【摘要】储能，指在能量富余时利用装置或介质将能量存储起来，并在需要时再释放的过程，其本质是调节能量供求在时间和强度上的不匹配问题。
未来随着新能源发电占比的提高，对于配套储能/调频的需求将同步提高，储能装机有望迎来爆发增长。
储能的技术路径主要可以分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、化学储能等方式。
其中，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等；电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池、钠离子电池等。
电磁储能主要包括超导储能、超级电容器存储能等方式。
热储能主要包括储热、储冷等方式。
化学储能包括电解水制氢、合成天然气等方式。
储能的多种解决方案电储能市场结构来看，抽水储能在我国仍占据主要地位，但新型储能发展迅速。
抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，早在20世纪90年代就实现了商业化应用，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用，但受限于选址和建设施工的局限性，未来发展空间有限。
电化学是当前应用范围最广、发展潜力最大的储能技术。
相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他场景中。
另外，随着成本持续下降，商业化应用日渐成熟，其技术优势愈发明显，发展前景广阔。
根据CNESA的不完全统计，截至2021年底，全球抽水蓄能的累计装机规模占比首次低于90%，相比2020年下降4.1pct；新型储能累计装机规模为25.4GW，同比增长67.7%。
在国内市场中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重与去年同期相比再次下降，下降了3个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。
电化学储能是通过电池所完成的能量储存、释放与管理过程，是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。
相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。
同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，或逐渐成为储能新增装机的主流。
未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。
电化学储能主要分为铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠离子电池、钠硫电池、液流电池等六类。
截至2021年，在国内电化学储能市场中，锂离子电池占据绝对主导地位，市场份额达到89.7%。
储能技术路线经济性测算对于风电、光伏等间歇式能源而言，当期发电成本、储能度电成本之和低于火电时，其相比火电则更有优势。
例如，在一些资源较好的的地区光伏发电成本在0.1-0.15元/kwh，以国电电力平均上网电价为例，2022年1-6月为0.35元/kwh。
因此，若当前储能度电成本可以降低至0.2元/kwh及以下，则光储结合相比火电或具备经济性，而其二者结合提供的电也更加稳定可控。
但各地区发电成本、上网电价不同，或存在一定差异性。
现阶段（2020年）来看，各类储能技术度电成本的排序从低到高分别是：抽水蓄能<锂离子电池<全钒液流电池<铅炭电池<压缩空气<钠离子电池<钠硫电池<氢储能。
抽水蓄能仍然是当前度电成本最低的方案，显著低于其他储能技术，锂离子、全钒液流电池储能成本相当，是仅次于抽水蓄能的度电成本较低的技术。
压缩空气储能、钠离子电池储能度电成本也处于1元/kWh之下，钠硫电池、氢储能尚不具备成本优势。
而按照此前的假设，我们也可以大致测算出到2030年，各类储能技术的度电成本从低到高排序或依次为：锂离子电池<抽水蓄能<全钒液流电池<铅炭电池<钠离子电池<压缩空气<钠硫电池<氢储能。
也就是说，若锂离子电池容量成本、功率成本在2020-2030年能实现20%的下降，则到2030年其平准化储能度电成本将有望低于现阶段最经济的抽水蓄能。
总体上看，全钒液流电池、锂离子电池均有望实现较大幅度降本，到2030年仍是电化学储能中度电成本最低的两种技术；铅炭电池、钠离子电池、压缩空气储能度电成本其次，氢储能度电成本仍然处于较高水平。
储能行业基本面情况更新大储：近期组件招标价格展现下行趋势，地方储能政策陆续出台，储能招标/在建项目加速，大储放量趋势明确近期央企招标显示组件价格呈下行趋势：8月22日，大唐集团四季度光伏组件集采、大唐陕西发电2022-2023年度光伏组件打捆集采开标，相比于日前华润公示中标候选人的报价（一线企业报价2.02元/W），此次一线组件厂商的报价均出现了下调，TOP6企业均价为1.968-1.977元/瓦，大唐四季度集采中有一家头部企业报出了低于1.96元/瓦的价格。
地方储能政策陆续出台，大储确定性及盈利性进一步提升：7月27日，内蒙源网荷储一体化项目实施细则提高配储比例至15%/4h；8月12日，山东省印发《风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》征求意见稿，将储能容量配置比例作为风光项目并网的最优先条件；8月21日，河南省下发“十四五”新型储能实施方案的通知，提出到2025年力争并网规模达到220万千瓦，且特别规划了共享储能示范工程，共享储能年调度350次以上可补偿0.3元/度。
户储：美国IRA法案落地+欧洲天然气价格创新高，户储需求景气度或再超预期据DutchTTF，8月22日荷兰TTF天然气期货报价276.75欧元/MWh，环比提升13.2%，创2021年起报价新高，地缘冲突引发的能源及电力价格的持续上涨或将进一步推动户用储能需求超预期。
海外北溪1号再断3天、户用光储已成生存关键。
欧洲天然气基准价格大涨21%，德国电价突破700欧元/MWh。
以此计算户用光储系统回本周期短至2-3年，经济性极佳。
目前欧洲户用光储已蔚然成风，预计高电价仍将持续，而安装工人培训周期约6-9个月不成为装机瓶颈。
储能招标、在建项目快速增加，大储放量趋势明确据中国储能网统计，2022年1-7月国内投运、拟在建、建设中的新能源储能项目总装机为25.94GW/58.99GWh，相比去年同期增长24.94%，大储放量趋势明确。
根据北极星储能网的统计，2022年7月共有38个储能项目开标总规模约3.09GWh，储能EPC总承包规模超0.83GW/1.83GWh，投标报价在1.42元/Wh到3.07元/Wh之间，除去山西应县独立储能项目、宁夏利通区同利变新型电化学储能电站EPC、大唐储能辅助调频设备EPC开标价格超过2元/Wh，其余储能项目EPC投标均价为1.66元/Wh，较上个月的1.75元/Wh有下降趋势。
进入8月份以来国内储能项目中标公告多达40余个，总容量达2.45GW/4.57GWh，以新能源强配/电网侧独立储能为主，储能系统中标均价在1.65元/Wh左右，储能EPC中标均价在2.3元/Wh左右，价格接受度正在提高。
锂离子电池储能产业链梳理
