在全球加快能源转型的背景下，新型储能作为构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“双碳”目标的重要支撑。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，新型储能累计装机规模达45.7GW，是去年同期的近2倍，年增长率达80%，其中锂离子电池占据绝对主导地位，累计装机占比达到94.4%，年增长率超过85%。中国为全球新型储能最重要的市场，2022年全球市场份额达到36%。近一个月储能（中信）指数下跌11.16%，跑输沪深300指数7.2个百分点。
南京证券研究员张儒成表示，根据应用场景，储能大致可分为电源侧、电网侧和用户侧。根据中国电力企业联合会统计，2022年国内电源侧新增总能量达3.87GWh，占整体电化学储能项目装机的49.24%；电网侧新增总能量3.39GWh，占比43.13%；用户侧新增总能量0.60GWh，占比7.63%。
电源侧储能中，以新能源配储为主，即新能源发电项目配置储能，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。由于储能成本主要有新能源发电项目承担，成本疏导不畅，经济性尚不明朗。因此新能源配储的核心驱动因素仍主要为政策鼓励或强制配储。在国家和地方政策持续推动下，新能源配储比例和配储时长均呈现持续提高态势。
电网侧储能中，以独立储能为主，即不依托于新能源电站，作为独立主体参与电力市场的储能项目。2021年12月国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确了储能可以作为独立市场主体参与并网和辅助服务交易。与新能源配储相比，独立储能具备更加丰富的商业模式，包括容量租赁、辅助服务、峰谷套利和容量补偿等。
用户侧储能中，以工商业储能为主，即工商业用户通过安装储能系统，实现自发自用或峰谷价差套利。随着工商业电价峰谷价差拉大，工商业储能经济性持续提升，在江苏、广东和浙江等工商业大省，有望实现迅速爆发。
另外，碳酸锂自2022年11月触顶后，价格持续下跌，目前价格已达20万元/吨左右，较价格高点下跌超六成，带动电芯价格和储能系统价格同步下降。综合来看，随着下游应用场景持续拓展，叠加成本端的快速下降，储能项目经济性有望显著改善，储能需求有望持续保持高景气度。
南京晨报/爱南京记者 许崇静