一、需求高景气叠加应用场景多元，储能技术路线竞相发展

　　(一)储能技术路线百花齐放，技术各有千秋

　　储能的技术路线多元，按照能量储存方式不同，可分为电化学储能、机械储能、化学储能、电磁储能、热储能五类。电化学储能主要包括锂电池、钠电池、液流电池、铅蓄电池等;机械储能包括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等;化学储能包括氢储能、合成氨储能等;电磁储能包括超级电容器储能、超导储能等;热储能包括储热、储冷等。

　　为满足应用需求，安全性高、循环寿命长、成本低、能量密度高、功率密度大、储能效率高以及环境友好为储能技术最终发展方向，目前来看，各技术各具优势，百花齐放，各种储能技术仍存在较大的发展前景和空间。从储能技术的参数对比来看，技术路线各有千秋。能量密度来看，锂离子电池与钠离子电池具有较大优势，分别为90-330kWh/kg与130-150kWh/kg，即单位质量的电池可存储能量更高。

　　从使用寿命来看，抽水蓄能、压缩空气储能、超级电容、超导储能、热熔融盐等相较于其他储能方式处于领先地位。寿命可达30年以上，更长的使用寿命和循环次数有效降低其使用寿命内单次循环成本。

　　从初始投资和度电成本来看，锂离子电池和钠离子电池的初始投资成本以及单位能量成本具有较高优势。全钒液流电池的初始投资和度电成本均处于中等水平，抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能度电成本较有优势，但前期的初始投资较高，需运行较长时间方可回收成本，超级电容储能目前单位能量成本依然较高，难以达到大规模应用的水平。

　　目前，锂离子电池已经能够进行大规模商业化应用，其成本受上游锂钴镍等原材料价格波动影响，然而未来随着上游原材料的进程化，规模化应用，以及锂离子电池储能效能提升，预计其成本有望回归到可接受范围。

　　(二)电力系统多元应用场景，厚植储能多技术路线发展沃土

　　电源侧削峰填谷是基础，电网侧调峰调频是核心，用电侧套利是优势。储能在电源侧、电网侧及用户侧等不同用电环节均发挥重要作用。储能技术可根据电力系统的需求进行应用，各环节都发挥着重要的作用。

　　在电源侧，储能技术为减弱对电网冲击，可针对风光或传统火电电站，为电力系统提供容量支撑和削峰填谷，获取发电收入和调峰补贴，主要包括火储、光储、风储和储能常规机组等，风光资源开发企业多承担配套建设。电网侧为提升电网应对新能源发电冲击的调节能力，南网、国网等依托输配电资产企业具有垄断优势。

　　在电网侧，储能技术可以为电网公司提供调峰和调频服务。新能源电站直接并网运行所带来的电能不确定性和波动性会对电网造成极大的冲击，电能的供给与需求也存在不同步的情况，接入储能系统后可为电网提供辅助功能，稳定系统频率。电网侧主要包括独立储能、变电站、汇集站、移动电源车等。电网侧以独立储能为主，南网、国网等依托输配电资产企业具有天然垄断优势。

　　用户侧利用高峰和低谷的电价差获取经济效益，零碳产业园带来新的发展机遇。在用户侧，储能主要面向工商业或社区，提供应急/不间断电源，或提高光伏自发电用电量，改善供电质量，实现经济效益。

　　主要场景包括工商业、产业园、EV充电站、港口岸电、其他海岛/校园/社区等。储能装置在用电低谷时充电，在用电高峰时放电，利用高峰和低谷的电价差，节省用电费用，从中可获取经济效益，因此户用储能主要集中在高电价及高电价差的国家或地区。国内用户侧以工商业储能(占比65.55%)为主，产业园储能、EV充电站的占比也在逐渐提升，在新增装机中占比21.59%、2.55%。

　　随着“双碳”目标进程，产业园的建设逐步从低碳转向零碳园区，节能降碳压力增高，园区需要通过增加新能源发电装机比例或者直接购买绿电等方式满足需求。但新能源发电的大量接入会冲击园区用电的稳定性，因此通常需要增加储能设备来维持用电稳定性。

