1.儲能BMS現狀

BMS主要針對儲能系統中的電池進行檢測、評估、保護和均衡，通過各種數據監測電池的累計處理電量，并保護電池安全;

目前儲能市場上的BMS供應商既有電池廠商、新能源汽車BMS制造商，也有專門研發儲能市場管理系統的企業。電池廠商和新能源汽車BMS制造商由于更具產品研發經驗，目前擁有較大的市場份額。

但同時，電動汽車上的BMS和儲能系統上的BMS有所不同，儲能系統電池數量很大，系統很復雜，運行環境也比較惡劣，這對BMS抗千擾性能提出了非常高的要求，同時，儲能系統有很多電池簇，就存在簇間的均衡管理和環流管理，這是電動汽車上的BMS所不必考慮的。因此，儲能系統上的BMS還需要供應商或集成商自己，根據儲能項目的實際情況進行開發和優化。

2.儲能電池管理系統（ESBMS）與動力電池管理系統（BMS）的不同之處

儲能電池管理系統，與動力電池管理系統非常類似。但動力電池系統處于高速運動的電動汽車上，對電池的功率響應速度和功率特性、SOC估算精度、狀態參數計算數量，都有更高的要求。

儲能系統規模極大，集中式電池管理系統與儲能電池管理系統差異明顯，這里只拿動力電池分布式電池管理系統與其對比。

2.1 電池及其管理系統在各自系統里的位置有所不同

在儲能系統中，儲能電池在高壓上只與儲能變流器發生交互，變流器從交流電網取電，給電池組充電；或者電池組給變流器供電，電能通過變流器轉換成交流發送到交流電網上去。

儲能系統的通訊，電池管理系統主要與變流器和儲能電站調度系統有信息交互關系。一方面，電池管理系統給變流器發送重要狀態信息，確定高壓電力交互情況；另一方面，電池管理系統給儲能電站的調度系統PCS發送最全面的監測信息。如下圖所示。

儲能系統基本拓撲

電動汽車的BMS，在高壓上，與電動機和充電機都有能量交換關系；在通訊方面，與充電機在充電過程中有信息交互，在全部應用過程中，與整車控制器有最為詳盡的信息交互。如下圖所示。

電動汽車電氣拓撲

2.2 硬件邏輯結構不同

儲能管理系統，硬件一般采用兩層或者三層的模式，規模比較大的傾向于三層管理系統，如下圖所示。

三層儲能電池管理系統框圖

動力電池管理系統，只有一層集中式或者兩分布式，基本不會出現三層的情況。小型車主要應用一層集中式電池管理系統。兩層的分布式動力電池管理系統，如下圖所示。

分布式電動汽車電池管理系統框圖

從功能看，儲能電池管理系統第一層和第二層模塊基本等同于動力電池的第一層采集模塊和第二層主控模塊。儲能電池管理系統的第三層，則是在此基礎上增加的一層，用以應對儲能電池巨大的規模。

打一個不是那么恰當的比方。一個管理者的最佳下屬數量是7個人，如果這個部門一直擴張，出現了49個人，那么只好7個人選一個組長，再任命一個經理管理這7個組長。超越個人能力，管理容易出現混亂。映射到儲能電池管理系統上，這個管理能力就是芯片的計算能力和軟件程序的復雜度。

2.3 通訊協議有區別

儲能電池管理系統與內部的通訊基本都采用CAN協議，但其與外部通訊，外部主要指儲能電站調度系統PCS，往往采用互聯網協議格式TCP/IP協議。

動力電池，所在的電動汽車大環境都采用CAN協議，只是按照電池包內部組件之間使用內部CAN，電池包與整車之間使用整車CAN做區分。

2.4 儲能電站采用的電芯種類不同，則管理系統參數區別較大

儲能電站出于安全性及經濟性考慮，選擇鋰電池的時候，往往選用磷酸鐵鋰，更有的儲能電站使用鉛酸電池、鉛碳電池。而電動汽車目前的主流電池類型是磷酸鐵鋰電池和三元鋰電池。

