储能 · aiwiki.page

储能是指将某一时刻产生的能量捕获并保存下来，以便在之后使用的过程，通常在转换为另一种形式后再加以利用。它涵盖多种物理和化学方法，包括电池、抽水蓄能水库、压缩空气、飞轮、超级电容器、氢气以及热能存储装置。由于储能是能量的载体和转换装置，而非一次能源，其设计受能量平衡以及每个转换环节中发生的热力学损耗所制约。

储能之所以重要，是因为能量的供给与需求很少同步。电网必须时刻使发电量与用电量相匹配，而太阳能和风能的占比日益增长，其出力随天气和昼夜时段变化，使这种匹配更加困难。储能还支撑着交通电气化、离网供电和工业供热。抽水蓄能长期以来占据全球已装机储能容量的大部分，但锂离子电池已成为增长最快的储能形式。与此同时，新的化学体系和长时储能技术也在不断研发，以满足电池在经济性上无法胜任的需求。

本词条首先界定储能的基本物理量和物理极限，然后按类别介绍各类储能技术：机械储能、电化学储能、电气储能、化学储能和热储能。随后讨论性能指标与经济性、电网及终端用户的应用、安全与资源问题、历史发展、市场与政策动态，以及尚待解决的研究问题。

定义与基本量

能量和功率是不同的物理量，描述储能系统时必须同时给出两者。能量是系统能够输出的总工作量，单位为焦耳（J）或千瓦时（kWh），其中 1 kWh 等于 3.6 MJ。功率是能量传递的速率，单位为瓦（W）或千瓦（kW）。两者通过时间相联系： $E = P \cdot t$ 。比值 $t = E/P$ 给出以额定功率满功率放电的持续时间。一座 100 MW、可用能量为 400 MWh 的系统因此可以满功率运行四小时。储能资产需要用这两个数值共同描述，因为它们决定了不同的服务能力。功率决定系统应对故障或电价尖峰的速度，能量则决定其能够持续供电的时长。系统可以功率高而能量小，例如电容器；也可以反过来，例如大型季节性储能装置。

若干物理量用于描述系统能容纳多少能量以及储存得有多紧凑。容量是在规定条件下可用的能量，对系统通常以千瓦时计，对单体电池则常以安时（Ah）计。质量能量密度是单位质量的能量（Wh/kg），体积能量密度是单位体积的能量（Wh/L）；一般概念参见能量密度。功率密度是功率与质量或体积之比（W/kg、W/L），对车辆和快速响应类应用而言更为关键。商用锂离子电池的能量密度通常在约 150 至 250 Wh/kg 之间，而汽油的化学能约为 12 kWh/kg，这说明了为什么在某些用途中燃料很难被替代。荷电状态（SoC）是剩余能量占可用容量的百分比。放电深度（DoD）是一个循环中被抽取的容量比例，因此从满电放至 20% SoC 的一个循环，其 DoD 为 80%。由于损耗通常随放电深度增大而加剧，DoD 与后文讨论的循环寿命直接相关。

储能是能量载体和转换装置，而不是一次能源。太阳辐射、风能、化石燃料和核裂变等一次能源所提供的能量，来源于储能系统之外。储能装置从电或热中获取能量，以某种物理或化学形式保存，之后再释放出来，并伴随损耗。因此，储能是在时间上转移能量，有时还会改变能量的形式，但不会产生净能量。这一点使储能有别于发电。发电机把一次资源转换为可用能量，而储能系统则把可用能量转换为储存状态，再转换回来。在电网中，同一装置充电时是负荷，放电时是电源，因此其分类取决于运行模式；储能的价值则来自时间与地点上的调配，以及快速响应的能力。

不同技术服务的时间尺度差异很大，各类技术之间的界限也只是大致的。在毫秒到秒的尺度上，静电电容器、超级电容器以及超导磁体用于应对电能质量扰动。飞轮通过高速旋转的转子储存动能，适用于秒到分钟的时间尺度。锂离子电池最常用于一到四小时的部署，这也是短时电网平衡和大多数电动汽车使用的通常时长。抽水蓄能和压缩空气分别储存重力势能和压缩气体，通常覆盖数小时到数天。液流电池和热储能则适用于从每天到数天的需求。通过电解制取、之后在燃料电池或涡轮机中再转换的氢气，是从周到季节尺度储能的主要候选，因为其化学能可以保存数月，且自放电很少。化学能载体和大型热储能在季节性供暖中也发挥作用。这些选项各自在独立的小节中讨论，但上述对应关系说明了为什么没有任何单一技术能够在所有时长范围内占据主导地位。

热力学原理与损耗

每一种储能装置都遵循热力学第一定律，该定律要求能量必须被精确核算。对于荷电状态为 $E(t)$ 、充电功率为 $P_{\text{in}}$ 、放电功率为 $P_{\text{out}}$ 、损耗功率为 $P_{\text{loss}}$ 的储能体，其能量平衡为 $\frac{dE}{dt} = P_{\text{in}} - P_{\text{out}} - P_{\text{loss}}$ 因此，储能本身并不产生能量。它以化学能、电化学能、机械能或热能等形式保存能量，即保存为某种形式的内能。凡是未作为有用输出而离开系统的每一焦耳能量，都表现为损耗。往返效率是指在一个完整的充放电循环中，回收的能量与输入能量之比： $\eta_{\text{rt}} = \frac{E_{\text{out}}}{E_{\text{in}}}$ 公布的数值取决于所选取的边界。交流到交流的数值包含逆变器和变压器，直流到直流的数值则不包含；热管理水泵等辅助负载可能计入也可能不计入。因此，只有在明确定义的前提下，比较才有意义。

热力学第二定律解释了为什么 $\eta_{\text{rt}}$ 永远无法达到 100%。每一个实际的充电或放电过程都是不可逆的，并会产生熵， $S_{\text{gen}} \ge 0$ 。这种熵产生所损失的可用功为 $T_0 S_{\text{gen}}$ ，其中 $T_0$ 为环境温度（即古伊–斯托多拉关系）。因此，损耗是不可逆性的结果，而不仅仅是工程水平不足的问题。第二定律同样限制了基于热能的储能。在高温 $T_h$ 下储存的热量，最多只能按卡诺循环因子 $\eta_C = 1 - T_c/T_h$ 的比例转化为功，其中 $T_c$ 为环境或热沉的温度。储存在 800 K 并排放到 300 K 的热量，最多只有 62.5% 能转化为功，而实际的热机远低于这一数值。把能量保存为电能、化学能或机械能的储能方式，在储存环节本身就避开了这一限制，这也是它们效率可以高得多的原因之一。

储能还与时间相关，因为存储的能量会逐渐流失。在许多系统中，损耗速率大致与存储量成正比，因此 $E(t) = E_0 e^{-t/\tau}$ ，其中 $\tau$ 为特征时间常数。电池通过寄生副反应以及电子透过隔膜的缓慢漏电而损失电荷；电容器则通过介质和电解质中的漏电而损失能量。热储存通过壁面散热损失热量，其速率由保温措施和热导率决定。液氢会蒸发逸散，飞轮则因轴承摩擦和空气阻力而损失能量。待机损耗属于另一类，因为它们是与吞吐量无关的固定功率消耗，例如电力电子设备、电池管理系统、防止熔盐凝固的加热器以及冷却系统。这类损耗对小能量规模以及很少循环的长时储能影响最大；而与电流相关的电阻损耗和电化学过电位损耗则在高功率时占主导。因此，效率是功率和时间的函数，而不是一个单一常数。

转换链会使这些损耗按乘法方式累积。对于一系列步骤， $\eta_{\text{chain}} = \prod_i \eta_i$ 。以电能→化学能→电能的路径为例，如锂离子电池每个方向的效率约为 95%，则总体效率约为 90%。若采用电能→氢→电能的路径，包括电解、压缩或储存，以及燃料电池或汽轮机，每一步都会引入自身的损耗，总效率很容易降到其中一小部分。电能→热能→电能的路径约束更强。电阻加热几乎没有损耗，但热能重新转化为电能受到卡诺因子以及动力循环效率的限制，因此总效率远低于电学路径。这种乘法式的代价解释了为什么直接的电学或电化学储能通常更适合短时服务，而化学和热学路线只在其他优势足以抵消较低往返效率时才被采用。

抽水蓄能

工作原理

抽水蓄能（PHS）以水的重力势能的形式储存电能。一座电站有两个处于不同海拔高度的水库。当电价低廉或电力过剩时，水泵将水从低处水库抽到高处水库，水泵由电动机驱动。当电网需要电力时，水经水轮机下落，带动发电机发电。储存的能量为 $E = \rho V g H$ 其中 $\rho$ 为水的密度， $V$ 为输送的水量， $g$ 为重力加速度， $H$ 为水头，即高度差。粗略估算，1000 立方米的水下落 100 米，约可储存 0.27 兆瓦时的能量。由于同一批水被反复使用，该系统是一种可反复充放电的储能装置，而非能源。实际选址需要特定的地质条件，且两座水库之间需有足够的高度差，通常在 1000 至 2000 英尺之间。同时承担抽水与发电两项任务的可逆式机组，称为可逆式水泵水轮机组。

储能占比与效率

抽水蓄能在电网储能中占据主导地位，不过公布的占比取决于统计年份和所用指标。国际水电协会称，抽水蓄能占全球已装机储能容量的 94% 以上。一篇期刊综述报告称，全球电力储能的功率（GW）容量中超过 95% 来自抽水蓄能，储能电量（GWh）则占 99%。阿贡国家实验室的一位分析师（经 Yale E360 引用）给出的比例是全球已装机储能容量的 98% 以上，但这是较早时期的数据。总量数据也各不相同：一种说法是全球装机容量接近 200 GW，另一种则给出截至 2023 年为 182 GW。就储存的能量而言，各来源的数据较为一致：国际水电协会估计，全球抽水蓄能项目可储存多达 9000 吉瓦时（GWh）的电能。

