儲能大背景剖析
儲能是什么儲能是指通過介質或設備把能量存儲起來在需要時再釋放出來的過程。儲能貫穿新能源開發與利?的全部環節，是能源轉換與緩
儲能是什么
儲能是指通過介質或設備把能量存儲起來在需要時再釋放出來的過程。儲能貫穿新能源開發與利?的全部環節，是能源轉換與緩沖、調峰與提效、傳輸與調度、管理與運?的核?技術，既是國家能源安全的重要保障，也是電動汽車等新興產業的主要發展動?，具有重要的戰略價值和輝煌的產業前景。
目前在電力系統的儲能項目中，以抽水儲能為主，電化學儲能為輔。
抽水儲能是目前技術最為成熟、使用規模最大、成本最低的儲能技術，但因其高度依賴地理環境，且能量密度低，投資門檻高，故而未來發展有限。電化學儲能以鋰離子電池為主，由于其能量密度高、壽命長等優勢，未來發展潛力大。
儲能的應用場景
儲能目前主要應用于電力系統，但同時也應用于通信基站、數據中心和UPS等領域可作為備用電源，不僅可以在電力中斷期間為通信基站等關鍵設備應急供電，還可利用峰谷電價差進行套利，以降低設備用電成本。
電力是即發即用、無法直接儲存的能源形態。從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可分為發電側儲能、輸配電側(電網側)儲能和用電側儲能三大場景。其中，發電側對儲能的需求場景類型較多，包括電力調峰、輔助動態運行、系統調頻、可再生能源并網等;輸配電側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等;用電側儲能主要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。
歐洲儲能項目
歐洲2019年開啟儲能元年。歐盟2019年開始實施CEP計劃，這一計劃提出，將大力支持家用儲能市場發展，消除發展中可能存在的財務障礙。
2020年再創新高，累計裝機4.1GW/6.2GWh。根據BNEF統計，2019年歐洲儲能市場迎來迸發，英國德國引領增長，儲能元年到來。2020年歐洲儲能裝機再創新高，實現電化學儲能新增裝機1.2GW/1.9GWh，同增19%，新增裝機居全球第二，截至2020年底歐洲累計儲能裝機為4.1GW/6.2GWh，同增43%，累計全球分地區裝機占比19%，超越韓國成為全球最大儲能市場。
根據 Data Europa 的累計裝機容量統計數據，目前抽水蓄能占據歐洲儲能市場的94%，其中西班牙和德國容量最大。同時，歐洲也是最大的電化學儲能市場。電化學儲能中，英國、愛爾蘭、德國表現較為亮眼，根據歐盟預測，電化學儲能會成為歐洲儲能增速最快的市場。
從區域上看，電化學儲能裝機主要集中在海外市場。根據BNEF數據，2020年全球新增/累計電化學儲能裝機5.5GW/16.9GW，裝機需求主要集中在海外，海外市場新增/累計裝機份額分別達75%/83%；其中，美國、歐洲、日本、韓國、澳大利亞是海外主要的裝機國家或地區，合計占據海外累計裝機量94%。
德國和英國不同的是：德國是全球最大戶用儲能市場，而英國主要是大型儲能項目來拉動增長，英國也是歐洲最大公用事業儲能市場。這來自于兩個國家不同的政策取向。
美國儲能項目
根據 BNEF 統計，2020 年全球儲能市場新增規模達到 5.3GW/10.7GWh。根據 Wood Mackenzie 和 ESA 統計，美國 2020 年新增儲能裝機量達 1.46GW/3.48GWh，功率容量占全球市場27.5%，能量容量占全球市場 32.5%。美國 2020 年電化學儲能裝機新增 1.1GW/2.6GWh，是儲能裝機主要的增長動力，同比增長 207%。
儲能方式看，抽水蓄能仍然占據儲能市場主力，未來發展主力將集中在電化學儲能。根據美國能源部列示的儲能項目統計，截至 2020 年 12 月，抽水蓄能占累計裝機量的 92%，電化學儲能占比 3%。電化學儲能中，鋰離子電池累計裝機占比 65.9%。抽水蓄能仍占據儲能市場的主力，度電成本最低，但是它受到地理位置的約束，大多是 1970 年代和 1980 年代初安裝，2000 年以后裝機容量極低。隨著技術的快速發展，電化學儲能成本降低，可靠性提高，從新增裝機容量來看，電化學儲能正逐漸成為發展主力。根據 EIA 統計，電化學儲能占據了目前美國儲能新增市場的 90%以上，其中以鋰離子電池儲能為主，占據電化學儲能的 90%以上。
中國儲能項目
風光大基地儲能項目
6月24日，在《抽水蓄能產業發展報告2021》《中國可再生能源發展報告2021》研討會上，中國水力發電工程學會常務副理事長兼秘書長鄭聲安指出，隨著風光新能源大規模高比例發展，作為技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件、全生命周期最綠色的長周期儲能方式，抽水蓄能已成為風光大基地開發中重要的儲能選擇。“十四五”期間是加快推進抽水蓄能高質量發展的關鍵期，將迎來前所未有的發展機遇。他建議，下一步應該優選一批建設工期短、距離新能源和負荷中心近的中小抽水蓄能電站項目，積極推動示范工程，作為大型抽水蓄能電站的有益補充。
國家能源局新能源和可再生能源司副司長熊敏峰表示，抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件的電力系統綠色低碳清潔靈活調節電源，與風電、太陽能發電、核電等聯合運行效果最好。為落實新型電力系統要求，抽水蓄能電站要承擔的任務比以前更多，一定要全產業鏈實現協同創新、協調創新，通過“創新”創造價值、疏導成本，通過“創新”補齊勘測設計、裝備制造的短板。
不能使用電化學儲能嗎
風光新能源大基地項目開發已成新能源平價時代的大趨勢，今年以來，超百GW的大基地項目陸續進入規劃和開發階段。但要實現到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦的目標，空間還很大。未來在電源側，更多的風光大基地項目將陸續上馬。
而一個現實是，2021年的光伏裝機增速將不及預期，除了硅片價格走高這一影響因素外，電網方面對新能源電站調節電源的配置要求亦是一重要因素。配儲能調節電源已經成為必須，但現實是，在電源側配儲能，成本轉嫁讓投資商很難受。光伏即使在不配置儲能的情況下，也只是基本達到平價上網水平。今年一季度，電化學儲能價格大幅上漲，如果疊加儲能成本，光伏平價上網還是有一定困難的。
而風光大基地項目大部分需執行當地燃煤基準價平價上網。光伏龍頭隆基股份總裁李振國由此感嘆，“如果當地光照特別好，同時上網電價相對比較高，可能配一部分儲能之后，這個項目經濟性還可以。而對那些缺乏資源條件的地區，光伏本來就已經在邊緣了，這時候再要求配儲能，經濟賬就算不過來了。”
目前的電化學儲能技術在電源側還沒有任何盈利模式，單獨的儲能電站收益和投資回報無法算得過來，電網公司給新能源投資企業的儲能配比要求卻在持續攀升，而即使配高比例的儲能（普遍要求的15%配比4小時儲能），新能源電站普遍也無法實現日調節。
在必須配儲能的前提下，除了電化學儲能，光熱發電這種既能發電又能儲能的技術或許更值得考慮。
1、光熱電站自帶的熔鹽儲能具有大容量、長時間、低成本、安全、環保的顯著優勢。特別是在更為可貴的長時儲能方面，光熱電站的綜合儲能優勢更加突出。而鋰電池儲能目前受制于成本高、壽命短和安全性較低等問題。
2、經濟性上，同等裝機的光熱發電，可以配置更高容量的光伏。如新疆就規定，對建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目。鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以9 ∶1規模配建。之所以如此，是因為光熱發電的熱儲能造價更為低廉，可以配置長時儲能增加調峰能力。
儲能設備在沙漠、戈壁、荒漠等地區的環境適應性分析
在沙漠、戈壁、荒漠地區建設風光大基地項目是發展集中式新能源的主要方式，同時通過配套建設儲能實現新能源的高效利用，新能源基地的清潔電能可通過特高壓線路送至負荷終端，通過在源端配建儲能可提升新能源發電的電能質量和線路的輸送效率。
2021年11月，國家能源局、國家發改委印發《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》，涉及19個省份，規模總計 97.05GW；2021年12月，國家能源局再次下發《關于組織擬納入國家第二批以沙漠，戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目的通知》，加快風光大基地項目的建設步伐。
沙漠、戈壁、荒漠地區作為新能源建設的“主戰場”，其站址以青海、寧夏、內蒙、甘肅、新疆、陜西等西北部地區為主，自然環境相對復雜惡劣，常常面臨著高海拔、低氣溫、強風沙等特殊環境的影響，對儲能設備的環境適應性也提出了特殊的要求。
高海拔是指海拔1000米以上的地區，例如，青海地區的海拔普遍在3000米左右。隨著海拔高度的增高，空氣稀薄及氣壓下降，電器外絕緣體強度降低，外絕緣表面及不同電位的帶電間隙容易擊穿，同時對于以空氣作為滅弧介質的開關電器，滅弧能力下降，導致通斷能力下降。因此，電氣設計和設備選型需考慮高海拔的因素影響。根據規程規范要求，海拔高于1000米但小于4000米時，海拔每升高100米，其外絕緣強度約降低1%，因此，一般需加強絕緣或采取高原型電器設備。同時，電氣設備的安全凈距也需根據海拔高度進行修正。
例如，在海拔1000米以下時，35kV戶外配電裝置相間及相對地的最小安全凈距為400mm；海拔在2000米時相間及相對地的最小安全凈距需修正為440mm；海拔在3000米時相間及相對地的最小安全凈距需修正為470mm.。
內蒙、新疆、青海等嚴寒地區冬季最低溫度通常在-20℃以下，極端低溫可到-40℃左右。眾所周知，磷酸鐵鋰電池的低溫性能較差，在低溫時電池的活性下降，鋰的嵌入和脫出能力下降，電池的可用容量減少。以某款電池為例，運行溫度25℃時容量保持率在100%，0℃時容量保持率約為80%，-20℃時容量保持率只有55%左右。運行環境溫度對儲能電池的可用容量有很大的影響，為保證儲能系統的高效利用，一般維持電能存儲設備運行環境溫度在15-25℃左右，在低溫環境下，一般通過對電池艙采取保溫隔熱措施、配置加熱器等措施保證儲能設備的安全高效運行。
在沙漠等地區，儲能電站設備通常還面臨風沙的侵襲，由于儲能系統一般采用艙體或柜體型式的戶外集成布置方案，電池艙、儲能變流器變壓器成套設備等戶外設備的進出風口在強風沙環境下，若設備防護等級不滿足要求，細微沙塵進入設備內部，可能會導致電氣絕緣性能會下降，開關設備觸頭接觸不良，二次設備故障，另外沙塵的沉降累積甚至會造成電氣短路等嚴重故障，對儲能系統的安全運行帶來威脅。因此，戶外設備的整體防護設計需充分考慮風沙的影響因素，如采用做好封堵、連接處設置密封膠、進出風口設置防沙棉、合理設置風道進出風方向等措施。同時在安裝和檢修過程中，做好防塵措施，減少門窗的開啟頻次，避免沙塵進入設備內部，特別是非步入式儲能設備，需要考慮艙外安裝調試和檢修的防風沙措施。
濕度、溫度、污穢、海拔、粉塵等環境條件對儲能設備壽命周期內能否安全可靠運行影響重大，特別是對安全的影響應成為重點，儲能設備選型需提前了解項目所在地的各類自然條件并提出設計指標值，如海拔高度、年極端最低溫度、沙塵暴天數等，在設備生產時考慮各類影響因素，并對后期運維的環境適應性提出指導性措施。
為加快建設大型風電光伏基地，在抓好第一批項目建設的基礎上，有關方面已開始組織國家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目。
國家能源局在近日下發的《關于組織擬納入國家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目的通知》（下稱《通知》）中，要求各省在12月15日前上報第二批新能源大基地項目清單。
根據《通知》，上報項目應滿足“四大要素”：
一是不涉及生態紅線；
二是依托外送通道消納的項目應基于在運、在建，或已核準輸電通道，配套風電光伏裝機規模與通道輸電能力相匹配，并落實消納市場；
三是就近就網就負荷消納的項目應在并網后能夠實現高效利用；
四是配套煤電靈活性改造、水電、抽水蓄能、新型儲能等調峰措施，與基地項目同步實施。
國家能源局：中大型電化學儲能不得選用三元鋰電池、鈉硫電池
6月29日，國家能源局綜合司發布關于征求《防止電力生產事故的二十五項重點要求（2022年版）（征求意見稿）》意見的函。其中提到：
電化學儲能電站站址不應貼鄰或設置在生產、儲存、經營易燃易爆危險品的場所，不應設置在具有粉塵、腐蝕性氣體的場所，不應設置在重要電力設施保護區內。
中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池；選用梯次利用動力電池時，應進行一致性篩選并結合溯源數據進行安全評估。
鋰離子電池設備間不得設置在人員密集場所，不得設置在有人居住或活動的建筑物內部或其地下空間。鋰離子電池設備間應單層布置，宜采用預制艙式。站房式鋰離子電池設備間，單個防火分區電池容量不宜超過6MW·h；超過6MW·h時，室內應設置固定自動滅火系統，系統的滅火效果和技術參數應符合本文件2.12.6的規定。
儲能電池單元回路應配置直流斷路器等開斷設備，電池簇應設置簇級斷路器。電池管理系統應具備過壓、欠壓、壓差、過流等電量保護功能和過溫、溫差、氣體等非電量保護功能，能發出分級告警信號或跳閘指令，實現就地故障隔離。
鋰離子電池設備間內應設置可燃氣體探測裝置，當H2或CO濃度大于50×10－6（體積比）時，應聯動斷開艙級和簇級斷路器，聯動啟動通風系統和報警裝置。
鉛酸/鉛炭、液流電池室內應設置可燃氣體探測裝置，聯動啟動通風系統和報警裝置。
鋰離子電池設備間內應設置防爆型通風系統，排風口至少上下各1處，每分鐘總排風量應不小于設備間容積（可按照扣除電池等設備體積后的凈空間計算），合理設置進風口、排風口位置，嚴禁產生氣流短路。通風系統應處于正常運行狀態。
電化學儲能電站電氣設備間應設置火災自動報警系統。新（改擴）建中大型鋰離子電池儲能電站電池設備間內應設置固定自動滅火系統；滅火系統應滿足撲滅模塊級電池明火且24h不復燃的要求，系統類型、流量、壓力等技術參數應經國家授權的機構實施模塊級電池實體火災模擬試驗驗證。
電化學儲能電站的設備間、隔墻、電池架、隔板等管線開孔部位和電纜進出口應采用防火封堵材料封堵嚴密。設備間（艙）的通風口、孔洞、門、電纜溝等與室外相通部位，應設置防止雨雪、風沙、小動物進入的設施。
電化學儲能電站運維單位應制定消防設施運行操作規程，定期開展維護保養，每年至少進行一次全面檢測，確保消防設施應處于正常工作狀態。投運前，運維單位應針對可能存在的電池熱失控、火災等緊急情況編制應急預案，與屬地消防救援機構建立協同機制，定期開展演練。運維人員應經消防培訓合格后方可上崗。
2021年全球儲能裝機情況
儲能的產業鏈
機械存儲系統（MSS）
抽水蓄能產業鏈（分類）
抽水蓄能PHS
抽水蓄能電站主要由上水庫、下水庫和輸水發電系統組成，上下水庫之間存在一定落差，電站利用電力負荷低谷時的電能將下水庫的水抽至上水庫，將電能轉化為水力勢能并存儲，在負荷高峰由上水庫放水至下水庫進行發電，將勢能轉化為電能，為系統提供高峰電力。
- 上/下水庫：蓄存水量的工程設施，電網負荷低谷時段可將下水庫抽上來的水儲存在上水庫內，負荷高峰時段由上水庫下放至下水庫發電。