電池類型的不同，其外部特性區別巨大，電池模型完全不可以通用。而電池管理系統與電芯參數必須是一一對應的關系。不同廠家出品的同一種類型的電芯，其詳細參數設置也不會相同。

2.5 閾值設置傾向不同

儲能電站，空間比較富裕，可以容納較多的電池，但某些電站地處偏遠，運輸不便，電池的大規模更換，是比較困難的事情。儲能電站對電芯的期望是壽命長，不要出故障。

弘正儲能BMS

基于此，其工作電流上限值會設置的比較低，不讓電芯滿負荷工作。對于電芯的能量特性和功率特性要求都不需要特別高。主要看性價比。動力電池則不同，在車輛有限的空間內，好不容易裝下的電池，希望把它的能力發揮到極致。因此，系統參數都會參照電池的極限參數，這樣的應用條件對電池是惡劣的。

2.6 兩者要求計算的狀態參數數量不同

SOC是兩者都需要計算的狀態參數。但直到今天，儲能系統并沒有一個統一要求，儲能電池管理系統到底必須哪些狀態參數計算能力。再加上，儲能電池的應用環境，空間相對充裕，環境穩定，小偏差在大系統里不易被人感知。

家庭儲能BMS

因此，儲能電池管理系統的計算能力要求相對低于動力電池管理系統，相應的單串電池管理成本也沒有動力電池高。

2.7 儲能電池管理系統應用被動均衡條件比較好

儲能電站對管理系統均衡能力的要求非常迫切。儲能電池模組的規模比較大，多串電池串聯，較大的單體電壓差將造成整個箱體的容量下降，串聯電池越多，其損失的容量越多。從經濟效率角度考慮，儲能電站很需要充分的均衡。

通信儲能BMS

又由于在充裕的空間和良好的散熱條件下，被動均衡能夠更好的發揮效力，采用比較大的均衡電流，也不必擔心溫升過高問題。低價的被動均衡，可以在儲能電站大展拳腳。

儲能電站BMS

從全國標準信息公共服務平臺獲悉，2017版國標《電化學儲能電站用鋰離子電池管理系統技術規范》（GB/T 34131-2017）（以下簡稱“舊國標”）已完成修訂，2023版國標《電力儲能用電池管理系統》（GB/T 34131-2023）（以下簡稱“新國標”）已正式發布，將于今年10月1日正式實施。

BMS是實現儲能電池“可視化”和“可控化”的核心設備，具備對儲能電池進行數據采集、保護報警、控制、狀態估算等功能，從而實現儲能系統的安全高效運行。新國標規定了BMS工作環境、技術要求、試驗方法、檢驗規則等內容，內容變化較大，內涵更為豐富，將對BMS設備制造、工程設計、檢驗檢測、運行維護帶來重大變革。本文重點對新國標鋰離子電池BMS的數據采集、型式試驗、抽樣檢驗等內容進行分析說明。首先是數據采集，由于BMS基于電流、電壓和溫度等基礎數據實現保護、控制、狀態估算及均衡等功能，因此，降低采樣誤差并設置合理的采樣周期是重中之重。相對于舊國標，新國標對電流、電壓、溫度的采集誤差和采樣周期進行了“精細化”和“科學化”的規定。

可以看出，相對于舊國標的“一刀切”，新國標基于采樣傳感器的技術水平、數據傳輸管理及綜合成本等因素，針對電壓、電流和溫度的不同區間提出“差異化”采樣誤差的要求。對于采樣周期，不管是電壓、電壓和溫度的采集頻次均大幅提高，提高儲能電池的控制顆粒度，滿足儲能系統的快速保護動作，但同時也對BMS和EMS系統的數據處理和存儲能力提出更高的要求。其次是型式試驗，儲能電池、電池模塊、PCS、BMS等主要設備具備第三方檢測檢驗機構出具的型式試驗是進入市場的“入場券”。

