（报告出品方/作者：西部证券，杨敬梅）
一、储能广泛应用于源网荷，保障新能源消纳
1.1风光装机占比不断提升，电力系统面临挑战
国内外风电光伏装机量快速提升，有望在未来能源结构中占据重要地位。现阶段，具备规模化开发的可再生清洁能源主要有水能、风能和太阳能，其中风能，光伏发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，年我国风电和光伏发电占总发电量的比重分别达到7.8%和3.9%，风光发电量占总发电量比重首次超过10%。我们预计，年中国与全球的光伏装机量将达到/GW，风电装机量将达到/GW。根据BCG的预计，至年我国能源装机中风电光伏的占比将接近一半，此后将在我国能源装机结构中占据愈发重要地位。
光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，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，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显，光伏日内波动幅度%，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，此外光伏易受天气影响，天气阴晴对光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。正是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。
储能是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要支撑技术。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性问题。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将成为其关键支撑技术。储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，助力早日实现“双碳”目标。
1.2储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显
储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布上看，根据CNESA，年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大，达到.8MW，占据新型储能一半以上的市场份额，而网侧项目中有60%以上的份额是来自独立储能。
1.2.1发电侧：新能源并网与电力调峰的重要保障
储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方面。在当前*策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项目也更容易获取新能源建设并网的指标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。
1.2.2电网侧：构建新型电力系统的重要支撑
促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。根据电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主。结合电力系统需求，电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局性功能，但是目前仍缺乏明确定位。
电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四类应用场景，“十四五”全国电网侧新型储能总需求规模约万千瓦，时长2~4小时。应用场景以支撑电力保供、提升地区电力系统调节能力为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。
1.2.3用户侧：提升电力自发自用水平与峰谷价差套利
储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前*策框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等*策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。
二、储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰
2.1国内外装机量快速提升，需求空间广阔
储能鼓励*策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自年国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能*策相继出台。年7月，国家发改委发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。年以来，更多储能产业鼓励*策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。
近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据CNESA，全球年新增装机量为18.3GW，同比增长.30%，截至年底全球已投运储能项目的累计装机量达.4GW，同比增长9.58%。中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国年新增装机量为7.7GW，同比增长.63%，截至年底中国的累计装机量达到43.3GW，同比增长21.63%。年前三季度我国新增储能装机7.0GW，截至年9月底中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%，我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。
抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在新型储能中占比最高。全球范围内，截至年底，抽水储能占比86.2%，同比下降4.1%，但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至13.9%，其中绝大部分为锂离子电池。国内方面，截至年9月，抽水蓄能累计装机占比持续走低之后，开始有所回升，比去年底上升了0.2个百分点，仍居主导地位。年前三季度新型储能（含熔融盐储能）新增装机.8MW/.0MWh，累计装机规模7.24GW，锂电池装机仍占据最大比重。此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到0.30%。
年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据CNESA的数据，年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比34%、22%、24%，美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的80%。
