当前，各国能源结构正在推动低碳经济发展的大背景下加速转型，新型储能正逐渐成为推进碳中和目标的关键技术。我国新型储能在2021年开始了真正意义上的规模化发展，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展。新型储能技术百花齐放，不同技术路线性能各异、作用有重合、各有优劣势，但从发展阶段看，现在各类新型储能技术仍处于示范项目阶段，总体而言技术成熟度不高，仍需要持续的研发和工程优化。

一、新型储能行业概览

（一）行业概览

储能是指通过介质或设备将能量转化为在自然条件下较为稳定的存在形态并存储起来，以备在需要时释放的循环过程。因此，储能可以用于调节能量供求在时间和强度上的不匹配问题。当代储能一般分为电储能、热储能和氢储能三类，而电能是目前最便于生产、输送、分配和利用的一种能量形式，也是当前储能领域最核心的分类。

在我国提出碳达峰、碳中和的目标后，新型储能便成为了构建新型电力系统的重要技术和基础装备，以及催生国内能源新业态、抢占国际市场战略新高地的重要领域。“十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期过渡的阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展，市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。

1.全球市场情况

当前，各国能源结构正在推动低碳经济发展的大背景下加速转型，全球储能市场近年保持高速增长态势。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2021年全球新增投运电力储能项目装机规模达18.3GW，同比增长185%；已投运累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，新型储能新增投运规模翻倍，达到10.2GW；已投运装机规模累计25.4GW，同比增长68%。美国、中国、欧洲是全球前三大电力储能市场，合计占据80%的市场份额。

2.国内市场情况

根据CNESA统计，2021年我国已投运电力储能项目累计装机规模为46.1GW，同比增长30%。其中，新型储能累计装机规模达到5.73GW，同比增长75%。2021年我国新增投运电力储能项目装机规模突破10GW，其中抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%，新型储能新增规模达2.4GW，同比增长54%。新增百兆瓦级项目数量达到78个，为2020年同期的9倍。

从我国发电量结构看，火电占比已经持续下降，从2011年的81.7%下降至2021年的67.4%；可再生能源占比则由2011年的18.3%上升到2021年的32.6%，风电、太阳能、核电发电占比增长至7.8%（2011年风电发电占比为1.5%）、3.9%、4.9%（2011年核电发电占比为1.8%）。

（二）行业核心驱动

1.需求驱动

新能源发电冲击电网稳定性，配储可削峰填谷，平滑电力需求。我国在“十四五”规划中明确提出加速数字化发展，以数字经济建设为目标。未来，数据中心、5G等高耗能基础设施的建设必将进一步拉动电力需求。以风电、光伏为代表的新能源将正式成为电力系统中的主力。

因此，能源结构转型对电网的冲击是发输配电侧储能要解决的重要问题。根据测算，未来5年市场需求约为131GWh，年均复合增速为74%。多因素作用推动用电侧储能快速发展，未来5年市场需求约为93GWh，年均复合增速为95%。叠加5G基站及“光储充”一体化充电站等新应用场景催生的需求增量，未来5年储能需求合计超270GWh，市场空间近3400亿元。长期来看，预计2030年储能需求超500GWh，市场空间近3800亿元。

2.技术驱动

新型储能技术百花齐放且优势明显，商业化进程不断推进。相较于传统储能形式，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势明显。而且新型储能单站体量可大可小，环境适应性强，反应速度快，可以做到毫秒至秒级的响应，能够灵活部署于各类应用场景，与我国未来新型电力结构更加适配。

近年来，新型储能技术应用示范项目进展不断。在钠离子电池领域，中科海钠在阜阳建成了全球首条GWh级钠离子电池规模化量产线；在压缩空气储能领域，中储国能100MW压缩空气储能项目已并网；在飞轮储能领域，国家能源集团依托国能宁夏灵武发电有限公司两台600MW机组，开展了首批“飞轮储能+火电联合调频”示范建设，是全球飞轮储能单体功率最大、总储能最多的工程项目。

3.政策驱动

我国各级政策加速新型储能技术的发展。2021年被称为中国储能产业元年，国家密集出台了多项有关储能发展的纲领性文件及细化实施方案，“十四五”期间中国储能行业在宏观政策的推动下将加速发展。2021年7月，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确新型储能装机量目标，即到2025年新型储能装机规模达30GW以上，实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，到2030年向全面市场化发展。

