储能技术可以改变电能生产、输送和使用必须同步完成的模式，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性，成为支撑可再生能源发展的关键技术之一。储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。国家能源局和有关部门先后发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》和《“十四五”能源领域科技创新规划》，为新型储能创新方向和规模化发展提供了指导意见。
储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，没有任何一种技术可以同时满足所有储能场景的需求。其中抽水蓄能是中国目前最为成熟的电力储能技术，但选址受地理因素限制较大且施工周期较长，在电力系统中的应用受限。以电化学为代表的新型储能具有调节速度快、布置灵活、建设周期短等特点，已成为提升电力系统可靠性的重要手段。作为新型储能的主力军，电化学储能已经开始从兆瓦级别的示范应用迈向吉瓦级别的规模市场化。
目前各类电化学储能技术尚处于商业化早期或示范阶段，在性能提升与成本下降上有非常大的空间。 尚没有一种储能技术可以适用于所有应用场景，短时间内不会出现“一统江湖”的储能技术，各类技术路线也需要在不断发展的过程中由市场来检验。以市场应用为导向，开发“高安全、低成本、可持续”的各类新型电化学储能技术，尤其是随着新能源发电比例的快速提升，大容量长时储能技术和长寿命大功率储能器件的开发将成为储能产业技术创新发展的重要方向。
电化学储能产业具备几大特点，
电化学储能产业链分为上游设备商、中游集成商、下游应用端三部分。上游设备包括电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、热管理和其他设备等，多数从业者为其他相近领域延伸而来；中游环节核心为系统集成+EPC；下游主要分为发电端、电网端、户用/商用端、通信四大场景。
储能产业链多数企业参与其中 1-2 个细分领域，少数企业从电池到系统集成，甚至 EPC 环节全参与。
从成本来看储能电池和储能变流器占总成本比重约60%和15%，作为价值量最大、技术壁垒最高的核心环节，有望率先受益于储能需求的爆发。
储能电池和动力电池系统在技术原理上并没有显著差异，本质上主要用于新能源汽车的动力电池也属于储能型电池，只不过在应用领域上划分为动力电池、消费电子电池、储能电池。一座10MW/20MWh储能电站相当于260辆比亚迪汉EV带电量，储能系统大容量对电池一致性、系统成本和使用寿命要求更高，更加考验电池管理系统和能量管理系统性能。动力电池需要更高的功率响应速度，储能偏向低成本和稳定持久性。
由于储能电池循环次数更多，电池组之间的一致性不同， 生热失控的风险更大。储能电池对于安全性的要求更高，楼宇、商超等人流密集的感地区及备电领域安全事故的损失和影响是无法接受的，因此需要更稳定更安全的热管理统。
按储能路线分类
电池组是储能系统最主要的构成部分。不同类型的电池在能量密度、功率密度、成本、安全等方面各有差异。
2022年6月29日，能源局发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。从电池类型看，磷酸铁锂短期性价比更佳。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="844" data-rawheight="393" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="844" data-original="https://pic4.zhimg.com/v2-35542ca24835bcc51a281c8a4012dff3_r.jpg" data-actualsrc="https://pic4.zhimg.com/v2-35542ca24835bcc51a281c8a4012dff3_b.jpg">按功能分类
以功能分类，电化学储能可分为两种：能量型储能（高能量输入/输出）、功率型储能（瞬间高功率输入/输出）。
能量型储能：需要满足较长时间的放电需求，适用于新能源发电侧的储能、用户侧的峰谷价差套利等，未来趋势是容量不断扩大。 因此，对于能量型储能项目而言，电池系统的容量增大将带来项目产热量的提升，储能温控的需求及重要性将随之上升。
功率型储能：需要满足大功率放电需求，适用于电网侧调峰调频场景，未来趋势是电池高倍率化。火电机组联合调频、电网侧储能调频辅助服务等场景，要求储能电池实现高倍率充放电的需求，满足分钟级、秒级、甚至毫秒级功率调节的能力，快速响应负荷变化。新能源发电项目装机量的增加将加大电网侧调峰调频的需求，电池高倍率化驱使储能系统的功率密度不断提高，因而发热量亦将不断增大，储能温控的需求及重要性亦将随之上升。
按应用场景分类
根据投资和使用主体，电化学储能体现在三个环节：
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="597" data-rawheight="203" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="597" data-original="https://pic4.zhimg.com/v2-defb2473ce58eb0b7e89fc3a1d8c6d87_r.jpg" data-actualsrc="https://pic4.zhimg.com/v2-defb2473ce58eb0b7e89fc3a1d8c6d87_b.jpg">发电侧储能：就是在电厂旁边建个大型充电站用来存储电力。对应的电厂类型——风、光、火。对于风电和光伏而言，这二者的发电具有不稳定性和需求错配特征。火力电站配备储能电站主要目的，不是为了存储能源，而是为了调峰和调频。随着未来新能源发电的规模越来越大，电网的不稳定性也就越大，对火电这种稳定性发电源的调节要求也越来越高。配备电化学储能电站，也会减轻火电机组的调节压力。
