不同储能技术的优势和劣势比较
===不同储能技术的优势和劣势比较====
抽水蓄能
优点
+能够存储巨大的电能(超过200MW)
+拥有很长的存储时间(长达6个月)
+快速的响应速度
+很低的每瓦储能运行成本
+无污染的储能技术
缺点
-依赖于地理的条件
-很高的水电站，抽水站建设成本
-对地理、地形有很大的影响
压缩空气蓄能
优点
+适合瞬间响应
+适合于电的尖峰削平，电压骤降，晃电
+可以接入各种能源（太阳能、风能、电网）
缺点
-储能的压缩空气会被加热从而导致能量的损耗在转换过程
-能源的利用效率偏低，至今没有商业化
化学电池蓄能
优点
+高级的储能技术
+成熟的技术
+容易叠加模块，放大储电规模
+为不间断电源提供后备电源支持
+可以接入各种能源
缺点
-化学电池的电解液可能有危险，有害
-电池技术应用于大规模能源存储还有待于进一步商业化的推广和验证
-对于太阳能、风能，电化学储能并不是效率最高的储能方式
燃料电池
优点
+适合于能量的长时间存储
+有限的或没有能量耗散
+使能源存储于可再生能源在荒漠地区成为可能
缺点
-能源转换效率普遍偏低
-无法用于短时间的断电供应
飞轮储能
优点
+能够存储并快速释放电能
+飞轮再次充电的时间只要数分钟，而电池要数小时
+能够在宽温域和多种环境下工作
+快速的响应使其可以提供瞬间高压，可以用来补偿电力的尖峰和瞬间压降
缺点
-对于飞轮的过度负荷存在风险
-不适合空间狭小的地方，适合发电厂的储能
-与电池技术相比不是一个成熟的技术，而且在价格成本上不具有优势
-仅仅能够15-20秒的动态快速响应
===锂电===
===燃料电池===
===飞轮储能系统===
一、飞轮储能系统是什么。
指利用电动机带动飞轮高速旋转，将电能转化成动能储存起来，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式。飞轮储能系统主要包括转子系统、轴承系统和转换能量系统三个部分构成。另外还有一些支持系统， 如真空、深冷、外壳和控制系统。基本结构如图所示。
飞轮储能装置中有一个内置电机，它既是电动机也是发电机。在充电时，它作为电动机给飞轮加速；当放电时，它又作为发电机给外设供电，此时飞轮的转速不断下降；而当飞轮空闲运转时，整个装置则以最小损耗运行。
飞轮储能器中没有任何化学活性物质，也没有任何化学反应发生。旋转时的飞轮是纯粹的机械运动，飞轮在转动时的动能为：E =1/2Jω^2
式中： J为飞轮的转动惯量，ω为飞轮旋转的角速度.
由于在实际工作中，飞轮的转速可达40000～500000r/min，一般金属制成的飞轮无法承受这样高的转速，所以飞轮一般都采用碳纤维制成，既轻又强，进一步减少了整个系统的重量，同时，为了减少充放电过程中的能量损耗（主要是摩擦力损耗），电机和飞轮都使用磁轴承，使其悬浮，以减少机械摩擦；同时将飞轮和电机放置在真空容器中，以减少空气摩擦。这样飞轮电池的净效率（输入输出）可以达到95%左右。
===国金证券：千亿储能市场爆发在即，看好铅碳和锂电路线===
引言：为什么我们强烈建议现在开始重点关注储能行业？
现在的储能行业就如2004年的太阳能，爆发增长就在眼前
“储能”对于产业界和资本市场并非完全的新事物，此前更多是出现在“除电动汽车外，锂电池的另一大潜在应用市场”的表述中，但近年来，储能及其相关行业发生的变化正在将其从配角位置推向舞台的中心。
间歇性电源比例大增：在全球许多国家和地区，出力具有波动性的风电、太阳能等电源的装机比例持续提高，逐渐达到电网可承受上限（如德国、日本部分地区），配置储能以平滑输出是可再生能源发电渗透率进一步提高的必要条件；
技术路线逐渐明晰，投资风险降低：储能的技术路线多达数十种，根据近年来各项技术不同的发展进步速度，化学储能（主要是电池储能）这条分支已经逐渐突出重围，显示出成为未来主流技术路线的潜力，产业界和投资界的资金都逐渐找到了技术风险可控的投资方向；
