本文來自格隆匯專欄：中金研究，作者：曾韜 季楓 王穎東 等

我們認為，碳中和目標驅動能源市場發生深遠的變革，風光發電市場以迎來政策及經濟性雙驅動的增長階段。隨着可再生能源直接應用和終端電氣化程度的加深，可再生能源的波動性、間歇性等特點需要更多的儲能來穩定電力系統；電力交易逐漸市場化，用户側負荷及分佈式發電設備使得用户側儲能經濟性凸現；電力系統將需要更多的儲能及其它靈活性資源，以滿足能源的低碳、可靠、高效、經濟的發展需求，儲能市場快速增長，或將帶來一個新的萬億市場投資機遇。

摘要

我們認為，電化學儲能市場增長的核心三要素是：可再生能源佔比（裝機&發電量）、電力市場機制（含政策）以及經濟性：1）可再生能源佔比：傳統發電設備具有一定的調節能力，當可再生能源佔比超過一定閥值後（約10~20%），傳統機組將無法承載可再生能源的調節壓力，儲能需求快速增加；2）電力市場機制（及政策）：通過政策和規則，儲能對系統的價值能夠充分發掘並傳導至用户，為儲能大規模進入架設市場頂層設計；3）經濟性：“風光發電+儲能”vs“傳統發電+碳税”的經濟性優勢是儲能發展的持續動力，在歐美澳等市場已經具備儲能市場化驅動的條件。

高安全性&經濟性需求有望加速鐵鋰電池對三元電池的替代，碳酸鋰持續高位，鈉離子電池加速產業化。鐵鋰電池相比三元電池擁有更高的循環次數、更低的購置成本與更高的安全性，我們認為在對能量密度要求較低的儲能領域鐵鋰電池具備更強的競爭力，我們預計2022年鐵鋰體系電池裝機有望超過三元電池。另一方面，去年Q4季度至今，碳酸鋰單價上漲超150%，鋰電池成本與價格持續上升，在終端項目經濟性壓力帶動下，鈉離子電池的產業化得到加快。我們預計2025年鈉離子儲能電池的佔比有望達到5%以上。

風險

全球風光裝機不及預期，各國儲能政策推進不及預期。

儲能需求是如何爆發的？

儲能是新型電力系統建設最重要的其中一環

目前的降碳貢獻措施中，超過90%與新型電力系統相關，涉及通過直接供應、電氣化、能源效率、綠氫和生物能與碳捕獲和儲存相結合的可再生能源，近70%的碳減排貢獻率措施均與儲能的應用有直接或間接的關係。碳中和下新型電力系統的建設離不開儲能。

儲能是新型電力系統的重要基礎設施。電力結構中風光發電等波動式可再生能源（Variable Renewable Energy，簡稱VRE）裝機量及發電量佔比持續提升，傳統電力系統中靈活可調資源（調峯電站、抽水蓄能等）充裕度不足以支持電網穩定性、可靠性運行，我們認為儲能市場已達到由發展期到快速增長期的拐點。我們認為推進儲能建設是能源系統實現碳中和的必由之路，全球範圍內儲能裝機規模有望迎來高速增長。

圖表1：儲能是新型電力系統的重要基礎設施

資料來源：中金公司研究部

目前全球儲能市場發展到什麼階段？

儲能技術多元，電化學儲能發展潛力大。儲能按照介質可劃分為機械儲能、電化學儲能、電氣儲能、熱儲能等類型，其中以機械儲能和電化學儲能應用最廣。

►機械儲能：藉助水、空氣等作為儲能介質，通過機械結構做功，實現對電力的儲存、釋放和管理，典型的應用包括抽水蓄能、飛輪儲能等；

►電化學儲能：通過各種二次電池技術，如鋰離子電池、液流電池、鈉離子電池等來進行電力儲能。

目前抽水蓄能占主導地位，電化學儲能快速增長。抽水蓄能因技術成熟、成本較低在全球範圍內率先推廣，2000-2020年抽蓄儲能累計裝機規模佔比超90%。但抽蓄儲能受限於地理位置及建設週期長等條件制約，且能量轉換效率僅約70%-75%，相比而言，電化學儲能資源可得性高、安裝靈活、建設週期短，2018年以來裝機規模快速增長，2020年全球新增儲能裝機中超80%為電化學儲能（CNESA）。我們認為隨着鋰電技術成熟及成本下降，電化學儲能應用需求有望得到快速釋放。

