目前储能行业仍处在相对早期的发展阶段。在上游的技术研发和材料替代性上，我们能看到大部分公司仍在继续加强研发性投入。目前储能行业仍处在相对早期的发展阶段。在上游的技术研发和材料替代性上，我们能看到大部分公司仍在继续加强研发性投入。在中游的产品应用和系统集成层面，产学研的紧密性也要远远高于其他行业。当然最终需要回归至需求终端侧，我们认为以国央企为主体的电力市场改革，和以及垂直产业民营企业(房地产、通信、互联网、制造业等)为主体的碳中和迭代，分别代表了政策驱动，市场落实的两大核心方向。

　　新旧电力系统转型升级下，能源的可控化和可储化成为发展的核心。传统发电主要依靠燃煤(小部分有燃气等)。现阶段由于全球气候危机和环境危机影响，双碳和能源转型正火热发展中，以风光发电为主流的新型发电方式开始逐渐替代传统发电。

　　然而传统发电主要为人工填料燃煤，可根据数据分析、节假日及不同季节负荷的特征、天气预报等对未来几日用电情况进行较为准确的预测，同步匹配用电系统，并在运行过程中滚动调节运行。但同样发电厂仅可实现发电不能储电，仍需要调节电力供应以匹配需求端的电力变化，维持电力的供需平衡。相较传统模式，新型电力系统虽有环保、能源储量大等优点，但由于来源主要为太阳能、风能等自然能源，受地理位置、天气环境等影响，有资源波动不稳定等天然缺陷，较难24小时控制以实现供需平衡。

　　风电和光电的出力时间以及载量无法与用电时间及负荷形成匹配，风光电的不可控以及短周期波动不稳定性不仅会产生弃电弃光，同时也会对电网稳定和安全造成威胁。目前，从可商业化的角度来看，从网络系统技术出发的“虚拟电厂”+从电能转化出发的“储能系统”是解决风光弃电的能源结构问题。

　　新型发电形式在电力市场装机量中占比不断增加，2022年我国风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提高2个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。同时电力基础设备的老旧化已无法适应新型电力系统更综合且庞大的电力结构。在风光发电模式的逐渐成熟化下，为提升整体电力系统可靠性，协调资源灵活使用、稳定消纳，市场开始逐步催生配储需求。

　　截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%。其中新型储能累计装机规模达到13.1GW，功率规模年增长率达128%。其中2022年有约二十个百兆瓦项目并网，规划在建百兆瓦级项目超过400个。

　　随着新兴产业的不断发展，其电力消费量在我国用电结构中占比不断增加，例如通讯基站、数据中心用电负荷持续增加。

　　储能在此背景下也将发挥其备用/功率电源作用，增强供电可靠性，防止偶然断电。以及储能系统可以通过削峰填谷、容量调配等机制，提升不同场景下电力运营的经济性，低碳节能。

　　目前储能正在接入渗透众多新兴产业，例如数据中心、5G基站/通信基站、智慧园区、光储充充电站等。

　　储能形式目前已呈现多元化局面，根据技术路径不同主要分为热储能、电储能和氢储能三大类，其中电储能又可分为物理储能、电磁储能和电化学储能。技术性质的不同影响了产品的响应和放电时间。根据使用场景和需求不同，我们按照响应速度和放电时间将储能方式分为长时和短时储能两大类。面对新能源有集中式和分布式各类场景，储能与其结合应用也将对应不同方式应用。

　　长短时储能暂无明确定义区分。美国桑迪亚国家实验室认为长时储能是持续放电时间不低于4小时的储能技术。美国能源部则认为长时储能定义为持续放电时间不低于10小时，且使用寿命在15-20年的储能技术。

　　中国电力市场需求进一步增大和非化石能源发电装机量的容量和比例不断增加给储能的市场扩容带来更多发展空间。

　　截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。其中，从2022年新增装机技术占比来看，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。

