储能大背景剖析
储能是什么储能是指通过介质或设备把能量存储起来在需要时再释放出来的过程。储能贯穿新能源开发与利⽤的全部环节，是能源转换与缓
储能是什么
储能是指通过介质或设备把能量存储起来在需要时再释放出来的过程。储能贯穿新能源开发与利⽤的全部环节，是能源转换与缓冲、调峰与提效、传输与调度、管理与运⽤的核⼼技术，既是国家能源安全的重要保障，也是电动汽车等新兴产业的主要发展动⼒，具有重要的战略价值和辉煌的产业前景。
目前在电力系统的储能项目中，以抽水储能为主，电化学储能为辅。
抽水储能是目前技术最为成熟、使用规模最大、成本最低的储能技术，但因其高度依赖地理环境，且能量密度低，投资门槛高，故而未来发展有限。电化学储能以锂离子电池为主，由于其能量密度高、寿命长等优势，未来发展潜力大。
储能的应用场景
储能目前主要应用于电力系统，但同时也应用于通信基站、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，不仅可以在电力中断期间为通信基站等关键设备应急供电，还可利用峰谷电价差进行套利，以降低设备用电成本。
电力是即发即用、无法直接储存的能源形态。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧(电网侧)储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等;输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等;用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。
欧洲储能项目
欧洲2019年开启储能元年。欧盟2019年开始实施CEP计划，这一计划提出，将大力支持家用储能市场发展，消除发展中可能存在的财务障碍。
2020年再创新高，累计装机4.1GW/6.2GWh。根据BNEF统计，2019年欧洲储能市场迎来迸发，英国德国引领增长，储能元年到来。2020年欧洲储能装机再创新高，实现电化学储能新增装机1.2GW/1.9GWh，同增19%，新增装机居全球第二，截至2020年底欧洲累计储能装机为4.1GW/6.2GWh，同增43%，累计全球分地区装机占比19%，超越韩国成为全球最大储能市场。
根据 Data Europa 的累计装机容量统计数据，目前抽水蓄能占据欧洲储能市场的94%，其中西班牙和德国容量最大。同时，欧洲也是最大的电化学储能市场。电化学储能中，英国、爱尔兰、德国表现较为亮眼，根据欧盟预测，电化学储能会成为欧洲储能增速最快的市场。
从区域上看，电化学储能装机主要集中在海外市场。根据BNEF数据，2020年全球新增/累计电化学储能装机5.5GW/16.9GW，装机需求主要集中在海外，海外市场新增/累计装机份额分别达75%/83%；其中，美国、欧洲、日本、韩国、澳大利亚是海外主要的装机国家或地区，合计占据海外累计装机量94%。
德国和英国不同的是：德国是全球最大户用储能市场，而英国主要是大型储能项目来拉动增长，英国也是欧洲最大公用事业储能市场。这来自于两个国家不同的政策取向。
美国储能项目
根据 BNEF 统计，2020 年全球储能市场新增规模达到 5.3GW/10.7GWh。根据 Wood Mackenzie 和 ESA 统计，美国 2020 年新增储能装机量达 1.46GW/3.48GWh，功率容量占全球市场27.5%，能量容量占全球市场 32.5%。美国 2020 年电化学储能装机新增 1.1GW/2.6GWh，是储能装机主要的增长动力，同比增长 207%。
储能方式看，抽水蓄能仍然占据储能市场主力，未来发展主力将集中在电化学储能。根据美国能源部列示的储能项目统计，截至 2020 年 12 月，抽水蓄能占累计装机量的 92%，电化学储能占比 3%。电化学储能中，锂离子电池累计装机占比 65.9%。抽水蓄能仍占据储能市场的主力，度电成本最低，但是它受到地理位置的约束，大多是 1970 年代和 1980 年代初安装，2000 年以后装机容量极低。随着技术的快速发展，电化学储能成本降低，可靠性提高，从新增装机容量来看，电化学储能正逐渐成为发展主力。根据 EIA 统计，电化学储能占据了目前美国储能新增市场的 90%以上，其中以锂离子电池储能为主，占据电化学储能的 90%以上。
中国储能项目
风光大基地储能项目
6月24日，在《抽水蓄能产业发展报告2021》《中国可再生能源发展报告2021》研讨会上，中国水力发电工程学会常务副理事长兼秘书长郑声安指出，随着风光新能源大规模高比例发展，作为技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件、全生命周期最绿色的长周期储能方式，抽水蓄能已成为风光大基地开发中重要的储能选择。“十四五”期间是加快推进抽水蓄能高质量发展的关键期，将迎来前所未有的发展机遇。他建议，下一步应该优选一批建设工期短、距离新能源和负荷中心近的中小抽水蓄能电站项目，积极推动示范工程，作为大型抽水蓄能电站的有益补充。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长熊敏峰表示，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电等联合运行效果最好。为落实新型电力系统要求，抽水蓄能电站要承担的任务比以前更多，一定要全产业链实现协同创新、协调创新，通过“创新”创造价值、疏导成本，通过“创新”补齐勘测设计、装备制造的短板。
不能使用电化学储能吗
风光新能源大基地项目开发已成新能源平价时代的大趋势，今年以来，超百GW的大基地项目陆续进入规划和开发阶段。但要实现到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦的目标，空间还很大。未来在电源侧，更多的风光大基地项目将陆续上马。
而一个现实是，2021年的光伏装机增速将不及预期，除了硅片价格走高这一影响因素外，电网方面对新能源电站调节电源的配置要求亦是一重要因素。配储能调节电源已经成为必须，但现实是，在电源侧配储能，成本转嫁让投资商很难受。光伏即使在不配置储能的情况下，也只是基本达到平价上网水平。今年一季度，电化学储能价格大幅上涨，如果叠加储能成本，光伏平价上网还是有一定困难的。
而风光大基地项目大部分需执行当地燃煤基准价平价上网。光伏龙头隆基股份总裁李振国由此感叹，“如果当地光照特别好，同时上网电价相对比较高，可能配一部分储能之后，这个项目经济性还可以。而对那些缺乏资源条件的地区，光伏本来就已经在边缘了，这时候再要求配储能，经济账就算不过来了。”
目前的电化学储能技术在电源侧还没有任何盈利模式，单独的储能电站收益和投资回报无法算得过来，电网公司给新能源投资企业的储能配比要求却在持续攀升，而即使配高比例的储能（普遍要求的15%配比4小时储能），新能源电站普遍也无法实现日调节。
在必须配储能的前提下，除了电化学储能，光热发电这种既能发电又能储能的技术或许更值得考虑。
1、光热电站自带的熔盐储能具有大容量、长时间、低成本、安全、环保的显著优势。特别是在更为可贵的长时储能方面，光热电站的综合储能优势更加突出。而锂电池储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低等问题。
2、经济性上，同等装机的光热发电，可以配置更高容量的光伏。如新疆就规定，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9 ∶1规模配建。之所以如此，是因为光热发电的热储能造价更为低廉，可以配置长时储能增加调峰能力。
储能设备在沙漠、戈壁、荒漠等地区的环境适应性分析
在沙漠、戈壁、荒漠地区建设风光大基地项目是发展集中式新能源的主要方式，同时通过配套建设储能实现新能源的高效利用，新能源基地的清洁电能可通过特高压线路送至负荷终端，通过在源端配建储能可提升新能源发电的电能质量和线路的输送效率。
2021年11月，国家能源局、国家发改委印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及19个省份，规模总计 97.05GW；2021年12月，国家能源局再次下发《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠，戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，加快风光大基地项目的建设步伐。
沙漠、戈壁、荒漠地区作为新能源建设的“主战场”，其站址以青海、宁夏、内蒙、甘肃、新疆、陕西等西北部地区为主，自然环境相对复杂恶劣，常常面临着高海拔、低气温、强风沙等特殊环境的影响，对储能设备的环境适应性也提出了特殊的要求。
高海拔是指海拔1000米以上的地区，例如，青海地区的海拔普遍在3000米左右。随着海拔高度的增高，空气稀薄及气压下降，电器外绝缘体强度降低，外绝缘表面及不同电位的带电间隙容易击穿，同时对于以空气作为灭弧介质的开关电器，灭弧能力下降，导致通断能力下降。因此，电气设计和设备选型需考虑高海拔的因素影响。根据规程规范要求，海拔高于1000米但小于4000米时，海拔每升高100米，其外绝缘强度约降低1%，因此，一般需加强绝缘或采取高原型电器设备。同时，电气设备的安全净距也需根据海拔高度进行修正。
例如，在海拔1000米以下时，35kV户外配电装置相间及相对地的最小安全净距为400mm；海拔在2000米时相间及相对地的最小安全净距需修正为440mm；海拔在3000米时相间及相对地的最小安全净距需修正为470mm.。
内蒙、新疆、青海等严寒地区冬季最低温度通常在-20℃以下，极端低温可到-40℃左右。众所周知，磷酸铁锂电池的低温性能较差，在低温时电池的活性下降，锂的嵌入和脱出能力下降，电池的可用容量减少。以某款电池为例，运行温度25℃时容量保持率在100%，0℃时容量保持率约为80%，-20℃时容量保持率只有55%左右。运行环境温度对储能电池的可用容量有很大的影响，为保证储能系统的高效利用，一般维持电能存储设备运行环境温度在15-25℃左右，在低温环境下，一般通过对电池舱采取保温隔热措施、配置加热器等措施保证储能设备的安全高效运行。
在沙漠等地区，储能电站设备通常还面临风沙的侵袭，由于储能系统一般采用舱体或柜体型式的户外集成布置方案，电池舱、储能变流器变压器成套设备等户外设备的进出风口在强风沙环境下，若设备防护等级不满足要求，细微沙尘进入设备内部，可能会导致电气绝缘性能会下降，开关设备触头接触不良，二次设备故障，另外沙尘的沉降累积甚至会造成电气短路等严重故障，对储能系统的安全运行带来威胁。因此，户外设备的整体防护设计需充分考虑风沙的影响因素，如采用做好封堵、连接处设置密封胶、进出风口设置防沙棉、合理设置风道进出风方向等措施。同时在安装和检修过程中，做好防尘措施，减少门窗的开启频次，避免沙尘进入设备内部，特别是非步入式储能设备，需要考虑舱外安装调试和检修的防风沙措施。
湿度、温度、污秽、海拔、粉尘等环境条件对储能设备寿命周期内能否安全可靠运行影响重大，特别是对安全的影响应成为重点，储能设备选型需提前了解项目所在地的各类自然条件并提出设计指标值，如海拔高度、年极端最低温度、沙尘暴天数等，在设备生产时考虑各类影响因素，并对后期运维的环境适应性提出指导性措施。
为加快建设大型风电光伏基地，在抓好第一批项目建设的基础上，有关方面已开始组织国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目。
国家能源局在近日下发的《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》（下称《通知》）中，要求各省在12月15日前上报第二批新能源大基地项目清单。
根据《通知》，上报项目应满足“四大要素”：
一是不涉及生态红线；
二是依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配，并落实消纳市场；
三是就近就网就负荷消纳的项目应在并网后能够实现高效利用；
四是配套煤电灵活性改造、水电、抽水蓄能、新型储能等调峰措施，与基地项目同步实施。
国家能源局：中大型电化学储能不得选用三元锂电池、钠硫电池
6月29日，国家能源局综合司发布关于征求《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》意见的函。其中提到：
电化学储能电站站址不应贴邻或设置在生产、储存、经营易燃易爆危险品的场所，不应设置在具有粉尘、腐蚀性气体的场所，不应设置在重要电力设施保护区内。
中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池；选用梯次利用动力电池时，应进行一致性筛选并结合溯源数据进行安全评估。
锂离子电池设备间不得设置在人员密集场所，不得设置在有人居住或活动的建筑物内部或其地下空间。锂离子电池设备间应单层布置，宜采用预制舱式。站房式锂离子电池设备间，单个防火分区电池容量不宜超过6MW·h；超过6MW·h时，室内应设置固定自动灭火系统，系统的灭火效果和技术参数应符合本文件2.12.6的规定。
储能电池单元回路应配置直流断路器等开断设备，电池簇应设置簇级断路器。电池管理系统应具备过压、欠压、压差、过流等电量保护功能和过温、温差、气体等非电量保护功能，能发出分级告警信号或跳闸指令，实现就地故障隔离。
锂离子电池设备间内应设置可燃气体探测装置，当H2或CO浓度大于50×10－6（体积比）时，应联动断开舱级和簇级断路器，联动启动通风系统和报警装置。
铅酸/铅炭、液流电池室内应设置可燃气体探测装置，联动启动通风系统和报警装置。
锂离子电池设备间内应设置防爆型通风系统，排风口至少上下各1处，每分钟总排风量应不小于设备间容积（可按照扣除电池等设备体积后的净空间计算），合理设置进风口、排风口位置，严禁产生气流短路。通风系统应处于正常运行状态。
电化学储能电站电气设备间应设置火灾自动报警系统。新（改扩）建中大型锂离子电池储能电站电池设备间内应设置固定自动灭火系统；灭火系统应满足扑灭模块级电池明火且24h不复燃的要求，系统类型、流量、压力等技术参数应经国家授权的机构实施模块级电池实体火灾模拟试验验证。
电化学储能电站的设备间、隔墙、电池架、隔板等管线开孔部位和电缆进出口应采用防火封堵材料封堵严密。设备间（舱）的通风口、孔洞、门、电缆沟等与室外相通部位，应设置防止雨雪、风沙、小动物进入的设施。
电化学储能电站运维单位应制定消防设施运行操作规程，定期开展维护保养，每年至少进行一次全面检测，确保消防设施应处于正常工作状态。投运前，运维单位应针对可能存在的电池热失控、火灾等紧急情况编制应急预案，与属地消防救援机构建立协同机制，定期开展演练。运维人员应经消防培训合格后方可上岗。
2021年全球储能装机情况
储能的产业链
机械存储系统（MSS）
抽水蓄能产业链（分类）
抽水蓄能PHS
抽水蓄能电站主要由上水库、下水库和输水发电系统组成，上下水库之间存在一定落差，电站利用电力负荷低谷时的电能将下水库的水抽至上水库，将电能转化为水力势能并存储，在负荷高峰由上水库放水至下水库进行发电，将势能转化为电能，为系统提供高峰电力。
- 上/下水库：蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将下水库抽上来的水储存在上水库内，负荷高峰时段由上水库下放至下水库发电。
- 输水系统：连接上下水库，由上库进/出水口及事故检修闸门井、隧洞或竖井、压力管道和调压室、岔管、分岔后的水平支管、尾水隧洞及检修闸门井和下水库进/出水口组成。在水泵工况（蓄电）把下水库的水输送到上水库，在水轮机工况（发电）将上水库放出的水通过厂房输送到下水库。