往返效率是指放出的电量与输入的电量之比，通常在 70% 至 85% 之间。一份市场报告给出的数值为 70%–85%（高效率），这一数字应视为典型范围，而非固定值。损耗来自水泵、水轮机、发电机和电动机，也来自水库中的蒸发和渗漏。资产寿命同样很长。一项针对闭环设施的全生命周期研究假设其寿命为 80 年，且期间不更换水库衬层。大坝、隧洞和洞室等土建工程通常比机电设备更耐用，后者可以在电站运行期间进行翻新或更换。

选址、环境与社会影响

决定抽水蓄能发展的主要因素是地理条件，而非效率。合适的场址需要较大的海拔高差、充足的水库容量和适宜的地质条件。现有电站大多为开环式。美国能源部将开环项目定义为“与天然流动的水体持续相连”，闭环项目则为“不与天然流动的水体持续相连”。开环电站可能改变水生栖息地，运行过程中还可能影响水质，具体表现为溶解性固体、营养物质和重金属浓度升高。

闭环设计可以减轻其中的许多影响。美国能源部资助的一项研究发现，闭环抽水蓄能项目的环境影响通常比开环项目小，影响范围更局部，持续时间也更短。不过，取舍确实存在：闭环系统的某些特定影响可能高于开环系统，尤其是在地质、土壤和地下水方面。施工阶段的影响也可能更大，特别是在需要新建两座水库的情况下。社会冲突正日益成为一个突出问题。关于审批和协商程序的担忧，以及围绕选址、水资源和原住民土地的争议，正越来越频繁地出现，在美国西部干旱地区尤为明显。地下布局可以减少地表占地。瑞士的 Nant de Drance 电站在 Lac d'Emosson 与 Lac du Vieux Emosson 两座水库之间设有位于地下 600 米处的厂房洞室，其隧洞总长超过 17 公里。

早期历史与现代角色

最早的抽水蓄能装置出现在 19 世纪 80 年代和 90 年代的欧洲。1882 年，苏黎世的一座电站使用风力驱动的往复式水泵将水抽到上水库，但没有发电机。随后瑞士又陆续建成多座电站：1891 年在苏黎世的利马特河（Limmat）上建成一座，1894 年在马焦雷湖（Lake Maggiore）建成第二座，1899 年在阿勒河（Aare）建成第三座。在意大利，1894 年卢伊诺（Luino）的一座电站利用水泵驱动一家纺纱厂。20 世纪初的电网规模小且相互孤立，当时只有带大型水库的常规水电站和抽水蓄能电站可作为公用事业级储能技术。1909 年，瑞士沙夫豪森（Schaffhausen）附近的第一座大型电站建成，装机容量为 1.5 兆瓦，采用独立的水泵和水轮机。第一座商业电站是德国的 Niederwartha，于 1929 年投入运行。储能最初用于将夜间抽水与白天的用电需求相匹配，后来又用于平抑基荷电站的出力。如今其作用已进一步拓展。目前，抽水蓄能仍是唯一成熟、经过验证、可商业化提供大规模公用事业级储能的技术。现代电站越来越多地采用变速机组，水泵的转速可以调节，而不必固定于电网频率。这使运营方能够调节抽水功率，更快地响应电网需求，从而扩大了项目可服务的场址和业务范围。

压缩空气、飞轮与重力储能

非绝热与绝热压缩空气储能

压缩空气储能（CAES）利用电力驱动压缩机压缩空气。压缩后的空气储存在储气库中，之后通过涡轮膨胀做功发电。这类系统设计中的核心问题是压缩过程产生的热量如何处理。在非绝热系统中，大部分压缩热通过中间冷却器散失到大气中，因此空气在重新进入循环前必须再加热。这一加热步骤通常要燃烧天然气或其他燃料。正因如此，纯非绝热设计的往返效率较低，约为 40% 至 50%，且过程会排放温室气体。

绝热设计则保留了这部分热量。压缩时，热量被从空气中取出并存入蓄热装置，在空气进入涡轮前再将热量送回空气。常用的蓄热介质包括混凝土、石块等固体，以及热油、熔盐等流体。蓄热装置是提高循环效率的关键，实际往返效率通常预计可达约 70%。目前报道中规模最大的绝热电站位于中国淮安，由两台 300 MW 机组组成，能量转换效率为 71%，储能容量为 2.4 GWh。

液态空气储能（LAES）是另一种相关技术。空气被冷却至低温并以液态形式储存在绝热罐中。需要发电时，液态空气蒸发并膨胀以驱动涡轮，过程中释放的冷量还可以回收利用。由于液态空气的密度远高于压缩气体，LAES 的体积更为紧凑：有研究发现，若综合考虑影响能量密度的各类空间因素，LAES 的能量密度比 CAES 高出 6.9 倍。目前该技术的商业化应用仍处于早期阶段，主要集中在示范项目中。

洞穴、盐层与选址限制

压缩空气可以储存在多种地下介质中，包括多孔岩层、已枯竭的天然气或油田，以及盐岩或岩层中的洞穴。地面管道储气也是可行的，但这类系统造价往往较高，储气容量通常无法与地下洞穴相比。

盐穴是商业电站的首选介质，因为盐岩不透气，并且能承受反复的压力循环。德国的 Huntorf 电站将空气储存在约 600 米深的盐穴中，容积约为 31 万立方米，运行压力在 5 至 7 MPa 之间。美国阿拉巴马州的 McIntosh 电站利用约 450 米深的岩盐层，压力在 4.5 至 7.4 MPa 之间循环。在部分地区，盐矿资源十分丰富：例如北欧有大量盐层，目前已有近 500 个盐穴用于天然气储存。尽管如此，地质条件仍是主要制约因素。研究指出，该技术的可行性已经得到验证，但选址仍是核心瓶颈。站点需要具备合适的岩层、良好的密封性以及附近的电网接入条件，而洞穴的容积和压力范围则决定了可储存的能量。

两座商业电站体现了功率与持续时间之间的权衡。Huntorf 电站于 1978 年投入运行，充、放电功率分别为 60 MW 和 290 MW，可连续充电 8 小时，以提供 2 小时的发电量。McIntosh 电站自 1991 年运行，可输出 110 MW 的电力，持续时间最长可达 26 小时。Huntorf 在涡轮中燃烧天然气，而 McIntosh 则利用燃气轮机末级的排气，通过换热器预热涡轮进气。

飞轮储能

飞轮以旋转质量的动能形式储存能量。典型系统中，多余电力可用于驱动电动机使飞轮加速；需要供电时，储存的动能则驱动发电机发电。储存能量为 $E = \tfrac{1}{2} I \omega^{2}$ ，其中 $I$ 为转动惯量， $\omega$ 为角速度，因此提高转速是增加储能容量最有效的途径。为此，转子通常安装在真空外壳内，并采用低摩擦轴承（常为磁悬浮轴承），以减小风阻和轴承损耗。这些设计选择属于通用工程实践，并非统一标准。通过这些措施，转子能够保持转速，实现从几分钟到数小时的储能，其限制主要来自自放电。

飞轮响应快、功率大，但储能量较小。由于能够快速高效地储存和释放能量，并具有高功率密度和较长的使用寿命，它被视为环境友好的短时储能方案。这一特性使其适合用于调频。当负荷超过发电量时电网频率下降，发电量超过负荷时频率上升，因此响应迅速的设备能在数秒内纠正功率失衡。电网级应用的例子包括 Beacon Power 在宾夕法尼亚州建设的项目，该电站投运了 20 MW 的装置，采用以 16,000 转/分钟运行的碳纤维转子。在混合系统中，飞轮常与电池搭配使用：飞轮负责应对快速波动，电池则提供较长时间的能量供应。

重力储能

重力储能以质量块被举升到一定高度所获得的重力势能形式储存能量， $E = mgh$ 。它在概念上与抽水蓄能相似，但工作介质是固体。已提出的设计方案包括用起重机将重块堆叠在塔架中、在废弃矿井竖井中放下重物，以及利用绞车在深竖井中升降重物。单位质量的储能密度较低：将一吨重物提升 100 米，仅能储存约 0.27 kWh。因此，扩大规模需要大质量块、高大结构或深竖井，还需要能够承受频繁循环的机械系统。

大多数重力储能方案仍处于试点或示范阶段。其优势在于设计寿命长、使用的材料很少发生退化，并且不依赖特定的水源。其劣势则是能量密度低于大多数化学储能系统，并且对站点地形和建设成本高度敏感。它们能否在电网规模上与其他技术竞争，取决于已经验证的往返效率、每千瓦时的资本成本，以及多年的运行经验，而这些方面目前仍然有限。

电化学电池：基本原理

原电池与氧化还原反应

原电池（伏打电池）将自发的氧化还原反应的自由能转化为电功。该反应被拆分为两个在空间上相互分离的半反应。负极（放电时为阳极）发生氧化，向外电路释放电子；正极（阴极）发生还原，消耗这些电子。电池内部的电荷平衡则依靠离子通过电解质迁移来维持。在经典的丹尼尔电池中，锌在一个半电池中被氧化，同时铜离子在铜电极上被还原，标称电压约为 1.1 V。关键在于两个反应的分离：如果锌与硫酸铜在同一个烧杯中直接反应，同样的化学能只会以热的形式释放，无法被利用。在可充电电池中，充电时电流方向反转，电极在反应意义上交换角色，但负极和正极这两个术语仍按极性固定不变。

电池电压、电极电势与损耗

开路电压由两个电极电势之差决定，即 $E_{\text{cell}} = E_{\text{cathode}} - E_{\text{anode}}$ ，并通过 $\Delta G = -nFE$ 与反应的吉布斯自由能相联系，其中 $n$ 为转移的电子数， $F$ 为法拉第常数。浓度会按能斯特方程改变电极电势：

E = E^\circ - \frac{RT}{nF}\ln Q

锂之所以有吸引力，是因为其标准电极电势非常负，相对于标准氢电极约为 −3.04 V。在锂离子电池中，石墨负极相对于 Li/Li⁺ 的工作电位接近 0.1 V，钴酸锂正极约为 3.9 V，因此标称电压约为 3.6–3.7 V。

在负载下，由于过电位的存在，端电压会低于这一平衡值。活化过电位反映电极表面电荷转移的动力学，可用巴特勒–福尔默方程描述：

i = i_0\left[\exp\left(\frac{\alpha_a F \eta}{RT}\right)-\exp\left(-\frac{\alpha_c F \eta}{RT}\right)\right]