除国家层面的顶层设计外，多个省市的政策也已纷纷出台。目前，全国已有21个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。综合而言，大部分省份或地区的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长（即持续充放电时间）达2小时以上。部分地区（如内蒙古、湖南、河南、广西等）新能源项目配置要求甚至达到15%~20%以上。多地也相应推出储能项目补贴，以提高储能项目的经济性。补贴政策分为投资补贴与运营补贴两类，一定程度上可提高行业的投资积极性。

（三）产业链

作为典型的系统集成制造业，新型储能的产业链上游为各类原材料及设备零部件，中游为各类储能系统，下游应用于传统电站、电网公司、通信运营商、压缩空气储能电站、电气化铁路、工业蒸汽、建筑供暖、加氢站等。

（四）经济效益

不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，大型储能系统对于能量密度要求不高，对安全性及经济性更为看重。因此，储能度电成本是决定储能技术应用和产业发展规模最重要的参数之一。

度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）是对储能电站全生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的储能成本，即储能电站总投资/储能电站总处理电量。通常储能电站全生命周期成本可以分为安装成本和运行成本，其中储能电站的安装成本主要包括储能系统成本、功率转换成本和土建成本，运行成本则包括运维成本、回收残值和其他附加成本（如检测费、入网费等）。

二、细分行业分析

国家发展改革委、国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》将除抽水蓄能外的新型电储能技术定义为新型储能，包括锂电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气、飞轮、超级电容、储氢、储热等多种方式。根据CNESA的统计，2021年我国新型电力储能装机中锂电池占比高达89.7%，是目前技术成熟且应用最普遍的新型储能方式，在此不做过多描述。以下将着重介绍两种电化学储能技术（钠离子电池、液流电池），以及两种物理储能技术（空气压缩、飞轮），共计四种具有极大发展潜力的新型储能技术。

（一）电化学储能—钠离子电池

钠离子电池和锂电池同属二次电池，鉴于电池的充放电循环过程，也就是金属离子在正负极之间的往返定向迁移过程，因此也被形象地称为“摇篮式电池”。钠离子电池的主要构成为正极材料、负极材料、电解质、集流体和隔膜等部分。正负极之间通过隔膜隔开防止短路，电解液浸润正负极作为离子流通的介质，集流体起到收集和传输电子的作用。

充电时，钠离子在电势差的驱动下从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，电子由正极到达负极，实现充电过程，嵌入负极的钠离子越多，充电容量越高；放电时则发生相反过程，钠离子从负极脱出，嵌入正极，回到正极的钠离子越多，放电容量越高。

1.钠离子电池与锂电池对比

钠和锂同为碱金属元素，物理与化学性质相似，这也使得钠离子电池与锂电池的工作原理、封装形态、生产工艺等各方面均很接近，这也给钠离子电池的产业化打下了基础。近些年锂电池价格高居不下，钠电被认为是锂电池最好的补充，未来或存在替代锂电池的可能性。而对比二者，差别主要体现在性能与成本两大方面。从电池性能看，钠电能量密度略低于锂电，但具备宽温域、高安全性等性能优势，更适合储能场景使用。再从经济效益看，全球钠矿资源丰富，钠离子电池具有理论成本优势。钠离子电池的正极和电解质多使用铁、锰、铜等元素，摆脱了对镍、钴等高价元素的依赖；正负极集流体采用廉价的铝箔，替代了锂电池中较贵的铜；负极材料使用软碳或硬碳，相对锂电池的石墨材料更便宜。

2.应用前景及市场分析

钠离子电池较低的能量密度决定了其在短期内无法在动力电池领域替代锂电池。不过，钠离子电池在对能量密度需求相对不高的储能场景将会是锂电池技术很好的补充。而除了锂电池，钠离子电池在储能领域也可以替代铅酸电池。