- 厂房：地下厂房包括主、副厂房、主变洞、母线洞等洞室。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设备的场所，也是电厂生产的中心。
由于受两次能量转换的影响，抽水蓄能电站运行效率一般为 75%。
抽水蓄能电站发展历史悠久，在世界各国应用相对广泛，是目前最为成熟的大规模储能技术。此外，抽水蓄能累计装机也远高于其他储能，主要用于电力系统调峰、调频、紧急事故备用、黑启动等场景。抽水蓄能兼备使用寿命长（坝体100年、机械及电气设备50年以上）、能量转换效率较高（70-80%）、装机容量大（通常为GW级别）、持续放电时间长（持续放电6-12小时）等特点，但对选址要求较高，建设周期也比较长。
抽水蓄能电站可分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站两类。
混合式抽水蓄能电站上水库有一定的天然水流量，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。在混合式抽水蓄能电站内，既安装有普通水轮发电机组，利用江河径流调节发电；又安装有抽水蓄能机组，可从下水库抽水蓄能发电，进行蓄能发电，承担调峰、调频、调相任务。
纯抽水蓄能电站上水库没有水源或天然水流量很小，水在上、下水库循环使用，抽水和发电的水量基本相等，流量和历时按电力系统调峰填谷的需要来确定。纯抽水蓄能电站仅用于调峰、调频，不能作为独立电源存在，必须与电力系统中承担基本负荷的电厂协调运行。
除了技术成熟可靠，抽蓄电站还具备容量大、经济性好、运行灵活等显著优势。抽水蓄能电站单机容量大，一般规模在几万千瓦到几十万千瓦之间，目前装机容量及储能能力均为世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站总装机达到 360 万千瓦，满发利用小时数达到 10.8 小时，最大可提供相当于三分之一个三峡水电站的调节出力。另外，由于水的蒸发和渗透损失相对较小，抽水蓄能系统的储能周期范围较大，从几小时到十数年均可，是典型的能量型储能，放电时间达到小时至日级别。作为机械储能，抽蓄电站运行效率稳定在高位，不会受到长时间使用导致能量衰减等问题的困扰，使用寿命长，同时不产生污染，可长期循环使用，节能环保程度极高。基于其技术成熟，循环次数多，使用寿命长且损耗低等特点，抽蓄电站的度电成本优势较大。
抽水蓄能电站相对其他储能方案经济性优异。作为电力系统的重要组成部分，在安全性与效率之余，储能的经济效益是其选择与应用过程中极其重要的考虑因素。基于对各类储能电站的投资成本、发电效率、维护成本等一系列假设下，抽水蓄能电站的度电成本最低，当年利用小时达到 2000h 时，其度电成本仅为 0.46 元/kwh，结合实际应用，适当调整计算参数后，抽蓄的度电成本可以降到 0.3 元/kwh 左右，显著低于压缩空气储能、电化学储能等其他方案。
抽蓄电站的主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。抽蓄电站的上下水库之间需要具有足够的高度差以提供较大的势能，目前平均高度差在 200~600 米之间；另外还需较大的面积以修建足够大容量的水库，中小型抽水蓄能电站的水库总库容在 1 亿立方米以下，而目前世界最大的丰宁抽水蓄能电站一期库容就超过了 1.1 亿立方米。由于高度差较大的地区普遍以山林为主，因此抽蓄电站建设施工具有一定的难度，从规划到建成周期较长（一般在 6 年以上），站点位置普遍较偏僻，与负荷中心存在一定距离。
抽水蓄能电站涉及上游设备、中游工程建设及运营、下游电网系统。根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，在抽水蓄能电站的投资成本中，主要是机电设备和建筑工程，其中：机电设备及安装工程占26%，建筑工程占 25%。
上游：设备环节
上游设备核心装置是水轮发电机组，包括水轮机和发电机两个关键装置。
水轮机
水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转换为叶轮的机械能，主要分为贯流式、混流式、轴流式三种结构类型。
1）轴流式：水流从径向进入，然后转为向下方向推动转轮叶片做功，推动转轮叶片的水流方向与转轮轴方向平行，通常适用水头落差为 3~90 米。
2）混流式：水流从径向进入，然后转为向下方向出口，水流在径向与轴向通过叶片时都做功，通常适用水头落差为 40~700 米。
3）贯流式；水流是沿水轮机轴线方向进入，沿水轮机轴线方向流出，通常适用水头落差为 2~30 米。
发电机
发电机是将水轮的机械能转换为电能的装置，大型水轮机的转速较低，通常采用多对磁极、立轴结构，主要零部件包括定子、转子、机座、电刷装置、制动器等。
抽水蓄能水轮发电机组国产化进展迅速。2011 年之前，国内抽水蓄能投产的水轮发电机组基本依赖进口；而 2012 年之后，国产水轮发电进口替代取得了较大进展，外资逐渐退出了中国市场，2012-2021 年，国内新投产的水轮发电机组 18 台，其中有 13 台为国产设备，国产化率达到 72%。
国内水轮发电机组市场集中度较高，CR2 超过 95%。同时水电设备行业集中度高，进入壁垒高，市场结构变化较小，目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，以2021 年水轮发电机组产量的角度来看，三家的产量分别为 9.55GW、8.10GW、0.81GW，哈尔滨电气与东方电气两家占据了 95%以上的市场份额，市场集中度较高。（仅统计哈尔滨电气、东方电气、浙富控股的产量）
中游
电站建设
抽水蓄能产业链中游为承担电站主体建设的公司，主要有中国电建、中国能建和粤水电等。抽水蓄能项目主要采用 EPC 模式，由中国电建等规划设计并承担项目建设，根据《发展抽水蓄能推动绿色发展》，“十四五”重点实施项目中，中国电力建设集团有限公司承担了 85%以上的项目勘测设计工作。水利水电建设具备一定复杂性，资质和项目业绩壁垒突出，市场主要由头部企业占据。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。
电站运营
主要为国家电网、南方电网等电力企业，其中：国家电网运营主体为国网新源控股有限公司（简称国网新源）、南方电网运营主体为南方电网调峰调频发电有限公司（简称南网双调）。截止到 2021 年底，国网新源公司与南网双调在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据决定领导地位。2022 年 6 月文山电力发布关于重大资产重组事项的进展公告，文山电力拟筹划以资产置换及发行股份的方式购买中国南方电网有限责任公司所持有的南方电网调峰调频发电有限公司 100%股权，将成为南网旗下抽水蓄能上市平台。其次江苏国信、内蒙古电力、三峡集团、豫能控股、浙江新能、湖北能源、桂东电力、皖能电力、新天绿能等能源企业也在积极布局抽水蓄能电站运营。
下游：电网系统
产业链下游主要为抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括调峰、调频等用途。2022 年上半年电网、特高压政策持续出台，要求电网主动适应大规模新能源发展，要求完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。下游企业包括苏文电能、永福股份、安科瑞、智洋创新。
飞轮储能FES
飞轮储能系统由飞轮、电动机-发电机、电力电子变换装置三个核心部分组成。其中，飞轮决定储存能量的多少，电力电子变换装置决定输入输出能量的大小。
与电池一样，飞轮储能有三种工作状态，即充电、放电和浮充。飞轮储能的能量状态（0≤SOC≤1）可以用荷电状态（Stateof Charge，SOC）来描述：当SOC=0时，表示飞轮储能系统放电完全，当前可用的能量为0；当SOC=1时，表示飞轮储能系统完全充满，当前可用的能量为1。
在飞轮储能系统充电时，从外部输入的电能通过电力电子变换装置，驱动电动机带动飞轮旋转以储存动能。此时，飞轮从低转速向高转速加速运行，SOC上升；放电时，即当外部负载需要能量时，旋转的飞轮带动发电机发电，从而将动能转化为电能，再通过电力电子变换装置转化成负载所需的各种频率、电压等级的电能，以满足不同的用电需求。此时，飞轮从高转速向低转速减速，SOC下降；浮充时，飞轮处于充满电的待机状态，此时飞轮处于（额定）最高转速，为了维持这一状态，外界需要给飞轮储能系统提供涓流充电，但这个涓流很小，在很多情况下可以忽略不计。
飞轮储能是一项绿色环保的技术，不含有任何有害的化学物质，也不会产生任何化学反应；其从生产到使用，再到寿命终结后的处理，也不会产生任何污染环境和危害人体的物质。作为一种机械产品，它没有记忆效应，不会随着使用次数和时间而退化，使用寿命可达20年以上；对外界的温度并不敏感，在一般环境下不需要额外的设备进行制冷或加热；安全性、可靠性高，不需要为安全配置额外的冗余设备，并基本可以实现免维护，同时功率密度大、体积小，还可减少占地面积。
飞轮储能具有安全可靠、经济环保的优点，是最有发展前景的储能技术之一。飞轮储能技术在发达国家已有几十年的发展历史，并在诸多领域获得了应用，如F1赛车能量回收、轨道牵引能量回收、微电网调压及并网，超低温余热回收利用、应急UPS电源、高速离心风机等。目前，飞轮储能技术正广泛应用于国内外的数据中心、精密制造生产线、UPS后备铅酸电池的替代、电网储能调频等领域。
重力储能
重力储能属于机械储能，其储能介质主要为固体物质和水。重力储能的基本原理是基于高度落差对储能介质进行升降，从而完成储能系统的充放电过程。1）当以水为重力储能介质时，储能系统可以使用密封性较好的管道、竖井等结构。水介质最大的局限在于其灵活性以及储能容量将会受到水源和地形的极大限制；2）当以固体物质为介质时，固体重物需要
选择密度较高的物质，例如金属、水泥、石砂等从而实现相对较高的能量密度。
重力储能种类多样，不同类型重力储能应用场景不同。根据重力储能的介质以及高度差，主要有以下四种储能类型：新型抽水蓄能、基于构筑物高度差的重力储能、基于山体落差的重力储能和基于地下竖井的重力储能。
新型抽水蓄能解决传统抽水蓄能痛点，提高消纳新能源发电的能力。海下储能系统：1）利用海水静压差通过水泵-水轮机进行储能和释能；2）合理利用海洋空间，适合用于沿海大规模储能。我国用电负荷大多为沿海地区，海上风电场建设加速，沿海地区储能需求或将迎来爆发期。此种储能的难点在于中空球体的制造、海底系统的加固以及海面沟通的电缆和管道的架设。活塞水泵储能系统：1）利用活塞的重力势能在密封良好的通道内形成水压进行储能和释能；2）根据活塞的质量以及被抬升高度的改变，可以改变其储能容量，从而实现电网级的长时间储能。该储能系统容量可调，水量需求较少，可灵活应用于城市中小功率储能和大规模储能。相对于传统的抽水蓄能用水量更少，选址更加灵活。尽管相对于传统抽水蓄能选址更为灵活，但是该项储能技术只能建造在地质坚硬的地区，因此大规模应用仍受阻碍。
基于构筑高度差的重力储能各方面优势显著，选址制约相对较小。以储能塔为例，储能塔是利用起重机将混凝土块堆叠成塔的结构；通过混凝土块的吊起和掉落进行储能和释能。储能塔具有选址灵活、能源效率较高、可长时间连续功率放电、响应速度快等优点。因此，该系统足以满足电网侧调峰的需求。破除基于构筑高度差的重力储能系统发展制约的关键在于克服外部环境影响，保证做到毫米级别的误差控制。
基于山体落差的重力储能结构能够降低安全风险，实现连续大规模储能。ARES 公司轨道车辆储能系统的工作原理:通过起重机将沙砾等运送到山顶，在沙石运回山下时将重力势能转化为电能。后期演变成多电机多绞盘分段储能，连续作业，利用传送链提升重物方案可以减少能量损耗，安全性足以支撑长时间连续工作。该储能系统对环境影响小，利用重物储能和释能，且没有坍塌风险，结构稳定，易实现大规模安全储能。轨道车辆储能系统建设成本较高，且需要依靠山地地形，因此其发展受到制约。山地缆绳索道结构工作原理：由两个平台连接而成，每一个平台都由一个类似矿山的砂砾储存站和一个正下方的加砂站组成。阀门将沙石填放入筐内，然后通过起重机和电机电缆将其运送到高海拔平台。通过将沙石运回低海拔平台，从而将重力势能转化为电能。此系统发电功率较小，并且受外部环境影响较大。
基于地下竖井的重力储能，体现了重力储能向地下研究趋势。Gravitricity 公司废弃钻井工作原理：通过电动绞盘，在用电低谷时将钻机拉升至废弃矿井口。在用电高峰时，通过钻机的下落释放储存的能量。此系统可以通过控制重物下落时间及速度改变发电时间和功率。这种储能技术由于在封闭的环境中，安全系数高。利用废弃矿井可以解决长期不使用矿井的风险和浪费问题，也降低了重力储能系统的设备成本。但由于环境限制，可能存在利用不充分以及泄漏等问题。
产业链上游以建设原材料（水泥、金属、钢铁等）和装备为主，中游为储能系统集成商，下游应用分布在发电侧、电网侧以及用户侧。
重力储能上游为基建原材料以及机械设备。重力储能需要用到金属、水泥等能量密度较高的物质作为重物，因此所选择的材料以及设备均属于基建类。
产业链中游为重力储能产业链的重点，主要以储能系统安装商和运维商组成。
1）重力储能系统安装方面：重力储能对于控制要求较高，储能系统安装存在一定技术壁垒。以“基于高度差的重力储能”为例，该项目对于建筑的稳定性要求较高，且在运行过程中需要对吊塔和行吊进行精准控制。因此，处于中游的储能系统安装商的技术水平将直接影响该储能项目的运行情况；
2）重力储能系统运维方面：重力储能系统运维提高储能项目充放电效率。以“海下储能系统”为例，储能系统位于海洋内，对于该储能系统中空中球体、海缆以及管道的维护均有一定的技术壁垒。
（后续研究可参照）：H3_AP202208091577027639_1.pdf (dfcfw.com)
压缩空气储能CAES
压缩空气储能系统是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电。传统压缩空气储能技术原理脱胎于燃气轮机，其工作流程为：压缩、储存、加热、膨胀、冷却。
在用电低谷时段，利用电能把空气压缩至高压并存于洞穴或者压力容器中，使电能转化为空气能存储起来；在用电高峰，把高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。
目前主要的压缩空气储能技术包括蓄热式压缩空气储能系统、等温压缩空气储能系统、水下压缩空气储能系统、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统等。其中蓄热式压缩空气储能系统效率较高（❗和储热结合），具备较为成熟的技术，加之我国有大量的盐洞、废弃矿洞，该系统技术发展前景较为广阔。
压缩空气储能分为压缩、存储、释能三个过程，所需要的设备包括空气压缩机、电机、发电机、涡轮机、膨胀机、热交换器设备等，其中空气压缩机和膨胀机是核心设备。从成本占比来看，压缩机和膨胀机各占比20%左右，蓄热换热装置占15-20%，储气系统占20-30%，厂房土地占比10%，其他占比10%。
蓄热式压缩空气储能（TS-CAES）：在传统的压缩空气储能系统中，压缩过程中的压缩热被弃用导致了大部分的能量损失，系统循环效率较低，只有50%左右。同时还需要消耗传统天然气燃料。
为了解决这一问题，蓄热式的压缩空气储能系统应运而生。
理想情况下，空气在压缩机中进行绝热压缩，会产生大量的压缩热，例如，将常温常压空气直接压缩至5MPa，温度将达到650℃左右。若在压缩过程结束，100%的压缩热被回收利用，系统将达到最高效率。传统的压缩空气储能系统就放弃了这些压缩热。
