4.3.2、多场景应用催生需求空间，共享商业模式有望解决行业痛点
电化学储能产业链上游主要包括电池、BMS、EMS 以及 PCS 供应商，中游为系统集 成商和安装商，下游主要应用在电源侧、电网侧、用户侧 3 大环节： 1）上游包括储能电池、BMS、EMS、PCS 供应商等。根据 CNESA 统计，2021 年 全球市场储能电池出货量排名前十的中国企业依次为：宁德时代、鹏辉能源、比 亚迪、亿纬动力、派能科技、国轩高科、海基新能源、中创新航、南都电源和中 天科技；全球市场储能 PCS 出货量排名前十的中国企业依次为：阳光电源、科华 数能、比亚迪、古瑞瓦特、上能电气、盛弘股份、南瑞继保、汇川技术、索英电 气和科士达； 2）中游为储能系统集成商与安装商。根据 CNESA 统计，2021 年国内市场储能系 统出货量排名前十的储能系统集成商依次为：海博思创、电工时代、新源智储、 阳光电源、科华数能、林洋亿纬、中天科技、兴储世纪、平高集团和采日能源； 电力建筑企业如永福股份等，一般通过 EPC 参与储能电站建设。 3）下游包括各类终端用户，主要分为电源侧、电网侧、用户侧三类，涵盖风/光电 站、传统电厂、电网公司、工商业、家庭等众多应用场景。
电化学储能系统主要由储能电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器 以及其他电气设备构成。其中，电池组用于存储能量，是储能系统最主要的构成 部分，占储能系统成本的 60%；电池管理系统用于电池监测、评估、保护及均衡 等，占成本 5%；能量管理系统用于数据采集、网络监控和能量调度等，占成本 10%；储能变流器用于控制电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换，占成本 20%；其他电气设备占成本 5%。
需求端来看，电化学储能可应用于多种场合，电源侧（发电侧）、电网侧、用户侧 齐发力释放电化学储能订单。
电网侧储能需求：新能源发电量占比持续提升，未来将成为我国发电主体， 新能源大规模并网对电力系统调节能力提出更高要求。新能源发电的瞬时波 动和日内波动特性增大了系统调频、调峰需求，加了对电网侧储能的需求。 电化学储能技术施工周期短，布点灵活，调节速率快，且具备双向调节能力， 电化学储能设施可以有效快速的解决国内调峰调频电源容量的问题。
电源侧储能需求：新能源发电易受环境、气候影响，发电具有不稳定性，“新 能源+储能的组合发电解决方案，增加其可调节性和适用性。随着新能源发电 成本及储能成本的不断下降，其经济性的提升将使得新能源+储能模式逐步成 为未来新增发电设备的主要技术解决方案。
用户侧储能需求：用户侧储能一般用于各类大型工商业企业或产业园区，建 筑光伏一体化渗透率提升，以及光伏整县推进的加速，光伏+储能模式开始向 民用领域拓展。国内 BIPV 市场已经开始逐步放量，渗透率有望得到快速提 升，并且多个地方出台政策要求分布式光伏配备储能，将进一步拉动用户侧 需求。
共享商业模式明确，配储成本有望得到疏导，解决行业痛点释放需求空间。当前 储能最大的发展阻碍在于配储成本的疏导，在一定程度上制约了储能的发展，这 也是行业的最大痛点之一，因此建立新型储能的成本疏导机制可以推动新型储能 的商业化应用和发展。22 年 6 月 7 日，发改委和能源局共同发布《关于进一步推 动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确独立储能市场定位，明确独立 储能跨市场交易模式。政策提出多个独立储能电站收益来源：（1）独立储能参与 中长期市场和现货市场，同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两 种方式同时参与的市场模式；（2）签订顶峰时段和低谷时段市场合约实现移峰填 谷；（3）发挥独立储能技术优势提供辅助服务，按照“谁提供、谁获利，谁受益、 谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。
4.3.3、地方政府配储政策密集出台，强力推动市场规模化发展
地方支持政策加速落地，多省市给出“十四五”新型储能装机目标。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，对实现“30·60 双碳目标”具有重要意义。 仅 2022 年上半年，国家性政策文件达到了 52 项，各省份地区发布相关政策 437 项，从储能的配置比例、补贴、技术等各方面均做出了相应的要求。根据 CNESA 统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划达 39GW， 已高于国家制定的 30GW 目标。
