在“3060”背景下，我国能源发展模式和能源体系构建方式正出现重大变革，构建以促使新型储能技术尤其是电化学储能在电力系统中的地位和作用越来越显现。鉴于此，首先介绍了电化学储能的特点、系统构成等；其次，结合市场调查与研究情况分析了电化学储能的应用产业现状；最后，结合产业现状针对电化学储能上游产业、中游产业以及下游发电侧、电网侧、用户侧储能产业高质量发展进行了论述。
构建新型电力系统是实现碳中和的基本路径，储能是构建新型电力系统不可或缺的关键环节。构建新型电力系统需从“源网荷”转向“源网荷储”，新型储能是能源结构转型的关键环节和重要推手，加快新型储能产业的发展对构建清洁稳定的能源供给体系和健康安全的能源消费体系至关重要。作为当前新型储能技术发展主流，电化学储能拥有更高的单位体积内的包含的能量，产业链配套更成熟，相较于其他储能技术在场景应用、技术、成本、建设周期、转换效率及选址要求上更具优势，具有高度的灵活性，增长潜力较大。随着电池成本的迅速下降，电化学储能营利性逐步显现，国家及地方也出台了多个储能相关政策文件，推动了储能向规模化发展。
储能的本质是实现能量时间和空间上的移动，让能量更加可控。按技术角度分，储能可分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能等多种路线所示。目前，国内可投入商业化应用的储能技术有抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能、锂电池储能、铅酸电池储能、蓄热储能等[1]。抽水储能和压缩空气储能容量大且放电时间长，适用于大规模可再次生产的能源并网、电网调峰等能量型应用场景；飞轮储能拥有较高的转换效率且能提供短时功率输出，适用于需要快速响应的领域，如调频等功率型应用场景；抽水储能占据电力储能装机主要份额；电化学储能是最具潜力的技术路线。电化学储能本身性能优势显著，一方面，相较于压缩空气储能，电化学储能具备更优的响应速度和功率密度；另一方面，电化学储能对地理条件限制较低，初期投资所需成本较低，可缓解抽水储能等传统储能开发接近饱和的现状。随着成本不断下降以及补偿机制的实施，电化学储能的规模将会实现两次飞跃：一是在2022年突破10 GW，二是在2023年接近或突破20 GW[2]。
电化学储能是利用化学元素做储能介质，充电与放电过程伴随着储能介质的化学反应，最重要的包含液流电池、铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池等[3]。锂离子电池储能的装机占比在全球和中国分别为92.0%和88.8%，是电化学储能中的绝对主力和发展趋势[4]。电化学储能系统主要由储能电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。储能电池是储能系统最主要的构成部分，以锂离子电池储能为例，储能电池成本占总成本的60%以上，电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等，储能变流器负责控制储能电池组的充电和放电过程及交直流的转换，能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等。
随着电化学储能技术加快速度进行发展、企业多方参与、应用日趋完善，已形成了由上游产业、中游产业、下游产业组成的应用产业链，具体如图2所示。
（1）上游产业主要为高端技术制造企业，最重要的包含储能电池、电池管理系统、储能变流器、能量管理系统等。储能电池大多由动力电池厂商利用原有动力电池生产线技术改造后生产储能电芯，主要代表为宁德时代、比亚迪等。电池管理系统主要由专业电子控制元件制造公司进行生产，主要代表为高特电子、协能科技、科工电子等，而随着系统成套技术的发展，电池制造企业也逐步开始采用自主研发的“BMS+PACK”模式。储能变流系统大多由光伏逆变器厂家研发生产，也有部分系统集成厂家自主研发，主要代表为阳光电源、南瑞继保等。能量管理系统相较于PCS、BMS等环节，在新型储能系统中所占成本较低，价值量比较小，一般由设备厂商或系统集成商提供。
（2）中游产业主要为储能系统集成、运营及渠道商。储能系统集成是指把包括电池组、储能变流器、电池管理系统、能量管理系统和集装箱及舱内设备做多维集成。储能系统集成商是储能产业链的重要环节，起到承上启下的及其重要的作用，向上衔接储能电池等上游设备材料生产厂商，向下按照应用侧需求，选择具备用户适应性的储能技术和产品，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“一站式”解决方案。储能系统集成商主要有三种模式：一是自给自足模式，也称全链发展模式，从主要部件的制造到系统集成服务，业务均有覆盖，主要代表是宁德时代、比亚迪等；二是部分集成模式，主要由储能电池、储能变流器等厂商以自身产品为中心，提供综合方案的附加服务，主要代表是阳光电源、国轩高科等；三是全集成模式，也称专业化集成模式，依靠从外部采购部件进行系统集成，主要代表是融合元储、海博思创、平高等。
