锂电产业是推动能源结构转型、实现“双碳”目标的核心支柱产业，广泛覆盖交通、能源、工业等关键领域。但当前锂渣消纳难题已成为全国锂电行业绿色可持续发展的关键掣肘。成渝地区作为西部锂电材料生产核心基地，锂渣产生量随产业规模扩张持续增长，若不能实现高效消纳与资源化利用，既会占用土地资源、增加环保压力，也将向上下游(正负极材料和应用端)产业链传导，制约本地锂电产业产能释放与转型升级。为破解这一难题，成都部分企业以“无废集团”创建为抓手，主动开展技术创新与实践探索，成功实现锂渣高值化利用——将锂渣加工为硅铝微粉，应用于玻纤产品生产，最终配套服务于汽车、家电等下游行业。该技术创新下，产品碳足迹较原矿原料降低52%以上，绿色低碳优势显著，既解决了锂渣处置难题，又延伸了锂电产业链价值，为锂电行业绿色高质量发展提供了可复制、可推广的实践经验。不过，此类再生产品在市场化应用推广、绿色议价能力提升等方面仍面临瓶颈，亟需出台精准政策支持，为本土创新实践保驾护航，推动规模化落地。基于上述实践与成都发展实际，今年成都市两会期间，成都市人大代表、天齐锂业高级副总裁熊万渝提出相关建议：首先，强化区域协同联动，构建固废治理闭环。成都作为锂电产业核心增长极，应充分发挥基础雄厚、创新资源密集、市场半径短、应用场景广的优势，联动重庆、眉山、宜宾等周边锂电产业集群城市，协同建立川渝锂电固废协同治理机制，统筹固废产生量、处理能力与市场需求，搭建跨区域固废资源化利用合作平台，推动锂渣在成渝地区双城经济圈内部高效流转、高值化利用，形成“产生-处理-应用”的区域产业闭环，既破解本地锂渣消纳压力，又强化成都在区域产业协同中的引领作用。其次，聚焦技术成果转化，强化研发专项扶持。立足成都锂电研发创新优势，针对锂电固废资源化利用技术研发成果，精准对接本地企业中试需求与高校院所研发资源。对完成中试并通过第三方验证的本土项目或产品，按“首发产品”类别给予专项政策支持(如资金补助、审批绿色通道等)，加速本地技术成果产业化落地，培育一批锂电固废资源化利用专精特新企业，筑牢成都在该领域的技术领先地位。再次，完善政策保障体系，推动再生产品推广。以成都“无废城市”建设考核指标为导向，制定锂电再生产品(高值化产品)官方认证流程及认可推广目录，明确产品标准与绿色属性。对成都本地及成渝地区下游企业(如建筑行业、汽车零部件、家电制造企业)使用锂电再生产品比例达到10%及以上的，实施阶梯式财税优惠政策，通过“正向激励”双向撬动锂渣高效消纳与再生产品市场扩容，为锂电产业绿色升级与无废城市建设深度融合提供政策支撑。
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日前，国家工业和信息化部正式发布《拟公告〈锂离子电池行业规范条件〉企业名单（第九批）》，本次全国共有36家企业入选公示名单，四川杉杉新材料有限公司位列其中，成为本次名单中四川省仅有的2家企业之一，也是省内唯一入围的锂电负极企业，标志着杉杉在锂电行业的规范标准化与综合实力再次获得国家级肯定。图片来源：国家工信部官网《锂离子电池行业规范条件》也被称为“锂电池白名单”，由国家工信部制定，新版《规范条件》于2024年重新修订，根据行业发展变化，对技术指标和安全管理规范等进行升级。旨在加强锂离子电池行业规范管理，引导产业加快转型升级和结构调整。本次参评，杉杉完成市级推荐、省级审核、国家级实质复审等多项考核环节，申报内容涉及企业综合产业布局、生产经营、工艺水平、产品性能、安全和质量管理、资源综合利用、生态环境保护及社会责任等各个方面，经由国家工信部电子信息司联合四川省经信厅复审工作组现场核查，以优质的项目实际落地情况、合规性及核心指标达成度顺利通过评审。此次入选，彰显出杉杉在锂电池负极材料领域26年的技术积累及标准化管理水平。杉杉始终深入践行政策规范性要求，以技术创新推动产业创新，不断优化生产工艺，深化质量管理，强化风险防控，持续加大研发投入力度，推动锂电池材料产业高质量发展。