圖表2：2000-2020年全球儲能累計裝機規模份額

資料來源：CNESA，中金公司研究部

圖表3：各類儲能累計裝機規模

資料來源：CNESA，中金公司研究部

圖表4：各類儲能優劣對比

資料來源：中國知網，中金公司研究部

我們聚焦於電化學儲能，通過覆盤歷史裝機數據，我們發現海外市場儲能整體的發展較國內領先，目前已形成美國、日韓、歐洲、澳大利亞四大主要發展地區；從裝機結構看，與國內聚焦電錶前需求不同，海外近年電錶後市場成為儲能裝機的主要驅動力。

儲能需求增長的驅動力究竟是什麼？

表前側儲能需求的本質是什麼

波動性可再生能源增加電力系統不穩定性，靈活性資源需求增長。波動性可再生能源（VRE）指具有波動特性且自調節能力較低的可再生能源，包括光伏、風電、潮汐發電等。波動性可再生能源發展初期，電力系統中可調火電及抽水蓄能足以應對VRE帶來的擾動，VRE發電量可盡數併網。隨着VRE裝機量和發電量逐漸提升，電力系統靈活資源不足，故產生了“棄電”或“零電價”甚至“負電價”。以美國加州為例，CAISO根據用電負荷曲線-光伏發電曲線得出一天內系統的淨負荷曲線：中午時段光伏集中發電、系統淨負荷下降；夜晚光伏停止發電、系統淨負荷上升，從而形成“鴨型曲線”。傍晚光伏發電下滑用電需求上升，需大量水電、氣電、儲能等靈活性資源快速爬坡發電以滿足電力需求。

圖表5：美國加州“鴨型曲線”

資料來源：CAISO，中金公司研究部

靈活性資源需求將隨VRE發電量佔比提升而增長，大體可分為如下幾個階段：

►萌芽期（VRE佔比≤10%）：可通過系統原有靈活性資源（如抽水蓄能、火力調節等）進行調節，風光發電量對系統影響較小，系統存量靈活性資源充足，對新增儲能需求較小。

►起步期（10%≤VRE佔比≤20%）：當VRE佔比超過10%後，原有系統調節能力開始不足，頻繁的調節開始降低傳統火力機組的經濟性，風光發電的波動性將對電網造成一定影響，對靈活性資源需求開始增加，表前儲能增速較快。

►快速發展期（20%≤VRE佔比≤80%）：此階段VRE佔比提升對靈活性資源需求將快速增長，傳統火電的調節頻率和深度大幅增加，日內部分時間段火力機組有可能全部關停轉為備用，表前儲能、表後儲能均得以快速發展，市場進入高速增長期。

全球範圍內看，目前希臘、德國等歐洲國家VRE佔比高達30%+，中國、澳大利亞、美國市場VRE佔比位於10%-20%，我們預計全球主要國家對靈活性資源需求均將迎來快速提升。

圖表6：靈活性資源需求與VRE佔比

資料來源：BP Energy，中金公司研究部

目前全球各國以發電側資源靈活運行調節為主，未來電化學儲能發展潛力大。受各國資源調節影響，中國與印度調節性資源以火電及水電為主，美國以氣電為主。相比傳統火電及抽蓄調節，電化學儲能具有建設週期短、可開發資源不受限等優勢，我們預計隨鋰電池儲能持續降本，鋰電池儲能將成為主要的靈活性資源。