电动汽车放量加速储能成本下降：在Tesla 的催化作用下，全球新能源汽车市场真正启动，其对电池需求的强力拉动，将显著加速电池成本的下降，从而令储能度电成本快速下降，此外，电动汽车电池的“梯次利用”也可以作为低成本储能的电池供应来源；
政策+ 财政补贴催化市场启动，经济性逐步实现：德国、日本、美国加州等地已开始向储能系统的部署提供补贴，助力这一市场的启动，在部分商业模式下，储能已逐步具备经济性。
目前时点的储能行业，十分类似于10 年前的光伏行业，也就是行业第一轮爆发式增长的初期，因此强烈建议重视“储能”相关的投资机会。（2004 年德国修订EEG法案，大幅上调光伏发电上网电价FiT，光伏行业开始爆发增长）
储能是什么？有什么用？为什么要部署储能？
什么是储能？广义而言，“储能”是一种能够升级能量（包括电能或热能）供需管理水平的系统集成技术；在不同的应用场合下使用不同的储能技术路线和组合，能够为人类的能源供给和消费提供多种有价值的服务。本系列报告探讨的是应用于电力系统的电网储能。
电能可以转化为化学能、势能、动能、电磁能等形态存储，按具体方式大致可以分为电化学、物理、电磁、相变储能四大类型。
综合而言，电化学储能凭借相对成熟的技术、可接受且仍有大幅下降空间的成本水平，逐渐成为目前可行性最高的电网储能技术路线。
储能有什么用，为什么要部署？
顾名思义，储能系统的本质功能就是电能的储存，并根据需求进行在特定的时间以特定的功率进行充电和放电的工作。但当人们把这一功能简单的系统部署在电力系统的不同位置、并配合对应的控制逻辑之后，储能系统将展现出变化多端的巨大作用，比如：
▶平滑间歇性可再生能源发电的处理波动，减少对电网的冲击，提高清洁能源渗透率；
▶实现对电网运行频率、电压的实时调整，增强电网运行的稳定性、可靠性和调度的灵活性；
▶平滑出力/ 负荷曲线，在电网的各环节实现削峰填谷，减少发电系统的备用容量建设需求，节省电源投资，提高输配电系统的设备利用率；
▶配合分布式电源的应用，实现小型化、微型化的电力系统（微网）；
▶为偏远地区和特殊情况下（如自然灾害）的完全离网用电提供保障；
能源系统中各种典型储能应用场景和对储能设备的主要参数需求
上表列出了储能设施在能源系统中（包括电能和热能）的一些主要应用场景，这些应用场景一般可分为“功率型应用”和“能量型应用”两大类，前者需要储能设施在较短的放电时间内（数秒~ 数分钟）以较高的功率输出电能，后者则一般是以相对稳定的输出功率保持较长的放电时间（数小时及以上）。
▶季节性储能：用于补偿长期的供电故障（比如基础电源被破坏）、以及季节性的电力供需差异变化，这种应用对能量储存的时间周期要求一般达到数天、数周、甚至数月；
▶充放电套利：在电网用电负荷较低的低电价时段进行充电，并在高电价时段放电使用或出售，在分时电价差越大的地区，这种应用的需求将越突出；
▶频率调节：在负荷波动幅度较大的区域配电网中配置储能，以实时调节电力供需的有功功率分量平衡，以稳定交流电网的运行频率；
▶电压稳定：在电网各环节实时吸收或输出无功功率，以稳定交流电网的运行电压，其作用与传统无功补偿设备类似，但响应速度和调节范围都更具优势；
▶黑启动：在整个区域电力系统崩溃的极端情况下，使供电电源在无需从电网取电的情况下实现重启，此类储能设施通产部署于发电厂中；
▶提高输配电容量瓶颈、延缓设备投资：使用储能设施在负荷高峰放电、在负荷低谷放电，即“削峰填谷”，通过降低负荷峰值，降低电力系统设备需求的冗余度，起到减少调峰电源及输配电设备投资、提高设备利用率的效果。
▶离网供电：离网用户（即不与电网相连的用电客户）通常采用可再生能源和燃油发电机实现供电，储能设施可帮助此类用户摆脱对燃油供应的依赖，从而实现100%的电力自供。