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全球首套百兆瓦时级钠离子电池储能电站去年已在湖北潜江正式投运。该电站单次充电可储存10万度电能，在电网低谷时吸纳冗余绿电，在用电高峰时释放电力，相当于一个巨型“充电宝”，可满足约1.2万户普通家庭单日用电需求。这一项目不仅刷新了钠离子电池储能规模的世界纪录，更标志着中国在钠离子电池技术全链路自主研发与大规模商用方面实现重大跨越。中国科学院物理研究所清洁能源实验室主任、中科海钠董事长胡勇胜近日在接受《环球时报》记者采访时表示：“在当前国际能源竞争加剧的背景下，该项目可有效缓解我国新能源产业对锂资源的战略依赖，通过资源替代策略构建了更具韧性的供应链体系，为新型电力系统建设提供了自主可控的技术选项。”性能实现三大突破这座被称作“巨型充电宝”的储能电站由42套储能电池仓和21套升压变流一体机组成，其意义远不止于规模创纪录。与传统锂电池相比，钠离子电池在原材料来源上更具可持续性，而潜江电站在性能上实现了长寿命、宽温区、高功率三大突破。在温度适应性方面，胡勇胜表示：“钠离子电池凭借宽温区特性，在零下20摄氏度低温下仍可保持90%容量（普通锂电池约为50%-60%），60摄氏度高温下也可以稳定使用。这一优势有效保障了冬季严寒和夏季酷热地区储能系统的稳定运行，明显降低储能系统对温控系统的依赖度和能源消耗。”这一特性极大拓展了储能的地理适用边界，使项目可在中国“三北”地区（华北、西北、东北）以及北欧、北美、东南亚、非洲等极端气候地区稳定运行，显著提升可再生能源配套储能系统的经济性与可靠性。该电站在电网中起到“削峰填谷”、缓解输配电阻力的作用，还可作为风光新能源并网的关键缓冲装置，提高绿电消纳比例，助力新型电力系统平稳转型。联合攻克量产难关关于国产化过程中的最大困难，胡勇胜坦言：“在正负极材料完全自主开发且100%国产化的背后，最大的困难是材料的性能稳定性和成本问题，其次才是设备和工艺问题。”面对钠电池被认为能量密度低、循环差的技术瓶颈，研究团队跳出了当时国际主流研究的镍基路线。胡勇胜回顾道：“2014年，团队创新性地发现了铜基层状材料中存在的高效可逆反应机制。随后，通过引入铁元素替代部分金属成分，同年成功开发出国际上首个铜铁锰基钠离子电池正极材料体系。该体系不仅实现贵金属的零使用，而且大幅提升了钠离子电池的循环稳定性，奠定了商业化应用的基础。”在负极材料方面，团队历时3年筛选500余种产碳前驱体，最终创新性地利用我国储量丰富的煤炭资源，首次开发出煤基硬碳产业化技术。胡勇胜表示：“该技术制备的碳负极材料，储钠容量高、循环稳定性优异，极具性价比。”这项突破不仅解决了性能问题，更大幅降低了材料成本。材料原理突破后，量产装备成为又一道难关。胡勇胜介绍称，“实验室的原理突破后，又遇到生产制造的困难。通过与国内设备制造商联合攻关，解决了诸多生产工艺问题，如正极材料温度均匀性控制、负极涂布表面张力问题、极片辊压控制等钠电池特殊工艺，直接支撑了大容量电芯从实验室到规模化量产的跨越。”这一过程充满了挑战。“从实验室2Ah的电芯到量产大容量电芯的过程，就是前面提到的正负极材料突破和制造装备、工艺攻关的过程。这个过程现在总结起来似乎逻辑清晰、路径明确，但实际上是个不断反复和尝试的过程，远没有现在说起来这么有章法。”胡勇胜感慨道：“正极避开主流镍基路线，负极用煤替代椰壳生物质，我们不仅没被‘卡脖子’，反而把路修宽了。”为发展中国家提供可复制的绿色能源自主化路径胡勇胜表示，中国钠电正在成为“全球绿能新名片”。潜江电站的投运在国际能源领域引起广泛关注，他表示：“钠电技术通过多国专利授权构建了技术护城河，成为我国抢占国际技术制高点的关键基石。依托全球70%的钠电专利布局，以及快速的产业化能力，我国钠离子电池产业已经在全球新型储能领域大幅度领先。”