锂电储能行业研究报告.docx

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锂电储能行业研究报告

2020年锂电储能行业研究报告

锂电储能应用广泛，装机规模持续提升潜力巨大

电储能一般指电能的储存和释放的循环过程，可按照存储原理的不同分为电化学储能和机械储能两类。

其中，锂电储能是电化学储能的主要技术路线，具有能量密度高、综合效率高、成本下降潜力大、建设周期短等特性，装机规模持续提升，未来潜力巨大。

五年三千亿市场空间可期，能源革命是最大驱动力

电力系统是储能的最大应用场景。

能源结构转型对电网的冲击是发输配电侧储能的底层逻辑，未来5年需求约131GWh，年均复合增速74%；多因素作用推动用电侧储能快速发展，未来5年需求约93GWh，年均复合增速95%。

叠加5G基站及“光储充”一体化充电站等新场景应用催生的需求增量，未来5年储能需求合计超270GWh，市场空间近3400亿元。

长期来看，预计2030年储能需求超500GWh，市场空间近3800亿元。

商业模式逐渐清晰，经济性拐点打响装机发令枪

由于储能电池一般采用容量单位（如MWh）计量，而其他部件一般采用功率单位（如MW）计量，因此备电时长差异导致统一口径的成本评价较为困难。

根据我们的测算，在用电侧，储能度电成本约0.51元/kWh，在工商业/大工业场景基本具备套利空间；在输配电侧，储能里程成本约3.93元/MW，在电力辅助服务市场基本具备盈利空间；在发电侧，当前配置储能已具备经济性，项目收益率基本已达8%的要求。

强制性配套政策叠加经济性拐点，新能源侧储能装机将持续高增。

产业链分析：

格局初显，建议关注电池与PCS环节

储能电池是未来降本的核心环节，磷酸铁锂有望成为主流技术路线，头部动力电池厂商具备显著的技术与规模优势。

储能变流器与光伏逆变器技术同源，头部供应商的产品及渠道优势明显，有望复制光伏逆变器格局。

系统集成服务排名竞争焦灼，差异化增值服务是核心竞争要素。

BMS技术壁垒较高，算法和芯片是核心竞争要素。

投资建议

储能行业发展将带动产业链国内供应商快速成长，看好储能电池与PCS环节投资机会，建议关注派能科技、阳光电源、固德威、宁德时代、科士达、南都电源。

风险提示

政策不达预期；新能源装机不及预期；电力市场化改革不及预期；5G基站建设不及预期；技术进步及成本下降不及预期。

1锂电储能应用广泛，装机规模持续提升潜力巨大

电储能一般指电能的储存和释放的循环过程，一般分为电化学储能和机械储能。

从广义上讲，储能是指通过介质或设备将能量转化为在自然条件下较为稳定的存在形态并存储起来，以备在需要时释放的循环过程，一般可根据能量存储形式的不同分为电储能、热储能和氢储能三类。

从狭义上讲，一般主要指电储能，也是目前最主要的储能方式，可按照存储原理的不同分为电化学储能和机械储能两类。

其中，电化学储能是指利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变价，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池储能等；机械储能一般采用水、空气等作为储能介质，充放电过程储能介质不发生化学变化，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。

抽水蓄能装机规模最大，锂电储能快速发展。

抽水蓄能作为机械储能的一种技术类型，早在20世纪90年代就实现了商业化应用，是目前技术成熟度最高、存储成本最低、使用寿命长、装机规模最大的储能技术。

根据CNESA，截至2020年9月，全球已投运电力储能项目的累计装机规模达186.1GW，其中抽水蓄能累计装机规模约171GW，占比约91.9%；但受站址资源不足、成本疏导困难和建设周期较长等局限，近几年新增装机较小。

与此同时，锂离子电池储能技术作为电化学储能的主要技术路线，具有能量密度高、综合效率高、成本下降潜力大、建设周期短和适用性广泛等特性，装机规模持续提升。

截至2020年9月，全球电化学储能累计装机规模达10.90GW，占比约5.9%；其中锂电储能装机规模9.81GW，在电化学储能中占比约90%，是第二大规模的储能技术类型。

