核心驱动因素：新能源、政策、经济性

随着风电、光伏发电占比不断上升，新型电力系统面临“保供应”、“保安全”挑战。新能源发电出力具有随机性、波动性，电力电量时空分布不均衡，加上用电负荷日益尖峰化，以及极端气候影响，给电力可靠供应带来巨大挑战。新能源发电具有低抗扰、弱支撑性，大规模接入会导致系统转动惯量降低、调频能力下降，系统安全稳定风险凸显。

碳中和政策促使新能源发电占比持续提升，配套储能重要性逐渐显现。

截至2024年12月底，全国已累计发布2470余项与储能直接和间接相关的政策，其中2024年770项，是去年同期的1.2倍。

随着锂电资源价格走低以及锂电技术逐渐成熟储能系统成本下降。根据CNESA Datalink全球储能数据库的不完全统计，国内新型储能市场2024年中标价格情况如下：2h储能系统：2024年全年平均中标价格为628.25元/kWh，较2023年均价下降43%。

峰谷价差扩大，工商业储能套利空间打开。一般情况下，峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能电站可以盈利，IRR可达8%-12%，2025年2月，全国有13个省（市）峰谷价差超过0.7元/kWh。

行业发展现状：规模化与多元化并行

2024年，新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。

未来发展趋势

抽水蓄能和电化学储能将共同占据我国储能体系主体地位。以锂离子电池为代表的电化学储能技术初步具备了规模化应用条件，将成为新型电力系统建设进程中发展速度最快、应用前景最广的储能技术。抽水蓄能将在双碳进程中得到快速发展，实现应可开发站址资源的最大化利用，在创新中发展。

未来新型储能呈现多元化发展趋势。大力发展各类储能技术，包括抽水、化学、 压缩空气、重力等中短期储能和绿电制氢、储氢及绿氢衍生绿色气体液体燃料（氨、甲烷、甲醇等）长期储能，以应对正常运行工况下调节灵活性和极端条件下系统韧性需求

能源电力市场建设，重点关注灵活调节市场，充分发挥储能和调节电源参与调节的补偿机制。

风险提示：技术风险、政策及监管风险、经济性风险、供应链风险、市场竞争风险。

【核心驱动因素：新能源、政策、经济性三箭齐发】

新能源发电建设遇到稳定性瓶颈 

近20年，我国新能源发电持续加速式发展，目前风电和光伏装机容量遥居世界第一。截至2024年底，全国发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。分类型看，水电4.4亿千瓦（含抽水蓄能5869万千瓦），占全部装机容量的13.0%；火电14.4亿千瓦（含煤电11.9亿千瓦、气电1.4亿千瓦），占全部装机容量的43.1%；核电6083万千瓦，占全部装机容量的1.8%；并网风电5.2亿千瓦，占全部装机容量的15.5%；并网太阳能发电8.9亿千瓦，占全部装机容量的26.5%。

随着风电、光伏发电占比不断上升，新型电力系统面临“保供应”、“保安全”挑战。新能源发电出力具有随机性、波动性，电力电量时空分布不均衡，加上用电负荷日益尖峰化，以及极端气候影响，给电力可靠供应带来巨大挑战。新能源发电具有低抗扰、弱支撑性，大规模接入会导致系统转动惯量降低、调频能力下降，系统安全稳定风险凸显。

图1：2024全国电力装机构成

资料来源：中国电力知库，山西证券研究所 

据中电联报告预测，预计2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。到2025年底全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长14%左右。其中，煤电所占总装机比重2025年底将降至三分之一；非化石能源发电装机23亿千瓦、占总装机比重上升至60%左右，电网的稳定性将进一步经受考验，需要推动储能与新能源发电同步发展。

储能政策红利持续释放 

碳中和政策促使新能源发电占比持续提升，配套储能重要性逐渐显现。根据国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

2020年之前，政策层面即已对储能行业较为友好；最早于2005年，便有政策首次涉及储能技术的开发与布局；2014年起，每年均有多项支持政策出台。2020年以来，国家层面的储能行业相关政策更为密集，并通过顶层设计，加速储能行业的中长期发展。

