导语：2020年，我国提出“双碳”目标，致力于在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和。上个世纪70年代至今，随着经济发展，各经济部门加大了对煤炭、石油、天然气等化石能源的需求，化石能源的大量开发和使用是碳排放问题的根本原因。除此之外，我国石油对外依存度较高，严重威胁我国能源安全，能源供给不稳定。因此，转变能源发展方式，发展清洁能源是实现此战略目标的治本之策。
目前，我国能源清洁化水平较低，火力发电仍占据主导地位。与传统发电方式相比，新能源发电仍存在较大差距。随着“双碳”战略持续推进，新能源装机量有望持续增长。风电和光伏发电等新能源发电方式具有明显的不稳定性与不可控性。随着新能源渗透率的提升，电力系统的不稳定性增强，发电侧与用电侧的需求匹配困难，更需要足够的调节能力应对来自电力供应侧的随机变化，缓解因电力无法消纳而导致的“弃风弃光”问题。在此背景下，储能有广泛的应用空间。
此外，国家和地方积极出台各项政策，支持储能行业发展。在政策引导下，储能行业发展路径明确，降本路径清晰。储能的下游市场也逐渐拓展，发电侧、电网侧及用户侧应用场景逐步开拓，预计储能将迎来快速发展期。
储能的方式多样，抽水储能是目前市场的主导，占据超过86%的市场规模。但抽水储能面临严格的地理条件限制，不利于后续大规模应用。近年来，电化学储能成为主要的装机形式，发展前景广阔，有望成为未来新型储能赛道的主导技术。
下文将从储能市场的发展现状及未来发展的驱动力角度切入，对电化学储能电池系统的不同路径及下游应用场景展开介绍。最后，提出储能领域的投资建议，并对目前行业内典型公司进行简要梳理。
一、 储能的市场发展现状
储能即能量储存，可应用于发电侧、电网侧及用户侧，应用场景广阔。近年来，得益于政策的支持、下游应用市场的扩张以及技术不断革新，储能市场规模逐步拓展，预计未来仍有较大的发展空间。在各储能方式中，电化学储能是发展最快的技术路径，有望成为储能行业的主导。
(一) 储能市场驱动力充足，市场规模提升在即
1、储能行业的市场规模
近年来，全球储能市场增长迅速，进入爆发期。据CNESA机构测算，2021年，全球电力储能累计装机规模已达209.4GW，CAGR 为 4.5%。但自2021年起，全球电力储能装机明显提速，全球新增投运电力储能项目装机规模达到 18.3GW，同比增速高达185%。
我国储能市场尚处于起步阶段，在世界储能市场中的重要性日益凸显。根据 CNESA 统计，2015-2021 年，中国累计投运储能规模占全球市场总规模比值由11.0%提升至22.0%，仅次于美国。
储能市场未来仍有较大的发展空间。据开源证券预测，到2025年全球储能新增装机量为661.3GWh，预计市场规模过万亿元；我国储能新增装机量278.3GWh，是目前装机规模的六倍，预计市场规模近4000亿元，占全球储能市场近四成。
2、储能市场的行业驱动力
储能行业发展前景明确，发展驱动力充足。随着政策支持，新能源发电装机量提升，储能技术发展以及下游应用市场开拓，储能行业将迎来快速发展期。
2.1 国家及各省份层面积极出台储能相关政策，发力储能建设
近年来，国家及各省份层面积极出台储能相关政策，发力储能建设。
国家层面的政策促进了不同技术路径协同发展，推广下游多场景运用，推动新型储能价格机制建立，助力度电成本的下降。而地方层面的政策则多从新能源发电配储角度出发，对新能源配备储能做出了时间及配置比例的要求。
自2021年5月起，国家政策从市场要求、市场化交易机制等多方面对我国储能发展提供支撑。同时，提出了一系列引导政策，推动电化学储能技术的多元化。
我们梳理了储能行业国家层面近期出台的主要政策，在这些政策推动下，储能行业发展路线明确，降本路径清晰。
国家层面的政策梳理如下：
来源：观研报告网，浙商证券，天风证券，政府网站
新能源发电配储政策配置比例上升，储能长时化是大势所趋。地方政策上，各省市积极推进储能行业发展，有超过20个省份明确了新能源发电配置储能比例。目前各省市的配置比例基本不低于装机量的10%，其中内蒙古、河南、湖南等要求达到20%。储能时长大部分为2h，河北部分达到3h。
2.2 技术降本带来储能经济性提升
我国储能行业对政策依赖性较强，目前正处于从政策导向，向市场导向的过渡阶段，随着各类储能技术的不断成熟及商业化进程的加速，储能经济性将随之提高。
储能系统降本路径清晰，在电池技术路径及储能系统集成上均有较大下降空间。
电池技术路径上，电池组技术路径多样，随着技术发展，电池技术发展成熟，成本将会下降。电池组的成本下降路径将会在第二节中论述。度电成本下降，储能的经济性将逐步得以体现，从而进一步促进其推广和应用。
在储能系统集成上，储能系统的成本主要由电池组及控制系统组成。其中，电池组是储能系统的主要成本来源，约为60%，控制系统约占储能系统成本的25%。若储能系统功率密度、储能容量以及使用寿命得以提升，储能建设成本将有效得到分摊，度电成本也将随之下降。据测算，当储能系统功率从1000V提高到1500V时，电池系统的成本将下降10%。
2.3 储能下游应用场景逐步拓宽推动储能需求日益增加
为实现“双碳”战略目标，国家积极布局新能源发电。光伏及风电度电成本下降，可再生能源发电装机量与日俱增。与传统发电方式相比，新能源发电仍存在较大差距，新能源装机量将持续增长。据中国光伏行业协会预测，2021年以后，光伏新增装机量CAGR达到19%，较2016-2021年的CAGR增加近10%。
随着新能源渗透率不断提升，储能下游市场应用场景增加，需要储能系统调节来自电力供应侧的随机变化，储能行业发展空间广阔。且由于风电、光伏等新能源发电具有明显的不可控性，电力系统的不稳定性增强。电负荷的波动可用于衡量电力系统的稳定性。
(二) 储能技术百花齐放，电化学储能已成为新型储能主流技术路径
1、储能的技术路径分类
储能技术路径多样，主要分为热储能、电化学储能、机械储能及氢储能四大类别。其中抽水蓄能是目前主要的储能形式，2021 年占比 86.3%，新型储能主要包括电化学储能、机械储能、和氢储能等，2021 年占比 12.5%，其中以锂离子电池方案为主。
2、储能技术路线对比