根据行业调研，钠离子电池储能最大的应用领域或为用户侧，主要原因在于用户侧储能不需要大功率充放电，以及对安全性的要求较高。用户侧储能是安装在终端用户所在地的储能设备，主要用于工业园区等场景内做备电使用。部分用户侧储能建设在厂房地下室，而由于锂电具有易燃的风险，难以通过消防验收，因此距离人群较近的场景明令禁止用锂电。

在输配电侧，配电网络的复杂性越来越高，温度、湿度等环境条件也对标准化的储能产品提出挑战，钠离子电池本身具有的宽温区特性使得以钠离子电池为基础构建的储能系统能够适应不同纬度地区的气候条件，有效提高分布式电源渗透率，提升配电网运行的稳定性和经济性。

对于电池厂商，锂价提高也使储能业务成本显著上升，因此对于钠电的发展需求也更为迫切。以宁德时代为例，2022年上半年，公司储能业务毛利率为6.43%，同比下降30%。在此背景下，钠离子电池若能在储能领域替代，毛利状况或许能够得到改善。中信证券研报显示，2025年钠离子电池在储能、电动两轮车以及低速电动车三大应用领域潜在总需求达190GWh。

3.度电成本分析

钠电能否实现对锂电的替代依赖于成本。目前，成熟的锂电池度电成本在0.5元/kWh左右，钠电由于还没有完整运行的产品，准确的度电成本无法测算。但如果钠离子电池的度电成本可以低于这一水平，就可以实现锂电池的部分替代。

4.技术路线对比

当前，钠电技术路线的差异主要体现在正极材料的选择上。由于还没有大规模商业化，目前技术路线还未完全固定。层状过渡金属氧化物、普鲁士系列、聚阴离子化合物三种主流技术各有优劣且路线成熟度相对最高，已进入产业化初期。

层状过渡金属氧化物的优势在于能量密度高、倍率性能优异，产业化进度最快。层状氧化物基本无短板，电化学性能在三者中最为优异，理论比容量最高（可达240mAh/g），且由于其合成方便、结构简单、原料来源广，是最具潜力的钠离子电池正极材料之一，包括中科海钠、钠创新能源在内的多家钠离子电池公司优先选择此条电池路线。

普鲁士系列循环性能优异，原料成本低于其他路线，但由于结晶水问题发展受限。普鲁士材料常温即可制作合成，简单方便，理论比容量可以达到170mAh/g，同时由于其三维立方网络结构间隙位大，使得钠的传输通道更大，可实现高倍率充放电。但由于其结构中的结晶水难以除去，普鲁士蓝在实际应用中容易存在比容量低、效率不高、循环不稳定等问题。

聚阴离子具有长循环寿命，但受限于能量密度与成本。聚阴离子与锂电磷酸铁锂正极结构类似，硅、磷、硫等元素的氧多面体与过渡金属构成稳定的框架结构，赋予电极材料高度结构和热力学稳定性，循环寿命可以做到10000次以上。但庞大的阴离子基团使其比容量低且电子导电性较差，需要加入碳进行包覆，而此工艺又使全电池能量密度不尽理想。此外，要用到的钒元素价格高昂，拉升了钠离子电池的整体成本。

5.产业链分析

我国钠离子电池产业链上游包括资源企业，主要以锰、钒、铝箔企业为主；中游为电池材料及电芯企业。钠离子电池三条路线同时发展，层状过渡金属氧化物和聚阴离子化合物分别与三元电池和磷酸铁锂电池同体系，均有良好产业化转换基础，而普鲁士蓝类似物作为钠离子电池特有体系，需要特定的研发基础和产业化配套。除了正负极材料加工外，钠离子电池在集流体铝箔、电解液、隔膜、电池组装等方面均可直接使用现有锂离子电池产业链，具备产业化提速的便利条件。

6.竞争格局

全球有多家企业从事钠离子电池产业链的相关研究开发，例如英国Faradion、美国Natron Energy、法国Naiades等。国内从事钠电池研发的公司分为两类，一类是以宁德时代为代表的传统锂电厂商，切入钠电赛道，在资金、规模上具有优势，且锂电池生产线转产钠离子电池更为简单，配套材料厂商技术突破后能够快速形成产能，国内类似厂商还包括容百科技、鹏辉能源、欣旺达；另一类是以中科海钠、钠创新能源、众钠能源为代表的科创型公司。中科海钠成立于2017年，是国内首家、也是全球领先的专注钠离子电池研发和制造的高新技术企业。