相关技术已获得中、美、日、欧等多国专利授权，显示出强大的研发控制力和技术话语权。值得注意的是，中国已从国际标准的“参与者”转向“制定者”。胡勇胜强调称，“与产业优势同步的是国际标准制定上的引领性。2021年以来，中科海钠与工信部、行业组织、国内钠电企业共同制定了多项标准，涉及材料、电芯、应用等多个领域，这些标准正在成为事实上的国际标准或国际标准制定的核心参考，这一系列进展彰显了中国在新型储能领域的技术话语权，正从标准参与者转向规则制定者。”在市场与战略层面，钠电池不仅是一种技术替代，更是中国应对锂资源对外依存度过高的战略回应。中国锂资源进口依赖度超过70%，而钠资源储量丰富、分布广泛。胡勇胜对记者说道：“钠电并非要取代锂电，而是要构建互补体系，这对于中国摆脱锂资源的定价被动局面非常重要，与磷酸铁锂电池相比，钠电凭借其原材料天然的成本优势和稳定性能形成价格锚定效应。”胡勇胜还对相关未来市场前景做出展望：“随着应用规模的扩大，钠电的成本优势不断凸显，预计到2030年在新能源领域市场占有率将突破20%。因为与锂离子电池产业生态兼容，一方面会随着锂电池的价格波动此消彼长，自动调节锂电的供需关系，成为锂资源价格的平衡器，另一方面也可以通过钠离子电池的应用策略和使用规模，主动干预锂资源价格。”与此同时，钠离子电池也有望成为中国继光伏、风电、锂电之后的第四张“国际绿能名片”。中科海钠已与英国、德国、东南亚等国家和地区开展合作，胡勇胜表示：“从当前发展趋势和技术优势来看，钠离子电池有望与其他新型储能技术一起成为‘国际绿能名片’。钠离子电池具备‘快充无损、低温无阻、过放无忧、资源无限’的独特优势”，“这些优势使其能为发展中国家提供‘资源适配型’解决方案。例如，在锂资源匮乏的发展中国家，钠离子电池可充分利用普遍丰富的钠资源，降低对进口锂资源的依赖。”这种技术输出正在产生广泛国际影响。胡勇胜称，“这种‘中国技术+本地资源’的组合，正在重塑全球新能源产业格局，为发展中国家提供了一条可复制的绿色能源自主化路径，对全球发展中国家发展绿色科技具有重要的参考价值。”特别是在共建“一带一路”国家，“钠离子电池资源丰富、成本低廉，其成本优势体现在全生命周期，将直接推动相关缺电国家新能源储能装机量增长，不仅可加速全球可再生能源普及，也会重塑新能源产业的全球分工。”
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近日，欧洲液流电池协会（Association Flow Batteries Europe）、欧洲清洁技术联盟（Cleantech for Europe）、欧洲储能协会（Energy Storage Europe）、能源标签组织（EnergyTag）、欧洲电力工业联盟（Eurelectric）、未来清洁技术建筑师组织（Future Cleantech Architects）、全球可再生能源联盟（Global Renewables Alliance）、长时储能理事会（Long Duration Energy Storage Council）以及世界可持续发展工商理事会（World Business Council for Sustainable Development）等九大组织联合向欧盟发出公开呼吁，要求建立长时储能（LDES）的“序列化政策框架”，将其正式纳入电力系统规划、容量机制与投资体系。显然，这不是一次普通的行业喊话，而是欧洲能源系统在高比例风光下的一次制度性自救。中国液流电池储能加速产业化落地在欧洲九大协会此次呼吁之前，中国国家能源局《2025年能源工作指导意见》已明确将长时储能技术创新与前瞻布局纳入能源工作重点，其中包括液流电池在内的技术体系应加强技术攻关与规划部署，凸显其在电力系统中的支撑作用。