储能主要使用在于电网输配与辅助服务、可再次生产的能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。在电网输配和辅助服务方面，储能技术最大的作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再次生产的能源并网方面，储能大多数都用在平滑可再次生产的能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能大多数都用在稳定系统输出、作为备用并提高调度的灵活性;在用户侧，储能大多数都用在工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。
储能产业政策持续出炉，目标集中在可再次生产的能源并网和电网侧，政策红利明显。自《十三五规划纲要》出台，我国各地方政府部门针对储能产业出台的政策层出不穷，储能产业在密集政策的推动下快速地发展。针对储能产业的政策大多分布在在解决可再次生产的能源并网出现的问题和电网侧调峰调频，电化学储能作为加快速度进行发展的储能方式，势必将得到较大的政策助力。
2019-2020 年行动计划出台，各部门各司其职保障储能产业化应用。2017年发改委等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》，其中明确提到在十三五期间储能产业高质量发展进入商业化初期，十四五期间储能储能产业规模化发展。2019 年 7 月为进一步的贯彻落实该项指导意见，发改委等四部门发布 2019-2020 年行动计划，其中对发改委、科技部、工信部、能源局的工作任务都做了详细部署，进一步推进我国储能技术与产业健康发展。
储能即是将电能转化为别的形式的能量储存起来。储能的基本方法是先将电力转化为别的形式的能量存放在储能装置中，并在需要时释放;根据能量转化的特点可以将电能转化为动能、势能和化学能等。储能的目的主要是实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行，具体应用场景包括：1)应用于电网的削峰填谷、平滑负荷、快速调整电网频率等领域，提高电网运行的稳定性和可靠性;2)应用于新能源发电领域降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击，减少“弃光、弃风” 的现象;3)应用于新能源汽车充电站，降低新能源汽车大规模瞬时充电对电网的冲击，还能够轻松的享受波峰波谷的电价差。
目前市场上主要的储能类型包括物理储能和电化学储能。根据能量转换方式的不同可以将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能方式：1)物理储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮储能等，其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理蓄能中应用最多的储能方式。2)电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，最重要的包含锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能;其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中主要的储能方式。3)其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本比较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。
储能主要使用在于电网输配与辅助服务、可再次生产的能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。在电网输配和辅助服务方面，储能技术最大的作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再次生产的能源并网方面，储能大多数都用在平滑可再次生产的能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能大多数都用在稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧，储能大多数都用在工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。