2020年前三季度全球新增投运电化学储能装机规模为2.66GW，同比增长约167%；其中锂电池储能装机规模约2.62GW，占比约98.4%。

电化学储能产业链可分为上游材料、中游核心部件制造、下游应用。

储能产业链上游主要为电池原材料，包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等。

产业链中游主要为储能系统的集成与制造，对于一个完整的储能系统，一般包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分。

其中，电池组是储能系统的能量核心，负责电能的存储；BMS是系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡等；EMS是系统的控制核心，主要负责数据采集、网络监控、能量调度等；PCS是系统的决策核心，主要负责控制充放电过程，进行交直流的变换。

产业链下游主要为不同应用场景的运维服务等，如储能可用于电力系统的发电侧、输配电侧、用电侧，实现调峰调频、减少弃光弃风、缓解电网阻塞、峰谷价差套利、容量电费管理等功能；其他应用场景还包括通信基站、数据中心等的备用电源，以及为机器人系统供电，保障高性能武器装备的稳定运行等。

2五年三千亿市场空间可期，能源革命是核心驱动力

2.1能源结构转型对电网的冲击是发输配电侧储能的底层逻辑

2.1.1全球脱碳趋势明确，高比例可再生能源结构转型加速

全球脱碳趋势明确，十大煤电国已有六国承诺碳中和。

2020年9月22日，在联合国大会上提出我国力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

12月12日，在气候雄心峰会上提出：

到2030年，我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到1200GW以上。

欧盟于2020年12月11日通过《2030年气候目标计划》，计划将2030年温室气体减排目标由此前的40%的提高至55%，并通过了总额逾1.8万亿欧元的复苏计划，其中约30%经费将用来协助欧洲绿色转型，为2050年实现碳中和提供保障。

随着拜登上台推行“绿色新政”，美国即将重返《巴黎协定》，并计划在2050年之前达到净零排放，其中电力部门将在2035年实现碳中和，36%电力需求来自于可再生能源和核能。

截至目前，全球十大的煤电生产国已有6个国家承诺碳中和，分别为中国（2060）、美国（2050）、日本（2050）、韩国（2050）、南非（2050）、德国（2050）。

高比例可再生能源结构转型是实现碳中和的关键路径。

根据联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC），碳中和是指二氧化碳的人为移除抵消了人为排放，其中人为排放包括化石燃料燃烧、工业过程、农业及土地利用活动排放等。

根据国际可再生能源署（IRENA），化石燃料燃烧和工业过程的二氧化碳排放占比80%以上，分部门来看，电力（占比31%）、交通（占比25%）、工业（占比21%）为排放量前三的部门。

减碳举措一般可分为能源结构转型、模式升级、能效提升、碳捕获与储存技术四大类，其中能源结构转型，即电力部门可再生能源发电比重提升,同时其他部门深度电力化，是减排的关键路径。

按照《巴黎协定》将全球平均气温较前工业化时期的升幅控制在2℃以内的目标，IRENA预测到2050年，全球能源相关的CO2排放量需减少70%。

从能源结构来看，电力将成为主要的能源载体，占终端消费的比例由20%增长至近50%，每年新增1000TWh的电力需求，可再生能源发电的比例需大幅上升至86%，对应每年超过520GW的新增可再生能源发电装机。

2.1.2可再生能源波动性与电网稳定性的根本性矛盾催生储能需求

电力系统具有很高的稳定性要求。

电能以光速传送，并且不能大规模存储，发、输、配、用瞬时同步完成，整个电力系统时刻处于一个动态的平衡状态。

在稳态运行时，电力系统中发电机发出的有功功率和负载消耗的有功功率相平衡，系统频率维持额定值。

当电源功率大于负荷功率时，系统频率升高；反之系统频率降低。

因此电网需通过一次调频、二次调频等手段保证频率在合格范围，否则将对负载或发电设备的运行产生影响，严重时甚至导致频率崩溃，造成大面积停电。

可再生能源发电具有很强的间歇性和波动性。

可再生能源发电依赖于自然条件，先天具有间歇性和波动性特征。

例如，风力发电是由自然风吹动风机的叶片，带动传动轴转动，把风的动能转化为机械动能再转化为电能，风力间歇性的特点导致风力发电输出的电能也具有间歇性；光伏发电是利用光生伏特效应将光能直接转化为电能，其发电功率受光照强度直接影响，虽然一个地区年均光照强度总体不变，但光照强度一般从早上逐渐增加到中午达到最强，随后逐渐减弱到晚上达到最弱，同时光照强度在一个小时段内具有一定的随机性，因此光伏发电输出也具有间歇性和波动性的特征。