目前，大多儲能項目在招投標階段均會提出相關產品具備型式試驗報告，新國標對BMS的型式試驗項目也提出新的要求，增加了通信、控制、絕緣電阻檢測、絕緣耐壓、高低溫和耐鹽霧、電氣適應性、電磁兼容等方面的技術要求和試驗方法，對規范并提高BMS設備性能具有重要意義。以通信功能為例，新國標提出BMS內部以及與PCS、監控系統、消防系統、供暖通風與空氣調節系統的通信接口和通信協議，將BMS定位為儲能二次系統的“中樞”，實現快速統一的通信和聯動功能需要。最后是抽樣檢驗，國家能源局綜合司印發的《關于加強電化學儲能電站安全管理的通知》提出要加強到貨抽檢，開展電化學儲能電站的電池及其管理系統等到貨抽檢，委托具備儲能專業檢測檢驗資質的機構，抽檢選樣要滿足批次和產品一致性抽樣要求。新國標新增了抽樣檢測的相關要求，對上述要求提供技術支撐和執行依據。抽樣檢測以工程項目為抽檢主體，按照一定數量抽取供貨批次的BMS進行檢測，主要對BMS的數據采集、通信、報警保護、控制、絕緣電阻檢測、絕緣耐壓、電氣適應性等項目進行檢測，驗證實際工程項目的BMS批次產品的關鍵性能與型式試驗報告是否一致，提升儲能設備的安全性和可信度。

此外，新國標將BMS的運行環境溫度由0~45℃修訂為-20~65℃；SOE最大允許誤差由8%修訂為5%；平均無故障工作時間由不少于40000h修訂為不少于20000h，運行壽命不低于10年；等等。儲能技術發展迅速，相關規程規范也在加緊新編或修訂以適應儲能的快速發展需要，為行業的健康長遠發展“精準指向”。

國內大儲市場發展迅速，多家儲能品牌依托國內渠道資源加大出貨布局。2021年國內儲能出貨寧德時代遙遙領先，儲能PCS出貨上能電氣、科華數據增長迅速。另一方面，各類新技術迭出，共同促進大儲行業持續發展。高壓級聯儲能在大容量場景優勢顯著；儲能電站火災頻發，政策不斷強調儲能安全，液冷、全氟己酮方案受到關注；新的電化學儲能技術快速發展，鈉離子電池儲能、液流電池儲能、氫儲等產業化不斷加速；新的物理儲能技術層出不窮，光熱儲能、重力儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等示范項目逐步落地。

儲能產業鏈

儲能產業鏈涉及環節包括：1、儲能系統：包含電池、PCS、BMS、EMS等多個環節，具體標的包括寧德時代、億緯鋰能、陽光電源、南都電源、科士達、科華數據等，其中龍頭公司寧德時代、比亞迪、陽光電源、錦浪科技等出口海外較多；2、工程EPC、并網檢測、后期運維：具體標的包括南網科技、阿特斯、林洋能源、寶光電氣、萬里揚、電科院等。

儲能電池

儲能電池材料體系以磷酸鐵鋰為主，電池向大容量方向持續演進。根據工信部要求，儲能型電池能量密度≥145Wh/kg，電池組能量密度≥110Wh/kg。循環壽命≥5000次且容量保持率≥80%。當前的電化學儲能尤其是鋰電儲能技術進入了一個新變革周期，大電芯、高電壓、水冷/液冷等新產品新技術逐漸登上舞臺，儲能系統向大容量方向在持續演進，同時鈉離子電池在未來憑借成本優勢可能占據一席之位。

全球儲能電芯中國廠商出貨領先，寧德時代出貨量全球第一。根據測算，2021年全球儲能電芯出貨量59.9GWh，其中寧德時代作為最大電芯供應商占據榜首，出貨量16.7GWh，占比達27.9%；派能科技作為戶儲龍頭，出貨1.5GWh，占比2.6%。我們預計2022年全球出貨114.9GWh，同增91.9%，其中寧德時代出貨45.0GWh，同增169.5%；派能科技出貨3.5GWh，同增127.3%。

根據測算，預計2022-2023年全球儲能電芯出貨122.5/219.6GWh，同增101%/79%；其中，寧德時代作為最大電芯供應商占據榜首，我們預計寧德時代2022-2023年出貨50/100GWh，同增199%/100%，占比40.8%/45.5%，龍頭地位穩固。