在工业和信息化部等多部门发布的《新型储能制造业高质量发展行动方案》中，将新型储能、本体技术多元化作为重点，明确提升液流电池等新型储能技术的技术突破与工程化能力，推动关键材料、电堆、能效与可靠性等方向的研发支持。国家发展改革委与能源局专项行动方案（2025–2027）中提出，到 2027 年全国新型储能装机规模大幅提升，重点推动包括液流电池在内的长时储能规模化建设。这类政策将长期量化目标与资金投入挂钩，为企业投资与项目落地提供了明确预期。在国家及地方一系列政策推动下，2025年中国液流电池储能正在完成从示范到工程级应用的跃迁，形成了可复制的设计体系、EPC能力、供应链与成本曲线，这是欧洲当前最稀缺、也最难在短期内自行补齐的能力。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年，中国液流电池储能新增装机1.1GW/4.66GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量），占比1.7%（功率）/2.4%（容量）。其中，全钒液流电池储能新增装机1.06GW/4.45GWh，占液流电池储能新增装机的96.3%（功率）/95.5%（容量）。锌溴液流电池储能新增装机50kW/200kWh，占比0.005%（功率）/0.004%（容量）。铁基液流电池储能新增装机35.255MW/191MWh，占比3.2%（功率）/4.1%（容量）。水系有机液流电池储能新增装机5MW/20MWh，占比0.453%（功率）/0.429%（容量）。典型项目方面，新疆吉木萨尔北庭100万千瓦光伏+20万千瓦/100万千瓦时全钒液流储能一体化项目的“全国之最”体现在两大关键指标：装机容量1000兆瓦，能源转化和供应能力强；储能规模100万千瓦时，储能时长5小时，单次最大储能量达100万千瓦时，总投资达38亿元。项目运行后，年平均发电量约17.2亿千瓦时。新疆哈密石城子光伏产业园100MW/400MWh的全钒液流储能电站，该项目由哈密东天山发电有限公司投资建设，大连融科储能技术发展有限公司负责储能设备供应，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司负责电站整体设计和工程施工。云南禄丰市全钒液流储能项目建设规模为100MW/400MWh，电池技术路线选用全钒液流电池，项目占地面积60.39亩，项目规划建设本体储能容量单元设备360台、功率单元设备180台、双向变流器系统（PCS）20台、储能电站配套建设1座220kV升压站，总投资122716万元（含送出工程）。云南楚雄州永仁县300MW/1200MWh全钒液流储能电站项目，主要建设装机规模为300MW/1200MWh全钒液流储能电站，配套安装600套钒液流电池舱系统，运行期25年，可实现年平均放电量3.6亿度，总投资约33.82亿元。四川乐山市100MW/400MWh全钒液流电池独立新型储能项目是四川省级重点示范项目，位于乐山市市中区土主纺织园区，总投资14亿元，是乐山首座全钒液流储能电站。表 2025年液流电池储能部分新增装机项目中标价格方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025全年全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946-2.76元/Wh，平均价格2.28元/Wh，中标加权均价2.53元/Wh。其中，最低报价来自于泰达综能基于增量配电网的吉瓦时以上长时储能电站项目3MW/18MWh全钒液流电池储能系统采购，新兴绿色能源与新材料研究院(天津)有限公司以3503万元中标，折合单价1.946元/Wh。全钒之外，2025年国内锌溴液流电池储能系统投标价格主要集中在2.2-3元/Wh，平均价格2.52元/Wh。