高比例间歇性可再生能源并网将对电网稳定性造成冲击。

高比例间歇性新能源接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动，增加电网调节难度。

根据国际能源署（IEA），按照电网吸纳间歇性可再生能源（主要是风电、光伏）的比例划分了四个阶段：

（1）第一阶段：

间歇性可再生能源占比低于3%，电力需求本身的波动超过了间歇性可再生电源供应的波动幅度，因此对于电网的运行基本没有影响。

（2）第二阶段：

间歇性可再生能源占比在3%-15%之间，对电网冲击较小，可通过预测间歇性可再生能源机组发力，以及加强调度的方式平抑可再生能源的波动性和间歇性，可再生能源消纳相对容易。

（3）第三阶段：

间歇性可再生能源占比在15%-25%之间，对电网冲击较大，此时电网灵活性要求大大增加，短期内需要增加调频电站，中长期需引入需求侧管理与储能技术的应用。

（4）第4阶段：

间歇性可再生能源占比在25%-50%之间，电网稳定性面临挑战，部分时段100%电力由间歇性可再生能源提供，所有的电厂都必须配置储能灵活运行，以应对电源端和负荷端的随机变化。

英国"8.9"大停电事故与高比例风电机组并网有关。

2019年8月9日下午5点左右，英国发生自2003年“伦敦大停电”以来规模最大、影响人口最多的停电事故，造成包括伦敦、英格兰、威尔士等多个地区地铁停运、机场瘫痪等，甚至部分医院由于备用电源不足无法进行医疗服务，总共约有近100万家庭和企业受到影响。

事后事故分析表明，高比例风电并网而系统备用不足是直接原因：

由于新能源发电大量替代传统能源发电，导致电力系统抵御功率差额的能力下降；在电力系统出现接连出现扰动时，系统备用不足未能及时弥补功率缺额导致事故发生；幸好抽蓄机组及时增加出力，阻止事故进一步扩大，可见储能对于稳定电网作用巨大。

储能有望成为可再生能源消纳的最终解决方案。

在间歇性可再生能源发电比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降低弃风弃光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性，有望成为新能源电力消纳的最终解决方案。

2.1.3发电侧与输配电侧储能的本质作用基本相同，未来5年需求约131GWh

发电侧与输配电侧储能的本质用途基本相同，涉及的主要是利益分配问题。

对于发电侧和输配电侧储能，从商业模式来看有一些差别，但其本质用途基本上均是削峰填谷、调频调峰以及缓解电网阻塞等，保障电网稳定性。

至于具体在发电侧或是输配电侧配置储能，主要涉及的是利益分配问题。

具体来讲，在我国现行辅助服务市场补偿机制下，是由发电机组单边承担辅助服务费用，享用服务的终端用户并不承担费用，即提供高于自身强度的辅助服务的发电机组将获得补偿，而补偿费用将分摊至提供低于自身强度的服务的发电机组，可简单理解补偿和分摊费用在不同发电机组间打转。