- 輸水系統：連接上下水庫，由上庫進/出水口及事故檢修閘門井、隧洞或豎井、壓力管道和調壓室、岔管、分岔后的水平支管、尾水隧洞及檢修閘門井和下水庫進/出水口組成。在水泵工況（蓄電）把下水庫的水輸送到上水庫，在水輪機工況（發電）將上水庫放出的水通過廠房輸送到下水庫。
- 廠房：地下廠房包括主、副廠房、主變洞、母線洞等洞室。廠房是放置蓄能機組和電氣設備等重要機電設備的場所，也是電廠生產的中心。
由于受兩次能量轉換的影響，抽水蓄能電站運行效率一般為 75%。
抽水蓄能電站發展歷史悠久，在世界各國應用相對廣泛，是目前最為成熟的大規模儲能技術。此外，抽水蓄能累計裝機也遠高于其他儲能，主要用于電力系統調峰、調頻、緊急事故備用、黑啟動等場景。抽水蓄能兼備使用壽命長（壩體100年、機械及電氣設備50年以上）、能量轉換效率較高（70-80%）、裝機容量大（通常為GW級別）、持續放電時間長（持續放電6-12小時）等特點，但對選址要求較高，建設周期也比較長。
抽水蓄能電站可分為純抽水蓄能電站和混合式抽水蓄能電站兩類。
混合式抽水蓄能電站上水庫有一定的天然水流量，下水庫按抽水蓄能需要的容積在河道下游修建。在混合式抽水蓄能電站內，既安裝有普通水輪發電機組，利用江河徑流調節發電；又安裝有抽水蓄能機組，可從下水庫抽水蓄能發電，進行蓄能發電，承擔調峰、調頻、調相任務。
純抽水蓄能電站上水庫沒有水源或天然水流量很小，水在上、下水庫循環使用，抽水和發電的水量基本相等，流量和歷時按電力系統調峰填谷的需要來確定。純抽水蓄能電站僅用于調峰、調頻，不能作為獨立電源存在，必須與電力系統中承擔基本負荷的電廠協調運行。
除了技術成熟可靠，抽蓄電站還具備容量大、經濟性好、運行靈活等顯著優勢。抽水蓄能電站單機容量大，一般規模在幾萬千瓦到幾十萬千瓦之間，目前裝機容量及儲能能力均為世界第一的河北豐寧抽水蓄能電站總裝機達到 360 萬千瓦，滿發利用小時數達到 10.8 小時，最大可提供相當于三分之一個三峽水電站的調節出力。另外，由于水的蒸發和滲透損失相對較小，抽水蓄能系統的儲能周期范圍較大，從幾小時到十數年均可，是典型的能量型儲能，放電時間達到小時至日級別。作為機械儲能，抽蓄電站運行效率穩定在高位，不會受到長時間使用導致能量衰減等問題的困擾，使用壽命長，同時不產生污染，可長期循環使用，節能環保程度極高。基于其技術成熟，循環次數多，使用壽命長且損耗低等特點，抽蓄電站的度電成本優勢較大。
抽水蓄能電站相對其他儲能方案經濟性優異。作為電力系統的重要組成部分，在安全性與效率之余，儲能的經濟效益是其選擇與應用過程中極其重要的考慮因素。基于對各類儲能電站的投資成本、發電效率、維護成本等一系列假設下，抽水蓄能電站的度電成本最低，當年利用小時達到 2000h 時，其度電成本僅為 0.46 元/kwh，結合實際應用，適當調整計算參數后，抽蓄的度電成本可以降到 0.3 元/kwh 左右，顯著低于壓縮空氣儲能、電化學儲能等其他方案。
抽蓄電站的主要劣勢在于其對于地理條件的要求較高、建設周期長。抽蓄電站的上下水庫之間需要具有足夠的高度差以提供較大的勢能，目前平均高度差在 200~600 米之間；另外還需較大的面積以修建足夠大容量的水庫，中小型抽水蓄能電站的水庫總庫容在 1 億立方米以下，而目前世界最大的豐寧抽水蓄能電站一期庫容就超過了 1.1 億立方米。由于高度差較大的地區普遍以山林為主，因此抽蓄電站建設施工具有一定的難度，從規劃到建成周期較長（一般在 6 年以上），站點位置普遍較偏僻，與負荷中心存在一定距離。
抽水蓄能電站涉及上游設備、中游工程建設及運營、下游電網系統。根據《抽水蓄能產業發展報告2021》，在抽水蓄能電站的投資成本中，主要是機電設備和建筑工程，其中：機電設備及安裝工程占26%，建筑工程占 25%。
上游：設備環節
上游設備核心裝置是水輪發電機組，包括水輪機和發電機兩個關鍵裝置。
水輪機
水輪機是利用水流流動帶動水輪轉動的裝置，將水流的機械能轉換為葉輪的機械能，主要分為貫流式、混流式、軸流式三種結構類型。
1）軸流式：水流從徑向進入，然后轉為向下方向推動轉輪葉片做功，推動轉輪葉片的水流方向與轉輪軸方向平行，通常適用水頭落差為 3~90 米。
2）混流式：水流從徑向進入，然后轉為向下方向出口，水流在徑向與軸向通過葉片時都做功，通常適用水頭落差為 40~700 米。
3）貫流式；水流是沿水輪機軸線方向進入，沿水輪機軸線方向流出，通常適用水頭落差為 2~30 米。
發電機
發電機是將水輪的機械能轉換為電能的裝置，大型水輪機的轉速較低，通常采用多對磁極、立軸結構，主要零部件包括定子、轉子、機座、電刷裝置、制動器等。
抽水蓄能水輪發電機組國產化進展迅速。2011 年之前，國內抽水蓄能投產的水輪發電機組基本依賴進口；而 2012 年之后，國產水輪發電進口替代取得了較大進展，外資逐漸退出了中國市場，2012-2021 年，國內新投產的水輪發電機組 18 臺，其中有 13 臺為國產設備，國產化率達到 72%。
國內水輪發電機組市場集中度較高，CR2 超過 95%。同時水電設備行業集中度高，進入壁壘高，市場結構變化較小，目前國內主要生產水輪發電機的廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股這三家，以2021 年水輪發電機組產量的角度來看，三家的產量分別為 9.55GW、8.10GW、0.81GW，哈爾濱電氣與東方電氣兩家占據了 95%以上的市場份額，市場集中度較高。（僅統計哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股的產量）
中游
電站建設
抽水蓄能產業鏈中游為承擔電站主體建設的公司，主要有中國電建、中國能建和粵水電等。抽水蓄能項目主要采用 EPC 模式，由中國電建等規劃設計并承擔項目建設，根據《發展抽水蓄能推動綠色發展》，“十四五”重點實施項目中，中國電力建設集團有限公司承擔了 85%以上的項目勘測設計工作。水利水電建設具備一定復雜性，資質和項目業績壁壘突出，市場主要由頭部企業占據。此外，中國安能、中國鐵建等企業也參與抽水蓄能電站部分地下工程建設。
電站運營
主要為國家電網、南方電網等電力企業，其中：國家電網運營主體為國網新源控股有限公司（簡稱國網新源）、南方電網運營主體為南方電網調峰調頻發電有限公司（簡稱南網雙調）。截止到 2021 年底，國網新源公司與南網雙調在抽水蓄能開發建設及運營市場中占據決定領導地位。2022 年 6 月文山電力發布關于重大資產重組事項的進展公告，文山電力擬籌劃以資產置換及發行股份的方式購買中國南方電網有限責任公司所持有的南方電網調峰調頻發電有限公司 100%股權，將成為南網旗下抽水蓄能上市平臺。其次江蘇國信、內蒙古電力、三峽集團、豫能控股、浙江新能、湖北能源、桂東電力、皖能電力、新天綠能等能源企業也在積極布局抽水蓄能電站運營。
下游：電網系統
產業鏈下游主要為抽水蓄能電站在電網系統的輔助服務應用，具體包括調峰、調頻等用途。2022 年上半年電網、特高壓政策持續出臺，要求電網主動適應大規模新能源發展，要求完善華北、華東、華中區域內特高壓交流網架結構，建設川渝特高壓主網架，完善南方電網主網架。下游企業包括蘇文電能、永福股份、安科瑞、智洋創新。
飛輪儲能FES
飛輪儲能系統由飛輪、電動機-發電機、電力電子變換裝置三個核心部分組成。其中，飛輪決定儲存能量的多少，電力電子變換裝置決定輸入輸出能量的大小。
與電池一樣，飛輪儲能有三種工作狀態，即充電、放電和浮充。飛輪儲能的能量狀態（0≤SOC≤1）可以用荷電狀態（Stateof Charge，SOC）來描述：當SOC=0時，表示飛輪儲能系統放電完全，當前可用的能量為0；當SOC=1時，表示飛輪儲能系統完全充滿，當前可用的能量為1。
在飛輪儲能系統充電時，從外部輸入的電能通過電力電子變換裝置，驅動電動機帶動飛輪旋轉以儲存動能。此時，飛輪從低轉速向高轉速加速運行，SOC上升；放電時，即當外部負載需要能量時，旋轉的飛輪帶動發電機發電，從而將動能轉化為電能，再通過電力電子變換裝置轉化成負載所需的各種頻率、電壓等級的電能，以滿足不同的用電需求。此時，飛輪從高轉速向低轉速減速，SOC下降；浮充時，飛輪處于充滿電的待機狀態，此時飛輪處于（額定）最高轉速，為了維持這一狀態，外界需要給飛輪儲能系統提供涓流充電，但這個涓流很小，在很多情況下可以忽略不計。
飛輪儲能是一項綠色環保的技術，不含有任何有害的化學物質，也不會產生任何化學反應；其從生產到使用，再到壽命終結后的處理，也不會產生任何污染環境和危害人體的物質。作為一種機械產品，它沒有記憶效應，不會隨著使用次數和時間而退化，使用壽命可達20年以上；對外界的溫度并不敏感，在一般環境下不需要額外的設備進行制冷或加熱；安全性、可靠性高，不需要為安全配置額外的冗余設備，并基本可以實現免維護，同時功率密度大、體積小，還可減少占地面積。
飛輪儲能具有安全可靠、經濟環保的優點，是最有發展前景的儲能技術之一。飛輪儲能技術在發達國家已有幾十年的發展歷史，并在諸多領域獲得了應用，如F1賽車能量回收、軌道牽引能量回收、微電網調壓及并網，超低溫余熱回收利用、應急UPS電源、高速離心風機等。目前，飛輪儲能技術正廣泛應用于國內外的數據中心、精密制造生產線、UPS后備鉛酸電池的替代、電網儲能調頻等領域。
重力儲能
重力儲能屬于機械儲能，其儲能介質主要為固體物質和水。重力儲能的基本原理是基于高度落差對儲能介質進行升降，從而完成儲能系統的充放電過程。1）當以水為重力儲能介質時，儲能系統可以使用密封性較好的管道、豎井等結構。水介質最大的局限在于其靈活性以及儲能容量將會受到水源和地形的極大限制；2）當以固體物質為介質時，固體重物需要
選擇密度較高的物質，例如金屬、水泥、石砂等從而實現相對較高的能量密度。
重力儲能種類多樣，不同類型重力儲能應用場景不同。根據重力儲能的介質以及高度差，主要有以下四種儲能類型：新型抽水蓄能、基于構筑物高度差的重力儲能、基于山體落差的重力儲能和基于地下豎井的重力儲能。
新型抽水蓄能解決傳統抽水蓄能痛點，提高消納新能源發電的能力。海下儲能系統：1）利用海水靜壓差通過水泵-水輪機進行儲能和釋能；2）合理利用海洋空間，適合用于沿海大規模儲能。我國用電負荷大多為沿海地區，海上風電場建設加速，沿海地區儲能需求或將迎來爆發期。此種儲能的難點在于中空球體的制造、海底系統的加固以及海面溝通的電纜和管道的架設。活塞水泵儲能系統：1）利用活塞的重力勢能在密封良好的通道內形成水壓進行儲能和釋能；2）根據活塞的質量以及被抬升高度的改變，可以改變其儲能容量，從而實現電網級的長時間儲能。該儲能系統容量可調，水量需求較少，可靈活應用于城市中小功率儲能和大規模儲能。相對于傳統的抽水蓄能用水量更少，選址更加靈活。盡管相對于傳統抽水蓄能選址更為靈活，但是該項儲能技術只能建造在地質堅硬的地區，因此大規模應用仍受阻礙。
基于構筑高度差的重力儲能各方面優勢顯著，選址制約相對較小。以儲能塔為例，儲能塔是利用起重機將混凝土塊堆疊成塔的結構；通過混凝土塊的吊起和掉落進行儲能和釋能。儲能塔具有選址靈活、能源效率較高、可長時間連續功率放電、響應速度快等優點。因此，該系統足以滿足電網側調峰的需求。破除基于構筑高度差的重力儲能系統發展制約的關鍵在于克服外部環境影響，保證做到毫米級別的誤差控制。
基于山體落差的重力儲能結構能夠降低安全風險，實現連續大規模儲能。ARES 公司軌道車輛儲能系統的工作原理:通過起重機將沙礫等運送到山頂，在沙石運回山下時將重力勢能轉化為電能。后期演變成多電機多絞盤分段儲能，連續作業，利用傳送鏈提升重物方案可以減少能量損耗，安全性足以支撐長時間連續工作。該儲能系統對環境影響小，利用重物儲能和釋能，且沒有坍塌風險，結構穩定，易實現大規模安全儲能。軌道車輛儲能系統建設成本較高，且需要依靠山地地形，因此其發展受到制約。山地纜繩索道結構工作原理：由兩個平臺連接而成，每一個平臺都由一個類似礦山的砂礫儲存站和一個正下方的加砂站組成。閥門將沙石填放入筐內，然后通過起重機和電機電纜將其運送到高海拔平臺。通過將沙石運回低海拔平臺，從而將重力勢能轉化為電能。此系統發電功率較小，并且受外部環境影響較大。
基于地下豎井的重力儲能，體現了重力儲能向地下研究趨勢。Gravitricity 公司廢棄鉆井工作原理：通過電動絞盤，在用電低谷時將鉆機拉升至廢棄礦井口。在用電高峰時，通過鉆機的下落釋放儲存的能量。此系統可以通過控制重物下落時間及速度改變發電時間和功率。這種儲能技術由于在封閉的環境中，安全系數高。利用廢棄礦井可以解決長期不使用礦井的風險和浪費問題，也降低了重力儲能系統的設備成本。但由于環境限制，可能存在利用不充分以及泄漏等問題。
產業鏈上游以建設原材料（水泥、金屬、鋼鐵等）和裝備為主，中游為儲能系統集成商，下游應用分布在發電側、電網側以及用戶側。
重力儲能上游為基建原材料以及機械設備。重力儲能需要用到金屬、水泥等能量密度較高的物質作為重物，因此所選擇的材料以及設備均屬于基建類。
產業鏈中游為重力儲能產業鏈的重點，主要以儲能系統安裝商和運維商組成。
1）重力儲能系統安裝方面：重力儲能對于控制要求較高，儲能系統安裝存在一定技術壁壘。以“基于高度差的重力儲能”為例，該項目對于建筑的穩定性要求較高，且在運行過程中需要對吊塔和行吊進行精準控制。因此，處于中游的儲能系統安裝商的技術水平將直接影響該儲能項目的運行情況；
2）重力儲能系統運維方面：重力儲能系統運維提高儲能項目充放電效率。以“海下儲能系統”為例，儲能系統位于海洋內，對于該儲能系統中空中球體、海纜以及管道的維護均有一定的技術壁壘。
（后續研究可參照）：H3_AP202208091577027639_1.pdf (dfcfw.com)
壓縮空氣儲能CAES
壓縮空氣儲能系統是一種能夠實現大容量、長時間電能儲蓄的電力儲能系統。通過壓縮空氣存儲多余的電能，在需要時，將高壓氣體釋放到膨脹機做功發電。傳統壓縮空氣儲能技術原理脫胎于燃氣輪機，其工作流程為：壓縮、儲存、加熱、膨脹、冷卻。
在用電低谷時段，利用電能把空氣壓縮至高壓并存于洞穴或者壓力容器中，使電能轉化為空氣能存儲起來；在用電高峰，把高壓空氣從儲氣室釋放，進入燃燒室燃燒利用燃料燃燒加熱升溫后，驅動渦輪機發電。
目前主要的壓縮空氣儲能技術包括蓄熱式壓縮空氣儲能系統、等溫壓縮空氣儲能系統、水下壓縮空氣儲能系統、液態壓縮空氣儲能系統、超臨界壓縮空氣儲能系統等。其中蓄熱式壓縮空氣儲能系統效率較高（?和儲熱結合），具備較為成熟的技術，加之我國有大量的鹽洞、廢棄礦洞，該系統技術發展前景較為廣闊。
壓縮空氣儲能分為壓縮、存儲、釋能三個過程，所需要的設備包括空氣壓縮機、電機、發電機、渦輪機、膨脹機、熱交換器設備等，其中空氣壓縮機和膨脹機是核心設備。從成本占比來看，壓縮機和膨脹機各占比20%左右，蓄熱換熱裝置占15-20%，儲氣系統占20-30%，廠房土地占比10%，其他占比10%。
蓄熱式壓縮空氣儲能（TS-CAES）：在傳統的壓縮空氣儲能系統中，壓縮過程中的壓縮熱被棄用導致了大部分的能量損失，系統循環效率較低，只有50%左右。同時還需要消耗傳統天然氣燃料。
為了解決這一問題，蓄熱式的壓縮空氣儲能系統應運而生。
理想情況下，空氣在壓縮機中進行絕熱壓縮，會產生大量的壓縮熱，例如，將常溫常壓空氣直接壓縮至5MPa，溫度將達到650℃左右。若在壓縮過程結束，100%的壓縮熱被回收利用，系統將達到最高效率。傳統的壓縮空氣儲能系統就放棄了這些壓縮熱。
蓄熱式技術可回收再利用氣體壓縮過程所產生的壓縮熱，使其在壓縮空氣發電時不需再燃燒化石燃料。這種系統的理論系統效率能達到70%～80%。