蓄热式技术可回收再利用气体压缩过程所产生的压缩热，使其在压缩空气发电时不需再燃烧化石燃料。这种系统的理论系统效率能达到70%～80%。
液态空气储能（LAES）：在 LAES 中，液化空气在液化装置上产生，并作为低温液体储存在高度绝缘的罐中。液态空气的产生可能与电网中可再生能源过剩的时期相吻合，例如在夜间风大而消费者需求低的时候，或者在一天中的日照高峰时段。当电网需要支持时，例如在几乎没有风能或太阳能发电的日子里，液态空气被泵入高压、汽化并释放到膨胀涡轮机，从而为电网发电。
LAES 适合这种接近中间的储能技术连续体，与压缩空气储能或抽水蓄能储能技术相似。LAES 相对于这些技术的优势在于它几乎可以在任何地区实施。抽水蓄能需要在自然地理中具有合适的等高线，以使水能够以合适的高度差储存在附近的两个湖泊中。CAES 只能在地下地质条件允许以具有成本效益的方式创建压缩空气储存洞穴的情况下大规模实施。
与存储容量连续体一样，LAES 位于这些效率和 CAPEX 指标的中点附近。如果液态空气蒸发所需的热能可从附近的“废热”源（例如热电联产厂）获得，则往返效率可高达 70%。
液体空气储能：用于能源转换的低温储能_腾讯新闻 (qq.com)
超临界空气储能（SC-CAES）：超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）利用空气的超临界特性，在蓄热/冷过程中高效传热/冷，并将空气以液态形式储存，实现系统高效和高能量密度的优点，系统兼具TS-CAES和LAES的特点，同时摆脱了依赖大型储气室和化石燃料的问题。
其工作原理为：在用电低谷，空气被压缩到超临界状态（T>132K，P>37.9bar），并在蓄热/换热器中冷却至常温后，利用存储的冷能将其等压冷却液化，经节流/膨胀降压后常压存储于低温储罐中，同时空气经压缩机的压缩热被回收并存储于蓄热/换热器中；在用电高峰，液态空气经低温泵加压至超临界压力后，输送至蓄冷/换热器被加热至常温，再吸收储能过程中的压缩热后经膨胀机膨胀做功，同时液态空气中的冷能被回收并存储于蓄冷/换热器中。
新型的超临界压缩空气储能系统，具有很高的能量密度，约为常规压缩空气储能系统能量密度的18倍，大幅减小了系统储罐体积，摆脱了对地理条件的限制；该系统回收了间冷热，摆脱了对化石燃料的依赖；同时利用了空气的超临界状态流动与传热特性提高了系统效率。
系统中空气的降压液化可通过节流阀或者液体膨胀机两种方式实现，通过对这两种超临界压缩空气储能系统进行热力性能分析，发现采用液体膨胀机的超临界压缩空气储能系统（LE-SC-CAES）效率可高达67.2%，且远高于常规压缩空气储能系统（效率48%~54%）。
压缩空气储能优劣势
优势 1：随着技术的进步，可以通过储气罐的形式存储压缩气体，从而摆脱了地理约束，可以大规模上量。传统的压缩空气储能需要借助特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，从而大大限制了压缩空气储能系统的应用范围。当前随着技术的进步，可以通过建设大型储气罐来进行存储。
优势 2：单位成本相对较低。设备成本占系统成本的大部分，存在着随着大规模应用快速降本的可能。
劣势：整个系统的效率相对来说仍在较低的水平。当前涉及运行的项目效率在50%-70%之间，较成熟的抽水蓄能的 76%左右还有一定的差距，这一定程度上影响了整个项目的经济性。
压缩空气储能核心部件&产业链
压缩机是压缩空气储能系统中最核心的部件之一，其性能对整个系统起决定性影响。大型压缩空气储能电站的压缩机多为轴流与离心压缩机结合机组的结构，压缩机压比需达到 40-80，甚至更高。根据美国电力研究协会报告，按 2002 年美元计价下，Huntorf 电站装配的压缩机成本大约在 170 美元/KW。
膨胀机同样是压缩空气储能系统中的核心部件。大型压缩空气储能系统中的膨胀机具有膨胀比大、负荷高等特点，一般采用多级膨胀加中间再热的结构。根据美国电力研究协会报告，按 2002 年美元计价，百兆瓦级大型电站中，透平膨胀机的投资成本大约在 185 美元/KW。
电化学储能EeSS产业链（分类）
液流电池介绍
液流电池是由Thaller于1974年提出的一种电化学储能技术。简单来说，液流电池由点堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部分构成。液流电池是利用正负极电解液分开、各自循环的一种高性能蓄电池。其具有容量高、使用领域（环境）广、循环使用寿命长的特点。
液流电池通过正、负极电解质溶液活性物质发生可逆氧化还原反应（即价态的可逆变化）实现电能和化学能的相互转化。充电时，正极发生氧化反应使活性物质价态升高，负极发生还原反应使活性物质价态降低，放电过程与之相反。与一般固态电池不同的是，液流电池的正极和（或）负极电解质溶液储存于电池外部的储罐中，通过泵和管路输送到电池内部进行反应。
液流电池一种新型的蓄电池，液流电池是利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池，具有容量高、使用领域（环境）广、循环使用寿命长的特点，是一种新能源产品。氧化还原液流电池是一种正在积极研制开发的新型大容量电化学储能装置，它不同于通常使用固体材料电极或气体电极的电池，其活性物质是流动的电解质溶液，它最显著特点是规模化蓄电，在广泛利用可再生能源的呼声高涨形势下，可以预见，液流电池将迎来一个快速发展的时期。
上图为液流电池的原理图及电堆结构示意图。电池的正极和负极电解液分别装在两个储罐中，利用送液泵使电解液通过电池循环。在电堆内部，正、负极电解液用离子交换膜（或离子隔膜）分隔开，电池外接负载和电源。液流电池技术作为一种新型的大规模高效电化学储能（电）技术，通过反应活性物质的价态变化实现电能与化学能相互转换与能量存储。在液流电池中，活性物质储存于电解液中，具有流动性，可以实现电化学反应场所（电极）与储能活性物质在空间上的分离，电池功率与容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。与普通的二次电池不同，液流电池的储能活性物质与电极完全分开，功率和容量设计互相独立，易于模块组合和电池结构的放置；电解液储存于储罐中不会发生自放电；电堆只提供电化学反应的场所，自身不发生氧化还原反应；活性物质溶于电解液，电极枝晶生长刺破隔膜的危险在液流电池中大大降低；同时，流动的电解液可以把电池充电/放电过程产生的热量带走，避免由于电池发热而产生的电池结构损害甚至燃烧。
液流电池克服传统蓄电池的缺陷
将传统的蓄电池应用于新能源的储能却遇到了一个很大的麻烦：新能源供电的不稳定性意味着与之配套的储能设备需要能够很灵活地调节要储存能量的总量以及提供能量的功率。然而对于依靠固体电极的传统电池，一块电池能够储存多少电能，这些电能能够以多大的功率被释放出来，在它被封装好离开流水线的那一刻就已经被固定下来，使用者很难再去根据需要进行调节。
解决的办法就是让固体电极只负责传递电流，储存电能的任务改由液态的反应物来承担，这也就是液流电池的基本原理。液流电池的液体电解质储存在外部储罐中，而不是储存在每个电池单元中。由于携带能量的电解质与发电堆在物理上是分开的，因此液流电池的能量和功率也是分开的（额定功率和额定能量是独立的，功率大小取决于电池堆，能量的大小取决于电解液，所以可随意增加电解液的量，达到增加电池容量的目的）。液流电池还可以在放电后为电解液充电，且电解液通过同时流过所有电池和电池堆来充电和放电，因此每个电池都处于一种共同的充电状态(SoC)，而不是许多单独的充电状态。
液流电池产业链
电解液是液流电池的核心材料，是整个化学体系中存储能量的介质。在全钒液流电池中，电解液成本占据了储能电池成本的一半以上。
隔膜是影响液流电池性能和成本的又一核心材料。它起着阻隔正极和负极电解液互混，隔绝电子以及传递质子形成电池内电路的作用。因此隔膜应该具备高的氢离子导电能力和高的离子选择性，尽量避免正负极电解液中不同价态的钒离子互混，以减少由此造成的电池容量损失。隔膜还应该具有优良的化学及电化学稳定性、耐腐蚀性、抗氧化性，满足电池长时间运行的要求。而且需要成本低廉，提高产品的市场竞争力，利于大规模商业化推广。
目前液流电池最大的优势就是循环次数（所谓的电池循环次数,即一个完整的充放电周期,所以循环次数其实就是充电周期的一个计算方式,当电池达到了一次完整的充电周期,电池循环次数就会+1。），它的循环次数可以达到15,000-20,000次，远远领先于其他储能技术。但是它也有非常明显的短板，就是自放电率比较高，导致效率比较低（电池效率就是充放电的转换效率。即充电时间短，充满后使用时间短。），一般钒液流电池的效率在70%左右，目前厂家的宣传说他们可以做到72-73%，其实只能做到65-70%之间。
在时长上来看，液流电池可以划归到长时储能领域。目前国内的液流电池做较好的有三种技术路线。
第一，全钒液流电池，也是目前国内示范项目做的最大的电池技术。
第二，铁铬液流，目前国内主要从事铁铬液流的公司是国家电投集团中央研究院。
第三，锌溴液流，目前国内做锌溴液流的公司比较少。之前安徽美能公司推广过一段时间，但是近年来由于各种原因推广不再那么积极，现在国内做的示范项目也相对比较小。
液流电池优劣势
优势 1：在长时储能中，液流电池最大的优势为输出功率和储能容量可分开设计。通过增加单片电池的数量和电极面积，即可增加液流电池的功率，目前中国商业化示范运行的钒电池的功率已达 5MW。通过增加电解液的体积或提高电解液的浓度，即可任意增加液流电池的电量，可达百兆瓦时以上。
优势 2：循环寿命长。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，电池使用寿命长。一般认为锂电池可以使用8 ～ 10 年左右，而液流电池寿命可达25年。从整个生命周期来看，液流电池的全生命周期度电成本低于其它的储能技术。
劣势：成本问题是当前液流电池最大的劣势。全钒液流电池当前的产业化进程较快，但是面临着钒资源约束的问题；铁铬液流电池没有明显的资源约束问题，但是当前产业化推进相对较慢。
全钒液流电池的主要优势为安全、长寿以及灵活，但在当前的技术水平下，其能量密度、转换效率、初始投资较锂电池仍有一定差距，因此我们认为全钒液流电池的适用领域主要为大规模、长周期的储能场景。相较于抽水蓄能，全钒液流电池的选址更为灵活，且建设周期较短；而相较于锂电池储能，全钒液流电池的安全性明显占优，可部署于人员密集的城市场景，单位投资成本则随着储能时长的拉长而明显降低。
液流电池行业情况
根据电极活性物质的不同，液流电池可分为多种技术路线，其中已有商业化应用的代表体系包括全钒、铁铬、锌溴等。从技术成熟度的角度出发，目前全钒液流电池处于领先位臵，其最早由澳大利亚新南威尔士大学的 Skyllas-Kazacos 教授及其团队于 1985 年开创，日本住友电工、加拿大 VRB、国内大连化物所等机构从 20 世纪 90 年代起相继开始进行产业化的研究，目前国内外均有几十至百 MWh 级别商业化项目投运。相较而言，铁铬液流电池存在析氢反应和铬离子电化学反应活性不足等问题，锌溴电池的单体容量则相对有限，目前基本处于工程化示范阶段。
总体上说液流电池技术路线最重视的是中国，国外的厂家或者公司近些年来都在做转型，对液流电池的投入没那么大了。
液流电池分类
全钒液流电池
全钒液流电池（VRB，也常简称为钒电池）于1985年由澳大利亚新南威尔士大学的Marria Kazacos提出。作为一种电化学系统，钒电池把能量储存在含有不同价态钒离子氧化还原电对的电解液中。具有不同氧化还原电对的电解液分别构成电池的正、负极电解液，正、负极电解液中间由离子交换膜隔开。通过外接泵把溶液从储液槽压入电池堆体内完成电化学反应，反应后溶液又回到储液槽，活性物质不断循环流动，由此完成充放电。
全钒液流电池有以下特点：
输出功率和储能容量可控。电池的输出功率取决于电堆的大小和数量，储能容量取决于电解液容量和浓度，因此它的设计非常灵活，要增加输出功率，只要增加电堆的面积和电堆的数量，要增加储能容量，只要增加电解液的体积。
安全性高。开发已有的电池系统主要以水溶液为电解质，电池系统无潜在的爆炸或着火危险。
启动速度快，如果电堆里充满电解液可在2min内启动，在运行过程中充放电状态切换只需要0.02s。
电池倍率性能好。全钒液流电池的活性物质为溶解于水溶液的不同价态的钒离子，在全钒液流电池充、放电过程中，仅离子价态发生变化，不发生相变化反应，充放电应答速度快。
电池寿命长。电解质金属离子只有钒离子一种，不会发生正，负电解液活性物质相互交叉污染的问题，电池使用寿命长，电解质溶液容易再生循环使用。
电池自放电可控。在系统处关闭模式时，储罐中的电解液不会产生自放电现象。
制造和安置便利。波流电池选址自由度大，系统可全自动封闭运行，无污染，维护简单，操作成本低。
全钒液流电池中钒元素以离子形式存在于酸性水系溶液中，而不是以钒的氧化物形式存在（如五氧化二钒），有一定的腐蚀性但无毒性，且工作过程中封闭运行，对环境与人体基本不会产生危害。此外，从全生命周期的角度来看，锂电池储能系统在寿命到期后各类材料的回收处理难度较大，而全钒液流电池的钒电解液可在电池领域长期循环使用或进行钒提取进入钢铁、合金等其他市场领域，电堆关键部件（如碳电极、双极板、离子交换膜等）以及管路、阀泵等的处理也更为简单，无环境负担，所以无论是从回收成本角度还是污染排放角度均优于锂电池。根据根特大学的研究，在钒电解液 50%回收的条件下，全钒液流电池在陆地酸化、人体毒性、细颗粒物形成、矿产资源消耗、化石能源消耗等方面的环境影响几乎全面低于锂离子电池。
钒是地球上广泛分布的微量元素之一，储量相对丰富。2021 年底中国钒储量规模约为 950 万吨（本段均以钒金属当量计），在全球储量中的占比约为 40%，而从产量来看，2021 年中国钒产量达到 7.3 万吨，在全球产量中的占比接近 2/3，因此无论是从储量还是产能的角度出发，我国对钒资源均有较强的掌控能力。
但高成本却是制约全钒液流电池商业化的主要因素。当前全钒系统成本约在4500-6000元/kWh，远高于铅炭、锂电等电化学储能技术，主要原因是离子交换膜、电解液等材料成本较高。目前离子交换膜很大程度依赖进口，价格约为5000元/平方米，国产价格也高达1000元/平方米。同时钒电池体积密度低，电解液使用量很大，导致同规模下电池总成本较高。
产业链
目前全球大约 90%的钒以钒合金的形式用于钢铁工业（作为炼钢过程中的合金添加剂，可提高钢的硬度、强度、耐磨度、延展性），5%以钒铝中间合金的形式用于钛合金，其余 5%用于化工及其他行业，就国内而言，应用在钢铁领域的钒产品比例更是高达 95%左右。
我国钒资源主要以钒钛磁铁矿和含钒石煤两种形式存在，其中石煤矿中钒的品味较低且提钒过程中污染较为严重，整体生产成本高于钢渣提钒，目前国内绝大多数钒产品来源于钒钛磁铁矿经钢铁冶炼得到的富钒钢渣（2020 年占比超过 85%）。
国内钒钛磁铁矿储量主要集中分布在四川攀枝花西昌地区和河北承德地区，其中四川攀西地区已探明钒钛磁铁矿储量在 100 亿吨以上，为世界第一大钒资源及钒系产品产区，河北承德地区已探明钒钛磁铁矿储量则超过 80 亿吨。从产能情况来看，攀钢钒钛目前具备超过 4 万吨钒制品产能（以五氧化二钒计），河钢股份钒制品产能则为 2.2 万吨左右，两者合计占据近一半的国内市场份额，此外建龙、成渝钒钛、四川德胜亦具备万吨以上的钒制品产能，整体来看国内钒资源储量与产能相对集中。