其中 $i_0$ 为交换电流密度，用于衡量反应在平衡状态下进行的难易程度， $\eta$ 为过电位。欧姆损耗来源于电解质中的离子电阻、电极和接触点中的电子电阻，以及由此产生的 IR 压降；欧姆部分近似满足 $V = E_{\text{OCV}} - IR_{\text{int}}$ 。当反应物无法足够快地到达电极表面时，就会出现浓差过电位，它限制了电池的大电流工作能力。低温会同时减缓动力学过程并增大电阻，因此电池在寒冷环境中电压下降、容量减少。

嵌入型与转换型电极

通过离子嵌入来储存电荷的电极材料称为嵌入型电极。客体离子进入主体晶格中的空位，而主体骨架几乎不发生变化。石墨可嵌入锂至 LiC₆，理论容量约为 372 mAh/g；层状氧化物和橄榄石型磷酸盐（如 LiFePO₄）在正极一侧也遵循同样的原理。由于每次循环后骨架保持完好，这类电极可以承受数千次循环，但其容量受可用位点数量的限制。

转换型电极则不同，它发生化学反应，断裂并重新形成化学键，生成新的物相。例如，金属氧化物可被还原为金属和氧化锂，金属氟化物则生成氟化锂。每个化学式单元可以交换多个电子，因此比容量可以高得多。其代价是体积变化巨大、颗粒粉化、动力学缓慢，以及充放电之间的电压滞后。

可逆性是区分可充电电极与一次电极的关键。可充电电极必须能够恢复到接近其初始状态，而不可逆的副产物会消耗电荷。因此，每循环的库仑效率至关重要：若每循环为 99.9%，经过 1000 次循环后仅剩约 37% 的初始容量，因为 $0.999^{1000} \approx 0.37$ 。嵌入过程的结构变化很小，有利于可逆性；而许多转换反应要么只能用于一次电池，要么需要大量工程改进才能实现循环使用。

电解质与隔膜

电解质必须能够导通离子，同时阻断电子。若电解质具有电子导电性，会造成电池内部短路并引起自放电。它还必须在两个电极之间的电压窗口内保持稳定，否则会发生分解。铅酸电池使用水溶液形式的硫酸，镍基电池使用碱性的氢氧化钾，锂离子电池则使用溶解于有机碳酸酯溶剂中的锂盐，如 LiPF₆。液态电解质在室温下的离子电导率通常可达约 10 mS/cm 量级，远高于大多数固态电解质。

隔膜是一个独立的组件，其作用是机械性的而非化学性的。它是一层多孔膜，通常由聚烯烃（如聚乙烯或聚丙烯）制成，有时还带有陶瓷涂层。隔膜使两个电极不直接接触，同时允许离子通过充满电解质的孔道迁移。隔膜越薄，能量密度越高，但短路风险也越大。聚乙烯隔膜还提供热保护：其孔道在约 130 °C 时闭合，从而在电池过热时切断离子流动。因此，电解质与隔膜相互配合：一个负责传导离子，另一个负责将电极隔开。

锂离子电池

正极化学体系：磷酸铁锂与镍基层状氧化物

锂离子电芯通过锂离子在石墨（或含硅）负极与金属氧化物或磷酸盐正极之间往返迁移来储存能量，电子则经外电路流动。正极材料的选择，基本决定了电压、能量密度、成本、热稳定性和循环寿命之间的权衡。

磷酸铁锂（LFP，LiFePO₄）采用橄榄石结构，其中磷–氧键很强，在高温下不易释放氧。其标称电压约为 3.2 V，且不含钴和镍。它的质量能量密度低于镍基电池，电芯层面通常在约 150–200 Wh/kg 之间，但耐深度充放电能力强，通常可循环数千次，容量仍保持在初始值的 80%，其热失控起始温度也高于高镍电池。不过，它在低温下的性能较弱，这是业界公认的局限。

镍基层状氧化物，如镍钴锰（NMC）和镍钴铝（NCA），电芯层面的能量密度较高，约为 200–270 Wh/kg，低温性能也更好。其代价包括原材料成本较高、依赖钴和镍的供应链、镍含量升高后热失控起始温度随之降低，并且通常寿命终点前的循环次数较少。市场份额变化很快。2025 年的行业数据显示，磷酸铁锂已成为全球装机量最大的电动汽车电池化学体系，并占据了大部分固定式储能项目；而镍钴锰材料在高端车型和长续航车型中仍占有重要地位，尤其是在中国以外的市场。电池包价格的比较高度依赖应用场景和地区，因此文中的成本差距仅供参考。

电芯、模块、电池包与电池管理系统

电芯是最基本的电化学单元，包含电极、隔膜、电解液和密封外壳，常见形式有圆柱形、方形和软包。电芯串联可提高电压，并联可增加容量，由此组成模块。模块再配以冷却板、母排、熔断器和接触器装配成电池包，电池包再与功率电子器件一起集成到车辆中，或组装为集装箱式储能系统。

电池管理系统（BMS）负责监测每个电芯或模块的电压、电流和温度，并估算荷电状态（SOC）和健康状态（SOH）。它会均衡各电芯电压，确保运行在安全范围内，在出现故障时断开接触器，并与充电器、逆变器或电网控制器通信。由于串联电芯在容量和内阻上存在细微差异，均衡与精确的状态估算在很大程度上决定了电池包的标称容量随时间有多少仍可被实际使用。

固体电解质界面膜与性能衰减

在最初的几次充电过程中，电解液会在石墨负极表面发生还原。石墨的电位低于常规有机电解液的电化学稳定窗口，因此还原不可避免。还原产物会形成一层薄的钝化膜，即固体电解质界面膜（SEI）。该膜具有电子绝缘性，同时允许锂离子通过。形成良好的 SEI 可以阻止电解液继续分解，但它会不可逆地消耗锂，这也是新电芯首次循环容量损失的原因。

循环过程中的容量衰减源于多种机制。SEI 会增厚并开裂，锂库存随之减少，活性物质会因失去电接触而被孤立，电极结构也会在反复嵌入和脱出过程中承受应变。当金属锂沉积在负极表面而不是嵌入石墨时，就会发生析锂，这通常出现在低温、高倍率充电或高荷电状态下。析出的锂可能与电解液反应，并可能形成枝晶，威胁隔膜的完整性。日历老化是指电芯闲置时的容量损失，主要由 SEI 缓慢生长所致，而温度升高和高荷电状态都会加速这一过程。电池管理策略，如限制充电倍率、温度控制和电压窗口设定，都旨在减缓这些过程。

商业化历程

该化学体系在 20 世纪 70 年代至 80 年代间逐步发展。M. 斯坦利·惠廷厄姆（M. Stanley Whittingham）提出了嵌入式正极概念；约翰·B. 古迪纳夫（John B. Goodenough）发现层状钴酸锂可作为高电压正极；吉野彰（Akira Yoshino）则制造出了实用的碳负极原型。1991 年，索尼率先将锂离子电芯商业化，最初用于摄像机，随后用于便携式电子产品，并在许多设备中取代了镍镉电池。这三位研究者共同获得了 2019 年诺贝尔化学奖。2000 年代，手机和笔记本电脑推动了锂离子电池的大规模增长，正极和电芯制造能力迅速扩张，东亚尤其显著。2000 年代末至 2010 年代初出现的电动汽车，以及大约 2015 年起并网的储能项目，使锂离子电池成为移动和固定储能领域的主流技术。这一地位也促使人们重新关注成本、安全性、原材料供应和回收问题。

其他电池化学体系

液流电池

在液流电池中，活性物质溶解于储存在外部储罐中的液体电解质内，并被泵送通过一组电化学电池堆，反应在电池堆中发生。电池堆决定功率，储罐决定能量，因此二者可以独立设计。增加储罐容量可以在不改变最大功率的情况下增加储存能量，而扩大电池堆则产生相反的效果。这种解耦是它与锂离子电池等密封式电池在结构上的主要区别，后者的能量和功率都与同一电极面积相关联。

全钒液流电池在隔膜两侧使用多种氧化态的钒离子，因此两个半电池之间的交叉污染可以通过重新平衡电解液而部分逆转。锌溴液流电池则在充电时将锌沉积到电极上，并依靠溴络合剂来控制活性物质。铁基液流体系使用更廉价的原材料，但截至2026年年中，一家开发商报告的部署规模仍然有限，在产率、成本和效率方面仍存在待解决的问题。

经济性情况不一。根据一项行业分析，2026年初面向4小时及以上时长的公用事业项目，安装后的钒液流系统约为每千瓦时400–500美元，而磷酸铁锂约为每千瓦时230–280美元；另一项研究给出的欧洲磷酸铁锂交钥匙工程价格则接近每千瓦时177美元，因此基准数据高度依赖来源和计算方法。钒液流电池的往返效率通常为65%–85%，低于磷酸铁锂通常引用的85%以上。储能时长越长，成本越低，因为增加能量意味着增加电解液而非电池单体，这也是液流电池主要被提议用于八小时或更长时间储能的原因。近年来钒价波动也很大，而且中国掌握着钒供应链70%以上的份额，这增加了融资风险。

钠离子电池

钠离子电池与锂离子电池采用相同的基本“摇椅”原理，钠离子在两极之间往返迁移。钠在地壳中的储量远比锂丰富，分布也更广泛；钠离子电池设计不使用锂，且在多数情况下也不使用石墨。其代价是能量密度较低。宁德时代于2025年4月推出的Naxtra系列，额定能量密度最高约为175 Wh/kg，设计工作温度范围为−40 °C至70 °C。该公司于2025年开始大规模生产钠离子电池，并宣布2026年将在汽车、换电和储能领域更广泛地应用。据报道，该公司与一家中国系统集成商签订了一份为期三年、规模为60 GWh的储能供货协议，显示出商业化意图，但其交付进度尚未得到验证。

