大力发展新型储能对提高可再生能源利用率，实现“双碳”目标，建立新型电力体系具有重要意义。2022年1月，发改委、国家能源局联合发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。  

毕马威中国能源与天然资源行业主管合伙人蔡忠铨指出：“当下新能源产业快速发展带来了对高效率储能的需求。《“十四五”新型储能发展实施方案》的颁布，指明新型储能的战略性意义，为我国储能行业高质量发展绘制清晰蓝图。储能的经济性将在技术进步和扩大应用中不断提升，成为解决能源生产和使用空间不匹配、时间不同步问题的有效途径。“

毕马威中国电力及公用事业行业主管合伙人梅放指出：“全球范围内电气化水平的提高，推动电力需求持续高速增长，如何改善对能源的利用效率已成为各方关注焦点。放眼国内，政策引导与市场机制优化并行，为新型储能长期稳定发展提供了有力保障。在‘双碳’目标和能源转型的宏观背景下，新型储能是电网灵活性的关键调节资源，有望迎来大规模商业化应用契机。“

毕马威中国联合中国电力企业联合会电动交通和储能分会在2023中国储能大会上正式发布《新型储能助力能源产业》报告。该报告采用中电联最新发布的2022年新型储能相关数据，在简要分析全球及中国储能市场规模及未来发展的基础上，深入探讨了包括电化学储能在内的新型储能在发电、电网和用户等三端的商业模式和相关案例，并对不同类型企业在储能行业的布局和行业投融资情况进行了详细解读。报告最后就新型储能行业未来所面临的机遇和挑战进行了展望。

电化学等新型储能迅速发展，2022年中国电化学储能装机量翻倍

据EIA预测，至2050年，风能和太阳能发电将占到可再生能源发电量的72%，较2020年占比提升近一倍。风能和太阳能等新能源所特有的间歇性和不稳定性将推动全球储能市场的快速发展。  

根据能量存储形式的不同，广义储能技术主要分为热储能、电储能、氢（氨）储能三大类，其中，电储能包括电化学储能、机械储能和电磁储能。目前在电力系统的储能项目中，抽水蓄能仍是主要方式，但以电化学储能为代表的多种新型储能方式正迅猛发展。据CNESA预测，至2027年，全球电化学储能产业装机规模将达1,138.9GWh,  2021-27年间年均复合增长率达61%，是整体储能年均复合增长率的两倍。  

就中国而言，截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能站472座、总能量14.1GWh、同比增长127%；2022年，新增投运电化学储能电站194座、总能量7.9GWh，占已投运电站总能量的60.2%，同比增长176%。从国际比较来看，根据IEA的预测，到2026年，中国电化学储能总装机量将跃居各国首位，占比22%，几乎与欧洲全境的总装机量持平，较美国高7个百分点。  

储能在发电侧、电网侧、用户侧可以发挥重要作用

储能的应用场景可从发电侧、电网侧、用户侧三个环节进行划分，每个环节的商业模式也有所不同。在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧储能主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。  

政策是发电侧储能的主要推动力

当前我国发电侧电化学储能从用途上看主要有火储联合调频和新能源配储，火储联合调频市场规模有限，新能源配储成为发电侧电化学储能主要应用场景。由于新能源配储成本高、收益渠道单一、利用效率低等因素制约了发电侧新能源配储项目的发展。从全国性政策看，2021 年 7 月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”从地方性政策看，多数省市要求新能源项目必须按一定功率配比配置发电侧储能，还有部分省市给予储能项目补贴。根据中电联的调研，新能源配储等效利用系数仅为6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各种应用场景中利用系数最低。  

电网侧亟需解决商业模式难点堵点

在投资运营模式方面，电网企业缺乏动力投资，现有非独立储能项目面临“结算难”问题。2019年国家发改委提出储能设施成本费用不得计入输配电定价成本，以及两大电网公司相继提出严控电网投资，一定程度上抑制了国网企业建设新型储能的动力，2019以后新型储能的新增装机更多进入电源侧，导致现有已投运新型储能项目较少接入电网侧。其中，具备电网直调条件，或选择和电网结算的储能项目，一般会采取合同能源管理模式。合同能源管理模式下，此类项目通常不具备独立计量、调度、结算等独立市场主体身份，只能通过电网企业间接参与电力市场，可能会面临业主方推迟或拖欠收益的情况。  

在收益定价模式方面，堵点在于成本无法传输到用户侧，亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场。电网侧储能收益主要来自于调峰、调频等辅助服务补偿，据不完全统计，当前至少有19个省级以上地区明确了调峰调频补偿标准。根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。结合国外市场经验来看，中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场，以完善成本疏导机制和扩大收益来源。  