（二）电化学储能—全钒液流电池

液流电池是一种活性物质存在于液态电解质中的二次电池技术。目前，主要的液流电池包括铁铬电池、锌溴电池及全钒电池等，其中全钒液流电池发展较快。

全钒液流电池主要由电堆系统、电源负载系统、电解液存储与供应系统等部分组成。电堆系统由电极、离子交换膜、双极板、板框PVC、电解液等组成，其中电解液中活性物质的浓度以及溶液总量从根本上决定了整个电池系统的能量密度、储能容量上限。

1.全钒液流电池与锂电池、钠离子电池对比

全钒液流电池的构造与锂电池、钠离子电池等普通二次电池不同。全钒液流电池的正负电极本身不参与电化学反应，实际参与反应的活性物质具有独立的能量储存单元。因此电池系统更加安全，同时设计上具有灵活性。

与锂电相比，全钒液流电池的能量密度显著较低，对能量密度要求不高，没有占地空间限制的储能是主要应用场景。全钒液流电池是液态均相体系，不会有固态相变破坏电极，循环寿命接近20000次，可稳定运行20年，更符合储能领域对于长服务期限以及频繁充放电的需求。从安全角度看，锂电池电解液高度易燃，热失控下易燃易爆，只能降低概率而无法绝对避免。而全钒液流电池是水系循环体系，本身不可燃，正负极不参与反应，从本质上消除了安全隐患。

与钠电相比，二者优缺点互补，可共同服务于储能市场。液流电池最大优势在于安全性及超长循环寿命，因此更适用于储能场景。但其体积大、能量密度低、工作温区窄的缺点使得电池系统很难小型化或应用于高寒地区。与之相比，钠离子电池能量密度和磷酸铁锂相当，是液流电池的3倍以上，又可在极寒地区工作，和液流电池在储能领域可以起到互补效果。如对能量密度要求较高，适合使用钠离子电池；大中型的电化学储能电站对安全性要求较高，适合使用液流电池。

2.应用前景及市场分析

全钒液流电池的主要优势在于安全性以及循环寿命，因此更适合的应用领域主要为4h以上的长时储能场景。理想长时储能系统具有单位储能成本低、项目建设周期短、不受地理限制、不依赖稀缺资源等特征。目前，抽水蓄能是主流的长时储能方式，但受制于地理条件，未来将有相当一部分市场被新型储能所替代。与锂电池相比，全钒液流电池具备比较优势，但仍需降低系统的初始投资成本。

根据CNESA的统计，2021年我国新型电储能项目累计装机规模中锂电池占比约90%，液流电池仅占0.9%。随着全钒液流电池技术的成熟，大范围商业化的节点即将到来。2021年前，全钒液流电池处于小规模示范阶段，单体规模几乎不超过10MW，而在2021年全国范围内已有数个百MWh级别的大型项目陆续启动，大连融科更是在2022年建立了首个国家级大型钒电池储能项目，一期100MW/400MWh成功并网，并正式投入商业运营，将进一步带动全钒液流电池的产业化进程。

3.度电成本分析

成本问题是全钒液流电池大规模商业应用面临的最大挑战。由于尚未规模化，且设备前期投入很大，综合大唐10MW/40MWh全钒液流电池储能招标项目及大连融科的国家示范项目来看，预计目前全钒液流电池初始成本约为锂电池的3倍。但从长期来看，市场普遍看好成本有较大的下降空间。随着储能时长的提升，全钒液流电池的单位投资成本将明显摊薄，其度电成本亦随之下降。当储能时长超过4h之后，全钒液流电池的度电成本将低于锂离子电池，其在长时储能场景中或将具备更大的应用空间。

4.技术路线

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看，全钒液流电池处于领先位置。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。

5.产业链分析

全钒液流电池产业链也包含上游、中游、下游三个部分，涉及多个行业。上游包括原材料供给、电解液配制、电堆材料加工，主要原材料包括五氧化二钒、硫酸、碳材料、聚合物材料、有色金属等，其中钒矿加工处于核心地位，是电解液原料五氧化二钒的来源。中游包括电堆装配、控制系统、其他设备和附件等，其中电堆装配和控制系统的技术壁垒最高，涉及各类耗材和电子元器件。下游为终端应用市场，主要为各类储能用户。