▶冷/ 热备用：备用电源通常是为应对突然的电源缺失造成的电力供需失衡，通常以响应时间大于或小于15分钟来划分冷备用和热备用，对于电力系统而言，备用电源的响应速度越快价值越大，但传统的热备用电源对一次能源浪费极大，储能设施则可以几乎做到零成本备用。
下面的图表对主要的储能应用场景按“放电持续时间”和“输出功率”两个维度进行了图形化的表述。
储能行业爆发增长就在眼前，市场容量达数千亿元
光伏、风电等间隙性能源比例持续提高，急需储能平滑输出
光伏和风电的发电出力都有间歇波动和难以短时预测的问题，为了进一步提高光伏和风电在供电系统中的渗透率、平滑出力波动对电网造成的冲击，以一定容量比例为光伏电站和风电场配置储能就是势在必行的措施。
光伏和风电出力的波动特性和对储能系统的要求则有所不同：
首先，光伏发电出力的日间变化不大、可预测性较强，波动主要体现为多云天气的日内波动；风电的出力特性则是日间和日内均有较强波动性，且波幅大、可预测性差；
其次，光伏仅在白天发电的特性和日常用电负荷特性也较为接近，而风电则通常是晚间发电更多；
因此，对于并网光伏电站，一般仅需要小规模的储能系统用于平滑云层造成的局部阴影产生的出力波动对电网的冲击，而风电则需要更大型的储能系统以平滑出力的波动。
实例验证储能有效平滑出力：在澳大利亚一个风电+ 储能的实验项目上，以10% 的容量比例(kWh/kW) 配置电池储能系统后，系统总出力的波动幅度（橙色曲线）与风机本身的出力（蓝色曲线）相比被显著缩小，大幅降低了电网受到的冲击，并提高了风电场出力的可预测性和可调度性。
在经济性逐步实现和政策推动的合力效果下，电力储能市场将全面启动
与光伏发电行业类似，储能市场的大规模启动，同样将有赖于政策推动和济性的实现，区别在于其行业发展速度可能比光伏行业更快速。
我们判断，从2014~2016年的三年左右时间内，将是储能市场的第一波爆发式增长期，其特点是在补贴和政策激励，储能在部分应用场景下开始具备经济性，各类型应用项目开始加大试点力度；
此后，随着储能系统成本在新能源汽车和储能市场本身放量作用下加速下降，类似于光伏发电“平价上网”概念的经济性驱动力将逐渐加强，市场开始第二波较快速增长；
而在2020 年后，随着电网智能化基本实现，以及各类与电网运行相关的激励机制逐步完善，储能系统将成为各地电力系统中的必备环节，并与其充分融合。
技术发展的成熟度和可接受的成本，是储能市场能够大面积启动的基础，而“政策”除了扮演触发市场启动的催化剂角色外，还将是储能行业实现丰富商业模式的前提，合理的激励政策和配套的商业模式设计将推动储能系统经济价值的充分挖掘，从而推动行业加速增长。
就成本而言，我们在比较储能系统的成本时，需考虑两个指标，即：初始购置成本和全生命周期内的度电充放电成本，两者的单位都是“元/kWh”，但概念完全不同。以电池储能系统为例：
▶初始购置成本一般与系统的储能容量成近似线性的正比例关系，然而不同电池技术路线之间购置成本差异极大，如目前的用于电网储能的主流胶体铅酸电池购置成本普遍在1000 元/kWh 以下，而锂电储能系统的购置成本在高达4000元/kWh 以上；
▶因此，全生命周期充放电度电成本是能够更准确衡量储能系统使用成本的参数，由于目前全球电池储能市场仍以各种试点项目为主，各类产品价格差异较大，以目前的主流产品价格和性能参数测算，锂电池储能系统的充放电度电成本在1.2~1.5 元/kWh，为储能应用优化后的锂电有望达到1 元/kWh 以下，主流胶体铅酸电池的度电成本在0.8~1元/kWh，新型铅酸（铅碳）电池则已经可以做到0.7 元/kWh 以下。
下面的图表给出了储能系统充放电度电成本的简单计算公式，一般储能产品参数都会给出某一特定工况下（即特定DoD% ）的循环次数，但储能系统在实际使用过程中，大多数应用场景下的工况不可能永远一样，即不会以固定的DoD% 运行，因此，以此公式计算的度电成本仅可作为参考值。