圖表7：各類靈活性資源對比

資料來源：中金公司研究部

圖表8：典型國家及地區2020年靈活性資源結構

資料來源：IEA，中金公司研究部

表前儲能市場靠什麼盈利

美國等海外國家採用電力現貨市場機制，日內產生分時電價。以美國德州電力可靠性委員會（ERCOT）的系統調度運作機制為例：1）計劃授權實體（QSE，代表電源實體和售電公司參與日前和實時市場）向系統調度機構ERCOT提供發電計劃及電能報價（具體到每台機組每個小時）；2）ERCOT在滿足電力供應可靠性和系統安全性前提下，根據掛牌價格高低，按小時為單位確定出清順序和價格（市場以邊際成本報價，風光運行邊際成本低，優先級靠前），電價將隨着可再生能源的發電量變化而變化，產生日內週期性價格差。因而電力市場定價機制決定了電力現貨價格曲線將與淨負荷曲線基本擬合，呈現中午時分電價低，傍晚電價高的特點。

分時電價套利，驅動儲能裝機需求。當日內分時電價差大於儲能度電使用成本時，將產生儲能經濟性，配套儲能裝機增長縮小日內分時價差，直至分時價差等於儲能度電使用成本，系統將達至平衡狀態。最終可再生能源經濟性將驅動儲能裝機增長：可再生能源經濟性提升>VRE佔比提升>分時電價日內價差拉大>套利可產生的儲能裝機需求增大。

圖表9：美國德州ERCOT決策流程

資料來源：《美國德州電力市場綜述，2017》，中金公司研究部

圖表10：2020年美國加州CAISO平均日內電價曲線

資料來源：BNEF，中金公司研究部

除分時價差套利外，儲能還可通過提供爬坡等輔助服務獲利。傍晚時分，光伏發電下降負荷上升，淨負荷曲線快速攀升，而傳統的火電機組無法做到快速響應，儲能則可用於靈活性調峯，滿足系統快速爬坡需求，如美國加州CAISO設立了100美元/KW/月的針對爬坡的容量服務補貼。

表前儲能持續發展的驅動力有多強

可再生能源LCOE持續下降

光伏與陸上風電已逐步成為最具性價比的發電形式。過去十年間，光伏發電的LCOE（平準化度電成本）下降約85%，陸上/海上風電分別降本56%/60%。截至2021年，光伏與陸上風電的全球平均LCOE均已降至43美元/MWh，低於天然氣的64美元/MWh和煤炭的73美元/MWh，成為成本最低的發電形式。

預期可再生能源LCOE將持續下降，進一步拉大與煤炭、天然氣等能源的成本差距。目前光伏、風電等可再生能源仍處於產業鏈快速降本階段，我們預期光伏產業的電池、組件技術進步以及規模化生產有望進一步降本，風電機組大型化也有望帶來風機成本快速下降；另一方面，隨碳排成本逐步提高，傳統煤炭、天然氣LCOE將持續提升，新能源與傳統能源LCOE價差或將進一步拉大。

圖表11：全球各發電形式LOCE

資料來源：BNEF，中金公司研究部；注：全球數據按各國年新增裝機進行加權平均

儲能的成本下降空間有多大

我們認為原材料價格下降、循環壽命增加以及商業模式創新推動儲能使用成本（LCOS）的快速下降。2020年，儲能系統的安裝成本約為299$/KWh，平均循環壽命為6000次，那麼該系統的使用成本LCOS約為57.4$/MWh（即，充放1000KWh電能的使用成本為57.4美元），我們預計2025年的LCOS可達21.6$/MWh，降幅62%，預計2025年的LCOE為21.6$/MWh，相比2020年降幅52%。

圖表12：4H系統電化學儲能成本及LCOS趨勢

資料來源：BNEF，中金公司研究部

對2020-2021年美國德州電力現貨交易價格分析，平均日內峯谷電價差最大為48.3$/MWh，儲能在2021年的使用成本為45.3$/MWh，即配置1小時可獲利，我們預計隨着儲能成本和壽命的增加，其套利空間也在逐漸擴大，而一些極端氣候造成的極端電價情形觸發時，將大幅縮短儲能的回收週期。

圖表13：純峯谷套利模式下，儲能的套利空間與配時數

資料來源：BNEF，中金公司研究部

預期2025年全球儲能裝機有望達300GWh

隨可再生能源成本下降，我們預期全球各國VRE佔比將持續高增。中短期來看，BNEF預期至2025年英國/德國/美國/中國VRE發電量佔比將分別提升至54%/41%/22%/16%；長期看，我們預期中美歐VRE發電量佔比將持續提升。