液態空氣儲能（LAES）：在 LAES 中，液化空氣在液化裝置上產生，并作為低溫液體儲存在高度絕緣的罐中。液態空氣的產生可能與電網中可再生能源過剩的時期相吻合，例如在夜間風大而消費者需求低的時候，或者在一天中的日照高峰時段。當電網需要支持時，例如在幾乎沒有風能或太陽能發電的日子里，液態空氣被泵入高壓、汽化并釋放到膨脹渦輪機，從而為電網發電。
LAES 適合這種接近中間的儲能技術連續體，與壓縮空氣儲能或抽水蓄能儲能技術相似。LAES 相對于這些技術的優勢在于它幾乎可以在任何地區實施。抽水蓄能需要在自然地理中具有合適的等高線，以使水能夠以合適的高度差儲存在附近的兩個湖泊中。CAES 只能在地下地質條件允許以具有成本效益的方式創建壓縮空氣儲存洞穴的情況下大規模實施。
與存儲容量連續體一樣，LAES 位于這些效率和 CAPEX 指標的中點附近。如果液態空氣蒸發所需的熱能可從附近的“廢熱”源（例如熱電聯產廠）獲得，則往返效率可高達 70%。
液體空氣儲能：用于能源轉換的低溫儲能_騰訊新聞 (qq.com)
超臨界空氣儲能（SC-CAES）：超臨界壓縮空氣儲能系統（SC-CAES）利用空氣的超臨界特性，在蓄熱/冷過程中高效傳熱/冷，并將空氣以液態形式儲存，實現系統高效和高能量密度的優點，系統兼具TS-CAES和LAES的特點，同時擺脫了依賴大型儲氣室和化石燃料的問題。
其工作原理為：在用電低谷，空氣被壓縮到超臨界狀態（T>132K，P>37.9bar），并在蓄熱/換熱器中冷卻至常溫后，利用存儲的冷能將其等壓冷卻液化，經節流/膨脹降壓后常壓存儲于低溫儲罐中，同時空氣經壓縮機的壓縮熱被回收并存儲于蓄熱/換熱器中；在用電高峰，液態空氣經低溫泵加壓至超臨界壓力后，輸送至蓄冷/換熱器被加熱至常溫，再吸收儲能過程中的壓縮熱后經膨脹機膨脹做功，同時液態空氣中的冷能被回收并存儲于蓄冷/換熱器中。
新型的超臨界壓縮空氣儲能系統，具有很高的能量密度，約為常規壓縮空氣儲能系統能量密度的18倍，大幅減小了系統儲罐體積，擺脫了對地理條件的限制；該系統回收了間冷熱，擺脫了對化石燃料的依賴；同時利用了空氣的超臨界狀態流動與傳熱特性提高了系統效率。
系統中空氣的降壓液化可通過節流閥或者液體膨脹機兩種方式實現，通過對這兩種超臨界壓縮空氣儲能系統進行熱力性能分析，發現采用液體膨脹機的超臨界壓縮空氣儲能系統（LE-SC-CAES）效率可高達67.2%，且遠高于常規壓縮空氣儲能系統（效率48%~54%）。
壓縮空氣儲能優劣勢
優勢 1：隨著技術的進步，可以通過儲氣罐的形式存儲壓縮氣體，從而擺脫了地理約束，可以大規模上量。傳統的壓縮空氣儲能需要借助特定的地理條件建造大型儲氣室，如巖石洞穴、鹽洞、廢棄礦井等，從而大大限制了壓縮空氣儲能系統的應用范圍。當前隨著技術的進步，可以通過建設大型儲氣罐來進行存儲。
優勢 2：單位成本相對較低。設備成本占系統成本的大部分，存在著隨著大規模應用快速降本的可能。
劣勢：整個系統的效率相對來說仍在較低的水平。當前涉及運行的項目效率在50%-70%之間，較成熟的抽水蓄能的 76%左右還有一定的差距，這一定程度上影響了整個項目的經濟性。
壓縮空氣儲能核心部件&產業鏈
壓縮機是壓縮空氣儲能系統中最核心的部件之一，其性能對整個系統起決定性影響。大型壓縮空氣儲能電站的壓縮機多為軸流與離心壓縮機結合機組的結構，壓縮機壓比需達到 40-80，甚至更高。根據美國電力研究協會報告，按 2002 年美元計價下，Huntorf 電站裝配的壓縮機成本大約在 170 美元/KW。
膨脹機同樣是壓縮空氣儲能系統中的核心部件。大型壓縮空氣儲能系統中的膨脹機具有膨脹比大、負荷高等特點，一般采用多級膨脹加中間再熱的結構。根據美國電力研究協會報告，按 2002 年美元計價，百兆瓦級大型電站中，透平膨脹機的投資成本大約在 185 美元/KW。
電化學儲能EeSS產業鏈（分類）
液流電池介紹
液流電池是由Thaller于1974年提出的一種電化學儲能技術。簡單來說，液流電池由點堆單元、電解液、電解液存儲供給單元以及管理控制單元等部分構成。液流電池是利用正負極電解液分開、各自循環的一種高性能蓄電池。其具有容量高、使用領域（環境）廣、循環使用壽命長的特點。
液流電池通過正、負極電解質溶液活性物質發生可逆氧化還原反應（即價態的可逆變化）實現電能和化學能的相互轉化。充電時，正極發生氧化反應使活性物質價態升高，負極發生還原反應使活性物質價態降低，放電過程與之相反。與一般固態電池不同的是，液流電池的正極和（或）負極電解質溶液儲存于電池外部的儲罐中，通過泵和管路輸送到電池內部進行反應。
液流電池一種新型的蓄電池，液流電池是利用正負極電解液分開，各自循環的一種高性能蓄電池，具有容量高、使用領域（環境）廣、循環使用壽命長的特點，是一種新能源產品。氧化還原液流電池是一種正在積極研制開發的新型大容量電化學儲能裝置，它不同于通常使用固體材料電極或氣體電極的電池，其活性物質是流動的電解質溶液，它最顯著特點是規模化蓄電，在廣泛利用可再生能源的呼聲高漲形勢下，可以預見，液流電池將迎來一個快速發展的時期。
上圖為液流電池的原理圖及電堆結構示意圖。電池的正極和負極電解液分別裝在兩個儲罐中，利用送液泵使電解液通過電池循環。在電堆內部，正、負極電解液用離子交換膜（或離子隔膜）分隔開，電池外接負載和電源。液流電池技術作為一種新型的大規模高效電化學儲能（電）技術，通過反應活性物質的價態變化實現電能與化學能相互轉換與能量存儲。在液流電池中，活性物質儲存于電解液中，具有流動性，可以實現電化學反應場所（電極）與儲能活性物質在空間上的分離，電池功率與容量設計相對獨立，適合大規模蓄電儲能需求。與普通的二次電池不同，液流電池的儲能活性物質與電極完全分開，功率和容量設計互相獨立，易于模塊組合和電池結構的放置；電解液儲存于儲罐中不會發生自放電；電堆只提供電化學反應的場所，自身不發生氧化還原反應；活性物質溶于電解液，電極枝晶生長刺破隔膜的危險在液流電池中大大降低；同時，流動的電解液可以把電池充電/放電過程產生的熱量帶走，避免由于電池發熱而產生的電池結構損害甚至燃燒。
液流電池克服傳統蓄電池的缺陷
將傳統的蓄電池應用于新能源的儲能卻遇到了一個很大的麻煩：新能源供電的不穩定性意味著與之配套的儲能設備需要能夠很靈活地調節要儲存能量的總量以及提供能量的功率。然而對于依靠固體電極的傳統電池，一塊電池能夠儲存多少電能，這些電能能夠以多大的功率被釋放出來，在它被封裝好離開流水線的那一刻就已經被固定下來，使用者很難再去根據需要進行調節。
解決的辦法就是讓固體電極只負責傳遞電流，儲存電能的任務改由液態的反應物來承擔，這也就是液流電池的基本原理。液流電池的液體電解質儲存在外部儲罐中，而不是儲存在每個電池單元中。由于攜帶能量的電解質與發電堆在物理上是分開的，因此液流電池的能量和功率也是分開的（額定功率和額定能量是獨立的，功率大小取決于電池堆，能量的大小取決于電解液，所以可隨意增加電解液的量，達到增加電池容量的目的）。液流電池還可以在放電后為電解液充電，且電解液通過同時流過所有電池和電池堆來充電和放電，因此每個電池都處于一種共同的充電狀態(SoC)，而不是許多單獨的充電狀態。
液流電池產業鏈
電解液是液流電池的核心材料，是整個化學體系中存儲能量的介質。在全釩液流電池中，電解液成本占據了儲能電池成本的一半以上。
隔膜是影響液流電池性能和成本的又一核心材料。它起著阻隔正極和負極電解液互混，隔絕電子以及傳遞質子形成電池內電路的作用。因此隔膜應該具備高的氫離子導電能力和高的離子選擇性，盡量避免正負極電解液中不同價態的釩離子互混，以減少由此造成的電池容量損失。隔膜還應該具有優良的化學及電化學穩定性、耐腐蝕性、抗氧化性，滿足電池長時間運行的要求。而且需要成本低廉，提高產品的市場競爭力，利于大規模商業化推廣。
目前液流電池最大的優勢就是循環次數（所謂的電池循環次數,即一個完整的充放電周期,所以循環次數其實就是充電周期的一個計算方式,當電池達到了一次完整的充電周期,電池循環次數就會+1。），它的循環次數可以達到15,000-20,000次，遠遠領先于其他儲能技術。但是它也有非常明顯的短板，就是自放電率比較高，導致效率比較低（電池效率就是充放電的轉換效率。即充電時間短，充滿后使用時間短。），一般釩液流電池的效率在70%左右，目前廠家的宣傳說他們可以做到72-73%，其實只能做到65-70%之間。
在時長上來看，液流電池可以劃歸到長時儲能領域。目前國內的液流電池做較好的有三種技術路線。
第一，全釩液流電池，也是目前國內示范項目做的最大的電池技術。
第二，鐵鉻液流，目前國內主要從事鐵鉻液流的公司是國家電投集團中央研究院。
第三，鋅溴液流，目前國內做鋅溴液流的公司比較少。之前安徽美能公司推廣過一段時間，但是近年來由于各種原因推廣不再那么積極，現在國內做的示范項目也相對比較小。
液流電池優劣勢
優勢 1：在長時儲能中，液流電池最大的優勢為輸出功率和儲能容量可分開設計。通過增加單片電池的數量和電極面積，即可增加液流電池的功率，目前中國商業化示范運行的釩電池的功率已達 5MW。通過增加電解液的體積或提高電解液的濃度，即可任意增加液流電池的電量，可達百兆瓦時以上。
優勢 2：循環壽命長。由于液流電池的正、負極活性物質只分別存在于正、負極電解液中，充放電時無其它電池常有的物相變化，可深度放電而不損傷電池，電池使用壽命長。一般認為鋰電池可以使用8 ～ 10 年左右，而液流電池壽命可達25年。從整個生命周期來看，液流電池的全生命周期度電成本低于其它的儲能技術。
劣勢：成本問題是當前液流電池最大的劣勢。全釩液流電池當前的產業化進程較快，但是面臨著釩資源約束的問題；鐵鉻液流電池沒有明顯的資源約束問題，但是當前產業化推進相對較慢。
全釩液流電池的主要優勢為安全、長壽以及靈活，但在當前的技術水平下，其能量密度、轉換效率、初始投資較鋰電池仍有一定差距，因此我們認為全釩液流電池的適用領域主要為大規模、長周期的儲能場景。相較于抽水蓄能，全釩液流電池的選址更為靈活，且建設周期較短；而相較于鋰電池儲能，全釩液流電池的安全性明顯占優，可部署于人員密集的城市場景，單位投資成本則隨著儲能時長的拉長而明顯降低。
液流電池行業情況
根據電極活性物質的不同，液流電池可分為多種技術路線，其中已有商業化應用的代表體系包括全釩、鐵鉻、鋅溴等。從技術成熟度的角度出發，目前全釩液流電池處于領先位臵，其最早由澳大利亞新南威爾士大學的 Skyllas-Kazacos 教授及其團隊于 1985 年開創，日本住友電工、加拿大 VRB、國內大連化物所等機構從 20 世紀 90 年代起相繼開始進行產業化的研究，目前國內外均有幾十至百 MWh 級別商業化項目投運。相較而言，鐵鉻液流電池存在析氫反應和鉻離子電化學反應活性不足等問題，鋅溴電池的單體容量則相對有限，目前基本處于工程化示范階段。
總體上說液流電池技術路線最重視的是中國，國外的廠家或者公司近些年來都在做轉型，對液流電池的投入沒那么大了。
液流電池分類
全釩液流電池
全釩液流電池（VRB，也常簡稱為釩電池）于1985年由澳大利亞新南威爾士大學的Marria Kazacos提出。作為一種電化學系統，釩電池把能量儲存在含有不同價態釩離子氧化還原電對的電解液中。具有不同氧化還原電對的電解液分別構成電池的正、負極電解液，正、負極電解液中間由離子交換膜隔開。通過外接泵把溶液從儲液槽壓入電池堆體內完成電化學反應，反應后溶液又回到儲液槽，活性物質不斷循環流動，由此完成充放電。
全釩液流電池有以下特點：
輸出功率和儲能容量可控。電池的輸出功率取決于電堆的大小和數量，儲能容量取決于電解液容量和濃度，因此它的設計非常靈活，要增加輸出功率，只要增加電堆的面積和電堆的數量，要增加儲能容量，只要增加電解液的體積。
安全性高。開發已有的電池系統主要以水溶液為電解質，電池系統無潛在的爆炸或著火危險。
啟動速度快，如果電堆里充滿電解液可在2min內啟動，在運行過程中充放電狀態切換只需要0.02s。
電池倍率性能好。全釩液流電池的活性物質為溶解于水溶液的不同價態的釩離子，在全釩液流電池充、放電過程中，僅離子價態發生變化，不發生相變化反應，充放電應答速度快。
電池壽命長。電解質金屬離子只有釩離子一種，不會發生正，負電解液活性物質相互交叉污染的問題，電池使用壽命長，電解質溶液容易再生循環使用。
電池自放電可控。在系統處關閉模式時，儲罐中的電解液不會產生自放電現象。
制造和安置便利。波流電池選址自由度大，系統可全自動封閉運行，無污染，維護簡單，操作成本低。
全釩液流電池中釩元素以離子形式存在于酸性水系溶液中，而不是以釩的氧化物形式存在（如五氧化二釩），有一定的腐蝕性但無毒性，且工作過程中封閉運行，對環境與人體基本不會產生危害。此外，從全生命周期的角度來看，鋰電池儲能系統在壽命到期后各類材料的回收處理難度較大，而全釩液流電池的釩電解液可在電池領域長期循環使用或進行釩提取進入鋼鐵、合金等其他市場領域，電堆關鍵部件（如碳電極、雙極板、離子交換膜等）以及管路、閥泵等的處理也更為簡單，無環境負擔，所以無論是從回收成本角度還是污染排放角度均優于鋰電池。根據根特大學的研究，在釩電解液 50%回收的條件下，全釩液流電池在陸地酸化、人體毒性、細顆粒物形成、礦產資源消耗、化石能源消耗等方面的環境影響幾乎全面低于鋰離子電池。
釩是地球上廣泛分布的微量元素之一，儲量相對豐富。2021 年底中國釩儲量規模約為 950 萬噸（本段均以釩金屬當量計），在全球儲量中的占比約為 40%，而從產量來看，2021 年中國釩產量達到 7.3 萬噸，在全球產量中的占比接近 2/3，因此無論是從儲量還是產能的角度出發，我國對釩資源均有較強的掌控能力。
但高成本卻是制約全釩液流電池商業化的主要因素。當前全釩系統成本約在4500-6000元/kWh，遠高于鉛炭、鋰電等電化學儲能技術，主要原因是離子交換膜、電解液等材料成本較高。目前離子交換膜很大程度依賴進口，價格約為5000元/平方米，國產價格也高達1000元/平方米。同時釩電池體積密度低，電解液使用量很大，導致同規模下電池總成本較高。
產業鏈
目前全球大約 90%的釩以釩合金的形式用于鋼鐵工業（作為煉鋼過程中的合金添加劑，可提高鋼的硬度、強度、耐磨度、延展性），5%以釩鋁中間合金的形式用于鈦合金，其余 5%用于化工及其他行業，就國內而言，應用在鋼鐵領域的釩產品比例更是高達 95%左右。
我國釩資源主要以釩鈦磁鐵礦和含釩石煤兩種形式存在，其中石煤礦中釩的品味較低且提釩過程中污染較為嚴重，整體生產成本高于鋼渣提釩，目前國內絕大多數釩產品來源于釩鈦磁鐵礦經鋼鐵冶煉得到的富釩鋼渣（2020 年占比超過 85%）。
國內釩鈦磁鐵礦儲量主要集中分布在四川攀枝花西昌地區和河北承德地區，其中四川攀西地區已探明釩鈦磁鐵礦儲量在 100 億噸以上，為世界第一大釩資源及釩系產品產區，河北承德地區已探明釩鈦磁鐵礦儲量則超過 80 億噸。從產能情況來看，攀鋼釩鈦目前具備超過 4 萬噸釩制品產能（以五氧化二釩計），河鋼股份釩制品產能則為 2.2 萬噸左右，兩者合計占據近一半的國內市場份額，此外建龍、成渝釩鈦、四川德勝亦具備萬噸以上的釩制品產能，整體來看國內釩資源儲量與產能相對集中。
整體來看當前全釩液流電池儲能仍處于商業化運營初期，市場參與者相對較少，行業前期的發展很大程度上由頭部廠商進行推動。國內對全釩液流電池的研究始于 20 世紀 90 年代初，早期主要由中國工程物理研究院、大連化學物理研究所、中南大學、清華大學等科研院所進行相應實驗室研發，其中大連化物所在國家科技部“863”計劃項目的支持下于 2005 年成功研制出當時國內規模最大的 10 kW 全釩液流電池儲能系統，邁出了國內全釩液流電池儲能技術應用的第一步。行業龍頭融科儲能于 2008 年成立，經過數十年發展，公司具備從前端研發到后端項目運營的全產業鏈開發能力，深度參與全釩液流電池產業鏈各個環節。由于前期全釩液流電池技術尚未定型，且項目體量相對較小，行業呈現出非標化、定制化的特點，產業鏈生態主要由一體化的頭部廠商主導。