（3）下游产业是电力系统储能应用需求侧，最重要的包含发电侧、电网侧、用户侧，最终用户有独立发电商、电网公司、工商业用户、家庭用户等。发电侧储能主要由发电集团或新能源发电企业投资建设，采用“火电+储能”“新能源+储能”等传统能源和新能源搭配储能的形式。电网侧储能主要由发电集团、电网企业等投资建设，实现负荷削峰填谷，对电网调度和稳定运行提供帮助。用户侧储能主要由工商业用户、家庭用户投资建设，或采取合同能源管理模式，主要围绕峰谷电价套利、削峰填谷、优化容量电费、备用电源、提高电能质量等需求来做盈利，主要使用在场景有工业储能、家用储能、5G基站等。
电池是未来降本的核心环节。对比三元锂电池，磷酸铁锂电池热稳定性强，具有更加好的安全性和更长的循环寿命，虽然电池单位体积内的包含的能量低于三元锂电池，但储能应用场景相对固定，尺寸和重量设计相对灵活，因此单位体积内的包含的能量不是储能系统设备选型的优先考量因素。考虑两种技术路线的优势和劣势，磷酸铁锂电池更加贴合储能场景的应用需求，预计在未来三年为储能的主流技术路线。另外，钠离子电池在成本、环境友好性、安全性方面较锂电池都有一定优势，但单位体积内的包含的能量和循环次数与磷酸铁锂电池仍存在一定差距，钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降30%，在规模化降本后，拥有较大产业化潜力。
储能系统集成商重要性逐步的提升，系统安全性设计至关重要。储能系统集成需要按照客户的真实需求，根据运行场景和场站需求，基于自身对很多类型设备性能的充分了解，从而完成电池组、电池管理系统、储能变流器等设备选型及系统控制策略的设计，最大化释放系统性能。从国外储能发展来看，储能应用场景丰富，定制化系统集成服务能契合多样的场景需求，专业的第三方系统集成是今后发展的大势所趋。另外，由于锂离子电池的安全事故诱发机制，亟需发展锂离子电池火灾防控技术及产品，满足储能行业安全需求。许多储能系统集成商已经意识到储能系统安全性设计的重要性，模块化分仓全液冷方式、全氟己酮消防联动控制系统等新技术已运用于商业项目，怎么来实现储能系统的本质安全，是今后系统集成商要重点关注的内容。
发电侧储能最大的目的在于消纳弃风弃光，平滑发电输出。以光伏配置储能为例，在目前储能系统集成平均成本下，光伏+储能系统的项目收益率IRR低于原有光伏不配置储能的水平，但从长远来看，随着储能系统成本不断降低，发电侧辅助服务和共享储能机制的完善，光伏+储能+调峰/调峰模式的项目收益率IRR已明显提高，发电侧储能收益有望进入自发性迅速增加阶段。
电网侧储能作为电网中优质的有功/无功调节电源，它的基本功能是有效提升电网安全运行水平，实现电能在时间和空间上的负荷匹配，增强可再次生产的能源消纳能力，在电网系统备用、缓解高峰负荷供电压力和调峰调频方面意义重大[5]。调峰目前在我国的经济性一般，已有多个省份将电储能纳入交易体系，储能调峰补偿价格普遍在0.4～0.6元/（kW·h），在部分地区具备盈利空间。调频目前在部分省市已具备较好的经济性，但是由于调频辅助服务市场存在“先建设收益高，后建设收益迅速降低”的特点，率先建设的储能调频项目会获取较高的收益。
用户侧储能是最具潜力的应用场景，相对发电侧和电网侧储能项目，用户侧储能具有更广阔的市场。根据测算，按照每日2充2放的充放电策略，在峰谷价差超过0.7元/（kW·h），且电化学储能循环次数超过4 500次时，电化学储能通过峰谷套利收益足以覆盖自身增加的成本，我国多个省区的一般工商业和大工业峰谷价差超过0.7元/（kW·h），广东、浙江等地区的工商业峰谷价差甚至超过1元/（kW·h）。从长久来看，随着储能系统成本的不断降低，电力现货市场的推广以及虚拟电厂等商业模式的开发，用户侧储能有望迎来进一步的突破。
能源结构低碳化将是中国低碳转型的必然要求，一方面，随着新能源及核电等不可调峰电源装机规模的大幅度增加，调峰需求和调峰能力的缺口将慢慢的变大；另一方面，新一轮电力体制改革配套政策的落实，电力市场化交易机制、发电和售电企业的多元化发展及需求侧管理手段的革新都为储能技术的大规模应用提供了契机。电化学储能是构建新型电力系统不可或缺的调节资源，全力发展电化学储能是构建新型电力系统的大势所趋。当前，电化学储能产业处于示范试点向规模化商业应用的过渡阶段，其规模非常有可能在“十四五”期间爆发，将在调峰调频、电力辅助服务、虚拟电厂等各方面都体现出巨大的价值。
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