抽水储能是目前运用最为广泛的技术路径，占据储能市场超过85%。近年来，电化学储能装机量保持高速增长，在储能市场中的重要性逐渐提升。已成为新型储能主流技术路径。
在下表中我们从行业发展阶段、技术成熟度、使用成本、综合效率等维度，对电化学储能、热储能、机械储能、氢储能等储能技术进行对比。
可以看出，相较于其他储能技术路径，电化学储能受空间、地域影响较小，未来有望得到更为广泛的应用。此外，相较于其他新型储能技术，电化学储能的商业化程度更高，技术路线也更为成熟，且价格相对适中，使用场景多样。因此，综合考虑不同储能技术的优缺点及储能行业发展现状，我们认为电化学储能在未来仍将是主流的新型储能技术路线。
二、 电化学储能系统产业链拆解
如前文所述，目前市场上储能技术多样，各储能技术处于不同的技术发展与商业化阶段，适用范围也不尽相同。其中，电化学储能凭借较高的技术成熟度与较少的空间地域限制，仍将是未来主流的新型储能方式。
完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。
电池组是电化学储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。
如上图所示，在电化学储能系统的成本构成中，电池是储能系统中最为重要的组成部分，成本占比60%；其次是储能逆变器，占比20%，EMS（能量管理系统）成本占比10%，BMS（电池管理系统）成本占比5%，其他为5%。
下面，我们分别针对电化学储能系统的各个重要部分展开介绍，进一步探究它们的发展现状及应用前景。
(一) 电池组技术路线多样，锂电储能商业化程度最高，钠电储能、液流储能更具潜力
电池占储能系统成本的60%，是储能系统中成本占比最高的部分。目前锂电池储能是电化学储能中最为成熟的技术路线，占据了电化学储能市场92%的份额。此外，钠硫电池、铅蓄电池以及液流电池占据了电化学储能中小部分的市场份额，钠离子电池储能等储能方式也逐渐兴起，电化学储能呈多元化发展态势。
在新建的储能系统中钠硫电池已被禁止使用。此外，铅蓄电池由于能量密度低，使用寿命短，也已逐渐被市场淘汰。因此，本文将主要探讨锂电池、液流电池及钠离子电池在储能领域的应用前景。
1、锂离子电池是目前主流的电化学储能方案，但发展瓶颈逐步显现
目前，锂离子电池储能占据了电化学储能市场大部分的市场份额。锂离子电池主要包括磷酸铁锂电池与三元锂电池。根据相关政策，三元锂电池已被禁止在储能领域使用。下文讨论的锂电池主要指磷酸铁锂电池。
1.1 锂离子电池是当前应用最为广泛的电化学储能方式
锂电池储能是使用最为广泛的电化学储能方式，这是由其技术优势与成本优势共同确定的。受益于动力电池行业的蓬勃发展，磷酸铁锂电池得到大规模应用，技术也得到不断迭代而趋于成熟。生产效率提升叠加规模效应，带动磷酸铁锂电池成本下降，拓宽下游市场使用规模，从而形成正向循环。
同时，由于前期光伏发电强制配储，发展较为成熟且成本较低的锂电池成为首选。在储能发展前期，退役动力电池可通过拆解重新运用到储能领域，具有较大的成本优势，因此锂电池储能成为电化学储能市场的先进入者。
1.2 锂电池储能发展面临的瓶颈
尽管锂电池是目前电化学储能的主流技术路径，但锂电池在储能领域的进一步推广面临扩容难、安全性低、资源受限等问题。这一系列问题成为限制锂离子电池在储能领域发展的主要瓶颈。
锂电池功率装置与储能容量装置绑定，在不提升功率的情况下，增加电池数量是唯一的扩容路径。因此，随着容量的提升，储能系统的电池成本将等比例上升。
同时“热失控”所带来的安全性问题也是制约锂电池在储能市场发展的另一重要原因。近年来，全球出现多起由于锂电池“热失控”导致储能电站爆炸事故。随着能量密度提高，锂电池的热失控问题将更为突出。
此外，受上游锂资源的约束，随着其他电化学储能技术的不断成熟及商业化推进，锂电池储能的成本优势将逐渐消失。近年来，动力电池对锂的需求上升，拉升了锂的价格，磷酸铁锂电池价格持续攀升。另一方面，随着中大型电化学储能电站禁用梯次利用锂电池政策的出台，在大型储能场景中，锂电池储能的成本将进一步提高。
2、钠离子电池产业化基础良好，在储能领域更具成本及性能潜力
就电化学储能市场格局来看，锂电池仍处于垄断地位，钠离子电池和液流电池占还很低，其中，钠离子电池占比3.6%，液流电池占比仅0.7%。相较于锂离子电池，钠离子电池未来更具有降本潜力，而液流电池由于功率与容量解耦，未来在大规模长时储能场景中将更具优势。因此，随着技术的不断成熟和产业化进程的推进，钠离子电池及液流电池在未来储能市场中将有着更为广阔的市场空间和发展前景。下面我们将对这两种新兴的电化学储能技术展开介绍。
钠离子电池与锂离子电池工作原理相似，生产设备大多兼容，为钠离子电池的产业化打下了良好基础。目前，已有1 MWh钠离子电池储能系统进入试产阶段。钠离子电池有望接力锂离子电池，成为储能领域主流的电化学储能方式。
2.1 储能领域钠离子电池更具有成本和性能优势
与锂电池相比，钠离子电池具有成本更低、充电倍率更高、安全性能更优的特点。
从钠离子电池的成本组成来看，钠离子电池的正负极材料、电解液、隔膜等成本均低于锂离子电池。正极材料方面，锂电的正极材料通常为磷酸铁锂，钠离子电池的正极主要有层状金属氧化物、聚阴离子化合物及普鲁士蓝类化合物，这三种材料价格均显著低于磷酸铁锂。负极材料上，钠离子电池运用的硬碳是石墨价格的近1/2。此外，关键辅料如电解液、隔膜和集流体等成本也更低。据钠离子电池厂商中科海纳测算，钠离子电池相较于锂离子电池成本下降约30%，具有较大的成本优势。
此外，钠离子电池高低温性能相较于锂离子电池也更为优异。这将在储能系统层面降低空调系统的功率配额及温度控制系统运行时长，进而降低储能系统的一次投入成本和运行成本。
除了成本较低以外，钠离子电池具有更高的充电倍率及更好的安全性。相同浓度的钠盐电解液具有比锂盐电解液更高的离子电导率，因此，钠离子电池具有较高的充放电倍率，在规模储能调频时得到更好的应用。此外，钠离子电池内阻较高，瞬间发热量少，且电极材料具有优异的热稳定性，整体而言较锂离子电池更为安全。因此，从技术可行性上看，相较锂离子电池，钠离子电池在储能领域的应用更具潜力。
2.2 钠离子电池存在能量密度低与循环寿命短的缺陷
尽管在成本、低温性能和安全性方面，钠离子电池优势明显，但其在循环寿命与能量密度方面的劣势也不容忽视。