能量單元——電解液：作為電能的存儲介質，電解液的體積和濃度決定了全釩液流電池儲能系統能夠儲存的最大能量，理論上儲存1kWh 的電能需要 5.6kg 五氧化二釩，但目前電解液的實際利用率僅能做到 70%左右（即儲存 1kWh 電能需要大約 8kg 五氧化二釩）。因此，提升電解液的利用率是降低全釩液流電池成本的重要途徑。此外，電解液的純度（一般需達到 99.9%以上）、穩定性、適用溫度范圍等因素也將對全釩液流電池的運行效率和壽命造成較大影響。一方面，電解液在制備過程中對雜質、價態的控制要求較高，如何在低成本的情況下實現高純度需要長期的工藝積累，目前釩電解液制備方法主要包括物理溶解法、化學還原法以及電解法三大類，其中規模化制備主要采用電解法。另一方面，為提升電解液的能量密度、電化學活性與熱穩定性，通常需要在電解液中加入一定的添加劑（包括混酸、無機鹽、有機物等多種體系），電解液的配方調配亦需要深厚的研發積累。因此，整體來看全釩液流電池電解液的開發和制備具有較高的壁壘，目前國內只有大連融科儲能集團股份有限公司、河鋼等少數企業具備批量化的生產能力。
功率單元——離子交換膜、電極已經雙極板為核心部件：全釩液流電池的功率單元由一定數量和規格的電堆串并聯構成，其中單個電堆主要由離子交換膜、電極、雙極板等關鍵部件構成。在充電時，陽極電解質 被氧化為，陰極電解質 被還原為 ，電路中的電子通過集流板端口的導線從陽極傳輸至陰極，陽極的氫離子通過離子交換膜傳輸至陰極，從而形成完整的閉合回路。放電時電化學反應則朝著相反的方向進行。
現階段全釩液流電池電堆關鍵部件以廠商自產或定制為主，后續技術進步以及規模化量產將帶動成本持續下行。相較于資源成本主導的能量單元（釩占據成本大頭），我們認為功率單元未來存在較大的降本空間。一方面，關鍵部件以及系統設計層面的技術進步將帶動全釩液流電池電堆持續降本增效，例如開發高離子選擇性、高導電性、高化學穩定性、低成本的離子交換膜，提升雙極板電導性，提高電極反應活性以及導電性等。另一方面，現階段全釩液流電池產業整體規模有限，關鍵部件以全釩液流電池廠商自產或小批量定制為主，后續隨著生產規模的提升，整體的制造成本有望明顯攤薄。此外，從原理和構成的角度出發，全釩液流電池與氫燃料電池在關鍵材料（雙極板、離子膜、電極等）、電堆結構以及生產設備等方面都存在較大的相似性，后續氫能產業的蓬勃發展也有望推動相關產業鏈環節的快速成熟。
輔助單元：零部件標準化程度較高，核心在于系統設計與集成：完整的全釩液流電池儲能系統包括電解液輸送系統、溫控、電力電子設備等輔助單元，核心在于系統的設計和集成。其中，電解液輸送單元主要由管路、循環泵、控制閥等部分構成，零部件主要為標準化的產品，全釩液流電池廠商主要進行管路設計和設備選型。電力電子設備主要包括 BMS、EMS 以及 PCS，通過對電解液流速、溫度、電流、電壓及輔助部件等參數進行監控來實現儲能系統的監測、控制與保護，整體來看全釩液流電池系統的 BMS 管理復雜度低于鋰電池儲能系統。對于全釩液流電池廠商而言，高可靠性、低成本的系統集成方案通常需要較長時間的積累以及實際項目的驗證。
鋰離子液流電池
鋰離子液流電池主要由電池反應器、正極懸浮液存儲罐、負極懸浮液存儲罐、液泵及密封管道等組成。其中，正極懸浮液存儲罐盛放正極活性材料顆粒、導電劑和電解液的混合物，負極懸浮液存儲罐盛放負極活性材料顆粒、導電劑和電解液的混合物。電池反應器是鋰離子液流電池的核心，其結構主要包括：正極集流體、正極反應腔、多孔隔膜、負極反應腔、負極集流體和外殼。鋰離子液流電池工作時使用液泵對懸浮液進行循環，懸浮液在液泵或其他動力推動下通過密封管道在懸浮液存儲罐和電池反應器之間連續流動或間歌流動，流速可根據懸浮液濃度和環境溫度進行調節。
電池工作時，正極懸浮液由正極進液口進入電池反應器的正極反應腔，完成反應后由正極出液口通過密封管道返回正極懸浮液存儲罐。與此同時，負極懸浮液由負極進液口進入電池反應器的負極反應腔，完成反應后由負極出液口通過密封管道返回負極懸浮液存儲罐。正極反應腔與負極反應腔之間有電子不導電的多孔隔膜，將正極懸浮液中的正極活性材料顆粒和負極懸浮液中的負極活性材料顆粒相互隔開，避免正負極活性材料顆粒直接接觸導致電池內部的短路。正極反應腔內的正極懸浮液和負極反應腔內的負極懸浮液可以通過多孔隔膜中的電解液進行鋰離子交換傳輸。
當電池放電時，負極反應腔中的負極活性材料顆粒內部的鋰離子脫嵌而出，進入電解液，并通過多孔隔膜到達正極反應腔，嵌入到正極活性材料顆粒內部：與此同時，負極反應腔中的負極活性材料顆粒內部的電子流入負極集流體，并通過負極集流體的負極極耳流入電池的外部回路，完成做功后通過正板極耳流入正極集流體，最后嵌入正極反應腔中的正極活性材料顆粒內部。電池充電的過程與之相反。
根據麻省理工學院的研究，與傳統的鋰離子電池相比，鋰離子液流電池的材料和制造成本更低，大約在40~80美元/千瓦時的范圍，遠遠低于電動汽車動力系統250美元/千瓦時和電網儲能系統100美元/千瓦時的成本要求，具有非常誘人的應用前景。
開發設計能量密度高，倍率特性好，循環壽命長，便于加工制作的電池反應器是目前鋰離子液流電池技術開發的核心。如何從技術上保證電池反應腔內電池懸浮液的良好電子導電特性和流動性，以及如何從技術上保證隔膜內部電解液的長期電子不導性，是鋰離子液流電池研究的兩大術難點。另外，和全釩液流電池不同，鋰離子液流電池的懸浮液是非水系有機電解液，并具有電子導電性，因此鋰離子液流電池的串聯高壓輸出及密封絕緣設計將是技術開發的另一難點。
鋅溴液流電池
鋅溴液流電池是液流電池的一種，屬于能量型儲能，能夠大容量、長時間地充放電。鋅溴液流電池中國已經通過自主創新成功研發出第一臺鋅溴液流儲能系統，實現了鋅溴電池的隔膜、極板、電解液等關鍵材料自主生產。
鋅溴液流電池作為其中之一的液流電池技術，由于在系統設計中有非常大的靈活性和極強的可擴展性，在大規模儲能技術領域受到重視。同時，含鋅體系的可充電電池由于鋅的高能量密度以及低成本，長期以來被認為在大規模儲能系統應用中具有競爭力；而鋅溴液流電池則是作為這兩種技術的結合，該技術在儲能領域中的應用將具有很高潛力。
鋅溴液流電池的基本原理如圖所示，正/負極電解液同為ZnBr水溶液，電解液通過泵循環流過正/負電極表面。充電時鋅沉積在負極上，而在正極生成的溴會馬上被電解液中的溴絡合劑絡合成油狀物質，使水溶液相中的溴含量大幅度減少，同時該物質密度大于電解液，會在液體循環過程中逐漸沉積在儲罐底部，大大降低了電解液中溴的揮發性，提高了系統安全性：在放電時，負極表面的鋅溶解，同時絡合溴被重新泵入循環回路中并被打散，轉變成溴離子，電解液回到溴化鋅的狀態。反應是完全可逆的。
同其它電池技術相比，鋅溴液流電池技術具有下列特點：
（1）鋅溴液流電池具有較高的能量密度。鋅溴液流電池的理論能量密度可達435 W.h/kg，實際能量密度可達60 W.h/kg；
（2）正負極兩側的電解液組分(除去絡合溴)是完全一致的，不存在電解液的交叉污染，電解液理論使用壽命無限。
（3）電解液的流動有利于電池系統的熱管理，傳統電池很難做到；
（4）電池能夠放電的容量是由電極表面的鋅載量決定的，電極本身并不參與充放電反應，放電時表面沉積的金屬鋅可以完全溶解到電解液中，因此鋅溴液流電池可以頻繁地進行100%的深度放電，且不會對電池的性能和壽命造成影響；
（5）電解液為水溶液，且主要反應物質為溴化鋅，油田中常用作鉆井的完井液，因此系統不宜出現著火、爆炸等事故，安全性高；
（6）所使用的電極及隔膜材料主要成分均為塑料，不含重金屬，可回收利用且對環境友好
（7）系統總體造價低，具有商業應用前景。
為什么難以商業化？
鋅溴液流自身存在一些比較大的問題，首先鋅溴液流的溴是易揮發的溶液，這個問題比較難以解決，其次是溴有腐蝕性和穿透性，它的腐蝕性不是由它的酸堿性來導致的，是溴的穿透性帶來的腐蝕。另外在反應的時候，鋅所在的電極容易產生一些鋅枝晶，可以刺穿隔膜降低整個電池的性能。
雖然液流電池系統基于它的電堆也可以組裝成兆瓦級的儲能系統，相對來說做的可以比較靈活，易于安裝。對于一個40尺的定制集裝箱，它的額定功率為250千瓦，容量1兆瓦時，容量比起鋰電池概少了5-6倍，鋰電池用40尺高箱可以做到5兆瓦時，鋅溴液流只能做到1兆瓦時，差距還是比較大的。另外它的電堆循環壽命為3,000次，電解液就只是按照6,000次來考慮，現在已經低于一線廠家鋰電池組成的鋰電池儲能系統的循環壽命，鋰電池在80%放電深度下，已經可以做到6,000-8,000次了。現在鋅溴液流已經落后比較多，所以近幾年國內幾乎沒怎么去發展鋅溴液流技術路線，創業公司一般也不會選這種技術路線。
鋅溴液流在國內項目中，基本上銷聲匿跡了，唯一做的規模比較大的是2017-2018年，在黃河水電百兆瓦光伏發電市政基地的20兆瓦項目，總體儲能是16.7兆瓦時，里面包含三元鋰電池，磷酸鐵鋰電池，1兆瓦時鋅溴液流電池，全釩液流電池，這個項目大家是同臺競技，真正比拼誰能做得好。接入方式是經過逆變器直流側和交流側接入儲能系統，也有的是經過35千伏的交流側接入的儲能系統，比如像三元鋰電池、磷酸鐵鋰和鋅溴液流是通過35千伏的交流才接入到儲能系統。運行下來鋅溴液流電池的循環效率低于60%，是所有液流電池里面效率最低的。
鋅鈰液流電池
鋅鈰液流電池是由Clarke在2003年提出來的，他們聲稱，該儲能系統的容量可達250000kW?h以上，開路電壓為3.33 V。鋅鈰液流電池以Ce3+/Ce4+為正極活性電對，ZnO/Zn2+為負極活性電對。正負極電解液分別儲存在兩個不同的儲液罐里（如圖3所示）。
鋅鈰液流電池的副反應是它的析氧副反應——電解液在電池運行過程中濃度逐漸變高，鈰鹽晶體析出大大降低電池的容量；同時，電池在運行過程中，正負極電荷平衡主要靠氫離子來調節，副反應會大大降低溶液中的氫離子濃度，影響電池壽命；另外，副反應還會造成能量損耗，降低電池的能量效率。
鋅鎳液流電池
鋅鎳電池作為一種有前景的鋅基堿性電池，具有工作電壓高、能量密度高、無毒、成本低等優點，具有廣闊的應用前景。為了滿足實際應用的需要，學術界對鋅鎳電池進行了大量的研究。目前的研究主要集中在鋅鎳電池中單個成分（如鋅陽極、陰極、電解液）上以改進其電化學性能。然而，鋅鎳電池能否在競爭激烈的電池市場中占有一席之地尚不明確：（1）目前鋅鎳電池的技術還停留在實驗室階段，鮮有研究通過與商用鉛酸電池的性能對比以證明鋅鎳電池的性能優勢。（2）鉛酸電池在發展中國家仍占據很大的市場份額，在設計鉛酸電池的替代品時，很少有研究考慮到經濟因素。（3）鋅鎳電池的實際應用示范較少，例如在電動自行車、混合動力汽車、儲能系統等領域的應用。因此，需要對鋅鎳電池與鉛酸電池進行進一步的對比研究，以論證鋅鎳電池作為下一代儲能器件的前景。
成本問題：雖然負極鋅的成本低，但是正極材料中使用最廣泛的是燒結氫氧化鎳或者燒結氧化鎳，這類材料的價格偏高，使該電池系統的成本超過400美元/kW·h，明顯高于DOE提出的成本目標(150美元/kW·h)。為了降低鎳正極的成本，已經開發出一些新的電池材料，比如制備塑料黏結式鎳電極或者泡沫式鎳電極，然而這類電極由于基體和活性物質結合不緊密，在流動電解液沖刷作用下極易出現脫落、掉粉的情況，雖然研究出一些抑制泡沫鎳電極脫落掉粉的處理方法，但是效果并不理想。開發新型電極材料及結構是下一步需要研究的。
面積容量低：在鎳鋅單液流電池中，正極和負極的面積容量低是導致電池整體面積容量低的原因。正極面積容量低的原因：①正極活性物質氫氧化鎳自身的反應動力學很低，反應速率緩慢；②兩種晶型的氫氧化鎳中，較高比容量的α-Ni(OH)2在強堿性電解液中不穩定，極易轉化成低比容量的β型。為了提高鎳正極活性物質的面積比容量，很多研究通過取代和摻雜微量金屬元素來提高活性物質的比容量，同時也能降低成本。鋅鎳單液流電池是沉積型液流電池，負極的電化學反應是鋅的電鍍及剝離過程。這意味著鋅基流動電池的儲能容量和功率不像全液體流動電池那樣獨立設計，因為鋅基流動電池的容量受到電極面積的限制。為了解決這個問題，可以從電極材料入手。負極鍍鋅及剝離一般是在平板電極中進行，若是換成多孔材料的電極比如泡沫鎳，鋅不僅可以沉積在電極表面，還可以沉積在電極材料的孔中，多孔材料可以為鋅的沉積提供了更大的空間，從而可以提高電極的面積容量。
單液流鋅鎳電池存在的最嚴重問題是鋅枝晶與積累導致的電池短路以及循環壽命降低，關于這方面的研究也是最多的，目前提出的一些解決辦法也有很多局限性，比如電解液中加入添加劑雖然可以改善鋅形貌，但是添加劑用量值得深入研究，電池長時間運行后微量的添加劑會失效，而添加劑的大量使用極易對電池造成其他損害。
鋅鎳單液流電池雖然有著較高能量密度、低成本、安全等優點，但仍然存在一些影響電池性能的問題，使得其商業化應用進程受到影響，亟待進一步深入研究來解決。
鐵鉻液流電池
鐵鉻液流電池（Iron-chromium flow battery），是最早被提出的液流電池體系。鐵鉻電池充電后，正極為 Fe3+，負極為 Cr2+；放電后，正極為 Fe2+，負極為Cr3+。鹽酸作為支持電解質，水為溶劑。
鐵鉻液流電池正負極液態活性物質既是電極活性材料，又是電解質溶液，被分別儲存在獨立的儲液罐中，通過外接管路與流體泵使電解質溶液流入電池堆內進行反應。在機械動力作用下，液態活性物質在不同的儲液罐與電池堆的閉合回路中循環流動，采用離子交換膜作為電池組的隔膜，電解質溶液平行流過電極表面并發生電化學反應。系統通過雙極板收集和傳導電流，從而使得儲存在溶液中的化學能轉換成電能。此可逆反應過程使鐵鉻液流電池順利完成充電、放電和再充電。對比以固體作電極的普通蓄電池，因鐵鉻液流電池的的電池堆與儲液罐分離，在常溫常壓運行，因此安全性高，沒有潛在爆炸風險。
鐵鉻液流以原料豐富且價格相對低廉的鐵離子和鉻離子為活性物質，鐵鉻電解液成本僅占系統的9%，具有成本優勢。鐵鉻液流的的關鍵材料是鉻鐵礦，全釩液流鋰電池需要五氧化二釩，鋰電池需要碳酸鋰。在4-5年的區間內這些關鍵原材料的價格情況，可以看到鉻鐵礦非常便宜，每千克只用16.7元，而且常年非常穩定；全釩液流用到的五氧化二釩波動非常的大，最大的時候一年有10倍的波動，我記得在2019-2021年之間，他曾經從每噸4萬元左右漲到了每噸50萬元左右，因為它是一個伴生礦，它的儲量不太穩定，所以它的價格波動非常的大。鉻鐵礦相對來說儲量比較大，5.1億噸，它有專門的專用礦，產量也比較穩定，增產能力也比較強，所以它價格比較穩定，這一塊也是鐵鉻液流發展的一個比較大的優勢。
鐵鉻液流電池儲能系統的特點是長壽命，生命周期比較長，循環次數大于20,000次，次數現在各家各說各的，但是究竟能不能達到還不好說。其次它環境友好，安全性高，電解液以及正負極的材料的毒性和腐蝕性弱，這個優點是相對于全釩液流相比的，而且可再生，安全穩定，高效率，它的直流側效率大于80%，交流側大于70%，行業領先。實際上鐵鉻液流在實驗平臺上很難跑出來大于70%的效率。
鐵鉻液流適應性比較強，這是它獨特的優勢，比全釩液流好，它的工作溫度可以在零下20-70度（全釩液流電池運行溫度在10~40度之間），這是相對全釩液流它特別大的一個優勢，然后它易于規模化，它的定制化比較容易，易于擴容，這是所有液流電池的特點。最后是低成本，更多的是全壽命周期的度電成本。在投資方面，鐵鉻液流和全釩液流差不多，現在都貴于鋰電池，尤其是磷酸鐵鋰，現在最主流的電池儲能系統。鐵鉻液流電堆和全釩液流高度相似，中間也要用到離子交換膜，離子交換膜也是目前在發展液流電池，尤其是全釩液流和鐵鉻液流的時候，比較受卡脖子的一項技術。