22年我国储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。年以来我国储能市场招投标活跃，市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，年10月国内储能中标量达到14.65GWh，环比增长.5%，年前10月我国储能中标量达到32.2GWh，充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。
新能源配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至年11月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储*策的省市地区，新能源配储比例多集中在10%-15%，主流的储能时长为2小时。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储*策，且配储比例和储能市场有望提升，长时储能领域有望受益。
大型光伏电站配储为23年行业需求重要拉动力，预计25年我国储能需求86.9GW/.4GWh，21-25年CAGR为91%/%，全球需求.7GW/.6GWh，22-25年CAGR为89%/%。我们预计23年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计年我国储能需求为31.3GW/74.8GWh，同比+%/+%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至年我国储能总需求将达到86.9GW/.4GWh，21-25年CAGR为91%/%。全球来看，预计年全球储能需求.7GW/.6GWh，22-25年CAGR为89%/%。
2.2独立共享储能模式有望提升储能盈利能力
2.2.1独立共享储能相较新能源分散配储优势显著
新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与现货市场盈利等弊端。1）根据今年11月中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储系数仅为6.1%，低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。2）分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用，项目缺乏经济性。3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。根据中电联，年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到次。4）最后，还因为新能源储能装机容量小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高，难以参与现货市场盈利，盈利模式难以拓展。
独立共享储能有效提高储能利用率、储能项目收益率以及市场对储能电站投资积极性。独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资积极性。
2.2.2独立共享储能*策定位明晰，发展提速
早期电网侧储能试图通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止。在早些时候，电网侧储能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，年出台的《输配电定价成本监审办法》，以及年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本，此后该模式终止。独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。年3月，南方能源监管局就新版两个细则公开征求意见，文件对独立储能进行了重新定义，独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。6月7日《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》官方明确独立储能定义；解决独立储能电价问题，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和*府性基金及附加。年以来，国内多个省份发布了独立共享储能参与电力市场的相关*策措施。
独立储能规划建设提速，在各类型储能项目中的占比不断提升。根据中关村储能产业技术联盟的数据统计，全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了17GW/34GWh。进入年上半年，独立储能电站规划和开发提速。根据储能与电力系统统计，年上半年并网投运的独立储能电站共2座（国能江西余干旭坞储能电站、大连液流储能项目），启动施工建设的项目共17个，规模1.67GW/3.34GWh，进入/完成EPC和储能设备招标的项目共64个，规模7.42GW/14.76GWh。中标量来看，年10月独立储能中标量3.37GWh，环比提升81.5%。22年1-10月独立储能与新能源配储中标量分别达到12.25/6.45GWh，占中标量的比重分别为64%/34%（不含集采），独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。
2.2.3各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升
“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入，*省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55元/kWh），宁夏为优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省AGC调频的总补偿费用大致是4亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。未来若更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两种：①新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，②新能源容量租赁+现货市场价差。除此外各个省还有其他相关收益。
1）新能源容量租赁
