一、储能应用场景广泛，储能系统成本持续下降

储能是指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。储能技术应用范围广泛，包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、轨道交通、人工/机器智能、工业应用、军事应用、航空航天等，潜在需求巨大。

图表1：储能的应用场景及主要用途

资料来源：Wind、韦伯咨询

根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。具体如下图所示：

图表2：储能技术的主要分类

资料来源：Wind、韦伯咨询

储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等，具体如下图所示：

图表3：储能产业链示意图

资料来源：Wind、韦伯咨询

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

图表4：电化学储能系统结构示意图

资料来源：Wind、韦伯咨询

电池组成本是电化学储能系统的主要成本，是未来产业链技术迭代和降成本的主要环节。一套完整的电化学储能系统中，电池组成本占比最高达67%，其次为储能逆变器10%，电池管理系统和能量管理系统分别占比9%和2%。

图表5：电化学储能系统成本构成

资料来源：Wind、韦伯咨询

2023年7月3日，国内电池级碳酸锂价格30.25万元/吨，较2022年11月高点价格下降46.93%。从终端看，储能系统价格下降明显。2023年6月份储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）中标均价1.082元/Wh，同比下降24%，环比下降12%，较1月份的价格下跌了25%。

根据BNEF，2020年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为235-446美元/千瓦时。2021年安装完成一个2小时电站级储能系统成本下降至1.3元/瓦时，2025年将下降至0.9元/瓦时。成本范围之大也凸显了影响储能项目成本的因素之多，包括储能时长、项目规模、电池材料体系以及项目部署国家等。BNEF预计2030年成本下降至167美元/千瓦时，主要原因是电池组成本的下降。

图表6：2019-2030年储能系统成本下降趋势预测

资料来源：BNEF、韦伯咨询

二、中国新型储能装机占比达30%，锂离子电池储能占比高达94%

2022年，中国新增投运电力储能项目达16.5GW。其中，新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。从区域分布看，中国是2022年全球新型储能项目新增占比最大的市场，占比高达36%，这也是中国首次超越美国成为了全球第一。

从2022年国内新增储能装机技术占比来看：锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术也已进入工程化示范阶段。

图表11：2023年国内新增储能装机技术类别及占比

资料来源：Wind、韦伯咨询

截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，新型储能继续高速发展。

截至2022年底，中国新型储能累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，同比增长128%；新型储能累计装机占所有储能累计装机比例达21.9%，同比2021年提升9.4个百分点。

图表12：2018-2022年中国新型储能累计装机规模及增速（GW，%）

资料来源：Wind、韦伯咨询

截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线0.2%。

图表13：截至2022年底全国新型储能技术类别及占比

资料来源：Wind、韦伯咨询

截至2023年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模70.2GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长44%。抽水蓄能累计装机占比继2022年首次低于80%之后，再次下降近10个百分点，首次低于70%。

图表14：截至2023年6月底中国已投运电力储能项目累计装机情况

资料来源：Wind、韦伯咨询

2023年上半年，中国新型储能继续高速发展，新增投运规模8.0GW/16.7GWh，超过2022年新增规模水平（7.3GW/15.9GWh）。新增投运项目主要集中在6月份，单月投运规模达到3.95GW/8.31GWh，占上半年新增投运总规模的50%。下半年将继续保持快速增长态势，预计2023年全年新增装机15-20GW。

西北地区是我国储能项目部署的重要地区，将拉动新型储能规模快速增长。截至2023年6月底，陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆西北五省区已投运新型储能项目累计装机5.00GW/11.25GWh，近7成装机来自宁夏和新疆，二者的累计规模均超GW。五省区近5年复合增长率（2017-2022年）达109%。仅2023年上半年，五省区新增投运装机就达到1.82GW/4.705GWh。

三、储能锂电池出货量达130GWh，电力储能电池出货量占71%

2020年，储能锂电池出货量达到16.2GWh，同比增长70.53%。2021年，国内储能电池出货量48GWh，同比增长196%；其中电力储能电池出货量29GWh，同比2020年的6.6GWh增长4.39倍。强劲增长的背后主要受益于当年海外储能电站装机规模暴涨以及国内风光强配储能的管理政策。

2022年，储能锂电池出货量延续了上一年强劲增长的势头，全年出货量达到130GWh，同比增长170.8%。预计至2025年，中国储能锂电池出货量将达到58GWh，市场规模超过550亿元。其中，作为主要应用领域的电力储能锂电池“十四五”累计出货量将超过60GWh。

图表17：2019-2025年中国储能锂电池出货量预测及增长趋势（GWh，%）

资料来源：Wind、韦伯咨询

从储能锂电池应用的细分领域来看：2022年，国内电力储能电池出货量为92GWh，占比高达71%，是最主要的应用领域；户用储能电池出货量为25GWh，约占1/5的市场份额；通信储能电池出货量为9GWh，便携式储能电池出货量为4GWh，两者合计占10%的市场份额。

图表18：2022年中国储能锂细分领域出货量及市场份额（GWh，%）

资料来源：Wind、韦伯咨询

从细分领域增长情况来看：2022年，电力储能、户用储能、便携式储能电池出货量攀升。其中户用储能出货量增长最快，增速超3.5倍，电力储能、便携式储能增速均超2倍。而通信储能电池出货量仅有9GWh，同比大幅下降25%。

图表19：2022年中国储能锂细分领域出货量及增长率（GWh，%）

资料来源：Wind、韦伯咨询

更多关于储能行业的全面数据和深度研究，请关注韦伯咨询公众号或公司官网，查看韦伯咨询独家发布的《2023年中国储能行业专题调研与深度分析报告》。