通常情况下，浅充放的使用方式较深度充放电，可令储能系统拥有更长的使用寿命，即在全生命周期内实现更多的充放电度数。
储能市场空间巨大，新能源电站配套、工商业用户套利、分布式光伏+ 储能等细分市场有望率先放量
截至2014 年8 月，全球储能项目容量合计183.54GW ，其中抽水蓄能项目容量176.93GW ，占比96.4% ，热储能项目容量3.34GW ，占比1.8%，锂电池储能项目容量490MW，占比0.3%，其余占比1.5%。
截止2013 年底，全球除抽水蓄能、储热、压缩空气以外的储能项目装机容量为736MW，这些项目中绝大多数采用的都是以各种电池系统构成的电化学储能技术路线。
国内市场方面，截止2014 年上半年，我国不含抽水蓄能的电力储能装机规模约为60MW ，其中包括铅酸（铅碳）、锂电池、液流电池（钒电池）、钠硫、超级电容等多种技术路线。
我们认为，在电网储能市场的广泛应用领域中，短期内具备爆发潜力、或已经接近实现经济性的应用场合，主要是以下四类：
▶大型光伏电站、风电厂的出力平滑，减少对电网稳定性的冲击；
▶光伏、风电集中建设地区的电网建设落后、消纳能力差带来的弃光、弃风限电问题；
▶在分时电价差较大的地区，针对工商业用户用电负荷削峰填谷的充放电套利（降低容量电费）；
▶光伏+ 储能的中小型分布式系统，尤其是德国、意大利、日本、美国加州、澳大利亚等具备较高分布式光伏装机渗透率、且零售电价大幅高于光伏上网电价的地区。
储能对光伏电站、风电厂出力的平滑作用前文已做过阐述，目前在德国、日本、甚至中国的部分地区，光伏、风电占区域电网内的供电量比例都已经接近电网所能承受的极限，若要进一步提高光伏、风电这种具有波动性和不可调度性电源的渗透率，按一定比例配置储能就是必不可少的措施。
▶以大型光伏电站为例，储能系统可以同时实现平滑出力波动和电能转移的功能，从而一方面减少了对电网稳定性的威胁，另一方面也减少了光伏电站因电网容量限制而被限电的困扰，可谓一举两得。
▶而对于电网而言，配置了储能的光伏电站，也从一个完全无法调度的电源点变成了具备一定可调度性的电源。
预计到2014 年底，全球风电+光伏的并网装机容量将超过500GW，未来也将以每年至少100GW 的速度增长，假设新增装机量中以20% 的容量比例配制储能，那么即使不考虑存量改造，则仅仅这一个细分市场就能创造每年近1000亿元的市场空间。
下图是储能用于光伏电站发电量转移的效果示意，以中国市场为例，目前西部地区光伏上网电价为0.9 元/kWh，由于光伏发电的成本几乎全部由初始投资的折旧和财务成本构成，光伏电站每被限发一度电即相当于损失了0.9 元的利润（即发电量边际成本为0），因此，只要储能系统的充放电度电成本低于0.9 元/kWh，这就是一桩有利可图的买卖。
用户侧充放电套利（负荷削峰填谷），是另一个因逐步具备经济性和可执行的商业模式，而有望率先启动的储能细分市场。
以我国为例，执行分时电价地区的工商业用户峰谷电价差普遍在0.5~1.25元/kWh 之间（见下表），这一电价差额越大，对于用户自行配置储能用于充放电套利的经济性就越突出。
在该应用场景下，储能系统的充放电运行工况相对规律，即在每天固定的时间进行固定深度的充放电，对电池的循环性能要求相对较低，因此可以梯次利用被电动汽车替换下的动力电池（通常剩余有效容量70~80% ），从而大幅降低初始投资成本；
该应用场景还非常合适采用合同能源管理的形式进行开发，用电企业可以不掏一分钱投资，并与第三方储能系统投资方分享峰谷电价差和储能成本之间的利润空间。
储能用于负荷削峰填谷，除了可配置于用户端（通常称为“电表后储能”），电力公司也可以在配电网中配置储能，对整个区域电网内的负荷曲线做削峰填谷，这一方面可以减少为满足尖峰负荷而建设的调峰电源投资，另一方面也可以利用电池储能系统的快速响应特性平衡电网的频率和电压，提高电能质量。