锂电储能由电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）构成。
2021年，储能项目中标价格均价在1.476 元/Wh，总体上价格向下走，但会随着原材料价格会出现波动。
比如宁德，由于规模效应、上游布局带来材料成本优势等原因，仍享受超30%的储能产品毛利率。
GGII 多个方面数据显示，2021年中国锂电池储能总出货量为 37GWh，增长达128.4%；
宁德时代布局储能时间是2011年，就参与了张北国家电网风光储输示范项目。
从发电侧、电网侧到用户侧，宁德时代已成功参与发、输、配、用多项储能项目。
Cube T28是BYD新新一代的储能产品，实现对新型储能核心技术的自主可控、引领中国新型储能技术和标准。
该产品占地16.66平方米，容量2.8MWh，面积单位体积内的包含的能量较普通40尺风冷储能集装箱提升了 90%。
这公司在大幅扩张产能，拟投资60亿建设储能及动力电池制造基地，布局锂电池电芯、PACK 生产线GWh。
源、天合光能、中国移动通讯基站储能电池项目和中国铁塔2020年备电用磷酸铁锂蓄电池等单。海外市场则拿到欧洲和澳洲的资格
，在家储产品订单方面变现突出。派能科技定位锂电池系统供应商，除了电池包，还有能量管理系统。
第二是“充电+放电”带来的双向变流需求，具有对电池充电和放电功能，可用于光伏、风力发电功率平滑、削峰填谷、微型电网等多种场合。
是绝对龙头，这两年国产的斯达半导，时代电气的产品力也在提高。这一块的市场空间也非常可观。
而且相比电芯，储能变流器毛利率较高，主要是技术方案技术上的含金量高，而且具有差异化。
作为国内最早介入储能领域的企业，阳光电源是全球最有经验的储能设备 及系统解决方案供应商。
连续五年，阳光电源登顶储能变流器厂商、系统集成商榜首，出货量国内第一，同时也是储能企业出海冠军。
阳光电源是自主研发型企业，已形成 PACK、PCS、EMS、BMS（均自主研发）之间深度
其产品面向小型户用市场，以降低用户对电网和传统能源的依赖，实现家庭电力的自给自足。
2020年固德威储能变流器出货量约为 2.23 万台，营业收入1.59 亿元，同比47%，业务收入占比约为10%。
2021年储能业务上半年营收达0.66亿元，同比640%，收入占比4.57%。
锦浪科技在积极扩产，2020年定增3.5亿投资“年产 40 万台组串式并网及储能变流器新建项目”。
投产后可大幅度提高生产效率，降低生产所带来的成本，预计带来超5.3 亿的营业收入。
2021H1变流器业务实现盈利收入 3.79 亿元，其中储能变流器出售的收益约 1.8 亿元，同期285.62%，储能收入占比已升至 47.5%。
2021H1便携储能产品营收7.76 亿元，年均复合增速约 273%，业务收入占比达 81.3%。
电力开关的核心部件。最大的作用是，通过管内真空优良的绝缘性使中高压电路断电后能迅速熄弧并抑制
消防领域广泛布局，近来也在在储能消防领域有多个项目在加速落地。储能系统还有一个重要组成，就是温控。
随着电池容量、系统功率密度的扩张需求量开始上涨，液冷散热有望取代风冷成为未来占比最高的技术路线。
其布局储能领域最早，2020年推出系列液冷机组并开始批量应用于国内外各种储能应用场景，在国内市占率较高。
二是从业绩增速看。短期是海外家储快速放量，业绩增速快，中长期要看电力储能商业，待模式完善、盈利性提升后，储能增长还有第二轮。
三是从收入占比来看。各领域巨头公司储能收入占比比较小，储能收入占比高、弹性好的公司，如鹏辉能源、派能科技，德业股份
四是从行业壁垒看。储能电池对循环寿命要求高，目前宁德时代的磷酸铁锂电芯可做到 8000-10000次，高于竞争对手，具备技术优势。
锂离子电池应用广泛。与传统电池相比，锂离子电池不含铅、镉等重金属，无污染、不含毒性材料，同时具备单位体积内的包含的能量高、工作电压高、重量轻、体积小等特点，已经广泛应用于
、新能源汽车动力电池和储能领域。锂离子电池电芯主要由正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大材料构成，而从电芯到最后的完整的电池包主要经过两个环节：1) 将少数的电芯进行串并联组装成电池模组;2)电池模组加上热管理系统、电池管理系统(BMS)以及一些结构件组成完整的电池包，又称作电池PACK。图 22：锂离子电池产业链涉及上游有色金属材料、中游电池材料和电池以及下游的动力电池、消费电池和储能电池应用
