2023年，中国已投运新型储能项目累计装机规模6663.4MW，其中锂离子电池储能累计装机规模5950.42MW，占比89.30%。锂离子电池是目前技术比较成熟，发展势头最为迅猛的电化学储能。锂离子电池无疑是未来新型储能发展的C位技术路线。

 锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，目前主流产品正极常用镍锰钴三元材料或磷酸铁锂，负极多为石墨等碳素材料。锂离子电池具有能量密度大、没有记忆效应、充放电快速、响应速度快、配置灵活、建设周期短等优点，广泛应用于风电光伏等新能源发电侧、电网侧、用户侧储能项目。

 2.产业链

  锂离子储能产业链，由上游设备商，中游集成商和下游应用端组成。其中设备包括电池、EMS、BMS、PCS、热管理等；集成商包括储能系统集成和EPC；应用端主要由电源侧、电网侧、用户侧组成。

3.发展方向

锂离子电池，尤其是磷酸锂铁电池，从安全性、能量密度、成本、发展路径等方面性价比最高的技术方向。锂离子储能电池材料体系以磷酸铁锂为主，锂电池正在向大容量方向持续演进。

 根据工信部要求，储能型电池能量密度≥145Wh/kg，电池组能量密度≥110Wh/kg。循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。当前的电化学储能尤其是锂电储能技术进入了一个新变革周期，大电芯、高电压、水冷/液冷等新产品新技术逐渐登上舞台，储能系统向大容量方向在持续演进，同时钠离子电池在未来凭借成本优势可能占据一席之位。

二、钠电池储能

1.工作原理

钠离子电池是一种依靠钠离子在正负极间移动来完成充放电工作的二次电池。钠离子电池工作原理与锂离子电池“摇椅式”原理相似，充电时，钠离子从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极；放电时则相反，与锂离子电池的工作原理相似。

 近年来由于锂离子电池的核心原材料碳酸锂价格飞涨，就原材料方面而言，钠资源储量大且分布广泛，原材料价格较为低廉，钠离子电池性能较为优良，在交通领域和大规模储能领域表现出了一定的潜力。

  2.性能分析

 钠离子电池与磷酸铁锂电池定位较为相近。

磷酸铁锂电池的能量密度主要在150-210Wh/kg，三元锂电池的能量密度则更高，超过200Wh/kg，而目前主流钠离子电池的能量密度普遍在100-200Wh/kg，整体不及锂电池，但与磷酸铁锂电池的能量密度区间存在部分重叠，远远超出铅酸电池。钠离子较大的体积还会造成循环性能的不稳定，现阶段钠电池的循环寿命普遍在2000-3000次，远高于铅酸，但较磷酸铁锂电池3000-6000 次的循环寿命仍存在差距。综合来看，钠离子电池与磷酸铁锂电池的性能指标最接近，定位较为相似

3.产业链

钠离子电池主要由正极、负极、隔膜和电解液组成，和锂离子电池的生产设备基本可实现兼容，降低了产业化难度。

 我国钠离子电池产业链还处于初级阶段，产业布局尚不成熟。钠离子电池产业链结构与锂电类似，包括上游资源企业、中游电池材料及电芯企业。

液流电池储能

1.工作原理

液流电池目前有：全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、锌铁液流电池、全铁液流电池、多硫化钠溴液流电池、锂离子液流电池、锌镍液流电池等多种技术。

 全钒液流电池，是其中最为成熟、最可能实现大规模商业化的技术路线。

全钒液流电池，是一种以金属钒离子为活性物质的液态氧化还原可再生电池。全钒液流电池正、负极活性物质，分别储存在独立的电解液储罐中。在对电池进行充、放电时，正负极电解液在离子交换膜两侧进行氧化还原反应。同时，通过电堆外泵的作用，储液罐中的电解液不断送入正极室和负极室内，以维持离子的浓度，实现对电池的充放电。

钒液流电池具有有着系统安全性高、寿命长、易扩容、项目建设周期短、选址灵活等优点，是大规模长时储能颇具发展前景技术路线之一。

 2.成本分析

 全钒液流电池储能系统的初次投资成本，随储能时长的增加而不断降低。

 《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》一文的分析：当储能时长为1小时的情况下，液流电池储能系统的初次投资成本为7500元/kWh，但当储能时长延长到4小时后全钒液流电池储能系统的总价格为3000元/kWh。可见，全钒液流电池储能系统工作时间越长，单位kWh价格越低。

 全钒液流电池的电解液可再生循环使用，其残值较高。从全生命周期成本来看，以储能时长为4小时的钒液流电池储能系统为例，实际成本为1875元/kWh；当储能时长为10小时，实际成本仅为1020元/kWh。

 3.产业链

全钒液流电池产业链初步形成，包括上游原材料供应商、中游钒电池集成商、下游EPC及用户等。上游涉及电堆及电解液制备原材料，包含V₂O₅、离子交换膜、电极、双极板等；中游涉及电解液、电堆的制备与电池的制造，其中电解液价值量占比40%~80%、离子交换膜占电堆成本的30%-40%。电池制造与储能系统集成已有大连融科、国润储能、北京普能、上海电气、伟力得等多家全钒液流电池产业龙头企业。

4.发展潜力

 目前国内已有百兆瓦级全钒液流储能电站投运。

  能源电力说统计了2019年至今20个全钒液流储能项目，其中百兆瓦时级以上项目10个。

 2022年9月20日，国内首个开工的GWh级全钒液流储能电站开工——察布查尔县25万千瓦/100万千瓦时全钒液流电池储能项目。2022年5月，总建设规模200MW/800MWh的大连液流电池储能调峰电站国家示范项目一期并网投运，项目位于辽宁大连市沙河口区，一期建设规模100MW/400MWh。

压缩空气储能

1.工作原理

 压缩空气储能是一种以空气为储能介质的物理储能方式。

 工作原理是：当电力过剩时，将空气压缩储存到地下储气洞穴里（洞穴可以是盐穴、报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井、新建储气井等），将电能转化为压缩空气势能。当需要用电时，高压空气经过加热，进入膨胀机，变成常压的空气，在此过程中带动发电机发电，空气压缩势能转化成电能输出。

压缩空气储能工作原理

 压缩空气储能，具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充。

2.成本分析

 从目前已建成和在建的项目来看，10兆瓦的系统效率可达60%以上，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。造价成本上，根据中国科学院热物理研究所公开数据，100MW的压缩空气储能，初建成本在4000-5000元/kW，1000元/kWh，度电成本在0.15-0.25元之间。

 3.产业链

压缩空气储能的产业链，上游为设备、资源供应，核心核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等，此外还需要储气盐穴资源等；中游为技术提供与项目建设；下游为电网系统，压缩空气储能电站接入电网系统，服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门，起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。

压缩空气储能产业链

4.发展潜力

 据CNESA数据，截至2022年9月底，中国已投运压缩空气储能在新型储能中的占比是2.9%，装机规模约193.24MW。

 效率的提升以及成本的下降，是压缩空气储能商业化发展的基础。

 能源电力说根据公开数据，不完全统计了山东、河南、河北、江苏、浙江、广东等12省备案、签约、在建、投运压缩空气储能项目合计35个，多为推进中项目；其中25个有公开规模数据，这25个项目合计规模已超8.2GW；压缩空气储能颇有蓄势待发的发展势头，2023将是大功率压缩空气储能项目快速上马的一年。