储能市场概况
目前在电力系统的储能项目中，抽水蓄能仍是主要方式，但以电化学储能为代表的多种新型储能方式正迅速发展且前景广阔。
抽水蓄能仍为主流但未来发展空间可能受限。
抽水蓄能具有技术成熟、储能 容量大、系统效率高、运行寿命长、安全性能高等优势，是当前商业化程度较高、 应用范围较广的主流储能技术。从国际市场来看，抽水储能占据绝对领先地位，截 至2020年底，抽水蓄能装机规模占电力储能项目总规模的94%。但抽水蓄能电站的 建设受地形因素限制较大，且建设周期较长，通常需要7年左右，未来随着电化学 储能等新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。
以电化学储能为主的新型储能增长迅速，成为储能行业发展的主力。
电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新型储能技术成熟度更高，因此适用 场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化学储能安装更为便捷、不受区位限制， 正成为储能产业发展新动力。截至2022年底，全国电力安委会19家企业成员单位总 计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能电站772座、总能量43.08GWh。电 化学储能中以锂离子电池为主导,但三元锂电池安全隐患较突出，意味着安全性更高 的磷酸铁锂电池、液流电池等未来有望进一步打开市场空间。
新型储能技术适用场景各异，聚焦三大降本思路促进规模化应用。
在推动新型储能技术规模化应用过程中，应针对不同的应用场景，匹配满足电网高安全性、 长寿命、低成本、高效率等需求的储能技术，除了电化学储能技术的市场前景值得 关注外，压缩空气储能、飞轮储能、氢(氨)储能等的商业化潜力同样不容小觑。 当前业界主要聚焦三类降本思路，助力以电化学储能为代表的新型储能技术实现规 模化应用:一是注重提升电池组循环寿命;二是合理降低供应链成本，例如实现低 成本材料替代;三是优化储能冷却和集成方式等技术，提升储能系统整体效率 。
政策引导、市场机制优化双管齐下，保障新型储能长期稳定发展。
新型储 能发展除了需要实现技术进步和提高成本竞争力外，有利的政策环境和市场机制也 必不可少，“十四五”以来，国家正积极推动新型储能到2025年实现从商业化初期 向规模化发展转变，到2030年实现全面市场化发展。从中长期来看，中国储能产业 需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式，实现高质量发展。可借鉴美、 欧、澳等的电力市场化经验，适当考虑放开电价管制并建立合理竞价机制，让储能 主体从电价波动(即充电和放电的价差)中获得商业收益，并结合国内各地储能发 展现状，从电力市场化和新型储能参与市场方式两方面逐步优化。
行业未来展望
伴随着新能源发展进程加快，新型储能作为提高新能源安全高效利用率的解决方案， 被寄予厚望。自2021年起，以电化学储能为代表的新型储能迎来重要机遇期，在需求、 政策和资本的共同推动下进入发展的快车道。与此同时，商业经济性、应用安全性、 政策和市场竞争机制有待完善等也为行业发展带来了诸多挑战。
在用户侧，国内工商业和海外家庭储能发展迅速。
就国内工商业而言，分时电价和高 耗能企业用电溢价的推出使得用户侧削峰填谷的经济性提升，且国内锂电池市场相较 国外具有定价优势，也是市场发展的重要的推动力。未来随着虚拟电厂政策的出台， 还为市场带来更多新的价值，例如工商户可以参与电网聚合交易进行调峰。而对于家 庭储能而言，由于中国目前户用电价较低，且电网覆盖区域广，户用市场还不具备大 规模发展的经济性。海外市场由于高电价、新能源比例提升、电网薄弱等原因市场空 间较大，利润率相对有保障。与欧美本土企业相比，我国企业在终端产品市场占据的 份额相对较小，但在户用储能产业链的关键环节包括储能锂电池、储能变流器环节中， 国内动力电池企业、光伏逆变器企业具备强劲的竞争力，持续发力海外户储市场。
下游市场竞争格局对储能企业核心竞争力提出不同要求。
对于中国储能企业而言，户 储市场目前主要在海外，且集中于to C 端面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和 品牌推广，企业是否具备本地化能力是其能否进一步发展的重要因素;而在电源侧/电 网侧/工商业储能端，集中于to B面向企业，且目前主要市场在国内，因此储能企业的 资源渠道以及对系统安全和成本的把控是其发展的关键因素。