钠离子电池目前的主要短板在于循环寿命较短，能量密度较低。钠离子电池的循环寿命仅有2000次左右，能量密度约为180~280Wh/L，远低于锂电池5000次的循环次数及200-350Wh/L的能量密度。但这并非制约钠电池应用于储能电站的主要瓶颈。
2.3 钠离子电池的产业化瓶颈
钠离子电池正负极材料等活性材料的规模化供应渠道缺失，电池稳定性难以保障，成为目前钠离子电池产业化的难点。
钠电池大部分非活性物质如隔膜、外壳等可借鉴锂电池成熟的产业链，电解液也已有成熟的量产技术。但正负极材料与锂离子电池差异较大，且存在多种技术路径，供应渠道尚未成熟，目前还处于产业化初期阶段。
正极材料体系尚未形成。目前正极材料分为三类，主要有层状金属氧化物、普鲁士蓝类化合物及聚阴离子类化合物。其中层状金属氧化物为目前主流的技术路线。金属氧化物合成方便、结构简单，原料来源广，但循环性能较差。普鲁士蓝类化合物具有较高的电压和可逆容、成本低等优点，但普鲁士蓝类化合物热稳定性较差，仍存在一定的安全性问题。聚阴离子类化合物相比前两种材料具有更好的循环性能及安全性能，但目前工业化合成成本较高。三种正极材料各有优缺，目前尚未形成统一的正极材料体系。
下表对钠离子电池不同正极材料的优劣势，以及龙头厂商在正极材料中的布局做了简要概括：
负极材料体系也尚未确定。钠离子电池的负极可分为硬碳、软碳和硬软复合碳，其中硬碳目前主流路线。软碳的结构规整程度较高，导电性较好，原材料丰富，成本低。但软碳负极首次充放电的不可逆容量较高。且其在高温下容易石墨化，层间距会减小，降低材料的储钠能力。硬碳比容量和首次充放电效率优于软碳，但硬碳加工要求更为严格，开发成本高于软碳，成本成为制约其发展的主要因素。
下表对钠离子电池不同负极材料的优劣势进行简要概括：
钠离子电池尚未完全实现产业化，导致其成本优势无法完全显现，且产能受限，在储能上仍未实现大规模运用，随着技术突破，供应渠道进一步完善，钠离子电池产业化进程有望进一步加速。
3、液流电池在长时储能领域潜力巨大，但目前还处于产业化初期阶段
除了钠离子电池，液流电池在新型电化学储能中也被寄予厚望。目前，液流电池的主要有钒液流电池、铁铬液流电池及锌溴液流电池和锌铁液流电池，所处的发展阶段不尽相同。其中，钒液流电池商业化程度最高，已进入商业化阶段，其他液流电池仍处于示范阶段。
因液流电池在容量、安全性、使用寿命等优势，有望在部分场景中实现对锂离子电池的替代。但现阶段，初始投入成本大是制约液流电池发展的主要因素。
3.1 液流电池储能在大规模长时储能中有广阔发展空间
液流储能具有易扩容、高安全、长寿命的特点，因此在大规模长时储能领域相较锂电池储能更具发展潜力。
易扩容：液流电池提供功率与储存能量的装置分别为电极与电解液，功率与容量解耦，意味着液流电池可通过增加电解液容量达到提高电池的储能能力的效果。
高安全：液流电池结构决定了其安全性较高，是更为可靠的技术路径。液流电池电解液位于电池外部，在常温常压下运行，不存在“热失控”的风险。长寿命：由于液流电池的正、负极活性物质只分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其它电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池。因此，与锂电池相比，液流电池循环次数明显增加，可基本实现容量零衰减，有更长的使用寿命。
在大规模储能场景中，电池体积不是首要考虑因素，因此液流电池的能量密度较低导致的电池体积较大问题对液流电池的普及影响较小。此外，液流电池安全性较高，不存在锂电池出于安全性不可堆叠等限制条件，反而可以采用更紧密的排列方式，从而部分弥补其在能量密度上的劣势，节省储能项目的土地占用。
3.2 液流电池初始投资成本较高，但未来降本路线清晰
尽管液流电池具有大容量、高安全、长寿命的优势，现阶段，初始建设成本较高是制约其发展的主要因素。以全钒液流电池为例，初始投资成本约为2500-3000元/kWh。而其他技术路径如铁铬液流电池，由于尚未实现商业化，初始投资成本更高，达到4000元/kWh，远高于锂电池的1500-2000元/kWh。
但液流电池有较为清晰的降本路径。一方面，随着液流电池实现商业化，规模效应显现，供应链发展成熟，将有效降低初始投资成本。另一方面，液流电池的后续运维成本较低，且使用寿命长，平均投资成本得到有效分摊。锂电池在全生命周期需要更换3-5次电池，而液流电池不需更换电池，仅需更换、添加电解液，有效降低了后续成本。
综合来看，液流电池的循环寿命远大于锂离子电池，但在效率和能量密度上与锂离子电池有一定差距，且初始投资成本更高。
尽管其他液流电池技术路径相较于锂电池有较高的初始投资成本，但各厂商积极寻找降本路径，以推动经济效益提升，加速商业化进程。据安信证券测算，基于当前应用较广的 4h 储能系统，更长的寿命、更低的衰减以及更大的充放电深度使得全钒液流电池全生命周期内的度电成本为0.6元/kWh，已略低于锂电池的度电成本。
3.3 液流电池技术路线多样，全钒电池商业化程度最高
钒液流电池是目前运用最为广泛的液流电池技术，已经实现初步商业化。锌铁液流、铁铬液流及锌溴液流技术路径目前处于技术示范阶段，未来有望实现商业化。
全钒、铁铬、锌铁及锌溴电池在循环寿命、度电成本方面均有差异，优劣势与面临的技术瓶颈不尽相同。以下对这几种技术路径进行对比：
(二) 储能系统控制设备PCS成熟度较高，EMS、BMS国产替代未来可期
在储能系统中除电池外，以PCS、EMS及BMS为主的控制设备也是组成储能系统的关键部件。PCS、EMS、BMS分别占电化学储能系统成本的20%、10%、5%。其中，PCS是连接电池组与电网之间的桥梁，EMS、BMS则对电池组的信息进行传输与控制。
下面，我们分别对PCS,EMS及BMS的市场竞争格局和未来发展趋势进行分析。
1、PCS或将复制光伏逆变器竞争格局
储能变流器（PCS）处于蓄电池组和电网之间，是实现电能的双向转换的装置。放电时可将蓄电池的直流电转变为交流电输送给电网，充电时可以将电网的交流电整流为直流电实现充电。同时，PCS还可通过与BMS通讯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。