整体来看当前全钒液流电池储能仍处于商业化运营初期，市场参与者相对较少，行业前期的发展很大程度上由头部厂商进行推动。国内对全钒液流电池的研究始于 20 世纪 90 年代初，早期主要由中国工程物理研究院、大连化学物理研究所、中南大学、清华大学等科研院所进行相应实验室研发，其中大连化物所在国家科技部“863”计划项目的支持下于 2005 年成功研制出当时国内规模最大的 10 kW 全钒液流电池储能系统，迈出了国内全钒液流电池储能技术应用的第一步。行业龙头融科储能于 2008 年成立，经过数十年发展，公司具备从前端研发到后端项目运营的全产业链开发能力，深度参与全钒液流电池产业链各个环节。由于前期全钒液流电池技术尚未定型，且项目体量相对较小，行业呈现出非标化、定制化的特点，产业链生态主要由一体化的头部厂商主导。
能量单元——电解液：作为电能的存储介质，电解液的体积和浓度决定了全钒液流电池储能系统能够储存的最大能量，理论上储存1kWh 的电能需要 5.6kg 五氧化二钒，但目前电解液的实际利用率仅能做到 70%左右（即储存 1kWh 电能需要大约 8kg 五氧化二钒）。因此，提升电解液的利用率是降低全钒液流电池成本的重要途径。此外，电解液的纯度（一般需达到 99.9%以上）、稳定性、适用温度范围等因素也将对全钒液流电池的运行效率和寿命造成较大影响。一方面，电解液在制备过程中对杂质、价态的控制要求较高，如何在低成本的情况下实现高纯度需要长期的工艺积累，目前钒电解液制备方法主要包括物理溶解法、化学还原法以及电解法三大类，其中规模化制备主要采用电解法。另一方面，为提升电解液的能量密度、电化学活性与热稳定性，通常需要在电解液中加入一定的添加剂（包括混酸、无机盐、有机物等多种体系），电解液的配方调配亦需要深厚的研发积累。因此，整体来看全钒液流电池电解液的开发和制备具有较高的壁垒，目前国内只有大连融科储能集团股份有限公司、河钢等少数企业具备批量化的生产能力。
功率单元——离子交换膜、电极已经双极板为核心部件：全钒液流电池的功率单元由一定数量和规格的电堆串并联构成，其中单个电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等关键部件构成。在充电时，阳极电解质 被氧化为，阴极电解质 被还原为 ，电路中的电子通过集流板端口的导线从阳极传输至阴极，阳极的氢离子通过离子交换膜传输至阴极，从而形成完整的闭合回路。放电时电化学反应则朝着相反的方向进行。
现阶段全钒液流电池电堆关键部件以厂商自产或定制为主，后续技术进步以及规模化量产将带动成本持续下行。相较于资源成本主导的能量单元（钒占据成本大头），我们认为功率单元未来存在较大的降本空间。一方面，关键部件以及系统设计层面的技术进步将带动全钒液流电池电堆持续降本增效，例如开发高离子选择性、高导电性、高化学稳定性、低成本的离子交换膜，提升双极板电导性，提高电极反应活性以及导电性等。另一方面，现阶段全钒液流电池产业整体规模有限，关键部件以全钒液流电池厂商自产或小批量定制为主，后续随着生产规模的提升，整体的制造成本有望明显摊薄。此外，从原理和构成的角度出发，全钒液流电池与氢燃料电池在关键材料（双极板、离子膜、电极等）、电堆结构以及生产设备等方面都存在较大的相似性，后续氢能产业的蓬勃发展也有望推动相关产业链环节的快速成熟。
辅助单元：零部件标准化程度较高，核心在于系统设计与集成：完整的全钒液流电池储能系统包括电解液输送系统、温控、电力电子设备等辅助单元，核心在于系统的设计和集成。其中，电解液输送单元主要由管路、循环泵、控制阀等部分构成，零部件主要为标准化的产品，全钒液流电池厂商主要进行管路设计和设备选型。电力电子设备主要包括 BMS、EMS 以及 PCS，通过对电解液流速、温度、电流、电压及辅助部件等参数进行监控来实现储能系统的监测、控制与保护，整体来看全钒液流电池系统的 BMS 管理复杂度低于锂电池储能系统。对于全钒液流电池厂商而言，高可靠性、低成本的系统集成方案通常需要较长时间的积累以及实际项目的验证。
锂离子液流电池
锂离子液流电池主要由电池反应器、正极悬浮液存储罐、负极悬浮液存储罐、液泵及密封管道等组成。其中，正极悬浮液存储罐盛放正极活性材料颗粒、导电剂和电解液的混合物，负极悬浮液存储罐盛放负极活性材料颗粒、导电剂和电解液的混合物。电池反应器是锂离子液流电池的核心，其结构主要包括：正极集流体、正极反应腔、多孔隔膜、负极反应腔、负极集流体和外壳。锂离子液流电池工作时使用液泵对悬浮液进行循环，悬浮液在液泵或其他动力推动下通过密封管道在悬浮液存储罐和电池反应器之间连续流动或间歌流动，流速可根据悬浮液浓度和环境温度进行调节。
电池工作时，正极悬浮液由正极进液口进入电池反应器的正极反应腔，完成反应后由正极出液口通过密封管道返回正极悬浮液存储罐。与此同时，负极悬浮液由负极进液口进入电池反应器的负极反应腔，完成反应后由负极出液口通过密封管道返回负极悬浮液存储罐。正极反应腔与负极反应腔之间有电子不导电的多孔隔膜，将正极悬浮液中的正极活性材料颗粒和负极悬浮液中的负极活性材料颗粒相互隔开，避免正负极活性材料颗粒直接接触导致电池内部的短路。正极反应腔内的正极悬浮液和负极反应腔内的负极悬浮液可以通过多孔隔膜中的电解液进行锂离子交换传输。
当电池放电时，负极反应腔中的负极活性材料颗粒内部的锂离子脱嵌而出，进入电解液，并通过多孔隔膜到达正极反应腔，嵌入到正极活性材料颗粒内部：与此同时，负极反应腔中的负极活性材料颗粒内部的电子流入负极集流体，并通过负极集流体的负极极耳流入电池的外部回路，完成做功后通过正板极耳流入正极集流体，最后嵌入正极反应腔中的正极活性材料颗粒内部。电池充电的过程与之相反。
根据麻省理工学院的研究，与传统的锂离子电池相比，锂离子液流电池的材料和制造成本更低，大约在40~80美元/千瓦时的范围，远远低于电动汽车动力系统250美元/千瓦时和电网储能系统100美元/千瓦时的成本要求，具有非常诱人的应用前景。
开发设计能量密度高，倍率特性好，循环寿命长，便于加工制作的电池反应器是目前锂离子液流电池技术开发的核心。如何从技术上保证电池反应腔内电池悬浮液的良好电子导电特性和流动性，以及如何从技术上保证隔膜内部电解液的长期电子不导性，是锂离子液流电池研究的两大术难点。另外，和全钒液流电池不同，锂离子液流电池的悬浮液是非水系有机电解液，并具有电子导电性，因此锂离子液流电池的串联高压输出及密封绝缘设计将是技术开发的另一难点。
锌溴液流电池
锌溴液流电池是液流电池的一种，属于能量型储能，能够大容量、长时间地充放电。锌溴液流电池中国已经通过自主创新成功研发出第一台锌溴液流储能系统，实现了锌溴电池的隔膜、极板、电解液等关键材料自主生产。
锌溴液流电池作为其中之一的液流电池技术，由于在系统设计中有非常大的灵活性和极强的可扩展性，在大规模储能技术领域受到重视。同时，含锌体系的可充电电池由于锌的高能量密度以及低成本，长期以来被认为在大规模储能系统应用中具有竞争力；而锌溴液流电池则是作为这两种技术的结合，该技术在储能领域中的应用将具有很高潜力。
锌溴液流电池的基本原理如图所示，正/负极电解液同为ZnBr水溶液，电解液通过泵循环流过正/负电极表面。充电时锌沉积在负极上，而在正极生成的溴会马上被电解液中的溴络合剂络合成油状物质，使水溶液相中的溴含量大幅度减少，同时该物质密度大于电解液，会在液体循环过程中逐渐沉积在储罐底部，大大降低了电解液中溴的挥发性，提高了系统安全性：在放电时，负极表面的锌溶解，同时络合溴被重新泵入循环回路中并被打散，转变成溴离子，电解液回到溴化锌的状态。反应是完全可逆的。
同其它电池技术相比，锌溴液流电池技术具有下列特点：
（1）锌溴液流电池具有较高的能量密度。锌溴液流电池的理论能量密度可达435 W.h/kg，实际能量密度可达60 W.h/kg；
（2）正负极两侧的电解液组分(除去络合溴)是完全一致的，不存在电解液的交叉污染，电解液理论使用寿命无限。
（3）电解液的流动有利于电池系统的热管理，传统电池很难做到；
（4）电池能够放电的容量是由电极表面的锌载量决定的，电极本身并不参与充放电反应，放电时表面沉积的金属锌可以完全溶解到电解液中，因此锌溴液流电池可以频繁地进行100%的深度放电，且不会对电池的性能和寿命造成影响；
（5）电解液为水溶液，且主要反应物质为溴化锌，油田中常用作钻井的完井液，因此系统不宜出现着火、爆炸等事故，安全性高；
（6）所使用的电极及隔膜材料主要成分均为塑料，不含重金属，可回收利用且对环境友好
（7）系统总体造价低，具有商业应用前景。
为什么难以商业化？
锌溴液流自身存在一些比较大的问题，首先锌溴液流的溴是易挥发的溶液，这个问题比较难以解决，其次是溴有腐蚀性和穿透性，它的腐蚀性不是由它的酸碱性来导致的，是溴的穿透性带来的腐蚀。另外在反应的时候，锌所在的电极容易产生一些锌枝晶，可以刺穿隔膜降低整个电池的性能。
虽然液流电池系统基于它的电堆也可以组装成兆瓦级的储能系统，相对来说做的可以比较灵活，易于安装。对于一个40尺的定制集装箱，它的额定功率为250千瓦，容量1兆瓦时，容量比起锂电池概少了5-6倍，锂电池用40尺高箱可以做到5兆瓦时，锌溴液流只能做到1兆瓦时，差距还是比较大的。另外它的电堆循环寿命为3,000次，电解液就只是按照6,000次来考虑，现在已经低于一线厂家锂电池组成的锂电池储能系统的循环寿命，锂电池在80%放电深度下，已经可以做到6,000-8,000次了。现在锌溴液流已经落后比较多，所以近几年国内几乎没怎么去发展锌溴液流技术路线，创业公司一般也不会选这种技术路线。
锌溴液流在国内项目中，基本上销声匿迹了，唯一做的规模比较大的是2017-2018年，在黄河水电百兆瓦光伏发电市政基地的20兆瓦项目，总体储能是16.7兆瓦时，里面包含三元锂电池，磷酸铁锂电池，1兆瓦时锌溴液流电池，全钒液流电池，这个项目大家是同台竞技，真正比拼谁能做得好。接入方式是经过逆变器直流侧和交流侧接入储能系统，也有的是经过35千伏的交流侧接入的储能系统，比如像三元锂电池、磷酸铁锂和锌溴液流是通过35千伏的交流才接入到储能系统。运行下来锌溴液流电池的循环效率低于60%，是所有液流电池里面效率最低的。
锌铈液流电池
锌铈液流电池是由Clarke在2003年提出来的，他们声称，该储能系统的容量可达250000kW▪h以上，开路电压为3.33 V。锌铈液流电池以Ce3+/Ce4+为正极活性电对，ZnO/Zn2+为负极活性电对。正负极电解液分别储存在两个不同的储液罐里（如图3所示）。
锌铈液流电池的副反应是它的析氧副反应——电解液在电池运行过程中浓度逐渐变高，铈盐晶体析出大大降低电池的容量；同时，电池在运行过程中，正负极电荷平衡主要靠氢离子来调节，副反应会大大降低溶液中的氢离子浓度，影响电池寿命；另外，副反应还会造成能量损耗，降低电池的能量效率。
锌镍液流电池
锌镍电池作为一种有前景的锌基碱性电池，具有工作电压高、能量密度高、无毒、成本低等优点，具有广阔的应用前景。为了满足实际应用的需要，学术界对锌镍电池进行了大量的研究。目前的研究主要集中在锌镍电池中单个成分（如锌阳极、阴极、电解液）上以改进其电化学性能。然而，锌镍电池能否在竞争激烈的电池市场中占有一席之地尚不明确：（1）目前锌镍电池的技术还停留在实验室阶段，鲜有研究通过与商用铅酸电池的性能对比以证明锌镍电池的性能优势。（2）铅酸电池在发展中国家仍占据很大的市场份额，在设计铅酸电池的替代品时，很少有研究考虑到经济因素。（3）锌镍电池的实际应用示范较少，例如在电动自行车、混合动力汽车、储能系统等领域的应用。因此，需要对锌镍电池与铅酸电池进行进一步的对比研究，以论证锌镍电池作为下一代储能器件的前景。
成本问题：虽然负极锌的成本低，但是正极材料中使用最广泛的是烧结氢氧化镍或者烧结氧化镍，这类材料的价格偏高，使该电池系统的成本超过400美元/kW·h，明显高于DOE提出的成本目标(150美元/kW·h)。为了降低镍正极的成本，已经开发出一些新的电池材料，比如制备塑料黏结式镍电极或者泡沫式镍电极，然而这类电极由于基体和活性物质结合不紧密，在流动电解液冲刷作用下极易出现脱落、掉粉的情况，虽然研究出一些抑制泡沫镍电极脱落掉粉的处理方法，但是效果并不理想。开发新型电极材料及结构是下一步需要研究的。
面积容量低：在镍锌单液流电池中，正极和负极的面积容量低是导致电池整体面积容量低的原因。正极面积容量低的原因：①正极活性物质氢氧化镍自身的反应动力学很低，反应速率缓慢；②两种晶型的氢氧化镍中，较高比容量的α-Ni(OH)2在强碱性电解液中不稳定，极易转化成低比容量的β型。为了提高镍正极活性物质的面积比容量，很多研究通过取代和掺杂微量金属元素来提高活性物质的比容量，同时也能降低成本。锌镍单液流电池是沉积型液流电池，负极的电化学反应是锌的电镀及剥离过程。这意味着锌基流动电池的储能容量和功率不像全液体流动电池那样独立设计，因为锌基流动电池的容量受到电极面积的限制。为了解决这个问题，可以从电极材料入手。负极镀锌及剥离一般是在平板电极中进行，若是换成多孔材料的电极比如泡沫镍，锌不仅可以沉积在电极表面，还可以沉积在电极材料的孔中，多孔材料可以为锌的沉积提供了更大的空间，从而可以提高电极的面积容量。
单液流锌镍电池存在的最严重问题是锌枝晶与积累导致的电池短路以及循环寿命降低，关于这方面的研究也是最多的，目前提出的一些解决办法也有很多局限性，比如电解液中加入添加剂虽然可以改善锌形貌，但是添加剂用量值得深入研究，电池长时间运行后微量的添加剂会失效，而添加剂的大量使用极易对电池造成其他损害。
锌镍单液流电池虽然有着较高能量密度、低成本、安全等优点，但仍然存在一些影响电池性能的问题，使得其商业化应用进程受到影响，亟待进一步深入研究来解决。
铁铬液流电池
铁铬液流电池（Iron-chromium flow battery），是最早被提出的液流电池体系。铁铬电池充电后，正极为 Fe3+，负极为 Cr2+；放电后，正极为 Fe2+，负极为Cr3+。盐酸作为支持电解质，水为溶剂。
铁铬液流电池正负极液态活性物质既是电极活性材料，又是电解质溶液，被分别储存在独立的储液罐中，通过外接管路与流体泵使电解质溶液流入电池堆内进行反应。在机械动力作用下，液态活性物质在不同的储液罐与电池堆的闭合回路中循环流动，采用离子交换膜作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应。系统通过双极板收集和传导电流，从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能。此可逆反应过程使铁铬液流电池顺利完成充电、放电和再充电。对比以固体作电极的普通蓄电池，因铁铬液流电池的的电池堆与储液罐分离，在常温常压运行，因此安全性高，没有潜在爆炸风险。
铁铬液流以原料丰富且价格相对低廉的铁离子和铬离子为活性物质，铁铬电解液成本仅占系统的9%，具有成本优势。铁铬液流的的关键材料是铬铁矿，全钒液流锂电池需要五氧化二钒，锂电池需要碳酸锂。在4-5年的区间内这些关键原材料的价格情况，可以看到铬铁矿非常便宜，每千克只用16.7元，而且常年非常稳定；全钒液流用到的五氧化二钒波动非常的大，最大的时候一年有10倍的波动，我记得在2019-2021年之间，他曾经从每吨4万元左右涨到了每吨50万元左右，因为它是一个伴生矿，它的储量不太稳定，所以它的价格波动非常的大。铬铁矿相对来说储量比较大，5.1亿吨，它有专门的专用矿，产量也比较稳定，增产能力也比较强，所以它价格比较稳定，这一块也是铁铬液流发展的一个比较大的优势。
铁铬液流电池储能系统的特点是长寿命，生命周期比较长，循环次数大于20,000次，次数现在各家各说各的，但是究竟能不能达到还不好说。其次它环境友好，安全性高，电解液以及正负极的材料的毒性和腐蚀性弱，这个优点是相对于全钒液流相比的，而且可再生，安全稳定，高效率，它的直流侧效率大于80%，交流侧大于70%，行业领先。实际上铁铬液流在实验平台上很难跑出来大于70%的效率。
