输配电侧：主要用于调峰调频，削峰填谷，增加电网稳定性；用电侧：主要用于削峰填谷电价套利、光伏+储能、通信基站备用电源、数据中心备用电源，以及构建微电网等。
发电侧：
传统发电领域：储能辅助调频。在传统发电领域，储能在发电侧的主要作用为辅助调频，使电源更具可控性。
一般适用于电源灵活性较差的地区，例如山西、内蒙古等火电装机为主的省份，通过配置功率型储能电池，可以增加机组整体的响应性能。
ü弃风弃光问题解决：加强电网基建或配备储能。加强电网基建可以提升其负荷，使其可以承载更高功率的发电。
政策推动安装发电侧储能，相当于将部分电网建设的成本转嫁至电站，以解决消纳问题。
电网侧：以调峰调频等辅助服务维持电网平衡需求为主，另外还有延缓电网投资需求。
用户侧：国内以工商业储能为主，海外包括户用储能和工商业储能
谷冲峰放，价差套利。我国大部分地区采用分时电价体系，将一天按负荷曲线划分为峰、平、谷三个时段，并对应峰、平、谷三种电价。
在分时电价体系下，峰时用电成本高于谷时用电成本。用户安装储能系统后，在谷时充电、峰时放电，实现了峰谷价差套利从而降低用户的用电成本。
削减用电尖峰，降低容量电费。我国对供电部门大工业企业实行两部电价制，即用与容量成比例的固定基本电价和与用电量成比例的变动电价来决定电费。
工业用户可利用储能系统在负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，从而降低整体负荷，减少容量电费。
电力需要实时平衡，而风电光伏具有天然波动性和不可预测性，高渗透率后必然需要更多的灵活性资源。
风电：出力日内波动幅度最高可达80%，出力高峰出现在凌晨前后，从上午开始逐渐回落，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显。
光伏：日内波动幅度100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为0。
我国的电网是世界上电压等级最高、输送容量最大、线路长度最长的电网，电网的稳定性要求极高。
最细微的供需失衡也会导致电网的频率波动，当供给大于需求则导致频率上升，供给小于需求则导致频率下降。
电网的频率只能限定在极小的范围内波动（国网规定不超过±0.2Hz），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。
在传统能源时代，电力灵活性资源并不稀缺，煤电和燃机在发电的同时，也承担着灵活性资源的角色。
对灵活性资源提出了更多数量、更高质量的要求，依靠传统资源已然难以为继，灵活性资源的价值必然需要单独体现。
电网侧提供灵活性资源及尖峰负荷补充
电力辅助服务市场正日趋完善，主要向维持电网的稳定所必须的包括电压稳定、频率稳定以及事故备用等服务提供相应的对价。
电化学储能是优质的灵活性资源，可以实时调节电力的供需“天平”保证电网稳定。电化学储能还可减少或延缓电网投资，因此将其纳入输配电成本，由电网公司建设也仍然是潜在的商业模式。
储能应用场景众多，大致可分为四大作用：
减小峰谷差，提高电力系统效率和设备利用率，这种场景下大部分需要容量型储能技术，对应容量型储能电池。（容量）
增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量，需要UPS备用型的储能技术，对应备用型储能电池。
复合型应用，尤其是电网侧应用，参与调峰调频和紧急备用，需要复合型或者是能量型的储能技术，对应能量型储能电池。
表前与表后：按照安装位置的不同，可将储能电站分为表后与表前市场，由于户用、工商业储能一般放在电表后，一般称为表后市场，地面电站或输电线路中间的储能在电表前，称为表前市场。
发电侧商业模式：发电侧减少弃电+电力辅助服务
减少弃电：在出力大于负荷时，用发电机组给储能充电，减少弃电。调峰策略：负荷高峰放电，负荷低谷充电。
电网侧商业模式：电力辅助服务收益+纳入电网成本
电化学储能是优质的灵活性资源，可以实时调节电力的供需“天平”保证电网稳定。
电化学储能还可减少或延缓电网投资，因此将其纳入输配电成本，由电网公司建设也仍然是潜在的商业模式。
在调峰服务方面，度电收益最高、最低的省份分别为东北三省（1元/kWh）、山东（0.15元/kWh）。
在调频服务方面，度电收益最高、最低的省份分别为广东（0.9元/kWh）、江苏（0.07元/kWh）。
用户侧商业模式：工商业减少容量电费+峰谷价差套利（国内）
我国对工商业用电实行分时电价政策。将一天分为谷段、平段、峰段，不同时段按照不同价格收取电费。
北京普通工商业用电（1kV以内）峰谷价差、峰平价差分别为：1.0254元/kWh、0.5257元/kWh。u通过配置储能在低谷电价充电，在高峰电价时放电，减少购买电网的高价电量。
我国对于大容量工商业用电实行两部制电价，即电费成本分为容量电费和电量电费两部分。