储能PCS或将复制光伏逆变器的竞争格局：储能PCS与光伏PCS产品相似性较高，主要客户均为电站开发商和承包商。因此，光伏PCS企业拥有明显的产品和渠道优势，有望在储能PCS领域复制光伏逆变器的行业格局。目前市场龙头为阳光电源、科华数能，市占率为30%和16%。
2、EMS主要被国网系公司垄断
EMS作为储能系统决策中枢的“大脑”，可实现数据采集及分析、网络监控、能量调度等功能，从而完成对储能系统的智能化能量管理，实现资源与需求的匹配。目前，由于EMS与电网配合密切，EMS厂商需要非常了解电网的运行特点，才能针对性地解决电网运作的需求，因此国内EMS的行业从业者主要是国网系公司，国内几乎没有专门进行EMS生产的厂商，行业龙头尚未形成。EMS的核心是安全优化调度策略和可视化。
3、BMS仍处于发展初期阶段
国内储能BMS处于初期阶段，算法和芯片是主要瓶颈，主流芯片公司处于主导地位，国内整车厂商与动力锂电池厂商在该领域持续发力，国产化替代是未来发展趋势。
BMS 是储能系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡，以提升储能系统的安全性和一致性。目前国内储能BMS仍处于初步发展阶段，由于新能源汽车动力电池领域的BMS系统已经较为成熟，整车厂商和动力锂电池厂商也开始逐渐进军储能领域，成为市场的主要参与者，而专业的BMS厂商正逐渐崛起。国内的 BMS 供应商主要包括科工电子、高特电子、高泰昊能、力高新能源等。
BMS的主要壁垒为算法和芯片，也是目前储能BMS发展的瓶颈。储能BMS仍主要依赖于主流芯片公司方案，同质化严重，算法尚未成熟，加之行业规范程度较低，该行业仍有较大的发展空间。国内BMS行业发需从关键元器件国产化及电池状态算法等方面突破，将系统与和云端大数据结合，推动系统的智能化。
(三) 系统集成商上承储能核心部件供应商，下接储能系统业主，已经成为储能行业的必争之地
在前文中，我们分别介绍了电化学储能产业链的上游核心部件，即电池组及储能系统控制设备（PCS、EMS、BMS）。作为储能产业链的中游环节，系统集成商上承储能核心部件提供商，下接储能系统业主，随着全球储能市场需求爆发，该环节已经成为储能行业的必争之地。
1、新型储能规模加速增长，储能系统集成环节迎来爆发
2022年以来，海外市场，受俄乌战争影响，欧洲能源价格攀升，居民用电价格大幅上涨，为降低用电成本，用户储能需求激增，叠加美洲市场高速增长，海外储能市场景气度较高。与此同时，国内市场，随着新型电力系统加速构建，利好政策逐步落地，可再生能源配储需求增加，使得储能装机量进一步增长。
中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据显示，2022年前三季度，中国新增投运新型储能项目装机规模933.8MW/1911.0MWh，功率规模同比提升113%，新增规划、在建新型储能项目规模达73.3GW/177.0GWh。
随着新型电力系统的不断搭建，储能系统集成也高速发展，众多储能行业巨头如宁德时代、比亚迪纷纷涌入系统集成行业。巨高工产业研究院（GGII）调查，国内头部系统集成商企业订单量同比增长1～10倍，订单生产排期已经到2023年Q1。在全球储能市场高速增长的推动下，储能系统集成环节备受关注。
2、储能系统集成行业集中度较低，竞争格局逐渐加剧
目前，储能系统集成商竞争者较多，前九大集成系统商仅占约50%市场份额，阳光电源与海博思创暂居龙头地位，其余头部厂家齐头并进，剩余市场份额分散。从装机量看，2020 年系统集成商中阳光电源与海博思创属于第一梯队，分别投运了300.8MW 及 242.8MW，但目前尚未形成明显的竞争格局。
目前，储能行业各细分赛道企业纷纷涌入储能系统集成行业，例如储能电池企业、PCS企业、电网系企业、电器设备制造商等，龙头企业希望通过布局储能系统集成，把握储能风口，打造新的利润增长曲线，使得竞争进一步加剧。
3、头部系统集成商在发电、电网、用户侧的战略布局各有侧重
储能系统的下游应用场景广阔，根据下游面向终端客户不同，分为发电侧、电网侧及用户侧。市场份额位于前二的厂商阳光电源、海博思创，主要布局发电侧和电网侧。其余部分系统集成商主要专注于用户侧储能系统的开发，如派能科技、正浩创新及德兰明海等。
如下表所示，不同系统集成商终端市场侧重各有不同。
以上，我们介绍了电化学储能产业链的上游核心部件及中游系统集成环节的行业发展现状及未来趋势
三、 电化学储能系统下游应用场景
产业链中上游环节的迅速增长来源于下游市场需求的爆发及应用场景的拓展。本节中我们将对电化学储能产业链的下游市场展开介绍，探讨各场景下储能行业下游市场的发展趋势及投资机会。
储能系统下游市场广阔，按应用场景不同可分为发电侧、输配电侧及用电侧。
其中，发电侧储能项目占比近70%，是目前储能最主要的应用场景，目前主要靠政策驱动。而用户侧则是最先实现商业化的应用场景，较高的盈利性驱动用户侧储能装机占比快速提升。在不同的应用场景下，储能的作用不同，适用的电化学储能方式也有所区别。
(一) 发电侧储能尚未显现经济性，长时化趋势明显，液流储能或有较大空间
1、发电侧配套储能是能源清洁化的必经之路
发电侧储能有效减少了“弃风、弃电”现象，缓解电网调频、调峰压力。发电侧储能主要应用在光伏、风电领域，可实现调峰，有效减少“弃风弃光”，对能源清洁化具有重要意义。新能源发电波动性明显，发电峰值时发电功率高于电网负荷，导致电力无法消纳，从而产生“弃风弃光”问题。随着新能源装机量比例提升，“弃风弃光”问题也将逐渐突出。配备储能是解决“弃风弃光”问题的主要途经之一。一方面，在发电侧配备储能可以在电网输送能力不改变的前提下，将不能消纳电量存储起来，按需求调度放电，缓解“弃风、弃光”问题。另一方面，储能系统可以频繁充放电或快速响应调频信号，从而实时调整新能源发电的短时输出及功率，缓解电网短时间内的调频、调峰压力。
2、受益于“配储政策”，发电侧储能市场增长迅速，但尚未显现经济性
发电侧储能是储能最为重要的下游市场，政策导向明显。目前，政策仍是推动发电侧市场发展的主要因素。现阶段，我国超过20个省市相继出台了“配储”政策，且配储比例有逐渐上升的趋势，发电侧储能有明显的政府驱动特征。