6.竞争格局

全球范围内全钒液流电池生产企业主要包括：日本住友电工公司、美国UniEnergy Technologies公司和奥地利Gildemeister公司。中国在全钒液流电池领域处于领先地位。我国的全钒液流电池企业大致分为两类：一类是科研院所技术转化创建的初创型企业，以大连融科为代表；另一类则是通过吸收合并或控股的方式，获得相应技术参与竞争的企业，以北京普能为代表，主要企业有武汉南瑞、上海电气、四川伟力得、上海神力科技等。

（三）物理储能—压缩空气储能

压缩空气储能是新型物理储能方式的一种，工作原理是以压缩空气的方式储存能量，使用时释放空气并带动发电机发电工作。压缩空气储能主要由压缩系统、膨胀系统、发电机、储气罐等核心部件组成，而一些先进的液态空气储能还包括液化装置、低温泵、蓄冷装置等。

在用电低谷时段，利用电能使空气从大气环境进入压缩机，被压缩成高压空气后储存在存储器中，电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电，从而输出电能。

压缩空气储能被誉为继抽水蓄能之后第二大适合GW级大规模电力储能的技术，已被写入国家“十四五”规划中。压缩空气储能能够在电网削峰填谷、促进新能源高效消纳、提升电力系统安全性和灵活性等方面发挥重要作用。

1.应用前景及市场分析

作为物理储能的一种，相较于其他储能技术，压缩空气储能具有容量大、启动时间短（<15分钟）、设备使用寿命长且损耗低等优点，且系统规模越大，效率越高、成本越低。从储能应用领域看，压缩空气储能技术可以应用在调峰、调频（二次和三次调频）领域。同时，该项技术良好的区域相关性使其在我国东北、华北北部和西北地区有巨大发展潜力，同时可用于海上风电储能。压缩空气储能技术虽然发展多年，但目前仍存在限制。受选址限制、效率低等因素影响，短期内替代抽水蓄能的难度很大，但有望成为抽水蓄能的重要补充。

从装机规模来看，压缩空气储能累计装机在国内位居第3位，并在2021年实现了跨越式增长，新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。随着技术的发展，压缩空气储能的效率不断提升，虽然仍低于抽水蓄能电站，但是已经具备了大规模商业化应用的条件。

2.度电成本分析

压缩空气储能系统效率提升及成本下降是商业化发展的基础。根据市场测算，在100MW/400MWh的系统中，初始投资成本为6元/W，年均循环次数为400次，储能循环效率为70%，在储能系统寿命30年的假设下，压缩空气储能度电成本约为0.436元/kWh。

3.技术路线

传统压缩空气储能系统在释能阶段需要在燃烧室内燃烧化石燃料来加热空气，以实现利用空气发电的功能，运行过程依赖于化石燃料和大型储气室，系统也会产生碳排放。同时，传统压缩空气储能技术发展受限，效率提升空间有限。目前，除传统技术外比较受关注的压缩空气相关的储能技术有三种：

蓄热式压缩空气储能（TS-CAES）：空气压缩过程会产生压缩热，蓄热式压缩空气储能将这部分热量在储能时储存起来，而在释能时用这部分热量加热膨胀机入口空气，实现能量的回收利用，提高了系统效率。其优势在于：（1）不需要补燃，节约化石燃料；（2）能量回收以提高系统效率；（3）可利用外界热源以进一步提高效率；（4）技术较为成熟，初具商业化条件。

液态压缩空气储能系统（LAES）：借助于空气降温液化技术，在储能时，经过压缩机的高压空气进入回热器降温和降压设备进行液化，被液化的常压低温液态空气储存在储液罐中；释能时，液态空气经过低温泵升压、回热器升温，然后进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入膨胀机膨胀做功。其优势在于不受地理环境限制，以及能量密度大。

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，系统兼具蓄热式和液态压缩空气储能的特点，同时摆脱了依赖大型储气室和化石燃料的问题，兼具液态和蓄热式的优点，前景较好，待技术突破后，压缩空气储能的系统效率有望进一步提升。