　　储能海外市场高速发展主要集中在户储和便携式储能两大领域，欧洲和美国是全球户用储能装机主力，各占据约1/4的市场。高速发展的主要驱动因素有以下几方面：

　　由于国内储能商业模式和经济型建立尚未成熟，海外市场已成为国产品牌提升营收毛利和品牌价值必争之地。

　　储能市场的发展不会是单一类型发展模式，各类方式融合多线并举发展将成为未来主要发展格局。并且考虑到储能场景的应用多元化(长时、短时)，以及电能适配多样性(风、光、水、热电联产等)，对于整体电网的长期升级优化，均能起到举足轻重的作用。

　　从电网角度来看，发电侧、电网侧和用户侧在不同时间维度下都存在不同痛点，以对应不同配储的需求，从而实现电力系统长效、高经济型发展。

　　储能系统配套各类发电机组参与发电/电网和用户侧调频调峰已逐步进入的商业化阶段。(中)短时储能一般以功率型和能量型为主。主要有超级电容储能、飞轮储能、各类电化学储能。不同场景下储能的需求痛点不同，(中)短时储能中毫秒和秒级技术更侧重解决应急调频，瞬间功率调节。小时级别(通常10h)例如电化学储能多应用于平滑出力波动，缓解调峰压力等，飞轮储能适用于大功率、响应快、高频次的场景，典型市场包括UPS、轨道交通、电网快速大容量调频。

　　超级电容的电学特性决定了其直接做功的瞬时补偿特征突出，并且功率损耗较低。在一些极端理想场景下，对于基于安全性考虑的响应效率和基于功率要求的超高功率特征，决定了其在重要的工业、基础设施(通信、轨道交通等)均具备很理想的适用性。同时，如果能匹配其他的储能方式，实现高功低释的电能转化，其场景应用将会更加灵活广泛。

　　作为目前电池技术商业化规模和上下游成本衔接较为有效的储能细分方向。锂离子电池储能选址灵活、建设周期短、调节性能好、响应速度达到毫秒级等。同时锂离子电池安全性能好，对环境友好无公害，无记忆效应。所以，在很多新兴产业的场景下(IDC、通信基站、光储柔性建筑等)，其应用均相对广泛。当然考虑到其对工作环境的较高要求，包括了对工作温度等，以及可替代材料和相关制艺技术的优化的空间，目前其在储能市场的进一步商业化潜力，还有待释放。

　　如果说短时储能主要针对应急和小时级别调峰调频需求。那么长时储能会在可再生能源发电渗透率越高的场景下发挥更大发展潜力。风光电的占比越大，减少弃电、调频调峰以及长时储备的需求就越大。相较于短时储能，长时储能可以更好的实现电力平移，削峰填谷平衡电力系统、规模化储存电力和保障电力稳定性。

　　更高比例的新能源渗透，单凭建造更多输电网络无法解决能源终极问题。长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，在清洁能源过剩时避免电网拥堵，负荷高峰时增加清洁能源消纳。综合考虑，发电端在国内存在典型的风光资源分布不平衡，输电端在特高压技术广泛应用的基础上仍存在并网壁垒，配电端因为不同区域经济结构错配、产业结构失衡亦存在系统灵活性不足。另外，用户侧可控负荷的渗透率以及用电行为非计划性。均对长时储能的提出了一定的适配性需求。

　　新型电力转型后，能源供给方式呈多元化形式，不同发电方式和储能方式会应用在to B和to C两类场景下商业模式和产品模式也呈现多种方案。在此背景下，电力市场化是储能发挥多种作用的长效手段，从而进一步激发储能商业需求创造盈利空间。

　　目前我国电力市场主要问题：按照基准电价应用储能，相对固定可控，大多省份会参考当地燃煤发电基准电价执行，但对于储能当前投资成本大的情况下，储能度电成本低于上网电价难度较大，商业化需求未激发。

　　新能源的火热带动了储能产业的快速发展，尽管储能仍处于产业发展初期阶段，商业模式和市场格局仍未定局。但市场已涌现各式参与者瓜分“蛋糕”。从动力电池厂商到食品互联网企业跨界参与，市场玩家不断涌入。市场参与者各有优势。针对储能行业发展正处于供需端适配过程。

　　具有核心技术和创新能力的企业能够推出具有差异化、高性能和成本竞争力的产。