从行业发展来看，2021年全球储能市场装机功率205.3GW。其中抽水蓄能装机功率177.4GW，占比86.42%；

　　，占比10.3%；蓄热蓄冷装机功率3881MW，占比1.89%；氢储能装机功率、压缩空气储能装机功率和飞轮储能装机功率占比较少，均不足1%。

　　2022 年以来我国电化学储能新增投运规模大幅度的提高。根据统计数据，2022年1-8月我国新增投运电化学储能电站64座， 新增投运总能量达 1.29GWh；在建电化学储能电站158座，总能量达8.77GWh。

　　电化学储能是新型储能中率先实现产业化应用的储能技术。电化学储能技术具备转换效率高、响应速度快、配置灵活等特性，可有效满足新型电力系统调峰、调频的需求。因此其在新型电力系统中率先实现产业化应用。

　　根据数据，2021年全球电化学储能累计装机规模占新型储能累计装机规模的比例达95.7%，其中锂电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池储能技术占比分别为 90.9%、2%、2.2%、0.6%。

　　电化学储能是指各种二次电池储能，最重要的包含锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等。

　　，行业景气有望持续。全钒液流电池储能技术进入发展提速阶段。储能钠电池随着产业化落地，未来发展前途广阔。

　　锂电池储能技术发展最为成熟，安全性有待提升。目前储能锂电池是电化学储能的主要技术形态。根据研究报告，2021年全球锂电池储能技术装机规模达 19.85GW，

　　。但锂电池应用于储能领域存在一定的安全风险隐患，一般是以热失控的方式发生。此外，锂电池还面临原料价格高企的问题，这为其他电化学储能技术发展提供了机遇。

　　液流电池在电化学储能技术中占比较低，发展进入提速阶段。全钒液流电池相较于锂电池具有安全性高、循环寿命长等优势，适用于长时储能。随着全钒液流电池技术的不断成熟，其成本有望逐渐降低，推动其发展提速。

　　2021年以来，我国已有数个百 MWh级别的大型全钒液流电池项目启动。其中根据财联社数据，

　　于2022年9月20日在新疆察布查尔县开工，计划于2023 年年底前并网。同月中核汇能发布国内首个1GWh全钒液流电池储能系统集中采购。钠电池基于锂电池技术，目前正处于产业化阶段，发展前途广阔。

　　正极由液态硫组成，负极由液态钠组成，电池运行温度保持在300℃以上，以使得电极处于熔融状态，优点是比锂离子便宜、存储空间更大，缺点在于安全风险隐患。钠电池的工作原理与锂电池相似，具备安全性高、成本低廉、低温性能好等特点，可适配储能系统的标准要求。

　　根据中科海钠官网数据，2019年3月中科海钠发布全球首座 30 kW/100kWh 钠离子电池储能电站，并于2021年6月推出1MWh 的钠离子电池储能系统。根据中国储能网数据，2021年11月全球首台100kWh 钠离子电池数字储能系统样机在乌兰察布通电。

　　中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人侧目。整体看来，我国电化学储能市场大致可分为

　　，通过示范项目开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰，应用 价值被广泛认可。

　　，随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，储能装机 规模快速增加、商业模式逐渐建立。

　　，储能项目大范围的应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善，形 成较为完整的产业体系和一批有国际竞争力的市场主体，储能成为能源领域经济新增长点。随着“30-60碳达峰-碳中和”战略的提出，光伏、风电等可再次生产的能源将成为能源主力，但这些可再次生产的能源与用电负荷并不匹配，需要大量的储能承担削峰填谷的作用。此外，高比例可再次生产的能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，这也给储能发展带来了新机遇。

　　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。

　　电池组是储能系统最主要的构成部分，负责能量存储；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；储能变流器能控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

　　储能产业链上游最重要的包含电池、电池管理系统、 能量管理系统和储能变流器供应商；中游为系统集成商和安装商,下游主要为最终用户等。 电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的60%，PCS构成20%，EMS构成10%， BMS构成5%，其他配件构成5%。

　　未来随着钠电池产业化落地，其有望大规模应用于储能领域。 综合看来，在“双碳背景下”，电化学储能有望受益于行业发展机遇。

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