储能市场空间及增长速度
政策：2021年3月，十四五规划提出，要提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。
2021年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。
国务院于2021年10月26日印发《2030年前碳达峰行动方案》指出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上（30GW，但是22年文件又没提了，机构解读为目标定低了）。
近日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。
抽水蓄能长期增长空间大。截至2021年底，我国已投产抽蓄装机规模36GW，同比增长13.2%。
根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，规划2025年/2030装机将达到62GW/120GW，据此推算，未来十年CAGR为14.2%。
全球储能装机情况：
截至2020年底，全球储能累计装机191.1GW，同比增长3.4%，其中抽水储能累计规模最大，达172.5GW，同比增长0.9%；电化学储能其次，累计规模达14.2GW，同比增长49%。
在电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW，占比92%。电化学储能发展迅速，总装机容量占比从2016年的1%提升至2020年的7%。
国内储能装机情况：截至2020年底，国内储能累计装机35.6GW，同比增长9.8%，其中抽水储能累计规模最大，达31.8GW，同比增长4.9%；
电化学储能其次，累计规模达3.3GW，同比增长91.2%；电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2.9GW，占比89%。国内电化学储能发展迅速，总装机容量占比从2016年的1%提升至2019年的9%。n
国内近两年电化学储能新增量均为全球第一：国内电化学储能发展迅速，2017年新增电化学储能占全球新增比9%，排名第五，2019/2020年占比升至21%/33%，全球排名均为第一。
海外：2021年海外需求在30gwh左右（加上离网，比如户用侧的便携式储能），不含离网在25GWh左右。
其中美国占比最高，2020年约3.4GWh，2021年约15GWh左右，主要是德州和加州在电网侧的大规模应用，贡献最主要增量。
长江预测：全球光伏、风电装机持续增长，预计2025年分别达到450、140GW，复合增速分别达到30%、18%；
储能目前渗透率低，所以复合增速应该是远高于光伏和风电
2015-2020年全球锂电储能新增装机年复合增长率46.24%，2020年全球累计装机功率16.9GW、对应装机容量33.4GWh，平均小时数2小时，其中中美两国装机对应全球装机占比31.7%。
除中美外，全球其他地区2015-2020年锂电储能新增装机复合增长率34.35%，2020年累计装机功率11.3GW，对应装机容量22.8GWh，平均小时数2小时，占全球装机容量68%。
电网侧：主要为调频市场；用户侧：工商业目前在起量，核心是沿海城市，主要是基于峰谷电价差拉大。户用侧目前尚未有明显变化。
工商业体现为沿海工商业企业基于盈利能力考虑，是在能耗管控加强及工商业峰谷价差拉大的背景下爆发。
中国储能市场空间：预计25年达103.46GWh
综合来看，我们预计2022-2025年储能新增装机量（除5G应用外）分别为13.05、29.11、47.92、103.46GWh。新增装机量的21-25年CAGR约104.5%。
新增装机量中，以政策推动的发电侧占比最大。2022-2025年分别占总量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。其次为发电侧（22-25年分别占9.6%、7.6%、7.2%、3.7%）以及工商业（21-25年分别占2.5%、3.4%、3.2%、2.6%）
美国储能发展情况：
2020年是美国电池储能发展的拐点，即便上半年受疫情影响，全年装机依旧达到489MW，同增199%；2021年已计划的装机就达到4.3GW，同增776%。
Q4单季度的表前装机容量为1.818GWh，是Q3的三倍以上。推动美国表前储能市场增长的主要因素是加州的两个大型四小时系统项目的落地。
2020年加州表前、户用、工商业储能的装机量均为全美第一。2020年加州表前储能装机量达2.37GWh，占2020年全美储能装机量（3.42GWh）的69.3%。
加州储能是美国2020全年储能增长的关键
供电弹性（Resilience）和节省开支（FinancialSavings）是美国家庭用户对储能感兴趣的两个最主要的原因。