分析人士对成本的看法存在分歧。钠离子电池的支持者强调材料更便宜、低温性能更好；而国际能源署指出，目前最接近市场化的化学体系仍依赖镍和锰，其全球供应链远不如锂离子电池成熟，并且除非锂价持续上涨或钠离子电池的能量密度显著提高，否则经过优化的磷酸铁锂在能量密度、供应成熟度和成本方面仍然领先。因此，钠离子电池目前最先在对重量要求较低的场景中得到应用，例如固定式储能和低续航车辆。

固态电池

固态电池用固体离子导体取代液态或凝胶态电解质，常见的固体离子导体包括陶瓷、硫化物或聚合物。其动机有三方面：原则上，固体电解质可以使用锂金属负极，从而提高能量密度；它去除了可燃的有机溶剂，而这种溶剂是热失控的诱因之一；并且它能够承受更宽范围的机械和热条件。固体电解质在19世纪就已被研究，但由于实际问题，直到20世纪后期至21世纪初重新兴起的研究热潮，其才得以广泛应用的探索。

主要障碍在于界面。固体电极与电解质之间的接触远不如液体浸润那样紧密，因此电阻会增加，并且在循环过程中，电极膨胀和收缩可能导致接触丧失。裂纹和空隙也可能形成，因此维持电堆压力成为一项设计要求。制造同样困难：必须以规模化和可接受的成本生产厚度均匀、无缺陷的固体层。因此，固态电池的商业化进程并不均衡。半固态、固液混合电池正在进入汽车领域，而全固态电池大多仍处于中试生产阶段，汽车厂商正在进行道路测试，量产目标主要集中在2027年至2030年左右。一些评论人士称其生产成本溢价是传统电池的数倍，但此类估算存在争议，且不同来源之间差异很大。

铅酸、镍基、锌空气和铁空气体系

铅酸电池于1859年实现实用化，至今仍是最便宜、回收性最好的可充电电池选择。它们广泛用于汽车启动和备用电源，但其比能量较低，且在深度放电条件下循环寿命有限，因此限制了其在电网和移动设备中的应用。

镍基电池包括镍镉电池和镍氢电池。镍镉电池耐受滥用能力强，长期用于电动工具，但存在所谓的记忆效应，且镉有毒。镍氢电池以更高的能量密度和更低的毒性取代了其大部分消费市场，但重量仍高于锂离子电池。锌空气电池从大气中的氧气获取氧化剂，理论能量密度很高；它主要用作助听器中的一次电池，其可充电性受限于锌枝晶生长以及电解液的碳酸化。

铁空气电池通过铁的可逆氧化来储存能量，使用的材料储量丰富且价格低廉。开发者的目标是实现50–150小时的放电时长，且系统能量成本低于每千瓦时20美元，但这些数字仍是目标值，而非已确立的性能指标，因此该技术仍处于长时储能部署的早期阶段。

电容器与超导储能

电容器和超导磁储能装置将能量储存在物理场中，而不是化学键或离子库存中。它们能在毫秒级时间内响应，并能承受极多次的充放电循环，但单位质量所储存的能量远低于电池。

电容器类型

理想电容器以分离电荷的形式将能量储存在两个导体上。储存的能量为 $E = \frac{1}{2}CV^{2}$ ，其中 $C$ 为电容， $V$ 为两端电压。由于能量与电压的平方成正比，电压上限与电极几何结构同样重要。在电容相同的情况下，可用电压翻倍，能量将变为四倍。在薄膜电容器和陶瓷电容器中，限制因素是介电击穿；在超级电容器中，则是电解质的电化学稳定窗口。

双电层电容器（EDLC，通常以超级电容器的名义销售）在多孔电极与电解质的界面上储存电荷。离子聚集在电极表面以平衡电子电荷，形成仅有纳米厚度的一层。EDLC依赖电极/电解质界面处的非法拉第电荷分离。因此，电容与可利用的表面积成正比，这也是活性炭、碳气凝胶和纳米管组件在电极设计中占主导地位的原因。由于电极或电解质内部不发生化学变化，EDLC的循环寿命远高于电池。

赝电容材料通常为过渡金属氧化物、硫化物或导电聚合物，它们会增加法拉第贡献。这类材料利用电极表面或其附近快速且可逆的法拉第氧化还原反应，因而能在单位面积上获得更多电荷。代价是氧化还原反应会损耗材料，因此赝电容器的能量密度通常更高，但循环寿命比EDLC短。

与电池的比较

两者在能量密度上的差距很大。商用超级电容器的储能密度通常约为5–8 Wh/kg，而镍氢电池为50–100 Wh/kg，锂离子电池通常在100–180 Wh/kg之间。在功率方面则恰好相反。电池的功率受限于锂离子必须迁入和迁出电极颗粒内部，这会减慢充放电速度。电容器的功率密度和循环寿命均高于锂离子电池，因此适用于再生制动、与频率相关的调峰等短时大电流场景。正是由于这种互补性，人们已研究将锂离子电池与超级电容器组合的混合系统：电池提供持续的能量，电容器吸收瞬态冲击。

超导磁储能

超导磁储能（SMES）将能量储存在超导线圈中流动的直流电所产生的磁场里。由于导线在临界温度以下几乎没有电阻，电流几乎不发生衰减。线圈必须保持低温，根据超导体种类的不同，冷却方式可采用液氦、液氮或机械制冷机。这套制冷系统以及传感器与控制设备都会消耗电能，因此SMES并非无损耗。各来源报告的往返效率也不尽相同：一份综述引用的数值超过95%，但同一文本也指出，仅功率变换环节就占据了相当大的损耗份额，因此这类数据应谨慎看待。

其主要用途在于电能质量，而非大规模储能。SMES可用于存储电能并瞬时输出，以抵消可能造成损害的电压跌落和暂降，这类事件的持续时间可能仅有几分之一秒。对于持续数小时的储能需求，其他技术要经济得多。

材料方面的挑战

几项物理极限制约着电容式储能。首先，EDLC的电容取决于表面积，而单位质量所能储存的能量最终受限于双电层机制，这促使人们转向赝电容和混合设计。其次，由于能量与电压的平方成正比，需要具有宽稳定窗口的电解质（采用有机电解质而非水系电解质），但这带来了电导率与安全性之间的权衡。第三，孔隙结构必须允许离子快速到达表面，保持孔隙结构对快速离子传输至关重要。最后，自放电现象十分显著。电解质中的漏电流以及寄生的法拉第反应会在数小时至数天内耗尽所储存的电荷，这使电容器只能用于短时储能的场景。

氢、氨和合成燃料

电转气链

电能的化学储存通常采用电转气（power-to-gas）链的形式。多余的电力驱动水电解，将水分解为氢和氧。氢气可以储存在加压罐中、冷却为液态，或储存在地下盐穴中，盐穴的密封性足以保存数月的气体。需要用电时，氢气可通过燃料电池转化回电能，或在燃气轮机或发动机中燃烧。氢气还可以与捕获的二氧化碳结合，制成合成甲烷或甲醇，从而利用现有的天然气管道和燃料基础设施。

在常温条件下，按体积计算，氢气是一种储能效率很低的介质。其在大气压下的体积能量密度仅约为3 Wh/L，远低于汽油，因此必须经过压缩或液化才具有实用价值。液化尤其成本高昂，因为气体必须冷却至约−253 °C。有一项评估认为，液化氢气所消耗的能量可达其能量含量的30%–40%。另见液氢。

往返效率与成本

往返效率是指回收的能量与输入能量之比。在多步骤链中，它大致等于各阶段效率的乘积。一个简单的例子可以说明这一点：电解槽效率为90%，之后的发电厂效率为60%，则 $0.9 \times 0.6 = 0.54$ ，即最高54%，这还未计入压缩、储存或运输过程中的损耗。电能→氢气→电能的实际报告数据更低：一项汇总研究引用的数字为18%–46%，另一项估计氢气路径为34%–44%，而电网研究中常假定约为37%。相比之下，抽水蓄能通常为70%–85%，液流电池为60%–80%，因此氢路径浪费掉的输入能量大约相当于电池本可返还能量的一半。

效率低会直接带来成本后果。在最理想的情况下，每输出1千瓦时电能，大约需要输入2千瓦时。因此，只有在电价低廉或原本会被弃用的情况下，这一链条才划算，同时电解槽还需要长时间满负荷运行，以摊薄其资本成本。不过，效率并非唯一因素。一项电网模拟发现，在风电渗透率较高时，将往返效率从48%降至37%，系统总成本仅上升约1%，这表明成本影响在很大程度上取决于周围的系统。此外，经济价值还来自于将氢气直接作为原料或燃料出售，这往往比将其转换回电能更有价值。

作为载体的氨和甲醇

氨（NH₃）是研究最多的氢载体之一。按质量计算，它含有约17.7%的氢，每升可容纳约120克氢，按体积计算超过液氢。它在约1 MPa、25 °C下即可液化，或在大气压下于−34 °C液化，从而避免了液氢所需的低温处理。其蒸气压与丙烷相近，而且现有的化肥工业供应链已能处理大规模的氨。然而，氨具有毒性和腐蚀性，从中提取氢气（裂解）需要加热和催化剂，这又增加了一道转换损耗。氨也可以直接燃烧，这也是其被研究作为船用燃料的原因之一。

甲醇在常温下为液体，利用现有的储罐和船舶即可方便地储存和运输。按质量计算，它含有约12.5%的氢，其体积能量密度与氨接近。甲醇有毒，并且需要碳源，因此其气候效益取决于碳的来源。在一项针对微型燃气轮机系统的比较研究中，氢气的往返效率为42.6%，甲醇为40.7%，氨为38.6%。作者指出，随着电解和发电技术的改进，这些效率还有提升空间。

现实的应用场景

合成燃料在其特定性质发挥作用的领域最具可行性。季节性储能是最明显的例子：这一链条可以在几乎没有自放电的情况下储存数月的能量，而电池在经济上无法做到这一点。工业原料是另一个例子：氢气和氨已广泛用于炼油和化肥生产，因此可再生能源版本无需开辟新的终端用途，即可替代化石燃料供应。重型运输是第三个领域，尤其是航运和长途卡车，这些领域中电池重量大、充电慢，都是明显的劣势。在这些应用中，低往返效率被视为以低成本、长时段储存大量能量所付出的代价。

