随着储能应用场景的多样化，不同技术路线多元并行或将成为常态。
电池是一个生命体，安全是红线，循环周期是尺度。
2018年，电化学储能年度新增容量市场规模首次进入了GWh时代。而短短四年之后，2022年，电化学储能电站单个项目的装机容量便可达到GWh级。
当储能电池从实验室走向产业化、商业化，各条技术路线又各自面临或相同或不同的困境。
截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机规模达到45.74GW。其中，电化学储能装机功率5.4GW，占比11.8%。不过，仅占一成的电化学储能，各条技术路径间的群雄逐鹿的时代已然来临。
美克生能源首席科学家严晓在近日的一场公开演讲中提出，电化学储能会是将来新型电力系统里的关键。这是因为电化学储能不受地域限制，具有可扩展性，而且价格长期来看将越来越低。
事实上，电化学储能具有效率高、响应快、建设周期短等特点。随着储能应用场景的多样化，不同技术路线多元并行或将成为常态。
锂电池“秀肌肉”
1991年，索尼公司将锂电池商业化。20多年后的2016年，一家地处中原腹地河南焦作的公司多氟多，申请了一项名为“一种动态结晶制备六氟磷酸锂的方法和装置”的发明专利。
更早一些时候，六氟磷酸锂在中国实现量产技术后，打破了日本企业对该项技术的垄断，我国成为全球第二个自主生产晶体六氟磷酸锂的国家，彻底解决了锂电池上游材料“卡脖子”的问题。
锂电凭借响应速度快，环境适应性强和不断提升的电池循环寿命，优先被新能源汽车的动力电池和储能电池选中。截至2021年底，锂离子电池在新型储能市场中的累计装机规模占比达89.7%，为绝对龙头；铅蓄电池市场累计装机规模占比5.9%。
今年1月，国轩高科（002074.SZ）全资子公司合肥国轩成功中标皖能电力“淮北皖能储能电站一期（103MW/206MWh）工程总承包”项目，公告显示，该项目总体建设规模1GWh，建设周期270天，全部建成后，将成为国内单体容量最大的电网侧磷酸铁锂储能电站。
尽管市场优先选择了锂电池，但安全性是大型储能不得不优先考虑问题。例如，今年6月，国家能源局综合司发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》提出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。
此外，锂电的另一困境是原材料价格飙升。作为磷酸铁锂电池上游原材料，由于下游旺盛的需求，电池级碳酸锂近两年价格飙升，上游原材料的市场报价甚至出现了散单提价等行业乱象。
时隔几个月，电池级碳酸锂价格重新回到50万元/吨高位。百川盈孚数据显示，至9月15日，国内电池级碳酸锂市场均价已来到51万元/吨。
今年上半年，高价锂也开始反噬储能。2022年上半年显示，宁德时代（300750.SZ）储能系统业务实现了超127亿的销售收入，同比增长达171.41%，储能业务已经占到该公司上半年总收入的11%。不过，储能业务毛利率骤降至6.43%，同比下滑近30个百分点。
同样作为国内动力电池厂商第二梯队的领军者，国轩高科上半年财报首次披露了储能电池业务的数据，期内实现营业收入12.79亿元，占总营业收入14.8%，但毛利率仅有10.24%，整体上拖累了公司毛利率水平。南都电源（300068.SZ）和派能科技（688063.SH）的储能板块毛利率也不同程度遇袭。
铅蓄电池“谋长远”
据中国化学与物理电源行业协会储能分会发布的《2022年储能产业应用研究报告》，2002年至2017年间，锂离子电池和铅蓄电池的功率装机规模不分伯仲，而2018年至2021年间，受锂离子电池储能系统成本下降及综合性能快速提升的影响，锂离子电池开始占据主导地位，四年间锂离子电池功率装机占比依次为78.9%、98.6%、91.6%、99.3%。
“铅酸电池更多是容量型储能电池的应用，而锂电池是能量型电池。”一位业内专家向21世纪经济报道记者解释，因此铅蓄电池更适用于长时环境下储能应用场景。
