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储能行业深度报告：储能市场加速开启_商业模式未来可期一、行业概括：可再生能源拉动需求，锂电储能前景广阔发展背景：发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路为了实现双碳目标，新能源发电装机快速增长。为了实现碳中和碳达峰的目标。新能源发电技术受益于其零排放的优势，得到了快速发展。截至2020年末，全国风电、光伏累计装机规模达253.4GW和281.7GW，同比增长24.1%和34.1%；2020年全国光伏、风电新增装机达48.2GW和71.7GW，同比大幅增长60.1%和177.9%。新能源发电方面，2020年光伏、风电发电量占比进一步提高至3.5%和6.3%。传统的电力系统中，电能输出曲线相对稳定，但用电曲线（需求曲线）在一天之内存在多次的峰谷波动，使得电力系统的供需曲线难以匹配。以火电机组为主体的发电系统，可以通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略，在预先设置发电出力计划的情况下，日内电压/频率的波动通常控制在±5%以内，实现供需基本匹配。但是，可再生能源发电的引入使得发电侧变得不可控且不稳定。例如：光伏发电高峰集中在白天，无法直接匹配傍晚和夜间用电需求高峰；风电发电高峰在一日内很不稳定，且存在季节性差异等；能源本身还存在地区分布的巨大差异等等。根据国家电网的测算，2035年前，风、光装机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。在风电和光电装机量不断提升的大背景下，发展储能技术是解决供需匹配问题、减小风光波动性对电网冲击的必由之路。一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上，储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。储能可以应用在发电侧、电网侧和用电侧，在不同场景下具有不同的价值和意义。储能技术分类：锂电储能应用场景广泛、综合性能出色从能量的角度分类，储能技术主要可以分为热储能、电储能和氢储能几大类，其中电储能包括机械储能、电化学储能和电磁储能，是最常用的储能方式。根据储能时长的不同，可以将储能的应用场景分为容量型、能量型、功率型和备用型。不同的储能技术适用于不同的场景。电磁储能技术应用范围最窄，在实际应用中面临包括高能耗、安全性等一系列问题；抽水蓄能在传统电力系统调频调峰中发挥着重要作用。但抽蓄电站建设需要兼具水能和势能，选址限制较大，可能对生态环境造成潜在的负面影响。此外，抽水蓄能与新能源发电不能很好的适配，需要发展新型储能。综合来看，电化学储能，尤其是锂电储能技术，综合性能出色，应用场景广泛，在规模效应驱动的降本下有望迎来快速扩容和发展阶段。从应用上来看，电化学储能设备可以分为消费电池、动力电池和储能电池三大类。其中，消费电池主要用于手机、笔记本电脑、数码相机等消费电子设备；动力电池主要用于动力电池车；储能电池则用于户用、工商业和发电侧的集中式和分布式储能电站。由于应用场景的不同，不同应用类别的储能设备在性能、参数要求、寿命和构件上有所差异。储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到191.1GW，同比增长3.4%，电化学储能中锂离子电池的累计装机规模最大为14.2GW；中国已投运的储能项目累计装机规模达到35.6GW，同比增长9.8%，装机规模占全球的18.6%。由于商业化应用较早、与传统电力系统应用场景的深度结合，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都超过90%，但是该比例在逐年下降。与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：2013年到2020年，全球和中国电化学储能累计规模分别从0.7GW和0.1GW增长至14.25GW和3.27GW，CAGR分别为53.8%和64.6%；电化学储能中锂离子电池储能的装机占比在全球和中国分别为92.0%和88.8%，是电化学储能中的绝对主力和发展方向。从累计装机容量上来看，2020年全球电化学储能累计装机容量14.25GW，中国电化学储能累计装机容量3.3GW，目前中国的储能装机容量在全球的占比并不是很高，但中国市场增速明显，2020年增速达42%。储能政策频出，催化行业发展2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件明确指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、