鋅溴液流和釩電池的特色都是正負極的溶液，各自在獨立運行，不存在交叉污染的問題，但是鐵鉻液流就存在交叉污染的問題。
鐵鉻液流電池首套百千瓦級電池系統2020年左右在張家口實施，技術提供方是國家電投集團下屬的中央研究院，這系統功率是250千瓦，系統容量是1.5兆瓦時，對應儲能時間是6小時，單堆的功率是31.25千瓦。單堆的功率比起釩液流電池還是有比較大的差距的，釩液流電池單堆的功率已經可以做到400千瓦，是它的10倍左右，它的DC/DC轉換效率大于80%，宣傳的成分更多一些，在我們真正運行的時候，無論是全釩液流或者是鐵鉻液流，或者說是鋅溴液流，真正的效率都低于70%。
目前鐵鉻液流還處于發展的初期，相對于全釩液流的商業成熟度要差一些。目前國家電投中央研究研究院推出的成熟產品，電堆是31.25千瓦的，接下來馬上要推出的是60千瓦以及45千瓦的電堆。從單個電堆的規模來看，和全釩液流還有比較大的差距，什么時候能夠到單個電堆達到200-400千瓦級別？我預計在十四五期間有這樣的可能性，但是還需要付出很多努力，因為鐵鉻液流它本身存在的問題比較多，包括它的能量密度，兩種正負極溶液的混流問題，都會是未來要面對的比較難以解決的問題。
多硫化鈉/溴液流電池（PSB）
PSB分別以多硫化鈉、溴化鈉水溶液為電池初始負、正極電解液及電池電化學反應活性物質，電池正負極之間用離子交換膜隔開，電池充放電時由鈉離子通過離子交換膜在正負極電解液間的遷移形成通路。
PSB采用的電解質價格便宜，非常適合建造大型（10~100MW/80~1000MWh）儲能電站。但技術被外國公司壟斷。
電極是PSB電池關鍵部件之一，是電池電化學反應發生的場所。電極材料對電池的正、負極電化學反應須有較高的活性，從而可以有效降低電池電極反應的過電位，提高電池充放電循環過程的電壓效率；電極還應具有較好的三維立體結構，這樣電解液流經電極的阻力小，可減少電池工作時輸送電解液的泵耗損失；另外，電極材料還應在電池電解液中具有較高的化學穩定性，從而使電池的使用壽命得到延長。
目前面向大規模儲能領域的多硫化鈉/溴液流儲能電池使用的碳氈電極制備成本較高，而活性炭電極的應用性能較差，能量效率低于60%；制備多硫化鈉的高溫合成法以及硫化氫合成法，工藝復雜，成本高，不適合PSB大規模應用需求；商業化陽離子交換膜選擇性不高，長期運行可造成陰、陽極離子互混構成交叉污染。
鋅鐵液流電池
鋅基液流電池是指鋅作為負極側活性物質的液流電池。鋅電極具有可逆的負極電極電勢，鋅離子在酸性和堿性電解液中穩定性較好，且電化學反應速率較快，自20世紀70年代起，人們開始對該類電池展開研究，主要包括鋅-溴、鋅-鐵、鋅-鎳、鋅-鈰、鋅-碘、鋅-空氣、鋅-有機物液流電池等。其中，鋅鐵液流電池由于原料含量豐富、成本低廉、無毒害成為人們研究的對象。
與其他鋅基液流電池不同，鋅鐵液流電池電解液可以在很寬的pH范圍內工作。因此，根據電解液酸堿性的不同，鋅鐵液流電池可以分為堿性、酸性和中性鋅鐵液流電池三類。
堿性鋅鐵液流電池
1979年，Adams等最早在專利中提出了堿性鋅鐵液流電池的概念。負極側和正極側分別以鋅和鐵氰化物作為活性物質，在放電狀態下，負極側由鋅轉化為堿性鋅酸鹽溶液，正極側由鐵氰化物溶液轉化為亞鐵氰化物溶液。充電時則是相反的過程，該專利中電池利用了陽離子膜來隔開兩側的活性物質。由于堿性介質下的鋅枝晶問題導致電池的循環性能較差，而陽離子隔膜的電阻較高，使電池的工作電流密度較低(35 mA/cm2)，最終導致堿性鋅鐵液流電池發展緩慢。
2018年，Yuan等報道了一種高性能、長循環壽命的堿性鋅鐵液流電池。該電池分別以Zn(OH)42-/Zn和F(CN)63-/Fe(CN)64-作為負極和正極的氧化還原電對，采用了自制的聚苯并咪唑(PBI)膜，并與三維多孔碳氈電極相結合組成液流電池。帶有雜環的PBI膜可確保羥基離子的快速運輸，同時，由于PBI膜具有較強的機械穩定性，可以很好地抵抗鋅枝晶，從而保證了堿性鋅鐵液流電池的長期循環穩定性。此外，三維多孔碳氈具有較高孔隙率和比表面積，能夠為鋅的沉積與剝落提供場所，有效抑制鋅枝晶和聚集，保證了電池具有出色的循環穩定性和倍率性能。該課題組通過優化電解液的組成，使Fe(CN)63-/Fe(CN)64-氧化還原對的濃度達到1 mol/L，遠超以往報道的濃度(0.4 mol/L)，使電池具有了更高的能量密度。該電池在80 mA/cm2和160 mA/cm2電流密度下可實現充放電500個循環，且在160 mA/cm2時仍保持能量效率(EE)大于80%。
為了豐富堿性鋅鐵液流電池的理論研究，進一步提高其性能，Chen等報道了堿性鋅鐵液流電池充放電行為的瞬態二維數學模型，如圖3所示。在實驗數據基礎上，重點研究了電解液流速和電極幾何形狀對電化學性能的影響。結果表明流速越高、電極越厚、電極孔隙率越高，電池性能越好。進一步對這三方面參數進行優化得到：在流速50 mL/min下，采用負極7 mm和正極10 mm的不對稱結構，在電極孔隙率為98%時，電解液的利用率、電池庫侖效率和能量效率分別達到了98.62%、99.18%和92.84%，顯著高于未優化過的電池，為改善堿性鋅鐵液流電池的設計提供了理論基礎。
酸性鋅鐵液流電池
相比鐵氰化物在堿性介質中的溶解度，Fe2+/Fe3+在酸性介質中溶解性更好，因此理論上酸性鋅鐵液流電池可以具有較高的能量密度。但溶液酸性過強會對鋅的沉積造成影響，且容易發生析氫反應，因此控制電解液pH值尤為重要。Xie等報道了酸性鋅鐵液流電池，該電池分別使用Fe2+/Fe3+和Zn/Zn2+作為正極和負極的氧化還原電對，特別地，使用HAc/NaAc緩沖溶液用作負極的支持電解質，H2SO4用作正極的支持電解質。負極電解液中存在HAc/NaAc時，即使大量的H+離子從正極電解液通過離子交換膜進入負極電解液中，也可以將pH值保持在2.0～6.0。在該pH值范圍內，可以有效抑制負極上的析氫反應。該電池在30 mA/cm2電流密度下可實現充放電50個循環，并保持能量效率(EE)為71.1%。在上述條件下，電池可以運行202個循環，但伴隨著容量嚴重下降，作者將原因歸結于Zn/Fe離子在重復充電/放電過程中穿過膜的交叉污染，同時也導致了庫侖效率的損失。然而在該電池中并沒有觀察到鋅枝晶的現象，作者認為是使用了HAc/NaAc緩沖溶液導致的。
在堿性鋅鐵液流電池負極電解液中，鋅酸鹽具有較好的溶解度以及電化學活性；而在酸性鋅鐵液流電池正極電解液中，Fe2+/Fe3+具有較好的溶解度以及電化學活性，同時，這兩種電解液所需原料含量豐富、成本低廉。為了結合兩種電解液的優勢，Gong等設計了新型酸堿混合鋅鐵液流電池。區別于傳統的單隔膜液流電池，該電池采用了雙隔膜的電池結構，增加了另一個中性電解液腔室作為緩沖溶液。該電池功率密度可達676 mW/cm2，且投資成本低于100 USD/(kW·h)，遠低于美國能源部設定的2023年目標[150 USD/(kW·h)]，為鋅鐵液流電池的發展提供了另一種思路。
中性鋅鐵液流電池
與堿性和酸性體系相比，中性鋅鐵液流電池體系溫和，電解液無腐蝕性，對電池隔膜及其他材料的要求較低，在一定程度上降低了電池成本。但在中性鋅鐵液流電池體系中，鐵離子的水解會導致電池的循環性能下降，是該類電池最大的挑戰之一。為此，Xie等以FeCl2/ZnBr2為正負極氧化還原電對，在正極電解液中引入了甘氨酸作為螯合劑，有效解決了中性條件下鐵離子的水解問題。同時，利用多孔離子傳導膜替代傳統離子交換膜解決了鐵離子污染導致膜內阻升高的問題，并提高了中性介質中離子在膜中的傳導性，大幅提高了中性鋅鐵液流電池的性能。在40 mA/cm2下，能量效率可達到86.66%。該體系活性物質濃度可達2 mol/L，其體積能量密度可達56 W·h/L。更重要的是，相比其他液流電池體系，該體系以更低的成本表現出良好的應用前景。該工作對于新一代液流電池的研究開發具有重要的指導意義。
鋅鐵液流電池總結 – 主要問題
與其他鋅基液流電池相似，鋅鐵液流電池主要存在鋅枝晶和面容量有限的問題。
鋅枝晶：鋅枝晶主要形成于電池充電過程中。鋅枝晶的存在容易導致電池庫侖效率和容量降低、電池壽命縮短等問題，嚴重者會刺穿隔膜，造成電池短路。
解決1：向電解液中加入添加劑是抑制鋅枝晶的常用手段，添加劑的存在能夠直接影響晶核的形成和生長，添加劑主要分為三類：聚合物、有機分子和金屬離子。
解決2：電極是鋅沉積發生的場所，電極的物理化學性質和結構對于鋅沉積有重要的影響。Yuan等研究了在堿性鋅鐵液流電池中，分別采用鋅板和三維多孔碳氈對鋅枝晶以及電池性能的影響。當采用高比表面積三維多孔碳氈作為電極時，由于碳氈大大降低了電極和沉積的金屬鋅之間界面的內阻，且高比表面積有利于進一步降低極化，使得沉積在三維多孔碳氈電極上的鋅形貌比較均勻。
解決3：鋅枝晶的主要危害在于穿透隔膜導致電池短路。為了避免枝晶刺穿隔膜，一方面可以選用機械強度高的隔膜，如PBI膜；另一方面也可以對隔膜進行改性，Yuan等設計了一種孔壁和表面帶負電荷的納米多孔膜，由于帶負電荷的Zn(OH)42-和帶負電荷的多孔膜的互斥作用，鋅離子會逆著隔膜的方向在三維多孔碳電極上沉積。使用該種帶負電的納米多孔膜在80～160 mA/cm2條件下運行240個循環仍然沒有鋅枝晶的產生。
解決4：設計或改進電池構型的目的是使鋅枝晶遠離隔膜或者切斷負極和隔膜之間的直接接觸。最近，Higashi等設計了一種反向電鍍結構，應用在鋅鎳電池中可避免鋅枝晶引起的短路，實現長期循環。
負極面容量低：與液-液相液流電池(在充放電過程中正極和負極活性物質全部溶解在電解液中)不同，在鋅鐵液流電池中，負極側進行的是鋅的沉積-剝離過程。這意味著鋅鐵液流電池的儲能容量和功率不像液-液相液流電池那樣獨立設計，因為鋅鐵液流電池的容量受到電極面積的限制。
目前，解決該問題的策略仍然有限。一方面可以采用厚一點或者更多孔的碳氈電極增加鋅鐵液流電池的面容量，但這也會增加電堆的尺寸和整個系統的成本；另一方面是在膜和電極之間預留空間，但會導致電池的極化加大，使電池只能在一個較低的電流密度下工作，從而減小了電池的功率密度。
鉛酸電池
鉛酸電池是用鉛和二氧化鉛作為電池負極和正極活性物質，以稀硫酸為電解質的化學儲能裝置，具有電能轉換效率高、循環壽命長、端電壓高、安全性強、性價比高、安裝維護簡單等特點，目前是各類儲能、應急供電、啟動裝置中首選的化學電源。鉛酸電池的主要構成包括：
1.極板：正負極板均是以特殊的合金板柵涂敷上活性物質所得，極板在充放電時存儲和釋放能量，確保電池的容量和性能可靠。
2.隔板：是置放于電池正負極中間的一個隔離介質，防止電池正負極直接接觸而短路的裝置，不同類型的鉛酸電池隔板材質不同，閥控類電池主要以AGM、PE、PVC為主。
3.電解液：鉛酸電池的電解液是用蒸餾水配制的稀硫酸，電解液在充放電時起到在正負極間傳輸離子的作用，因而電解液必須要沒有雜質。
4.容器（電池殼蓋）：電池包覆的容器，電解液和極板均在容器內，主要起支撐作用，同時防止內部物質外溢，外部物質進入內部結構污染電池。
鉛酸蓄電池種類較多，應用在光伏儲能系統中，比較多的有三種，富液型鉛酸蓄電池、閥控式密封鉛酸蓄電池、鉛碳蓄電池等等。
富液型鉛酸蓄電池：
鉛酸電池的電解液中的硫酸直接參與電池充放電反應過程，傳統鉛酸電池中，電池槽內除去極板、隔板及其他固體組裝部件的剩余空間完全充滿硫酸電解液，電解液處于富余過量狀態，故被稱為“富液式”電池，電池極板完全浸泡在硫酸電解液中。富液式蓄電池頂部有一個能夠通氣而又能夠阻擋液體濺出的蓋子，在使用過程中由于水分的蒸發和分解損失，需要定期將蓋子打開補加蒸餾水及調整電解液密度，所以習慣上被稱為“開口式”蓄電池。
富液型鉛酸蓄電池特點是價格便宜，壽命長，缺點是需要經常維護。
閥控式密封鉛酸蓄電池：
閥控式密封鉛酸蓄電池，又稱免維護電池，分為AGM密封鉛蓄電池和GEL膠體密封鉛蓄電池兩種。
AGM型電池使用純的硫酸水溶液作電解液，大部分存在于玻璃纖維膜之中，同時極板內部吸有一部分電解液外。AGM式密封鉛蓄電池電解液量少，極板的厚度較厚，活性物質利用率低于開口式電池，因而電池的放電容量比開口式電池要低10%左右。
AGM密封鉛蓄電池與當今的膠體密封電池相比，其放電容量要小一些。與富液型相同規格蓄電池相比，價格較高，具有以下優點：
（1）循環充電能力比鉛鈣蓄電池高3倍，具有更長的使用壽命。
（2）在整個使用壽命周期內具有更高的電容量穩定性。
（3）低溫性能更可靠。
（4）降低事故風險，減少環境污染風險（由于酸液100%密封裝）。
（5）維護很簡單，減少深度放電。
膠體密封鉛蓄電池（即GEL型電池），膠體鉛酸蓄電池是對液態電解質的普通鉛酸蓄電池的改進，用膠體電解液代換了硫酸電解液，在安全性、蓄電量、放電性能和使用壽命等方面較普通電池有所改善。其電解液是由硅溶膠和硫酸配成的，硫酸溶液的濃度比AGM式電池要低，電解液的量比AGM式電池要多，跟富液式電池相當。這種電解質以膠體狀態存在，充滿在隔膜中及正負極之間，硫酸電解液由凝膠包圍著，不會流出電池。
膠體密封鉛蓄電池其優點如下：
（1）漏酸機率小。GEL型膠體電池是電解質凝膠后沒有游離電液，因而漏酸的機率比AGM型電池小得多。
（2）失水少。因其灌注量比稀硫酸多，失水少，所以膠體電池不會因失水造成失效。
（3）有效延長電池壽命。膠體的灌入增加了隔板的強度，保護了極板，彌補了隔板遇酸收縮的缺陷，使裝配壓力不明顯降低是其具有延長電池壽命的原因之一。
（4）膠體鉛酸蓄電池抗過充能力強。
（5）嚴重放電情況下的恢復能力強。膠體填充了隔板與極板之間的空隙，降低了電池的內阻，充電接受能力可因此而改善。
所以膠體電池的過放電，恢復能力和低溫充放性能都比AGM型電池優越。
（6）體鉛酸蓄電池的自放電性能好，在同樣的硫酸純度和水質情況下，蓄電池的存放時間可以延長2倍以上。
（7）膠體鉛酸蓄電池在嚴重缺電的情況下，抗硫化性能很明顯。
（8）膠體鉛酸蓄電池后期放電性能好。
鉛碳電池：
鉛炭電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統的鉛酸電池演進出來的技術，它是在鉛酸電池的負極中加入了活性炭，能夠顯著提高鉛酸電池的壽命。
鉛碳電池是一種新型的超級電池，并結合了鉛酸電池和超級電容器兩者的優勢:
（1）既發揮了超級電容瞬間大容量充電的優點，也發揮了鉛酸電池的比能量優勢，且擁有非常好的充放電性能。
（2）電池壽命延長。由于加了碳(石墨烯)，阻止了負極硫酸鹽化現象，改善了過去電池失效的一個因素，延長了電池壽命。
（3）度電成本下降。鉛炭電池的度電成本可低至0.5元/kWh，在規模化生產的基礎上，鉛炭電池甚至有望將度電成本降至0.4元以下。
鉛炭電池是鉛酸蓄電池領域最先進的技術，也是國際新能源儲能行業的發展重點，具有非常廣闊的應用前景。廣泛應用于光伏電站儲能、風電儲能和電網調峰等儲能領域。
鈉離子電池
和鋰離子電池一樣，鈉離子電池的主要結構也包括正極、負極、電解質、隔膜、集流體等，只是電池內傳導的不再是鋰離子，而是鈉離子。正負極被電解質浸潤以保證離子導通，隔膜用以將正負極隔開防止內短路，集流體則起收集和傳導電子的作用。
相比鋰資源的稀缺與分布不均，鈉資源可謂儲量豐富且分布廣泛。鈉離子電池的制造成本更低、且無發展瓶頸。