截至2024年12月底，全国已累计发布2470余项与储能直接和间接相关的政策，其中2024年770项，是去年同期的1.2倍。从发展规划上看，各地十四五储能发展累计目标达到86.6GW，远超国家的40GW目标水平，截止到2024年底，8个省份已经完成其十四五新型储能装机目标。

2025年1月国家发改委、能源局发布《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，明确优先调度新型储能，要求新能源消纳利用率不低于90%，并推动存量配储电站改造。同时，多省份推出储能规划、明确了新能源配置储能的要求，2024年国内配储比例普遍提升至10%-20%，配储时长从2小时向4小时延伸，独立储能电站经济性显著提升。

根据各省“十四五”期间的新型储能装机目标及具体规划，到2025年，预计新型储能装机目标将达到67.85GW，配储比例要求普遍在5%-20%、2h区间。青海、甘肃、山西的储能规模最大，预计新型储能装机将达到6GW；山东、宁夏和内蒙古紧随其后，预计新型储能装机将达到5GW。

图2：“十四五”主要省份累计新型储能装机目标

资料来源：中国储能网，山西证券研究所

锂电经济性拐点显现

随着锂电资源价格走低以及锂电技术逐渐成熟储能系统成本下降。根据CNESA Datalink全球储能数据库的不完全统计，国内新型储能市场2024年中标价格情况如下：2h储能系统：2024年全年平均中标价格为628.25元/kWh，较2023年均价下降43%；12月份，2h储能系统中标均价708.81元/kWh，较年初下降10%，但高于全年均价；环比+16%，同比-11%。2h储能EPC：2024年年均中标价格1181.28元/kWh，全年价格波动较大。12月份，中标均价1089.02元/kWh，较年初下降13%；环比-5%，同比-21%。

图3：中标项目储能系统和EPC中标均价趋势（2023年1月-2024年12月），单位：元/kWh

注：2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用

资料来源：CNESA Datalink全球储能数据库，山西证券研究所

峰谷价差扩大，工商业储能套利空间打开。一般情况下，峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能电站可以盈利，IRR可达8%-12%，2025年2月，全国有13个省（市）峰谷价差超过0.7元/kWh，排名前三的分别为：广东、上海和浙江。2025年2月电网代购电价格中，全国峰谷价差最高的是珠三角五市，执行一般工商业单一制尖峰电价时，峰谷价差为1.3768元/kWh。

图4：2025年2月电网代理购电一般工商业峰谷电价差

资料来源：储能头条，山西证券研究所

【行业发展现状：规模化与多元化并行】

市场规模与增速

2024年，新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。新型储能调度运用水平持续提升，据电网企业统计，2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，发挥了促进新能源开发消纳、顶峰保供及保障电力系统安全稳定运行功效，有力支撑新型电力系统建设。

分地域看，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：内蒙古1023万千瓦/2439万千瓦时，新疆857万千瓦/2871万千瓦时，山东717万千瓦/1555万千瓦时，江苏562万千瓦/1195万千瓦时，宁夏443万千瓦/882万千瓦时。河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等10省区装机规模超过200万千瓦。华北地区已投运新型储能装机规模占全国30.1%，西北地区占25.4%，华东地区占16.9%，华中地区占14.7%，南方地区占12.4%，东北地区占0.5%。

图5：中国新增投运新型储能项目装机前十省份（2024年1月-12月）

资料来源：CNESA，山西证券研究所 

从单站装机规模看，新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，较2023年提高约10个百分点，1万—10万千瓦项目装机占比32.8%，不足1万千瓦项目装机占比4.9%。

从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%，较2023年底提高约3个百分点，2—4小时项目装机占比71.2%，不足2小时项目装机占比13.4%。

从产量上来看，2024年1-10月，中国企业在全球市场中储能型锂电池产量超过200GWh；预计全年产量超过300GWh。根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计:中国企业2024年度全球市场储能电池出货量TOP10分别为：宁德时代、亿纬储能、海辰储能、比亚迪、瑞浦兰钧、中创新航、远景动力、楚能新能源、力神、赣锋锂电。

