2022年以来我国电化学储能电站新增投运规模大幅提升。根据《电化学储能电站行业统计数据》，截至2022年8月31日，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的电化学储能电站478座、总功率7.36GW、总能量14.88GWh，其中在运电站248座、总能量5.27GWh，在建电站158座、总能量8.77GWh。1-8月，新增投运的电化学储能电站64座、新增投运总能量1292.84MWh。

　　电化学储能是新型储能中率先实现产业化应用的储能技术。电化学储能技术具备转换效率高、响应速度快、配置灵活等特性，可有效满足新型电力系统调峰、调频的需求。因此其在新型电力系统中率先实现产业化应用。 根据CNESA数据，2021年全球电化学储能累计装机规模占新型储能累计装机规模的比例达95.7%。在电化学储能中，锂电池占据89.7%，铅蓄电池、液流电池及其他电池占10%左右。

　　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。下面来看看各类储能电池的区别。

　　锂离子电池由四大要素组成，分别是正极、负极、电解液和隔膜。锂离子电池通过锂离子在正负极电极材料中的嵌入和脱嵌实现能量存储。锂离子电池能量密度较高，寿命长，因此正逐渐成为电化学储能的主流路线。

　　根据正极材料的不同，锂离子电池又分为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和三元电池等。

　　磷酸铁锂电池在储能领域综合优势显著，其能量密度适中，安全性、使用寿命均优于其他电池类型，且成本较低；

　　钴酸锂电池因金属钴的稀缺性价格远高于其他电池，且循环寿命、安全性差，因此在储能领域几乎无应用；

　　锰酸锂电池能量密度与磷酸铁锂电池相近，价格虽低于磷酸铁锂，但使用寿命低导致其全生命周期度电成本高于磷酸铁锂电池，所以应用较少；

　　三元电池能量密度远高于其他电池类型，使用寿命也可以达到8-10年，但安全性相对较差，成本远高于磷酸铁锂电池，因此在不需要极高能量密度的储能领域，应用前景弱于磷酸铁锂电池。

　　锂电池储能技术发展最为成熟，安全性有待提高。目前储能锂电池是电化学储能的主要技术形态。根据《2022储能产业应用研究报告》，2021年全球锂电池储能技术装机规模达19.85GW，已实现规模化应用。但锂电池应用于储能领域存在一定的安全隐患，一般是以热失控的方式发生。

　　此外，锂电池还面临原料碳酸锂价格高企的问题，根据鑫椤资讯数据，截至2022年12月2日，碳酸锂市场均价报58.2万元/吨，较年初（2022年1月7日）的报价30.3万元/吨上涨92%，为其他电化学储能技术发展提供了机遇。

　　铅酸电池是以二氧化铅为正极、金属铅为负极、硫酸溶液为电解液的一种二次电池，发展至今已有150多年历史，是最早规模化使用的二次电池。铅酸电池的储能成本低，可靠性好，效率较高，广泛应用于UPS，也是我国早期大规模电化学储能的主导技术路线。但因为铅酸电池循环寿命短、能量密度低、使用温度范围窄、充电速度慢，且铅金属对环境影响较大，铅酸电池未来应用将会受极大程度限制。

　　液流电池技术路径包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等，其中，全钒液流电池综合性能最佳、商业化程度最高。液流电池功率取决于电极反应面积大小，存储容量则取决于电解液体积与浓度，故液流电池规模大小设计更为灵活多变。液流电池在电化学储能技术中占比较低，发展进入提速阶段。

　　钒液流电池全生命周期成本更低，相较于锂电池具有成本优势，同时具备安全性高、循环寿命长等优势，适用于长时储能。由于全钒液流电池的电解液可再生循环使用，因此其残值很高。

　　同样以储能时长为4小时的钒液流电池储能系统为例，其中废金属的残值估值为300元/kW，折合为75元/kWh，电解液残值约为原有的70%即1050元/kWh，合计残值为1125元/kWh，实际成本为1875元/kWh。而对于储能时长为10小时的系统来说，废金属残值折合为30元/kWh，合计残值为1080元/kWh，实际成本仅为1020元/kWh。因此，对于全钒液流电池储能系统来说，储能时间越长，其全生命周期成本越低。储能时长分别为4小时和10小时的全钒液流电池储能系统生命周期成本估算。

　　随着全钒液流电池技术的不断成熟，其成本有望逐渐降低，推动其发展提速。自2021年以来我国已有数个百MWh级别的大型全钒液流电池项目启动。国内首个GWh全钒液流储能电站于2022年9月20日在新疆察布查尔县开工，计划于2023年年底前并网。同月中核汇能发布国内首个1GWh全钒液流电池储能系统集中采购。

　　钠电池基于锂电池技术，目前正处于产业化阶段，发展前景广阔。钠电池的工作原理与锂电池相似，具备安全性高、成本低廉、低温性能好等特点，可适配储能系统的标准要求。

　　根据中科海钠官网数据，2019年3月中科海钠发布全球首座30 kW/100 kWh钠离子电池储能电站，并于2021年6月推出1 MWh的钠离子电池储能系统。根据中国储能网数据，2021年11月全球首台100kWh钠离子电池数字储能系统样机在乌兰察布通电。未来随着钠电池产业化落地，其有望大规模应用于储能领域。综合来看，在“双碳背景下”，电化学储能有望受益于行业发展机遇。

　　钠离子电池工作原理与锂离子电池类似，利用钠离子在正负极之间嵌脱过程实现充放电。钠离子电池相对磷酸铁锂电池安全性能、低温性能、快充性能更高，成本更低，且钠资源远比锂资源丰富且遍布全球各地，若钠离子能够广泛应用，我国将很大程度上摆脱目前锂资源受限的情况。钠离子电池劣势主要体现在循环次数较低和产业链不成熟。目前钠电池循环寿命普遍在2000-3000次，产业链不成熟则导致上游价格较高，钠电池成本优势无法显现。

　　综合而言，锂电池、钠电池与全钒液流电池发展空间较大。这三者广泛与风电、光伏配合使用，全钒液流电池主要用于4小时以上长时储能，钠电池将在大型储能电站中对锂电池形成一定替代，对能量密度敏感性较高的工商业与家用储能中，锂电池仍将占主导地位。

　　目前储能锂电池技术较为成熟，行业景气有望持续。全钒液流电池储能技术进入发展提速阶段。储能钠电池随着产业化落地，未来发展前景广阔。

　　2022年以来我国电化学储能电站新增投运规模大幅提升。根据《电化学储能电站行业统计数据》，截至2022年8月31日，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的电化学储能电站478座、总功率7.36GW、总能量14.88GWh，其中在运电站248座、总能量5.27GWh，在建电站158座、总能量8.77GWh。

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　　创新能力排名上升5位，“新三样”出口增长两倍多，综合算力指数稳居全国第一方阵，晋祠难老泉水位创新高……在刚刚闭幕的山西省两会上，一项项新成就、新突破令人振奋。

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