锂电技术路线多，储能更注重安全性和长期成本。与动力锂电池相比， 储能用锂电池对单位体积内的包含的能量的要求较为宽松，但对安全性、循环寿命和成本要求比较高。从这方面看，磷酸铁锂电池是现阶段各类锂离子电池中较为适合用于储能的技术路线，目前已投建的锂电储能项目中大多也都采用这一技术。三元电池的主要优点是高能量密度，其循环寿命和安全性较为局限，因而更适合用作动力电池。
锂离子电池储能技术应用大多分布在在可再次生产的能源并网和电网侧。从全世界内来看，锂电池储能技术应用最多的为电网侧，占比达到 52.7%，大多数都用在电网的调峰调频;可再次生产的能源并网占比达到 28.9%，分布式及微网和用户侧占比分别为 13.2%及 5.2%。中国市场略微有所差别，可再次生产的能源并网应用占比最高，达到 37.7%;其次分别是电网侧应用、用户侧和微网端，占比分别为 25%、22.1%和 13.2%。
锂电储能技术在可再次生产的能源并网和电网侧装机增长显著。在 2012 年， 锂电储能技术在风光电并网和辅助服务的累计装机量仅为 23.9MW、23.7MW。自 2016 年起，全国各地方储能产业政策不断出炉，推动了储能产业的加快速度进行发展，锂电储能在风光电并网和电力辅助服务上装机量攀升，2018 年累计装机同比增速高达 226.7%、115.1%，累计装机量分别为285.9MW、184.3MW。目前仍有大量风光发电站和热电厂未装备有调峰调频储能设备，锂电储能技术在风光电并网和辅助服务侧存在广阔的市场。
提高可再次生产的能源并网规模的重要性和紧迫性日益凸显，储能规模的提升是重中之重。
储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。
根据CNESA统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机顶级规模，为31.8GW，同比增长4.9%，占我国储能结构的89.3%。
抽水储能是物理储能的一种，是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率在70%到85%之间。
根据《储能的度电成本和里程成本分析》中测算，抽水蓄能仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。
抽水蓄能电站是水电电源的重要组成部分，也是光伏及风力发电重要的调峰手段，将在“十四五”将迎来新的发展窗口期。
：从抽水蓄能装机地域分布上来看，根据国际可再次生产的能源机构数据，截至2020年底，我国大多分布在在华东、华南地区。
W的有浙江、广东；3-4GW的有安徽；2-3GW的有江苏；1-2GW的有河北、山西、内蒙古、辽宁、福建、江西、山东、河南、湖北、湖南。从单个电站规模来看，目前国内最大的为惠州与广州的抽水蓄能电站，规模均为2.4GW。
投资金额产业链方面，一般由甲方投资建设及运营抽蓄电站，主要在输电端进行抽蓄电站建设。
投资方一般为国网，南网等。国网委托第三方建设机构进行设计建设，由于工程难度较高，有一定技术壁垒，一般为中国电建、中国能建、粤水电下属设计院及部分省级电力设计院进行勘察设计及建设工作。
2011-2020年抽水蓄能完成投资额整体呈增长趋势，2020年抽水蓄能完成投资额已超过200亿元，数据较详细的有38个，中国电建承建了其中36个项目，其余2个分别由中国能建和安能建设承建。
整体来看，中国能建与中国电建在抽水蓄能建设领域有竞争优势，中国能建吸收合并的葛洲坝于2020年中标土耳其埃利迪尔抽水蓄能电站项目EPC （106.2亿元）。
根据两网规划情况，南方电网未来十年将建成投产2100万千瓦抽水蓄能，同时开工建设“十六五”投产的1500万千瓦抽水蓄能，总投资约2000亿元。
目前抽水蓄能的两部制电价的定价机制和传导机制已经确定，即抽水蓄能实施两部制电价，以竞争性方式形成电量电价，将抽水蓄能容量电价纳入输配电价回收，仅电量电价通过市场方式形成。
2021年5月发改委发布《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明白准确地提出以政府定价的方式核定容量电价，经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，抽蓄电站按照40年经营期做核算，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。