图6：中国企业2024年度全球市场储能电池出货量排行榜，单位：GWh

资料来源：CNESA，山西证券研究所

从产值规划看，新型储能作为经济增长新引擎，在多个地方的产业规划中被重点提及，以2025年为时间节点的产值目标统计已超过3万亿元，此外还有多个地区提出了2027、2030的产值目标，体现了地方上对新型储能产业规划布局的重视。

从储能出海看，2024年中国储能企业签约海外储能大单规模超150GWh。主要市场来自美洲、欧洲、澳洲、非洲、东南亚、中东等地；出海企业中以电池类企业和光储类企业居多，占比超87%。

图7：2024年国内企业储能订单主要出海地区

资料来源：CNESA，山西证券研究所 

未来储能应用规模需求巨大。2030年，为满足电力平衡及新能源消纳率高于95%的目标，可规模化统一调度储能的应用需求经测算为2.8亿千瓦时，主要集中在华东（调峰需求）、西北（消纳需求）等地。电源侧储能需求主要集中在三北地区，电网侧储能需求主要集中在华东、华中、西南等对灵活调节资源需求较大地区（达8359万千瓦时）。

应用场景分化

随着技术进步、成本下降，储能在商业模式方面具备了更多的探索空间，应用场景更加广泛。同时，在碳中和顶层设计指引下，储能逐步由“可选项”转变为“必选项”。通过配置储能，在发电侧助力新能源电力消纳、在输配侧保障电网安全、在用电侧平滑用户需求波动，从而配合碳中和进程的顺利推进。

储能系统的最主要贡献在于可提升电力系统的时间灵活性，其既可作为用能终端（充电场景）、又可作为供能主体（放电场景），且可实现快速响应。

1）应用场景

美国能源部《储能大挑战路线图》描绘了6种未来可能实现广泛应用储能的场景，可通过示范项目带动技术发展、并验证商业模式。

表1：储能应用场景概述

资料来源：美国能源部《储能大挑战路线图》，山西证券研究所

据IRENA（国际可再生能源署），储电（新型储能）可支持整合各种可再生能源，应用领域丰富。

图8：电化学储能应用场景

资料来源： IRENA，山西证券研究所 

根据ATA Insights数据，消纳过剩的风能与太阳能电力是当前已落地项目的最主要应用场景，调峰、备用电源、调频也是较为重要的落地场景。

图9：储电系统/技术的当前主要应用场景

资料来源： IRENA，山西证券研究所 

2）典型案例

中德能源与能效合作伙伴项目发布的《德国储能发展现状及对中国的借鉴意义》列示了15个典型储能案例，覆盖大型电池、家用分布式电池、工业用分布式电池等领域，应用服务涵盖调峰调频、电能时移（套利）、客户能源管理等多种商业模式，具体如下表所示。

表2：入选储能技术的详细特征和应用案例

资料来源：中德能源与能效合作伙伴项目《德国储能发展现状及对中国的借鉴意义》，山西证券研究所

【技术路线与产业链分析：锂离子电池仍是新型储能主流技术】

技术路径对比

可按照不同技术原理，将储能技术分为电化学储能和物理储能。其中抽水蓄能作为传统的电力储能技术，已在电力系统中规模化应用，新型储能主要是指除抽水蓄能外的电储能技术。物理储能：压缩空气储能、飞轮储能、超级电容器储能、超导电磁储能、储热、抽水蓄能。电化学储能：锂离子电池储能、铅酸/铅炭电池储能、液流电池储能、钠离子电池储能、钠硫电池储能、燃料电池储能等。

图10：储电技术的特征描述

资料来源：ATA Insights，山西证券研究所 

锂离子电池近期看仍是新型储能主流技术。锂离子电池储能具有响应速度快（毫秒级）、布局灵活、综合技术性能好等优势，技术相对成熟，集成规模突破了百MW级，能够适应电力系统不同时间尺度的各类应用场景。近年来锂离子电池面向电力系统应用的技术标准体系和配套的应用管理体系日趋完善，在可控、安全应用等方面的问题也在逐步改善，近期看仍是新型储能应用的主流技术。