逆變器技術
在逆變器技術領域，直流1500V取代傳統1000V架構成為趨勢，電站級滲透較快。2021年國內光伏直流電壓等級為1500V的市場占比約49.4%，1000V市場占比50.6%。拆分來看，分布式光伏中1000V電壓仍為主流，21年戶用全部采用1000V等級系統，工商業有80%采用1000V等級系統。1500V儲能系統優勢明顯，1500V系統核心產品為1500V儲能PCS。1500V儲能系統的能量密度、功率密度將在原來的基礎上可提升35%+，系統成本降低5%+，系統效率提高0.3%+。40尺的集裝箱+280Ah的電芯下，1000V的電池最大裝機容量為3.3MWh，1500V可以提高到4.5MWh，除了PCS、電池、輔助配件成本可以減少外，人工、地基和土地成本也會大幅下降。近期大型項目，1500V滲透率已超過2/3。代表廠商有：陽光、上能、科華。其中上能電氣包攬了山東5個百兆瓦級儲能項目的1500V PCS。

逆變器技術應用層出不窮，組串式PCS開始規模化應用。組串PCS彌補集中式不足，開啟規模化應用。業內目前電池儲能系統主要采取集中式PCS，多組電池并聯將引起電池簇之間的不均衡，久之并聯電池簇中會出現一部分電池實際出力不足，而另一部分超出倍率使用的現象，造成“木桶”效應；而組串式PCS可以實現簇級管理，提升系統壽命，提高全壽命周期放電容量，規模化應用趨勢已見雛形。應用實例1-2：華能黃臺100MW/200MWh項目，是國內首個采用組串式PCS架構的大型儲能電站（PCS由上能提供）；此外山東德州林洋光儲3MW/6MWh項目也采用該系統架構（華為提供整套系統）。應用實例3：國電投油城大慶200MW光儲實驗平臺。上能電氣為基地提供了230臺250kW組串一體機、數十臺225kW與175kW組串式逆變器以及3.125MW集中式一體機、3.15MW集散式一體機等多款機型逆變器。其中250kW組串式逆變器一改傳統常規的分散安裝方式，通過1MW集成平臺設計、進行集中式運維管理模式，大大節省了時間和人力，提升了運維效率。

華為將數字信息技術與光伏技術、儲能技術相融合，首次提出對儲能系統進行組串化、智能化、模塊化設計的全新理念，實現電池模組級精細化管理，產生更多放電量（電池配置減少13%，電池壽命提升50%），達到更優投資（初始配置降低30%），極簡運維（25年運維成本減少5000萬元），安全穩定性提升（可用度提升至99%），整體LCOS降低20%以上，最終助力實現從光伏平價邁向光儲平價。缺點是目前PCS成本較高，但有很大降價空間，參考組串式光伏逆變器。代表廠商：華為、上能、盛弘。

頭部企業先發優勢明顯，后進者競爭激烈，儲能變流器市場格局仍未定。根據CNESA，2018-2021年我國排名前十的儲能變流器成商企業不斷更迭，除上能電氣、陽光電源、科華數據等少數企業多年保持領先外，新進入者層出不窮。未來隨著市場進一步發展，我們認為擁有產品、渠道、成本優勢的企業仍將受益行業高增速，最終脫穎而出。

電氣拓撲結構

在電氣拓撲結構方面，大容量下高壓級聯方案優勢顯著。隨著儲能集成系統容量增加，傳統串聯升壓方案會面臨多種問題：大容量下所需電芯數量眾多，安全風險較大；隨著電芯循環次數增加，電芯本體差異化逐步體現，系統一致性變差；受上述兩因素制約，系統單機容量通常有限，隨著并聯設備增加，二次通信、協調控制變得更加復雜。大容量下高壓級聯方案優勢凸顯：高壓級聯方案由多個儲能單元構成，采用去并聯組合，每個儲能單元輸出幾十到幾百伏電壓，將電池堆離散化，既大幅度降低了電池堆電量，減少了電池堆內電池單體數量，又大幅提高了系統容量，提升系統安全性。目前國內掌握高壓級聯技術的企業：國電南瑞、金盤科技、智光電氣、四方股份、新風光等幾家，其中金盤科技產品高壓級聯方案落地較快、容量更大，相關產品率先發布并已獲得1.35億訂單。