從安全性角度來分析，為了避免枝晶帶來的安全問題，鈉離子電池不會選用金屬鈉單質作為負極材料（就像鋰離子電池不用金屬鋰單質作為負極一樣），而會選用碳類材料作為負極、鈉的化合物（鈉鹽）作為正極。無論是碳類材料還是鈉鹽都是穩定的，在鈉離子嵌入脫出時不會發生反應，同時能避免產生枝晶。在安全性測試（加熱、過充、短路、跌落、針刺、海水浸泡等）中，鈉離子電池能做到不起火爆炸，展現出良好的安全性能。
所以，基于低成本、高安全、長壽命等優勢，鈉離子電池可以與鋰離子電池形成互補，并且可以逐漸取代鉛酸電池，在大規模儲能和交通工具上大展宏圖。
除了鈉材料易獲取和成本低廉外，鈉離子電池還具有鋰離子電池所沒有的優勢：
比如在快充方面，全部采用鈉離子電池其充電時間可縮減至10-20分鐘，寧德時代的鈉離子電池在常溫下充電也僅需15分鐘，電量可達80%。鈉離子電池明顯可以緩解電動車車主用電焦慮和滿足減少充電時間方面的需求。
在放電保持率方面，鈉離子電池可在-40℃至80℃工作溫區工作，而且寧德時代此次鈉離子電池在-20℃的低溫環境下也仍然有90%以上的放電保持率，而鋰離子電池一般則是0℃可放出額定容量的90%，-20℃時可放出額定容量的70%。如此看，鈉離子電池明顯對冬季行車有更好的續航保障。這想必是寒冷地區電動車主的福音。
最大的問題還是鈉離子的質量要比鋰離子大，在元素周期表中可以看到，鋰排名第3，而鈉排名第11，這樣在相同質量下的能量密度的差異就會體現在電池電量上的不同。
就拿本次寧德時代推出的鈉離子電池來說，鈉離子電池的能量密度為160Wh/kg，而寧德時代現有的NCM811三元鋰電池能量密度為200Wh/kg。意味著同為1kg質量情況下，鈉離子電池僅為三元鋰電池的80%能量密度，這就相當于現在大多數裝配鋰電池的電動車充滿電基本上都可以跑500公里左右，那么同等質量的鈉離子動力電池才可以跑400公里。
由此我們也能看到，鈉離子電池的電量要比鋰離子電池的電量低。
事實上，鋰離子電池的電量對鈉離子電池的電量處于碾壓的狀態。
因此，在新能源電動車市場上，笨重且短壽的鈉離子電池被鋰離子電池打敗，直接喪失了價值萬億的新能源市場，鈉離子電池只能在低速電動車、儲能系統等含金量較低的領域與鉛酸電池搶市場。
金屬空氣電池
誕生于1878年的金屬空氣電池，正極使用吸收空氣中氧的材料，負極使用鋅、鐵、鋁等金屬材料。放電時，金屬離子從負極向正極移動，與從空氣中吸入的氧發生反應而產生電。而在充電過程中，金屬離子與氧分離從正極移動到負極。
廉價且地球儲量豐富的金屬材料令“空氣電池”較鋰離子電池具備顯著優勢。根據類型的不同，金屬空氣電池的制造成本或可降低至后者的1/10以下，而且，金屬空氣電池的能量密度理論上比鋰離子電池高6倍以上。美國麻省理工學院最新研究報告認為，極低的材料成本、高能量密度、電池設計相對簡單以及安全性良好，讓“空氣電池”前景光明。
麻省理工學院上述報告認為，鋅空氣電池是目前發展最成熟的“空氣電池”，其最早于1932年第一次用在助聽器上。近年來，多國企業和科研團隊陸續在催化劑、充放電技術等方面取得進步，在美國各州推出的各項促進清潔能源發展政策的推動下，鋅空氣電池商業化進程進一步加快，尤其是長時儲能應用。7月上旬，加拿大初創企業鋅8能源解決方案公司宣布其獨立研發的鋅空氣電池將實現商業化第一步。該企業考慮在紐約市新建一個1.5兆瓦時的儲能設施，結合其獨立研發的鋅空氣電池和現有太陽能發電，為當地公寓樓供電。除了企業在鋅空氣電池商業化方面的努力，科研人員正不斷改進鋅空氣電池的性能。印度馬德拉斯理工學院研究人員正在開發可機械充電的鋅空氣電池，來替代電動汽車中使用的鋰離子電池。
研究表明，鐵空氣電池在固定式儲能系統上的應用值得期待。今年初，麻省理工學院蔣業明（Yet-Ming Chiang）教授所在團隊與美國初創企業福姆能源公司合作，在鐵空氣電池技術上取得了重大突破。
相較于鋰離子電池，“空氣電池”的充放電過程更加棘手——金屬空氣電池難以實現多次循環充放電，大多數情況是一次性的。上述團隊發明了一種“逆生銹”技術，使鐵空氣電池可反復充電從而有效儲存、釋放能源，這解決了長期阻礙“空氣電池”發展的充放電困難問題。
而且，福姆能源公司也在同步推動鐵空氣電池的商業化。該公司今年2月宣布，向佐治亞州的電力公司提供容量為1500兆瓦時的電力儲存設施用于可再生能源儲電，相當于美國約4.5萬戶普通家庭一天所用電量。福姆能源公司此前還與明尼蘇達州的電力公司合作建立了150兆瓦時的儲能設施。
據稱，該鐵空氣電池量產時的制造成本最終將達20美元/千瓦時，不到鋰離子電池的1/10。此外，由于所用的電解質具有不燃性，這種電池的安全性較高。
根據美國卡內基-梅隆大學2021年8月發布的制造成本估算數據，鐵空氣電池成本約為25美元/千瓦時。這種電池在正極等方面還有進一步降低成本的空間，在固定式儲能方面有發展前途。
另外，位于京都府精華町的日本初創公司科尼克斯系統公司正在研發一種新型鐵空氣電池，擬結合氫氧燃料電池的技術。公司設想將材料成本降至常規成本的1/10以下，目標是于2025年發售，用于可再生能源儲電等領域。
不過，金屬空氣電池的能量密度尚不及鋰離子電池，即每單位電池質量儲存的能量更少。蔣業明教授表示，鋰離子電池的能量密度可達100瓦時/千克，而鐵空氣電池只有40瓦時/千克，這也是當前電動汽車不能使用鐵空氣電池等金屬空氣電池的主要原因。
電化學儲能中游
BMS電池管理系統
2000年前是探索階段，2000-2010年是億能電子、科列技術，第三方獨立bms廠。2010到現在，電芯廠、整車廠都開始涉及bms，第三方獨立逐漸淡出市場，將來是以電芯廠和整車廠為主流，如寧德時代、比亞迪。
預計，儲能電池的bms會延續動力電池bms的格局，都是以電芯廠和整車廠為主流。
儲能BMS與電動車BMS均實現電池管理功能，由于在應用場景和實際管理電池規模不同，儲能BMS和動力BMS在通訊協議、硬件邏輯和性能要求上都有所不同。
EMS能量管理系統
EMS是儲能電池管理系統，BMS是動力電池管理系統，作用都是電池狀態監測、信息管理、狀態評估、診斷及預警、熱量管理、充放電管理。
技術有被動技術和主動技術。被動技術簡單理解為，當電池放電的時候，電量多的先放到直至大家一致。主動技術簡單理解為，在不放電時，內部電池自己主動充放電，直至大家一致。
EMS公司需要了解電網運行特點、核心訴求。因此國內儲能EMS相關公司約有16余家，其中上市公司7家，主要為國網系公司。舉例來說，南瑞繼保定位保護控制，是國網的電力電子研發生產基地；中天科技也是電網長期穩定的電纜供應商；許繼集團是開關等電器產品供應商。
PCS儲能逆變器
PCS (Power Conversion System)，又稱雙向儲能逆變器，其作用是把電池的直流電逆變成交流電，輸送給電網或者給交流負荷使用；把電網的交流電整流為直流電，給電池充電，PCS是儲能系統與電網或微網實現電能雙向流動的核心部件。
當前儲能PCS行業賽道玩家眾多，來自光伏逆變器、不間斷電源（UPS）、充電樁（EV charger）、電網側-輸配電設備（PTD、MVD、APF、SVG）等多領域廠商均有意進入PCS行業。
PCS與光伏逆變器技術同源、結構高度相似，核心部件均為逆變功率模塊和二次控制電路。儲能逆變器對IGBT的芯片要求有所不同：儲能逆變器分別工作在整流和逆變狀態，在兩種狀態下，IGBT和二極管的導通占空比不同，造成兩者導通損耗差異巨大，在逆變的時候IGBT損耗更多，發熱更大，整流時相反。因此，PCS對續流二極管的載流能力要求更高，因此需要較大的二極管芯片。
由于光伏逆變器廠商一般具備供應儲能變流器的能力，并且已有技術、渠道布局，預計未來儲能變流器將延續光伏逆變器格局。逆變器龍頭陽光電源、固德威、錦浪科技、盛弘股份、上能電氣、科士達等目前PCS出貨量領先。
電化學儲能核心
電池組
電池組性能決定最終產品的安全性、使用壽命，也最終決定了儲能系統的盈利性。與動力電池追求極致的能量密度不同，儲能電池更加注重循環壽命。若要提升儲能經濟性，除系統降本外，提升循環壽命亦為重要途徑。根據《電工電能新技術》，當儲能電池循環壽命由 4000 次增加至 7000 次，儲能度電成本可由 0.7 元降低至 0.43 元。因此，下一階段，除關注電池自身降本情況外，也需關注儲能系統循環次數提升情況。
目前我國主要儲能電池提供商多為動力電池制造商。根據 CNESA 數據，2021 年我國儲能電池提供商排名前四企業均為動力電池制造商。
PCS
儲能變流器是連接于電池系統與電網之間，實現電能雙向轉換的裝置。其既可以把電池的直流電轉換成交流電輸送給電網，也可以把電網的交流電轉換為直流電，供電池充電。并網模式下，在負荷低谷期，儲能變流器把電網的交流電整流成直流電給電池組充電，在負荷高峰期，儲能變流器把電池組中的直流電逆變成交流電反送到電網中；離網模式下，儲能變流器與主電網脫開，給本地的部分負荷提供滿足電網電能質量要求的電能。
場景相似，技術同源，光伏逆變器廠商進軍儲能 PCS 領域有先發優勢。儲能變流器與光伏逆變器在使用場景、技術原理、上游供應商和下游客戶上有較高重合度，因此儲能變流器企業大多來自光伏逆變器廠商，行業競爭格局也類似。
儲能 PCS 毛利率高于光伏并網逆變器。儲能場景對逆變器的需求比光伏并網場景更復雜，除了直流向交流轉換外，還需要具備從交流轉換為直流、并離網快速切換等功能，同時儲能 PCS 還是雙向變流器，有充電和放電兩個方向的能量控制。因此儲能變流器技術壁壘相較并網逆變器更高，售價與毛利率均明顯高于并網逆變器。
儲能溫控
溫控指通過加熱或冷卻技術對某事物的溫度進行有效控制和調節。溫控系統與 BMS 配合，對鋰電池進行恒溫恒濕控制，維持電池在安全運行參數范圍內，提升電池在運行期間的穩定性，避免電池進入熱失控狀態。
儲能溫控技術主要包括風冷、液冷、熱管冷卻、相變冷卻。其中，風冷系統結構簡單、可靠性高、壽命長、成本低、易于實現，是目前國內主流技術路徑。液冷系統散熱效率高、散熱速度快，在高倍率、高容量場景下優勢凸顯，故全球儲能系統正呈現液冷加速滲透，取代風冷的趨勢。熱管冷卻、相變冷卻需與風冷、液冷配合使用，因價格較高，目前在儲能領域應用較少。
全球儲能系統利用率提升，對安全性提出更高要求，溫控系統重要性凸顯，液冷系統憑借散熱效率和速度優勢，有望加速滲透。此外，歐美多國儲能經濟性較好，隨著鋰電池原材料價格下降，對溫控系統價格敏感度將降低，亦將對液冷系統應用形成正向促進作用。預計 2025 年全球液冷滲透率將達到 45%，電力系統儲能溫控市場空間將達107 億元，2021-2025 年 CAGR 為 92%。液冷滲透率提升帶動溫控行業平均單位價值量提升，儲能溫控復合增速將超儲能行業平均增速。
技術同源，龍頭廠商具備技術優勢及先發優勢。因溫控技術的相似性，大部分儲能溫控企業由其他賽道切入，具有技術及布局的先發優勢，參與者包括來自精密溫控、工業溫控、汽車溫控的企業。
1）精密溫控又稱精密空調，主要應用于數據中心或 5G 基站，集裝箱儲能與集裝箱數據中心最為類似，對溫度及溫控要求較高，龍頭企業主要包括英維克、申菱環境、黑盾等；
2）工業溫控與儲能溫控具有相似應用環境，通常應用于戶外，需要應對空氣、液體雜質等戶外環境帶來的復雜影響，相關企業包括同飛股份、高瀾股份、蓋鼎等；
3）新能源汽車溫控：動力電池與儲能電池在溫控技術層面存在較大共性，車用溫控廠商具備切入儲能溫控的技術能力，參與者包括松芝股份、奧特佳等。
消防系統
根據青鳥消防公告，目前消防占儲能系統成本約 3%，隨著風光電高比例接入電網，儲能利用率將快速提升，進而帶來更旺盛的消防需求，相應消防成本占比逐年提升，假定儲能消防至 2025年約占儲能投資總額 7%水平。
近年來，儲能高速發展的同時，安全事故頻發。2017 年至今，全球共發生儲能安全事故 30 余起，集中在韓國，主要采用三元電池體系。2021 年 4 月，北京市豐臺區光儲充一體化項目發生火災爆炸，造成 3 人死亡。若無法解決安全問題，其或成為制約儲能發展的重要阻力，因此，推進儲能消防將有利于護航儲能有序、健康、穩定發展。
機械濫用、熱濫用、電濫用為鋰電池熱失控的三大誘因，電池熱失控發生后，若無法進行有效防護，會進而引發熱蔓延，造成儲能系統的爆炸、燃燒。
相較電動汽車，儲能系統由更多電池單體連結而成，故發生熱失控概率更高，對安全防護提出更高要求。解決儲能系統安全問題，需要由高效熱管理技術-安全預警技術-安全防護技術-消防安全技術，建立“由防到消”的主動協同安全防控體系。
儲能消防目前單站價值量較低，行業未形成統一標準。預計隨《電化學儲能電站安全規程》正式稿的出臺，將有效帶動行業規范發展，提升儲能消防產品質量與數量，行業有望迎來供需兩端同步改善。對新國標產品提前布局的公司：青鳥消防、國安達。
系統集成
目前，儲能系統利用率逐步提升，系統技術漸趨成熟，280Ah 大電芯、液冷溫控、高壓級聯、1500V 架構成為主流趨勢。
大電芯
2020 年寧德時代發布 280Ah 儲能電芯以來，280Ah 大電芯關注度快速上升，成為行業主流趨勢。相較 50-100Ah 電芯，280Ah 大電芯優勢體現在：1）成組時零部件使用減少，具有成本優勢，體積能量密度更高；2）電池簇內部只串聯不并聯，消除環流，提升系統安全性和壽命；3）減少電池數量，使 BMS 管理更容易。
由于 BMS 局限性、大電芯散熱問題等，儲能電芯不能一味做大，短期來看，280Ah 尺寸為行業認可的統一規格。繼寧德時代之后，億緯鋰能、瑞浦蘭鈞、海辰新能源、國軒高科、鵬輝能源、南都電源等電池企業先后推出 280Ah 電芯解決方案，部分系統招標要求電芯單體容量不低于 280Ah，280Ah 大電芯已成行業重要趨勢。
液冷溫控
相較風冷系統，液冷能量密度可提升 80%，壽命提升 20%，輔助功耗降低 20%，在液冷系統輔助下，儲能系統最高溫度不超過 35℃，溫差不高于 3℃。目前，國內主流系統集成商均已推出液冷系統解決方案。
目前，液冷溫控系統在國外應用較多，在國內亦有加速滲透趨勢，部分項目在招標時指定儲能系統需配備液冷溫控，如淮北皖能儲能電站一期、寧夏穆和儲能電站等。
高壓級聯
高壓級聯儲能系統變流器可不經變壓器，直接接入 3kV 及以上電壓等級電網，降低系統成本的同時節約能耗，具更高循環效率。此外，高壓級聯方案在最大轉換效率、電能質量、單機容量、響應時間、可靠性、電池利用率等方面均優于傳統方案。目前，金盤科技、智光電氣、南瑞繼保、新風光已推出高壓級聯方案，引領行業新風向。
高壓級聯儲能：級聯電池儲能系統因其單機大容量和高效率的優勢，在大容量應用中受到廣泛關注。高壓級聯儲能系統能夠直接輸出6kV/10kV，無需經過變壓器，不僅減小系統損耗，提高效率，還減少了儲能系統的占地面積，降低了土地建設施工成本，提高了單位建設面積的能量密度。此外，在這種拓撲結構下，儲能系統能夠最大限度的減少或消除電池簇的并聯情況，使得各個電池簇之間相互獨立，減少或消除電池單體和電池簇的環流現象，削弱了儲能系統中電池一致性導致的問題，提高電池系統的循環壽命、降低了生產運行的安全風險。高壓級聯儲能系統縮短了儲能系統的響應時間。高壓級聯的拓撲結構在低壓直流側可以減少開關損耗，進一步提高系統效率;而且低壓側的電子元件所需電流及高壓側的電力元件所需耐壓等級均明顯降低，有利于提高系統的穩定性。
新能源配儲能，是從解決棄光棄風限電的角度上來分析儲能系統配比的，接入到新能源電站，目前有兩種主流接入方式：高壓接入方式，低壓加變壓器的接入方式。國內新能源電站配置儲能主要受限電和政策等影響，配的功率大概是5%到20%，電池容量是按照1小時到2小時配置，具體怎么配，需要根據場站量身定制，絕對不可以一刀切。另外還需要參與快速頻率響應（一次調頻），主要依據的標準是DL/T-1870-2018的標準。儲能系統配置在電站里主要是解決棄風棄光的限電，提高上網電量，所以要求更高的系統效率；接入方式最好簡單，施工量小，減少工程造價，運維最好便捷一些，不要裝一套儲能設備給廠站運維人員造成更大的負擔。