图11：截止2024H1中国已投运电化学储能电站项目中各类型电池装机规模占比结构

资料来源：CESA，前瞻产业研究院，山西证券研究所

其他电化学储能综合技术性能仍需突破。液流电池储能、钠离子电池储能为代表的电化学储能部分指标具有相对优势，是电力系统多元应用场景的备选，安全性相对可控。但在综合技术性能方面离实际应用需求还存在较大差距，经济性尚需提高，实际应用效果需进一步评估与验证。

产业链价值分布

储能电池产业链可分为上游材料及设备、中游电池制造及系统集成安装、下游应用。

1、上游

我国储能电池以磷酸铁锂电池为主，储能电池产业链上游以磷酸铁锂电池原材料为主，包括正极材料、负极材料、隔膜、电解液等。集成系统设备主要包括涂布机、搅拌机等。

2、中游

产业链中游主要为储能系统及集成。储能系统主要包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）四个部分，其中最核心的是由电池组与电池管理系统组成的储能电池系统。

3、下游

产业链下游为储能电池的应用。储能电池的应用领域包括电源侧、电网侧和用户侧。

图12：储能电池产业链

资料来源：前瞻产业研究院，山西证券研究所

从产业链全景来看，在上游领域，电芯原材料代表企业有德方纳米、贵州安达、贝特瑞、天赐材料、恩捷股份、星源材质等公司;电池生产设备商有杭可科技、先导智能、北方华创、赢合科技等企业。在产业链中游，电池组制造的代表企业有宁德时代、比亚迪、海基新能源、国轩高科等;电池管理系统制造代表企业有科工电子、高特电子、高泰昊能等;储能变流器制造代表企业有阳先电源、科华恒盛、南瑞继保等;能量管理系统制造代表企业有派能科技、国电南瑞、中天科技、平高电气等;储能系统集成代表企业有库博能源、猛狮科技、南都电源、电气国轩等;储能系统安装代表企业有永福股份、特变电工、正泰电器、中国电建、中国能建等。产业链下游系统应用代表企业主要有国家能源、国投电力、中国华能、中核集团等。

图13：储能电池产业链企业

资料来源：前瞻产业研究院，山西证券研究所 

【未来发展趋势】

抽水蓄能和电化学储能将共同占据我国储能体系主体地位。以锂离子电池为代表的电化学储能技术初步具备了规模化应用条件，将成为新型电力系统建设进程中发展速度最快、应用前景最广的储能技术。抽水蓄能将在双碳进程中得到快速发展，实现应可开发站址资源的最大化利用，在创新中发展。抽蓄和电化学储能将共同占据我国电力储能体系中的主体地位。

未来新型储能呈现多元化发展趋势。大力发展各类储能技术，包括抽水、化学、 压缩空气、重力等中短期储能和绿电制氢、储氢及绿氢衍生绿色气体液体燃料（氨、甲烷、甲醇等）长期储能，以应对正常运行工况下调节灵活性和极端条件下系统韧性需求。飞轮、压缩空气、氢储能等新型储能在部分指标方面具有相对优势，是电力系统多元应用的备选，安全性相对可控，但在综合技术经济性指标方面离实际应用需求还存在较大差距，技术标准和应用管理体系尚不完善，实际应用效果仍需进一步验证与评估。随着技术不断进步，未来其技术经济性水平有望进一步改善，结合特定场景需求，基于部分指标的比较成本优势可能获得一定程度的商业化应用。

抽水蓄能未来将持续发力。抽水蓄能作为现阶段技术成熟度最高、装机量最大的储能技术，预计2030年装机规模达1.2亿千瓦。

电化学储能成本持续降低，规模有望超过抽蓄。以锂离子电池为代表的电化学储能技术初步具备了规模化应用条件，将成为“双碳”进程中应用前景最广的储能技术。预计2030年，锂离子电池储能单位容量成本将低于抽蓄，达到500-700元/千瓦时，成本接近0.1元/（千瓦时·次），同时因为有场地布置灵活、建设周期快和综合技术性能好等优势，在我国储能装机占比有望超过抽蓄。