独立储能电站是源网侧储能未来发展趋势

独立储能电站是源网侧发展的趋势。独立储能指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。  

独立储能电站的收益渠道包括参与电力市场现货交易获取价差套利、容量市场、容量租赁、辅助服务等收入。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其中一到两种收益。  

毕马威中国首席经济学家康勇指出：“独立储能电站除了能够满足发电侧的储能需求外，还能够满足电网侧调峰调频需求，拓宽了收益渠道，经济性提升，是未来储能电站发展的一个重要方向。我国电力市场化改革正在逐步推进，独立储能电站参与电力现货市场交易可能性增强，叠加辅助服务市场逐渐向独立储能开放，独立储能电站未来可以通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道，促进独立储能的发展。”

海外户储市场景气度高，工商业储能是未来中国储能市场的主要增量

储能的主体为电力用户，主要包括工商业用户及家庭用户。高电价、成本下降和政策支持推高海外户储市场景气度。从2021年主要国家和地区的家庭电价来看，以丹麦、德国、英国等为代表的欧洲国家家庭电价均在0.3美元/KWh以上，为美国的一倍，中国的近三倍。进入2022年，随着夏季欧洲多国极端干旱天气叠加俄乌冲突所带来的天然气价格上涨，欧洲电价再创新高。家用光伏+储能系统的应用可以提高电力自发自用水平，以延缓和降低电价上涨带来的风险。  

持续增长的光伏渗透率和装机成本的下降催生未来市场规模。欧美国家由于城市化程度较高，住房以独立或半独立住宅为主，适合发展户用光伏。与此同时，由于能源转型步伐加快，各国也纷纷出台政策鼓励户用光伏自发自用。2021年欧盟27国人均家庭光伏装机量为355.3瓦/户，与2019年相比激增40%。从渗透率来看，目前澳大利亚、美国、德国、日本的户用光伏装机容量占总光伏装机的比例分别为 66.5%、25.3%、 34.4%、29.5%，为中国的十倍以上，具备良好的户储基础。此外，户储设备成本中占比最高, 目前运用最广的锂电池包的价格已由2013年的684美元/kWh逐年下降到了2021年的132美元/kWh, 降幅为81%，也有利于家庭储能的推广。  

相比海外以户储为主，工商业储能是中国储能市场的主要增量。据Wood Mackenzie预测，到2031年，工商业储能将占据中国储能市场的10%，装机总量达442GWh, 较2021年占比上升4个百分点，是主要增量市场。随着分时电价的进一步完善和高耗能企业电价的进一步上涨，工商业用户储能的经济性显著增强。2021年我国部分省市出现的拉闸限电，以及由于干旱等极端天气造成的电力供应紧张等问题，对工商业的生产和经营带来了干扰，也助推了储能需求。  

工商业储能的应用场景广泛，包括工业园区、数据中心、通信基站、政务楼宇、商场、医院等各行各业。其中工业园区具有厂房屋面面积大，光伏发电时间与用电高峰重合的特点，配置光储联合系统后能有效降低购电成本，减小光伏对系统的冲击，并在电力市场环境下降低功率偏差带来的经济损失，是较具有代表性的工商业储能场景应用。  

储能赛道深受资本青睐，企业积极布局储能相关行业

国家“双碳”战略的实施，大幅促进了储能技术和产业的发展，储能实现了从商业化发展初期到规模化发展的转变，发展进入快车道。  

全球储能融资交易持续增加，电池、材料等为国内储能热门赛道  

从行业投融资来看，全球储能融资交易持续增加。根据Pitchbook数据库，2021年全球储能融资金额同比增长30%，2022年延续之前的高增长，全年全球储能融资63亿美元，同比增加94%。中国、美国、欧洲是全球储能融资交易的主体。2022年三个国家（地区）储能融资交易占全球90%，中国、美国和欧洲储能融资额分别为29亿美元、20亿美元和8亿美元，分别占全球储能融资的46%、31%和13%。  

中国储能行业融资规模增加迅速，且区域分布较为集中。根据投中数据，2020年下半年以来，储能行业融资数量和规模大幅增加，成为继光伏、电动汽车后备受投资市场看好的新能源赛道。根据投中数据，2022年储能行业仍然火热，全年储能行业融资交易249笔，融资规模为494亿元，融资金额是2019年的16倍。由于储能行业处于起步阶段，新进入企业多，对储能的融资需求多处于早期阶段。2022年储能行业A轮和B轮融资金额325亿元，占比66%。从区域看，2022年储能企业融资金额前十省份共融资453亿元，占储能行业整体融资的92%。广东省储能行业融资数量67笔，融资金额135亿元，融资数量和金额上都超过其他省份。  