2018年国内新增电化学储能装机700MW，电网侧储能装机占比从3%增至21.4%。

2019年初,国网和南网发布的指导意见中提出，推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导。

对于国网和南网的最初设想，可以简单理解为部分电力辅助服务的费用由发电企业转移至电网公司。

由于当时储能的经济性不足，这样的机制有利于迅速做大储能规模，保障电网稳定性和安全性，但不利于形成充分竞争的储能市场。

然而在2019年5月28日，国家发改委、国家能源局发布新修订的《输配电定价成本监审办法》，明确电储能设施不计入输配电定价成本。

2019年输配电侧储能新增装机迅速下降，与此同时发电侧储能新增装机迅速提高。

发电侧与输配电侧储能新增装机此消彼长的关系侧面印证了储能在这两个应用场景的本质用途基本相同，需求只是在不同主体间转移。

此外，国外机构也通常将发电侧和输配电侧储能归类为电表前端储能。

未来5年发输配电侧的储能系统需求约131GWh，年均复合增速74%。

由于发电侧与输配电侧储能的本质用途基本相同，因此我们在预测市场空间时将发电侧与输配电侧合并计算，同时考虑到发电侧与输配电侧的一些特性需求，预计总市场空间高于我们的预测值。

根据我们的测算，预计2021-2025年发输配电侧的储能需求约131GWh，年均复合增速约74%，其中2025年发输配电侧储能需求约52GWh。

我们对储能配置渗透率和容量配置比例做了双因素敏感性分析，在储能配置渗透率40%-50%，容量配置比例13%-17%的情形下，2025年发输配电侧储能需求约44-62GWh。

长期来看，预计2030年储能系统需求约234GWh。

2.2多因素作用推动用电侧储能快速发展，未来5年需求约93GWh

欧美主要国家用电成本高昂，分布式光伏系统快速发展为储能提供市场基础。

储能在用户侧主要与分布式电源配套，或作为独立储能电站应用，其用途主要为电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

德国、日本、意大利、英国等欧美发达国家用电成本高昂，如居民电价是中国的2-4倍，且呈现持续上升的趋势。

以美国为例，根据美国能源信息署（EIA），1997-2019年美国居民零售平均电价以约2.20%的复合增速增长。

电价的影响因素较多，简单来看，一方面电价长期受通胀影响，随着燃料及人工费用增加而增加；另一方面如大容量发电机组、提高输电电压等技术进步可提升效率降低电价。

目前电力工业技术较为成熟，通胀一般是影响电力价格的主要因素。

根据EIA的预测，2019-2050年美国名义电价年均复合增速约为2.30%，而真实电价（以2019为基准）变动很小。

因此，预计欧美主要国家将长期保持高昂的居民用电成本。

由于全球多个国家和地区分布式光伏系统早已实现用电侧平价，分布式光伏系统快速发展，2019年全球分布式装机约40GW，占总装机的比重近35%，为储能的发展提供坚实的市场基础。

上网补贴（FIT）和净计量（NEM）政策到期或削减，分布式搭配储能有望得到推广。

上网补贴（FIT）政策对用户输送给电网的电力给予一定补贴，净计量（NEM）政策使得用户可将光伏系统生成的多余的电力输送回电网。

近年来随着光伏逐渐平价，各国的FIT和NEM正逐步到期或削减，而储能的推广应用可以减少行业对FIT及NEM等政策的依赖，分布式搭配储能自发自用的模式有望得到推广。

部分国家电力供应稳定性较差，不同规模的停电事件时有发生，储能接受度提升。

（1）美国电力系统主要由东部电网、西部电网和德克萨斯州电网组成，其中大部分输配电设施由500多家互相独立的私营公司运营。

美国电网的特殊结构造成了电网难以优化配置和统一管理，同时美国电网发展缓慢，70%的输电线路和电力变压器运行年限在25年以上，60%的断路器运行年限超过30年，因此电力系统稳定性较差。

2019年10月，美国加州山火事件造成了大规模停电事件，电力公司PG&E的500多万用户均存在断电风险，并且每次断电可能持续数天。

近期来看，2020年12月底，美国东部多地遭遇冬季风暴，马萨诸塞州、宾夕法尼亚州，以及纽约市、新泽西州和康涅狄格州部分地区超过5.5万用户断电。

2021年1月初，美国南部遭遇强降雪，得克萨斯州、路易斯安娜州多数地区超过15万用户断电；美国西海岸遭遇风暴袭击，俄勒冈州、华盛顿州、南加州造成超过50万用户断电等。