国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030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；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。
当前，全球约有234GWh的储热系统正在发挥着重要的灵活性调节作用。但与火热的电化学储能技术相比，业界对热储能技术的关注热度一直不高，在冷、热、电、气等多种能源形态综合协同发展的趋势下，热储能技术的关注热度正在慢慢地提升。
当前，储热技术的应用价值已经在民用供暖、工业蒸汽、火电灵活性改造等多个细致划分领域得到充分体现，在电力辅助服务、综合能源服务的时代潮流下，新的市场正在打开，储热技术的市场空间将逐步扩大，在“碳达峰、碳中和”的目标背景下，行业亟需加大对储热技术的宣传推广力度，清除市场对储热技术应用的认知误区，推动储热技术的规模化应用和发展。
储热技术是以储热材料为媒介将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热等热能储存起来，在需要的时候释放，最大限度地提高总系统的能源利用率而逐渐发展起来的一种技术。其最大的潜力就在于解决由于时间、空间或强度上的热能供给与需求间不匹配所带来的问题。
在解决弃风弃光、促进可再次生产的能源消纳，参与电网调峰、需求侧响应等电力辅助服务市场，及综合能源服务等市场，储热技术均有应用价值和市场空间。除此之外，储热技术在电供暖、工业蒸汽、余热回收等热能利用市场，还拥有储电技术没办法参与的应用场景。
此外，储热技术并不单指储存和利用高于环境和温度的热能，还包括储存和利用低于环境和温度的热能，即日常所说的储冷。蓄冷技术在冷链相关领域已有成熟应用，市场规模亦在持续扩大。
储热技术大致上可以分为显热储热、潜热储热与热化学储热三大类。其中，显热储热是利用材料物质自身比热容，通过温度的变化来进行热量的存储与释放；潜热储热是利用材料的自身相变过程吸/放热来实现热量的存储与释放，所以潜热储热通常又称为相变储热。热化学储热是利用物质间的可逆化学反应或者化学吸/脱附反应的吸/放热进行热量的存储与释放。
显热储热方式原理简单、技术较成熟、材料来源丰富且成本低廉，因此广泛地应用于化工、冶金、热动等热能储存与转化领域，获得充分发展。
显热储热目前主要使用在的储热材料有硅质、镁质耐火砖，三氧化二铁、铸钢铸铁、水、导热油、沙石等热容较大的物质。其中，水的比热大，成本低，大多数都用在低温储热，目前已经在清洁供热和火电灵活性改造等领域大范围的应用，镁质耐火砖等材料已成为市场上固体蓄热式电暖器的主要选材，导热油、硝酸盐的沸点比较高，已应用于太阳能中温储热和高温热发电。
相变储热技术亦整体趋于成熟，其中，低温相变材料最重要的包含聚乙二醇、石蜡和脂肪酸等有机物及无机水合盐，中高温相变材料最重要的包含无机盐、金属和合金等。目前相变材料在清洁供热、相变温控、冷链运输等领域都已有了一些实践。
热化学储热技术的成熟度在三种技术路线中最低，其从实验室验证到商业推广还有非常长的一段路要走，在未来热化学储热技术的循环原理、控制机制及技术经济性仍然需要大量的研究。
国际可再次生产的能源署（IRENA）于2020年发布的储热专项报告《创新展望：热能存储》指出，到2030年，全球储热市场规模将扩大三倍，在未来10年，储热装机容量将增长到800GWh以上，储热市场发展的浪潮不可阻挡。
但当前，经济性仍是制约储热技术大规模推广的主要的因素，需要继续开展高性能、低成本储热研发技术；现有储热技术偏重于居民供暖领域，在工业高品质差异化供能方向要进一步研究；规模化储热装置缺乏统一的标准和测试手段，需要加强标准体系建设以指导储热产品规范发展；需加强规模化储热负荷入网
标准及检测技术探讨研究。未来，储热材料将朝着低成本、高储热密度、高循环稳定性、长周期存储的方向发展；储热装置从关注单体设备效率、成本向满足高品质供能、差异性需求、储用协调方向发展；规模化分布式储热/冷技术从单纯供能，向兼顾电网辅助服务和综合能源服务的多元化用能方式发展。