铁铬液流适应性比较强，这是它独特的优势，比全钒液流好，它的工作温度可以在零下20-70度（全钒液流电池运行温度在10~40度之间），这是相对全钒液流它特别大的一个优势，然后它易于规模化，它的定制化比较容易，易于扩容，这是所有液流电池的特点。最后是低成本，更多的是全寿命周期的度电成本。在投资方面，铁铬液流和全钒液流差不多，现在都贵于锂电池，尤其是磷酸铁锂，现在最主流的电池储能系统。铁铬液流电堆和全钒液流高度相似，中间也要用到离子交换膜，离子交换膜也是目前在发展液流电池，尤其是全钒液流和铁铬液流的时候，比较受卡脖子的一项技术。
锌溴液流和钒电池的特色都是正负极的溶液，各自在独立运行，不存在交叉污染的问题，但是铁铬液流就存在交叉污染的问题。
铁铬液流电池首套百千瓦级电池系统2020年左右在张家口实施，技术提供方是国家电投集团下属的中央研究院，这系统功率是250千瓦，系统容量是1.5兆瓦时，对应储能时间是6小时，单堆的功率是31.25千瓦。单堆的功率比起钒液流电池还是有比较大的差距的，钒液流电池单堆的功率已经可以做到400千瓦，是它的10倍左右，它的DC/DC转换效率大于80%，宣传的成分更多一些，在我们真正运行的时候，无论是全钒液流或者是铁铬液流，或者说是锌溴液流，真正的效率都低于70%。
目前铁铬液流还处于发展的初期，相对于全钒液流的商业成熟度要差一些。目前国家电投中央研究研究院推出的成熟产品，电堆是31.25千瓦的，接下来马上要推出的是60千瓦以及45千瓦的电堆。从单个电堆的规模来看，和全钒液流还有比较大的差距，什么时候能够到单个电堆达到200-400千瓦级别？我预计在十四五期间有这样的可能性，但是还需要付出很多努力，因为铁铬液流它本身存在的问题比较多，包括它的能量密度，两种正负极溶液的混流问题，都会是未来要面对的比较难以解决的问题。
多硫化钠/溴液流电池（PSB）
PSB分别以多硫化钠、溴化钠水溶液为电池初始负、正极电解液及电池电化学反应活性物质，电池正负极之间用离子交换膜隔开，电池充放电时由钠离子通过离子交换膜在正负极电解液间的迁移形成通路。
PSB采用的电解质价格便宜，非常适合建造大型（10~100MW/80~1000MWh）储能电站。但技术被外国公司垄断。
电极是PSB电池关键部件之一，是电池电化学反应发生的场所。电极材料对电池的正、负极电化学反应须有较高的活性，从而可以有效降低电池电极反应的过电位，提高电池充放电循环过程的电压效率；电极还应具有较好的三维立体结构，这样电解液流经电极的阻力小，可减少电池工作时输送电解液的泵耗损失；另外，电极材料还应在电池电解液中具有较高的化学稳定性，从而使电池的使用寿命得到延长。
目前面向大规模储能领域的多硫化钠/溴液流储能电池使用的碳毡电极制备成本较高，而活性炭电极的应用性能较差，能量效率低于60%；制备多硫化钠的高温合成法以及硫化氢合成法，工艺复杂，成本高，不适合PSB大规模应用需求；商业化阳离子交换膜选择性不高，长期运行可造成阴、阳极离子互混构成交叉污染。
锌铁液流电池
锌基液流电池是指锌作为负极侧活性物质的液流电池。锌电极具有可逆的负极电极电势，锌离子在酸性和碱性电解液中稳定性较好，且电化学反应速率较快，自20世纪70年代起，人们开始对该类电池展开研究，主要包括锌-溴、锌-铁、锌-镍、锌-铈、锌-碘、锌-空气、锌-有机物液流电池等。其中，锌铁液流电池由于原料含量丰富、成本低廉、无毒害成为人们研究的对象。
与其他锌基液流电池不同，锌铁液流电池电解液可以在很宽的pH范围内工作。因此，根据电解液酸碱性的不同，锌铁液流电池可以分为碱性、酸性和中性锌铁液流电池三类。
碱性锌铁液流电池
1979年，Adams等最早在专利中提出了碱性锌铁液流电池的概念。负极侧和正极侧分别以锌和铁氰化物作为活性物质，在放电状态下，负极侧由锌转化为碱性锌酸盐溶液，正极侧由铁氰化物溶液转化为亚铁氰化物溶液。充电时则是相反的过程，该专利中电池利用了阳离子膜来隔开两侧的活性物质。由于碱性介质下的锌枝晶问题导致电池的循环性能较差，而阳离子隔膜的电阻较高，使电池的工作电流密度较低(35 mA/cm2)，最终导致碱性锌铁液流电池发展缓慢。
2018年，Yuan等报道了一种高性能、长循环寿命的碱性锌铁液流电池。该电池分别以Zn(OH)42-/Zn和F(CN)63-/Fe(CN)64-作为负极和正极的氧化还原电对，采用了自制的聚苯并咪唑(PBI)膜，并与三维多孔碳毡电极相结合组成液流电池。带有杂环的PBI膜可确保羟基离子的快速运输，同时，由于PBI膜具有较强的机械稳定性，可以很好地抵抗锌枝晶，从而保证了碱性锌铁液流电池的长期循环稳定性。此外，三维多孔碳毡具有较高孔隙率和比表面积，能够为锌的沉积与剥落提供场所，有效抑制锌枝晶和聚集，保证了电池具有出色的循环稳定性和倍率性能。该课题组通过优化电解液的组成，使Fe(CN)63-/Fe(CN)64-氧化还原对的浓度达到1 mol/L，远超以往报道的浓度(0.4 mol/L)，使电池具有了更高的能量密度。该电池在80 mA/cm2和160 mA/cm2电流密度下可实现充放电500个循环，且在160 mA/cm2时仍保持能量效率(EE)大于80%。
为了丰富碱性锌铁液流电池的理论研究，进一步提高其性能，Chen等报道了碱性锌铁液流电池充放电行为的瞬态二维数学模型，如图3所示。在实验数据基础上，重点研究了电解液流速和电极几何形状对电化学性能的影响。结果表明流速越高、电极越厚、电极孔隙率越高，电池性能越好。进一步对这三方面参数进行优化得到：在流速50 mL/min下，采用负极7 mm和正极10 mm的不对称结构，在电极孔隙率为98%时，电解液的利用率、电池库仑效率和能量效率分别达到了98.62%、99.18%和92.84%，显著高于未优化过的电池，为改善碱性锌铁液流电池的设计提供了理论基础。
酸性锌铁液流电池
相比铁氰化物在碱性介质中的溶解度，Fe2+/Fe3+在酸性介质中溶解性更好，因此理论上酸性锌铁液流电池可以具有较高的能量密度。但溶液酸性过强会对锌的沉积造成影响，且容易发生析氢反应，因此控制电解液pH值尤为重要。Xie等报道了酸性锌铁液流电池，该电池分别使用Fe2+/Fe3+和Zn/Zn2+作为正极和负极的氧化还原电对，特别地，使用HAc/NaAc缓冲溶液用作负极的支持电解质，H2SO4用作正极的支持电解质。负极电解液中存在HAc/NaAc时，即使大量的H+离子从正极电解液通过离子交换膜进入负极电解液中，也可以将pH值保持在2.0～6.0。在该pH值范围内，可以有效抑制负极上的析氢反应。该电池在30 mA/cm2电流密度下可实现充放电50个循环，并保持能量效率(EE)为71.1%。在上述条件下，电池可以运行202个循环，但伴随着容量严重下降，作者将原因归结于Zn/Fe离子在重复充电/放电过程中穿过膜的交叉污染，同时也导致了库仑效率的损失。然而在该电池中并没有观察到锌枝晶的现象，作者认为是使用了HAc/NaAc缓冲溶液导致的。
在碱性锌铁液流电池负极电解液中，锌酸盐具有较好的溶解度以及电化学活性；而在酸性锌铁液流电池正极电解液中，Fe2+/Fe3+具有较好的溶解度以及电化学活性，同时，这两种电解液所需原料含量丰富、成本低廉。为了结合两种电解液的优势，Gong等设计了新型酸碱混合锌铁液流电池。区别于传统的单隔膜液流电池，该电池采用了双隔膜的电池结构，增加了另一个中性电解液腔室作为缓冲溶液。该电池功率密度可达676 mW/cm2，且投资成本低于100 USD/(kW·h)，远低于美国能源部设定的2023年目标[150 USD/(kW·h)]，为锌铁液流电池的发展提供了另一种思路。
中性锌铁液流电池
与碱性和酸性体系相比，中性锌铁液流电池体系温和，电解液无腐蚀性，对电池隔膜及其他材料的要求较低，在一定程度上降低了电池成本。但在中性锌铁液流电池体系中，铁离子的水解会导致电池的循环性能下降，是该类电池最大的挑战之一。为此，Xie等以FeCl2/ZnBr2为正负极氧化还原电对，在正极电解液中引入了甘氨酸作为螯合剂，有效解决了中性条件下铁离子的水解问题。同时，利用多孔离子传导膜替代传统离子交换膜解决了铁离子污染导致膜内阻升高的问题，并提高了中性介质中离子在膜中的传导性，大幅提高了中性锌铁液流电池的性能。在40 mA/cm2下，能量效率可达到86.66%。该体系活性物质浓度可达2 mol/L，其体积能量密度可达56 W·h/L。更重要的是，相比其他液流电池体系，该体系以更低的成本表现出良好的应用前景。该工作对于新一代液流电池的研究开发具有重要的指导意义。
锌铁液流电池总结 – 主要问题
与其他锌基液流电池相似，锌铁液流电池主要存在锌枝晶和面容量有限的问题。
锌枝晶：锌枝晶主要形成于电池充电过程中。锌枝晶的存在容易导致电池库仑效率和容量降低、电池寿命缩短等问题，严重者会刺穿隔膜，造成电池短路。
解决1：向电解液中加入添加剂是抑制锌枝晶的常用手段，添加剂的存在能够直接影响晶核的形成和生长，添加剂主要分为三类：聚合物、有机分子和金属离子。
解决2：电极是锌沉积发生的场所，电极的物理化学性质和结构对于锌沉积有重要的影响。Yuan等研究了在碱性锌铁液流电池中，分别采用锌板和三维多孔碳毡对锌枝晶以及电池性能的影响。当采用高比表面积三维多孔碳毡作为电极时，由于碳毡大大降低了电极和沉积的金属锌之间界面的内阻，且高比表面积有利于进一步降低极化，使得沉积在三维多孔碳毡电极上的锌形貌比较均匀。
解决3：锌枝晶的主要危害在于穿透隔膜导致电池短路。为了避免枝晶刺穿隔膜，一方面可以选用机械强度高的隔膜，如PBI膜；另一方面也可以对隔膜进行改性，Yuan等设计了一种孔壁和表面带负电荷的纳米多孔膜，由于带负电荷的Zn(OH)42-和带负电荷的多孔膜的互斥作用，锌离子会逆着隔膜的方向在三维多孔碳电极上沉积。使用该种带负电的纳米多孔膜在80～160 mA/cm2条件下运行240个循环仍然没有锌枝晶的产生。
解决4：设计或改进电池构型的目的是使锌枝晶远离隔膜或者切断负极和隔膜之间的直接接触。最近，Higashi等设计了一种反向电镀结构，应用在锌镍电池中可避免锌枝晶引起的短路，实现长期循环。
负极面容量低：与液-液相液流电池(在充放电过程中正极和负极活性物质全部溶解在电解液中)不同，在锌铁液流电池中，负极侧进行的是锌的沉积-剥离过程。这意味着锌铁液流电池的储能容量和功率不像液-液相液流电池那样独立设计，因为锌铁液流电池的容量受到电极面积的限制。
目前，解决该问题的策略仍然有限。一方面可以采用厚一点或者更多孔的碳毡电极增加锌铁液流电池的面容量，但这也会增加电堆的尺寸和整个系统的成本；另一方面是在膜和电极之间预留空间，但会导致电池的极化加大，使电池只能在一个较低的电流密度下工作，从而减小了电池的功率密度。
铅酸电池
铅酸电池是用铅和二氧化铅作为电池负极和正极活性物质，以稀硫酸为电解质的化学储能装置，具有电能转换效率高、循环寿命长、端电压高、安全性强、性价比高、安装维护简单等特点，目前是各类储能、应急供电、启动装置中首选的化学电源。铅酸电池的主要构成包括：
1.极板：正负极板均是以特殊的合金板栅涂敷上活性物质所得，极板在充放电时存储和释放能量，确保电池的容量和性能可靠。
2.隔板：是置放于电池正负极中间的一个隔离介质，防止电池正负极直接接触而短路的装置，不同类型的铅酸电池隔板材质不同，阀控类电池主要以AGM、PE、PVC为主。
3.电解液：铅酸电池的电解液是用蒸馏水配制的稀硫酸，电解液在充放电时起到在正负极间传输离子的作用，因而电解液必须要没有杂质。
4.容器（电池壳盖）：电池包覆的容器，电解液和极板均在容器内，主要起支撑作用，同时防止内部物质外溢，外部物质进入内部结构污染电池。
铅酸蓄电池种类较多，应用在光伏储能系统中，比较多的有三种，富液型铅酸蓄电池、阀控式密封铅酸蓄电池、铅碳蓄电池等等。
富液型铅酸蓄电池：
铅酸电池的电解液中的硫酸直接参与电池充放电反应过程，传统铅酸电池中，电池槽内除去极板、隔板及其他固体组装部件的剩余空间完全充满硫酸电解液，电解液处于富余过量状态，故被称为“富液式”电池，电池极板完全浸泡在硫酸电解液中。富液式蓄电池顶部有一个能够通气而又能够阻挡液体溅出的盖子，在使用过程中由于水分的蒸发和分解损失，需要定期将盖子打开补加蒸馏水及调整电解液密度，所以习惯上被称为“开口式”蓄电池。
富液型铅酸蓄电池特点是价格便宜，寿命长，缺点是需要经常维护。
阀控式密封铅酸蓄电池：
阀控式密封铅酸蓄电池，又称免维护电池，分为AGM密封铅蓄电池和GEL胶体密封铅蓄电池两种。
AGM型电池使用纯的硫酸水溶液作电解液，大部分存在于玻璃纤维膜之中，同时极板内部吸有一部分电解液外。AGM式密封铅蓄电池电解液量少，极板的厚度较厚，活性物质利用率低于开口式电池，因而电池的放电容量比开口式电池要低10%左右。
AGM密封铅蓄电池与当今的胶体密封电池相比，其放电容量要小一些。与富液型相同规格蓄电池相比，价格较高，具有以下优点：
（1）循环充电能力比铅钙蓄电池高3倍，具有更长的使用寿命。
（2）在整个使用寿命周期内具有更高的电容量稳定性。
（3）低温性能更可靠。
（4）降低事故风险，减少环境污染风险（由于酸液100%密封装）。
（5）维护很简单，减少深度放电。
胶体密封铅蓄电池（即GEL型电池），胶体铅酸蓄电池是对液态电解质的普通铅酸蓄电池的改进，用胶体电解液代换了硫酸电解液，在安全性、蓄电量、放电性能和使用寿命等方面较普通电池有所改善。其电解液是由硅溶胶和硫酸配成的，硫酸溶液的浓度比AGM式电池要低，电解液的量比AGM式电池要多，跟富液式电池相当。这种电解质以胶体状态存在，充满在隔膜中及正负极之间，硫酸电解液由凝胶包围着，不会流出电池。
胶体密封铅蓄电池其优点如下：
（1）漏酸机率小。GEL型胶体电池是电解质凝胶后没有游离电液，因而漏酸的机率比AGM型电池小得多。
（2）失水少。因其灌注量比稀硫酸多，失水少，所以胶体电池不会因失水造成失效。
（3）有效延长电池寿命。胶体的灌入增加了隔板的强度，保护了极板，弥补了隔板遇酸收缩的缺陷，使装配压力不明显降低是其具有延长电池寿命的原因之一。
（4）胶体铅酸蓄电池抗过充能力强。
（5）严重放电情况下的恢复能力强。胶体填充了隔板与极板之间的空隙，降低了电池的内阻，充电接受能力可因此而改善。
所以胶体电池的过放电，恢复能力和低温充放性能都比AGM型电池优越。
（6）体铅酸蓄电池的自放电性能好，在同样的硫酸纯度和水质情况下，蓄电池的存放时间可以延长2倍以上。
（7）胶体铅酸蓄电池在严重缺电的情况下，抗硫化性能很明显。
（8）胶体铅酸蓄电池后期放电性能好。
铅碳电池：
铅炭电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术，它是在铅酸电池的负极中加入了活性炭，能够显著提高铅酸电池的寿命。
铅碳电池是一种新型的超级电池，并结合了铅酸电池和超级电容器两者的优势:
（1）既发挥了超级电容瞬间大容量充电的优点，也发挥了铅酸电池的比能量优势，且拥有非常好的充放电性能。
（2）电池寿命延长。由于加了碳(石墨烯)，阻止了负极硫酸盐化现象，改善了过去电池失效的一个因素，延长了电池寿命。
（3）度电成本下降。铅炭电池的度电成本可低至0.5元/kWh，在规模化生产的基础上，铅炭电池甚至有望将度电成本降至0.4元以下。
铅炭电池是铅酸蓄电池领域最先进的技术，也是国际新能源储能行业的发展重点，具有非常广阔的应用前景。广泛应用于光伏电站储能、风电储能和电网调峰等储能领域。
钠离子电池
和锂离子电池一样，钠离子电池的主要结构也包括正极、负极、电解质、隔膜、集流体等，只是电池内传导的不再是锂离子，而是钠离子。正负极被电解质浸润以保证离子导通，隔膜用以将正负极隔开防止内短路，集流体则起收集和传导电子的作用。
相比锂资源的稀缺与分布不均，钠资源可谓储量丰富且分布广泛。钠离子电池的制造成本更低、且无发展瓶颈。