4.产业链分析

压缩空气储能的上游为设备供应商，核心设备包括压缩机、换热器、膨胀机等。压缩机是一种压缩气体提高气体压力或输送气体的机器，国内制造厂商主要有陕鼓动力（国内空气压缩机设备龙头，市占率82%）、沈鼓集团等，国外设备提供商主要有阿特拉斯·科普柯、西门子等。

中游为系统集成商，主要的技术提供方有中科院热物理研究所下属的中储国能以及清华大学等高校。其中，中储国能作为我国压缩空气储能领域的领军企业，论文、专利数位列全球第一，产学研转化顺利。

下游为储能系统安装，为新能源及传统电站、电网公司、工商业企业等。终端用户提供EPC（工程建设总承包）业务项目建设的参与企业则包括中国能建、中国电建、葛洲坝集团等施工单位。

5.竞争格局

在压缩空气储能技术研究与项目建设上，中科院工程热物理研究所、南网科研院新能源与综合能源、清华大学电机系、中科院过程工程研究院、国网全球能源互联网研究院等储能团队处于领先位置，其他参与到该领域的机构还有杭氧、川空集团、中盐集团、中国华能、中国能建、葛洲坝等企业。中科院工程热物理研究所在我国空气压缩领域处于绝对领先位置，我国现存多数项目使用的是其技术。

（四）电物理储能—飞轮储能

飞轮储能是新型物理储能方式的一种，当系统充电时，电动机发动使飞轮加速运转，将电能转化为机械能储存。在需要使用电的时候，飞轮转速下降，通过飞轮惯性拖动电机发电，将储存的机械能再变为电能进行输出，即飞轮放电。

飞轮储能是一种分秒级、大功率、长寿命、高效率的功率型储能技术。相较于其他新型储能技术，飞轮储能的特点第一是储能密度高、瞬时功率大，在短时间内可以输出更大的能量，远远高于传统电化学储能技术，更适用于需要瞬时大功率的场景。第二，寿命周期长，飞轮储能在整个寿命周期内，不会因为过充电或过放电而影响储能密度和使用寿命，其寿命主要取决于飞轮系统中电子元器件的寿命，一般可长达20年左右。第三，绿色环保，不同于电化学储能，飞轮储能运行过程中不会产生有害物质。最后，环境适应力强，系统运行过程中几乎不需要维护，而且工况环境适应性好，-20℃~50℃下都能正常工作。

1.应用前景及市场分析

飞轮储能的特性使得其更加适用于需要大功率、快响应、高频次储能的场景，典型的应用市场包括电网调频、UPS、轨道交通三大领域，未来还将有充电桩、工程机械等新兴市场。当前国内飞轮储能商业化还未成熟，市场规模较小，正处于试点广泛建设阶段，目前已有多个示范项目出现。

2.技术路线

想要提高飞轮储能系统的储能量，可以通过提升飞轮转子质量和转速两种方式实现。转子质量与储能量成正比，转速与储能量为正平方关系。由此可见，提高转速对储能量、功率的提升效果更加明显，也是目前最有效的技术路线。

提升飞轮转速的核心是转子材料的选择。目前，飞轮转子材料通常使用的是强度较高的合金材料，但合金飞轮可承受的边缘线速度较低，限制了产品储能量的提高；碳纤维或玻璃纤维等高分子材料则具有密度低、抗拉强度高等特点，更适合匹配高速电机，实现飞轮的高转速、高功率、高储能。除转子材料以外，减少飞轮旋转过程中的摩擦阻力也是提高飞轮转速的方式。目前，飞轮储能装置轴承的设计一般都使用非接触式的磁悬浮轴承技术。同时电机和飞轮都被密封在一个真空容器内以降低运行时的空气阻力。

3.竞争格局

自20世纪90年代起，美国、欧洲等多国便开始了飞轮储能的研究。其中，美国投资最多、进展最快，产品已应用于电力系统、备用电源、交通工具、航天航空、军工等领域。国外参与飞轮储能主要企业包括Beacon Power、VYCON、Temporal Power、Active Power、Amber Kinetics、Quantum Energy等。我国飞轮储能仍处于起步阶段，目前大部分公司的业务仍处于示范项目阶段。国内已知的飞轮储能企业20家，主要企业有北京泓慧国际能源技术发展有限公司、坎德拉（深圳）新能源科技有限公司和沈阳微控新能源技术有限公司等。

