政策推动角度

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储能产业发展前期，储能电站商业模式尚不明确、经济性不明显，新能源项目强制配储成为储能装机的主要推动力。2021年，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上，下同)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，“强配”政策首次上升到全国范围。上述政策出台前后，各地亦纷纷推出新能源强制配储政策，其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长在2小时以上；储能容量可以通过自行配建或购买/租赁满足。随着各地新能源装机持续增长，储能“配额制”将为大储装机提供强劲的成长助力。

储能技术路线角度

电化学储能已经进入商业化，或成为未来发展重点。因成本低、寿命长、技术成熟，物理机械储能，尤其是抽水蓄能应用广泛，但受地理环境制约、投资高、建设周期长等影响发展渐缓；电磁储能和光

热储能综合效率高，但尚处于技术开发阶段，电化学储能性价比高，已经进入商业化阶段，可以认为电化学储能-锂离子电池已经是新型储能的主要应用类型，其他储能技术在商业和政策的推动下，随着整个储能产业成熟度的提升，也将有潜力成为锂离子电池技术的主要竞争对手：

从2015-2021年电化学储能的电池来看，锂离子电池尤其是磷酸铁锂电池，从安全性、能量密度、成本、发展路径等方面是性价比最高的技术方向，随着储能经济性的拐点到来，磷酸铁锂将成为主流技术方向，打开庞大的潜在市场。

钠电池成本低，循环寿命有待提高，或成为未来升级技术方向。钠电池实现材料体系创新，2021年研究逐渐走向成熟。由于钠离子储量丰富、价格低廉，理论BOM成本较锂电池可减低30%-40%，且钠电池安全性、高低温、快充性能更优异，因此在储能市场具备广阔应用空间。但钠电池循环寿命和能量密度相较锂电池偏低，还有待进一步完善。

钒液流电池因为本征安全、循环寿命长、绿色可循环、能量转换效率高，所以是一个理想的长时储能技术。2022年2月，国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，将百兆瓦级液流电池技术纳入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。国家能源局2022年6月发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2022年版)(征求意见稿)》明确“中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池”。但全钒液流电池也有其局限，成本高、价格贵(锂电池的2-3倍)是目前限制全钒液流电池大规模布局的主要因素。除此之外，从供应链的角度，上游钒资源还没有完成垂直整合，制约了钒液流电池产业的发展。

飞轮储能是新型储能技术之一，处于商业化早期。通过电动/发电互逆式双向电机，电能与高速运转飞轮的机械动能之间的相互转换与储存。飞轮储能具有使用寿命长，储能密度高，不受充放电次数限制、安装维护方便、对环境危害小等优点，可用于不间断电源、应急电源、电网调峰和频率控制。但截至2021年飞轮储能还具有很大的局限性，相对能量密度低，静态损失较大，现仅处于商业化早期。

氢储是极具潜力的新型大规模储能技术。氢能能量密度高，运行维护成本低，可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备，是少有的能够储存上百GWH以上的储能形式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。但2021年氢能的往返效率较低，储能周期中约60%的初始电能会损失，而锂电池损耗约为15%，当放电时间在50小时内，锂电池和抽水蓄能的成本更低，随着放电时间的延长，氢储的将来得更具吸引力。

储能变流器角度

产品大型化、细分化预计成储能变流器未来发展趋势。随着储能电站容量不断扩大，储能变流器的功率也随之升高。目前市场上PcS的主流功率包括200kW、250kW、500kW、630kW，但自2020年起已有厂商推出2-3MW功率水平的产品。科陆电子2020年5月推出业界首个单机功率达3MW的储能变流器，阳光电源现有并网交流输出功率3450kVA、3465kVA级别的PcS产品，功率不断提升。另一方面，不同应用场景对储能变流器提出了不同的要求，工商业用户侧要求灵活高效，调频应用要求稳定可靠大容量，大型储能电站用PcS要求体积小利于集成。因此未来储能变流器产品趋于多样化，针对细分应用领域实现差异化。

系统集成角度

纵向一体化延伸成目前国内储能市场大趋势，第三方系统集成体系逐渐建立。在系统集成领域，国内外市场体现出不同特征，国内上游厂商争相抢占系统集成环节份额，前十大系统集成商中大多都是由电池环节或PcS环节延伸过去。而海外系统集成环节主要由第三方专业系统集成公司负责，两者的差异化主要原因系国内商业模式经济性不高，还不能支撑独立第三方集成商市场。长远来看，系统集成环节技术壁垒较高，需要高度的理解和设计整合能力，因此资金或技术不够成熟的厂商预计会逐渐退回专业设备供应商的位置，逐渐形成实力更强的第三方系统集成商体系。

商业模式角度

与新能源配储模式相比，独立储能由电站业主之外的第三方投资并运营，理论上可通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利、容量补偿等方式获得收益，收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要形式。

2021年底开始，国内出台了一系列独立储能相关政策，独立储能作为储能项目的新形式，逐渐崭露头角。从已开展或正在开展的共享独立储能项目来看，储能容量租赁+调峰辅助服务，是现有的政策、机制下，较为可行的盈利模式。在政策认可+市场完善的大趋势下，独立储能商业模式有望逐渐跑通。

行业需求角度

目前储能行业正处于产业发展早期，各种新型储能技术以示范性项目展开，到2025年储能市场将初步走向规模化发展阶段，未来5-10年内依旧是以政策为主导型的产业。从目前装机场景来看，未来的应用需求集中在新能源配储、电网侧储能及电源侧辅助服务。长远期来看，随着储能行业规模化和市场化发展，行业需求将会逐渐发展成以新能源配储为主，多种独立储能应用场景共存的局面。