容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据国家发改委发布的《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》，确定了新能源场站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致在元/kw·年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于MW/MWh的储能电站，按80%容量完成租赁，租赁标准元/kW·年测算，全年容量租赁约万元。出租容量的实际使用权：部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。与之相异的是，甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。即甘肃省的储能电站只能在出租容量与参与辅助服务之间二选一，而不能同时享有二者收益。
2）调峰辅助服务补偿
调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。储能调峰交易是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省一个MW/MWh储能电站为例，独立储能电站调峰补偿0.2元/kWh，保证调用时长0小时/年，全年可获得补偿0万元。
3）电力现货市场
在电力现货市场中，储能电站作为独立市场主体可赚取发电侧峰谷电价差。储能电站作为独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测出力，判断日前市场电价走势，申报运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和*府性基金及附加。
4）容量补偿
独立共享储能市场化容量补偿机制有望逐渐出台。11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》。各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。目前山东省已出 立共享储能电站容量补偿机制。《关于年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。根据《年“稳中求进”高质量发展*策清单（第四批）的通知》，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行，即为火电的1/12。
各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。当前因国内各省市电力市场与相关*策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差异。根据7月山东电力交易中心介绍，山东省一个MW/MWh的储能电站，目前可获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计0多万元的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营（参考三峡能源庆云储能示范项目的运营经验，该电站全年收益水平达到0万元以上时有一定的经济性）。而在湖南省，以华自科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量以全部出租，每年容量租赁收入即可达万元，电力辅助服务假设调用费用为每次元/MWh（含试点项目所获取的峰谷价差收益），年收益万元，两项收入合计万元，项目已经有一定的盈利能力。
三、技术路线多点开花，商业化进展持续推进
储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。特别地，根据不同储能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型（≥4小时）、能量型（约1~2小时）、功率型（≤30分钟）和备用型（≥15分钟）四类。根据储能时长要求的不同进行储能类型划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景中发挥独特的性能优势。
3.1抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟
3.1.1基于上下水库实现能量转换，用途广泛
抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。抽水蓄能电站由两个相互连接且位于不同高度的水库组成。管道将上部和下部水库连接。在电力负荷低谷期，电动机将电能转化成机械能，通过将水从下部水库通过管道输送到上部水库，泵将它们转化为势能。在负荷高峰时，储存在上部水库中的水可以通过涡轮机返回到下部水库，由此从势能产生机械能，并在发电机的帮助下再次产生电能。储存的能量与水的总质量和上下两蓄水池之间的高度差的乘积成比例。
抽水蓄能电站在电力系统中发挥六大基本作用、三大现实作用以及六大需求展望。抽水蓄能机组凭借迅速而灵敏的开、停机性能，快速灵活的运行特点，在电力系统中发挥六大基础作用：储能、调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用以及黑启动功能。
3.1.2装机量提升，行业进入高质量发展新阶段
基于新的时代背景和行业形式，“十四五”以来我国出台了一系列*策文件，指导、支持抽水蓄能发展。年4月30日，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制；年9月17日，国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》表明，到年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6万千瓦以上；到年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
国内外抽水蓄能建设速度加快，我国累计装机容量位列世界第一。年以来全球抽水蓄能电站建设速度加快，根据CNESA，年累计装机达到GW。国内方面，我国抽水蓄能快速发展，1年装机容量仅为5GW，年我国装机容量达37GW，我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。对比全球抽水蓄能装机量新增速度，我国在年表现优于全球平均水平，呈现巨幅上升趋势。年前三季度，我国抽水蓄能新增装机6.1GW，超过去年全年的5.2GW，累计装机量已达到43.1GW。
截至年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿千瓦，主要分布于西部地区，占比约37%；在建抽水电站规模为万千瓦。纳入规划的抽水蓄能站点资源总量中，重点实施项目4.21亿千瓦，规划储备项目3.05亿千瓦，其中万千瓦项目已经实施。
年上半年，开工和投产的抽水蓄能项目已达16个，总规模22.4GW，项目的总投资额超亿元。年上半年开工的抽蓄项目有10个，总规模14.1GW，主要分别于浙江、湖南、山西、湖北等地区。全面投产的项目有6个，总规模8.3GW，主要涉及广东、浙江、吉林等地区。国网新源和南方电网分别有3.8GW和2.4GW项目投运，此外三峡集团在浙江的长龙山抽水蓄能电站也已于6月并网投运。
3.1.3国内外抽蓄电价与商业模式逐渐明晰