发电侧储能尚未具备经济性。据浙商证券测算，发电侧安装储能成本高于燃煤电价，尚未达到经济性拐点。当光伏电站系统成本降至3.5 元/W、储能系统成本降至1.7 元/Wh 以下时，度电成本可降至 0.4 元/kWh 以下，部分地区发电侧储能具备经济性。
3、发电侧储能长时化已成趋势，液流储能有望得到进一步推广
随着光能风能利用不断深入，其发电的间歇性对电力系统影响更大。电源侧的长时储能可凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动。
目前，锂电池储能是发电侧电化学储能的主要方式。随着发电侧储能长时化的发展，液流电池有望得到进一步应用。在大规模长时储能中，占地面积不是主要的考虑因素。液流电池可通过增加电解液直接增加储能容量，且全生命周期度电成本与锂离子电池储能接近，甚至更低。因此，液流电池有极大可能在发电侧长时储能中对锂离子电池进行替代。
(二) 锂电池储能在电网侧储能运用成熟度高，液流储能路线方兴未艾
电网侧储能在日常生活中的主要作用是保护电网及调峰调频，且其调峰调频的作用也是其主要盈利来源。但从目前的发展情况来看，仅靠峰谷电价差的政策，电网侧储能电站投资会发生亏损。未来随着电池成本下降且技术进一步成熟，电网侧储能经济性有望得到明显提升。
1、电网侧储能的主要作用是保护电网的安全性及调峰调频
在保护电网安全性上，电网侧配置储能可有效扩充线路容量，在日常应用中缓解线路阻塞。同时，储能的暂时性扩容作用能够延缓或免去对老旧线路的替换需求，减少支出。在电网出现故障时或外部交流电中断时，储能设备也可作为后备装置应用于电网侧，在提供后备直流电，提高电网侧供电的可靠性及安全性。
在调峰调频上，储能系统通过在输电高峰期储存器，低谷期放电的原理，缓解电网的调峰压力，提供调频辅助服务，解决新能源发电送出线路堵塞，降低输变电损耗。
2、电网侧储能将迎来经济性拐点
电网侧储能主要有两种商业模式。一为市场化模式，即通过储能电站投资方作为独立的投资方,根据电网峰谷电价政策,储能电站在电网低负荷、电费便宜的时段从电网吸收电量进行充电;在电网高负荷、电费较贵时放电给电网,储能电站的收入来源于峰谷电价差。二是租赁模式，指电网公司向储能电站投资方租赁储能电站,调度部门根据电网负荷曲线需要对储能电站进行充放电调度,实现电网负荷的削峰填谷。
电网侧储能经济性有望提升。经测算，在目前的储能电池造价下,仅靠峰谷电价差的政策，电网侧储能电站投资会发生亏损。但未来随着电池系统成本的下降，储能电站商业化电价机制健全，电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。电网测储能的经济性将迎来拐点。据平安证券测算，2024年电网侧储能经济性将会有明显提升。
3、液流电池在电网侧的使用已得到验证
目前，电网侧储能仍以锂离子电池为主，钒液流电池逐步实现运用。低成本、长寿命和高安全可靠性是电网侧储能技术的重点发展方向。相比其他电池储能技术，锂离子电池因兼具能量密度高，成本低的特点，现已成为国内电网侧储能中应用最广泛的电储能技术。
其他电化学储能方式受技术成熟度、技术成本和环境等因素的影响，目前尚未在电网侧得到大规模应用。但考虑其他电化学储能技术路径也各自具备良好的技术特性，国内正在积极验证其他技术路径在电网侧的应用。其中，液流电池已经实现商业化应用，以磷酸铁锂电池为主并兼顾全钒液流电池的新式储能电站已建成。随着液流电池成本下降且技术进一步成熟，液流电池在电网侧的运用将逐步推广。
(三) 用户侧储能场景丰富，钠离子电池技术路线有望成为首选
用户侧储能主要指的是工商企业用户安装新型储能系统，利用峰谷电价差套利，用户侧储能场景包括大型工商业储能、充电桩储能、大数据中心储能、5G基站储能、家庭储能等。下文中将对应用场景逐一介绍，并分析未来发展趋势。
1、用户侧储能应用场景丰富多样
1.1 大型工商业储能有效减少电费成本，经济性有望进一步提升
工商业储能是用户侧储能主要的应用场景之一。工商业储能可利用峰谷价差套利，降低用电成本，并有效减少容量电费成本。
我国对工商业用电实行分时电价政策。将一天分为谷段、平段、峰段，不同时段按照不同价格收取电费。一般而言，峰段电价与谷段、平段电价有所差异。通过配置储能在低谷电价充电，在高峰电价时放电，从而减少购买电网的高价电量，实现减少电费支出。此外，由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以减少容量电费成本。
工商业储能已初步具备经济性。据浙商证券测算，在当前组件、电芯价格下,10MW工商业分布式光储电站度电成本约0.52元/kWh。2021年我国各地工商业销售电价在0.39-0.75元/kWh之间，在国内大部分地区工商业自发自用这一模式下具备经济性。
大型工商业企业对储能的投资动力受到峰谷电价差变化的影响，也受到当前中国电力市场体系不完善的限制，目前对新型储能的拉动力并不强。随着电力改革的不断深化，峰谷价差的扩大将成为工商业储能市场化的必然趋势。据兴业证券数据，2021年十省份峰谷价差扩大，工商业储能的经济性有望进一步提升。
1.2 随新能源车渗透率提升，充电桩储能市场潜力较大
充电桩放量在即，为充电桩储能提供增量市场。随着新能源汽车渗透率的提升，新能源汽车充电桩市场规模上升。据预测，2022年新能源充电桩市场规模将超过800亿元。
目前，充电桩的典型应用场景为光-充-储一体化充电站模式，即充电站集光伏发电、储能、充电于一身，实现光伏发电自用，余电储存及结合电价差套利等多种功能。
1.3 大数据中心储能增速较快，对防止数据丢失、减少运营费用意义重大
随着数字化转型的发展，大数据中心作为数据的载体，其市场规模也将迎来提升。据《数据中心白皮书》预测，2022年我国大数据中心市场规模将超过1900亿元，增速约为26%。
推动储能系统接入数据中心具有重要意义。一方面，储能系统可增强数据中心的供电可靠性，防止偶然断电导致数据丢失。另一方面，储能系统可提升数据中心电力运营的经济性。大数据中心储能是实现运营费用减少重要途径。数据中心耗能较大，据统计，2020年我国数据中心耗电量占总耗电量2%。大数据中心储能可以通过“调峰填谷”降低电费单价，从而减少数据中心运营的投入。
1.4 储能成为5G基站必选项，我国5G基站储能市场空间巨大