另一个障碍是在政策方面。近段时间以来，关于储能的利好政策频出，但其中部分政策条文未涉及热储能技术。4月21日，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推进新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》将新型储能定义为除抽水蓄能外的新型电储能技术，引发储热业界的热烈讨论，CHPLAZA清洁供热网等相关团体对此专门提交了反馈意见，呼吁将热储能技术纳入该文件。
再者，从行业自身来看，相较于火热的电储能行业，热储能产业链从业企业整体展现出的凝聚力较差，各个企业各自为战，企业间缺乏协同、沟通与合作。这很大程度上是由于储热领域一直欠缺一个牵头的协会类的组织机构去凝聚行业力量，向上传达行业诉求。目前储能领域的协会组织几乎被电储能所主导，他们形成了一个强大的利益共同体，储热的发声机会和空间几乎没有。
储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方不一样。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。以广东地区为例，目前 AGC 服务调节电量的补偿标准能够达到 80 元/MWh，电力辅助服务存在盈利空间。
储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能大多分布在在华北、西北、东北地区，太阳能大多分布在在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在 4%以上，仅2018 年弃风弃光量合计超过 300 亿千瓦时。锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再次生产的能源，减少甚至避免弃光弃风现象的发生。风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响，输出功率具有波动性、间歇性的特点，将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响， 锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动，来提升并网风电系统的电能质量和稳定性。
储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。
峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产所带来的成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证
的安全与稳定。储能用于峰谷电价套利,用户都能够在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此能够更好的降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。用户侧储能主要使用在场景及案例
大电流充电对区域电网的冲击，另一方面通过峰谷差价，给充电站带来了非常可观的收益。目前已经覆盖了大部分地区，在全国江苏、广东、四川、云南、陕西、山东等等很多省份均有建设投运。2工业园区
目前大多数用户侧储能项目都建设在工业园区内。2018年1月报道，江苏无锡星洲工业园内，新加坡工业园
配网储能电站储能容量为20MW/160MWh，是当时全球最大商用储能电站。该项目是首个接入国网江苏省电力公司客户侧储能互动调度平台的大规模储能电站，也是首个依照江苏省电力公司《客户侧储能系统并网管理规定》并网验收的项目。除此之外，还有江苏启东螺丝厂、食品加工工程、污水处理厂、信义空调园区等也有安装储能设施。3数据
的稳定性和可靠性，万克能源和阿里巴巴合作，在阿里巴巴上海数据中心建设了数据中心储能系统，在双十一期间为数据中心提供了电力保障。储能系统并联接入数据中心，简化了数据中心供电的串联级数，优化改进了电源结构，大幅改善了数据中心应急电源的容量和备用时间，进而逐渐增强了数据中心的供电可靠性。此外，储能系统还可通过削峰填谷、容量调配等机制，提升数据中心电力运营的经济性，节能降耗，低碳环保。4通信基站
2018年1月4日，中国铁塔公司在北京与重庆长安、比亚迪、银隆新能源、沃特玛、国轩高科、桑顿新能源等16家企业，签订新能源汽车动力蓄电池回收利用战略合作签约仪式。据了解基站储能电池需求巨大，中国铁塔公司在全国范围内现有近200万座基站，备电、削峰填谷、新能源站等合计需要电池约13600万kWh，每年新增储能电池需求约2500万kWh。