　　此外，园区企业用电量较大，峰谷价差不断扩大的趋势下，企业可通过加装储能充放电来降低整体用电成本，成为促进园区内企业装机的动力。鄂尔多斯市零碳产业园，园区构建了“风光储氢”绿色能源供应体系，80%的能源直接来自于风电、光伏和储能，另外20%的能源通过电网回购绿电，实现100%的零碳能源供给。
　　在电源、电网和用户侧的场景下，对储能产生削峰填谷、参与调频、平抑波动、提高传输能力、改善电能质量、提升运行稳定性、备用容量等多种应用需求。不同应用需求对要求的储能类型(容量型、能量型、功率型)、响应时间、性能要求和放电时长要求也不尽相同。单一技术难以满足所有要求，厚植多种技术路线发展的沃土。

　　结合各个技术路线的性能参数，从供电可靠性、电网稳定性、削峰填谷需求和调频辅助需求等角度，对锂离子电池、压缩空气、液流电池和超级电容等技术进行比较。锂离子电池在供电可靠性、电网稳定性以及削峰填谷方面都具有较好的表现，在调频方面使用受限，这是由于频繁充放电会导致锂电池系统使用寿命过短并且易发生安全事故，而液流电池储能系统在实现长时储能调峰应用的同时可利用液流电池短时过载的能力实现短时的一次调频功能，因此在调频辅助方面与压缩空气表现最佳。超级电容和铅蓄电池在供电可靠性、电网稳定性、削峰填谷方面表现也较为亮眼，然而超级电容受限于成本较高，铅蓄电池则受限于使用寿命较短，且存在一定的环保污染。

　　二、装机规模方面，抽水蓄能强势延续，锂电池高歌猛进，压缩空气等新型技术蓄势待发

　　(一)全球储能装机规模持续增长，锂电池等电化学储能规模突破

　　抽水蓄能以长寿命、运行成本低以及安全性方面的优势，前期取得了较大规模的应用。伴随着新能源配储等大型储能电站的应用，锂电池储能的规模随之获得了较快的增长。目前，除了抽水储能外，还没有一种储能技术能同时满足能量密度高、储能效率高、寿命长、功率密度大、环境友好以及成本低等大规模应用的条件，因此抽水蓄能仍占有举足轻重的地位。

　　据CNESA统计，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模为237.2GW，同比增长15%。其中，抽水蓄能累计装机规模占比79.3%，首次低于80%，与去年同期相比下降6.8%。锂离子电池等新型储能累积装机规模达45.7GW，占比19.3%，同比增长80%。锂电池累积装机规模仅次于抽水蓄能，占比为18.2%，年增长率超过85%，在新型储能中占据主导地位。
　　截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，占全球市场总规模的25%。其中，抽水蓄能装机量为46.1GW，累计装机占比同样首次低于80%，与去年同期相比下降8.3%。新型储能累积装机规模达13.1GW/27.1GWh，累计装机规模首次突破10GW。锂电池累积装机规模仅次于抽水蓄能，占比为20.59%，在新型储能中占据主导地位。而锂电池受益于性能优势，在大型储能电站及工商业储能系统中应用广泛，装机规模随之高速增长。

　　2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模16.5GW，首次突破15GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh。新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%。此外，铅蓄电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮、钠离子电池等其它技术，在装机规模上有所突破，应用场景和应用模式逐渐增多。

　　(二)各技术路线分处不同应用阶段，抽水蓄能及锂电池已大规模应用

　　从集成示范及应用规模来看，可将各技术路线分为研发小试、示范应用、商业推广和大规模应用等阶段，其中抽水蓄能和锂电池已经处于大规模应用阶段，铅蓄电池、液流电池、钠硫电池等也处于商业应用阶段，而超级电容器、超导储能等目前还处于研究和示范阶段，距离大规模应用仍有一定距离。