我国是目前5G基站配置储能的最大需求市场，目前我国5G基站储能累计装机量占到全球比例约60%，2021年国内新增5G基站超过60万个。
5G基站功耗相对 4G 基站大幅增加。在电站应急时长不变的情况下，对储能的需求大幅提升。因此，储能备用电源成为必选项。此外，5G基站通过储能“削峰填谷”可有效降低5G基站的电费成本。据预测，2022年5G基站将带动0.6GW的储能需求。
1.5 家庭储能在国外需求旺盛，国内经济性、渗透率较低
“光伏+储能”是家庭储能的主要使用场景。家用储能可通过在发电大于用电时，或者非高峰电价时充电，在高电价时放电，从而最大程度减少外购电成本，实现光伏发电收益最大化。
目前，海外发达国家是家用储能的主要市场。据兴业证券测算，海外尤其是发达国家居民用电电价显著高于国内，家庭用电费用成为海外家庭最主要的家庭支出之一，使用家用储能可明显降低用电成本。而国内由于电价较为便宜，据浙商证券测算，我国住宅用户“自发自用、余电上网”模式经济性较弱。
2、钠离子电池具备安全性与经济性，有望在用户侧多元场景下取代锂离子电池
目前，磷酸铁锂电池在用户侧储能市场广泛运用。在用户侧细分市场，多元化的应用场景决定了电化学储能技术路径的多样化。一般而言，由于大部分用户侧储能的使用者为工商业企业（包括大型工商业企业、充电桩企业、5G及大数据中心运营企业）与家庭用户，该部分用户储能一般布局在城市或家庭内部，存在储能空间有限，对安全性要求较高的特征。目前，由于磷酸铁锂电池具有寿命长、能量密度较高、投资成本较低等特点已经广泛运用在用户侧储能市场，对传统铅酸电池进行替代。
长期来看，钠电池储能有望在用户侧替代锂电池储能。尽管钠离子电池目前能量密度较低，但随着钠离子电池产业化加速，其能量密度有望提升。且与锂离子电池相比，钠离子电池安全性能更高，且成本更低，有更高的经济性。而对于用地面积较大的工商业企业，也可考虑用成本较低、安全性更高的液流电池对锂电池进行替代。
四、 投资建议
在政策与下游市场的双轮驱动下，储能市场发展具有较大确定性。而电化学储能是储能领域增长最快储能方式之一，未来有望成为储能的主导技术路径，应重点关注。电化学储能系统由电池组和控制系统集成。其中，电池组是电池系统的主要成本来源，占电池系统的60%，也是电池系统降本的关键。PCS、EMS和BMS也是电化学储能系统的关键部件，分别占储能系统成本的20%、10%和5%，也对电池系统有重要意义。根据上述分析电池组、控制系统及电池系统集成均有相关的投资机会。
重点关注液流电池在长时大规模储能场景的应用，以及钠离子电池在用户侧对锂离子电池的替代。从电化学储能的技术路径上看，锂离子电池发展较为成熟，且竞争格局明显，缺点逐步显现，液流电池与钠离子电池将实现部分替代。由于液流电池与钠离子电池的性质各有不同，因而适用于不同应用场景，应关注不同应用场景下液流电池与钠离子电池的发展机会。
关注钒液流电池非氟膜的研究进展，以及铁铬液流电池、锌铁液流电池的发展情况。液流电池在大规模长时储能中具有较大发展空间。液流电池的各技术路径中，钒液流电池最先实现商业化，竞争格局也初步显现。非氟膜替代全氟膜是钒液流电池发展的趋势，可以有效提高钒液流电池的性能。且膜材料在钒液流电池的成本构成中占比相对较大，非氟膜厂商值得关注。此外，铁铬液流电池与锌铁液流电池凭借成本优势有望成为下一代商业化运用的技术，可重点关注相关公司的膜材和电解液的自研情况，以及漏液问题、锌枝晶问题的解决方案。
关注钠离子电池在用户侧储能的应用，同时关注钠离子电池正负极材料的发展迭代情况。钠离子电池在用户侧储能有较大发展机会。目前，钠离子电池仍处于产业化前夕，暂未大规模运用到储能领域。对于钠离子储能标的，应关注电池的技术成熟度，以及电池的能量密度与循环寿命。同时，还需关注其钠离子电池储能系统的投入成本和度电成本。目前，钠离子电池产业化的瓶颈在于正负极材料，尚未形成体系，也应关注相关的标的。
关注BMS芯片与算法，并关注BMS系统与大数据、云平台接轨的趋势。在控制系统上，PCS竞争格局明显，头部厂商已具有渠道优势和技术优势。而EMS多为电网垄断，新进入者发展空间较小。相对而言，BMS发展空间较大。目前BMS仍处于芯片和算法不成熟的阶段，可重点关注掌握独立芯片或算法技术的企业。同时，BMS系统的数据化、云端化也十分关键，通过数据管理平台对系统进行控制与维护，将使系统具有更高的效率与安全性。
关注储能系统集成商，注重其客户与项目资源、降本能力以及系统的安全性和定制化能力。随着新型储能规模增长，储能系统集成环节迎来爆发，储能巨头纷纷涌入系统集成行业。目前，该行业集中程度较低，竞争格局处于变革阶段，未来应用场景多样化，现有企业布局各有侧重。需要密切关注储能系统的安全性，以及集成商的资源整合能力和储能场景多样化背景下的系统定制化能力。
五、 相关标的
(一) 液流电池
根据上文论述，液流电池包括多种技术路径，以下选取一二级市场相关标的，说明目前各企业的技术发展情况和产业化情况。
钒液流电池：
上海电气
上海电气集团股份有限公司是一家大型综合性装备制造集团,主导产业聚焦能源装备、工业装备、集成服务三大领域。上海电气在钒液流电池领域有相应布局，目前，上海电气全钒液流电池国内外累计实现装机容量50MWh。产能情况上，目前已经完成年产1GWh的合肥一期工厂的产业布局，实现了液流电池自动化的生产。此外，目前公司钒电池在手订单储备量近3GWh。
中国广核
中广核电力是中国广核集团核能发电的唯一平台,业务主要包括建设、运营及管理核电站,销售该等核电站所发电力,组织开发核电站的设计及科研工作。中广核100MW/200MWh全钒液流集中式储能电站已于2021年12月开始建设。2022年8月22日，中广核、新新钒钛、华弘集团签订储能产业战略合作协议，计划建设GW级钒电池生产线。
融科储能
融科储能是一家全钒液流电池储能介质服务商，专注于提供储能解决方案，实现从材料到终端产品，到解决方案的全产业链布局，致力于高性能钒系列产品的研发和生产，目前产品主要面向航空、能源、化工等应用市场，服务于新能源、节能环保、新材料领域。
