能源新纪元系列—储能行业趋势洞察篇

能源新纪元系列：储能行业趋势洞察 目录 02导言 03储能产业发展现状 07储能行业趋势 全链服务护航能源企业 23成功转型 导言 在可持续发展作为人类生存重要议题席卷全球的当下，由传统能源向可再生能源转型成为各国迈向低碳发展的必经之路。储能以其显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网的能力，成为推动能源体系从化石能源主导向可再生能源更替的关键技术。 展望2030年，风光储能预计新型储能累计装机规模增长超过160%，工商储新增装机规模可达100GWh，CAGR（复合年均增长率）高达71%，风光储能实现全面市场化，规模持续增长。 本文将根据储能产业的发展趋势、最前沿的热点，结合普华永道对当前国内储能产业特点的分析，为储能企业寻找制胜之道。 1 储能产业发展现状 3能源新纪元系列：光伏行业趋势洞察篇 2023年，全球新增新型储能装机规模创下历史新高，中国在其中扮演了重要角色，其新增装机规模接近全球的50%。中国电力储能累计装机规模为86.5GW，占全球市场总规模的30%，其中新型储能累计装机规模达到34.5GW，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。2023年新增新型储能装机规模首次突破20GW，是2022年同期水平的三倍。 中国储能行业在政策引领下即将度过商业化初期，实现经济性和规模化 政策顶层设计引领，行业规模化在即 研发示范期 商业化初期 规模化发展 全面市场化 （~2021） （2021~2025） （2025~2030） （2030~） •2016年“储能与分布式能源”纳 •2021年发布《关于加快推动 •2025年步入规模化 储能实现全面 入“十三五”战略新兴产业储能 新型储能发展的指导意见》 发展阶段 市场化 的功能定位从“能源应急保障”上升到“构建现代能源储运网络” •2017年发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》 提出2025年新型储能30GW以上装机目标，鼓励多种应用场景和技术类型多元发展 •2022年发布《十四五”新型储能发展实施方案》 •电力市场化继续改革深入，新能源装机量不断提升 180 120 60 0 00 0123 60 36 613 120 91 182 150 217 255 2015201620172018201920202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E YOY（%）资料来源：CNESA，BNEF，普华永道整理分析 中国新型储能累计装机（GW） 2016至2021年的研发示范期，“储能与分布式能源”纳入“十三五”战略新兴产业储能的功能定位从“能源应急保障”上升到“构建现代能源储运网络”。2017年发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，通过政策指导、支持储能产业的发展。 2021至2025年为商业化初期，发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出2025年新型储能30GW以上装机目标，鼓励多种应用场景和技术类型多元发展。2022年发布 《“十四五”新型储能发展实施方案》，引领中国储能行业度过商业化初期。 2025至2030年为规模化发展阶段，电力市场化继续改革深入，新能源装机量不断提升。预计2030年储能实现全面市场化。 在储能增长的过程中，主要驱动因素包括风电、光伏高比例并网产生的灵活性资源需求带动储能装机需求增长；政策强制配储+电力市场化建设推动储能盈利模式逐渐完善；峰谷电价差持续扩大，部分省份实现“两充两放”，使工商业储能更具经济性；用户节省电费和保障用电的需求。 能源新纪元系列：光伏行业趋势洞察篇4 上游：核心材料与零部件 中游：系统集成 下游：终端应用 电源侧/电网测/用户侧 储能电池 EPC 储能电站 PCS 储能系统集成 温控消防 销售 运维 储能电池 PCS 温控 储能系统集成 储能EPC 市场规模 500~1200亿元 140~190亿元 75~150亿元 1500~3000亿元 2800~3800亿元 毛利水平 15%~20% 20%~30% 25%~30% 10%~20% 10%~15% 集中度 高 较高 较低 中 较高 行业特点 •参与者以动力电池企业居多，具备技术积累优势，格局“一超多强”•头部企业扩产、参与者增多导致竞争加剧 •技术壁垒较高，是储能系统的关键环节•主要参与者为光伏逆变器厂商 •电芯容量增大对温控的要求提高•精密温控、工业温控、汽车温控参与者技术较为成熟，具有竞争优势 •参与者众多，竞争较为激烈 •系统集成方案尚不 统一 •技术壁垒正在形成，竞争优势包括对电网的理解、核心部件和系统自研能力、项目经验 •参与者以央国企为主，其他企业多以联合体参与竞标•资质、资金壁垒较高 技术趋势 大容量电芯 组串式、构网型、高压、大容量、液冷，一体机 液冷 交直流一体化、高压级联式 -- 资料来源：Wind，券商研报，普华永道分析 上游的储能电池环节，技术积累已形成壁垒，竞争格局趋于稳定，然而头部企业的密集扩产导致的产能释放，使行业竞争加剧、产品价格下降。技术方面，大容量电芯将成为储能电池的主要迭代趋势。 上游的PCS（储能变流器）环节，头部参与者多为光伏逆变器厂商，并向下布局系统集成业务，具备一定技术壁垒，竞争格局较为稳定，价格保持稳定。 中游的系统集成环节目前竞争激烈，除专业 集成商和PCS企业之外，电芯生产商、新能源设备商、央国企背景企业纷纷进军集成环节，随着储能系统价格不断下降，行业洗牌加速。由于央国企大规模集采/框采增多，订单日益向央企、电芯生产商和头部集成商集中。 下游环节储能项目开发商/投资方以央国企为主、其他企业以联合体参与竞标，由资质、资金壁垒驱动业绩分化。2023年有采招的业务/开发商201家，其中国电投采招规模达18.2GWh，前十占比达64%。 