2025年铁基液流电池储能系统投标价格主要集中在3.216-3.369元/Wh，平均价格3.293元/Wh。2025年水系有机液流电池储能系统投标价格主要集中在3-9.1元/Wh，平均价格7.367元/Wh，中标加权均价3.015元/Wh。在产能方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，截至2025年底，中国液流电池投产产能累计已高达16GW/65GWh，其中包括电解液/电堆/电池生产以及系统集成等，总投资超过300亿元，年产值超100亿元。图 2025全年中国液流电池新增产能2025全年，国内新增51个液流电池生产项目，新增规模达24GW/96.6GWh，其中31个披露了投资金额，总计362亿元；19个项目披露达产后年产值，总计550亿元。2025年，国内液流电池新增投产产能3.5GW/14.6GWh，占比15.1%；新增规划产能30.8GWh，占比31.9%；新增开工/在建产能51.2GWh，占比53%。2025年，中国液流电池储能正加速产业化落地，并在规模化系统集成与工程交付领域优势巨大，这也是中国企业进入欧洲市场的重要基础。欧洲愿意为“系统韧性”买单欧盟近期的政策转向，首要原因是如果不引入长时储能，欧洲将被迫建设大量燃气电站作为“保险”。根据欧洲输电系统运营商ENTSO-E的模型，到2035年前，仅为应对风光波动，欧洲可能需要新增150–200GW燃气备用容量，但这又和欧洲的脱碳目标直接冲突。因此，欧洲九大协会联合提出的核心诉求不是技术，而是Security（安全）、Reliability（可靠）、Adequacy（充裕度），要求将长时储能纳入充裕度评估，让它成为“容量”，而非“附件”；市场与网络费公平对待，不再按“用电负荷”惩罚储能；容量机制对齐长期需求，支付“可靠性”，而非只付电量；建立长期合同机制，让长时储能可以融资。在所有技术路线中，液流电池最接近“电化学版抽水蓄能”这一概念，其功率与容量解耦可做到8小时、12小时、24小时甚至更长，循环寿命可达2万次，不存在热失控风险。液流电池可以把“时间”变成可以定价、可以融资、可以交易的电力资产，在欧洲这个高风光、高波动、高安全要求的系统里，这恰恰是最稀缺的商品，也意味着液流电池已经进入欧洲的系统级能源安全工具箱。如果说欧盟还在规划阶段，英国却已经直接动手实施。中国储能网注意到，英国在《2025年规划与基础设施法案》中已正式将长时储能“上限—下限（Cap & Floor）”机制写入法律。这套机制的本质是用于监管信用，为长时储能提供“准基础设施”级别的收入稳定性。该机制的核心是设定最低收入Floor，不够就补，设定最高收入Cap，超额返还，技术中立，面向≥8小时、50–100MW级项目。其首轮申报收到171个项目，其中压缩空气、抽水蓄能、液流电池甚至大型锂电全部挤入赛道。而真正的变化在于储能第一次可以用“受监管现金流”去融资，而不是靠电价套利。至于英国为何要这样设计Cap & Floor，因为英国真正想解决的是“风光+跨国电网+天然气不稳定”构成的系统风险，他们需要的是能顶住一周无风、能替代LNG调峰、能减少对法国、挪威的依赖。这些要求对液流电池至关重要，因为它的优势不是“便宜”，而是能提供跨天级别的系统韧性。虽然欧盟不会简单复制英国的政策制度，但会走“三段式路径”。第一阶段（2025–2027），把长时储能写进电力系统规划。ENTSO-E、ACER、各国TSO将被要求在Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)中明确计算“长时储能等价容量”，这一步的意义是液流电池开始在模型里“替代燃气”。第二阶段（2026–2028），改造容量市场（CRM）。目前欧洲多数国家的容量市场偏向燃气、煤电、备用机组，接下来会出现“长时储能专属容量拍卖”，德国、西班牙、意大利已经在测试多年期容量合同，技术中立但对时长有要求，这就是欧盟版Cap & Floor的雏形。