从安全性角度来分析，为了避免枝晶带来的安全问题，钠离子电池不会选用金属钠单质作为负极材料（就像锂离子电池不用金属锂单质作为负极一样），而会选用碳类材料作为负极、钠的化合物（钠盐）作为正极。无论是碳类材料还是钠盐都是稳定的，在钠离子嵌入脱出时不会发生反应，同时能避免产生枝晶。在安全性测试（加热、过充、短路、跌落、针刺、海水浸泡等）中，钠离子电池能做到不起火爆炸，展现出良好的安全性能。
所以，基于低成本、高安全、长寿命等优势，钠离子电池可以与锂离子电池形成互补，并且可以逐渐取代铅酸电池，在大规模储能和交通工具上大展宏图。
除了钠材料易获取和成本低廉外，钠离子电池还具有锂离子电池所没有的优势：
比如在快充方面，全部采用钠离子电池其充电时间可缩减至10-20分钟，宁德时代的钠离子电池在常温下充电也仅需15分钟，电量可达80%。钠离子电池明显可以缓解电动车车主用电焦虑和满足减少充电时间方面的需求。
在放电保持率方面，钠离子电池可在-40℃至80℃工作温区工作，而且宁德时代此次钠离子电池在-20℃的低温环境下也仍然有90%以上的放电保持率，而锂离子电池一般则是0℃可放出额定容量的90%，-20℃时可放出额定容量的70%。如此看，钠离子电池明显对冬季行车有更好的续航保障。这想必是寒冷地区电动车主的福音。
最大的问题还是钠离子的质量要比锂离子大，在元素周期表中可以看到，锂排名第3，而钠排名第11，这样在相同质量下的能量密度的差异就会体现在电池电量上的不同。
就拿本次宁德时代推出的钠离子电池来说，钠离子电池的能量密度为160Wh/kg，而宁德时代现有的NCM811三元锂电池能量密度为200Wh/kg。意味着同为1kg质量情况下，钠离子电池仅为三元锂电池的80%能量密度，这就相当于现在大多数装配锂电池的电动车充满电基本上都可以跑500公里左右，那么同等质量的钠离子动力电池才可以跑400公里。
由此我们也能看到，钠离子电池的电量要比锂离子电池的电量低。
事实上，锂离子电池的电量对钠离子电池的电量处于碾压的状态。
因此，在新能源电动车市场上，笨重且短寿的钠离子电池被锂离子电池打败，直接丧失了价值万亿的新能源市场，钠离子电池只能在低速电动车、储能系统等含金量较低的领域与铅酸电池抢市场。
金属空气电池
诞生于1878年的金属空气电池，正极使用吸收空气中氧的材料，负极使用锌、铁、铝等金属材料。放电时，金属离子从负极向正极移动，与从空气中吸入的氧发生反应而产生电。而在充电过程中，金属离子与氧分离从正极移动到负极。
廉价且地球储量丰富的金属材料令“空气电池”较锂离子电池具备显著优势。根据类型的不同，金属空气电池的制造成本或可降低至后者的1/10以下，而且，金属空气电池的能量密度理论上比锂离子电池高6倍以上。美国麻省理工学院最新研究报告认为，极低的材料成本、高能量密度、电池设计相对简单以及安全性良好，让“空气电池”前景光明。
麻省理工学院上述报告认为，锌空气电池是目前发展最成熟的“空气电池”，其最早于1932年第一次用在助听器上。近年来，多国企业和科研团队陆续在催化剂、充放电技术等方面取得进步，在美国各州推出的各项促进清洁能源发展政策的推动下，锌空气电池商业化进程进一步加快，尤其是长时储能应用。7月上旬，加拿大初创企业锌8能源解决方案公司宣布其独立研发的锌空气电池将实现商业化第一步。该企业考虑在纽约市新建一个1.5兆瓦时的储能设施，结合其独立研发的锌空气电池和现有太阳能发电，为当地公寓楼供电。除了企业在锌空气电池商业化方面的努力，科研人员正不断改进锌空气电池的性能。印度马德拉斯理工学院研究人员正在开发可机械充电的锌空气电池，来替代电动汽车中使用的锂离子电池。
研究表明，铁空气电池在固定式储能系统上的应用值得期待。今年初，麻省理工学院蒋业明（Yet-Ming Chiang）教授所在团队与美国初创企业福姆能源公司合作，在铁空气电池技术上取得了重大突破。
相较于锂离子电池，“空气电池”的充放电过程更加棘手——金属空气电池难以实现多次循环充放电，大多数情况是一次性的。上述团队发明了一种“逆生锈”技术，使铁空气电池可反复充电从而有效储存、释放能源，这解决了长期阻碍“空气电池”发展的充放电困难问题。
而且，福姆能源公司也在同步推动铁空气电池的商业化。该公司今年2月宣布，向佐治亚州的电力公司提供容量为1500兆瓦时的电力储存设施用于可再生能源储电，相当于美国约4.5万户普通家庭一天所用电量。福姆能源公司此前还与明尼苏达州的电力公司合作建立了150兆瓦时的储能设施。
据称，该铁空气电池量产时的制造成本最终将达20美元/千瓦时，不到锂离子电池的1/10。此外，由于所用的电解质具有不燃性，这种电池的安全性较高。
根据美国卡内基-梅隆大学2021年8月发布的制造成本估算数据，铁空气电池成本约为25美元/千瓦时。这种电池在正极等方面还有进一步降低成本的空间，在固定式储能方面有发展前途。
另外，位于京都府精华町的日本初创公司科尼克斯系统公司正在研发一种新型铁空气电池，拟结合氢氧燃料电池的技术。公司设想将材料成本降至常规成本的1/10以下，目标是于2025年发售，用于可再生能源储电等领域。
不过，金属空气电池的能量密度尚不及锂离子电池，即每单位电池质量储存的能量更少。蒋业明教授表示，锂离子电池的能量密度可达100瓦时/千克，而铁空气电池只有40瓦时/千克，这也是当前电动汽车不能使用铁空气电池等金属空气电池的主要原因。
电化学储能中游
BMS电池管理系统
2000年前是探索阶段，2000-2010年是亿能电子、科列技术，第三方独立bms厂。2010到现在，电芯厂、整车厂都开始涉及bms，第三方独立逐渐淡出市场，将来是以电芯厂和整车厂为主流，如宁德时代、比亚迪。
预计，储能电池的bms会延续动力电池bms的格局，都是以电芯厂和整车厂为主流。
储能BMS与电动车BMS均实现电池管理功能，由于在应用场景和实际管理电池规模不同，储能BMS和动力BMS在通讯协议、硬件逻辑和性能要求上都有所不同。
EMS能量管理系统
EMS是储能电池管理系统，BMS是动力电池管理系统，作用都是电池状态监测、信息管理、状态评估、诊断及预警、热量管理、充放电管理。
技术有被动技术和主动技术。被动技术简单理解为，当电池放电的时候，电量多的先放到直至大家一致。主动技术简单理解为，在不放电时，内部电池自己主动充放电，直至大家一致。
EMS公司需要了解电网运行特点、核心诉求。因此国内储能EMS相关公司约有16余家，其中上市公司7家，主要为国网系公司。举例来说，南瑞继保定位保护控制，是国网的电力电子研发生产基地；中天科技也是电网长期稳定的电缆供应商；许继集团是开关等电器产品供应商。
PCS储能逆变器
PCS (Power Conversion System)，又称双向储能逆变器，其作用是把电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；把电网的交流电整流为直流电，给电池充电，PCS是储能系统与电网或微网实现电能双向流动的核心部件。
当前储能PCS行业赛道玩家众多，来自光伏逆变器、不间断电源（UPS）、充电桩（EV charger）、电网侧-输配电设备（PTD、MVD、APF、SVG）等多领域厂商均有意进入PCS行业。
PCS与光伏逆变器技术同源、结构高度相似，核心部件均为逆变功率模块和二次控制电路。储能逆变器对IGBT的芯片要求有所不同：储能逆变器分别工作在整流和逆变状态，在两种状态下，IGBT和二极管的导通占空比不同，造成两者导通损耗差异巨大，在逆变的时候IGBT损耗更多，发热更大，整流时相反。因此，PCS对续流二极管的载流能力要求更高，因此需要较大的二极管芯片。
由于光伏逆变器厂商一般具备供应储能变流器的能力，并且已有技术、渠道布局，预计未来储能变流器将延续光伏逆变器格局。逆变器龙头阳光电源、固德威、锦浪科技、盛弘股份、上能电气、科士达等目前PCS出货量领先。
电化学储能核心
电池组
电池组性能决定最终产品的安全性、使用寿命，也最终决定了储能系统的盈利性。与动力电池追求极致的能量密度不同，储能电池更加注重循环寿命。若要提升储能经济性，除系统降本外，提升循环寿命亦为重要途径。根据《电工电能新技术》，当储能电池循环寿命由 4000 次增加至 7000 次，储能度电成本可由 0.7 元降低至 0.43 元。因此，下一阶段，除关注电池自身降本情况外，也需关注储能系统循环次数提升情况。
目前我国主要储能电池提供商多为动力电池制造商。根据 CNESA 数据，2021 年我国储能电池提供商排名前四企业均为动力电池制造商。
PCS
储能变流器是连接于电池系统与电网之间，实现电能双向转换的装置。其既可以把电池的直流电转换成交流电输送给电网，也可以把电网的交流电转换为直流电，供电池充电。并网模式下，在负荷低谷期，储能变流器把电网的交流电整流成直流电给电池组充电，在负荷高峰期，储能变流器把电池组中的直流电逆变成交流电反送到电网中；离网模式下，储能变流器与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。
场景相似，技术同源，光伏逆变器厂商进军储能 PCS 领域有先发优势。储能变流器与光伏逆变器在使用场景、技术原理、上游供应商和下游客户上有较高重合度，因此储能变流器企业大多来自光伏逆变器厂商，行业竞争格局也类似。
储能 PCS 毛利率高于光伏并网逆变器。储能场景对逆变器的需求比光伏并网场景更复杂，除了直流向交流转换外，还需要具备从交流转换为直流、并离网快速切换等功能，同时储能 PCS 还是双向变流器，有充电和放电两个方向的能量控制。因此储能变流器技术壁垒相较并网逆变器更高，售价与毛利率均明显高于并网逆变器。
储能温控
温控指通过加热或冷却技术对某事物的温度进行有效控制和调节。温控系统与 BMS 配合，对锂电池进行恒温恒湿控制，维持电池在安全运行参数范围内，提升电池在运行期间的稳定性，避免电池进入热失控状态。
储能温控技术主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却。其中，风冷系统结构简单、可靠性高、寿命长、成本低、易于实现，是目前国内主流技术路径。液冷系统散热效率高、散热速度快，在高倍率、高容量场景下优势凸显，故全球储能系统正呈现液冷加速渗透，取代风冷的趋势。热管冷却、相变冷却需与风冷、液冷配合使用，因价格较高，目前在储能领域应用较少。
全球储能系统利用率提升，对安全性提出更高要求，温控系统重要性凸显，液冷系统凭借散热效率和速度优势，有望加速渗透。此外，欧美多国储能经济性较好，随着锂电池原材料价格下降，对温控系统价格敏感度将降低，亦将对液冷系统应用形成正向促进作用。预计 2025 年全球液冷渗透率将达到 45%，电力系统储能温控市场空间将达107 亿元，2021-2025 年 CAGR 为 92%。液冷渗透率提升带动温控行业平均单位价值量提升，储能温控复合增速将超储能行业平均增速。
技术同源，龙头厂商具备技术优势及先发优势。因温控技术的相似性，大部分储能温控企业由其他赛道切入，具有技术及布局的先发优势，参与者包括来自精密温控、工业温控、汽车温控的企业。
1）精密温控又称精密空调，主要应用于数据中心或 5G 基站，集装箱储能与集装箱数据中心最为类似，对温度及温控要求较高，龙头企业主要包括英维克、申菱环境、黑盾等；
2）工业温控与储能温控具有相似应用环境，通常应用于户外，需要应对空气、液体杂质等户外环境带来的复杂影响，相关企业包括同飞股份、高澜股份、盖鼎等；
3）新能源汽车温控：动力电池与储能电池在温控技术层面存在较大共性，车用温控厂商具备切入储能温控的技术能力，参与者包括松芝股份、奥特佳等。
消防系统
根据青鸟消防公告，目前消防占储能系统成本约 3%，随着风光电高比例接入电网，储能利用率将快速提升，进而带来更旺盛的消防需求，相应消防成本占比逐年提升，假定储能消防至 2025年约占储能投资总额 7%水平。
近年来，储能高速发展的同时，安全事故频发。2017 年至今，全球共发生储能安全事故 30 余起，集中在韩国，主要采用三元电池体系。2021 年 4 月，北京市丰台区光储充一体化项目发生火灾爆炸，造成 3 人死亡。若无法解决安全问题，其或成为制约储能发展的重要阻力，因此，推进储能消防将有利于护航储能有序、健康、稳定发展。
机械滥用、热滥用、电滥用为锂电池热失控的三大诱因，电池热失控发生后，若无法进行有效防护，会进而引发热蔓延，造成储能系统的爆炸、燃烧。
相较电动汽车，储能系统由更多电池单体连结而成，故发生热失控概率更高，对安全防护提出更高要求。解决储能系统安全问题，需要由高效热管理技术-安全预警技术-安全防护技术-消防安全技术，建立“由防到消”的主动协同安全防控体系。
储能消防目前单站价值量较低，行业未形成统一标准。预计随《电化学储能电站安全规程》正式稿的出台，将有效带动行业规范发展，提升储能消防产品质量与数量，行业有望迎来供需两端同步改善。对新国标产品提前布局的公司：青鸟消防、国安达。
系统集成
目前，储能系统利用率逐步提升，系统技术渐趋成熟，280Ah 大电芯、液冷温控、高压级联、1500V 架构成为主流趋势。
大电芯
2020 年宁德时代发布 280Ah 储能电芯以来，280Ah 大电芯关注度快速上升，成为行业主流趋势。相较 50-100Ah 电芯，280Ah 大电芯优势体现在：1）成组时零部件使用减少，具有成本优势，体积能量密度更高；2）电池簇内部只串联不并联，消除环流，提升系统安全性和寿命；3）减少电池数量，使 BMS 管理更容易。
由于 BMS 局限性、大电芯散热问题等，储能电芯不能一味做大，短期来看，280Ah 尺寸为行业认可的统一规格。继宁德时代之后，亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰新能源、国轩高科、鹏辉能源、南都电源等电池企业先后推出 280Ah 电芯解决方案，部分系统招标要求电芯单体容量不低于 280Ah，280Ah 大电芯已成行业重要趋势。
液冷温控
相较风冷系统，液冷能量密度可提升 80%，寿命提升 20%，辅助功耗降低 20%，在液冷系统辅助下，储能系统最高温度不超过 35℃，温差不高于 3℃。目前，国内主流系统集成商均已推出液冷系统解决方案。
目前，液冷温控系统在国外应用较多，在国内亦有加速渗透趋势，部分项目在招标时指定储能系统需配备液冷温控，如淮北皖能储能电站一期、宁夏穆和储能电站等。
高压级联
高压级联储能系统变流器可不经变压器，直接接入 3kV 及以上电压等级电网，降低系统成本的同时节约能耗，具更高循环效率。此外，高压级联方案在最大转换效率、电能质量、单机容量、响应时间、可靠性、电池利用率等方面均优于传统方案。目前，金盘科技、智光电气、南瑞继保、新风光已推出高压级联方案，引领行业新风向。
高压级联储能：级联电池储能系统因其单机大容量和高效率的优势，在大容量应用中受到广泛关注。高压级联储能系统能够直接输出6kV/10kV，无需经过变压器，不仅减小系统损耗，提高效率，还减少了储能系统的占地面积，降低了土地建设施工成本，提高了单位建设面积的能量密度。此外，在这种拓扑结构下，储能系统能够最大限度的减少或消除电池簇的并联情况，使得各个电池簇之间相互独立，减少或消除电池单体和电池簇的环流现象，削弱了储能系统中电池一致性导致的问题，提高电池系统的循环寿命、降低了生产运行的安全风险。高压级联储能系统缩短了储能系统的响应时间。高压级联的拓扑结构在低压直流侧可以减少开关损耗，进一步提高系统效率;而且低压侧的电子元件所需电流及高压侧的电力元件所需耐压等级均明显降低，有利于提高系统的稳定性。