2018年5月9日，德令哈现代有轨电车项目首列车，在中车四方股份公司下线，该车采用超级电容和钛酸锂电池混合储能技术，堪称超级电容有轨电车的“升级版”。2018年已投入运营，是首列开进青藏高原的现代有轨电车，也是世界上运营海拔最高的有轨电车。
港口是用电大户，随着港口规模的逐步扩大，其对电能的消耗也得到慢慢的变多的关注。港口主要用电负荷集中在大功率、长时间工作的设备。江苏连云港拟在港口岸电系统中建设5MW(1MW超级电容+4MW锂电)储能电站，满足总量10MW以上以及单个泊位3MW以上岸电接入需求，岸电满负荷运行的情况下，留有足够裕量，满足多种随机性电源和负荷的接入需求。
目前，在我国的一些偏远山区、海岛等远离城市的地方，任旧存在着一些未通电或者供电不稳定的“电力空白区”。2018年5月27日，我国首个远海岛屿智能微电网在三沙永兴岛建成，通过柴油发电、光伏、储能等多种能源互补，将永兴岛的供电能力提高8倍，同时也实现光伏等清洁能源100%的优先利用，未来还能轻松实现波浪能、可移动电源等多种能源的灵活接入。
2018年12月31日，由上海电建福建公司承建的福建玛高爱纪念医院750千瓦/1.8兆瓦时储能项目一期工程顺利投运。该工程为福建省首个医院系统储能项目，在电网正常供电时能轻松实现对电网的削峰填谷，在电网停电的情况下能快速断开电网，保证医院重要负荷的供电，快速接入，充当UPS(不间断电源)的功能保证医院重要负荷不断电，为医院平稳运营提供坚实的电力保障。
南都电源的北京蓝景丽家用户侧商业综合体智慧能源储能电站位于北京市海淀区北三环，项目总规模1MW/5MWh，其中首期投运规模为500KW/2.5MWh，项目总占地170平米。储能系统在400V低压侧接入商场配电房母线日，实现了家居商场容量电费管理和电量电费的管理，解决了家居
线路无法扩容改造，以及电动汽车充电接入带来的冲击电网的痛点，实现削峰填谷智慧储能服务，同时还可参与电力需求侧响应。此外，据北极星储能网了解，北京昌平多乐港也在规划建设储能设施以削峰填谷节约电力费用。10军区营地
新疆某戍边高原营地，由电建集团新能源公司投资建设的全军首个军民融合可再次生产的能源局域网项目于2018年8月启动，2018年12月26日正式并网。项目主要新建光伏、风力和储能电站，配套建设输电线路、应急柴油电站和智能微网管控系统等。建成后能源自给率超过90%，成为国内最大的可再次生产的能源局域网，不仅能较好满足军地双方照明、供暖、制氧、取水和装备等综合用能需求，而且还可非常大程度上减轻油料、煤炭等后勤保障负担，初步构建绿色低碳、安全高效、可持续的高原现代能源体系。
2018年11月消息，阳光家庭光伏储能电站落户安徽庐江县政府大楼，成为政务楼宇光伏储能项目的全国首例应用.电站装机容量约6千瓦，采用阳光家庭光伏储能系统实现离网独立式发电供电。每年可发6000多度电，为大楼输送源源不断的清洁电力。
2018年12月5日，业主方上海玉海棠生态农业科技有限公司正式移交鉴定书。至此，上海电气电站集团的崇明
田园“互联网+”智慧能源示范项目系统全部完成调试。该示范项目是针对三星镇新安村特有的生态环境、发展规划和居民需求，量身定制的集“风光储充”于一体的智慧能源项目，是建设崇明世界级生态岛的重要一环。白天CIGS薄膜光伏发电后存储在梯次利用动力电池中，晚上亮灯时，储能系统中的电释放开来，草帽论坛、海棠左岸等富有当地特色的建筑依次点亮。至此，一场以可再次生产的能源、储能、能源管理系统为核心应用的乡村能源的升级和变革正在拉开帷幕。13银行
2018年11月3日，上海招商银行大厦1MW/2.56MWH储能系统顺利并网。该项目是上海市首个商业化应用楼宇用户侧储能项目，也是国内金融企业利用自有物业建成的首个储能项目。该项目由中国广核新能源控股有限公司(简称“中广核新能源”)出资建设，建筑物业主为上海招商银行股份有限公司，广州智光储能科技有限公司(简称智光储能)为该项目提供综合解决方案。项目坐落于上海市浦东新区中心位置，建设地点为招商银行上海大厦，占地103平米，利用“削峰填谷”模式为上海招商银行大厦提供节能服务。
参与建设的北京拉斐特城堡酒店1MW/2MWh储能项目，是削峰填谷应用类储能项目，是500MWh 储能设施国际采购项目中首个建成并投运的储能电站，从确认订单到完成交付仅历时45天。抽水储能占主导市场