圖表14：VRE裝機容量佔比趨勢

資料來源：BNEF，國家統計局，中金公司研究部

圖表15：VRE發電量佔比趨勢

資料來源：BNEF，國家統計局，中金公司研究部

我們根據中國電力結構預測數據計算VRE配儲需求：預計2020年中國儲能需求約25GWh，至2025年將提升至超100GWh。

圖表16：2020年中國電力供給及需求

資料來源：國家發改委，能源局，公司公吿，萬得資訊，中金公司研究部

圖表17：2025年中國電力供給及需求

資料來源：國家發改委，能源局，公司公吿，萬得資訊，中金公司研究部

預期2025年全球儲能裝機有望達300GWh。2021年全球儲能裝機約37GWh，我們預期2022/2023年全球儲能裝機將分別達105/178GWh，同增182%/71%。至2026年全球儲能裝機有望提升至351GWh，2021-2026CAGR高達57%。

圖表18：全球儲能裝機預測

資料來源：國家發改委，能源局，公司公吿，萬得資訊，中金公司研究部

各國表前儲能市場發展到什麼階段，如何盈利？

各國表前儲能市場發展各異，我們先覆盤各國/地區當前儲能發展現狀，並從政策、市場化程度、經濟性等方面對錶前儲能市場進行分析，最終預測各地表前儲能市場規模。

美國：ITC政策下光儲項目經濟性凸現

美國市場覆盤：過去十年，加州貢獻54%儲能裝機，45%儲能用於表前能量時移；過去五年家庭儲能規模迅速增長。

政策端，美國各州通過制定遠期政策目標提升可再生能源發電比例、打開儲能需求空間，同時通過ITC補貼提升光伏、儲能項目經濟性。

►再生能源配額制（Renewable Portfolios Standards，RPS）和清潔能源標準（Clean Energy Standard，CES）將推動美國可再生能源發電比例提升，打開儲能中長期需求空間。美國大部分州RPS/CES規劃了2030後可再生能源發電比例30-100%的遠期目標，可再生能源發電比例的提升將帶動儲能作為支撐技術的配套需求，打開儲能中長期成長空間；相應的，加州、新澤西等9個州規劃了遠期配儲最低目標，我們統計至2035年9州合計儲能裝機目標(累計)不低於13GW。

►ITC補貼政策：美國太陽能投資税減免政策（Investment Tax Credit）是由聯邦政府於2005年提出，為光伏、燃料電池、風電提供資本投資30%的税收抵免，以鼓勵可再生能源投資。建設光伏項目與光伏+儲能項目均可獲得高達30%的税抵免額度，原計劃2020年後額度將從30%降至26%，但2020年底，美國國會將ITC補貼退坡時點延期至2022年後。ITC補貼直接提升光伏及儲能項目經濟性。

從經濟性看，若考慮普遍情形，高收益和儲能成本下降有望支撐儲能經濟性，驅動儲能需求持續釋放。考慮加州、德州儲能項目具備一定市場特殊性(含補貼等激勵政策)，不反映美國其他州儲能項目運營情況；我們對加州、德州等項目的收益作普適性調整，基於測算結果，我們發現美國當前經調整後的光儲項目收益率處於中等偏低水平，但隨着光伏、鋰電成本下降，經濟性將逐步改善，我們測算美國在2026年ITC補貼完全退坡後，表前光儲項目、表後工商業和家庭光儲項目IRR分別達到16.2%、11.7%和3.3%，較2020年分別提升4.6ppt，3.9ppt和5.1ppt。

圖表19：美國表前光儲項目/工商業光儲項目/家用光儲項目IRR測算

資料來源：LAZARDS，美國各州政府官網，中金公司研究部；注：ITC税收抵免2023年前為26%（表格中紅色），2023年22%（黃色），2024-2025年10%（淺灰色），2026年及以後（白色）完全退坡

從表前儲能項目實際規劃看，2022年儲能裝機項目規劃約40GWh，2022-2025年總項目規劃規模約137GWh。我們結合儲能項目規劃、風光配儲需求等數據預測，我們預計2022年美國表前儲能裝機超30GWh（2021年約14GWh），同比增長超100%。