热能储存

热能储存是将热量或冷量保存起来以备日后使用。它是本词条中最古老的储能形式：白天被阳光晒热的砖石墙体，与冬天切割下来的冰块，做的是同一件事。最简单的情形是显热储存，即储存介质的温度发生变化而不发生相变。储存的能量为 $Q = m\,c_p\,\Delta T$ ，因此设计归结为质量、可用温差和比热容。在热水和区域供热系统的储罐中，水是常用介质，因为其比热容高且价格低廉。岩石和砾石床适用于空气加热系统，其低成本足以抵消能量密度低的缺点。在高温场合，熔盐用作聚光太阳能发电（CSP）电站的储热介质。

在典型的双罐式 CSP 方案中，所用的盐为太阳盐，约含 60% 硝酸钠和 40% 硝酸钾。其熔点约为 220 °C，在约 290 至 565 °C 之间保持液态。集热场加热的盐被送入热罐；放电时，热盐为蒸汽发生器供热，驱动汽轮机。截至 2019 年底，全球 CSP 电站熔盐储能的电功率容量约为 21 GWh；一篇综述报告称，加装储能可将电站的容量因子从约 25% 提高到接近 70%。能量转换回电能受热机两端温差的限制，遵循卡诺循环的上限，因此储存温度越高，回收效益越好。

潜热储存利用的是相变，而非温度变化。熔化过程在几乎恒定的温度下吸收大量热量。冰熔化时吸收约 335 J/g，而水每升温 1 K 仅吸收约 4 J/g，因此水需要升温约 84 K，才能吸收与一次冰熔化相同的热量。工程上因此使用相变材料（PCM），其包括石蜡和脂肪酸等有机类，以及无机盐水合物。盐水合物潜热高、成本低，但可能腐蚀、分层或过冷。一项专利声称，相变材料的单位体积储热量是水、砌体或岩石的五至十四倍。在建筑中，冰蓄冷是应用最成熟的形式：制冷机在非高峰时段制冰，高峰时段融冰供冷。由于制冷机需要产生远低于 0 °C 的盐水，其效率低于冷水蓄热，这也是为何熔点处于舒适温度范围的相变材料正被研究用于墙体和天花板。

热化学储存和吸附储存依赖可逆反应。吸收能量以分解化合物或脱附吸附质；分离后的组分可在环境温度下保存，且损失很小，重新结合时则释放热量。由于能量储存在化学键或吸附结合中，而非显热或潜热中，其能量密度可以高得多。一篇固-气体系综述报告的数值超过 2000 kJ/kg，是显热和潜热储存的 10 至 20 倍，不过由于各研究的测试条件不同，不同研究之间的体积比较并不可靠。水-LiCl 体系的估计值约为 253 kWh/m³。仍存在一些障碍：能量密度会随反复循环而下降，性能系数往往较低，吸附剂可能结晶，实验室原型的规模也仍然较小。在示范项目中，例如一种季节性硫酸镁电池，报告的回收效率约为 65%。

应用场景取决于热负荷。区域供热网络使用大型保温水罐、坑式储热和钻孔场，在季节之间或日间高峰之间转移热量。建筑则将热水罐、冰蓄冷和相变材料储热与热泵相结合。工业过程使用蒸汽蓄能器、熔盐回路以及回收余热的储热装置。热储能主要在需求为热能的场合与电储能相竞争。将电能转换为热能再转换回来会损失大部分能量，而直接储存热量则避免了第二次转换。当电网需要灵活的电力时，电储能仍然更有价值；而对于空间供暖、热水和工艺用热，热储能通常更为便宜，不过其热量会随时间自行散失。

性能指标与经济性

运行指标

往返效率（RTE）是指完整充放电循环后可回收的输入能量比例， $\eta_{\text{RT}} = E_{\text{out}} / E_{\text{in}}$ 。它反映能量转换损耗，在较长周期内还包括待机损耗，并决定了所购电力中有多少能够再次售出。在一项针对住宅锂离子系统的摇篮到大门（cradle-to-gate）评估中，采用的往返效率为82%–89%。抽水蓄能和大多数电化学系统的效率范围大致相近或更低，具体取决于设计和功率等级。

循环寿命是指系统容量降至设定阈值（通常为初始值的80%）之前能够完成的完整充放电循环次数。日历寿命是与之对应的按时间计算的指标：电池闲置时同样会老化，且在高温和高荷电状态下老化加速，因此系统可能在循环次数并不多时就已失效。放电深度（DoD）是指每次循环中放出的容量比例。较浅的循环通常能延长循环寿命，因此DoD需要在每次循环的可用能量与使用寿命之间进行权衡。衰减速率以每年或每次循环的容量或能量损失表示，它决定了何时需要更换或扩容，以及此后还有多少能量可供出售。这些参数共同决定了一项资产能够带来收益的循环次数，因此它们在项目价值中占据主导地位。

储能平准化成本

储能平准化成本（LCOS）是储能资产全生命周期折现成本与其折现放电量之比。它可以直接与发电技术的平准化度电成本（LCOE）进行比较。简化形式如下：

\text{LCOS} = \frac{\sum_t \left(I_t + O_t + C^{\text{ch}}_t + R_t\right)/(1+r)^t}{\sum_t E^{\text{dis}}_t/(1+r)^t}

式中 $I_t$ 为投资， $O_t$ 为运行与维护成本， $C^{\text{ch}}_t$ 为充电电力成本， $R_t$ 为更换或扩容成本， $E^{\text{dis}}_t$ 为放出的能量， $r$ 为折现率。由于大部分成本在前期支付，该指标对以下三个假设高度敏感：

循环频率。 循环次数越多，固定资本就分摊到越多的输出能量上。在某一预测中，于所建模的放电时长和循环次数范围内达到最高利用率时，平准化成本最低。
折现率。 较高的折现率会对储能这种前期资本投入较大的特征不利。一项对锂离子电池与全钒液流电池的比较发现，当折现率低于5%时，全钒液流电池的系统平准化成本可能更低，表明排名可能发生逆转。
寿命与衰减。 寿命更长、衰减更慢，可降低单位输出能量的成本；而充电价格计入分子，因此效率损失实际上会抬高每单位已售能量的成本。

LCOS也有其局限。它衡量的是成本而非收益。对于注重功率而非能量的服务，从业者通常改为按单位功率容量计算成本。

电池组价格与学习效应

电池价格大幅下降。彭博新能源财经（BloombergNEF）2025年的调查显示，锂离子电池组按销量加权的平均价格为108美元/千瓦时，比2010年低93%。2025年固定式储能电池组价格为70美元/千瓦时，较2024年下降45%；该调查报告的纯电动汽车电池组价格为99美元/千瓦时。各版本调查的数据会修订，因此必须注明每个数字所属的年份；例如，2024年的调查报告的价格水平更高。彭博新能源财经还曾预测2026年将再下降约3%，降至约105美元/千瓦时。

价格下降反映了学习效应：累计产量每翻一番，单位成本便按大致固定的比例下降。促成因素包括工厂规模扩大、良率提高、电芯设计改进，以及向低成本化学体系的转变。近期的价格变化还反映了周期性产能过剩：2025年，金属成本上涨并未推高电芯或电池组价格，部分原因是生产商通过采用磷酸铁锂（LFP）、长期合同和套期保值等方式抵消了成本压力。因此，对学习曲线的估算需要审慎解读，因为同比降幅中的一部分可能只是暂时性的竞争，而非持续的技术进步。

生命周期评价与能量回收期

生命周期评价（LCA）核算采矿、材料、电芯与电池组制造、运行以及报废处理各环节的排放与能耗。结果高度依赖系统边界和假设条件。在一项对五种锂离子化学体系的比较中，大多数体系的隐含碳足迹约为每千瓦时可用储能容量200千克二氧化碳当量；若电池每天循环，按其全生命周期输出的能量计算，这一数值会小得多。同一研究发现，若只计入电池自身的能量，则输出能量与投入能量之比为2–4；但若计入充电所用的电力，该比值降至0.54–0.66。因此，能量回收期对是否计入充电电力十分敏感，跨技术比较时应明确说明其边界和电网假设。

电网服务与系统运行

接入电网的储能资产可以承担多种用途，每种服务的时间尺度决定了哪种设备最适合。这些服务大致分为三类：对扰动的亚秒级响应、持续数秒到数分钟的调频与备用，以及持续数小时的能量时移。由于每项服务都占用同一套荷电状态和功率余量，运营方必须决定为每项服务预留多少容量。

能量套利是指在批发电价较低时充电、电价较高时放电，因此收益等于价差减去往返损耗和衰减成本。削峰填谷把同样的逻辑应用于需求侧：电池在负荷最高的时段放电，降低电力公司或大型用户必须承担的峰值负荷，在商业场景中还可降低需量电费。容量平滑（firming）将储能与可变可再生能源出力配对，使组合电站的出力曲线更可预测、更便于调度。这些服务通过不同渠道获得报酬：套利通过能源价格，削峰通过电价或双边合同，平滑出力则通过容量支付。在许多容量市场中，支付只覆盖市场运营方认可的那部分出力，而这部分取决于资产能够持续输出多长时间。在美国，联邦能源监管委员会第841号令（2018年）要求各区域运营商消除阻碍储能进入能量市场、容量市场和辅助服务市场的壁垒。

调频通过跟随调度信号上下调节出力，使电网频率保持在额定值附近；而备用容量则随时准备替代失去的发电机组。电池可以在毫秒级时间内响应频率偏差，因此非常适合这些快速市场。据一家市场研究机构估计，2025年调频服务占电网级固定式电池储能市场收入的81.7%，不过不同来源的数据存在差异。辅助服务市场规模较小，一旦足够多的快速响应电池获得资格，其提供的收益往往会下降。据Modo Energy（2025年）统计，2020至2022年间，英国电池储能（GB BESS）收入的87%来自调频服务；而据Modo Energy（2026年）披露，目前这一比例按毛收入计算为33%。不同收入类型对电池的损耗也不同：套利按转移的电量付费，因此需要频繁充放电；而调频按可用容量付费，即电池需保持随时可用。前者的收益取决于充放电本身，后者则取决于功率容量可用的时间。不过，调频服务仍会增加吞吐量，从而加速衰减。