中国市场与全球类似，抽水蓄能占据主导地位。在储能装机的类型分布中，我国呈现与全球类似的特点，根据 CNESA 数据统计显示，截止 2018年底我国储能整体装机中抽水蓄能占比达到 95.8%，电化学储能与其他储能方式共存，其中电化学储能市场占比为 3.4%，熔融盐蓄热储能市场占比 0.7%，而飞轮储能，压缩空气储能市场占比均不足 0.1%。
根据中国储能分会多个方面数据显示，我国储能装机主要分布在西北和华东地区，两者合计占装机总规模的49%;其中西北地区大多分布在在新疆、甘肃省，华东地区大多分布在在江苏、浙江等省份。此外西南、华南、华北地区储能装机估摸占比分别为 14%、12%及 15%;其中西南地区大多分布在在云南省，华南地区集中在广东省，华北地区则大多分布在在山东、山西和内蒙古等省份。华中及东北地区的储能装机量极少，占比均为 5%，其储能装机大多分布在在湖南省、辽宁省。
抽水蓄能的主导地位仍然不会改变。抽水蓄能属于大规模、集中式能量储存;其技术非常成熟，每瓦储能运行成本较低，可用于电网的能量管理和调峰;但其建设完全依赖于地理条件，即当地水资源的丰富程度， 并且一般与电力负荷中心有一定的距离，面临长距离输电的问题。2016 年以来全球抽水蓄能的装机增速持续下降，2018 年装机增速仅为 0.6%;而从我国的情况去看，2018 年我国抽水蓄能装机规模同比增速为 5.3%，高于全球水平。短期来看我们大家都认为抽水蓄能成本更加的便宜，并且随着特高压输电的不断建设，电力损耗有望进一步减少，抽水蓄能在储能应用中的主导地位短期内仍然不会被动摇。
电化学储能是储能市场保持增长的新动力。无论是从全球还是中国的装机情况去看，2018 年都能够说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年。从全球角度来看，2018 年电化学储能装机规模达到 6625MW，同比增长 126.4%;占储能市场装机规模比重从 2017 年 1.67%提升到 2018 年的 3.70%。从中国市场来看，2018 年我国电化学储能装机规模达到1072.7MW，同比增长 175.2%;占我国储能市场装机估摸比重从 2017 年1.35%提升到 2018 年的 3.43%。我们大家都认为随着电化学储能技术的一直在改进，电化学储能系统的制造成本和维护成本不断下降、储能设备容量及寿命逐步的提升，电化学储能将得到大规模的应用，成为中国储能产业新的发展的新趋势。根据中关村储能产业技术联盟数据预测，到 2020 年我国电化学储能市场占比将进一步从 2018 年的 3.43 提高到 7.3%。
图 13：到 2020 年电化学储能占我国储能装机比重有望达到 7.3%
储能、电磁储能和电化学储能三种形式，而抽水蓄能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，去年底国内抽水蓄能产能达30GW，综合效率在70％到85％之间，且仅有0.21-0.25元/kwh的度电成本，在各种储能技术中成本最低。在过去，由于市场运行向来以效益为首要目标，虽主基调一直支持抽水蓄能发展，国内大部分水电站也都能改成混合式抽水蓄能；
但厂网分开机制下，前期投建所需的资金较大，更多也需要电网自己花钱建设，叠加电能-势能-电能的区间能量损耗问题（耗4度电抽水发3度电），不仅进展缓慢，A股市场各路资金也对这一细分新能源赛道缺乏“兴趣”。
站点105个，总装机容量1.2亿千瓦，并提出到去年实现1.1亿千瓦装机（装机3149万千瓦）。但截至到目前，抽水蓄能电站建成规模尚不足规划目标的1/3，严重滞后。不过，随着能源转型的不断推进和碳中和远大目标提出，以煤炭（仅单向调峰）为代表的传统能源受到限制，而光伏、风电等新能源的随机性和反调峰的特点，能起到削峰填谷调节和解决部分风光发电的储存调节问题的抽水蓄能（双向调峰），也得以重新登台亮相。
能源局发布新的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，内容提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较翻一番，达到6200万千瓦以上，到2030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。
在持续向清洁能源的结构转型中，储能将在未来发挥重要角色，而抽水蓄能作为当前最成熟和装机最多的储能方式，相对化学储能，也更环保更符合碳中和远景，在产业政策的不断扶持催化下，仍不失为需要我们来关注的赛道之一，最后附上相关概念名单，仅限交流探讨之用。
