松禾研究 | 储能流派百舸争流，谁能独占鳌头？（一）

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。