歐洲：電力市場成熟度高，收益模式多樣化

2010年以來，歐洲市場安裝數量和裝機容量均在高速增長, 2015年歐洲新增裝機容量僅為167MW，2020年新增裝機容量超1.2GW，2015-2020 CAGR達49.2%。

政策端：碳排放目標和能源轉型的政策驅動下儲能迎快速發展。為實現目前制定的減排目標——2030年温室氣體排放比1990年減少55%（此前為40%），2021年7月，歐盟公佈了“Fit for 55”一攬子計劃，並鼓勵各成員國推進儲能部署。歐盟於2021年1月宣佈批准總金額29億歐元的“歐洲電池創新”計劃，用於支持電池儲能本土化研發，降低對三方的依賴，參與開發企業主要為歐洲本土電池企業。

電力市場成熟度較高，催生儲能應用場景。雖然不同國家電力市場不完全相同，但大多都採用了電能量市場、容量市場和輔助服務市場等多市場協調配合的機制（德國無容量市場）。歐洲大部分國家電力交易均推行峯谷電價和季節電價，較高的套利市場有助於推進儲能商業化。在英國、意大利、葡萄牙等國家儲能均可參與容量市場，意大利儲能運營商在2019年11月拍賣中首次獲得容量支付，在2023年之前交付95MW；英國的容量市場拍賣計劃被暫停一年後於2020年重新啟動，並且英國商業、能源和工業戰略部（BEIS）鼓勵在預審競標中將儲能項目作為需求側響應（DSR）資產類別，而DSR運營商可能被授予最長可達15年的合同，為儲能項目提供穩定的收入流。

從經濟性來看，部分國家光伏+儲能度電成本已實現平價。在德國等國家，目前度電成本已低於居民零售電價，2019年儲能+光伏系統的平準化度電成本為0.16歐元/kWh，已低於家用電價0.3歐元/kWh。歐洲光伏技術與創新平台(ETIP PV)預計到2030年整個歐洲將實現光伏+儲能度電成本低於市場批發電價。

中國：市場機制改革提升經濟性

中國儲能裝機規模逐年高增。根據CNESA數據，2018年中國電化學儲能裝機突破1GWh，2019年提升至1.7GWh並在2020年達3.3GWh，裝機分別同比增長154%/59%/91%。

圖表20：中國電化學儲能電站裝機規模

資料來源：CNESA，中金公司研究部

各省風光配儲要求+補貼政策激發儲能裝機。國內多數省份制定了新能源項目配儲比例要求，如天津市的政策表示光伏發電項目承諾儲能配置比例不低於項目裝機容量的10%、風電項目不低於15%，打開儲能需求空間。另一方面，各地方政府根據項目投資額、放點量等對儲能項目給予補貼，提升儲能項目經濟性。

2022年2月，國家發改委、國家能源局聯合印發《“十四五”新型儲能發展實施發案》[1]，提出儲能應用場景、收益模式多樣化，我們認為“市場+補貼”有望提振表前儲能項目經濟性：

►發電側：將通過進一步拉大峯谷電價差和輔助服務市場來完善儲能價格傳導機制；風光大基地建設有望進一步帶動發電側儲能裝機，我們測算2022-2025年發電側儲能新增裝機或突破100GWh；共享儲能有望給新能源配儲項目帶來競爭性配置、保障小時數等多重優惠。

►輸配電側：以提升線路利用率、延緩輸配電資產投資、升級應急保障能力為主要應用，成本有望納入電網輸配電價回收。

圖表21：2021年至今鼓勵或要求風光配儲能的省份

資料來源：BNEF，中金公司研究部

從表前儲能項目實際規劃看，2022年儲能裝機項目規劃約20GWh，2022-2025年總項目規劃規模約95GWh。我們結合儲能項目規劃、風光配儲需求等數據預測，我們預計2022年中國表前儲能裝機超10GWh，同比增長超100%。

澳大利亞：可再生能源目標+多樣化儲能收益來源

澳大利亞2010-2020年儲能累計裝機661MW，以功能場景看，儲能主要應用於家用儲能，2010-2020年CAGR達67%，累計裝機在澳大利亞市場達55%；其次為輔助服務和能量時移。