儲能安全

近年來，儲能電站火災頻發，溫控熱管理、儲能消防受到重視，行業政策接連出臺，儲能消防系統發展加速。鋰離子電池中金屬鋰是已知元素（包括放射性元素）中金屬活動性最強的，在汽車領域熱失控現象時有發生，給鋰電池在儲能上的應用埋下了安全隱患。據不完全統計，2022年全球已發生超17起儲能著火事故，2021年以來國家已經發布了多個涉及儲能消防安全的政策，新標準下儲能消防的重要性不斷突顯。

儲能系統集成

在儲能系統集成領域，集成商玩家眾多，多種模式并存，現在主要有三種模式：

Ⅰ、全產業鏈布局：電芯、PCS、BMS、EMS均為自產，國內代表企業為比亞迪。Ⅱ、專業集成：集成商從外部采購部件，專做系統集成，該模式國內應用較少，國外Doosan、IHI等為代表；Ⅲ、基于自身產品，由單純設備供應商向系統集成商轉型：該模式國內應用最多，代表企業有：1.光伏逆變器切入PCS的生產商錦浪科技、固德威、德業科技等；2.動力電池切入儲能電池的生產商億緯鋰能、鵬輝能源等；3.由電力設備、電子設備切入PCS/BMS/EMS等部件的生產商金盤科技、科士達、科華數據、寶光股份、科陸電子等。復盤美國市場，可以發現主流集成廠商采用上述三種模式的均有案例。

項目資源、客戶資源是儲能系統集成商的重要競爭點。在項目資源方面，對集成商而言，已建設的項目、已獲取的訂單是對公司既有實力的有效證明，對未來訂單獲取具有指引作用。同時，長期來看，儲能項目并網點資源有限。

在客戶資源方面：

1、從項目獲取看，目前發電側儲能需求主要仍來自新能源強制配儲，而電力集團是風電、光伏開發的主力軍，也是招標項目的主要來源。儲能系統集成商正通過戰略合作尋求與業主的深度綁定，2021年華為、陽光電源等紛紛與“兩網”、“五大六小”等電力集團以及地方政府等簽訂系列戰略合作協議，以求在項目獲取上能有更大優勢。2、從收益核算看，獨立儲能與共享儲能要參與現貨市場、輔助服務市場交易必須接受電網統一調度，有相關資源企業在后期市場交易中更有可能處于有利地位。分析對比主要儲能集成商的項目、客戶資源，可以發現主要企業均與主要電網集團建立了合作關系，除此之外，科華數據、海博思創、科陸電子等在工商業側、居民側潛力更大，長期在共享儲能等項目獲取中可能獲利。在項目上，陽光電源、海博思創等龍頭已具有GWh以上項目建設經驗，先發優勢明顯；同時，后起之秀金盤科技、科陸電子等訂單獲取能力較強；此外，行業需求強勁，企業擴產力度較大，金盤科技、智光股份現有產能均超GWh，仍處于擴產進程中。

儲能集成商玩家眾多，參與環節有差異化。儲能集成商通常在發電側、電網側、用戶側全線布局，但通過對已有項目、在手訂單拆分，我們認為不同企業仍各有側重，市場呈現差異化競爭態勢。具體可從三側、國內外兩個維度區分：

儲能新技術

Ⅰ、鈉離子電池商業進程加速

因為可用資源豐富，鈉電池性能優于鋰電池，綜合性價比較高。鈉電池快充性能優異（常溫下充電15min電量即可達到80%）、低溫性能良好，常溫條件下循環壽命為4k-5k次，能量密度持平鐵鋰。2022年全球已探明的鋰資源量約為8900萬噸，一半以上分布于南美洲，我國鋰資源總量為510萬噸，全球占比僅為6%，65%的鋰原料需要進口。而鈉的地殼豐度遠高于鋰且廣泛分布于全球各地，海水中即含有豐富的氯化鈉。