黑启动是指在输电系统全部或部分停运后，电网运营商恢复供电的操作程序，大多数国家都要求电网具备黑启动能力。黑启动机组需要自身的电源，且不依赖外部电网，可以是现场发电机、电池储能，或其他能够提供启动所需初始电力的储能系统。一个典型例子是美国加利福尼亚州的Sentinel能源中心，其17兆瓦（MW）/35兆瓦时（MWh）系统用于在全面失电后重启一台燃气轮机。电池黑启动受限于电池的有限能量，其容量配置取决于辅助电机的启动冲击电流以及使电厂恢复运行所需的时间。

常规发电机通过其旋转质量提供惯量，这种惯量能够抵抗转速变化，有助于保持频率稳定。系统惯量通常由火电、核电和水电厂中的同步发电机提供。Aleasoft公司表示："它们庞大的旋转质量充当了减震器，平滑化了任何扰动。"然而，大多数基于逆变器的资源属于跟网型：它们锁定由其他设备设定的电压和频率，并与之同步注入功率。随着火电机组退役，电网中提供惯量和系统强度的设备越来越少。构网型逆变器则扭转了这一关系。构网型电池利用先进的逆变器控制，在并网点建立并调节电压和频率，从而通过电压调节、频率控制和虚拟惯量等服务支持系统稳定。此类设备已在商用电池储能系统中出现，澳大利亚国家电力市场也已签约构网型电池，提供电压支撑和虚拟惯量。其惯量由软件定义，并受逆变器电流限制和电池可用能量的约束，因此它是对旋转电机的补充，而非替代。

储能还可以推迟或缓解电网投资。输电和配电线路及变压器的容量是按每年仅发生数小时的峰值负荷设计的，而升级这些设备成本高昂且耗时长。布置在受限馈线附近的电池，可以在局部负荷高峰时放电，从而推迟升级；也可以在线路未满载时充电，在线路过载时放电。这种推迟升级的价值取决于预测的负荷增长情况，以及多日峰值负荷是否会耗尽电池电量。

运营方使用数学优化方法调度储能。该问题通常综合考虑荷电状态动态、价格或市场预测、网络约束以及衰减惩罚。线性规划和混合整数规划较为常见，但二元充放电模式会使求解难度增加。有一项研究提出了一种线性优化方法，用以考虑本地能源系统参与日前批发电力市场及多种调频服务的情况。在实践中，调度常采用滚动时域方式反复求解，以便随预测变化而调整。调度模型中还会加入基于吞吐量或放电深度的衰减成本，使调度器仅在预期价差或服务收益超过该成本时才让电池循环充放电。机器学习预测和随机方法正越来越多地用于处理价格的不确定性。

可再生能源并网与长时储能

不同时间尺度上的波动性

可变可再生能源的出力同时在日、季和多年等不同尺度上发生变化。太阳能发电在正午前后达到峰值，傍晚骤降至零，其季节性波动远大于日内波动。在以太阳能为主的电网中，冬季出力可能只有夏季产量的十分之一左右。风电则呈现另一种规律：它在数日和数周内的波动更大，季节性下降幅度比太阳能平缓。部分波动还跨越数年，某些周、月甚至年份的风力明显偏弱。由于太阳能和风能的高峰出现在一年中的不同时段，二者组合使用可以平抑部分波动，但无法消除季节性的缺口。

这些规律带来两方面的问题。当出力超过电网所能消纳的量时，多余的电力就需要被弃用。在中国西北地区，冬季可变可再生能源的弃电率曾高达20%。当出力不足时，其他电源必须填补缺口；如果系统中稳定容量很少，这种缺口可能持续很长时间。规划者的应对办法是过度建设，即安装超出满足需求所需的间歇性可再生能源（IRES）装机容量，并辅以弃电。一项欧洲模型研究发现，将过度建设与用于季节性储能的氢能相结合，可以降低过度建设的需求。

储能时长与适用性

储能时长指系统以额定功率放电所能持续的时间，等于能量容量除以功率容量，即 $t = E/P$ 。典型的锂离子电池装置设计时长约为四小时，足以覆盖日间用电高峰。关于更长时长的定义则各不相同。一种分类方法将储能分为短时（不足8小时）、中时（8至24小时）以及长时或多日（超过24小时）。美国能源部采用的标准则不同：能够持续放电10小时或以上的储能系统即被视为长时储能。美国能源部还将更长的储能进一步划分为日间储能（10至36小时）、多日至多周储能（36至160小时）以及季节性转移储能（超过160小时）。各地监管机构的标准也有差异：加州公用事业委员会将长时储能（LDES）定义为最长可放电8小时的能源资源。

决定各时长适用何种技术的，不仅是物理特性，还有经济性。锂离子电池的经济性大约在8至12小时时开始下降，许多分析人士将其视为长时储能的起点。中时储能选项，如抽水蓄能、压缩空气储能和液流电池，非常适合填补这8至12小时的可靠性缺口。对于更长的时长，成本结构则更为关键。成本分为能量容量成本（按千瓦时计）和功率容量成本（按千瓦计）。一项情景分析发现，要使长时储能技术能够全面替代其他方案，其能量容量成本须不高于10美元/千瓦时。氢能的预期能量成本较低，但其功率侧成本高，往返效率也低于50%，因此氢能路线面临的成本问题与电池不同。

候选长时储能技术

候选技术可分为几类。在电化学选项中，液流电池将能量存储在外部电解液储罐中，因此能量和功率可以分别扩展。氢能路线通过电解制取氢气，将其储存，再经燃料电池或燃气轮机转换回电能。热储能将热量储存起来以供后续转换，机械选项则包括抽水蓄能、压缩空气储能和重力储能。长时储能委员会（LDES Council）给出的宽泛定义涵盖能够储存能量、并在较长时间内以电力、热能或冷能形式释放的储能，时长从8小时到数日、数周或整个季节不等。由于这一类别描述的是时长和作用，而非某种特定技术，因此“长时储能”描述的是储能的时长与角色，而不是某一种具体技术。

悬而未决的问题：需要多少以及如何估值

对于一个系统究竟需要多少长时储能容量，目前尚无定论。答案取决于发电结构、输电网络以及过度建设的成本。一些研究发现，只有在成本很低时，季节性储能才具有经济性。一项针对美国西部电网互联系统的模型研究显示，当储能初始投资成本降至5美元/千瓦时以下时，季节性运行的储能才具有成本效益。另有研究指出，现有研究存在局限，原因在于模型做了简化，例如排除了更长时长的储能，或未考虑多节点输电网络，因此不同模型的结果可能差异很大。

估值问题又带来了更多疑问。长时储能的价值取决于各种假设。一项分析指出，结果在很大程度上取决于储能可以零成本充电的小时数。美国国家可再生能源实验室（NREL）的研究将季节性价值视为扣除日内转移效益后剩余的收益，并对普遍的假设提出质疑，即充电主要利用廉价的弃电。电网层面的价值也尚未厘清：网络级运行应当在全年时间尺度上进行评估，才能捕捉长时和季节性储能的运行特征，而很少有研究在考虑非线性电网约束的情况下这样做。最后，成本效益分析还取决于方法论上的选择，包括用什么贴现率来衡量未来成本相对于当前成本的价值。这些选择，连同监管中不同的时长划分标准，意味着长时储能的政策目标尚未建立在统一的估值框架之上。

交通与终端用户应用

作为移动储能的电动汽车

电动汽车配有牵引电池，原则上可以充当分布式储能装置。由于车辆大部分时间处于停放状态，规划者将其电池视为潜在的灵活性资源池。要以这种方式利用电池，需要双向充电。放电时，充电桩或车辆必须把电池的直流电转换为交流电；充电时则进行相反的转换。单向智能充电只调整充电的时间，通常被认为对电池的损耗较小。放电会增加充放电循环次数，因此额外的损耗取决于电池化学体系、放电深度和控制策略，其对电池寿命的净影响仍是活跃的研究课题。

主要区分两种模式。在车网互动（V2G）模式下，当需求高峰或需要频率响应等服务时，汽车向电网输出电能；当供应过剩时，则从电网吸取电能。单辆汽车提供的容量很小且不可预测，因此只有大量车辆聚合并对车主予以补偿时，V2G 才在系统层面具有意义。其推广受到硬件和标准的制约：只有部分车型和充电桩支持双向供电，而且各市场用于此目的的连接器标准并不统一。

在车辆到家庭（V2H）模式下，汽车向房屋而非电网供电。最明显的好处是停电时提供备用电力。一些系统配有家庭网关，内含孤岛运行接触器，可将住宅与电网断开，使车辆能够安全地为住宅供电；电网接入点的电表还可以指令车辆放电，恰好抵消家庭从电网的取电量。车主还可以在电价昂贵的高峰时段使用储存的电能。

结合屋顶光伏的住宅储能

与屋顶光伏配套的家用电池通常储存中午的富余发电量，并在傍晚释放，此时家庭用电量超过光伏板的发电量。其经济价值取决于电价政策。在分时电价下，夜间廉价电与傍晚高价电之间的价差产生了套利机会；在许多市场，最高电价出现在夏季工作日的下午和傍晚。

能源管理软件决定何时充电和放电。它预测光伏出力、家庭负荷和电价时段，跟踪电池的荷电状态，并在需要时为备用供电保留容量。现代系统还能响应电力公司的信号。最终结果是在自用率、节省电费、并网售电规则和电池损耗之间做出权衡，软件必须在安装商和业主设定的约束下进行平衡。

商业和工业用途

商业和工业用户的电费通常包含需量电费，按计费周期内的最高用电功率计收。因此，削平短时用电高峰的电池，可以大幅降低账单，其节省幅度远超其储存电能所体现的价值。同样的装置还能为关键负荷提供备用电力，并在发电机启动期间维持短暂中断时的供电。

数据中心已成为一种重要的新增需求来源。国际能源署预计，到2030年，全球数据中心可能安装 20–25 GW 的电池，这将使这些设施更像电网资产，而非被动负荷。电池可以平抑人工智能训练负载的快速波动；一些开发商通过承诺需求响应来换取更快的并网许可，从而配置储能。由于电网接入排队时间可能很长，一些运营商将燃气发电机与电池搭配，作为过渡电源。不同预测机构的数字差异很大，因此对该市场规模的解读应当审慎。