1500V
1500V 儲能系統將系統中直流電壓所用的線纜、BMS 硬件模塊、變流器等部件的耐壓從不超過 1000V 提高到不超過 1500V。相較 1000V，1500V 系統能量密度、功率密度可提升 35%以上，系統成本降低 5%以上，系統效率提高 0.3%以上，優勢凸顯。近期國內大型儲能項目中，1500V 系統滲透率已超三分之二。
目前，國內系統集成商包括三類參與者，分別為以比亞迪、南都電源為代表的鋰電池生產商，以陽光電源、科陸電子為代表的 PCS 廠商，以及以海博思創為代表的獨立系統集成商。
化學儲能系統
化學儲能系統（CSS）通過系統中化合物的化學反應來儲存和釋放能量。FC（Fuel Cell）是一種典型的化學儲能系統，可將化學能的燃料不斷轉換為電能。燃料電池 FC 與電化學電池之間的主要區別就是他們提供電能的方式。在 FC 中，燃料和氧化劑由外部提供 ，并且這些部件集成在電池內部（金屬 - 空氣電池除外）。FC的優勢在于只要向其供應活性物質就可以發電。燃料電池效率在40%-85％范圍內。
甲烷燃料電池
電轉甲烷儲能技術是通過電解反應將水分解成氧氣和氫氣，然后將氫氣和二氧化碳反應合成甲烷，以化學能形式存儲和輸運電能的儲能技術，其不僅在儲能上具有大容量、長周期和低成本等特點，而且可以構建電力系統與燃料系統的互通互聯，并且能夠促進CO2的循環利用助力減緩氣候變化，在未來能源系統中具有大規模應用的潛力。
利用電能制備碳氫燃料可以通過多條技術路線實現，但比較而言，采用電解水制氫結合CO2加氫的技術路線是目前最具經濟和技術可行性的。利用CO2加氫反應可制備多種碳氫燃料，其中CO2加氫制甲烷的催化劑技術發展相對最成熟，由此使電轉甲烷儲能技術成為目前具有實用潛力的電制碳氫燃料儲能技術。
氫燃料電池
氫儲能是指氫能作為一種媒介，實現“可再生能源發電－水電解制氫－氫燃料電池發電”的能量轉換過程，從而有效解決可再生能源的波動性和間歇性，起到穩定電網的作用。
氫能儲存（氫氣儲能）本質是儲氫，即將易燃、易爆的氫氣以穩定形式儲存。在確保安全前提下，提高儲氫容量（效率）、降低成本、提高易取用性是儲氫技術的發展重點。儲氫技術可分為物理儲氫和化學儲氫兩大類。物理儲氫主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、活性炭吸附儲氫、碳纖維和碳納米管儲氫以及地下儲氫等；化學儲氫主要有金屬氫化物儲氫、液態有機氫載體儲氫、無機物儲氫、液氨儲氫等。
物理儲氫
高壓氣態儲氫
氫氣在生產及應用環節都離不開壓縮技術。高壓氫氣壓縮機是將氫氣加壓注入儲氫系統的核心裝置，輸出壓力和氣體封閉性是其重要的性能指標。高壓氣體儲氫的質量儲氫密度范圍是4.0~5.7wt%，當前高壓氣態儲氫技術比較成熟，是目前最常用的儲氫技術。該技術是采用高壓將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器里。金屬高壓儲氫容器由對氫氣有一定抗氫脆能力的金屬或者通過復合材料構成，最常用的材質是奧式不銹鋼。銅和鋁由于在常溫附近對氫免疫，不會造成氫脆，也常被選作高壓儲氫罐的材料。
高壓氣體儲氫的成本相對較低，壓縮過程耗能低，釋放簡單快速，是目前技術最為成熟的儲氫技術，但是存在體積儲氫密度極低的重大缺陷。此外高壓氣態儲氫存在泄漏、爆炸的安全隱患，因此安全性能有待提升。未來，高壓氣態儲氫還需向輕量化、高壓化、低成本、質量穩定的方向發展。
低溫液態儲氫
低溫液態儲氫是先將氫氣液化，然后儲存在低溫絕熱真空容器中。低溫絕熱技術是低溫工程中的一項重要技術，也是實現低溫液體儲存的核心技術手段，按照是否有外界主動提供能量可分為被動絕熱和主動絕熱兩大方式。被動絕熱技術已廣泛運用于各種低溫設備中; 而主動絕熱技術由于需外界的能量輸入，雖能達到更好的絕熱效果，甚至做到零蒸發存儲( Zero boil－off，ZBO) ，但也勢必帶來一些問題，如需要其他的附加設備而使整套裝置的體積與重量增加，制冷機效率低、能耗大、成本高、經濟性差。
液態氫具有很高的密度，體積比容量大，體積占比小，能夠使得儲運簡單。但把氣態的氫變成液態的氫較難，要液化1kg的氫氣就要消耗4-10千瓦時的電量。并且，為了能夠穩定的儲存液態氫，需要耐超低溫和保持超低溫的特殊容器。該容器需要抗凍、抗壓，且必須嚴格絕熱。因此，這種容器除了制造難度大，成本高昂之外，還存在易揮發、運行過程中安全隱患多等問題。
當全球來看，低溫液態儲氫技術已應用于車載系統中，在全球的加氫站中有較大范圍的應用。液氫加氫站在日本、美國及法國市場比較多。目前全球大約有三分之一以上的加氫站是液氫加氫站，氫液化設備主要由美國AP、普萊克斯、德國林德等廠商提供。而我國的液氫工廠僅為航天火箭發射服務，受法規及技術成本所限，還無法應用于民用領域，但相關企業已著手研發相應的液氫儲罐、液氫槽車，如航天101所、國富氫能、鴻達興業、中集圣達因等公司均在研發國產液氫儲運產品。
化學儲氫
與物理儲氫不同，化學儲氫方案一般通過利用儲存介質與氫氣結合為穩定化合物的方式實現氫儲存。用氫時，通過加熱或其他方式使化合物分解放氫，同時回收儲存介質。
根據儲存介質種類不同，化學儲氫技術主要包括金屬氫化物儲氫、液態有機氫載體儲氫、無機物儲氫、液氨儲氫等。與高壓氣態儲氫和低溫液態儲氫相比，化學儲氫技術成熟度相對較低，目前多在實驗室、示范項目環節。
金屬氫化物儲氫
該技術將氫以金屬氫化物形式儲存于儲氫合金材料中。在一定溫度壓力下，儲氫合金與氫接觸首先形成含氫固溶體（α相），隨后固溶體繼續與氫反應產生相變，形成金屬氫化物（β相）。在加熱條件下，金屬氫化物放氫。早期發現的合金有LaNi5、Mg2Ni、TiFe等，隨后研究者發現這類合金由一種吸氫元素A與另一種非吸氫元素B組成，兩種元素分別控制儲氫量與吸放氫可逆性。目前世界上已研發的儲氫合金可大致分為稀土鑭鎳系、鈦鐵系、鈦鋯系、釩基固溶體、鎂系等。
這類基于固體的儲氫技術往往具有儲氫密度高、儲氫壓力低、安全性好、放氫純度高等優勢，其體積儲氫密度高于液氫。目前，國內外對儲氫金屬材料的研究成果不斷，在部分領域已得到應用。國外固體儲氫技術已在電池艦艇中得到商業應用，在分布式發電和風電制氫規模儲氫中得到示范應用；國內固態儲氫已在分布式發電中得到示范應用。
然而，成熟體系的金屬儲氫材料重量儲氫率偏低，最高的TiV材料可逆儲氫量為2.6 wt%。為提高重量儲氫率，目前開發了配位氫化物、金屬氨硼烷等新材料，但這些材料存在如吸放氫速度慢、可逆循環性能差等應用問題，仍處于實驗室技術研發中。此外，儲氫金屬材料的成本受有色金屬原料價格波動影響，成本偏高是制約發展的另一因素。
液態有機氫載體儲氫
液態有機氫載體（LOHC）儲氫技術基于不飽和液體有機物在催化劑作用下進行的加氫反應。常用的不飽和液體有機物有甲醇、環烷烴、N-乙基咔唑、甲苯、1,2-二氫-1,2-氮雜硼烷等。
這類技術具有較高儲氫密度，在環境條件下即可儲氫，安全性較高，運輸方便。缺點是氫的取放不如物理儲氫容易，需要配備額外的反應設備，且放氫過程往往需要加熱耗能，導致成本增高。LOHC技術在日本和歐洲發展迅速，在我國尚屬于示范階段。
液氨儲氫
氫與氮氣在催化劑作用下合成液氨，以液氨形式儲運。液氨在常壓、約400 ℃下分解放氫。
相比于低溫液態儲氫技術要求的極低氫液化溫度-253℃，氨在一個大氣壓下的液化溫度-33℃高得多，“氫-氨-氫”方式耗能、實現難度及運輸難度相對更低。同時，液氨儲氫中體積儲氫密度比液氫高1.7倍，更遠高于長管拖車式氣態儲氫技術。該技術在長距離氫能儲運中有一定優勢。然而，液氨儲氫的也具有較多劣勢。液氨具有較強腐蝕性與毒性，儲運過程中對設備、人體、環境均有潛在危害風險；合成氨工藝在我國較為成熟，但過程轉換中存在一定比例損耗；合成氨與氨分解的設備與終端產業設備仍有待集成。
地下儲氫
氫氣的長時間儲存需要依賴一定的儲存空間，利用地下空間進行儲氫成為了氫氣儲存的重要方式。諸多不同的地下儲氫方案中，最有潛力的一種方式：在地下鹽層中挖出一個“容器”來儲氫。這個“容器”的制造需要首先鉆到目標鹽層，安裝好套管（如石油鉆井一樣）；其次注入溶液把鹽層溶化，溶化后的鹽水抽出來；再用這種溶解的方式在鹽層中造出所需要的形狀和大小的“容器”；最后充入氣體把鹽洞穴中的所有鹽水排空。根據不同鹽層結構，這上述溶解方法造出來的不同“容器”的形狀。
氫氣地下存儲能可以充分利用地下空間、節約土地資源、有效降低氫氣的儲集成本、提高氫氣的經濟效益，應用于風光儲一體化項目，可以解決新能源發電波動性，保障能源供應和能源安全等。但氫氣地下儲庫建設面臨諸多挑戰，主要包括：儲層和蓋層的地質完整性、氫氣地下化學反應、井筒完整性、氫氣采出純度以及材料耐久性問題。
氨燃料電池
“氨燃料電池”是將氨高效轉化為電能的方法之一。直接利用氨的燃料電池中的放電反應（即氨在堿溶液中的電化學反應）的反應式為2NH3+6OH-→N2+6H2O+6e-。其中，放電生成物只有氮和水，不會排放對生物有害的物質和導致全球變暖的二氧化碳。因此，堿性氨燃料電池可以說是一種對環境負擔較小的能量轉化系統。
氨是除氫以外最宜生產的可再生燃料，具有極其重要的戰略資源價值。氨可由水中的氫和空氣中的氮合成，并在氨燃料電池或氨內燃機或氧化燃燒時還原為水和空氣。在目前普遍采用的工業化合成氨生產中，所需的氮可自空氣中直接獲得。
氨具備常用燃料所須的各大特點：廉價、易得、易揮發、便儲存，低污染，高燃燒值，高辛烷值，操作相對安全，可與一般材料兼容等。在作為燃料的普及應用上，氨較氫的最大優越性在于其能量密度大（同體積含能量液氨是液氫的1．5倍以上）、易液化（常壓下負33攝氏度或常溫下9個大氣壓均可使氨液化而氫在負240攝氏度以上則無法液化）、易儲運（普通液化氣鋼瓶即可儲氨而儲氫則需特殊材料）。
熱存儲系統TSS
光熱儲能和電化學儲能應用場景不同，對于小功率短時長的，例如100mwh以內，電化學更優。但是對于1000mwh這種級別的，電化學風險太大、初始投資成本也比光熱要高。光熱儲能一般可以支持6-10小時，電化學儲能2小時，因此光熱更適合大容量、長時長的儲能。
新疆于 7 月 4 日公布了 2022 年第二批市場化并網新能源項目清單，總計 66 個項目，儲 能總規模 6922.5MW，其中需電網消納項目儲能規模 5820MW。需電網消納項目中，電 化學儲能規模 4470MW，占比 76.8%，儲能時長均為 4 小時；光熱項目共 13 個，規模 合計 1350MW（已按照項目進展記入下列項目統計表，其中 6 個項目已經開工），占比 23.2%，儲能時長為 8~12 小時。 同時，新疆發改委在《服務推進自治區大型風電光伏基地建設操作指引(1.0 版)》中特別 指出，對建設 4 小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模 4 倍的風電光伏發電 項目；鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以 9∶1 規模配建。
青海第二批大基地項目清單含光熱 400MW，在儲能中占比約 29%。青海于 6 月 17 日公 布青海省第二批大型風電光伏基地建設項目清單（預備清單），共計 7 個項目，包含 5400MW 光伏、1200MW 風電、400MW 光熱以及 1000MW /3600MWh 儲能，儲能類型 包括：電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等。這些項目均采取就地消納，建設工期 均為 2 年，預計 2022 年 9 月開工，2024 年投產。
熱能存儲系統（TES，thermal energy storage）是以儲熱材料為媒介將太陽能光熱、地熱、工業余熱、低品位廢熱等熱能儲存起來，在需要的時候進行釋放，力圖解決由于時間、空間、強度上的熱能供給與需求間不匹配所帶來的問題，最大限度地提高整個系統的能源利用率而逐漸發展起來的一種技術。目前，主要有三種儲熱方式，包括顯熱儲熱、潛熱儲熱（也稱為相變儲熱）和熱化學反應儲熱。儲熱材料的研究目前主要是集中于顯熱儲熱材料和相變材料，尤以儲熱密度高、儲熱裝置結構緊湊的高溫相變材料為主，其中各種混合鹽類因其可以在中高溫工作區域內通過調節不同鹽類的配比來控制物質的熔融溫度而吸引了很多研究者的興趣。（?下圖中熔鹽儲熱是否也屬于相變儲熱沒有查到相關資料。）
顯熱存儲SHS
通過增加（降低）固體或液體材料的溫度來存儲（或釋放）熱量，而不會發生任何的相變。一般應用中，固體介質可以是巖石、金屬、混凝土等，液體介質可以是水、熔融鹽、油等。一般地，固體介質可以在低溫和高溫下存儲能量，因為它們在較大的溫度范圍內都不會發生相變，適合很多工業應用背景。
在介質的選擇過程中，一些相關因素諸如能量密度、價格、穩定性、環境適配性都是需要考慮的內容。具有高比熱容、低成本、在儲放熱循環過程中保持熱穩定性的材料是有希望的存儲介質。通常，固體介質有高密度但是伴隨著低比熱容，這就導致與液體介質相比在存儲相同熱量的情況下，需要更多質量和體積的固體介質。
雖然顯熱儲熱是一種很成熟的儲熱方式，但是缺點十分明顯。第一，占地面積過大。顯熱儲熱單位體積的儲熱量非常小，因此要滿足大規模的儲熱需求就非常耗費占地面積，會導致成本增加。第二，過高的加熱溫度容易引發安全事故且能量利用率比較低。
熔鹽儲熱
熔鹽儲熱通過儲熱介質的溫度變化，實現熱能的儲存與釋放。儲熱介質吸收電能、輻射能等能量，儲蓄在介質內，當環境溫度低于介質溫度時，儲熱介質可將熱能釋放出來。
二元鹽Solar Salt（60%硝酸鈉+40%硝酸鉀）是目前多數光熱電站選用的傳儲熱工質，其熔點為220℃，最高工作溫度可達600℃。光熱電站一般采用冷/熱熔鹽雙儲罐存放熔鹽，冷熔鹽貯罐內的熔融鹽經熔鹽泵輸送到太陽能集熱器內，吸收熱能升溫后進入熱熔鹽儲罐中，隨后高溫熔融鹽流進熔鹽蒸汽發生器，產生過熱蒸汽，驅動蒸汽渦輪機運行發電，而熔鹽溫度降低后流回冷熔鹽儲罐。光熱發電站實際運行過程中，日照強度會不斷變化，傳儲熱系統需要依據各個節點管道內熔鹽的溫度、壓力及時調整熔鹽流速，以保障系統穩定工作，電站出力總體平穩。
熔鹽儲熱是大規模中高溫儲熱的主流技術方向。儲熱技術可分為顯熱儲熱、相變儲熱和熱化學儲熱三類。目前，顯熱儲熱技術成熟度最高、價格較低、應用較為廣泛；潛熱儲熱是研究熱點；而熱化學儲熱尚未成熟。其中，熔融鹽為常用的中高溫顯熱儲熱介質，具備較寬的液體溫度范圍，儲熱溫差大、儲熱密度高，適合大規模中高溫儲熱項目。
當前顯熱儲熱已充分發展，潛熱儲熱是研究熱點，熱化學儲熱尚未成熟，開發儲熱密度高、傳熱性能好、蓄熱溫度范圍寬等高性能的儲熱技術是未來的發展方向。
熔鹽材料具有“四高三低”的優勢，使儲熱系統具有適用范圍廣、綠色環保、安全穩定等優點，是目前大規模中高溫儲熱技術的首選，可廣泛應用于火電靈活性改造、清潔供熱、可再生能源消納等領域。
優勢：熔鹽作為儲熱介質，成本較低，工作狀態穩定，儲熱密度高，儲熱時間長，適合大規模中高溫儲熱，單機可實現 100MWh 以上的儲熱容量。
劣勢：能量轉換方式決定了熔鹽儲熱只有應用在熱發電的場景下才會有經濟優勢。熔鹽是通過儲存熱量的方式來儲存能量的，如果需要儲存的是電能，那整個流程中需要完成“電能——熱能——電能”的轉換，效率很低。因此，熔鹽儲能只能應用在采用熱能發電的場景中，作為能量的存儲介質，如光熱發電、火電廠改造等；或者應用在終端能量需求為熱能而非電能的場景，如清潔供熱。