儲能驅動因素：大型可再生能源目標是底層邏輯，政策補貼、SGIP合同和電力交易收益共同創造經濟性。

政策端，各州/領地可再生能源目標、補貼與發電權證(Large-scale Generation Certificates, LGCs)推動可再生能源發電比例提升，驅動表前儲能配套需求。目前澳大利亞各州/領地大多設置2030年可再生能源目標，同時聯邦政府及各地給予相應補貼；並要求高耗能用户購置綠電的義務，高耗能用户可通過購買可再生能源發電廠產生的發電權證LGCs進行履約；帶動澳大利亞可再生能源裝機快速增長，以及發電測(能量時移)和電網側(輔助服務)儲能配套需求的提升。

政策補貼、SIPS供貨合同及電力交易機制修訂是表前儲能增長的核心驅動力。政策補貼方面，各州政府和澳大利亞可再生能源署(ARENA)對錶前儲能項目進行補貼，如南澳大利亞政府補貼基金加上ARENA補貼基金達到1.6億澳元；同時，各州政府通過與運營商簽訂系統完整性保護計劃（SIPS）合同提供保底收益；電力交易機制方面，澳大利亞允許儲能參與電力現貨市場交易，為能量時移和輔助服務儲能創造收益，同時2017年澳大利亞能源市場委員會(AEMC)將電力市場交易結算週期由30分鐘改為5分鐘，提升儲能充電與放電響應靈活性，促進儲能資源在電力市場的有效應用和合理補償；輔助服務也對頻率控制機制進行改革，對緊急頻率事件快速響應提出高要求，儲能作為快速響應資源被調用機率增加；使得表前儲能收益、特別是輔助服務收益大幅提升，2020年頻率控制輔助服務收益在表前獨立儲能項目收益佔比普遍達到90%以上。上述三個要素給表前儲能項目帶來較好的經濟性，ABC研究報吿顯示，特斯拉儲能項目的回報週期僅2.5-3.0年。

未來儲能技術發展方向是什麼

三元與鐵鋰電池，在儲能領域孰優

海外市場以日韓廠商為主，多采用三元電池，國內市場磷酸鐵鋰電池佔主導。海外市場由於日韓電池廠商切入較早、佔據主要份額，根據SNE數據統計，2020年LGC、松下、三星SDI鋰離子儲能電池合計出貨達13.1GWh、全球佔比達66%（三家主要面向海外市場）；而日韓電池廠商主要佈局三元電池技術，我們預計2020年海外三元電池在鋰離子儲能裝機份額達到74%；而國內市場主要是自主電池廠商配套，由於市場競爭激烈、對成本敏感，鋰離子裝機主要為磷酸鐵鋰。

圖表22：2020年全球鋰離子儲能新增裝機份額(不考慮通信儲能)

資料來源：CNESA，中金公司研究部

圖表23：2020年海外市場鋰離子裝機中三元份額達74%

資料來源：SNE，CNESA，中金公司研究部

成本導向決定鐵鋰相比三元更適用於儲能領域。對比三元與鐵鋰電池優劣勢，可以發現，磷酸鐵鋰電池擁有更高的循環次數（如寧德時代開發出12000次循環壽命的鐵鋰電池）、更低的購置成本（鐵鋰電芯成本較三元低20%），但能量密度相較三元電池更低。我們認為經濟性是儲能行業的首要目標、而對能量密度要求較低，我們認為鐵鋰電池相比三元更適用於儲能領域。

圖表24：主流鋰電正極材料性能對比

資料來源：Osti，中金公司研究部

圖表25：2021年鐵鋰電芯成本較三元低20%

資料來源：GGII，CIAPS，中金公司研究部

中國鐵鋰加速出海，海外鋰電廠佈局研發鐵鋰電池，滲透率有望穩步提升。鐵鋰三大核心專利中基礎材料與碳包覆專利均於2021年前到期，合成專利將於2022年到期，且國內企業可使用其他合成方法繞過該專利，國內鐵鋰電池在出口層面不存在明顯的專利限制，我們預計中國鐵鋰電池有望加速出海。另一方面，海外電池廠也正加速鐵鋰技術研發，LG Chem在2021Q3電話會中表示考慮到磷酸鐵鋰電池的經濟性，正着重研發應用於儲能領域的磷酸鐵鋰電池，SKI也表示正研發探索提高磷酸鐵鋰電池能量密度和快充性能的方式。我們預期磷酸鐵鋰電池在儲能領域滲透率將迎來穩步提升。