国内抽水蓄能行业龙头，市场占有率高达80%。公司主营从事水利水电建设、其他电力建设与基础市政设施工程建筑及电站，拥有完整的水电、火电、风电和光伏发电工程的勘察设计与施工、运营核心技术体系。
近年累积的锂电等储能约51个订单(抽水储能38个、电化学约13个)，包括国内装机容量最大的惠州抽水蓄能电站(总装机容量244.8万千瓦)和广州抽水蓄能电站(总装机容量240万千瓦)均出自公司及子公司承建。
区域性发电龙头，国内规模第二段水电公司，公司业务核心为水力发电业务，占据营收的绝对核心，拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权，糯扎渡水电站和小湾水电站是其核心的两座主电站，在托巴水库投产之前，公司依托澜沧江沿线很丰富的风光资源进行新能源业务开发。
国际化方面，稳步推进境外项目投资，已在海外多地布局水电站和储能电站，已在缅甸太白江、罗马尼亚等多地建有抽水蓄能电站。
国内“五大四小” 发电集团之一，发电装机容量位居国内前列，长江电力连续增持。主营业务以水电、火电和新能源三大模块为主，控股雅砻江水电和甘肃小三峡水电等多个能源主体，锦屏一、二级水电站投产后，清洁能源比重不断提高。
在抽水蓄能电站建设方面，公司旗下控股的雅砻江流域抽水蓄能可开发规模约1000万千瓦，也已设立雅砻江流域清洁能源基地。
火电企业代表之一，旗下所属8台机组为豫北、豫南地区的重要支撑电源。主要是做火电项目的投资管理，同时涉足新能源项目投资建设，正处于能源转型期，拥有8个风电场大概年底并网，参与屋顶分布式光伏开发试点建设工作。
在抽水蓄能方面，公司成立鲁山豫能抽水蓄能，拟在河南鲁山投建电站总装机容量120万千瓦，安装4台30万千瓦单级立轴混流可逆式水轮发电机组。
电力装备制造业龙头，研制完成世界首台百万水电精品水轮机，业务以发电设备的研产销为主，产品覆盖传统能源和新能源的所有的领域，拥有完整的电站改造与全生命周期服务能力。
东方电气是抽水蓄能上游设备的核心供应商，在抽水蓄能水电市场处于行业领头羊，水轮机市场占有率高达40%，旗下的白鹤滩1000MW混流式机组水轮机项目是代表着世界领先水平的大型抽水蓄能机。
区域性热电联产龙头，中报归母净利润9300万元，同比上升10%。主营业务涉及热电联产、生物质发电、抽水蓄能和综合能源服务，以及能源类相关金融投资等业务，在抽水蓄能方面，旗下控股子公司宁波溪口抽水蓄能电站有限公司经营抽水蓄能业务。
国际化经营的上市公司，多元化布局，近4个季度净利润持续快速地增长。主业以以水电设备为核心,核电设备、特种
为重点，涉及水电、核电、油气等诸多板块，拥有应用于华龙一号核电站的三代压水堆核电控制棒驱动机构技术，也是韩国SIHWA潮汐电站项目的供应商。旗下全资子公司浙富水电主要是做大中型成套水轮发电机组的研产销，产品覆盖贯发电机组，水
程机电总承包、抽水蓄能发电机组以及电站机电设施总承包项目等。湖北能源：9月份以来浮动16%，滚动市盈率12
地区电力龙头，公司主要营业业务为能源投资、开发与管理，主营业务已形成水电、火电、核电、新能源、天然气、煤炭和金融“6+1”的业务板块。目前也正开展湖北省内部分地区抽水蓄能电站项目前期工作，与三峡能源携手签约黄冈罗田平坦元抽水蓄能项目。
浙能集团境内水电、风电及光电开发与投资的唯一平台，公司业务包括风力发电项目的投资、开发、建设和运营管理，拥有自建 7 座水电站、13 座光伏电站和 4 座陆上风电场，通过不断的并购扩张，旗下共有3家参股子公司主营方向为抽水蓄能电站。
国内水利经济十强企业，同比增长111%。作为水力发电为主业的电力公司，其所在西部地区水力资源丰富，同时水面落差更大，主营发电、供电、勘察设计安装、节水安装销售以及蒸汽销售，所投产的水电装机容量共计26.98万千瓦。
在抽水储能方面，公司表示将加强储能新技术储备和研究，提升方案制定能力和项目实施能力，为用户开展峰谷套利、分布式光储、需求侧响应等服务，探索充储与市场化售电协同的商业模式。
新能源装备综合制造企业，国内仅有的能够同时批量供应风电锻件、风电铸件和风电结构件的企业，球墨铸铁管管模及MW级风力发电机主轴是核心竞争力的产品，抽水蓄能产品大多分布在在水轮机方面，有优质的合作客户。
安徽省最大的发电集团，归母净利润1.02亿元，同比下降79%。公司电力业务以燃煤火力发电为主，控股火电装机容量为708.58万千瓦，发电量267.45亿千瓦时（含核、风），在抽水蓄能方面，参股的抽水蓄能项目桐城抽水蓄能电站已列入145纲要。