国外抽水蓄能电站的盈利模式可以分为三种，即一体化内部结算、独立参与市场与租赁模式。在垂直一体化的电力体制下，抽水蓄能电站由一体化的电力公司所有并统一运营；在建立了竞争性批发电力市场地区，抽水蓄能电站在产权上已独立于电网，其电力产品通过相应的市场销售。通过参与现货市场、峰谷套利方式实现的收入约占其全部收入的30%~40%，参与辅助服务获得的收入占60%~70%；租赁模式下抽水蓄能电站所有权亦独立于电网，拥有抽水蓄能电站产权的企业将电站租赁给电网运营管理，抽水蓄能电站的盈利来源为运营权的让渡价值。
目前，我国抽水蓄能价格机制主要包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部制电价。1）单一电量电价多用于4年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价；2）单一容量电价是应用最普遍的机制，其计算出来的电费被称为“基本电费”，是因占用了用电容量而交纳的电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价，租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%；3）两部制电价在年被提出，把电价分为容量电价和电量电价两部分。容量电价主要体现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，电量电价反应的是企业的变动成本。
3.1.4产业链集中度较高，龙头优势竞争优势显著
基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。通过大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。上游主要为设备供应，包括水轮机、水泵、压缩空气系统、监控系统、发电机、主变压器、调速系统等；中游主要为建设工程，包括电站建设与电站运营两个部分；下游主要服务于工业、商业以及居民用电，主要起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等功能。
年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资元/kW，抽水蓄能电站投资中机电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。抽水蓄能电站建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而显著降低。而抽水蓄能电站的投资占比前三位为机电设备及安装工程（26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。
1）上游水轮发电机组：包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨电气、东方电气和浙富控股。水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转化为叶轮机械能；发电机是将水轮的机械能转化为电能的装置。目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，年三家的水轮发电机组产量分别为9.55GW、8.10GW、0.81GW。
2）中游规划建设：国内抽水蓄能建设主要采用EPC模式。中国电建是国内规模最大、影响力最强水利水电建设企业，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工程监理等工作，在抽水蓄能规划设计、抽水蓄能建设市占率分别在90%、80%左右。年，中国电建抽水蓄能业务新签合同.40亿元，同比增长.90%。
3）下游投资运营：主要企业有国网新源、南网双调，国网新源占据领先地位。截至年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为、万kW，占比分别约64.6%和74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。中国抽水蓄能的建设企业主要有中国电建、中国能建所属工程局。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。
3.2锂电池储能：在新型储能中发展领先
完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分，负责能量存储；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。储能产业链上游主要包括电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；中游为系统集成商和安装商，下游主要为终端用户等。根据前瞻产业研究院，电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的60%，PCS构成20%，EMS构成10%，BMS构成5%，其他配件构成5%。
3.2.1锂离子电池：上下游产业链较为成熟
在众多电化学储能技术路线中，锂离子电池已经建立了较为健全的产业链。如下图所示，锂电产业链上游主要为矿产及加工品，包括锂、镍、钴等；中游主要为锂电池制造、电池系统集成组装等；下游的应用领域主要为储能电池、动力电池、消费电池等。
离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作，主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分。锂离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。在充放电过程中，锂离子在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电时，锂离子从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂电池主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分，正极材料决定电池的容量、寿命等多方面核心性能，一般占锂电池总成本高达40%左右，是锂电池产业链中最重要的环节。
储能电芯封装制造与动力电池类似，主要为方形、圆柱和软包三种形式。电池封装工艺的发展趋势本质是在保证安全性的前提下提升电池能量密度上限。即利用电芯外壳的支撑作用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳的支撑较弱，因此中期来看方形和圆柱电池更能适应结构上的创新。比亚迪的刀片电池既是将电芯设计成扁片长条形状，在安全上保证电芯有足够大的散热面积，同时提高电池包的空间利用率，从而提高能量密度。目前已经应用于储能系统（BYDCube）。
3.2.2变流器：决定输出电能的质量和特征
