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、储能应用场景：新能源配储及电网侧独立储能为主
储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。
2022年，中国储能应用场景仍以新能源配储及电网侧独立储能为主。
（1）从新增装机来看：2022年，各应用场景新增装机占比基本保持不变，电源侧占比最高，为49.24%；其次是电网侧，占比43.13%；用户侧占比最小，为7.63%。（2）从累计装机来看：截至2022年底，国内已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧，占比达48.4%；其次为电网侧，占比达38.72%；用户侧，占比12.88%。
图表15：2022年中国电化学储能应用场景分布情况
资料来源：Wind、韦伯咨询
（3）从具体场景看：1）电源侧：新能源配储为主要应用场景，占比超过80%，其他场景占比不到20%；2）电网侧：独立储能应用占比近90%，变电站和其他应用场景约占10%；3）用户侧：工商业储能应用约占42%，其他场景约占一半的比重。
图表16：截止2022年底中国电源侧储能应用场景分布结构
资料来源：Wind、韦伯咨询
2022年，国内储能市场招标总容量超44GWh，其中：完成招投标的独立储能项目共计20.93GWh，占比48%；集采项目15.13GWh，占比34%。2022年，中国新能源配储和集采项目招标合计占比高达82%。
2022年，内蒙古、新疆、甘肃是可再生能源配储的主要实施地区；宁夏、山东、湖南、湖北得益于储能示范项目的推动则以独立储能为主，可再生能源配储需求主要通过租赁储能容量进行满足。
2022年，国内新能源配储利用率低，利用系数仅为6.1%，低于电化学储能项目平均等效系数12.2%，强制配储仍为推动装机增长的主要因素。此外，由于2022年锂电池成本居高不下，以及储能商业模式的不明朗，各省新能源强制配储政策仍为2022年装机主要驱动力。从各省要求上看，国内主要省份强制配储要求为新能源装机规模的10-20%，连续充放电时长2-4h。