目前融科储能已获数亿元B轮融资，由金鼎资本领投，现已登记辅导备案，预计于2023年正式申报。融科储能100MW/400MWh级全钒液流电池储能调峰电站进入单体模块调试阶段，该项目是国家能源局批复的首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，对钒液流电池的推广具有重要意义。同时，融科储能还与钒钛股份签署合资协议，双方决定共同投资成立合资公司，以进行全钒液流电池电解液研发生产，将年内将建设电解液产线，未来两年有望投建6万立方米/年钒电解液产能。
德海艾科
杭州德海艾科能源科技有限公司，由德国归国博士王宇团队创立。核心团队在全钒液流电池、燃料电池、锂离子电池、氢储能等领域具有近二十年的德国技术沉淀和产品开发经验，技术在国内处于领先地位。
目前德海艾科已有多个项目落地，在全国范围内与央企及地方能源国企建立合作关系，形成战略联盟，加速全钒液流电池储能的产业化发展步伐。公司获华夏恒天的战略投资，合力打造全钒液流电池储能新龙头。
铁铬液流电池：
郎雄能源
郎雄能源由马志啟博士创立于2018年。马博士是技术团队的主要研发负责人，研发出了国内第一个铁铬液流电池。目前，企业的法定代表人为苏岩。公司拥有铁铬液流电池全领域制造技术，包括自主研发并生产的电解液、膜材等。
中海储能
中海储能成立于2020年，是一家专业从事新能源储能技术开发、储能设备生产和销售的公司，当前核心产品为铁铬液流电池。首席科学家为中国科学院徐春明院士，其团队核心成员均有超过十年能源领域研发及商业转化经验。
中海储能目前已完成A轮与A+轮融资，获红杉中国、源码资本、经纬创投和清流资本数亿元融资。资金将主要用于量产产能建设、持续技术迭代研发。
锌铁液流电池：
纬景储能
纬景储能是一家储能设备供应商，主要从事储能技术的研究、应用和推广，并提供锌铁液流储能电池、储能电站以及储能设备等系列产品。2022年9月，纬景储能获松禾资本、高榕资本、真格基金等机构的战略融资约4亿元，所募集资金将用于锌铁液流电池的技术创新以及超G工厂建设。
目前，纬景储能已在广东珠海拥有1.5GW级的量产基地，在江苏盐城计划建设5GW的超级工厂、研发基地和电解液中心，此外，该公司也正在湖北宜昌开建3GW级的量产工厂。
(二) 钠离子电池
正负极材料是钠离子电池产业链中的核心环节，且就目前得技术路线来看，层状金属氧化物作为正极材料得路线是当前更可行得路径选择。根据公开信息，从团队，技术路线，商业化进展等维度，梳理了行业内较为知名的钠离子电池企业信息如下。
中科海钠
中科海钠科技有限责任公司成立于2017年，是一家专注于新一代储能体系-钠离子电池研发与生产的高新技术型企业。公司聚集国际领先的技术开发团队，现拥有以中国科学院物理研究所陈立泉院士，胡勇胜研究员为技术带头人的研究开发团队。
中科海钠在正负极材料的技术路线上分别选用成本低廉的钠铜铁锰氧化物和无烟煤基软碳的技术路线为主，于2017年进行钠离子电池产品的发布。中科海钠先后获得中科院物理所、梧桐树资本、海松资本等机构投资。
2021年6月，中科海钠联合华阳新材料科技集团有限公司，合作打造并投运了具有商业化应用价值的1MWh钠离子电池储能系统。中科海钠（阜阳）1GWh钠离子电池生产线于11月29日实现产品下线。阜阳产线计划在明年扩产3-5GWh，并实现100MW级钠离子电池储能系统推广应用。
钠创新能源
浙江钠创新能源有限公司于2018年5月注册成立，上海交通大学讲席教授、国家973计划首席科学家马紫峰为钠创新能源联合创始人。
钠创新能源先后获得淮海控股集团、安丰创投、维科技术与珠海瑞元秋实等机构投资。2021年7月，爱玛科技联合钠创新能源发布钠离子电动车，首批100万辆计划在今年上市。2022年10月25日，浙江钠创新能源有限公司“年产4万吨钠离子正极材料项目”（一期）投产运行仪式在浙江绍兴袍江马海片区举行。钠创新能源现已建成吨级正材材料生产示范线，计划于2022年实现3000吨正极材料和5000吨电解液的投产，在未来的3-5 年内，分期建设8万吨正极材料和配套电解液生产线。
钠创新能源聚焦于产业上游材料，核心产品为钠离子电池正极材料和电解液，提供钠离子电池电芯及其 BMS 设计方案，电芯能量密度可达 130-160Wh/kg，工作温度为 -40 ℃ -55 ℃，循环寿命超 5000 次，由钠创新能源所开发的正极材料和电解液已通过国内多家电池制造商验证。其正极材料以钛酸钠基层状氧化物为主，近年在聚阴离子化合物正极材料领域取得进展，开发有磷酸钒钠和磷酸锰钒钠。负极材料与神华合作，采用硬碳。
贲安能源
贲安能源成立于2017年，是一家从事无机(水系）钠盐电池研发、生产制造、提供无机（水系）钠盐电池储能系统解决方案的高科技跨国企业。
在技术路线上，贲安能源选择水系普鲁士蓝路线。其生产制造的水系钠盐电池，适用于各类固定式储能领域应用。不同于现今大多数基于有机电解质的储能技术，水系钠盐电池具有绿色环保，无毒无污染，以及本质安全的显著优势特点，是全新的新型储能技术。
贲安能源2GWh规模钠离子储能材料产业基地建设已在贵州正式启动。该项目动工建设是贲安能源加大投资力度，完善钠电产业布局，打造产业链的重要举措，未来将为贲安能源水系钠盐电池的生产制造提供保障。
(三) 控制设备及系统集成
控制设备厂商大多延伸至下游系统集成，本小节将选取储能控制设备及系统集成的一二级市场标的，说明各公司的主要业务与发展现状。
阳光电源
阳光电源股份有限公司成立于2007年，于2011年上市，是一家专注于太阳能、风能、储能、氢能、电动汽车等新能源电源设备的研发、生产、销售和服务的国家重点高新技术企业。其主要业务由太阳能光伏逆变器、储能逆变器、电站投资开发等构成。截至2022年6月，公司在全球市场已累计实现逆变设备装机超269GW。阳光电源是国内PCS和储能系统集成的龙头厂商。
阳光电源2020、2021及2022H1的营业收入分别为192.86亿元、241.37亿元及122.81亿元。其中，储能逆变器的营收为11.69亿元、31.38亿元及23.86亿元，占总收入比重的6.06%、13.00%及19.43%。储能逆变器业务收入占比逐年提升。
2021年11月15日，阳光电源与东南亚顶级新能源企业超级能源（SuperEnergy）近日达成战略合作，为东南亚最大的光储融合电站提供光储一体化解决方案。其中储能容量高达136.24MWh,创下东南亚单体储能项目新纪录。据介绍，阳光电源在东南亚新能源市场一直处于领先地位，在越南、马来西亚、泰国、菲律宾等国的市占率长期保持前列。2022年1月3日，阳光电源与新能源巨擘EnlightRenewableEnergy签署以色列最大储能项目，提供430MWh新一代1500V液冷储能系统，将加速当地能源构转型和净零碳的步伐。
