钠离子新型储能电站
文件已明确储能电站的独立市场主体地位，但从系统建设角度来看，各地方和部门鲜有操作规程，尚不明确如何对储能项目进行综合认定和落地。从运行角度来看，储能参与市场的交易、调度和结算体系尚未与之匹配。
第三
规模量产技术，单体循环寿命得到提升，液流电池能量密度进一步提高，储能型固态锂离子电池和固态钠离子电池技术研发取得新进展。
2019年，物理储能技术也取得多项突破。国际首套10兆瓦先进压缩空气储能通过
液流电池、有机钠离子电池等新型储能技术的研发，以满足不同应用场景的需求。
市场选择才是长久之道
2018年以来，我国储能项目推进加快，近期行业对储能市场发展偏向乐观，主要有两个方面的原因：一是对
储能技术的强力支持。据悉，此次参与青海绿电15日的储能电站为鲁能海西100兆瓦共享储能电站，15天内累计放电50.12万千瓦时，有效发挥了调频调峰、平衡输出、缓解波动等作用。目前，除了青海，山西、江苏
来看，水系钠离子电池仍属小众。此外，水系Li, K, Zn, Mg, Ca, Al等新型离子电池也都处于开发阶段，距离产业化阶段仍有待时日。
储能市场多种电池技术，最终离不开安全二字。2018年
储能工况要求。待此款长寿命磷酸铁锂电池上市，将会是目前最适合应用于储能市场的锂离子电池技术路线。
钠离子电池
据了解，钠离子电池的研究开始于上世纪八十年代前后，由于当时设计出来的电极材料电化学
级以上先进储能电池系统应用示范。鼓励开展铅炭储能电池、锌镍单液流电池、钠离子电池、镁基电池等新型储能电池开发及产业化。鼓励开展大容量相变储能、飞轮储能、压缩空气储能、高温超导储能、超级电容
储能、储热储冷等技术研发和应用示范。支持储能系统整体设计及核心部件、大规模储能电站检测、控制、安全等关键技术研发及产业化。支持高效率、低成本大规模制氢及分布式制氢、高压及轻质元素储氢等氢能技术研发及产业化，支持
峰谷电价差不同，项目盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元至0.80元之间的地区为例，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7年至9年。随着
、液流电池、钠硫电池、超级电容器五种技术;前沿技术主要包括液态金属电池储能、锂空气电池、锌空气电池、钠离子电池、铝离子电池等技术。据中关村储能产业技术联盟研究部对国内主要储能技术厂商的调研分析，在
峰谷电价差不同，项目盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元至0.80元之间的地区为例，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7年至9年。
随着
铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、超级电容器五种技术;前沿技术主要包括液态金属电池储能、锂空气电池、锌空气电池、钠离子电池、铝离子电池等技术。
据中关村储能产业技术联盟研究部对国内主要储能技术
峰谷电价差不同，项目盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元至0.80元之间的地区为例，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7年至9年。
随着
包括铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、超级电容器五种技术;前沿技术主要包括液态金属电池储能、锂空气电池、锌空气电池、钠离子电池、铝离子电池等技术。
据中关村储能产业技术联盟研究部对国内
储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，项目盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75元至0.80元之间的地区为例，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态
包括铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、超级电容器五种技术;前沿技术主要包括液态金属电池储能、锂空气电池、锌空气电池、钠离子电池、铝离子电池等技术。据中关村储能产业技术联盟研究部对国内
储能项目来看，目前主要有三种类型，一是大型新能源调峰储能电站，如大连国家级大型化学储能示范项目：200MV/800MWh凡液流电池;二是无电地区ink"光伏+储能电站，如青海格尔木光储电站：15MW
/18MWh锂电子电池;三是工商业用户侧储能电站，如江苏淮安欣旺达分布式储能项目：0.5MW/1MWh锂离子电池。在储能市场良好势头的影响下，储能市场成为投资热点，国内外锂电池企业纷纷布局储能领域。1
并存的格局，除了三元、磷酸铁锂，包括钛酸锂、锂硫、锂金属电池等都会有相应的发展空间。除相对主流的锂和新型铅电池之外，包括压缩空气、液流电池、钠离子电池、铝基/镁基电池等多种前沿技术也备受关注
镇江能源互联网、苏州高景科技、苏州锦祥、苏州工业园区、南都电源、阳光电源、阳光三星与天合光能、中天科技、大连融科(部分)等具备条件的项目。做好二连浩特、猛狮科技、协鑫集成等储能电站项目前期工作。这些项目