鈉電池相較鐵鋰和5系三元單瓦時成本分別下降45%-55%左右，商業化進程加速。我們假設鈉離子電池電芯材料、殼體材料用量以及制造費用和磷酸鐵鋰電池一致，采用層狀氧化物和普魯士藍的鈉電池電芯單wh材料成本分別為0.27/0.22元，若計入箱體和制造費用，假設合格率為90%，則單wh成本分別為0.47/0.42元，相較磷酸鐵鋰電池的單wh成本（0.8元）和NCM523電池（1.04元）分別有45%和55%左右的降幅。

代表廠商包括NatronEnergy、NAIADES、FARADION、鈉創新能源、中科海納、寧德時代。Ⅱ、液流電池長時性能更優液流電池正負極電解液分離，性能優異，鐵鉻、全釩為兩大商用方向。

液流電池是正負極電解液分開，各自循環的一種高性能蓄電池，具有容量高、使用領域（環境）廣、循環使用壽命長的特點。根據電極活性物質的不同可分為鐵鉻、全釩、鋅溴等，鐵鉻和全釩兩種為目前主流商用方向。

鐵鉻電池循環壽命超長，運行溫區較廣，降本在即。2022年全球鉻鐵礦資源量約120億噸，南非占據半壁江山，我國與鉻礦開采國均保持正常的貿易合作，供應格局尚可。鐵鉻液流電池毒性和腐蝕性較低，理論循環次數可達萬次以上，整體使用壽命可以達到20年以上，成本方面，未來綜合成本或可接近抽水蓄能。

全釩電池性能優異，可用釩資源豐富，但成本較高。我國釩資源豐富，2022年全球已探明的釩資源量約為6300萬噸，我國釩資源總量為950萬噸，全球占比15%，2020年中國攀鋼集團公司釩企業產能(折合成V2O5)世界排名第一。釩電池安全性高，循環壽命高達16000次，擴容能力強，適合大型儲能場景，且電解液便于回收，效率75%以上。全釩電池能量密度同時成本較高。

Ⅲ、光熱儲能：調峰調頻優勢獨具

光熱發電作為儲能具有天然優勢。

太陽能光熱發電機組既具備同步電源特性，同時配置了熱儲存系統，因此既有一次調頻的功能，同時也能進行二次調頻。根據我國2018年投產的三座太陽能光熱發電示范項目的驗收結果，光熱機組調峰深度最大可達80%；爬坡速度快，升降負荷速率可達每分鐘3%～6%額定功率，冷態啟動時間1小時左右、熱態啟動時間約25分鐘，調節性能優于煤電。

平價有望到來，光伏光熱互補具有成本優勢。

根據中控太陽能，以德令哈市為例，分別利用光伏+電池、光伏+抽水蓄能、光伏+塔式光熱三種技術路線來設計年發電量為400GWh/年的“發電+儲能”系統：光熱儲能調峰電站為光伏配置20%熔鹽儲能服務可以有效解決光伏棄光問題；同時，在相同的儲能調峰補貼下，光伏+光熱儲能調峰電站的綜合上網電價低于光伏+鋰電池儲能；而當儲能補貼高于0.12元/kWh時，光伏+光熱儲能調峰電站的上網電價能夠小于火電脫硫標桿上網電價0.3247元/kWh。2021年來國家與地方層面多次出臺政策鼓勵光熱儲能發展，推動其在調峰等多場景應用，完善相關價格補償機制。根據CSTA，2021年我國光熱發電類累計裝機容量已達到538MW，占全球的7.91%。

