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。
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。
l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。
l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。
l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