（1）光熱發電：熔鹽儲熱將儲熱和傳熱介質合為一體，簡化電站系統組成。作為光熱發電的配套儲能設施，熔鹽儲熱系統可提高太陽能的利用率，減少功率波動，促進電網穩定輸出。
（2）清潔供熱：熔鹽儲熱系統的熱能利用效率高，可實現余熱、廢熱的回收利用，為工業園區的食品加工、紡織等企業提供穩定持續的蒸汽、熱風等高品質熱源。
（3）火電廠改造：在火電廠加裝熔鹽儲熱設備，可將其改造為儲能調峰電站，靈活輸出電力，儲熱可轉化成蒸汽為用戶供熱，提高電廠經濟效益。
熔鹽的主要成分為硝酸鈉、硝酸鉀鹽，是較為常見的化學材料，目前國內熔鹽供應和化鹽服務較為成熟。同時，熔鹽儲熱系統中還需配備熔鹽泵、熔鹽罐、蒸汽發生器、保溫材料、玻璃等關鍵設備，以防止熔鹽凍堵，因此一次性投資規模較大。經過光熱發電配儲市場培育，熔鹽儲熱產業鏈發展較為成熟。若市場需求進一步擴大，產業鏈投資成本有望下降。
定日鏡就是玻璃加銀，洛陽玻璃和安彩高科都可以做。鏡子的成本大概占整體光熱電站投資的5%，占到聚光系統9%，還有支架，這個占聚光系統9%，控制器占15%，驅動設備占到聚光系統61%。
熔鹽罐就是儲存罐，這個難度不高，因為是常壓高溫，50MW大概需要4個罐子，兩個熔鹽罐，兩個冷鹽罐，25米直徑，22米高度，材質就是普通的高純鋼。
熔鹽這塊的成本占比大概有多少呢？
熔鹽+定日鏡系統（聚光系統）大概占總體投資的接近70%，熔鹽一般占20%左右，這個取決于設計規格。以中控這個項目為例，最早是建的是一個10MW的機組，然后第二個建造了50MW的機組，現在第三個100MW的機組也建造完成了，根據許可的量，前兩個機組就關停了，目前這個中控是一個雙塔裝置，一個使用塔，一個備用塔，主要是考慮到白天晚上的互補關系，這兩個塔的熔鹽填充量加儲備量大概是6萬噸。
潛熱存儲LHS（相變儲熱）
相變：相變是物質系統不同相之間的相互轉變。固、液、氣三相之間轉變時，常伴有吸熱或放熱以及體積突變。單位質量物質在等溫等壓條件下，從一相轉變為另一相時吸收或放出的熱量稱為相變潛熱。通常把伴有相變潛熱和體積突變的相變稱為第一類（或一級）相變。
顯熱和潛熱的區別：
相變儲熱系統作為解決能源供應時間與空間矛盾的有效手段，是提高能源利用率的重要途徑之一。相變儲熱可以分為固–液相變、液–氣相變和固–氣相變。然而，其中只有固–液相變具有比較大的實際應用價值。
固-液相變是通過相變材料的熔化過程來進行熱量儲存，凝固過程來放出熱量；而固-固相變則是通過相變材料的晶體結構發生改變或固體結構進行有序-無序的轉變而可逆地進行儲、放熱。當前正在考慮的潛熱蓄熱材料有：氟化物、硫酸鹽、硝酸鹽以及石蠟等有機蓄熱材料。
熱量存儲到某種介質中（或從介質中釋放），該介質在儲放熱過程中經歷物理狀態的變化。彌補了顯熱儲存不能長期保存熱量的缺點，而且儲能密度較大，沒有化學反應的發生，不會對生態環境造成危害。占地面積也顯著縮小，安全事故已發行也大為降低，能量利用率顯著提高。
熱化學存儲TCHS
熱化學儲能是一種基于化學反應過程的儲能系統，其在吸熱化學反應期間接收熱能，并在放熱反應期間釋放熱能。熱化學儲能系統利用可吸收或釋放熱能的化學反應實現熱能儲存和調配。有三個操作階段：吸熱解離→反應產物的儲存→解離產物的放熱反應。由于最后一步是重新生成初始物質，所以這一過程可以重復。
熱化學儲能系統顯示出比顯熱和潛熱儲能系統更高的存儲密度，使它們更緊湊。在存儲空間有限或空間成本高昂的應用場景中，這是一個有益的特性。由于熱化學儲能在存儲過程中的能量損失比顯熱和潛熱儲能小，熱化學儲能具有良好的長期存儲應用潛力。
熱化學儲能可根據住宅和商業制冷和供暖應用的工作溫度范圍進行分類。熱化學儲能系統將能量儲存在穩定的化學材料中，如鹽水合物、氨化物、金屬氫化物、氫氧化物和碳酸鹽。熱化學儲能系統在可逆反應期間將熱能轉化為化學勢能，從而在材料中儲存或釋放熱量。
按照工作溫度范圍的熱化學儲能分類：
盡管這種方法儲熱能力比較好，熱損失比較小，但是要面臨儲熱材料對設備的腐蝕、傳熱和傳質能力差和材料開發難等問題，限制了實際應用。
電存儲系統EeSS
電磁儲能包括：超導儲能、電容儲能、超級電容器儲能。
1、超導儲能超導儲能系統(SMES)利用超導體制成的線圈儲存磁場能量，功率輸送時無需能源形式的轉換，具有響應速度快(ms 級)，轉換效率高(≥96%)、比容量(1-10 Wh/kg)/比功率(104-105kW/kg)大等優點，可以實現與電力系統的實時大容量能量交換和功率補償。SMES 可以充分滿足輸配電網電壓支撐、功率補償、頻率調節、提高系統穩定性和功率輸送能力的要求。
2、超級電容器儲能超級電容器根據電化學雙電層理論研制而成，可提供強大的脈沖功率，充電時處于理想極化狀態的電極表面，電荷將吸引周圍電解質溶液中的異性離子，使其附于電極表面，形成雙電荷層，構成雙電層電容。電力系統中多用于短時間、大功率的負載平滑和電能質量峰值功率場合，如大功率直流電機的啟動支撐、態電壓恢復器等，在電壓跌落和瞬態干擾期間提高供電水平。
超導磁ESS
超導磁能量存儲系統，以磁場的形式存儲能量。SMES系統具有高的能量存儲效率，約97％，完全放電能力，100000次循環壽命，和毫秒的快速響應。
利用超導的儲能技術有2種型式：超導磁儲能(Superconducting Magnetic Energy Storage，SMES)將電能以磁場能的形式儲存于超導磁體(電感)；超導磁懸浮飛輪儲能(Superconducting Flywheel Energy Storage，SFES)將超導技術用于磁懸浮軸承以提升飛輪儲能的技術性能。
超導磁儲能（SMES）裝置是利用超導線圈將電能直接以電磁能的形式儲存起來，在需要的時候再將電能輸出給負載的儲能裝置。
超導磁儲能是通過電感效應把電能轉化為磁場能。超導磁儲能的原理是用直流電給由超導材料制成的螺旋形電感線圈充電。充電過程中流過電感的電流會逐漸增加到最大值，這個過程中電感線圈中的磁場會逐漸增強。當電流到達最大值時，線圈兩端的電壓就降到零。這時充電就完成了。這時將超導線圈的兩端短接，電流就在超導線圈的閉合回路中無休止的流動。理論上說能量可以永遠儲存在這里。這是自然界里發現的最接近“永遠”的現象。需要放電時，將線圈的兩端接上負載，就可以將磁能電能轉化為直流電能。這種儲能的規模是和超導線圈中電流的平方和線圈電感的乘積成正比。這種儲能的實現依賴于超導體做成的線圈，由于超導導線沒有電阻，所以電流在這樣的導線上通過，沒有能量損耗。而目前的超導體只有在低溫下才有超導現象。超導材料在臨界溫度以下電阻才會消失。
以超導體為材料，電阻基本為零，儲能時損耗極小，與其他電網儲能方式相比，超導磁儲能的突出優點是響應速度快、儲能效率高，響應速度可達到毫秒級，儲能效率可達到90%以上，此外還具有體積小、質量輕、功率大、環境適應能力強、使用壽命長、維護簡單、有功和無功率輸出可靈活控制等優點。
超導磁儲能的能量效律可以高于97%，是所有儲能技術中最高的。這種儲能的反應時間是非常快的，可以實現在幾個毫秒內把所存的電全部放光或是充好電。沒有任何一種實用的電池，可以在毫秒內完成充電。超導磁儲能的最大的用處是保持電網的電壓和功率輸出的穩定性。
這種儲能，成本是最大的問題。由于沒有接近室溫工作的超導材料，這種儲能技術的超導線圈一直是在一個低溫恒溫器中工作。只是從室溫把線圈的溫度降到可以實現超導的溫度，就要長達幾個月的時間。將線圈的溫度降下來需要冷卻劑，目前普遍使用昂貴的液氦。同時整個裝置的隔熱需要做到極致。這里維持如此低溫的成本是不言而喻的。由于用磁場儲能，強大的磁場會覆蓋設備區和周邊的大片地區，必須要建設一個磁場對沖的線圈，以避免對人，輸電線路，航空，候鳥遷徙等等產生的負面影響。超導磁儲能最大的潛在危險是：由于故障，線圈溫度上升到了超導臨界溫度以上，這時超導作用會消失，線圈會釋放出就大的焦耳熱，后果將是非常嚴重的。可見超導磁儲能的瓶頸還是高溫超導材料。
超導磁儲能主要包括超導儲能線圈、功率變換系統、低溫制冷系統、快速測量控制系統四大組成部分，超導儲能線圈是核心部件。超導儲能線圈包括低溫超導儲能線圈、高溫超導儲能線圈兩大類，已研發問世的產品中，高溫超導儲能線圈儲能容量更大。
影響SMES發展的因素：
- 目前SMES再應用推廣中所受到的最大阻力來自裝置昂貴的研制成本，其中50%~70%費用都投入在超導磁體的研制上。
- 高溫超導相鄰超導餅的接頭電阻相對較大，限制了磁體的通流能力，增加了磁體損耗，不利于SMES容量提升。
- 超導磁體繞制技術和線圈大小對于超導磁體性能的影響還需要進一步的研究。
- 為了滿足更高容量SMES的需求，功率變換系統的容量還有待提高。新型大容量的電力電子變換器拓撲和控制策略的研究設計十分迫切。
- 超導磁體在運行時的各個超導餅的電壓分布、絕緣設計及失超保護系統的設計對于SMES的安全穩定運行具有重要意義。
- 低溫系統的設計，即低溫系統的冷卻效率將影響SMES的運行成本。
- 超導磁體的優化設計。降低超導磁體交流損耗，提高磁體運行經濟性。
超級電容器EDLC
根據電化學雙電層理論研制而成的，又稱雙電層電容器，兩電荷層的距離非常小（一般0.5mm以下），采用特殊電極結構，使電極表面積成萬倍的增加，從而產生極大的電容量。
如圖所示，超級電容容器主要由集流體、電極、電解質以及隔膜等幾部分組成，其中隔膜的作用和電池中隔膜的作用相同，將兩電極隔離開，防止電極間短路，允許離子通過。超級電容器儲能的基本原理是通過電解質和電解液之間界面上電荷分離形成的雙電層電容來貯存電能。
超級電容器是利用雙電層原理的電容器，原理示意圖如圖。當外加電壓加到超級電容器的兩個極板上時，與普通電容器一樣，極板的正電極存儲正電荷，負極板存儲負電荷，在超級電容器的兩極板上電荷產生的電場作用下，在電解液與電極間的界面上形成相反的電荷，以平衡電解液的內電場，這種正電荷與負電荷在兩個不同相之間的接觸面上，以正負電荷之間極短間隙排列在相反的位置上，這個電荷分布層叫做雙電層，因此電容量非常大。
對于超級電容器而言，電極活性物質在集流體表面的附著厚度以及相關工藝將極大的影響超級電容器的性能，是電容器制作的關鍵。
按工作原理超級電容可分為三類，雙電層電容（EDLC）是目前市場主流的超級電容類型，混合型超級電容（HUC）具備更高的能量密度，正在成為重要研究與發展方向。
1） 雙電層電容：EDLC 的充放電過程通過離子的物理移動完成，不存在化學反應，充電時，雙電層電容電解液中的正、負離子在電場的作用下迅速向兩極運動，并分別在兩個電極的表面形成緊密的電荷層，即雙電層，造成電極間的電勢差，從而實現能量的存儲；放電時，陰陽離子離開固體電極表面，返回電解液本體。
2） 法拉第贗電容：是在電極表面或體相中的二維或準二維空間上，電活性物質進行欠電位沉積，發生高度可逆的化學吸附，脫附或氧化，還原反應，產生和電極充電電位有關的電容。是金屬氧化物、金屬碳化物、導電聚合物超級電容器能量存儲的主要機制，盡管這些反應與電池中反應很相似，兩者電荷都經過了雙電層電容，不同的是贗電容的形成更多的是由特殊的熱力學行為導致的。與雙電層電容不同的是，贗電容能量密度較高，但受限于電化學反應動力學以及反應的不可逆性，導致贗電容的充放電功率、循環壽命都比雙電層電容要小。這種存儲機制主要是基于電極中金屬陽離子的氧化還原反應，通常伴隨著金屬陽離子的氧化還原反應，金屬陽離子在電極材料提相中的脫出和嵌入，引起電子在材料中的得失，進而儲存能量。盡管這類材料擁有更高的儲能能量密度，受限于材料離子固相擴散，高功率充放電性能遠遠差于贗電容材料。也因電極材料貴金屬價格較高、充放電循環穩定性有限等因素而難以商用。
3） 混合型超級電容：以雙電層材料作為正極，以贗電容或電池類材料作為負極，融合了超級電容與贗電容或電池的優勢。混合超級電容器并不是簡單地將一個可充電電池和一個超級電容器打包在一起。相反，它采用了一種獨特的結構，其中的單個組件既是一個超級電容器又是一個鋰離子電池。鋰離子超級電容（LIC）是混合型超級電容的典型代表，在充放電過程中，電容電極發生非法拉第反應，離子在電極表面進行吸附/脫附，電池電極發生法拉第反應，鋰離子嵌入/脫出。
混合超級電容器的供應商目前有Taiyo Yuden(該公司稱其產品為鋰離子超級電容器，明確指出了所采用的技術)、Eaton和Maxwell(已被特斯拉收購)。
盡管混合超級電容器優勢明顯，但混合元件和結構總是感覺很復雜。一方面，將兩種技術或材料相結合，往往能克服一些弱點同時仍保留各自的優點。這不僅適用于電子領域，也適用于其他領域，例如用鋼筋加固的混凝土，或用作最新一代飛機機身及附加物外層的碳纖維增強聚合物(CFRP)。
另一方面，這種組合有時也會帶來新的問題。例如，與針對單一用途進行最佳化的設備，多功能測試設備的規格可能會降低，或者靈活性變小。一個非電子產品的例子是廣為人知的瑞士刀，每個單獨的工具可能都夠好，但又絕對比不上專用工具，但勝在整個刀片/附件及包裝在尺寸、重量和成本方面都具備優勢。
總結來看：超級電容器優點：
- 長壽命、循環次數多；
- 充放電時間快、響應速度快；
- 效率高；
- 少維護、無旋轉部件；
- 運行溫度范圍廣，環境友好等
超級電容器缺點：
- 超級電容器的電介質耐壓很低，制成的電容器一般耐壓僅有幾伏，儲能水平受到耐壓的限制，因而儲存的能量不大；
- 能量密度低；
- 投資成本高；
- 有一定的自放電率。
超級電容器儲能開發已有50多年的歷史，近二十年來技術進步很快，使它的電容量與傳統電容相比大大增加，達到幾千法拉的量級，而且比功率密度可達到傳統電容的十倍。超級電容器儲能將電能直接儲存在電場中，無能量形式轉換，充放電時間快，適合用于改善電能質量。由于能量密度較低，適合與其他儲能手段聯合使用。
在我國超級電容器行業產業鏈中，上游為材料生產供應商，中游為超級電容器制造商，下游為各類應用領域。
超級電容器行業的上游為各個材料的供應商，主要包括電極、電解液、隔膜、集流體等其他輔助材料。電極材料決定了超級電容存儲能量的能力，可用作電極的材料包括碳材料、金屬氧化物和導電聚合物。其中，碳材料作為已經商業化的超級電容器電極材料，它的研究已經非常深入，其包括活性炭、炭氣凝膠、碳納米管、石墨等。在這些電極材料表面主要發生的是離子的吸附與脫吸附，它們共同特點是比表面積大，但是碳材料并不是比表面積越大，比電容就越大。只有有效表面積占全部碳材料表面積的比重越大，比電容才越大。
其次，電解質是超級電容器的重要組份部分，尋找合適的電解液是超級電容器目前研究的重點之一，超級電容器采用的電解質主要為四氟硼酸或六氟磷酸的季銨鹽。超級電容器最大的優勢在于充放電速度快、可以大功率放電，因此，隔膜紙未來將向著定量低、厚度薄、孔隙率高且孔徑適當的方向發展。
超級電容器行業中游為超級電容器制造商，主要負責超級電容器產品的生產與銷售。隨著國家對新能源產業政策扶持力度的加大，超級電容器產業的發展近年來受到高度重視。中國國內目前可生產超級電容器的主要供應商有江海電容器、奧威科技、集星聯合電子等企業。中國國內超級電容器制造商們的自主研發能力不斷提高，與國外廠商差距業正在不斷縮小。超級電容器行業作為新興行業，其發展壯大不僅需要企業不斷加強自身的研發生產能力，還需要政府和行業協會的積極引導與大力支持，從而提升優質企業的綜合實力，帶動整個行業的快速發展。
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（審核人:林岑）
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