美国电网稳定性不如中国，尤其近年来美国发生了多起停电事故，而储能恰恰可以作为紧急电能备用来应对电网事故。
因此，美国住宅消费者对购买储能实现能源自给自足的渴望日益高涨，这成为一股惊人的推动电表后端储能部署的力量。
u2021Q1单季度装机量达0.91GWh，同比增长316.8%，环比下降57.8%。u2021Q1单季度的表前装机容量为0.581GWh，同比增长1456%。推动美国表前储能市场增长的主要因素是加州的大型四小时系统项目的落地。
2021Q1的家庭储能装机0.264GWh，环比增长28％，家庭储能已连续九个季度保持增长。
德国储能发展情况：
德国表后储能市场2015-2020年新增装机年复合增长率56.95%，2020年累计装机功率1.3GW，对应装机容量2.4GWh，占全球累计装机7.3%，已成为全球第一大表后储能市场。
其中将最靠前的德国和澳洲再次细分为表前储能市场和表后储能市场对比可以发现，2015-2020年德国表后储能市场年复合增长率达到56.95%，其中锂电池储能新增装机占比自2017年已超过95%。
政策：德国电力市场至今仍未赋予表前储能独立的市场主体地位，导致在立项批复、充放成本、税费厘定方面存在诸多障碍；
2013-2018年，德国政府已经直接为户用储能提供高达30%直接贷款补贴，同时由于表后储能的使用场景以搭配户用光伏为主，德国持续对户用光伏的鼓励政策变也相拉动了户用储能装机。
表后储能主要应用场景为自发自用（由于居民电价没有峰谷区别，因此不存在时移套利场景），目前LCOE已具备经济性，同时可对冲德国居民电价的连年上涨。
未来空间：随着2021年第一批户用光伏FIT到期，户用光伏配储提高自发自用率将成为刚需，同时随着电动车渗透率的提高，更多的晚间家庭用电场景或将拉动表后储能装机。
假设未来5年每户平均装机10kWh，2021年增长率50%，之后每年递减5%，到2025年新增装机达到19.4GWh，新增装机数194万户，假设2021-2025年系统单价每年下降10%，对应市场容量185亿欧元。
储能的技术路线：
从储能装机的存量上看，抽水蓄能占据主流，存量达到170GW左右，电化学储能存量8.2GW，为第二大体量的技术路线；
不过从增量上看，2019年电化学储能新增装机占比达到接近80%，发展趋势向好；
在电化学储能中，锂电池占据优势，一方面是锂电池性能最好（倍率变化时容量稳定，铅酸不稳定）；
另一方面是在动力电池快速产业化的背景下，锂电池成本快速下降、循环寿命提升，进而在经济性上也逐步具备优势。
对比不同技术路线的储能，抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、液流电池、铅炭电池均存在明显且难以解决的短板；
即便是电化学储能，路线不确定也较大。比如钠离子电池，固态锂电池，磷酸铁锂，锂-空气电池，封装形式：圆柱，方形，软包
户用储能：
储能市场增长的核心驱动逻辑在于“可行的商业模式+可观的投资回报率”，对于户用储能而言，多数情况下所赚取的是“自用电价”与“补贴电价”的价差；因而从全球来看，
户用储能发展较好的地区往往是家庭电价较高的地区，例如德国、日本、意大利、英国等；伴随光伏补贴政策的退出，“自用电价”与“补贴电价”价差拉大，进而会催生户用储能需求的持续增长。
欧洲可再生能源发展好，但储能发展平平
储能调节速率和调节质量强于传统机组，在调峰应用中有巨大优势。并且在安装条件、功能种类、环保程度等方面都优于传统机组。
调频：电网负载随机变化，当负载大于发电机组出力时，造成发电机组转速下降，从而电网频率下降，此时需要增大发电机组出力以维持电网频率稳定。反之亦然。
不同调频资源对比：储能爬坡能力、跟踪能力都强于传统机组，在调峰调频应用中有巨大优势。
压缩空气储能：
新型储能技术路线：压缩空气储能值得期待
20世纪70年代后期，全球第一座压缩空气储能电站在德国建成，美国、日本等国家在此领域的发展速度也在不断加快。
现阶段，全球商业化运行的压缩空气储能电站共有两座，分别位于德国、美国。我国压缩空气储能技术研究起步较晚。
2005年才开始发展，但进步迅速，2016年建立示范工程项目，技术已进入全球先进水平。
2021年9月23日，山东肥城压缩空气储能调峰电站项目正式实现并网发电，这标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态。
2021年以来，全国有多个已签约待建项目，项目密度较往年有所提升。
新型压缩空气储能攻克传统储能瓶颈，具规模化应用潜能。压缩空气储能分为传统与新型两大技术路线。
传统压缩空气储能系统（CAES）是基于燃气轮机技术开发的一种储能系统。在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来。
