储能是指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。储能技术应用场景范围广泛，包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、轨道交通、人工/机器智能、工业应用、军事应用、航空航天等，潜在需求巨大。
根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，最重要的包含锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能最重要的包含抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。具体如下图所示：
储能产业链上游最重要的包含电池原材料以及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统和储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及最终用户等，具体如下图所示：
完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器能控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。
电池组成本是电化学储能系统的主要成本，是未来产业链技术迭代和降成本的主要环节。一套完整的电化学储能系统中，电池组成本占比最高达67%，其次为储能逆变器10%，电池管理系统和能量管理系统分别占比9%和2%。
2023年7月3日，国内电池级碳酸锂价格30.25万元/吨，较2022年11月高点价格下降46.93%。从终端看，储能系统价格下降明显。2023年6月份储能系统（2h磷酸铁锂，不含用户侧）中标均价1.082元/Wh，同比下降24%，环比下降12%，较1月份的价格下降了25%。
根据BNEF，2020年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为235-446美元/千瓦时。2021年安装好一个2小时电站级储能系统成本下降至1.3元/瓦时，2025年将下降至0.9元/瓦时。成本范围之大也凸显了影响储能项目成本的因素之多，包括储能时长、项目规模、电池材料体系以及项目部署国家等。BNEF预计2030年成本下降至167美元/千瓦时，根本原因是电池组成本的下降。
截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，年增长率达15%。继2021年全球累计装机规模突破200GW后，2022年继续保持快速地增长的态势。
图表7：截至2022年底全球已投运电力储能项目累计装机规模及增长率（GW，%）
其中：抽水蓄能累计装机规模占比为79.3%，首次低于80%，同比下降6.8个百分点；电化学储能装机占比持续提升，2022年占比达到18.7%，较2021年增长7个百分点。
图表8：2017-2022年全球抽水储能及电化学储能装机规模占比变化趋势（%）
新型储能的累计装机规模紧随其后，为45.78GW，年增长率80%；其中，锂离子电池占据绝对主导地位，年增长率超过85%，其在新型储能中的累计装机占比与2021年同期相比上升3.5个百分点，市场占有率超过90%。
2022年以来，全球能源供需格局进入调整阶段，慢慢的变多的国家将储能列为加速其清洁能源转型的必选项。2022年，全球新增投运电力储能项目装机规模30.7GW，同比增长98%，其中新型储能投运规模达到20.4GW。
2021年，中国、美国、欧洲新型储能装机合计占比约80％，2022年中国、美国、欧洲新型储能装机合计占比约86％，集中度提升6个百分点，继续引领全球储能市场发展。
国际能源署预计：未来5年全球储能装机容量将增长56%，到2026年达到270GW以上。预计到2030年全球可再次生产的能源发电量将增长13倍，其中太阳能和风能增长10倍。在可再次生产的能源发电占主导地位的情况下，储能技术将在其中发挥至关重要的作用。
未来，在电池技术和新能源技术的共同进步下，储能将在未来电力结构中扮演很重要的角色，负责电网灵活性调整，彭博新能源中性预测：到2050年，全球储能累计装机或将达到1676GW/5827GWh，未来三十年间全球投资额预计达6620亿美元。
新型储能，指的是抽水蓄能之外的其他储能技术，包括重力、锂电池、钠电池、液流电池、压缩空气等。新型储能是构建新型电力系统的关键环节，可发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、保障电网运行安全等及其重要的作用，具有多元、多时间尺度的应用场景。
2016-2020年，全球新型储能项目装机新增规模由0.7GW增长至4.7GW,年均复合增速高达46.54%。2021年，全球新型储能的新增投运顶级规模，并且首次突破10GW，达到10.2GW，是2020年新增投运规模的2.2倍，同比增长117%。2022年，全球新型储能新增投运规模首次突破20GW，达到20.4GW，是2021年同期的2倍。
图表9：2016-2022年全球新型储能项目装机新增规模及增长率（GW，%）
2022年，全球锂电新增投运装机规模首次突破7GW，市场已出现为储能开发的单体容量达560Ah的专用大容量电芯。此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等别的技术路线的项目，在规模上也有所突破，应用模式逐渐增多。
分区域来看：2022年全球新型储能新增投运装机主要来自于三个市场中国、欧洲和美国三个区域，三者合计占全球市场的86%，比2021年同期增长6个百分点。其中：中国市场占比36%，主要以表前储能为主，当前需求主要来自于国内新能源配储的强制政策约束；美国市场占比24%，同样以表前储能为主，需求主要来自于当地老旧电网的建设刚需；欧洲市场占比26%，欧洲则以用户侧储能为主，主要需求来源于解决家庭用电问题。
BNEF预计未来五年，美国储能系统新增装机规模复合增速将达118.3%，中国速度更快，增幅为174.3%，欧洲则为76.3%。