▶Solarcity 联合创始人兼CTO Peter Rive在谈到储能时曾表示：“从纯工程学的角度看，由电力公司拥有并操作电池储能系统才是最合理、最高效的选择。”
▶分布式光伏+ 储能的细分市场，有望在德国、意大利、日本、美国加州、澳大利亚等分布式光伏渗透率较高、且零售电价大幅高于光伏上网电价的区域市场全面启动。在此类地区安装有光伏发电系统的居民或工商业用户，将多余电力储存以来在需要时释放使用，将比把电力输送回电网收取电价更为划算。
在补贴和政策激励的催化下，海外市场已全面启动，国际巨头争相布局
随着储能成本持续降低带来的经济性的逐步实现、以及实际需求的越来越迫切，部分发达国家和地区已开始对储能系统的部署提供财政补贴或政策激励，在这种政策催化下，德国、美国加州、日本等国家地区的电网储能市场已从2013年开始逐步全面启动。
德国：对光伏+储能实施初装补贴+低息贷款。联邦环境署（BMU）联合德国国家开发银行推出的支持分布式光伏储能的政策于2013年5 月1 日生效，标志着德国的分布式光伏政策从仅补贴发电单元扩大到了补贴保障光伏发电的储能单元。
该政策针对装机规模小于30kW 的光伏设施，规定给予新安装光伏发电同步建设的储能设施不超过600 欧元/kW 的补贴，既有光伏发电加装储能设施给予不超过660 欧元/kW 的补贴。
截止今年（2014）5 月，根据德国国家开发银行的数据，在储能补贴推出后的第一年内，德国共安装了约4000 个光伏+储能的项目，该银行在一年内供发放超过1000万欧元的直接补贴和约6600万欧元的低息贷款。
日本：初装补贴最高可达储能系统总投资的2/3。日本经产省（METI）今年5 月正式宣布针对容量为1kWh 以上的锂电池储能系统的补贴计划，项目首期总预算为100 亿日元，个人和工商业申请者最高分别能够获得100万日元和1 亿日元的项目补贴。
日本在福岛核电事故后，整个电力系统面临大变革，光伏装机比例的快速提升给电网的稳定安全运行带来挑战，储能毫无疑问是解决这一挑战的最理想方案。
美国加州：到2020 年强制安装1.3GW 储能系统。加州公共事务委员会（CPUC ）于2013年10月正式通过一项法案，为使加州能够消纳更高比例的光伏和风电，以实现其可再生能源装机比例（RPS）目标，法案要求加州三大电力公司在2020年必须完成总量1.325GW的储能项目部署，且不含抽水蓄能项目。
三大电力公司之一的南加州爱迪生（SCE）于今年11 月公布了首批261MW 储能订单的中标结果，**超过其最初计划的50MW 的首期招标规模。
行业巨头争相布局：面对电网储能这一即将爆发式增长的巨大市场，国内外行业巨头们已纷纷高调布局，且不约而同地选择了“电池巨头”+ “变流控制/ 系统集成”的强强联手的结盟形式，前者能够提供电池单元这一电网储能系统的核心部件，而后者则具备面向潜在终端客户的销售渠道和售后服务方面的优势。
今年8 月，韩国锂电池巨头三星SDI 与中国光伏逆变器龙头阳光电源签署《合作备忘录》，双方拟在储能领域进行战略合作，之后经过多轮协商和谈判后，双方于11月4 日在韩国釜山签署了《合资合同》，双方将在合肥成立两家合资公司“三星阳光”和“阳光三星”，分别从事“电力设施用锂离子储能电池包”和“电力设施用变流系统和一体化系统”的开发、生产、销售和分销。
今年9 月5 日，瑞士电气设备巨头ABB与比亚迪签署战略合作协议，将发挥各自所长，合作开发新型电池储能系统解决方案，合作范围将围绕四大应用领域：并网储能、电力微网、光伏结合、船舶系统。
今年11月19日，韩国锂电池巨头LG 化学与德国电气设备巨头西门子签署协议，计划在工业化电池储能系统领域的产品项目开发和市场推广进行更深入的合作。LG 将提供电池及BMS系统，且双方已决定在明年合作大力推进多个大型电池储能项目，以确立其市场地位。