电网侧储能：就是在传输的电网中布局储能电站。目的是调节电网的电压，起到一种调节和防御的作用。调峰指在电负荷较低的“谷段”，储能系统从电网充电；在电负荷较高的“峰段”，储能系统向电网放电，以此来平滑电力需求分布；调频指用电负荷变化引起电网频率改变时，电网内各运行机组的调节系统将根据各自的静态特性改变机组的功率，或通过增减某些机组的负荷，以恢复电网的频率，从而适应外界负荷变化的需要。
用户侧储能：在用户端安装存储电力的设施。目的是电费管理和电压调节。目前的居民用电价格机制是峰谷定价。当用电负荷增加的时候，峰谷价差被拉大。如果在低电价时给储能系统充电，高电价时给储能系统放电，就可以实现峰谷电价价差套利，降低用电成本。对于5G基站、数据中心等这类用户而言电能断供将会带来巨大损失，所以储能更多的是充当备用电源的角色。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="1440" data-rawheight="754" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="1440" data-original="https://pic1.zhimg.com/v2-4a54d4795ec4c8a31a88753abdd16070_r.jpg" data-actualsrc="https://pic1.zhimg.com/v2-4a54d4795ec4c8a31a88753abdd16070_b.jpg">储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节。储能变流器的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换控制，在并网条件下根据EMS指令对电池进行充放电以平滑风电、光伏等新能源出力；在离网条件下为负荷提供电压和频率支撑。与光伏逆变器相比，储能变流器的关键在于实现交流与直流的相互转换。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="1028" data-rawheight="590" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="1028" data-original="https://pic3.zhimg.com/v2-72def186c4d9ccf70ead719f0d0b39f2_r.jpg" data-actualsrc="https://pic3.zhimg.com/v2-72def186c4d9ccf70ead719f0d0b39f2_b.jpg">储能变流器通常由DC/AC双向变流器、控制单元等构成，其中，控制单元接收控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充放电，实现有功功率和无功功率调节。储能变流器通过接口与电池管理系统连接以获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。包括IGBT、电容、电感、电抗以及PCB板等电子元器件以及机柜、机 箱等结构件。与光伏逆变器在技术原理、使用场景、供应商及客户上具有较高重合度，厂商多同为光伏逆变器厂商。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="1461" data-rawheight="734" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="1461" data-original="https://pic1.zhimg.com/v2-2bb8634c3d3c0fdec74df0d156e9872c_r.jpg" data-actualsrc="https://pic1.zhimg.com/v2-2bb8634c3d3c0fdec74df0d156e9872c_b.jpg">作为储能变流器的核心设备，IGBT等功率器件对电能起到整流、逆变等作用，以实现储能电池充放电等功能。由于它的性能直接影响充放电效率，客户对功率半导体的价格敏感度低，而对其性能和可靠性要求较高， 因此过去储能变流器企业在器件选用过程中往往偏好性能更为卓越、稳定性更好的海外IGBT产品。受疫情以及地缘政治等因素影响，储能变流器的核心组件IGBT元件的国产化替代进程加快。
从产品上看，高电压、长寿命、高功率成为储能变流器创新发展趋势。从应用上看，储能变流器应用场景逐步丰富，具备光储充一体化的储能变流器应用逐步增多。
" data-size="normal" data-rawwidth="832" data-rawheight="366" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="832" data-original="https://pic3.zhimg.com/v2-ec93ac430e1eb7a50f5cae47c0e4282a_r.jpg" data-actualsrc="https://pic3.zhimg.com/v2-ec93ac430e1eb7a50f5cae47c0e4282a_b.jpg">未来IGBT器件将向着槽栅结构、精细化图形、载 流子注入增强调制、以及薄片化的加工工艺方向继续发展。同时随着IGBT芯片技术的不断发展，芯片的最高工作结温与功率密度不断提高，IGBT模块散热技术也要与之相适应。未来IGBT模块技术还将围绕芯片背面焊接固定与正面电极互连两方面同时改进，并同先进封装技术结合，更多的集成同样也是IGBT的发展方向，以降低产品尺寸并在模块内集成更多其他功能元件，如集成多种传感器及驱动电路，不断提高IGBT 模块的功率密度、集成度及智能化。除硅基IGBT外， SiC材料已被用于IGBT的研制。本土厂商斯达半岛、华润微等均已开始在碳化硅领域布局。