收益模式单一引发低价竞争，安全性和可持续发展值得关注。
目前新型储能整体处于 借政策东风快速上升阶段，市场参与者在产业各环节交织布局，表现在电网下属企业、 风电光伏设备制造商、电池企业、PCS企业等几乎都涌向了系统集成赛道，但从整体 竞争策略来看，低价格战愈演愈烈，根据毕马威咨询调研，当前新型储能产业链各环 节企业典型毛利水平大多不超过30%(电化学储能电池隔膜环节毛利率在50%左右)， 此外，多家储能上市企业毛利率水平也均出现了下降趋势。原因是目前新型储能发展 驱动力主要来自政策端，即发电侧强制配储，在储能成本主要由发电侧承担，储能收 益来源相对单一的情况下，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项 目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方就会引发低价竞争问题，长此以往 将导致整体市场无法实现良性出清，低成本低性能建设模式也将给储能产业埋下安全 隐患，破坏行业整体生态，甚至损害人民生命财产安全。
独立储能电站长期前景向好，但短期内项目落地经济性不够好。
随着政策不断推动独 立储能项目参与电力市场交易，中国新型储能规模化应用将主要依靠独立储能电站带 动，未来发展空间广阔。根据CNESA统计72，2022年上半年中国独立储能电站的规划/ 在建规模为45.3GW，在所有规划/在建新型储能项目中占比超过80%。但是，结合 CNESA另一份统计数据来看73，2022年前三季度中国独立储能电站的新增投运规模约 为345.5MW，明显低于规划/在建规模，考虑到独立储能电站以电化学储能为主，而电 化学储能建设周期一般为3-6个月，因此，独立储能电站投运量和规划量的差距显然不 能单以建设周期来解释。实际上，造成该差距的主要原因可能是投资方建设动力不足， 其在计算项目投资回报率时，需要考虑多方面因素，例如辅助服务补偿费用、现货市 场价差、新能源容量租赁费用、储能电站调用次数、有效利用时长等。而在中国当前 的电力市场机制下，这些考虑因素受政策和市场规则变动影响，波动较大且难以量化， 由此造成投资方陷入“算不清-不敢投建-无法算”的困境，推动独立储能电站项目落地 还需依靠电力市场机制进一步优化。
资本热炒急需冷思考，需仔细甄别优质储能赛道和标的。
近两年来，从二级市场到一 级市场储能受到资本热捧，主要是行业受到需求端刺激，国内方面储能产业政策不断， 带动源网侧需求，海外方面俄乌冲突、能源危机等因素刺激户用储能需求。预计随着 国内强配需求逐渐释放，欧洲能源价格恢复平稳并采取措施修复自身供给能力，中国 储能产业将面临增长动力不足风险。从供给端来看，尽管储能产业链细分赛道众多， 但优质机会相对稀缺。赛道方面，结合多位投资人的公开观点来看 ，电化学储能和配 套产业等热门赛道，多已有巨头企业提前布局，外部投资方进入难度较大。此外，尚 处于市场培育阶段的下游赛道目前收益较小，许多创投机构被迫涌向上游，上游矿产 资源型企业融资金额规模大，一般机构有心无力，反而是碳酸锂提炼等赛道比较受此 类资本青睐，相关企业尽管毛利低(15%-20%)，但资金周转快、产品销路广，因此 被看好。具体到标的方面，高潜力创业投资者相对集中，估值偏高，但很多储能企业 还未形成稳定合理的商业模式，导致投资人鉴别优质项目挑战加大。
完善储能成本疏导的市场化机制是储能行业从商业化初期向规模化转变的关键。
储能行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，经济性是储能下一程是否顺利的关键，需要完善储能成本疏导的顶层设计，并通过市场化的方式跑通经济性。2022 年4月，国家发改委价格成本调查中心发布题为《完善储能成本补偿机制 助力构建以新 能源为主体的新型电力系统》的文章，提出加强储能政策顶层设计，探索解决制约储 能发展瓶颈的思路和方法，推动各类储能技术蓬勃发展。文章提出了三方面的研究方 向:一是研究确立各类储能在构建新型电力系统中的功能定位和作用价值;二是加快 制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制;三是开展各类储能技术在新型电力 系统相同应用场景下的经济性比较研究。