（2）由于南非电力系统管理水平有限，发电机组及输配电设施时常发生故障，煤炭、燃油等燃料储备也时常无法满足需求，再加上一些罢工和示威，甚至蓄意破坏电力设施的外部事件，导致南非经常发生不同规模的停电事件。

南非电力公司Eskom将全国性分区停电的措施分为八级，其中最严重的八级限电指电网必须节约8000MW的电力。

2019年底，南非施行了前所未有的六级限电，其严重程度相当于在4天内遭到18次停电，每次最多4个半小时，或者在8天内遭到18次停电，每次最多2个小时，每次停电受到影响的人数多达1900万人。

2020年南非已多次发生不同规模的限电事件，2021年状况依旧没有改观，根据新闻报道，南非电力公司Eskom预计今年4月份前每周都会出现电力短缺情况。

频繁的停电事件对现代生产生活造成了很大的影响,储能的应用可以保障电力的连续供应，储能接受度逐步提升。

2010-2019年锂电池价格下降87%，带动系统成本快速下降，储能经济性逐渐显现。

受益于新能源汽车产业蓬勃发展，锂电池的大规模应用实现成本快速下降，根据BNEF，2010-2019年期间锂电池组的平均价格的下降幅度达87%，带动储能系统成本迅速下降。

目前储能应用经济性拐点快速临近，有望激发需求迅速增长。

未来5年用电侧的储能系统需求约93GWh，年均复合增速95%。

上述多个因素叠加，使得储能在终端价值的价值逐步显现。

考虑到在储能用户侧，与分布式电源配套或作为独立储能电站的应用场景和客户群体均有较高的相似性，因此在预测市场空间时忽略了作为独立储能电站的需求，预计总市场空间高于我们的预测值。

根据我们的测算，预计2021-2025年发用电侧的储能需求约93GWh，年均复合增速约95%，其中2025年用电侧储能需求约41GWh。

我们对储能配置渗透率和容量配置比例做了双因素敏感性分析，在储能配置渗透率45%-55%，容量配置比例13%-17%的情形下，2025年发输配电侧储能需求约32-50GWh。

长期来看，预计2030年储能系统需求约190GWh。

2.35G基站建设周期带动后备电源需求大幅提升

5G建设加速，2019-2028年宏基站需求近500万个。

5G基站按照功率和覆盖范围的不同，5G基站可分为宏基站和小基站组成，其中小基站包括微基站、皮基站、飞基站。

由于5G的频段相比4G更高，基站的覆盖范围缩小，因此一般将5G宏基站建设在较为空旷的地区，通过小基站的补充使用提升5G基站的覆盖范围。

“宏基站+小基站”的组网覆盖模式为5G基站的主流部署模式。

根据赛迪投资顾问，保守预计小基站数量将是宏基站数量的2倍。

参考4G基站的建设节奏，我们预计在2019-2028年5G基站建设周期中，宏基站建设数量近500万个，小基站建设数量近1000万个，建设节奏上预计2020-2021年达到高潮，随后数量慢慢减少。

5G基站功耗大幅提升2.5-4倍，带动后备电源扩容需求大幅增加。

基站主设备一般由1个BBU（基带处理单元）和3个AAU（有源天线单元）组成。

其中，BBU主要负责基带数字信号处理，比如FFT/IFFT、调制/解调、信道编码/解码等；AAU主要由DAC（数模转换）、RF（射频单元）、PA（功放）和天线等部分组成，将基带数字信号转为模拟信号，再调制成高频射频信号，放大至足够功率后由天线发射出去。

