摘要
由于风光发电的间歇性和波动性，风电、光伏部分所发电力难以顺利并网，从而造成一定的弃风、弃光率。配套储能可有效解决以上问题，一是提供调频调峰等辅助服务，将原本存在波动性的电力转变为符合电网稳定性要求的电力；二是进行电力的储存与释放，通过电力时移维持电网平衡并获取电价的峰谷利差。
储能技术大体可分为三大类：抽水蓄能、新型储能和熔融盐储能，目前我国累计储能规模以抽水蓄能为主体。新型储能主要包括锂离子电池储能、压缩空气储能、液流电池储能和铅酸(炭)电池储能。锂离子电池由于能量密度高、循环寿命长、无记忆效应等优越的综合性能，近年来成为储能发展的主要方向。
2024年，预计国内新增电力储能装机量保持正增长，但增速或将放缓。电源侧储能项目收益率较为一般，若不再要求强制配储，预计其装机增速或将落后于风光装机增速；电网侧的独立储能或迎快速发展，主要得益于其在盈利模式及市场参与积极性上的优势；用户侧的工商业储能发展潜力较大。海外方面，欧洲户储部门仍需去库因而对新增储能电池需求增速下降，美国ITC新政持续利好当地储能行业，其余新兴市场或保持稳增。
储能锂电池需求方面，需考虑到电化学储能装机规模与锂离子储能电池市占率变化。预计我国电力储能装机增速放缓，同时电化学储能在电力储能新增装机中份额继续提升，电化学储能装机量增速或接近40%，此外储能锂电池市占率或将小幅上涨。总的来讲，2024年预计我国电力储能领域所需储能锂电池数量将上升40%左右。
-
风险提示
1、海外储能支持政策不及预期；
2、国内新能源发电装机不及预期。
正文
01
风光发电快速增长，驱动电力储能发展
2020年以来，在“双碳”目标的指引下，我国大力发展风能、太阳能、水能及生物质等可再生能源发电，装机量及发电量均取得明显增长。2023年1-11月份，我国新增光伏、风电装机量分别为16388万千瓦、4139万千瓦，预计2023全年光伏、风电装机量分别在18000万千瓦及4400万千瓦以上，同比增长达110%及20%左右。其中，2023年光伏装机出现显著增长，主要是受到行业政策、原材料降价及经济性增强所驱动。从地区看，河南、山东、湖北等地新增装机量居前。
但由于风光发电的间歇性和波动性，其部分所发电力难以顺利并网，从而造成一定的弃风、弃光率。2023年11月，我国总体弃光率为3.1%，总体弃风率为3.3%，尤其在甘肃、青海和西藏等可再生能源丰富且电力消费不高的地区，存在更加严重的弃风、弃光现象。究其原因是风光发电特征与实际应用情况、电网稳定性要求之间存在矛盾。首先，无论是在时间还是空间维度上，光伏、风力发电与下游用电端均存在不匹配现象：时间上，光伏、风电出力呈明显峰谷特征，每日0：00~8：00为出力高峰阶段，其余时间为出力低谷阶段，日内波动幅度最高可达80%；而光伏发电波峰通常出现在正午12：00，夜间出力为0，日内波动幅度100%。可见风光发电与下游用电存在“错峰”。空间上，我国部分省份光伏发电量及当地用电量并不匹配，例如江苏、广东、山东和浙江的用电量居前，明显高于青海、宁夏、新疆，但前者的光伏发电量低于后者。其次，风光发电不利于电网系统的稳定性。风光发电系统输入功率的波动性，往往会导致电力系统产生频率波动和电压波动，甚至可能发生故障。因此需要调度系统通过实时调节各类电源的发电出力维持频率不超过稳定极限。
配套储能可有效解决以上问题，一是提供调频调峰等辅助服务，将原本存在波动性的电力转变为符合电网稳定性要求的电力；二是进行电力的储存与释放，通过电力时移维持电网平衡并获取电价的峰谷利差。以光伏为例，光伏出力高峰在正午前后，或存在出力过多的情况，因此电网会发出限电指令。若无储能设备则只能弃电，若有储能则可以在此期间给储能系统充电，在夜晚非限电期间进行放电，提高了电能利用率。
02
储能方式多样，锂离子电池兴起
储能技术大体可分为三大类：抽水蓄能、新型储能和熔融盐储能，目前我国累计储能规模以抽水蓄能为主体。2022年国内抽水蓄能累计装机规模达到了46.11GW，占电力储能总装机量的77.1%。抽水蓄能的优势在于技术成熟、能量规模大、经济性较好，多年来在储能领域占据主流位置。但抽水蓄能市占率从2018年的98.5%一路下滑至2022年的77.1%，主要是由于其对地理条件的严格要求以及电化学储能的快速发展。