作为最成熟的大型储能技术，铅酸电池因其安全性和成本优势也成为受到业主青睐的一种电池技术。
铅碳电池从本质上来说，是对铅酸电池配方的优化。碳元素的加入，使铅碳电池在保留铅酸电池原有功率密度的基础上，充放电性能得到大幅改善。
“安全永远是红线。”长兴太湖能谷科技有限公司（下称“太湖能谷”）的创始人吴建斌认为。
“从性价比来说，我们也做了一下比较锂电池、传统铅酸铅碳电池以及由我们控制的铅酸铅碳电池的区别，发现控制下的铅酸铅碳电池性价比可以大幅提高，现在浙江省平均峰谷电价差9毛的情况下，我们收益率比较可观，收益比较理想。由于100%可回收，所以它残值很高。如果自己生产、自己回收残值可以达到70%。”吴建斌在接受21世纪经济报道记者采访时表示。
据悉，太湖能谷运用TEC-EngineTM技术与传统铅酸/铅碳电池结合，配置业界先进的液冷系统，形成“智能铅碳储能系统”，可适用于发电侧、电网侧和用户侧等多种场景。
南都能源相佳媛博士向21世纪经济报道记者指出，储能电站的运行比较在乎能量转换效率，对于铅酸电池来说，充100度电可以放出90度电，这对于电站实际使用的经济性上来说，应该是与液流电池相比最大的优势。
她进一步表示，储能场景本身就是多元化的。储能未来的三个大的应用场景，短时高频、2至4小时的中长时以及日内及季节性调节的长时储能，不同场景对于储能的要求不同，所以市场上的多种技术路线并行是一件好事情。
值得一提的是，作为储能“老兵”，南都电源在铅碳电池技术上有超过20年时间积累。该公司在储能电池业务上仍坚持“两条腿走路”，掌握着锂电和铅碳两种主要电化学储能技术。当前，公司在储能业务的策略以锂电业务为主，铅碳业务为辅。
液流电池“赶时髦”
而长时储能的另一位佼佼者是液流电池，全钒液流、铁铬液流、锌溴液流等细分路线让赛道显得有些拥挤。
1974年，Thaller提出了一种电化学储能技术，这种新的蓄电池称作液流电池，也是钒电池的前身。
目前，距离商业化最近的路线是全钒液流电池。
北京普能世纪科技有限公司总裁兼首席技术官黄绵延在三年前的一次公开演讲中用“市场化的前期”来描述全钒液流电池的产业发展进度。
“看到曙光了，但是离真正的成功，还有一段距离。”黄绵延在近日落幕的第十二届中国国际储能大会期间接受21世纪经济报道记者采访时感叹。
利用氧化还原为基础原理的液流电池一度成为资本的“香饽饽”。4月27日A股触底之后，上游材料的供应方钒钛股份（000629.SZ）的股价便一路攀高，到7月21日，股价从2.76元/股涨到7.87元/股。
钒电池的特点之一是安全性能突出。从电堆和辅助系统配套设计角度，目前钒电池设计的循环寿命大于15000次，远高于三元锂电池的800次和磷酸铁锂的3000至6000次。
另一优势是钒资源的储备，相较于国内资源储量占比仅7%的锂资源，我国的钒资源、钒矿储量均位于全球第一，占比分别为39%、68%。
从细分市场来看，黄绵延认为，总体来说有两个市场非常适合，一是大型可再生能源并网；二是电网侧的调峰电站。
凭借20余年在全钒液流电池的技术积累，目前普能世纪已开始规划GWh级液流电池。而随着大型储能的需求激增，全钒液流电池的成本优势开始凸显。事实上，长时储能时代的到来也为液流电池的规模打开了想象空间。
“全钒电池因为本征安全、循环寿命长、绿色可循环，所以是一个理想的长时储能技术。目前，全钒电池的产业链正在快速成型、成本在快速下降。除上游钒资源的垂直整合没有完成外，产业链中已基本没有制约发展的瓶颈因素。”黄绵延认为。
“钒资源主要是在钢铁行业里流通，针对全钒液流电池所需要的开发出来低成本的大量供应的方案，而且是独立于钢铁行业的钒，目前来讲开发程度是不够的。也就是唯一的‘卡脖子’问题。”黄绵延进一步解释。
黄绵延最后强调，从某种程度上，我们认为全钒液流电池是适合未来长时储能做调峰电站的技术。同时，液流电池也非常适合用作为抽水蓄能的补充，我们一直以来也是这么定义未来市场的。
（作者：费心懿编辑：张伟贤）
