储能广泛用于电力系统源网荷端，是风光消纳的重要保障。光伏风电的波动性、间歇性及随机性等特性致使电力系统的稳定性面临挑战，储能建设的重要性与急迫性日益凸显。储能在发电侧可助力新能源并网与电力调峰，在电网侧是构建新型电力系统的重要支撑，在用户侧提升电力自发自用水平、实现峰谷价差套利。根据CNESA，2022Q1-Q3，国内新增新型储能装机中分别有30%/55%/15%用于发电侧、电网侧和用户侧。

　　鼓励政策持续加码，储能装机量提升，行业需求空间广阔。根据CNESA，截至22Q3我国储能累计装机50.3GW，同比+36%，其中锂电累计5.9GW，较21年底增长15%；全球2021年累计装机209.4GW，同比+9.58%，其中锂电23.2GW，同比+76%。根据储能与电力市场，22年前10月我国储能中标量32.2GWh。大型光伏电站配储是23年行业需求重要拉动力，预计至25年我国储能需求86.9GW/274.4GWh，21-25年CAGR为91%/116%，25年全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年CAGR为89%/110%。

　　储能独立市场主体地位逐渐明晰，独立共享储能有望提升盈利性。独立共享储能可有效解决当前新能源分散配储利用率低等弊端，其市场地位逐渐。根据CNESA、储能与电力市场，独立共享储能在2022Q1-Q3新增新型储能装机中占比已提升至37%，在22年前10月中标量占比达64%（不含集采）。当前“容量租赁+调峰辅助服务”或“容量租赁+现货市场价差”为其主流商业模式，在湖南等省市已经具备一定经济性，此外容量补偿机制有望逐渐出台。

　　各类新型储能技术路线多点开花，商业化进程持续有效推进。1）抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟；2）锂电池储能：在新型储能中发展领先；3）钠离子电池：安全、成本较低、原材料丰富；4）全钒液流电池：长时储能领域优势显著；5）铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔；6）重力储能：商业化早期，潜力巨大；7）压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进。8）光热储能：储能价值愈发凸显，发展重新进入快车道。经我们测算，抽水蓄能、锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能及光热储能的LCOE分别为0.55/0.81/0.62/1.10/0.48/0.70/0.50元/kWh。长时储能是未来重要趋势，相关技术路线有望受益。

　　积极关注储能产业链上下游优质公司。储能电池环节，推荐宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、德方纳米；储能变流器环节，推荐阳光电源、德业股份、昱能科技、固德威，建议关注上能电气、锦浪科技；电池管理系统、能量管理系统与系统集成环节，推荐四方股份，建议关注金盘科技、华自科技、南都电源、科陆电子、许继电气、平高电气，推荐布局重力储能的中国天楹。

　　风险提示：政策风险；新能源装机不及预期；储能盈利能力不及预期。