新能源配储能，是从解决弃光弃风限电的角度上来分析储能系统配比的，接入到新能源电站，目前有两种主流接入方式：高压接入方式，低压加变压器的接入方式。国内新能源电站配置储能主要受限电和政策等影响，配的功率大概是5%到20%，电池容量是按照1小时到2小时配置，具体怎么配，需要根据场站量身定制，绝对不可以一刀切。另外还需要参与快速频率响应（一次调频），主要依据的标准是DL/T-1870-2018的标准。储能系统配置在电站里主要是解决弃风弃光的限电，提高上网电量，所以要求更高的系统效率；接入方式最好简单，施工量小，减少工程造价，运维最好便捷一些，不要装一套储能设备给厂站运维人员造成更大的负担。
1500V
1500V 储能系统将系统中直流电压所用的线缆、BMS 硬件模块、变流器等部件的耐压从不超过 1000V 提高到不超过 1500V。相较 1000V，1500V 系统能量密度、功率密度可提升 35%以上，系统成本降低 5%以上，系统效率提高 0.3%以上，优势凸显。近期国内大型储能项目中，1500V 系统渗透率已超三分之二。
目前，国内系统集成商包括三类参与者，分别为以比亚迪、南都电源为代表的锂电池生产商，以阳光电源、科陆电子为代表的 PCS 厂商，以及以海博思创为代表的独立系统集成商。
化学储能系统
化学储能系统（CSS）通过系统中化合物的化学反应来储存和释放能量。FC（Fuel Cell）是一种典型的化学储能系统，可将化学能的燃料不断转换为电能。燃料电池 FC 与电化学电池之间的主要区别就是他们提供电能的方式。在 FC 中，燃料和氧化剂由外部提供 ，并且这些部件集成在电池内部（金属 - 空气电池除外）。FC的优势在于只要向其供应活性物质就可以发电。燃料电池效率在40%-85％范围内。
甲烷燃料电池
电转甲烷储能技术是通过电解反应将水分解成氧气和氢气，然后将氢气和二氧化碳反应合成甲烷，以化学能形式存储和输运电能的储能技术，其不仅在储能上具有大容量、长周期和低成本等特点，而且可以构建电力系统与燃料系统的互通互联，并且能够促进CO2的循环利用助力减缓气候变化，在未来能源系统中具有大规模应用的潜力。
利用电能制备碳氢燃料可以通过多条技术路线实现，但比较而言，采用电解水制氢结合CO2加氢的技术路线是目前最具经济和技术可行性的。利用CO2加氢反应可制备多种碳氢燃料，其中CO2加氢制甲烷的催化剂技术发展相对最成熟，由此使电转甲烷储能技术成为目前具有实用潜力的电制碳氢燃料储能技术。
氢燃料电池
氢储能是指氢能作为一种媒介，实现“可再生能源发电－水电解制氢－氢燃料电池发电”的能量转换过程，从而有效解决可再生能源的波动性和间歇性，起到稳定电网的作用。
氢能储存（氢气储能）本质是储氢，即将易燃、易爆的氢气以稳定形式储存。在确保安全前提下，提高储氢容量（效率）、降低成本、提高易取用性是储氢技术的发展重点。储氢技术可分为物理储氢和化学储氢两大类。物理储氢主要有高压气态储氢、低温液态储氢、活性炭吸附储氢、碳纤维和碳纳米管储氢以及地下储氢等；化学储氢主要有金属氢化物储氢、液态有机氢载体储氢、无机物储氢、液氨储氢等。
物理储氢
高压气态储氢
氢气在生产及应用环节都离不开压缩技术。高压氢气压缩机是将氢气加压注入储氢系统的核心装置，输出压力和气体封闭性是其重要的性能指标。高压气体储氢的质量储氢密度范围是4.0~5.7wt%，当前高压气态储氢技术比较成熟，是目前最常用的储氢技术。该技术是采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里。金属高压储氢容器由对氢气有一定抗氢脆能力的金属或者通过复合材料构成，最常用的材质是奥式不锈钢。铜和铝由于在常温附近对氢免疫，不会造成氢脆，也常被选作高压储氢罐的材料。
高压气体储氢的成本相对较低，压缩过程耗能低，释放简单快速，是目前技术最为成熟的储氢技术，但是存在体积储氢密度极低的重大缺陷。此外高压气态储氢存在泄漏、爆炸的安全隐患，因此安全性能有待提升。未来，高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展。
低温液态储氢
低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热真空容器中。低温绝热技术是低温工程中的一项重要技术，也是实现低温液体储存的核心技术手段，按照是否有外界主动提供能量可分为被动绝热和主动绝热两大方式。被动绝热技术已广泛运用于各种低温设备中; 而主动绝热技术由于需外界的能量输入，虽能达到更好的绝热效果，甚至做到零蒸发存储( Zero boil－off，ZBO) ，但也势必带来一些问题，如需要其他的附加设备而使整套装置的体积与重量增加，制冷机效率低、能耗大、成本高、经济性差。
液态氢具有很高的密度，体积比容量大，体积占比小，能够使得储运简单。但把气态的氢变成液态的氢较难，要液化1kg的氢气就要消耗4-10千瓦时的电量。并且，为了能够稳定的储存液态氢，需要耐超低温和保持超低温的特殊容器。该容器需要抗冻、抗压，且必须严格绝热。因此，这种容器除了制造难度大，成本高昂之外，还存在易挥发、运行过程中安全隐患多等问题。
当全球来看，低温液态储氢技术已应用于车载系统中，在全球的加氢站中有较大范围的应用。液氢加氢站在日本、美国及法国市场比较多。目前全球大约有三分之一以上的加氢站是液氢加氢站，氢液化设备主要由美国AP、普莱克斯、德国林德等厂商提供。而我国的液氢工厂仅为航天火箭发射服务，受法规及技术成本所限，还无法应用于民用领域，但相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如航天101所、国富氢能、鸿达兴业、中集圣达因等公司均在研发国产液氢储运产品。
化学储氢
与物理储氢不同，化学储氢方案一般通过利用储存介质与氢气结合为稳定化合物的方式实现氢储存。用氢时，通过加热或其他方式使化合物分解放氢，同时回收储存介质。
根据储存介质种类不同，化学储氢技术主要包括金属氢化物储氢、液态有机氢载体储氢、无机物储氢、液氨储氢等。与高压气态储氢和低温液态储氢相比，化学储氢技术成熟度相对较低，目前多在实验室、示范项目环节。
金属氢化物储氢
该技术将氢以金属氢化物形式储存于储氢合金材料中。在一定温度压力下，储氢合金与氢接触首先形成含氢固溶体（α相），随后固溶体继续与氢反应产生相变，形成金属氢化物（β相）。在加热条件下，金属氢化物放氢。早期发现的合金有LaNi5、Mg2Ni、TiFe等，随后研究者发现这类合金由一种吸氢元素A与另一种非吸氢元素B组成，两种元素分别控制储氢量与吸放氢可逆性。目前世界上已研发的储氢合金可大致分为稀土镧镍系、钛铁系、钛锆系、钒基固溶体、镁系等。
这类基于固体的储氢技术往往具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，其体积储氢密度高于液氢。目前，国内外对储氢金属材料的研究成果不断，在部分领域已得到应用。国外固体储氢技术已在电池舰艇中得到商业应用，在分布式发电和风电制氢规模储氢中得到示范应用；国内固态储氢已在分布式发电中得到示范应用。
然而，成熟体系的金属储氢材料重量储氢率偏低，最高的TiV材料可逆储氢量为2.6 wt%。为提高重量储氢率，目前开发了配位氢化物、金属氨硼烷等新材料，但这些材料存在如吸放氢速度慢、可逆循环性能差等应用问题，仍处于实验室技术研发中。此外，储氢金属材料的成本受有色金属原料价格波动影响，成本偏高是制约发展的另一因素。
液态有机氢载体储氢
液态有机氢载体（LOHC）储氢技术基于不饱和液体有机物在催化剂作用下进行的加氢反应。常用的不饱和液体有机物有甲醇、环烷烃、N-乙基咔唑、甲苯、1,2-二氢-1,2-氮杂硼烷等。
这类技术具有较高储氢密度，在环境条件下即可储氢，安全性较高，运输方便。缺点是氢的取放不如物理储氢容易，需要配备额外的反应设备，且放氢过程往往需要加热耗能，导致成本增高。LOHC技术在日本和欧洲发展迅速，在我国尚属于示范阶段。
液氨储氢
氢与氮气在催化剂作用下合成液氨，以液氨形式储运。液氨在常压、约400 ℃下分解放氢。
相比于低温液态储氢技术要求的极低氢液化温度-253℃，氨在一个大气压下的液化温度-33℃高得多，“氢-氨-氢”方式耗能、实现难度及运输难度相对更低。同时，液氨储氢中体积储氢密度比液氢高1.7倍，更远高于长管拖车式气态储氢技术。该技术在长距离氢能储运中有一定优势。然而，液氨储氢的也具有较多劣势。液氨具有较强腐蚀性与毒性，储运过程中对设备、人体、环境均有潜在危害风险；合成氨工艺在我国较为成熟，但过程转换中存在一定比例损耗；合成氨与氨分解的设备与终端产业设备仍有待集成。
地下储氢
氢气的长时间储存需要依赖一定的储存空间，利用地下空间进行储氢成为了氢气储存的重要方式。诸多不同的地下储氢方案中，最有潜力的一种方式：在地下盐层中挖出一个“容器”来储氢。这个“容器”的制造需要首先钻到目标盐层，安装好套管（如石油钻井一样）；其次注入溶液把盐层溶化，溶化后的盐水抽出来；再用这种溶解的方式在盐层中造出所需要的形状和大小的“容器”；最后充入气体把盐洞穴中的所有盐水排空。根据不同盐层结构，这上述溶解方法造出来的不同“容器”的形状。
氢气地下存储能可以充分利用地下空间、节约土地资源、有效降低氢气的储集成本、提高氢气的经济效益，应用于风光储一体化项目，可以解决新能源发电波动性，保障能源供应和能源安全等。但氢气地下储库建设面临诸多挑战，主要包括：储层和盖层的地质完整性、氢气地下化学反应、井筒完整性、氢气采出纯度以及材料耐久性问题。
氨燃料电池
“氨燃料电池”是将氨高效转化为电能的方法之一。直接利用氨的燃料电池中的放电反应（即氨在碱溶液中的电化学反应）的反应式为2NH3+6OH-→N2+6H2O+6e-。其中，放电生成物只有氮和水，不会排放对生物有害的物质和导致全球变暖的二氧化碳。因此，碱性氨燃料电池可以说是一种对环境负担较小的能量转化系统。
氨是除氢以外最宜生产的可再生燃料，具有极其重要的战略资源价值。氨可由水中的氢和空气中的氮合成，并在氨燃料电池或氨内燃机或氧化燃烧时还原为水和空气。在目前普遍采用的工业化合成氨生产中，所需的氮可自空气中直接获得。
氨具备常用燃料所须的各大特点：廉价、易得、易挥发、便储存，低污染，高燃烧值，高辛烷值，操作相对安全，可与一般材料兼容等。在作为燃料的普及应用上，氨较氢的最大优越性在于其能量密度大（同体积含能量液氨是液氢的1．5倍以上）、易液化（常压下负33摄氏度或常温下9个大气压均可使氨液化而氢在负240摄氏度以上则无法液化）、易储运（普通液化气钢瓶即可储氨而储氢则需特殊材料）。
热存储系统TSS
光热储能和电化学储能应用场景不同，对于小功率短时长的，例如100mwh以内，电化学更优。但是对于1000mwh这种级别的，电化学风险太大、初始投资成本也比光热要高。光热储能一般可以支持6-10小时，电化学储能2小时，因此光热更适合大容量、长时长的储能。
新疆于 7 月 4 日公布了 2022 年第二批市场化并网新能源项目清单，总计 66 个项目，储 能总规模 6922.5MW，其中需电网消纳项目储能规模 5820MW。需电网消纳项目中，电 化学储能规模 4470MW，占比 76.8%，储能时长均为 4 小时；光热项目共 13 个，规模 合计 1350MW（已按照项目进展记入下列项目统计表，其中 6 个项目已经开工），占比 23.2%，储能时长为 8~12 小时。 同时，新疆发改委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0 版)》中特别 指出，对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电 项目；鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。
青海第二批大基地项目清单含光热 400MW，在储能中占比约 29%。青海于 6 月 17 日公 布青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单），共计 7 个项目，包含 5400MW 光伏、1200MW 风电、400MW 光热以及 1000MW /3600MWh 储能，储能类型 包括：电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。这些项目均采取就地消纳，建设工期 均为 2 年，预计 2022 年 9 月开工，2024 年投产。
热能存储系统（TES，thermal energy storage）是以储热材料为媒介将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热等热能储存起来，在需要的时候进行释放，力图解决由于时间、空间、强度上的热能供给与需求间不匹配所带来的问题，最大限度地提高整个系统的能源利用率而逐渐发展起来的一种技术。目前，主要有三种储热方式，包括显热储热、潜热储热（也称为相变储热）和热化学反应储热。储热材料的研究目前主要是集中于显热储热材料和相变材料，尤以储热密度高、储热装置结构紧凑的高温相变材料为主，其中各种混合盐类因其可以在中高温工作区域内通过调节不同盐类的配比来控制物质的熔融温度而吸引了很多研究者的兴趣。（❗下图中熔盐储热是否也属于相变储热没有查到相关资料。）
显热存储SHS
通过增加（降低）固体或液体材料的温度来存储（或释放）热量，而不会发生任何的相变。一般应用中，固体介质可以是岩石、金属、混凝土等，液体介质可以是水、熔融盐、油等。一般地，固体介质可以在低温和高温下存储能量，因为它们在较大的温度范围内都不会发生相变，适合很多工业应用背景。
在介质的选择过程中，一些相关因素诸如能量密度、价格、稳定性、环境适配性都是需要考虑的内容。具有高比热容、低成本、在储放热循环过程中保持热稳定性的材料是有希望的存储介质。通常，固体介质有高密度但是伴随着低比热容，这就导致与液体介质相比在存储相同热量的情况下，需要更多质量和体积的固体介质。
虽然显热储热是一种很成熟的储热方式，但是缺点十分明显。第一，占地面积过大。显热储热单位体积的储热量非常小，因此要满足大规模的储热需求就非常耗费占地面积，会导致成本增加。第二，过高的加热温度容易引发安全事故且能量利用率比较低。
熔盐储热
熔盐储热通过储热介质的温度变化，实现热能的储存与释放。储热介质吸收电能、辐射能等能量，储蓄在介质内，当环境温度低于介质温度时，储热介质可将热能释放出来。
二元盐Solar Salt（60%硝酸钠+40%硝酸钾）是目前多数光热电站选用的传储热工质，其熔点为220℃，最高工作温度可达600℃。光热电站一般采用冷/热熔盐双储罐存放熔盐，冷熔盐贮罐内的熔融盐经熔盐泵输送到太阳能集热器内，吸收热能升温后进入热熔盐储罐中，随后高温熔融盐流进熔盐蒸汽发生器，产生过热蒸汽，驱动蒸汽涡轮机运行发电，而熔盐温度降低后流回冷熔盐储罐。光热发电站实际运行过程中，日照强度会不断变化，传储热系统需要依据各个节点管道内熔盐的温度、压力及时调整熔盐流速，以保障系统稳定工作，电站出力总体平稳。
熔盐储热是大规模中高温储热的主流技术方向。储热技术可分为显热储热、相变储热和热化学储热三类。目前，显热储热技术成熟度最高、价格较低、应用较为广泛；潜热储热是研究热点；而热化学储热尚未成熟。其中，熔融盐为常用的中高温显热储热介质，具备较宽的液体温度范围，储热温差大、储热密度高，适合大规模中高温储热项目。
当前显热储热已充分发展，潜热储热是研究热点，热化学储热尚未成熟，开发储热密度高、传热性能好、蓄热温度范围宽等高性能的储热技术是未来的发展方向。
熔盐材料具有“四高三低”的优势，使储热系统具有适用范围广、绿色环保、安全稳定等优点，是目前大规模中高温储热技术的首选，可广泛应用于火电灵活性改造、清洁供热、可再生能源消纳等领域。
优势：熔盐作为储热介质，成本较低，工作状态稳定，储热密度高，储热时间长，适合大规模中高温储热，单机可实现 100MWh 以上的储热容量。
