随着全球能源体系的转型，储能技术正逐步崭露头角，成为实现可持续能源供应的关键一环。在当前六大储能技术中，抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池以及铅炭电池，各自展现出不同的发展现状、系统成本和应用前景，对能源领域的未来发展产生深远影响。

　　抽水蓄能作为储能技术中的老兵，已经成为最为成熟的技术之一。其原理基于电能与水势能的转换，通过上下水库之间的水位差，实现电能的储存和释放。目前，抽水蓄能在削峰填谷、调频调相等领域取得了显著成就，是电力系统的稳定支柱。然而，抽水蓄能需要合适的地理条件，施工成本较高，但其长寿命和高效率仍使其在特定应用场景中具备优势。

　　近年来，锂离子电池储能在全球范围内开始飞速应用。其高能量密度、轻量化和灵活性使其成为能量型储能的热门选择。锂离子电池在能源存储和电动交通等领域表现出色，虽然成本仍在逐步下降，但其已在多个应用场景中展现出巨大潜力。然而，锂离子电池的资源稀缺性和安全性等问题也需要进一步关注。

　　压缩空气储能技术逐渐走出实验室，迎来商业化的机遇。在这种技术中，电能将空气压缩存储在地下储层中，然后在需要时释放出来发电。虽然系统效率相对较低，但其适用于短时高功率应用。近年来，先进的压缩空气技术使其在电力系统的瞬时平衡和备用电源方面发挥了重要作用，同时其环境友好的特点也受到关注。

　　钠离子电池近年来备受关注，因其在能量密度、循环寿命等方面展现出多面性的潜力。钠离子电池作为一种相对廉价且丰富的材料，可能成为锂离子电池的有效替代。虽然其在商业化应用方面尚处于早期阶段，但其多样的应用前景和潜在性使其受到研究者和产业界的持续关注。

　　全钒液流电池作为纯金属电池，具备良好的耐腐蚀性和循环寿命，因此在长时间储能方面具有优势。其原理是利用不同价态的钒离子在电解质中进行氧化还原反应，实现电能的转化。尽管成本较高，但其长寿命和较高的循环效率使其在长时储能领域有望发挥重要作用。

　　铅炭电池在储能领域展现出稳定性与成本的平衡，特别是在容量型储能场景中具有潜力。其采用铅酸电池作为基础，通过添加碳材料以提高电池性能。虽然其能量密度较低，但成本相对较低，因此在特定应用场景中有一席之地。

　　综上所述，抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池以及铅炭电池等六种储能技术在不同领域展现出独特的优势和应用前景。抽水蓄能作为成熟技术在长时储能中发挥稳定作用，而锂离子电池则在快速应用中创造新的奇迹。压缩空气、钠离子、全钒液流电池和铅炭电池则正迎来新的商业化机遇。在能源转型的道路上，这些多元的储能技术将共同推动能源体系的可持续发展。

　　下文对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池、铅炭电池六种储能的发展现状、系统成本、应用前景等进行了深度分析。

　　按照时长要求的不同，储能的应用场景大致可以分为容量型（≥4h）、能量型（约1～2h）、功率型（≤30min）和备用型（≥15min）四类。

　　容量型储能场景包括削峰填谷或离网储能等，长时储能技术种类较多，包括抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢以及各类容量型储能电池，例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等。

　　各类储能技术中，抽水蓄能是应用最为成熟；储热技术也已处于规模化应用阶段，目前我国火电灵活性改造大部分采取储热技术；锂离子电池储能开始近两年得到了飞速应用；压缩空气以及液流电池也迎来了商业化应用。

　　抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。由于抽水蓄能电站运行模式是将能量在电能和水的势能之间转换，其储能容量主要取决于上下水库的高度差和水库容量，由于水的蒸发渗漏现象导致的损失几乎可以忽略不计，抽水蓄能的储能周期得以无限延长，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70%-80%。与此同时，建设完成后的抽蓄电站坝体可使用100年左右，电机设备等预计使用年限在40-60年左右。

　　考虑抽水蓄能电站初始投资成本与项目选址密切相关，后期新建项目选址经济性下降，初始投资成本可能将会上升，另外电站实际循环次数假定在300-500次之间。我们预计不考虑充电成本的前提下，常规抽水蓄能电站LOCE范围为0.23- 0.34元/kWh。

　　“十四五”以来，我国加快部署抽水蓄能项目开发建设。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》规定：

　　到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上，按照6元/W测算，投资须达1800亿左右；

　　到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。按照6元/W测算，投资须达5400亿左右；

　　政策驱动下，全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。2022年以来，已经有20个省份公布了2022年省级重点建设项目名单。根据国际能源网统计，截至目前我国各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机已达104.3GW，累计投资超6000亿。

　　2021年我国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%，是目前技术比较成熟，发展势头最为迅猛的储能方式。

　　锂离子储能产业链由上游设备商，中游集成商和下游终端用户组成。其中设备包括电池、EMS（能量管理系统）、BMS（电池管理系统）、PCS（变流器）；集成商包括储能系统集成和EPC；终端用户则由发电侧、电网侧、用户侧以及通信/数据中心组成。

　　储能电池是电化学储能系统核心部分。目前市场上的主流电池根据技术路线不同，大致可分为锂离子电池、铅碳电池、液流电池和钠离子电池。不同技术路线的电池响应速度、放电效率都不尽相同，也有各自的适用范围和优缺点。

　　根据正极材料的不同，现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类。磷酸铁锂电池能量密度比三元材料低，同样成本也较低。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受青睐。

　　电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%，是储能系统后续降本的重要渠道。2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。

　　而根据彭博新能源财经（BNEF）测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/kWh，折合人民币约1.66元/Wh，预计2025年将降至203美元/kWh，折合人民币约1.29元/Wh。

　　国内压缩空气储能技术不断进步，压缩空气储能（CAES）、先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）、液态压缩空气（LAES）等都有研究覆盖，500kW容量等级、1.5MW容量等级及10MW容量等级的压缩空气储能示范工程均已建成。

　　国际上1978年建成德国汉特福海与1991年建成的美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站为商业化电站。国内陆续进行了压缩空气、超临界压缩空气、液态压缩空气储能项目的研发与建设。其中张家口国际首套100MW先进压缩空气储能示范项目于2021年底顺利并网，整体研发进程及系统性能均处于国际领先水平。

　　系统效率的提升以及成本的下降，是压缩空气储能商业化发展的基础。目前从已建成和在建的项目来看，兆瓦级的系统效率可达52.1%，10兆瓦的系统效率可达60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。

　　系统规模增加后，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达30%左右。

　　初始投资和利用小时数的变化对度电成本的影响巨大，而随着技术进步，初始投资仍有下降空间；利用小时数主要看电站在实际运营中的利用率，每天充放次数越高，成本越低。在100MW/400MWh的系统中，初始投资5-6元/W、年循环次数达到450-600次的情况下，度电成本区间为0.252-0.413元/kWh。

　　钠离子电池性能优异，被寄予厚望。决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等，而根据钠离子电池最新研究进展，它在这些方面都表现出了良好的性能。在规模化应用后成本有望低于铁锂电池，可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用，有望与锂离子电池形成互补和有效替代。

　　相关研究表明，综合正极材料、负极材料和集流体几个方面，钠离子电池材料成本约370元/kWh，而且随着产业链成熟，材料成本有望进一步下探，结合结构件、电气件成本，初始容量投资有望控制在500-700元/kWh；性能方面，随着研发持续投入和技术迭代，电池循环寿命有望突破8000次以上。