截至2022年底，全球新型储能累计装机规模达45.7GW，年增长率80%。其中，锂离子电池以97%的比重保持绝对主导地位，年增长率超过85%，其在新型储能中的累计装机占比同比上升3.5%。
依据美国国家可再次生产的能源实验室发布的研究报告：到2030年，作为新型储能最主要成本的电池储能系统，成本将持续和快速地大幅度降低，直到2050年下降速度才有机会放缓，由此将引发新型储能的加速发展。
2022年，中国新增投运电力储能项目达16.5GW。其中，新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。从区域分布看，中国是2022年全球新型储能项目新增占比最大的市场，占比高达36%，这也是中国首次超越美国成为了全球第一。
从2022年国内新增储能装机技术占比来看：锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术也已进入工程化示范阶段。
截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，抽水蓄能累计装机占比首次低于80%，新型储能继续快速地发展。
截至2022年底，中国新型储能累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，同比增长128%；新型储能累计装机占所有储能累计装机比例达21.9%，同比2021年提升9.4个百分点。
图表12：2018-2022年中国新型储能累计装机规模及增速（GW，%）
截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线年底全国新型储能技术类别及占比
截至2023年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模70.2GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长44%。抽水蓄能累计装机占比继2022年首次低于80%之后，再次下降近10个百分点，首次低于70%。
2023年上半年，中国新型储能继续高速发展，新增投运规模8.0GW/16.7GWh，超过2022年新增规模水平（7.3GW/15.9GWh）。新增投运项目大多分布在在6月份，单月投运规模达到3.95GW/8.31GWh，占上半年新增投运总规模的50%。下半年将继续保持迅速增加态势，预计2023年全年新增装机15-20GW。
西北地区是我国储能项目部署的重要地区，将拉动新型储能规模快速增长。截至2023年6月底，陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆西北五省区已投运新型储能项目累计装机5.00GW/11.25GWh，近7成装机来自宁夏和新疆，二者的累计规模均超GW。五省区近5年复合增长率（2017-2022年）达109%。仅2023年上半年，五省区新增投运装机就达到1.82GW/4.705GWh。
储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再次生产的能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能大多数都用在电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。
（1）从新增装机来看：2022年，各应用场景新增装机占比基本保持不变，电源侧占比最高，为49.24%；其次是电网侧，占比43.13%；用户侧占比最小，为7.63%。（2）从累计装机来看：截至2022年底，国内已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧，占比达48.4%；其次为电网侧，占比达38.72%；用户侧，占比12.88%。
（3）从具体场景看：1）电源侧：新能源配储为主要应用场景，占比超过80%，其他场景占比不到20%；2）电网侧：独立储能应用占比近90%，变电站和其他应用场景约占10%；3）用户侧：工商业储能应用约占42%，其他场景约占一半的比重。
2022年，国内储能市场招标总容量超44GWh，其中：完成招投标的独立储能项目共计20.93GWh，占比48%；集采项目15.13GWh，占比34%。2022年，中国新能源配储和集采项目招标合计占比高达82%。
2022年，内蒙古、新疆、甘肃是可再次生产的能源配储的主要实施地区；宁夏、山东、湖南、湖北得益于储能示范项目的推动则以独立储能为主，可再次生产的能源配储需求主要通过租赁储能容量进行满足。
2022年，国内新能源配储利用率低，利用系数仅为6.1%，低于电化学储能项目平均等效系数12.2%，强制配储仍为推动装机增长的重要的因素。此外，由于2022年锂电池成本居高不下，以及储能商业模式的不明朗，各省新能源强制配储政策仍为2022年装机主要驱动力。从各省要求上看，国内主要省份强制配储要求为新能源装机规模的10-20%，连续充放电时长2-4h。
2020年，储能锂电池出货量达到16.2GWh，同比增长70.53%。2021年，国内储能电池出货量48GWh，同比增长196%；其中电力储能电池出货量29GWh，同比2020年的6.6GWh增长4.39倍。强劲增长的背后主要受益于当年海外储能电站装机规模暴涨以及国内风光强配储能的管理政策。
2022年，储能锂电池出货量延续了上一年强劲增长的势头，全年出货量达到130GWh，同比增长170.8%。预计至2025年，中国储能锂电池出货量将达到58GWh，市场规模超过550亿元。其中，作为主要应用领域的电力储能锂电池“十四五”累计出货量将超过60GWh。
图表17：2019-2025年中国储能锂电池出货量预测及增长趋势（GWh，%）
从储能锂电池应用的细致划分领域来看：2022年，国内电力储能电池出货量为92GWh，占比高达71%，是最主要的应用领域；户用储能电池出货量为25GWh，约占1/5的市场占有率；通信储能电池出货量为9GWh，便携式储能电池出货量为4GWh，两者合计占10%的市场份额。
从细分领域增长情况去看：2022年，电力储能、户用储能、便携式储能电池出货量攀升。其中户用储能出货量增长最快，增速超3.5倍，电力储能、便携式储能增速均超2倍。而通信储能电池出货量仅有9GWh，同比一下子就下降25%。