此外，日本锂电池巨头松下与Tesla 的合作似乎容易被忽略，但实际上，松下今年7 月底与Tesla 已正式签署协议共同投资建设位于美国的超级电池工厂，而根据Elon Musk 的表述，该工厂除了为Tesla 电动车供应电池外，未来也将为旗下Solarcity 的储能业务提供低成本的锂电池产品，而Solarcity 作为目前美国最大的分布式光伏系统安装商，无疑将是“光伏+储能”细分市场中的重要参与者。
多种技术路线并存发展，铅碳、锂电相对占优
主流技术路线比较：电池路线正在逐渐胜出，成本优势是关键
从储能技术的发展历史来看，随着现代社会电气化程度的不断提高，市场对于能量储存的需求重点已经由热能储存转向电能储存。从下面的储能技术成熟度分布图上可以发现，大部分完全成熟并商业化的储能技术均用于热能储存，而处于研发和示范应用阶段的技术则以电能储存为主。
衡量一种电力储能技术是否具有商业化应用的潜力，主要需考察的参数包括：功率和能量密度、充放电效率（损耗）、规模化/ 模块化能力、工作响应时间、循环寿命、以及最重要的：成本。
综合而言，我们认为：在众多储能技术路线中，电化学储能（即电池储能）已逐步确立未来应用的主流地位，其中，铅酸、锂电、液流等细分路线均有机会占据一席之地；
电池储能普遍具有功率/ 能量密度大、易于模块化部署、具备较大降本潜力的优势；
我们相对更看好低成本的新型铅酸电池（即铅碳电池）和锂电池凭借相对成熟的技术和可接受的成本水平，在电网储能市场的第一波爆发式增长期中占得主要的市场份额。
按储能设施的服务环节位置分类：不同的储能技术路线，根据其所具备的不同参数特性（如容量大、响应速度快、适合频繁充放电循环等），将与能源系统中的各种储能需求形成匹配，服务于不同的电网环节位置，大体可分为发电侧、输配电环节、用电侧（需求侧）三大区域（见下图）。
目前度电成本最低的储能技术路线为抽水蓄能，但这种储能形式的部署受到很大程度的客观条件限制，既需要一定规模的自然（或人工）水体，又需要有一定的海拔落差，且经济规模通常在数百MW，因此仅适用于部分发电侧部署（如配套核电站建设）；
而电池储能因其模块化、响应速度快等特点，部署位置就灵活地多，在电网的发、输、配、用电侧均可部署，目前许多电池储能系统以标准集装箱形式封装，也便于在客户需求变化时调整其部署位置。
下表给出了目前市场上可见的各种电化学储能技术的主要参数和成本水平比较，在实际应用中，需根据不同的应用场合对储能系统所提出的技术要求，选择相应的技术路线和产品。
▶铅酸和锂电大类的技术参数范围很大，同类产品之间仍有较大差异；
▶液流电池大类的功率成本普遍较高，因此通常在需要较高“容量/ 功率比”的应用场合下才可能拥有较好的性价比。
新型铅酸电池（铅碳电池）储能技术
铅碳电池（也称超级电池），是一种将超级电容和铅酸电池技术特性结合为一体的混合电池储能设备，相比传统铅酸电池和锂电池在充放电度电成本和使用性能方面都具有显著优势；
铅碳电池的原理是在铅负极板中加入活性炭，阻止极板的硫酸盐化，大幅提升循环寿命，70%DoD （放电深度）实验循环次数超过 4200次，量产至少3500次；
具备电容特性，充电接受能力高（不影响寿命的情况下充电速度快），设计寿命长达15年；
几乎无需维护，单位容量的购置成本（元/kWh ）较传统铅酸电池高50%~100%，使用寿命4~6 倍，因此整个储能系统全生命周期充放电成本可低至0.4~0.5 元/ 度。
目前国际上拥有成熟铅碳电池产品并开始商业化示范应用的企业主要有日本的古河电池、日立电工，美国的Axion Power 、East Penn 等，且铅碳电池凭借其长循环寿命、充电接受能力高等优秀特性，示范项目类型广泛分布于电网调频、光伏平滑与电能转移、风电平滑、商业建筑及社区储能等各种应用场合。
国内目前在铅碳电池领域具有较多研发储备并开始商业示范应用的主要有圣阳股份、南都电源、天能动力等铅酸电池企业。
其他储能技术路线简介：液流电池、压缩空气储能、钠硫电池