新型储能主要包括锂离子电池储能、压缩空气储能、液流电池储能和铅酸(炭)电池储能，四者各有利弊。2022年我国新增新型储能装机中，锂离子电池储能占到94.5%，压缩空气储能、液流电池储能和铅酸（炭）电池储能分别占到2.0%、1.6%、1.7%，此外还有占比较低的镍镉电池和钠硫电池。锂离子电池由于能量密度高、循环寿命长、无记忆效应等优越的综合性能，近年来成为储能发展的主要方向。其中磷酸铁锂电池是当前我国储能电池应用最多的种类，据中国汽车动力电池产业创新联盟数据，2023年上半年我国储能电池累计销量31.5GWh，其中磷酸铁锂电池累计销量达31.2GWh。据富临精工数据，1Gwh磷酸铁锂电池需要磷酸铁锂正极材料2200-2500吨左右，每吨磷酸铁锂大约需要0.25吨碳酸锂，合计1Gwh磷酸铁锂电池需要550-625吨碳酸锂。
03
储能用锂估算
按照应用场景划分，储能可分为表前储能和表后储能，其中表前储能包括电源侧储能和电网侧储能，表后储能包括工商业储能和家庭储能。电源侧储能主要是指建在火电厂、风电场、光伏电站，在新型储能新投运项目中占比约41%，其中以新能源发电配储为主。电网侧储能是指直接接入公用电网、响应电网灵活性需求、建设位置限制较少的储能资源，包括独立储能和其他辅助项目，在新投运项目中占到56%，其中独立储能占据绝大部分。独立储能是指由用户独立拥有和使用、而非多个用户所共享的储能设备，作为独立主体，独立储能可直接与电网企业或交易机构进行签约交易，其使用场景和模式较为丰富。用户侧储能则是在用户(如家庭、工业或商业建筑)内部安装和使用，其中以工商业储能为主。
2024年，预计国内新增电力储能装机量保持正增长，但增速或将明显放缓。总的来看，海内外新增风光装机增长及储能项目收益率的边际改善，对储能装机形成利好。但2023年国家能源局发布的《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》指出，要重点整治通过文件等形式对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求配套产业及强制要求投资落地等问题，意味着过去的强制配储政策或有所改变，储能项目的盈利水平或更为重要。具体来看，电源侧储能项目收益率较为一般，若强制配储限制大大削弱，预计其储能装机增速或将落后于风光装机量增速；电网侧的独立储能或迎快速发展，考虑到独立储能相比配建储能项目在盈利模式及市场参与积极性上的优势，23年9月份山东宣布开展配建储能转为独立储能的试点工作；用户侧储能则需关注各地峰谷价差变化及两部制电价的实行范围，工商业储能发展潜力较大。海外方面，欧洲户储部门仍需去库因而对新增储能电池需求增速下降，美国ITC新政持续利好当地储能行业，其余新兴市场或保持稳定增长。
储能锂电池需求量方面，则需考虑到电化学储能装机规模与锂离子储能电池市占率变化。装机规模方面，预计我国电力储能装机增速放缓，同时电化学储能在电力储能新增装机中份额继续提升，我们预计电化学储能装机量增速或接近40%。目前锂离子储能电池在新增电化学储能装机中占比已达90%以上，预计2024年将继续在新投电化学储能装机中占据主流，但铅蓄电池、液流电池及超级电容仍将占据一定份额，因此预计储能锂电池市占率或将小幅上涨。总的来讲，2024年预计我国电力储能领域所需储能锂电池数量将上升40%左右。
04
风险提示
1、海外储能支持政策不及预期；
2、国内新能源发电装机不及预期。
声明
本公司具有中国证监会核准的期货投资咨询业务资格
（核准文号 证监许可[2011]1284号）
研究局限性和风险提示
报告中依据和结论存在范围局限性，对未来预测存在不及预期，以及宏观环境和产业链影响因素存在不确定性变化等风险。
分析师声明
作者具有期货投资咨询执业资格，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，作者及利益相关方不曾因也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接获取任何形式的不当利益。