氢储能技术支撑我国氢电耦合高质量协同发展。可通过电解水制氢等方式，充分利用谷电和富裕电制氢，氢储能将在长时间尺度（日间、月度乃至季节性）参与调峰。氢能可作为电力、工业、交通、化工以及建筑等行业的绿色能量来源，以氢能作为原料、燃料，利用氢储能的海绵和纽带作用，促进各行业深度耦合。

压缩空气储能仍需突破核心关键技术。以非补燃先进压缩为代表的压缩空气储能具有单机功率大、容量大、寿命长的优势。未来随着高效储热冷及换热技术、高能量密度的业态气体储热技术发展，变工况运行条件下压缩机和膨胀机性能优化，压缩空气储能将提升能量效率、突破地理条件约束，可应用与调峰等大规模能量吞吐场景。

飞轮储能技术经济性仍待提升。飞轮储能能量密度低、储能容量小、自放电率高、成本高，还需突破技术性能短板以提高应用经济性。可应用于改善用户电能质量、不间断电源等秒级暂态支撑场景，实现与电化学储能的有效互补。

储热（冷）将在发电侧和用户侧广泛应用。随着未来清洁采暖、电力系统调峰等的需要越来越多，储热技术将越来越多的应用在发电侧和用户侧。大容量跨季节长距离储热为应对可再生能源季节性波动和平衡地区间的差异提供技术手段。

能源电力市场建设，重点关注灵活调节市场，充分发挥储能和调节电源参与调节的补偿机制。关注能源电力产供销用各环节碳减排的激励机制和补偿机制。实现受端多能互补综合能源电力系统，建设包括分布式电源、储能、电动汽车充放电、高效联产生产消费、建筑能源系统在内的综合能源产销单元（IECU）。建设产销之间大规模能源电力输送系统，既安全可靠输送绿色电力又输送绿色、近绿色气体液体燃料，变“西电东送”为绿色“西能东输”。

【风险提示】

1. 技术风险

技术路线不确定性：锂电、液流电池、压缩空气、氢储能等技术路线并行发展，尚未形成统一标准，技术迭代可能导致早期投资失效。

性能衰减与可靠性：电化学储能的循环寿命、容量衰减问题可能影响项目经济性；极端工况下（如高低温、过充放）的稳定性仍需验证。

安全性隐患：锂电池热失控风险、氢储能的泄漏与燃爆问题可能引发安全事故，需持续优化安全设计与监控系统。

2. 政策与监管风险

政策补贴退坡：部分国家/地区对储能的补贴力度可能减弱，影响项目投资回报率。

并网与标准限制：电网接入标准、安全规范趋严可能增加技术改造成本，延缓项目落地。

碳关税与环保法规：电池生产环节的碳排放限制、回收责任延伸制度可能推高企业合规成本。

3. 经济性风险

成本下降过快：若技术进步推动储能成本快速下降，早期项目的资产价值可能面临缩水风险。

电价波动与收益不确定性：依赖峰谷价差套利的商业模式易受电力市场改革、电价政策调整冲击。

辅助服务市场不成熟：调频、备用容量等收益机制尚未完全市场化，影响储能项目现金流稳定性。

4. 供应链风险

原材料依赖：锂、钴、镍等关键矿产供应受地缘政治、贸易限制影响，价格波动可能传导至储能系统成本。

产能错配风险：上游材料扩产周期与下游需求增长不匹配，可能导致短期供需失衡。

国际贸易壁垒：部分国家对储能设备征收关税或设置技术壁垒，增加出口型企业市场拓展难度。

5 市场竞争风险

行业竞争加剧：新进入者增多可能导致价格战，压缩企业利润空间。

报告标题：储能专题：多重因素催化，电化学储能快速增长

分析师：李召麒

执业登记编码：S0760521050001

邮箱：lizhaoqi@sxzq.com

报告发布日期：2025年3月31日

【分析师承诺】

本人已在中国证券业协会登记为证券分析师，本人承诺，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本人对证券研究报告的内容和观点负责，保证信息来源合法合规，研究方法专业审慎，分析结论具有合理依据。本报告清晰准确地反映本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点直接或间接受到任何形式的补偿。本人承诺不利用自己的身份、地位或执业过程中所掌握的信息为自己或他人谋取私利。

【免责声明】

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（转自：山证绿色产业研究）