液流电池一般都是由被隔膜分隔成正极半电池和负极半电池组成，并分别外接正负极电解液贮罐。在循环泵的作用下，电解液在储液罐和电池构成的闭合回路中进行流动，同时发生氧化还原反应实现电池的充放电
目前液流电池主要有三种技术路线，分别是：锌溴液流电池、铁铬液流电池和全钒液流电池，主要区别在于使用的电解质溶液不同。
锌溴液流电池最早由埃克森石油公司发明，是一种高性能、低成本、大容量的大型电力储能系统，该电池的储能介质为溴化锌溶液，是目前相对较为主流的液流电池技术之一。
国际上主要有美国ZBB 公司（Nasdaq:ZBB，与国内鑫龙电器有合作）、澳大利亚RedFlow （ASX:RFX）等公司参与锌溴液流电池的研发和生产，国内则有北京百能汇通等几家企业在进行产业化开发。
铁铬液流电池的成本理论上能够低于锌溴和全钒液流电池，但目前参与开发该技术路线的企业极少，国际上只有美国EnerVault 公司参与，今年5月完成了一个由美国能源部资助的示范项目，国内有苏州久润正在致力研发，并已建成第一台2kW 系统产品交付大连理工大学使用。
全钒液流电池是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。
中科院大连化物所是国内较早从事液流储能电池技术研发的单位之一，目前普能公司是国内全钒液流电池研发及商业化的主力。
压缩空气储能是将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或人造储气井中，在需要时释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。
今年5 月，由双良节能与中科院工程热物理研究所共同打造的中科双良储能技术有限公司在北京正式成立，公司致力于研制具有世界领先水平的10MW 超临界压缩空气储能系统。
钠硫电池技术早在1970 年代就由美国福特汽车和日本汤浅研发用于给电动汽车供电，近年来主要由日本NGK和东京电力合作研发生产，并致力于该技术用于电网储能的商业化应用，国内目前主要有上海电气参与研发生产和商业化应用。
较高的能量密度和快速响应能力是钠硫电池的优势所在，在其核心部件陶瓷电解质管在生产、运输、运行中的高损坏率，以及 300 ℃以上的工作温度，则是钠硫电池进一步扩大应用的障碍。
投资策略及重点公司概况
重点布局铅碳和锂电储能龙头供应商，关注其他技术路线，长期看商业模式创新
我们看好储能产业在迫切的终端实际应用需求、随成本下降逐渐体现的经济性、强力政策支持三大驱动力下，在未来2~3 年内的爆发式增长机会。
我们认为储能行业的发展路径和投资机会演绎将与光伏行业十分类似，目前储能行业正处于从小范围试点向大规模应用过渡的初始阶段，类似光伏行业2004~2005年的第一轮爆发期。
目前阶段，明确的投资机会将来自于能够提供高性价比电池单元和充放电控制系统的设备供应商，以及具有技术和渠道优势的解决方案提供商。
未来随着储能市场规模的扩大、各种电力系统激励机制的完善，储能应用潜在的多样化商业模式也将孕育出更丰富的投资机会。
标的方面，建议重点布局铅碳电池和锂电池储能领域的龙头标的：圣阳股份（与日本古河合作铅碳电池）、阳光电源（与三星合作锂电储能）、南都电源（铅碳电池）、比亚迪（锂电储能）；同时，建议关注：双良节能（压缩空气储能）、科陆电子、猛狮科技、雄韬股份、鑫龙电器（液流电池）、天能动力等其他技术路线代表及系统集成商。
关于微控新能源
深圳微控新能源技术有限公司（简称微控或微控新能源）是全球物理储能技术领航者。公司全球总部位于深圳，业务覆盖北美、欧洲、亚洲、拉美等地区，凭借“安全、可靠、高效”的全球领先的磁悬浮能源技术，产品与服务广泛受到华为、GE、ABB、西门子、爱默生等众多世界500强企业的信赖。
面向未来能源“更清洁、高密度、数字化”的三大趋势，公司持续致力于为战略性新兴产业提供能源运输、储存、回收、数据化管理提供系统解决方案。