电池管理系统（Battery Management System， BMS）由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用在于对电池状态进行检测。基本工作原理为微控制单元采集传感器提供的电流、电压、温度等电池工作参数，分析电池的工作情况，估算其剩余电量决定是否启动保护电路或进行均衡。一般来说，BMS可实现单体电池电压电流温度检测、实时通信、内置充电管理、后备态管理、电量计算、健康状态、均衡管理、保护功能、数据存储等九大功能。其中，电压电流温度和电量计算直接决定电池组的寿命与安全性，是BMS的关键环节。典型的BMS由硬件电路、底层软件和应用层软件构成。其中，硬件电路是BMS的基础，包括元器件和印制电路板等；软件系统是BMS实现功能的主体和主要附加值所在。
从BMS各产业链的代表企业来看，上游集成电路行业的代表企业有士兰微、中芯国际、台积电等；印制电路板代表企业有鹏鼎控股、东山精密、深南电路等。在中游BMS行业，目前专注于储能BMS开发的厂商比较少，专业BMS供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池BMS供应商（如三星、LG、 宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能BMS产品。
热管理是储能安全的重要保障，也是BMS的关键环节。在充电中或充电后休止中，电池活性较大，电芯处于过充状态，电压升高形成内短路，容易造成局部热失控从而引发自燃失火等问题。由于过高或过低的温度环境都将导致电芯失控、BMS失效、PCS 保护失效、火灾防护失效等后果，引发储能安全隐患， 因此热管理环节是储能核心安全环节之一。 电化学储能温控系统冷却主要包括风冷、液冷、 热管冷却、相变冷却四种方式。相较而言，热管冷却和相变冷却的设计更加复杂，成本更高，当前尚未在储能温控方案中实际应用。目前电化学储能温控以风冷和液冷为主。风冷方案成熟度更高且初期投入较少，是当前储能温控主力方案。未来随着液冷技术和应用场景的不断成熟，其提升能量密度、减少占地面积、降低能耗等综合优势会进一步凸显，值得关注。
能量管理系统（Energy Management System， EMS）是运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。能量管理系统的重点则是了解电网的运行特点和核心诉求。此外，做好储能系统的热管理和智慧运维也是电池管理系统和能量管理系统的重要发展方向。
EMS主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及系统软件等部分。通过信息采集终端、 通信管理机、数据采集器等硬件设备，实现信息信号的采集、交换和传递。硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不超过50%，信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟，在系统软件方面，由于EMS公司需了解电网的运行特点和核心诉求，因此国内储能EMS相关公司主要为国网系公司，如南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等。
储能系统的运维大多是投资+运营一体化的模式，但一些专业化公司开始专注储能电站的智能运维和精细化管理。专业的储能运维管理平台的出现可推动储能运维领域SaaS模式逐步兴起。同时，智能平台在达到一定管理规模后，可形成虚拟电网参与电网服务或电力交易，获取增值收益。
电站的智慧运维是EMS未来发展的重要方向。直接补贴、设定配置比例等扶持政策可短暂地刺激储能装机，但市场的真正成熟离不开储能系统效率和循环寿命的提升，以及储能系统成本的降低。通过专业的运营维护及安全监控可以保障储能电站的健康高效运行，是降低系统成本的有效方法。
从深度上来说，储能电站的运维由浅入深大致可分为设备监测、数据分析、控制策略三个层面。
储能系统集成向上衔接设备厂商，向下打通电网服务，处于整个产业链的中下游。储能系统集成，是按照用户需求，选择合适的储能技术和产品，将各个单元组合起来，为户用、工商业、发电侧、电网侧等各类场景打造解决方案，使储能电站的整体性能达到最优。 目前主要的集成厂商可分为光伏、电池及电力三类。
光伏装机成本3.4元/W，以一个装机规模为500MW，储能配备比例为10%，放电时长2小时，使用寿命13年的储能系统为模型，不配备储能的情况下内部收益率为8.14%；在安装了储能系统的内部收益率为6.6%，明显降低了收益率。而综合储能可以减少弃光率的情况，内部收益率为7.12%。可见，目前集中式电站投资主体主动加装储能系统的动力是不足的。
" data-size="normal" data-rawwidth="554" data-rawheight="191" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="554" data-original="https://pic4.zhimg.com/v2-86f1e63d37e3423ceb70fb3edb315587_r.jpg" data-actualsrc="https://pic4.zhimg.com/v2-86f1e63d37e3423ceb70fb3edb315587_b.jpg">电化学储能在内的新型储能虽然可以提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，技术效果和社会效益显著，但由于缺乏明确的调度价格政策和成本分摊机制，国内新型储能项目目前还是以示范为主，并没有形成清晰的盈利点。因此，电化学储能的发展，尤其是新能源配储能项目，还需要政策机制的创新支持，以解决产业初期储能成本压力大和利用率低的问题。