三、研究结论

（一）新型储能行业发展迅猛，已进入快速发展期

新型储能正逐渐成为当今各国用于推进碳中和目标的关键技术。即使面临新冠疫情和供应链不成熟的双重压力，全球新型储能市场在2021年依然保持着高速增长态势，新型储能的新增投运规模首次突破10GW，是2020年新增投运规模的2.2倍，同比增长117%。

我国新型储能也在2021年开始了真正意义上的规模化发展。2021年规划、在建、投运的新型储能项目中，规划在建的百兆瓦级项目超过70个，在体量上具备为电网发挥系统级作用的基础和条件。另外，更多技术路线也在走向百兆瓦的应用之路，包括首个百兆瓦级压缩空气储能项目并网调试运行，百兆瓦级液流电池项目处于在建状态。

（二）新型储能将在新型电力系统中担当重要角色

我国在2021年正式提出构建以新能源为主体的新型电力系统，而储能技术可保障电力在供应端、输送端以及用户端之间的稳定运行，是可再生能源发电实现供需稳定的重要条件。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，因此可选择大规模或分布式布局。

此外，新型储能同时具备多种功能，可以起到调峰、调频等作用。虽然目前新型储能在技术应用方面发展相对较慢，但考虑到其应用范围广、配置灵活度高、建设周期短等特点，新型储能具备巨大发展潜力，随着未来技术成熟、成本下降，渗透率将进一步提升。

（三）新型储能技术多线发展，多家科创公司实现阶段性突破

电化学储能技术中，钠离子电池凭借自身的特性，展示了不同于锂电池的特性，将在储能领域得到更好的发展空间，目前已有多家企业进行了商业布局，GWh规模的量产线已经投产；液流电池方面已攻克全钒液流电池卡脖子技术，基本能够实现关键材料、部件、单元系统和储能系统的国产化，正在建设百兆瓦级项目试验示范。机械储能技术中，压缩空气储能方面开展了新型压缩空气储能研究，并在关键技术上取得较大突破，实现10MW级先进压缩空气储能技术试验示范；飞轮储能方面自主掌握了飞轮、磁悬浮、电机系统等关键技术，实现了钻机动力调峰、动态UPS、电能质量管理的示范应用。

四、风险提示

（一）储能项目建设目前缺乏必要的标准规范

新型储能在电源侧、电网侧和用户侧的应用场景不同，行业标准也差异较大。储能标准包含设计、运输、安装、验收、投运、运维、灾后处理、电池回收等多个环节，储能系统标准体系与行业的深度融合还欠缺完善的顶层设计，在建设运行当中尚缺乏体系化设计，无法保证储能产品质量与安全。根据行业公开数据，2017年以来，全球范围内已发生近40起电化学储能电站火灾或爆炸事故，直接影响储能产业健康、快速发展。

（二）储能参与电力市场的机制尚不完善

尽管新型储能设备运行理论度电成本不断下降，为储能靠自身经济性参与市场竞争创造了条件，但目前电力市场中的调度、交易、结算等机制还难以与储能应用全面匹配，储能在建设新型电力系统中的作用也没有被充分认识。

（三）新型储能技术成熟度仍需进一步提高

当前，新型储能技术种类繁多，不同技术路线性能各异、作用有重合、各有优劣势，不存在一种技术可以解决所有问题或者完全替代另一种技术的可能性。从发展阶段看，现在各类新型储能技术仍处于示范项目阶段，总体而言技术成熟度不高，仍需要持续的研发和工程优化。

电化学储能中，锂离子电池仍面临安全性的问题，全钒液流电池则面临着适应性及高成本的问题；机械储能中，压缩空气储能则受到地质地形因素限制。因此，在坚持新型储能系统技术多元化的同时，仍需结合我国现有的工业环境、技术水平、成本造价、各地资源禀赋等因素，进行顶层设计，并准确选择适合我国国情的新型储能技术给予重点支持。

（国风投基金）