离网系统、微电网与农村电气化

微电网是由发电、储能和负荷组成的本地网络，可以与主电网分开独立运行。储能通常是取代柴油发电的关键环节。例如，哈布尔顿岛上的一个偏远原住民社区配置了 100 kW 光伏、125 kW 储能逆变器、440 kWh 电池和三台柴油发电机，并由一套控制器优先利用太阳能，同时使发电机负载保持在较低水平。在加利福尼亚沙漠的一个水务项目中，开发商计划在每口水井处建设光储微电网，其中包括一套 693 kW / 2,664 kWh 的电池；开发商预计能源成本将降低，排放量将大幅减少，不过这些都是预测结果，而非实测数据。

公用事业公司也在利用此类系统避免昂贵的线路延伸工程。NV Energy 提议为一个山区小镇建设光伏加电池的微电网，以取代为其供电的柴油系统。该公司认为，相比地下埋设线路，将光伏、电池与加固的架空线路相结合更省钱，同时还能减少与野火相关的停电。在活动行业，便携式电池和太阳能设备越来越多地被租用，以替代节日活动和应急响应中的柴油发电机。

柴油发电在快速启动和长时间稳定供电方面仍具优势，因此当前大多数设计采用混合方案，保留发电机作为备用。对于完全依靠可再生能源的离网系统而言，主要的技术挑战在于为连续数日光照不足的时段配置足够的储能容量。

安全、资源与环境影响

热失控与传播

锂离子电芯很少会偶然进入热失控状态。锂离子电池单体随机进入热失控状态的概率极低。电、热或机械滥用都可能引发热失控，而且由于电芯内含大量活性化学物质，一旦反应开始便不可逆转（在电气、热和机械滥用等异常运行条件下，可能引发不可逆的热失控事件）。

最先显现的危害是排出的气体。当内部防爆阀打开时，电芯释放的气体可能易燃，有时还会燃烧，量级约为50升，温度约1400°C，且在两秒内完成释放。根据电芯的老化程度、化学体系和荷电状态，这种气体还可能具有腐蚀性，主要来自氟化氢。此外，气体中还携带导电的碳和金属颗粒。

传播是系统层面的危险。若无防护措施，热失控可能在模组或电池包内从一颗电芯蔓延到另一颗，最终导致火灾或爆炸（由于缺乏防护措施，热失控可能在模组/电池包内传播，最终引发火灾和爆炸）。没有专门泄压设计的封闭外壳会困住气体，加速蔓延（可能约束这些气体，从而促进热失控传播）。模拟研究还表明，电芯间隙中燃烧的排出气体会将热量传递给相邻电芯，而泄压孔的位置决定了是否会发生传播（高温燃烧产物会在电芯间隙中快速传输，可能导致热失控在相邻电芯之间自持蔓延。泄压孔位置是一个重要参数）。正极化学体系同样重要：在NMC-811电芯的测试中，排出的气体被点燃，高温使电芯侧壁破裂，从而可能破坏原本设计的泄压通道（侧壁破裂也因高温而发生，高温超过了铝制电池壳的熔点）。

工程应对措施分多个层次。包括阻燃电池包外壳与主动冷却相结合、隔离高温电芯排和列的设计、将气体导出电池包的专用泄压通道，以及为降低爆炸风险而选定的通风速率和出口位置（提高通风速率可以降低气体浓度，并缩短电池包在爆炸情况下的持续时间）。灭火比大多数燃料火灾更为困难，因为电芯在表面看似熄灭后仍可能复燃。这是一条一般性的工程经验，而非定论，且不同厂商的做法各不相同。

氢气与压缩气体危害

氢气用于电转气（power-to-gas）储能，其危害体现在多个方面。它在空气中的可燃范围宽、点火能量低，火焰几乎不可见，并且比天然气更容易通过细小缝隙泄漏。压缩储罐通常压力达数百巴，储存着大量压力能，因此必须管控破裂和飞射物风险。某些金属在氢气环境中会发生氢脆。缓解措施依赖气体探测、通风、泄压装置、安全间距以及密封性良好的材料。氨和甲醇载体还带来毒性和可燃性问题。选址与安装受规范和标准约束，包括北美的NFPA 2（氢能技术规范）、电解槽和加注方面的ISO与IEC标准，以及ASME锅炉与压力容器规范等压力容器规范。当地建筑与消防规范还会提出额外要求。（本段基于一般工程实践；未检索到相关来源。）

关键矿产与供应集中

钴的供应集中度最高。美国地质调查局（USGS）估计，2025年刚果民主共和国开采的钴为23万吨，约占全球31万吨总产量的73%。大部分钴是铜或镍采矿的副产品（钴主要作为铜或镍采矿的副产品开采，刚果和摩洛哥是显著例外），而中国在精炼钴产量上仍居世界首位。供应政策波动较大：价格下跌后，刚果民主共和国先是暂停出口，随后又以严格的配额取代禁令（该国曾押注于控制全球70%的供应，可以迫使西方国家和中国按非洲的条件进行谈判）。

锂、镍和石墨引发的担忧各不相同。锂来自硬岩和卤水提取，卤水蒸发在干旱地区耗水量很大。镍产量在印度尼西亚迅速扩张，印尼近来跃升为全球第二大钴生产国，占全球产量的9.8%，原因是其镍产业的快速扩张，而这种扩张也引发了土地使用和森林方面的担忧。石墨负极高度依赖中国的加工能力。采矿、精炼和加工与用水、栖息地丧失有关，在手工采钴中还存在有记录的危险以及童工问题。这些环境和社会问题确实存在，但因地点而差异很大，且上述数据只是一个快照，并非全面审计。

回收、梯次利用与监管

回收从报废电池包中提取金属，主要有三种路线。湿法冶金用酸溶解黑粉，回收率可以很高；火法冶金在约1400–1700°C下熔炼，以烧除有机物并得到金属合金；直接回收则旨在保留正极结构以便再利用。不同来源报告的回收率各不相同。一份行业术语表称湿法冶金（使用酸进行化学溶解，回收率可达98%），而一份市场报告则称湿法冶金的锂回收率约为80%，远高于热处理路线通常50–60%的锂回收率。官方数据总体上较为保守：国际能源署（IEA）报告称，2023年镍和钴的回收率升至40%以上，锂的回收率升至20%，这些比例是相对于理论上可用的原料而言的。

监管正在推动变革。在欧盟，《电池法规》设定了再生材料含量的最低要求和回收目标。各方来源对具体年份说法不一：一种说法是到2031年锂回收率达到80%、钴和镍回收率达到95%；另一种则引用欧盟委员会规则，即到2027年钴、铜和镍的回收率为90%，锂为50%。在美国，联邦层面缺乏全面的电池立法，不过多个州已出台生产者责任延伸（EPR）法律，涵盖电动汽车电池的收集和回收。

梯次利用与材料回收相互竞争。仍保有剩余容量的电池包可用于固定式储能，而受损或衰退的电池包则进入金属回收。梯次利用的规模从较小基数起步增长，据一项行业估计，2025年约为25–30 GWh，到2030年将增至330–350 GWh，不过此类预测未经独立核实。尚待解决的问题包括健康状态（SOH）分级、可追溯性、安全测试以及再利用模块的通用标准。

历史发展

电化学储能的历史始于伏打电堆。1800年，亚历山德罗·伏打描述了一种由交替叠放的金属圆片构成的堆栈，各片之间用浸过盐水的布隔开。莱顿瓶只能短暂保持静电荷，与之不同，电堆能够维持持续的电流。几个月内，威廉·尼科尔森和安东尼·卡莱尔就利用它通过电解分解了水。汉弗里·戴维后来证明，电堆的输出取决于化学反应，而不仅仅是异种金属之间的接触，并利用电流分离出了钠和钾。这些实验将电池与新兴的电化学联系起来，并确立了电解质和电极是任何电池的核心要素。不过，电堆是一次电池，其中的反应不可逆，因此无法充电。

第一块可充电电池出现在1859年，法国物理学家加斯东·普兰特用两片铅板制成电池，铅板之间隔以布，并浸入稀硫酸中。多数资料将发明年份定为1859年，但也有一种说法是1860年。普兰特的设计可以通过通入反向电流来恢复，这使其成为第一种投入商业应用的二次电池。在卡米耶·阿尔方斯·法尔于1881年引入涂膏式氧化铅极板之后，它的实际意义才日益增长，因为这种极板更便于批量生产。这种化学体系即铅酸电池，至今仍用于发动机启动和备用电源，尽管其低能量密度限制了其他用途。

抽水蓄能则沿着另一条路径发展。20世纪初前后，阿尔卑斯山区国家开始运行可逆水电站，在电价低廉时将水抽到高处。随着各电力公司建设规模更大的电网，这种方式在本世纪前几十年不断扩展。这种早期形式的抽水蓄能在本世纪的大部分时间里一直是主要的大规模储能方式。

可充电碱性电池体系随后出现。1899年，瑞典工程师瓦尔德马·荣格纳发明了镍镉电池。该电池以镍基正极与镉负极配合碱性电解质，其耐受滥用的能力远胜铅酸电池。荣格纳也尝试用铁代替镉，但镍铁电池充电效率低，且会析出氢气，他遂放弃了这一方案。托马斯·爱迪生后来在美国开发了镍铁电池，其公司于1903年至1932年间生产这种电池。镍镉技术的成熟较为缓慢：多孔烧结电极于1932年问世，密封设计则在20世纪40年代末出现。密封电池为便携式工具和电子设备供电，并在1960年代和1970年代常见于卫星和火箭中。镍氢电池于1991年商业化，并取代了消费类设备中的大多数镍镉电池。之后，镉的毒性导致欧盟对其实施了限制。