由于5G基站天线里面包含更多的射频模块，基站功耗比4G基站高出很多。

根据中国铁塔公司公布的数据，5G基站单系统的典型功耗约为4G基站的2.5-4倍，带动后备电源扩容需求大幅增加。

磷酸铁锂电池成为5G基站后备电源的主流技术路线。

通信设备的电源系统对可靠性和稳定性的要求，因此一般采用蓄电池作为后备电源保证连续供电。

由于技术成熟、成本低廉、工温范围大等特点，阀控式铅酸蓄电池成为4G基站后备电源的主流技术路线。

但进入5G时代后，由于5G基站的功耗大幅提升，而现有机房空间和设施很难承载后备电源容量极大的扩容需求。

磷酸铁锂电池具有较高的能量密度，且在安全性、循环寿命、快速充放等方面具备明显优势，可减少对市电增容改造的需求，降低建设和运营成本。

虽然目前磷酸铁锂电池价格仍高于铅酸电池，但在全生命周期成本的评价体系下，磷酸铁锂电池与铅酸电池的度电成本已相差无几，且随着技术进步磷酸铁锂电池还存在着较大的降本空间，因此磷酸铁锂电池取代铅酸电池成为5G时代基站后备电源的主流技术路线。

2018年，中国铁塔已停止采购铅酸电池，采用梯次利用锂电池。

2020年，国内三大通信运营商与中国铁塔相继发布磷酸铁锂电池集中采购计划，目前已明确采购量约4GW。

未来5年5G基站的储能系统需求近35GWh。

根据我们的测算，预计2021-2025年5G基站的磷酸铁锂电池储能需求近35GWh，其中2025年磷酸铁锂电池储能需求约4.4GWh。

2.4汽车电动化转型加速，光储充模式有望推广

汽车电动化转型加速，未来5年充电设施有望新增约440万台。

2020年国内市场政策向好，叠加Model3、汉EV、造车新势力、宏光MiniEV等畅销车型频出，优质供给激发终端需求，下半年新能源汽车销量持续高增。

据中汽协统计，2020年12月新能源汽车销量24.8万辆，同比增长49.5%，再创历史新高；全年累计销量136.7万辆，同比增长10.9%。

我们预计明年销量有望达到200万辆，按照《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》中提出的2025年电动化目标25%，预计2025年销量超600万辆，未来5年国内电动车年均复合增速有望超35%。

新能源汽车的快速渗透带动了充电桩的需求持续提升，根据中国电动充电基础设施促进联盟数据，2020年充电基础设施新增46.2万台，同比增加12.4%，其中公共充电基础设施新增29.1万台，同比增长57.2%；截止2020年12月，全国充电基础设施累计数量为168.1万台，同比增加37.9%，其中公共充电基础设施累计80.7万台，同比增长56.4%。

2020年我国新能源汽车保有量约为492万辆，公共充电设施车桩比约为6：

1；假设2025年车桩比约为4.8：

1，则2021-2025年我国需新增电动汽车充电设施383万台。

假设2030年车桩比约为3.5：

1，则2030年需新增充电设施约800万台。

光储充一体化充电站模式有望推广，未来5年国内储能系统需求约6.8GWh。

“光储充”一体化充电站是在传统充电站的基础上配置分布式光伏系统与储能系统，形成多元互补的微电网系统，缓解充电桩大电流充电时对区域电网的冲击。

《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》明确提出，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。

目前，浙江、湖北、重庆、陕西等地已成功投运“光储充”一体化电动汽车充电站，未来光储充一体化充电站模式有望推广。

根据我们的测算，预计2021-2025年光储充一体化的储能系统需求约6.8GWh，其中2025年储能系统需求约3.62GWh；长期看来，预计2030年储能系统需求约44.8GWh。

2.5未来5年储能需求合计超270GWh，市场空间合计约3400亿元

未来5年储能市场空间合计约3400亿元，2030年市场空间近3800亿元。

根据我们的测算，预计2021-2025年全球储能系统需求超270GWh，其中2025年储能系统需求超100GWh。

考虑储能系统平均每年价格下降8%，未来5年储能系统市场空间合计约3400亿元，其中2025年储能系统市场空间近1200亿元。

长期来看，预计2030年储能系统需求超500GWh，市场空间近3800亿元。

3商业模式逐渐清晰，经济性拐点打响装机发令枪

3.1储能可用于电力系统全环节，备电时长差异导致统一口径的成本评价较为困难

储能可应用于电力系统发电侧、输配电侧、用电侧全环节。

电力系统一般分为发电侧、输配电侧和用电侧，储能在三个环节均有应用。

在发电侧，储能主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；在输配电侧，储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；在用电侧，储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