1.全球开启新一轮能源变革，储能产业的发展成为大势所趋。
储能主要应用场景涵盖发电侧（风/光电站、传统电站等）、电网侧（电网公司等）与用电侧（家庭、工商业等）。
在发电侧，碳中和背景下光伏、风电等清洁能源逐步替代传统化石能源，而新能源发电相较传统能源存在不稳定、不均衡的特征，对平滑出力曲线的需求提升，储能由此成为能源革命的重要支撑技术。
在电网侧，储能的作用在于解决电网的调峰调频、削峰填谷、智能化供电、分布式供能问题，调节电网电压以提升输配电稳定性，同时提高多能耦合效率，实现节能减排。在用电侧，储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利等，近年来储能产品性能提升推动家庭、工商业用户需求增长，在虚拟聚合、数据中心、5G 基站等场景的应用亦不断拓展。根据 CNESA 统计，截至 2021 年 9 月底，全球已投运储能项目累计装机规模达到 193.2GW，同比增长 3.8%；中国已投运储能项目累计装机规模为 36GW，占全球 18.6%，同比增长 8.8%。
2.电化学储能具备高环境适应性、高响应速度、高功率和高能量密度等优势，有望成为未来储能的主流路线。
现有储能技术主要分为抽水蓄能、电化学储能、熔融盐储热、压缩空气储能和飞轮储能装机等，其中抽水蓄能的累计装机规模占据绝对优势，截至 2021 年 9 月底占全球市场比重达到 89.3%，但受选址限制增速较缓，所占比重持续下降。电化学储能占全球市场比重为 8.5%，仅次于抽水蓄能，近年来步入规模化发展阶段，贡献储能市场主要增量。截至 2021年 9 月底，电化学储能全球累计装机规模达到 16.4GW，同比增长 50%；国内累计装机规模达到 3.6GW，同比增长 62%。电化学储能方式中，锂离子电池占据主流，2021 年 9 月底全球累计装机规模达 15.13GW，占电化学储能总装机规模的 92.8%。
海 外市 场方 面，能 源 转 型 驱 动欧 美 等 国电 化 学储 能需 求 持 续 高 增 。
根 据CNESA，中国、美国、欧洲占据全球储能市场的主导地位，三者合计占全球新增投运总规模的 86%，且 2020 年新增投运规模均突破 GW 大关。政策方面，欧美等国政府大力支持新能源转型，欧盟委员会于 2020 年 9 月推出《2030 年气候目标计划》，计划到 2030 年可再生能源发电占比提高至 65%以上，拉动储能需求增长；
2020 年，美国能源部（DOE）发布“储能大挑战路线图”，欧盟委员会发布“2030 电池创新路线图”，分别确立储能领域战略目标。用电侧方面，海外居民峰谷电价差在 2-3 倍以上，远远高于国内，因此海外市场贡献了户用储能的大部分需求。随光伏储能成本下降、经济性提升，家庭端用户更倾向于应用储能系统维持电力稳定、获取峰谷价差，消费意愿提升，欧洲、美国等地的家庭储能市场呈现快速发展趋势。
根据 Bloomberg NEF 的预测，全球储能市场在 2030 年前将以 33%的年均复合速率增长，累计装机容量将在2030 年达到 358GW/1028GWh，其中美国和中国贡献了大部分的增长，两国加总约占 2030 年全球累计储能装机容量的 54%。根据中国电池产业研究院的数据，预计到 2025 年全球电化学储能电站的累计装机规模达到 150GW，到2030 年达到 550GW，2021-2030 年复合增长率达到 48%。
国内市场方面，国家与地方利好政策频出，锂电储能迎战略机遇期。
国家层面，“十四五”期间发改委、能源局等部门密集出台支持性文件，为新型储能步入规模化阶段奠定基础。2021 年 7 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年，实现锂离子电池等新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上；到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展，新型储能成为能源领域碳达峰、碳中和的关键支撑之一。
随后，中央陆续发布多个文件，完善分时定价机制，并鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模。地方层面，各省陆续制定新型储能装机规划目标，同时已有二十多地明确要求新能源项目配备储能设施。在央地政策协同发力下， 2021 年我国电力储能装机呈高速增长态势，新增规划、在建、投运百兆瓦级项目达到 65 个，超过 2020 年同期的 8 倍，规模达 14.2GW，占 2021 年新增储能项目总规模的 57%。根据 CNESA 初步统计，截至 2021 年底，已投运的储能项目累计装机容量达到 45.74GW，同比增长 29%，新增投运规模达 10.14GW，同比增长 220%。其中电化学储能新增投运规模达到 1.87GW/3.49GWh，占比 18.33%，规划在建规模超过 20GW。
3.技术进步与规模效应驱动锂电储能成本下降，逐步解决行业规模化痛点。
锂电储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能力管理系统（EMS）与其他电力设备组成，其中电池组成本占比约 67%，PCS、BMS、EMS 成本分别占比 10%、9%、2%。储能电池与动力电池具有类似的技术路线，将持续受益于电动汽车等行业迅速发展对锂电降本的催化作用。
当前储能电池以成本较低、循环寿命较长、安全性更高的磷酸铁锂为主，近年来锂离子电池产业链配套日益成熟，上游材料供应商与中游电池厂商产能不断扩张，刀片电池等新工艺的应用优化电池结构，驱动锂电储能系统成本总体下降。此外，储能电站装机量高增强化规模经济，进一步降低项目建造成本与配套设备、用户获取、联网等其他成本。根据 CNESA，2020 年底，我国储能行业突破了 1500 元/kWh 系统成本的关键节点，未来降本提效仍将不断推进。
根据 BNEF 预测，全球储能电站成本将从 2020 年的 304 美元/kWh 下降到 2030年的 165 美元/kWh，降幅达 46%，其中电池、PCS、BMS、EMS 的成本分别下降 58%、25%、36%、36%。
得益于国内外市场刚需、政策红利、技术进步与成本控制等多方面驱动因素，锂电池储能行业由起步期迈入高速扩张阶段，未来仍有广阔成长空间。
全球来看，根据 GGII，2021 年全球储能锂电池产业出货量达到 70GWh，同比增长159.26%，预计 2025 年全球储能锂电池产业需求达到 460GWh，2021-2025年 复 合增长 率 达 到 60.1%。国 内 来 看 ，2020 年 中 国 储 能 锂 电 池 出 货 量16.2GWh，其中电力储能 6.6GWh，占比 41%，通信储能 7.4GWh，占比46%，其他包括城市轨道交通、工业等领域用储能锂电池；2021 年，全国储能型锂电产量为 48GWh，同比增长 196%，仍保持高速增长态势。GGII 预计2022 年国内储能电池出货量有望突破 90GWh，同比增长 88%；“十四五”期末中国储能锂电池出货量达到 180GWh，5 年复合增长率超 60%。