电池仍然是中国储能行业最火热的赛道，上游材料企业也备受资本市场青睐，行业大额融资频现。2022年电池企业融资金额317亿元，占储能行业整体融资交易金额的64%。正极材料、负极材料等在内的储能行业上游融资29笔，融资金额108亿元。2022年储能行业融资金额最大的是欣旺达电池，融资金额80亿元。  

新成立储能企业激增且区域积聚效应明显，企业布局集中于抽水蓄能及电化学储能

2021年之前，我国每年新成立的储能相关企业大约在三四千家。但随着储能行业的迅速升温，2022年成立了38,294家储能相关企业，是2020年新成立储能企业数量的10倍，2021年的近6倍。地域分布看，广东省、江苏省产业集聚效应明显。2022年，广东省和江苏省新成立的储能相关企业分别为4,044、3,225家，占比10%和8%。  

从企业布局来看，电力央企是抽水蓄能建设的主体，同时向电化学储能电站延伸；民营企业聚焦电化学储能赛道，电池业务布局最多。抽水蓄能仍然占据我国储能的主导地位，投资主体主要是国家电网和南方电网，两者占据90%以上的市场。五大发电集团、六小发电集团、两大国网和中石油、中化等央企全部布局储能行业。截至目前，共有78家上市民营企业布局电化学储能行业。电池是上市民营企业布局最多的赛道，达到45家，锂电材料和储能系统分别为19和13家。  

储能行业未来发展机遇与挑战并存

伴随着新能源发展进程加快，新型储能作为提高新能源安全高效利用率的解决方案，被寄予厚望。与此同时，商业经济性、应用安全性、政策和市场竞争机制有待完善等也为行业发展带来了诸多挑战。  

l  在用户侧，国内工商业和海外家庭储能发展迅速。就国内工商业而言，分时电价和高耗能企业用电溢价的推出使得用户侧削峰填谷的经济性提升，且国内锂电池市场相较国外具有规模优势，也是市场发展的重要的推动力。而对于家庭储能而言，海外市场由于高电价、新能源比例提升、电网分布不平衡等原因市场空间较大，利润率相对有保障。与欧美本土企业相比，我国企业在终端产品市场占据的份额相对较小，但在户用储能产业链的关键环节包括储能锂电池、储能变流器环节中，国内动力电池企业、光伏逆变器企业具备强劲的竞争力，持续发力海外户储市场。  

l  下游市场竞争格局对储能企业核心竞争力提出不同要求。对于中国储能企业而言，户储市场目前主要在海外，且集中于to C 端面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和品牌推广，企业是否具备本地化能力是其能否进一步发展的重要因素。而在电源侧/电网侧/工商业储能端，集中于to B面向企业，且目前主要市场在国内，因此储能企业的资源渠道以及对系统安全和成本的把控是其发展的关键因素。  

l  收益模式单一引发低价竞争，安全性和可持续发展值得关注。根据毕马威咨询调研，当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%（电化学储能电池隔膜环节毛利率在50%左右），多家储能上市企业毛利率水平也均出现了下降趋势。长此以往，整体市场将难以实现良性竞争出清，低成本低性能建设模式也将给储能产业埋下安全隐患。  

l  独立储能电站长期前景向好，但短期内项目落地仍显乏力。根据CNESA数据，2022年上半年中国独立储能电站的规划/在建规模为45.3GW，在所有规划/在建新型储能项目中占比超过80%。但是，2022年前三季度中国独立储能电站的新增投运规模约为345.5MW，明显低于规划/在建规模，主要原因可能是投资方建设动力不足，其在计算项目投资回报率时，需要考虑辅助服务补偿费用、现货市场价差、新能源容量租赁费用等多方面因素。而在当前电力市场机制下，这些因素受政策和市场规则变动影响，波动较大且难以量化，推动独立储能电站项目落地还需依靠电力市场机制进一步优化。  

l  资本热炒急需冷思考，需仔细甄别优质储能赛道和标的。资本的投入有利于储能行业的发展，但是也需要冷静思考商业模式，不要追风，需加强对优质储能赛道和标的判断能力。电化学储能和配套产业等热门赛道多已有巨头企业提前布局，外部投资方进入难度较大。而尚处于市场培育阶段的赛道目前收益较小，许多创投机构被迫涌向上游。具体到标的方面，高潜力创业投资者相对集中，估值偏高，但很多储能企业还未形成稳定合理的商业模式，导致投资人鉴别优质项目挑战加大。  

l  建立储能成本疏导的市场化机制是储能行业从商业化初期向规模化转变的关键。储能行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，经济性是储能下一程是否顺利的关键，需要完善储能成本疏导的顶层设计，并通过市场化的方式跑通经济性。2022年4月，国家发改委价格成本调查中心发布题为《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》的文章，提出加强储能政策顶层设计，探索解决制约储能发展瓶颈的思路和方法，推动各类储能技术蓬勃发展。