鈉離子電池在儲能領域應用前景如何

鈉離子電池的研究課追溯至20世紀80年代，鈉離子電池的具體工藝與鋰離子電池類似，這有利於縮短其研發週期。優異的電化學性能和安全性能使鈉離子電池在儲能領域具有較好的發展前景，但對電池成本和壽命的要求是其規模化應用的主要挑戰。

在負極材料的選擇上，鈉離子電池主要使用碳材料、層狀氧化物和合金材料等；正極材料包含層狀氧化物、普魯士藍（白）類材料、磷酸鹽等材料；電解質方面有有機液體電解質和固體電解質；在工藝方面，鈉離子電池與鋰離子電池類似，可直接借鑑其成熟的生產製造工藝。

圖表26：鈉離子電芯成本分解，2020年

資料來源：《鈉離子電池科學與技術，胡勇勝，2020》，中金公司研究部

圖表27：鈉離子電芯原材料成本分解，2020年

資料來源：《鈉離子電池科學與技術，胡勇勝，2020》，中金公司研究部

與鋰離子電池相比，二者的工作原理和生產工序相似，成本的差異主要體現在原材料的區別：

圖表28：鈉離子電池與鋰離子電池對比

資料來源：《鈉離子電池科學與技術，胡勇勝，2020》，CIAPS，SMM，中國鎳鈷網，Wind，中金公司研究部

雖然鈉離子電池擁有成本優勢，但其產業化方依舊面臨較大的挑戰：

►材料體系尚未完全確定，產業鏈尚未成熟：鈉離子電池處於多種材料體系並行發展狀態，正負極材料體系以及與之相匹配的電解液體系的性能仍待進一步提升，對於核心正負極等活性材料規模化渠道供應依然缺失。

►能量密度較磷酸鐵鋰更低：與鋰離子電池相比，能量密度還較低，單位能量密度下的非活性材料用量佔用的成本會有一定增加，導致整體成本優勢不明顯；

►製造工藝不成熟：鈉離子電池雖然可參照鋰離子電池的設計和生產工藝，但集流體變化帶來的產品設計、極耳製作、化成工藝等與鋰電池仍有一定區別，需進一步完善生產製造工藝；

►BMS需重新開發設計：鈉離子電池的工作電壓上下限與鋰離子電池不同，且擁有較強的過放電忍耐能力，電池管理體系（BMS）需要重新開發設計。

我們預測鈉離子電池目前仍處於產業化初期，並將通過幾個階段實現逐步滲透：

►產業化初期（2022-2025年，滲透率5%以下）：主要投向使用程度較淺且空間要求不高的小型儲能站或小型BEV（A0級或A00級），通過實際應用場景完善工況測試、失效機制和極端條件下的性能邊界測試，並進一步完善產業鏈，推動使用成本的快速下降。

►快速發展期（2025-2028年，滲透率約為10%）：儲能市場逐漸成熟，鈉離子技術日趨成熟並形成一定規模化，電芯成本有望將至0.4元/Wh，其在特定場景中的應用性價比逐步超越鋰離子電池，但對於超長壽命的場景應用滲透率依然較低。

►高速發展期（2028年後）：鈉離子電池技術持續進步，循環壽命進一步提升，其優異的安全性與成本優勢將在更多的場景中得到大規模應用。

風險提示

全球風光裝機不及預期。風電光伏裝機提升將直接刺激儲能需求，若風光裝機不及預期，儲能需求存在不及預期可能。

各國儲能政策推進不及預期。目前全球各國通過補貼提升儲能經濟性、加快電力市場改革以充分發掘儲能對系統的價值並傳導至用户，若各國補貼政策、電力市場改革推進不及預期，市場配置儲能動力或將減弱。