科华数据
科华数据股份有限公司(股票代码002335)前身创立于1988年，专业从事电力电子核心技术，融合创新数字科技，提供数据中心、高端电源、清洁能源综合解决方案的高新技术企业。目前公司的主要产品包含光伏逆变器、光伏离网控制器、储能变流器、离网逆变器等产品及相应配套系统解决方案服务。科华数据在2021年全球储能中大功率变流器出货量国内排名第二，仅次于阳光电源。
今年，公司的储能项目稳步增长。9月以来，公司连续中标国内多项大型储能项目，其中包括：甘肃临泽100MW/400MWh共享储能电站项目、宁夏电投宁东基地100MW/200MWh共享储能电站示范项目、西藏昌都江达县8MW/40MWh光伏电站配套储能项目；
同时，公司在海外户用储能市场也同样连创佳绩，签约合作超2万套，其中：美国户用储能系统260MWh年供货框架协议；欧洲户用储能系统30MWh年供货框架协议；澳洲户用储能系统100MWh年供货框架协议。
上能电气
上能电气股份有限公司（股票代码：300827）是一家专注于电力电子产品研发、制造与销售的国家高新技术企业，业务涵盖光伏逆变器、储能系统、电能质量治理、电站开发等多个领域。据《储能产业研究白皮书2022》显示，在2021年储能变流器新增装机排名中，上能电气排名第一。
上能电气的主要产品包括光伏逆变器及储能逆变器，仅这两块2021年收入分别占到了80.91%/12.97%。储能逆变器成了公司今年业务的一大亮点，在三季度营收终于开始放量。中报显示公司储能板块收入仅0.38亿元，但到三季报后对应营收暴增至2.58亿元，比去年收入还高出了80%。
目前上能电气主打产品交流储能变流器覆盖140kW~3.45MW全功率段，可面向光伏+储能、独立储能、工商业储能等各类场景应用。2021年，上能电气完成了磴口县100MW光伏治沙储能竞价项目、怀远10MW风电储能一体化项目、永州20MW/40MWh电网侧储能电站、连云港10MW/40MWh工商业储能电站等多个项目的并网运行。同时，在山东省首批“5+2”大型储能示范项目中，为3个百MW级储能电站提供了储能变流器服务，产品运行高效稳定，性能优异。
盛弘股份
盛弘股份成立于2007年，是全球领先的能源互联网核心电力设备及解决方案提供商。其业务主要聚焦于电能质量、电动汽车充电桩、储能微网、电池化成与检测、工业电源五大板块。储能产品是公司主营业务之一，主要以储能变流器及半集成储能系统产品为主。
近年来公司的储能业务占比逐年提高，2021年跃升为公司第二大业务板块。公司储能业务客户主要是大型储能电站和用户侧工商业，产品包括储能变流器、光储一体机、储能系统电气集成等，具有除电池组外的全套储能系统集成能力，主打储能变流器产品。目前，公司储能业务海外营收占比高，主要销往欧洲和北美市场，已通过UL等国际认证。由于海外业务盈利能力相较国内市场更强，随着海外大型储能需求的增长，预计公司订单量和盈利水平都有进一步提升空间。
云能魔方
云能魔方成立于2022年，是一家专业从事分布式储能与智能电网系统产品研发、生产、销售及技术服务的能源物联网公司，是国内少数几家同时掌握分布式物联网储能系统、EMS、模块化储能变流器PCS、储能电站“智能黑匣子”等核心技术的高科技企业。目前，公司已获长安私人资本、栖港投资、金证资本的数千万元天使轮投资。
公司产品解决了储能系统标准化低、安全性差、可靠性低、智能化弱的痛点，推出全新一代“6S+EDR”储能系统创新解决方案，从产品角度对各设备创新定义，同时将电力物联网、人工智能、边云计算等一系列创新技术与新型电力储能技术、传统电力系统控制保护技术深度融合，将传统“PCS、BMS、EMS”进行重新定义，新增“HCS、BWS、ASS、EDR”子系统，组合构建起全新一代基于物联网和人工智能的高安全智能型储能系统解决方案。公司是全球物联网分布式储能与智能电网解决方案的提出者与引领者，已与与多家上市公司签订战略合作协议。
新艾电器
新艾电气成立于2015年，总部位于西安高新区，为国家级高新技术企业。目前拥有工商业级储能、电力系统储能应用、分布式储能、梯次利用等解决方案，实现从30KW-30MW功率范围的全覆盖。2022年公司获得了金鼎资本数千万元人民币的融资。2022年11月， 新艾电气2GWh电化学储能自动化产线项目顺利签约，新艾电气首个超级工厂正式落地山东泰安。
派能科技
上海派能能源科技股份有限公司成立于2009年,作为储能第一股于2020年在A股上市。
派能源科技专注锂电池储能产品开发和应用,提供领先的锂电池储能系统综合解决方案。公司垂直整合储能锂电池研发生产、BMS研发、系统集成三大核心环节,以高性能储能锂电池和先进BMS技术为核心,以市场需求为导向,为用户提供先进储能产品。公司可以提供5V-1500V全系列电压等级全场景储能系统及定制化解决方案,覆盖集新能源发电、电网辅助服务、微电网、工商业园区、充电桩、数据中心、通信基站等各种场景储能应用。
派能科技2020、2021的营业收入分别为11.2亿元、20.63亿元。其中，储能逆变器的营收为10.45亿元、19.88亿元，占总收入比重的93.5%、96.85%及。储能系统业务收入占比逐年提升。
德兰明海
德兰明海成立于2013年，是一家新能源服务商。公司主要提供户用、商用储能系统，主要产品为光伏发电设备、太阳能储能电源、携式应急电源、便携式光伏储能电源电箱等，获得多国认证并远销海外。公司于2022年9月获源码资本、盛方资本、鲲鹏资本的B轮融资，于2022年12月获重庆市维都利新能源有限公司的战略融资。
正浩创新
正浩创新创立于2017年，专注于移动储能和清洁能源领域，主要提供用户侧储能解决方案。正浩已经凭借行业领先的便携储能解决方案、太阳能技术和世界首款智能家居能源生态系统，成为移动储能与清洁能源技术的全球行业领跑者。公司于2021年6月获得红杉中国、高瓴创投、中金资本超1亿美元的B轮融资。
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