劣势：能量转换方式决定了熔盐储热只有应用在热发电的场景下才会有经济优势。熔盐是通过储存热量的方式来储存能量的，如果需要储存的是电能，那整个流程中需要完成“电能——热能——电能”的转换，效率很低。因此，熔盐储能只能应用在采用热能发电的场景中，作为能量的存储介质，如光热发电、火电厂改造等；或者应用在终端能量需求为热能而非电能的场景，如清洁供热。
（1）光热发电：熔盐储热将储热和传热介质合为一体，简化电站系统组成。作为光热发电的配套储能设施，熔盐储热系统可提高太阳能的利用率，减少功率波动，促进电网稳定输出。
（2）清洁供热：熔盐储热系统的热能利用效率高，可实现余热、废热的回收利用，为工业园区的食品加工、纺织等企业提供稳定持续的蒸汽、热风等高品质热源。
（3）火电厂改造：在火电厂加装熔盐储热设备，可将其改造为储能调峰电站，灵活输出电力，储热可转化成蒸汽为用户供热，提高电厂经济效益。
熔盐的主要成分为硝酸钠、硝酸钾盐，是较为常见的化学材料，目前国内熔盐供应和化盐服务较为成熟。同时，熔盐储热系统中还需配备熔盐泵、熔盐罐、蒸汽发生器、保温材料、玻璃等关键设备，以防止熔盐冻堵，因此一次性投资规模较大。经过光热发电配储市场培育，熔盐储热产业链发展较为成熟。若市场需求进一步扩大，产业链投资成本有望下降。
定日镜就是玻璃加银，洛阳玻璃和安彩高科都可以做。镜子的成本大概占整体光热电站投资的5%，占到聚光系统9%，还有支架，这个占聚光系统9%，控制器占15%，驱动设备占到聚光系统61%。
熔盐罐就是储存罐，这个难度不高，因为是常压高温，50MW大概需要4个罐子，两个熔盐罐，两个冷盐罐，25米直径，22米高度，材质就是普通的高纯钢。
熔盐这块的成本占比大概有多少呢？
熔盐+定日镜系统（聚光系统）大概占总体投资的接近70%，熔盐一般占20%左右，这个取决于设计规格。以中控这个项目为例，最早是建的是一个10MW的机组，然后第二个建造了50MW的机组，现在第三个100MW的机组也建造完成了，根据许可的量，前两个机组就关停了，目前这个中控是一个双塔装置，一个使用塔，一个备用塔，主要是考虑到白天晚上的互补关系，这两个塔的熔盐填充量加储备量大概是6万吨。
潜热存储LHS（相变储热）
相变：相变是物质系统不同相之间的相互转变。固、液、气三相之间转变时，常伴有吸热或放热以及体积突变。单位质量物质在等温等压条件下，从一相转变为另一相时吸收或放出的热量称为相变潜热。通常把伴有相变潜热和体积突变的相变称为第一类（或一级）相变。
显热和潜热的区别：
相变储热系统作为解决能源供应时间与空间矛盾的有效手段，是提高能源利用率的重要途径之一。相变储热可以分为固–液相变、液–气相变和固–气相变。然而，其中只有固–液相变具有比较大的实际应用价值。
固-液相变是通过相变材料的熔化过程来进行热量储存，凝固过程来放出热量；而固-固相变则是通过相变材料的晶体结构发生改变或固体结构进行有序-无序的转变而可逆地进行储、放热。当前正在考虑的潜热蓄热材料有：氟化物、硫酸盐、硝酸盐以及石蜡等有机蓄热材料。
热量存储到某种介质中（或从介质中释放），该介质在储放热过程中经历物理状态的变化。弥补了显热储存不能长期保存热量的缺点，而且储能密度较大，没有化学反应的发生，不会对生态环境造成危害。占地面积也显著缩小，安全事故已发行也大为降低，能量利用率显著提高。
热化学存储TCHS
热化学储能是一种基于化学反应过程的储能系统，其在吸热化学反应期间接收热能，并在放热反应期间释放热能。热化学储能系统利用可吸收或释放热能的化学反应实现热能储存和调配。有三个操作阶段：吸热解离→反应产物的储存→解离产物的放热反应。由于最后一步是重新生成初始物质，所以这一过程可以重复。
热化学储能系统显示出比显热和潜热储能系统更高的存储密度，使它们更紧凑。在存储空间有限或空间成本高昂的应用场景中，这是一个有益的特性。由于热化学储能在存储过程中的能量损失比显热和潜热储能小，热化学储能具有良好的长期存储应用潜力。
热化学储能可根据住宅和商业制冷和供暖应用的工作温度范围进行分类。热化学储能系统将能量储存在稳定的化学材料中，如盐水合物、氨化物、金属氢化物、氢氧化物和碳酸盐。热化学储能系统在可逆反应期间将热能转化为化学势能，从而在材料中储存或释放热量。
按照工作温度范围的热化学储能分类：
尽管这种方法储热能力比较好，热损失比较小，但是要面临储热材料对设备的腐蚀、传热和传质能力差和材料开发难等问题，限制了实际应用。
电存储系统EeSS
电磁储能包括：超导储能、电容储能、超级电容器储能。
1、超导储能超导储能系统(SMES)利用超导体制成的线圈储存磁场能量，功率输送时无需能源形式的转换，具有响应速度快(ms 级)，转换效率高(≥96%)、比容量(1-10 Wh/kg)/比功率(104-105kW/kg)大等优点，可以实现与电力系统的实时大容量能量交换和功率补偿。SMES 可以充分满足输配电网电压支撑、功率补偿、频率调节、提高系统稳定性和功率输送能力的要求。
2、超级电容器储能超级电容器根据电化学双电层理论研制而成，可提供强大的脉冲功率，充电时处于理想极化状态的电极表面，电荷将吸引周围电解质溶液中的异性离子，使其附于电极表面，形成双电荷层，构成双电层电容。电力系统中多用于短时间、大功率的负载平滑和电能质量峰值功率场合，如大功率直流电机的启动支撑、态电压恢复器等，在电压跌落和瞬态干扰期间提高供电水平。
超导磁ESS
超导磁能量存储系统，以磁场的形式存储能量。SMES系统具有高的能量存储效率，约97％，完全放电能力，100000次循环寿命，和毫秒的快速响应。
利用超导的储能技术有2种型式：超导磁储能(Superconducting Magnetic Energy Storage，SMES)将电能以磁场能的形式储存于超导磁体(电感)；超导磁悬浮飞轮储能(Superconducting Flywheel Energy Storage，SFES)将超导技术用于磁悬浮轴承以提升飞轮储能的技术性能。
超导磁储能（SMES）装置是利用超导线圈将电能直接以电磁能的形式储存起来，在需要的时候再将电能输出给负载的储能装置。
超导磁储能是通过电感效应把电能转化为磁场能。超导磁储能的原理是用直流电给由超导材料制成的螺旋形电感线圈充电。充电过程中流过电感的电流会逐渐增加到最大值，这个过程中电感线圈中的磁场会逐渐增强。当电流到达最大值时，线圈两端的电压就降到零。这时充电就完成了。这时将超导线圈的两端短接，电流就在超导线圈的闭合回路中无休止的流动。理论上说能量可以永远储存在这里。这是自然界里发现的最接近“永远”的现象。需要放电时，将线圈的两端接上负载，就可以将磁能电能转化为直流电能。这种储能的规模是和超导线圈中电流的平方和线圈电感的乘积成正比。这种储能的实现依赖于超导体做成的线圈，由于超导导线没有电阻，所以电流在这样的导线上通过，没有能量损耗。而目前的超导体只有在低温下才有超导现象。超导材料在临界温度以下电阻才会消失。
以超导体为材料，电阻基本为零，储能时损耗极小，与其他电网储能方式相比，超导磁储能的突出优点是响应速度快、储能效率高，响应速度可达到毫秒级，储能效率可达到90%以上，此外还具有体积小、质量轻、功率大、环境适应能力强、使用寿命长、维护简单、有功和无功率输出可灵活控制等优点。
超导磁储能的能量效律可以高于97%，是所有储能技术中最高的。这种储能的反应时间是非常快的，可以实现在几个毫秒内把所存的电全部放光或是充好电。没有任何一种实用的电池，可以在毫秒内完成充电。超导磁储能的最大的用处是保持电网的电压和功率输出的稳定性。
这种储能，成本是最大的问题。由于没有接近室温工作的超导材料，这种储能技术的超导线圈一直是在一个低温恒温器中工作。只是从室温把线圈的温度降到可以实现超导的温度，就要长达几个月的时间。将线圈的温度降下来需要冷却剂，目前普遍使用昂贵的液氦。同时整个装置的隔热需要做到极致。这里维持如此低温的成本是不言而喻的。由于用磁场储能，强大的磁场会覆盖设备区和周边的大片地区，必须要建设一个磁场对冲的线圈，以避免对人，输电线路，航空，候鸟迁徙等等产生的负面影响。超导磁储能最大的潜在危险是：由于故障，线圈温度上升到了超导临界温度以上，这时超导作用会消失，线圈会释放出就大的焦耳热，后果将是非常严重的。可见超导磁储能的瓶颈还是高温超导材料。
超导磁储能主要包括超导储能线圈、功率变换系统、低温制冷系统、快速测量控制系统四大组成部分，超导储能线圈是核心部件。超导储能线圈包括低温超导储能线圈、高温超导储能线圈两大类，已研发问世的产品中，高温超导储能线圈储能容量更大。
影响SMES发展的因素：
- 目前SMES再应用推广中所受到的最大阻力来自装置昂贵的研制成本，其中50%~70%费用都投入在超导磁体的研制上。
- 高温超导相邻超导饼的接头电阻相对较大，限制了磁体的通流能力，增加了磁体损耗，不利于SMES容量提升。
- 超导磁体绕制技术和线圈大小对于超导磁体性能的影响还需要进一步的研究。
- 为了满足更高容量SMES的需求，功率变换系统的容量还有待提高。新型大容量的电力电子变换器拓扑和控制策略的研究设计十分迫切。
- 超导磁体在运行时的各个超导饼的电压分布、绝缘设计及失超保护系统的设计对于SMES的安全稳定运行具有重要意义。
- 低温系统的设计，即低温系统的冷却效率将影响SMES的运行成本。
- 超导磁体的优化设计。降低超导磁体交流损耗，提高磁体运行经济性。
超级电容器EDLC
根据电化学双电层理论研制而成的，又称双电层电容器，两电荷层的距离非常小（一般0.5mm以下），采用特殊电极结构，使电极表面积成万倍的增加，从而产生极大的电容量。
如图所示，超级电容容器主要由集流体、电极、电解质以及隔膜等几部分组成，其中隔膜的作用和电池中隔膜的作用相同，将两电极隔离开，防止电极间短路，允许离子通过。超级电容器储能的基本原理是通过电解质和电解液之间界面上电荷分离形成的双电层电容来贮存电能。
超级电容器是利用双电层原理的电容器，原理示意图如图。当外加电压加到超级电容器的两个极板上时，与普通电容器一样，极板的正电极存储正电荷，负极板存储负电荷，在超级电容器的两极板上电荷产生的电场作用下，在电解液与电极间的界面上形成相反的电荷，以平衡电解液的内电场，这种正电荷与负电荷在两个不同相之间的接触面上，以正负电荷之间极短间隙排列在相反的位置上，这个电荷分布层叫做双电层，因此电容量非常大。
对于超级电容器而言，电极活性物质在集流体表面的附着厚度以及相关工艺将极大的影响超级电容器的性能，是电容器制作的关键。
按工作原理超级电容可分为三类，双电层电容（EDLC）是目前市场主流的超级电容类型，混合型超级电容（HUC）具备更高的能量密度，正在成为重要研究与发展方向。
1） 双电层电容：EDLC 的充放电过程通过离子的物理移动完成，不存在化学反应，充电时，双电层电容电解液中的正、负离子在电场的作用下迅速向两极运动，并分别在两个电极的表面形成紧密的电荷层，即双电层，造成电极间的电势差，从而实现能量的存储；放电时，阴阳离子离开固体电极表面，返回电解液本体。
2） 法拉第赝电容：是在电极表面或体相中的二维或准二维空间上，电活性物质进行欠电位沉积，发生高度可逆的化学吸附，脱附或氧化，还原反应，产生和电极充电电位有关的电容。是金属氧化物、金属碳化物、导电聚合物超级电容器能量存储的主要机制，尽管这些反应与电池中反应很相似，两者电荷都经过了双电层电容，不同的是赝电容的形成更多的是由特殊的热力学行为导致的。与双电层电容不同的是，赝电容能量密度较高，但受限于电化学反应动力学以及反应的不可逆性，导致赝电容的充放电功率、循环寿命都比双电层电容要小。这种存储机制主要是基于电极中金属阳离子的氧化还原反应，通常伴随着金属阳离子的氧化还原反应，金属阳离子在电极材料提相中的脱出和嵌入，引起电子在材料中的得失，进而储存能量。尽管这类材料拥有更高的储能能量密度，受限于材料离子固相扩散，高功率充放电性能远远差于赝电容材料。也因电极材料贵金属价格较高、充放电循环稳定性有限等因素而难以商用。
3） 混合型超级电容：以双电层材料作为正极，以赝电容或电池类材料作为负极，融合了超级电容与赝电容或电池的优势。混合超级电容器并不是简单地将一个可充电电池和一个超级电容器打包在一起。相反，它采用了一种独特的结构，其中的单个组件既是一个超级电容器又是一个锂离子电池。锂离子超级电容（LIC）是混合型超级电容的典型代表，在充放电过程中，电容电极发生非法拉第反应，离子在电极表面进行吸附/脱附，电池电极发生法拉第反应，锂离子嵌入/脱出。
混合超级电容器的供应商目前有Taiyo Yuden(该公司称其产品为锂离子超级电容器，明确指出了所采用的技术)、Eaton和Maxwell(已被特斯拉收购)。
尽管混合超级电容器优势明显，但混合元件和结构总是感觉很复杂。一方面，将两种技术或材料相结合，往往能克服一些弱点同时仍保留各自的优点。这不仅适用于电子领域，也适用于其他领域，例如用钢筋加固的混凝土，或用作最新一代飞机机身及附加物外层的碳纤维增强聚合物(CFRP)。
另一方面，这种组合有时也会带来新的问题。例如，与针对单一用途进行最佳化的设备，多功能测试设备的规格可能会降低，或者灵活性变小。一个非电子产品的例子是广为人知的瑞士刀，每个单独的工具可能都够好，但又绝对比不上专用工具，但胜在整个刀片/附件及包装在尺寸、重量和成本方面都具备优势。
总结来看：超级电容器优点：
- 长寿命、循环次数多；
- 充放电时间快、响应速度快；
- 效率高；
- 少维护、无旋转部件；
- 运行温度范围广，环境友好等
超级电容器缺点：
- 超级电容器的电介质耐压很低，制成的电容器一般耐压仅有几伏，储能水平受到耐压的限制，因而储存的能量不大；
- 能量密度低；
- 投资成本高；
- 有一定的自放电率。
超级电容器储能开发已有50多年的历史，近二十年来技术进步很快，使它的电容量与传统电容相比大大增加，达到几千法拉的量级，而且比功率密度可达到传统电容的十倍。超级电容器储能将电能直接储存在电场中，无能量形式转换，充放电时间快，适合用于改善电能质量。由于能量密度较低，适合与其他储能手段联合使用。
在我国超级电容器行业产业链中，上游为材料生产供应商，中游为超级电容器制造商，下游为各类应用领域。
超级电容器行业的上游为各个材料的供应商，主要包括电极、电解液、隔膜、集流体等其他辅助材料。电极材料决定了超级电容存储能量的能力，可用作电极的材料包括碳材料、金属氧化物和导电聚合物。其中，碳材料作为已经商业化的超级电容器电极材料，它的研究已经非常深入，其包括活性炭、炭气凝胶、碳纳米管、石墨等。在这些电极材料表面主要发生的是离子的吸附与脱吸附，它们共同特点是比表面积大，但是碳材料并不是比表面积越大，比电容就越大。只有有效表面积占全部碳材料表面积的比重越大，比电容才越大。
其次，电解质是超级电容器的重要组份部分，寻找合适的电解液是超级电容器目前研究的重点之一，超级电容器采用的电解质主要为四氟硼酸或六氟磷酸的季铵盐。超级电容器最大的优势在于充放电速度快、可以大功率放电，因此，隔膜纸未来将向着定量低、厚度薄、孔隙率高且孔径适当的方向发展。
超级电容器行业中游为超级电容器制造商，主要负责超级电容器产品的生产与销售。随着国家对新能源产业政策扶持力度的加大，超级电容器产业的发展近年来受到高度重视。中国国内目前可生产超级电容器的主要供应商有江海电容器、奥威科技、集星联合电子等企业。中国国内超级电容器制造商们的自主研发能力不断提高，与国外厂商差距业正在不断缩小。超级电容器行业作为新兴行业，其发展壮大不仅需要企业不断加强自身的研发生产能力，还需要政府和行业协会的积极引导与大力支持，从而提升优质企业的综合实力，带动整个行业的快速发展。
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2021年中国超级电容器产业链上中下游市场分析（附产业链全景图）-中商情报网 (askci.com)
（审核人:林岑）
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