在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧，然后驱动透平发电。
但传统压缩空气储能技术依赖储气洞穴与化石燃料，系统效率低下，存储与转换过程会带来新污染。
新型压缩空气储能则拥有三大技术进步，提高了压缩空气储能广泛适用度：
绝热压缩空气储能：蓄热回热技术回收再利用气体压缩过程所产生的压缩热，在压缩空气发电时不需再燃烧化石燃料，即非补燃式的压缩空气储能技术。
我国江苏金坛非补燃式压缩空气储能电站为世界首个非补燃压缩空气储能电站。液态空气储能：采用压缩空气液化储存或高压气态储能于储气装置中，摆脱对储气洞穴的依赖。
2021年10月，我国首套10兆瓦先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电，该套系统可在夜间电网负荷低谷时通过压缩机将空气压缩并存入集气装置存储。白天用电高峰时将高压空气释放驱动膨胀机带动发电机发电。
超临界压缩空气储能：通过压缩、膨胀、超临界蓄热及换热，系统集成优化，整体提高系统效率，同时解决传统压缩空气储能所有技术瓶颈。
先进压缩储能技术优势多，为极具发展潜力的长时大规模储能技术。对比各类新型储能技术，先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染。
储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术。
广泛应用于电力系统调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等，在提高电力系统效率、安全性和经济性等方面具有广阔发展空间和强劲竞争力。
抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能3种储能技术全生命周期度电成本。在考虑0.288元/kW·h充电电价、不考虑充电电价（利用弃风弃光充电）。
不考虑充电电价且折现率为零三种情形下，物理储能成本均低于磷酸铁锂电池，压缩空气储能在后两种情形下成本最低。
储能大规模应用大势所趋，技术成熟前提下，对经济性敏感度或将使压缩空气储能成为继电化学储能后第二波新型储能商业化与规模化应用浪潮的主角。
政策是核心推动力。
相比之下，用电侧和电网侧仅存在示范性项目政策，推动力明显弱于发电侧。预计发电侧储能市场将先于电网侧和用电侧市场启动。
2021年7月21日，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确目标至2025年，国内新型储能（除抽水蓄能外的储能系统）装机总规模达30GW以上（2022年2月22日新的指导文件已经把30GW删掉了）。
《意见》对发电侧、电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是“大力推进电源侧储能项目建设”“积极推动电网侧储能合理化布局”“积极支持用户侧储能多元化发展”，从表述看，未来政策对三种储能的支持力度会是发电侧>电网侧>用户侧。
2021年7月15日，国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中首次明确了储能作为碳达峰、碳中和的关键支撑技术。
明确了储能的发展目标与重点任务，2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近2021年装机规模的10倍，极大提振行业信心，为储能长期发展奠定了基础。
从地方性政策看，发电侧储能推行力度远高于电网/用电侧储能
用电侧/电网侧储能地方政策：示范性项目+经济性探索。地方性电网侧和用电侧的激励措施还处于发展初期，多以推行示范项目，探索经济性手段（如提升峰谷价差、设置容量电价）为主。
未来国内发电侧储能市场的商业模式
由于当下储能系统对发电侧的经济性贡献为负，经济性仍是首要问题；政策明确在安装并网前，需对发电侧储能的系统价值和技术水平进行评估验收，将为储能系统划定性能红线。
因此我们认为，未来国内发电侧市场中，在性能满足标准的前提下，成本会是下游客户首要的考虑因素。预计发电侧储能兴起将推动低成本+产品性能达标的电池和PCS企业获得更高市场份额。
电化学纯能-锂电池
由于当下储能系统对发电侧的经济性贡献为负，预计终端业主在选择储能产品时，价格为首要考虑因素。
性能方面，前期由于发电侧储能尚不具备经济性，而部分地区政策要求强制配储能，业主为尽量减少储能对光伏电站经济性的负面影响，倾向于选择价格更低，但性能较差、安全隐患较高的储能产品。
为解决对应问题，前期国家下发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，明确在安装并网前，需对储能的系统价值和技术水平进行评估验收。
