工商业储能通过峰谷价差套利以及节约用能成本盈利。

大储方面，独立储能可以获取四类收益：

1)共享租赁收入，即部分容量租赁以满足风光项目配储需求，获得容量租赁收入。对于新能源业主而言，其可以大幅降低一次性资本开支，因此也有极大意愿与独立储能电站合作。

2)现货市场套利，主要通过充放电价差获利。2022年6月国家发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确指出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，政策进一步拉大充放电价差，利于储能提高经济性。国内初步建立的区域现货市场中，山东允许独立储能采取报量不报价的方式参与现货市场，山西允许独立储能按月自选报量报价或报量不报价的方式参与现货市场。

3)辅助服务补偿，目前储能可参与的辅助服务产品主要有调峰和调频，分别依据调峰电量和调频里程补偿，具体补偿标准因地各异。

4)容量电价，山东启动现货市场试运行后，参照火电标准给予电化学储能容量电价;湖南发布了全国首个储能容量交易试点方案，推动独立储能进入容量租赁市场交易;河南、广西等省区基于政府指导价，通过双边协商开展容量交易。事实上现货市场和辅助服务收益体现的是储能调用的变动成本，而储能的投资成本需要通过容量价值回收，共享租赁收入一定程度上体现了这点。进一步地，储能对于电力系统的价值需要建立更为完备的容量补偿机制或容量市场。

工商业储能方面，伴随各省市区分时电价机制逐步完善，工商业储能通过峰谷价差套利的空间逐步扩大，同时工商业光储系统“自发自用，余电上网”等运营模式持续高毛利，叠加谷电峰用的用能成本降低，投资小型储能电站(或分布式光伏+储能联合投资)的经济性凸显。

(五)储能市场趋势：成长期加速过渡，市场面临盘整出清

由于锂离子电池下游应用由消费、动力和储能三分天下，因此对标行业全生命周期演变具有参考意义。

例如手机厂竞争格局演变经历了“新旧势力开始交锋—新势力进旧势力退—新势力淘汰赛—洗牌结束格局稳定”四个阶段，目前进入了寡头垄断市场。

而汽车整车厂2023年开年迎来了激烈的价格战，特斯拉和比亚迪双雄降价后，各电车品牌纷纷跟调价格。随着价格逼近成本线，行业迎来盘整。

再来看储能板块，目前储能系统集成商入局企业众多，但行业集中度仍较低。随着行业全生命周期的规范落地，政策明晰，缺乏核心技术、不符合安全标准的企业将在行业趋势下面临淘汰。

“专业化+一体化”双线发展路径目前储能系统发展尚处于早期，主要有两种发展模式：

专业集成商发展模式：专注于本身环节，定位第三方供应商。如海博思创、科陆电子等，竞争优势在于与部分集成商无利益冲突，销售渠道广，通过集成商快速铺开；

一体化发展模式：PCS、电池厂商纵向延伸价值链，实现PCS、电芯等储能系统主要部件自主生产制造，并由自主设计部门完成系统集成服务，竞争优势在于产品一体化销售，有利于降本增利。

多元器件企业向下游储能系统集成环节拓展入局者更多，竞争就越激烈。除了专业从事系统集成业务的企业，中游主营四大主要部件的企业具备器件生产的技术优势，是向下游系统集成环节拓展。例如宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、比亚迪、蜂巢能源等企业。

今年以来，宁德时代的身影参与到国电投新疆博乐、豫能控股、华电集团2023年第一批规模为5GWh的集采中。同时，其还推出了光储融合解决方案——全球首个0辅源直流耦合解决方案。该方案可以做到15000次循环，实现光储同寿；电芯采用耐高温石墨负极材料，特制电解液方案，无需冷却系统。

此外，比亚迪较早涉足系统集成环节，其也通过在产品端发力，进一步构筑竞争优势。SNEC展期间，比亚迪推出首款“佩刀”储能产品——比亚迪魔方BYD MC Cube。

“内卷”已经成了不少业内人士的口头禅，除了国内卷以外，“卷”的态势也进一步蔓延到海外。厂商海外参展热情高涨，在上个月举行的德国Intersolar Europe展会上，国内厂商悉数到场。储能市场的爆发，有望进一步提升新能源建设的天花板。

文章来源： 券商研报精选，全国能源信息平台，未来智库​