根據CSTA，目前我國光熱示范項目中關鍵部件反射鏡、熔鹽國產化率已超過90%，吸熱管、導熱油國產化率超過70%。隨著行業發展，相關企業有望持續受益。

Ⅳ、重力儲能：在物理儲能中成本占優

重力儲能是一種機械式的儲能，主要原理是基于高度落差對儲能介質進行升降來實現儲能系統的充放電過程。

重力儲能優勢：1）初始投入成本僅需約3元/Wh，低于抽水蓄能和壓縮空氣儲能成本。據測算，重力儲能度電成本約為0.5元/kWh，低于絕大部分電化學儲能系統，在成本上具有優勢；2）安全性高，對建設環境要求不高，對環境破壞小；3）壽命長，重力儲能平均壽命約30-35年，接近抽水蓄能、壓縮空氣儲能。中國天楹：我國重力儲能先行者，首個重力儲能項目已簽約。2022年1月30日，中國天楹控股子公司Atlas與重力儲能技術開發商瑞士EV公司簽署了《技術許可使用協議》，根據協議，EV授權Atlas在中國區獨家使用許可技術建造和運營重力儲能系統設施。5月20日，該項目落戶如東，是我國首個儲能示范項目，規模為26MW/ 100MWh，項目的簽約有望加快我國重力儲能行業進展。

Ⅴ、壓縮空氣儲能技術已較為成熟

壓縮空氣儲能是指在電網負荷低谷期將電能用于壓縮空氣，將空氣高壓密封在報廢礦井、儲氣罐、山洞、過期油氣井或新建儲氣井中，在電網負荷高峰期釋放壓縮空氣推動汽輪機發電的儲能方式。相比興建鋼罐等壓力容器儲存的方式，利用鹽穴等地下洞穴建設大容量電站，將顯著降低原材料、用地等方面的成本。按照工作介質、存儲介質與熱源可以分為：傳統壓縮空氣儲能系統（需要補燃）、帶儲熱裝置的壓縮空氣儲能系統、液氣壓縮儲能系統等。

國內已有壓縮空氣儲能項目投產落地。2021年9月23日，山東肥城鹽穴先進壓縮空氣儲能調峰電站一期10MW示范電站順利通過發電并網驗收，二期300兆瓦項目也已啟動。2022年5月26日，金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目舉行投產儀式，標志著世界首座非補燃壓縮空氣儲能電站正式投入商業運行。壓縮空氣儲能電站的定價機制還在探索階段，若能與抽水蓄能一樣采取兩部制電價，將提高其經濟性。

Ⅵ、飛輪儲能位于商業化早期

飛輪儲能是新型儲能技術之一，處于商業化早期。

通過電動/發電互逆式雙向電機，電能與高速運轉飛輪的機械動能之間的相互轉換與儲存。飛輪儲能具有使用壽命長、儲能密度高、不受充放電次數限制、安裝維護方便、對環境危害小等優點，可用于不間斷電源、應急電源、電網調峰和頻率控制。但目前飛輪儲能還具有很大的局限性，相對能量密度低、靜態損失較大，現僅處于商業化早期。

飛輪儲能技術主要結構和運行方法已經基本明確。目前主要正處于廣泛的實驗階段，小型樣機已經研制成功并有應用于實際的例子，正向發展大型機的趨勢發展，但是卻有非常多的難點，主要集中在轉子的設計、磁軸承、功率電子電路、安全及保護特性、機械備份軸承。飛輪儲能系統優勢突出，應用廣泛，隨著技術的成熟和價格的降低，將會是儲能領域的一項新的革命。2022年4月11日，2臺1兆瓦飛輪儲能裝置在青島地鐵3號線萬年泉路站完成安裝調試并順利并網，這是我國軌道交通行業首臺具有完全自主知識產權的兆瓦級飛輪儲能裝置。

據新聞報道，日前國家標準《電化學儲能電站安全規程》出爐，并將于7月1日正式實施。

文件規定了電化學儲能電站設備設施、運行維護、檢修試驗、應急處置的安全要求。文件適用于鋰離子電池、鉛酸(炭)電池、液流電池、水電解制氫/燃料電池電化學儲能電站的運行、維護、檢修及安全管理，其他類型的電化學儲能電站參照使用。對比征求意見稿中“最小保護單元應為電池模塊，每個電池模塊宜單獨配置探測器和滅火介質噴頭”的表述，新版國標明確為“鋰離子電池室/艙自動滅火系統的最小保護單元宜為電池模塊，每個電池模塊可單獨配置滅火介質噴頭或探火管”。最小保護單元從“應”為電池模塊改為了“宜”為電池模塊。