锂基电池是下一个重要步骤。斯坦利·惠廷厄姆对层状二硫化钛正极的早期研究，以及约翰·古迪纳夫对钴酸锂正极的研究，使高电压电池成为可能。吉野彰随后制成了采用碳负极的实用电池，索尼于1991年将首款锂离子电池商业化。三位研究者共同获得了2019年诺贝尔化学奖。锂离子电池先是主导了便携式电子产品市场，并自2000年代末起为电动汽车提供动力。其能量密度和循环寿命使其成为移动储能的首选化学体系。

从小众应用走向电网基础设施，主要发生在2010年代和2020年代。在此期间，电池组价格大约下降了一个数量级，推动因素包括制造规模扩大、电池化学技术进步，以及电动汽车产量增长把学习效应扩散到整个供应链。成本下降使电池与太阳能和风能发电配套变得可行。南澳大利亚的霍恩斯代尔电力储备设施（2017年）等大型公用事业级项目表明，锂离子系统能够为电网提供快速频率响应等辅助服务。政策支持、成本下降，以及可再生能源在电力系统中所占比例不断提高，共同使储能从一项专门技术转变为电力系统规划中的标准组成部分。

市场、部署与政策

全球部署数据

部署数据高度依赖数据来源和统计口径，因此引用时应同时注明各自的发布年份。彭博新能源财经（BNEF）在2025年10月的展望中预计，2025年新增储能约为92 GW（247 GWh），不含抽水蓄能；以功率计，比2024年增长约23%。预计2026年将再增长约33%，达到约123 GW（360 GWh）。其累计预测显示，到2035年储能累计装机将达到约2 TW（7.3 TWh），约为2024年总量的12倍。

国际能源署（IEA）于2026年4月发布的《2026年全球能源评论》（Global Energy Review 2026）显示，2025年电池新增装机为108 GW，比2024年高出40%，电池累计装机容量约为2021年水平的11倍。据报道，彭博新能源财经后来的统计显示，2025年的新增装机约为112 GW（307 GWh）。这些差异源于统计范围、对小型表后（behind-the-meter）装置的处理方式，以及以功率还是电量作为主要统计单位。抽水蓄能通常单独统计，因此包含抽水蓄能的总量与仅统计电池的数据不能直接比较。

增长主要来自电网侧（utility-scale）项目。国际能源署估计，2025年约80%的电池新增装机为并网项目。储能时长也在拉长：开发商仍偏好两小时系统，但四小时及更长时长的设计越来越普遍。磷酸铁锂化学体系占部署量的约90%，本词条锂离子电池一节对此有更详细的论述。

区域领先地位

中国是遥遥领先的最大市场。根据国家能源局的统计，截至2025年底，中国已投运的新型储能为136 GW（351 GWh），一年内增长84%，是其66 GW抽水蓄能装机的两倍多。中关村储能产业技术联盟（CNESA）同期统计的新型储能为144.7 GW，口径较窄；若纳入全部储能，其统计的部分合计值则为213.3 GW，口径较宽。因此统计基准十分重要。Ember的数据显示，到2025年底，中国占全球电池储能装机容量的一半以上；国际能源署则将2025年新增装机的近60%归于中国。2026年6月，北京将2030年新型储能目标提高至300 GW。不过，经常被引用的370 GW数字来自一份行业白皮书，而非官方规划。

美国2025年新增电池装机约19 GW，比2024年增长约60%。彭博新能源财经预计，到2035年美国和中国仍将是两大最大市场。欧洲新增约6.2 GW，略低于2024年，但其电网侧新增装机翻了一番多，达到约4.6 GW。德国、英国、澳大利亚、加拿大、沙特阿拉伯和撒哈拉以南非洲的储能规模正快速扩张，国际能源署特别指出中东地区的应用正在加速。印度、东南亚、意大利和拉丁美洲预计将在本十年后期加快扩张。

政策工具

中国早期的增长依赖强制性配套政策。新建风电和光伏项目在满足一定条件时需配建电池，配置规模通常为可再生能源装机容量的10%–20%。该政策带来了装机量，但利用率往往较低。配建电池的年循环次数落后于独立储能系统，随后政策作出了调整。2025年初发布的136号文取消了新建项目的配建要求，并将收益重心转向调峰、调频等市场化机制。一项2025年底的分析指出，中国仍缺乏储能容量补偿机制；但2026年1月发布的114号文将全国容量补偿机制扩展至独立电池储能系统。

其他政策工具遵循相似的逻辑。容量电价奖励的是可用性，而非能量吞吐量。采购招标（如印度的政府拍卖）为特定项目锁定电量和价格。税收抵免曾是美国的主要支持手段，但易受联邦政策变化影响。目前，大多数监管工作围绕储能强制配置以及市场机制改革展开，包括现货市场接入和辅助服务的价值评估。中国的规划也转向可靠性指标：其最新规划要求新建风电和光伏电站配备可靠容量，并且不仅按装机功率，还按储能对系统充裕度的贡献来衡量储能。

供应链与贸易

电芯制造高度集中。彭博新能源财经估计，2025年中国生产了约557 GWh的固定式储能电芯，该数字基于其自身估算，而非企业公开报告的产量数据。这种集中度使储能部署与贸易政策紧密相连。彭博新能源财经下调2025年预测，部分原因是美国对贸易伙伴（尤其是中国）加征关税，以及美国政策方向的变化。

希望降低风险敞口的各国政府转向本土含量规则、多元化采购以及扶持本地生产。这些措施各有权衡成本，如果零部件价格上涨，还可能拖慢部署速度。因此，在大多数国家的储能战略中，能源安全考量与成本考量并存。

研究前沿与未解决的问题

固态电解质与锂金属负极

锂金属作为负极很有吸引力，因为其理论比容量极高，而且它的还原电位在所有元素中最低。将其与固态电解质搭配，是通往更高能量密度电池的主要路线之一，部分原因在于传统有机液态电解质易燃，且枝晶可能刺穿隔膜。固态电解质可分为聚合物、氧化物、硫化物、卤化物和复合材料等几类，其主要障碍集中在界面上：晶界阻抗、与电极接触不良、循环过程中的体积变化以及空间电荷效应。此前曾有一种假设认为固态电解质对锂金属不具渗透性，但在一系列成分和循环条件下，这一假设已被证明是错误的，锂丝通过固态电解质生长的机制如今已成为核心科学问题。

在金属一侧，锂表面形成的固体电解质界面膜（SEI）不均匀且不稳定，导致沉积不均匀、枝晶生长，并存在短路和热失控的风险。目前的研究方向包括人工SEI层，以及掺入聚合物、陶瓷颗粒或碳纳米管的复合负极。即便如此，经过改性的界面层在长期循环后往往会失效，库仑效率也仍然偏低，无法满足商业应用的要求，而且大部分工作仍局限于实验室电池。人们对SEI的结构及其演变的理解也尚不完整，原位表征和人工智能辅助分析被认为是可行的突破方向。

钠基与多价体系

钠离子电池所用的元素储量丰富，并且无需锂、钴和镍，但钠离子半径更大、质量更重，通常会降低质量能量密度，因此研究重点集中在层状和聚阴离子型正极，以及硬碳负极上。以镁、钙、锌或铝为基础的多价体系，每个离子可转移两个或三个电荷，可能带来更高的体积容量。其障碍在于离子在主体晶格中扩散缓慢、缺乏具有宽稳定电化学窗口的电解质，以及负极上金属的可逆沉积与剥离。这一方向的进展目前仍主要处于材料发现阶段。

长时储能的经济性

目前的市场参与仍以两到四小时左右的短时长资产为主，而现有容量市场通常是围绕四小时及以下的需求设计的。一些市场已开始对储能时长给予回报。例如，PJM 的做法是随着储能时长增加，给予更高的容量credit，最长可达十小时。成本走势同样关键：分析人士预计，到 2050 年，一套八小时锂离子储能系统的成本大致相当于今天四小时系统的成本，但锂离子电池在多日时长的应用中仍不太可能具有成本效益。

价值评估是更棘手的开放性问题。储能的总价值往往随可变可再生能源占比的提高而上升，但更长时长是否获得相对更高的价值，取决于地区和电网结构。若招标围绕人们熟悉的短时长产品设计，则长时长技术可能在其系统价值得到比较之前就已被排除；而以初始资本成本为导向的选型，又可能低估寿命更长、更换成本更低的资产。政策探索包括上下限合约（cap-and-floor）机制和长期采购合同。NREL 的研究人员呼吁建立一个开源评估框架，用以量化储能对资源充裕度、可靠性和韧性的贡献，这一需求反映出规划与运行模型在应对多日不确定性方面存在的缺口。

机器学习与状态估计

电池管理系统无法直接测量荷电状态（SOC）或健康状态（SOH），只能根据电压、电流和温度进行推断。近期研究取得了较为显著的成果：一项基于 LSTM 网络的机器学习功率状态模型，在 -20 至 40 °C 的温度范围内完成了验证，其报告的精度至少是等效电路模型和电化学模型的三倍。同一批作者指出，此前的机器学习研究很少在宽温度范围内验证，也很少在嵌入式硬件上测试。泛化能力是核心难点：在某一种化学体系或某组条件下训练的模型，未必能迁移到其他体系或条件。实地数据正在增多；一个健康状态评估框架曾用 700 辆车一年的数据进行测试，最大相对误差为 4.5%。相比之下，一款住宅光伏工具仅在模拟数据上进行了测试，并以模拟结果作为基准真值，这说明在真实运行条件下进行验证是多么困难。老化数据集往往是在单一受控温度下产生的，因此向实际现场温度和负载曲线的迁移仍不确定，模型还必须应对分布不断变化的无标签数据。

原料来源、回收、梯次利用与互操作性

在系统层面，仍有若干问题尚未解决。回收产出率取决于异质化的电池规格和化学体系，而退役电池包的运行历史往往不完整，这使分选和正极金属的回收变得复杂。梯次利用要求对退役电池进行可靠分级，目前正在研究以阻抗谱结合机器学习等快速方法来实现这一目标。电池包分级、性能质保以及电池、逆变器与能源管理软件之间的数据交换等通用标准，仍在制定之中。锂、钴、镍和石墨的供应链溯源同样是一个悬而未决的治理问题，因为目前很少有通用框架能将原材料来源与生命周期评估所用的环境和劳动记录联系起来。

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