储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节，通常由DC/AC双向变流器、控制单元等构成。它的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换控制。在并网条件下，根据能量管理系统的指令，储能变流器对电池进行充放电以平滑风电、光伏等新能源出力；在离网条件下为负荷提供电压和频率支持。储能变流器通常由DC/AC双向变流器、控制单元等构成，其中，控制单元接收控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充放电，实现有功功率和无功功率调节。储能变流器通过接口与电池管理系统连接以获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。储能变流器决定着输出电能的质量和特征，从而很大程度上影响着电池的寿命。储能变流器主要有并网和离网两种工作模式。在并网模式下，储能变流器可实现电池组与电网之间的双向能量转换。在负荷低谷期，储能变流器可根据电网调度或本地控制的要求，把电网的交流电整流成直流电，给电池组充电；在负荷高峰期，储能变流器可把电池组中的直流电逆变成交流电，反送到电网中。同时，在电能质量不好时，储能变流器还可吸收或提供有功功率，提供无功补偿等。在离网模式下，储能变流器可根据实际需要与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。
3.2.3BMS、EMS与温控：锂电储能系统的重要组成
BMS：由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用在于对电池状态进行检测。电池管理系统（BatteryManagementSystem，BMS）基本工作原理为微控制单元采集传感器提供的电流、电压、温度等电池工作参数，分析电池的工作情况，估算其剩余电量决定是否启动保护电路或进行均衡。典型的BMS由硬件电路、底层软件和应用层软件构成。其中，硬件电路是BMS的基础，包括元器件和印制电路板等；软件系统是BMS实现功能的主体和主要附加值所在。BMS行业目前专注于储能BMS开发的厂商比较少，专业BMS供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池BMS供应商（如三星、LG、宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能BMS产品。
EMS：运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。能量管理系统（EnergyManagementSystem，EMS）主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及系统软件等部分。通过信息采集终端、通信管理机、数据采集器等硬件设备，实现信息信号的采集、交换和传递。根据PowerLab，硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不超过50%，信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟，在系统软件方面，由于EMS公司需了解电网的运行特点和核心诉求，因此国内储能EMS相关公司主要为国网系公司，如南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等，此外还有四方股份、宝光股份等。
储能温控系统冷却：主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却四种方式。相较而言，热管冷却和相变冷却的设计更加复杂，成本更高，当前尚未在储能温控方案中实际应用。目前电化学储能温控以风冷和液冷为主。1）风冷：以空气为冷却介质，利用对流换热降低电池温度，具备方案成熟、结构简单、易维护、成本低等优点，是当前储能温控主力方案。但由于空气的比热容低，导热系数低，风冷一般应用于功率密度较低场景，如通信基站、小型地面电站等。2）液冷：主要以水、乙二醇水溶液等液体为冷却介质，通过对流将电池产生的热量带走，结构较为复杂，安全等级要求高，所以液冷成本明显高于风冷，但其优点明显，散热效率高且均匀、能耗较低、占地面积小、系统适应性。随着储能系统规模和能量密度的逐渐提高，液冷能量密度高、占地面积小、能耗低的综合优势会进一步凸显。3）热管冷却：利用热管的热超导性能，依靠封闭管壳内工质相变来实现换热，有冷端风冷和冷端液冷两种。冷端风冷是通过管内冷空气冷却管外热空气，冷端液冷是管内冷却水冷却管外热空气。热管具有高导热、等温、热流方向可逆、热流密度可变、恒温等优点。目前主要应用于核电工程、太阳能集热、航天工程等领域，在大容量电池系统中的应用仍处于实验室阶段。4）相变冷：却是用相变材料将电池包裹或者把相变材料压制成板状夹在单体电池之间，再利用相变材料发生相变吸收热量。它最大缺点是导热系数低、导热性能差，储热和散热速度都很低，无法用于电池的高产热工况。在相变材料中添加其他导热性能好的材料，可以显著的提高散热效率和散热速度。
3.3钠离子电池：安全、成本较低，原材料丰富
3.3.1工作原理类似锂电池，材料相差较大
钠离子电池本质是在充放电过程中由钠离子在正负极间嵌入脱出实现电荷转移，与锂离子电池的工作原理类似。钠离子电池充电时，Na+从正极脱出，经电解液穿过隔膜嵌入负极，使正极处于高电势的贫钠态，负极处于低电势的富钠态。放电过程与之相反，Na+从负极脱出，经由电解液穿过隔膜嵌入正极材料中，使正极恢复到富钠态。为保持电荷的平衡，充放电过程中有相同数量的电子经外电路传递，与Na+一起在正负极间迁移，使正负极分别发生氧化和还原反应。
与锂离子电池类似，钠离子电池同样拥有正极、负极、隔膜和电解液四大部分，但材料相差较大，仅有隔膜无明显变化。目前钠离子电池处于示范应用阶段。1）正极：按正极材料分，钠离子电池主要有层状氧化物、隧道型氧化物、普鲁士蓝类化合物和聚阴离子型化合物体系，目前中科海钠采用层状金属氧化物作为正极，宁德时代采用普鲁士白（普鲁士蓝的一种）和层状氧化物。
负极：一般具有嵌入钠离子能力高，体积变形小、扩散通道好、化学稳定性高等特点。锂电池主要使用石墨作为负极材料，而钠离子电池负极可以选取过渡金属氧化物、合金材料、无定型碳等。隔膜：钠离子电池与锂离子电池可以通用主流隔膜类型。电解液：主要为六氟磷酸钠，比锂电池电解液所使用的六氟磷酸锂价格更低；同锂离子电池一样，钠离子电池也可兼容固态电解质。集流体：是汇集电流的结构或零件，也是钠离子电池成本低于锂离子电池的主要原因之一。钠离子电池的正负极集流体可使用铝箔。对应锂离子集流体，成本可下降7%-9%。
3.3.2能量密度较低，但安全性更高，降本空间大
技术性能方面，钠离子电池能量密度和循环寿命均次于锂离子电池。钠离子电池的能量密度在-Wh/kg，与磷酸铁锂电池的能量密度仍存在一定差距。其次，目前钠离子电池循环次数普遍在0次左右，较锂离子电池低30%左右，主要是由于钠离子半径较锂离子大，反应过程中嵌入脱出难度大。储能时长方面与锂离子基本相似，主要应用于4小时以内的储能系统。钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降30%-40%。根据中科海纳，若钠离子电池选用NaCuFeMnO/软碳体系，锂离子电池选用磷酸铁锂/石墨体系，则钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降30%-40%，单体电池成本发展期约为0.3-0.5元/Wh。
3.3.3积极