电化学的效率革新，加速了电池的成本下降。特别是随着国内电芯成本下降和储能技术的进步，储能系统价格进一步下降。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="720" data-rawheight="317" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="720" data-original="https://pic4.zhimg.com/v2-c87abd7d6e6be44cadbd6b95d9e2feff_r.jpg" data-actualsrc="https://pic4.zhimg.com/v2-c87abd7d6e6be44cadbd6b95d9e2feff_b.jpg">逆变器环节利润弹性最高，受益最为明显。储能变流器的单W价值量、单W利润均为光伏逆变器的2-3倍，因此虽然储能变流器的绝对需求量在近几年仍低于光伏，但是其利润贡献比例相对光伏逆变器将大幅提升，行业整体利润比例将从2020年的14%提升至2025年的83%。
储能变流器成本占比低而重要性高，因此更能获取高溢价，且单位价值量、单位利润均远高于光伏逆变器，因此对环节弹性最高。
电池环节与动力电池企业基本重合，整体格局初现，龙头较为突出，但需注意储能电池的技术需求及产线长期将与动力电池分开。
系统集成及BMS环节相对更为混沌，但长期将出现分化。
根据CAPI预测，中性情况下，2022-2026 年中国光伏新增装机量分别为83、88、93、100、106GW，五年复合增长率分别为13%、17%、15%。2020年是陆上风电补贴的最后一年，抢装后增长速度回归平稳。根据GWEC预测，2022-2026年中国陆上风电新增装机量分别为46.28、50.18、49.68、50.15、 52.81GW，五年复合增长率12%，海上风电装机预计增加39GW。
电网侧仅起到调峰补充作用，电网侧调频需求率一般为3%~5%，火电调频需求约为2%，风光电波动性更强，假设每年增加0.4%。根据CNECA统计，2021年电网侧储能装机量2.01GW，电化学调频、调峰需求渗透率分别为2.12%、0.04%；假设2022-2024年储能调频渗透率每年增加1%。调峰渗透率为0.01%；2025-2026储能调频渗透率为2%，调峰渗透率为0.02%。电化学调频电流密度较大（2C），容量较小，时间较短；电化学调峰电流密度小（1C），容量较大，充放电时间较长；假设电化学调频、调峰时间分别为1h、2h。预计2022-2026年电网侧储能累计电量分别为4.33、6.28、8.74、13.53、19.58GWh，2022-2026电网侧新型储能增量约18GWh。
新能源蓝皮书2021预测2025年全社会用电量9.5万亿千瓦时，假设2022-2026用电量增速由5%到3%逐年下降，储能配制仍以工商业为主，用电量占全社会用电量比例维持在86%。电化学储能渗透率=用电侧储能累计装机/工商业功率；根据CNECA统计，2021年用户侧储能装机量1.37GW，则可以计算出2021 年电化学储能渗透率为0.08%；假设2022-2026年电化学储能渗透率增速每年增长0.01%，每套储能的充放电时长为2h。预计2022-2026年电网侧储能累计电量分别为4.25、6.17、8.55、11.44、14.89GWh，2022-2026电网侧新型储能增量约13GWh。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="1538" data-rawheight="609" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="1538" data-original="https://pic2.zhimg.com/v2-8df0e859d602d6e063cec50ceefe9429_r.jpg" data-actualsrc="https://pic2.zhimg.com/v2-8df0e859d602d6e063cec50ceefe9429_b.jpg">在全球气候变暖，各国共同应对气候变化的大背景下，全球能源消耗结构正在向低碳化转型。若要实现1.5°C气候情景，电力部门必须在本世纪中叶彻底脱碳，可再生能源规模化利用是实现电力部门脱碳的根本路径。为实现这一目标，到2030年，全球可再生能源装机容量需要达到10770GW，到2050 年接近27800GW。国家能源局数据显示2025年 风光发电量占比将逐年提高至16.5%左右。
与 世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020年中国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为15.8%，随着可再生能源比例提高和煤电的逐步退出，储能将迎来巨大的发展机遇。
" data-caption="" data-size="normal" data-rawwidth="792" data-rawheight="422" class="origin_image zh-lightbox-thumb lazy" width="792" data-original="https://pic1.zhimg.com/v2-3ab7cfaddacc9695e590a39b443c39c8_r.jpg" data-actualsrc="https://pic1.zhimg.com/v2-3ab7cfaddacc9695e590a39b443c39c8_b.jpg">参考资料
储能爆发的黎明时刻！
储能行业研究报告：储能迎来发展大潮
20220621-国泰君安-新能源前沿技术深度研究（一）：钠离子电池专题报告，吐故“钠”新，分庭抗“锂”
中金 | 储能专题：他山之石，详解海外电化学储能市场
20220809-东吴证券-南网科技-688248-聚焦新型电力系统核心环节，储能+智能化赋能高增
【龙马研究】储能行业投资分析 (qq.com)
电化学储能技术创新趋势报告—电力系统脱碳新动能
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