预计该政策将为发电侧储能划定性能红线，下游安装需满足一定的性能及安全性要求。
自2021年初至2021年11月，有20个省市区提出了“风光储一体化”，各省区的储能配置比例基本都在5％~20％之间，一般要求储能时长为2小时。
各类电池储能成本可望下降50%～60%，全球新增储能中大部分均为电化学储能。近年来全球电化学储能新增占比迅速上升，从2017年的17.2%，迅速攀升至2019年的80.2%。
我国储能EPC最低价已下探至1.06元/kWh
中国电化学储能：
装机功率：根据CNESA统计，截至2020年底，中国电化学储能累计装机规模为3269.2MW，同比增长91.2%。2020年中国新增投运1559.6MW，同比增长245%，占全球新增市场的33%
电网侧电化学储能装机预判：
电网侧储能目前多用于电网调频
储能调频的目的在于稳定电网、提高电能质量，多位于火电厂旁，以满足火电厂的储能调频需求。在中国目前的发电方式中，火电因其输出稳定占主导地位且，占据了大量的电网资源。
因此，其频率波动会给电网带来巨大压力，频率不稳定可能导致损坏用电设备及电网设施。我国交流电频率为50Hz，为保证电网的稳定，要求频率的上下波动在0.2Hz以内。
用电负荷低于发电功率之时，频率会上升，此时储能进行充电消纳电力使得频率回落；反之亦然。
目前，国内最常见的储能调频设施为9MW，4.5MWh调频电站，布置在火电厂附近可以为2台常见的300MW机组或1台600MW机组提供调频服务。
电网侧应用电化学储能调峰经济性劣于抽水蓄能。电化学储能可以应用于电网调峰，与发电侧配储参与调峰服务逻辑相同，其调峰响应速度等部分性能指标虽然优于抽水蓄能。
但是其调峰容量远低于抽水蓄能，难以满足电网侧调峰需求，因此建设储能电站专门用于电网侧储能调峰经济性较弱。
从度电成本的角度，电化学储能的度电成本远高于抽水蓄能，且电化学储能的规模与抽水蓄能相比过小。
抽水蓄能度电成本约0.21-0.25元，磷酸铁锂电池度电成本约0.62-0.82元，即抽水蓄能的3-4倍。低成本使得抽水蓄能成为当前的主要储能方式。
电化学储能虽度电成本高、规模小，但短时调峰作用不容忽视。虽然有以上两方面缺陷，且充电时长仅2小时。
但可以用于短时应急调峰、或因地理位置等原因无法布置抽水蓄能电站且电力短缺的地区，未来依旧具备一定发展潜力。
至2025年，电网侧储能装机增长主要由储能调频装机带来，未来4年储能调频装机量分别达到0.80、1.54、2.15、2.28GWh。
随电网对于频率稳定的要求不断提高且电化学储能调频的性能优势不断凸显，更高的性能指标（K值）带来的更高中标率有望大幅推动调频辅助市场下的电化学储能需求。
渗透率预2022-2025年分别为15%、30%、50%、70%，伴随火电装机的缓慢增长，储能调频累计装机量在未来两年分别达到2.91、6.00GW，配储时长为0.5h。
至2025年，电网侧调峰装机新增分别为0.87、1.08、1.31、1.55GWh。电网侧备用电源、应急电源等应用对于电网侧调峰装机的需求逐渐增加。
预计2022-2025年的储能调峰渗透率分别为0.025%、0.03%、0.035%、0.04%。2022-2025年，电网侧总计新增装机1.67、2.63、3.46、3.82GWh，2021-25年CAGR45.8%
新增装机量中，以政策推动的发电侧占比最大。2022-2025年分别占总量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。
其次为发电侧（22-25年分别占9.6%、7.6%、7.2%、3.7%）以及工商业（21-25年分别占2.5%、3.4%、3.2%、2.6%
电化学储能产业链：
锂电储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成；一般由集成企业采购各零部件进行系统组装。
从集中度看，各环节的集中度分别为电池组>PCS>集成商，表明储能电池的行业壁垒最高，PCS次之，集成企业的壁垒最低。
国内储能格局：市场萌芽期，竞争格局轮廓初现
锂电储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及其他电气设备构成，其中电池组的成本占比近60%，PCS占10-20%，其他成本约占20-30%。
储能变流器成本占比低而重要性高，因此更能获取高溢价，且单位价值量、单位利润均远高于光伏逆变器，因此对环节弹性最高。
电池环节与动力电池企业基本重合，整体格局初现，龙头较为突出，但需注意储能电池的技术需求及产线长期将与动力电池分开。系统集成及BMS环节相对更为混沌，但长期将出现分化。
核心部件IGBT依赖进口
储能变流器是得什么者得天下，价格？会不会赢家通吃？国外毛利率远高于国内，国内价格战？储能系统毛利率偏低