5能源新纪元系列：光伏行业趋势洞察篇 面对储能电池和系统集成环节竞争激烈、价格不断下降的局面，高比例的设备自研自制能力是目前集成商提升盈利能力的关键。在当前产业链毛利收缩的背景下，单Wh毛利向PCS、温控等环节倾斜。 产业链毛利收缩 电芯 其他 PCS 集成 温控+消防 [元/Wh]0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 2022-6 2022-7 2022-8 2022-9 2022-10 2022-11 2022-12 2023-1 2023-2 2023-3 2023-4 2023-5 2023-6 2023-7 2023-8 2023-9 2023-10 2023-11 2023-12 2024-1 2024-2 0.0 资料来源：普华永道整理分析 能源新纪元系列：光伏行业趋势洞察篇6 储能 行业趋势 2 7能源新纪元系列：光伏行业趋势洞察篇 中国风光累计装机及预测（GW） 光伏 1,050 1,955 风电 797 1,274 1,050 504 758 620 609 1,682 510 250 305 393 1,158 770 259 315 365 441 趋势一 风光配储已成为刚需， 但源侧配储经济性有待提升 2,732 20202021202220232025E2030E2035E 过去数年中，中国可再生能源迅猛发展，风光发电量持续增长，目前已有6个省份风光发电量占比超过了20%。为了解决新能源消纳问题和满足外送提供灵活性资源的要求，各地均出台了强制配储政策和“十四五”装机目标，形成了大储装机刚需。 2023年各省风光发电量占比 30%以上 20%~30% 10%~20% 5%~10% 5%以下 预计到2030年，中国累计风光装机可达1955GW，2023~2030新增累计风光装机可达900GW，以20%配储比例计算，新增新能源装机带来至少180GW的储能需求，使得风光配储成为可再生能源发展不可或缺的一环。 在光伏/风电蓬勃发展的当下，光伏/风电配储度电成本（LCOE）是衡量其经济性的重要指标。与纯风光系统相比，光储/风储系统的LCOE还主要取决于储能系统成本和弃风弃光率。就储能系统成本而言，技术发展、规模 化效应、上游原材料放量导致光伏和储能的价格下降，而运维智能化能够降低对人力的需求，延长设备使用寿命，减少维修成本。 另一方面，随着风光发电量占比提升，为应对其带来的不稳定性，新型电力系统将引导能源企业从单一的生产者转向产销一体者。在这种情况下，有效管理新能源消纳将为企业盈利的保障。合理配储能够显著提升光储/风储系统的全生命周期总发电量。 组件价格已下降至0.8元/每瓦 [元/W] 7.0 光伏EPC价格光伏组件价格 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 3.16 0.82 -43% -54% 0.0 22年 1月 22年 3月 22年 5月 22年 7月 22年 9月 22年 11月 23年 1月 23年 3月 23年 5月 23年 7月 23年 9月 23年 11月 24年 1月 24年 3月 24年 5月 储能系统价格已下降至0.65元/每瓦时 -36% 1.27 -55% 0.65 [元/Wh]2.5 储能EPC价格（2h） 储能系统价格（2h） 2.0 1.5 1.0 0.5 22年 1月 22年 3月 22年 5月 22年 7月 22年 9月 22年 11月 23年 1月 23年 3月 23年 5月 23年 7月 23年 9月 23年 11月 24年 1月 24年 3月 24年 5月 从20222年1月至023年11月，光伏组件和光伏EPC价格、储能EPC和储能系统价格均呈现出大幅度下降。光伏组件价格已下降至1元 /每瓦，下降了47%。而储能系统价格已下降至0.8元/每瓦时，下降了44%。光储系统的度电成本随之显著下降。 光储系统度电成本显著下降 10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 0.8 0.7 0.6 初始投资成本[元/W] 9.09 6.91 6.24 LCOE[元/kWh] 0.72 光储系统初始投资成本（配储20%/2h）纯光伏系统初始投资成本 5.505.81 4.21 5.054.705.01 3.61 光伏LCOE-无弃光 光伏LCOE-弃光率30% 光储系统LCOE（配储20%,2h） -40% 3.483.32 3.003.00 0.5 0.4 0.3 0.50 0.55 0.51 0.380.36 0.43 0.30 0.410.43 0.370.38 0.37 0.35 0.330.31 0.310.30 燃煤标杆电价 0.37 0.2 0.1 0.260.270.240.22 0.21 20172018201920202021202220232024E2025E 预计2024年配储20%/2h的光储系统初始投资成本可降3.5元/W左右，推动理论LCOE降至0.33左右，已低于燃煤基准电价。但是，上述理论值的实现仍然依赖于风光发电量的上网消纳能力：在弃风弃光率达到40%的区域，风光配储具备经济性；反之则不如风光独立系统，这也导致了目前发电测配储往往以成 本最小化的方案完成政策配额的实现。但是，我们预计未来的新能源组合消纳能力将具备市场自我调节性，形成风电光伏装机增长→弃电率提升→配储经济性提升→配储比提升 →消纳提升、光伏投资加大的良性循环，容量与消纳平衡增长。 趋势二 电力市场化深入， 储能盈利模式多元化 全国与地方均在政策层面对于独立储能的发展提供了大量支持，助力电力市场化改革深入。全国方面，2023年9-10月国家相继发布 《电力现货市场基本规则（试行）》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作》，从国家层面提出构建省间、省现货市场，建立健全的日前、日内、实时市场，逐步建设中长期、代购点、辅助服务、容量补偿市场与现货市场的衔接。2023年11月国家能源局提出以市场化方式促进新型储能调用，建立