第三阶段（2027以后），用欧盟气候与电网资金托底。随后Innovation Fund、Connecting Europe Facility、EIB绿色融资会开始为液流电池、压缩空气、抽蓄提供长期固定回报，这在财务上就是Cap & Floor的欧盟版。可以说，英国Cap & Floor就是未来欧盟长时储能制度的“原型机”。一旦它证明“液流电池=可监管的基础设施资产”，那么整个欧盟都会开始复制，这不是因为欧盟喜欢液流电池，而是因为它已经没有燃气这个选项了。而且，今天的欧盟比英国更怕停电。欧盟面临的问题是电网跨国、电源分散、风光高度集中在北海、西班牙，一旦极端天气+低风光，欧盟必须用跨国调度+储能兜底。当欧盟进入“长时储能制度化”，项目开发商会发现一个现实，目前只有中国，拥有百兆瓦级液流电池储能项目交付经验。液流电池储能将在欧洲三国率先开启综合来看，液流电池会在欧洲电价波动最大+输电最紧张+燃气最贵+政策最成熟的国家率先爆发，而这四个条件叠加的地方，就是英国、德国、西班牙三国，尤其是英国的Cap & Floor规则，已经把长时储能变成了准基础设施资产。英国之所以进展最快，现实痛点主要来自风电（尤其海上风电）暴增、输电拥堵严重、限电成本2026年几乎确定创新高、LNG调峰极其昂贵，在这种体系里，8–24小时液流电池等于“替代燃气的金融工具”，在这个基础上，谁先中标Cap & Floor，谁就会建成英国第一批电网级液流电池电站。德国是全欧洲“电价撕裂”最严重的市场，也是液流电池最理想的商业化土壤。目前，德国风光占比极高，电价波动极端，南北输电长期拥堵，负电价已成常态。德国电力系统的问题不是缺电，而是电在错误的时间、错误的地方，这正是液流电池的用武之地，可以存起北部风电，到南部工业放电，进行跨日、跨周搬运。德国的容量机制改革正在把“可用性”写入市场，液流电池会自然进入。西班牙则是欧洲最典型的“液流场景”，白天光伏极端过剩（电价为0或负），夜间高度依赖燃气，电网内部区域失衡。在这里的10–14小时液流电池就等于是夜间发电厂。目前，西班牙政府已经在用长期PPA、容量补偿、网络约束激励政策为“时间型电源”买单。长时储能制度化将是中欧能源互补契机中国储能网注意到，虽然英国、德国、西班牙都需要液流电池，但它们的制度入口各有不同。对于英国市场来说，最重要的就是Cap & Floor + 项目业主身份，“谁拿到Cap & Floor，谁就拥有20年现金流。”因此，中国企业可以考虑作为股东进入长时储能项目公司，与英国开发商（Zenobē、RES、Octopus、EDF Storage 等）成立SPV，由中国企业提供液流电池系统、EPC、钒电解液长期供应、性能担保，以SPV去参加Cap & Floor拍卖，中标后就可以锁定20年现金流分成。在这条路径上，国电投储能、国能投储能、三峡新能源、华能储能等企业拥有旁人难以企及的优势。在德国，中国企业可以考虑绑定德国TSO和区域电网，在北德风电区建设液流电池，作为“电网资产”与TenneT、50Hertz等签长期服务合同，收取容量费、拥堵缓解费，这是一种“化学输电线”模式，在这条路径上，国网国际、南网国际、上海电气储能、中能建储能等企业拥有着丰富经验。在西班牙，中国企业可以考虑锁定长周期PPA，为液流电池的夜间放电定价，这是一种“时间套利+合同锁定”模式，在这条路径上，中国电建、三峡欧洲、中广核新能源、华为数字能源（系统）等企业优势明显。其实，欧美液流电池公司的最大问题不是技术，而是项目太慢，成本太高，交付风险太大，而中国企业正好具备三种欧洲最缺的能力：EPC+系统可交付百兆瓦，国资信用可对接EIB，绿债、钒供应链可控长期成本。这意味着中国企业可以把液流电池做成“一个银行敢投的基础设施项目”，也是大连融科、中电投融和、上海电气液流、中科院大连化物所体系驾轻就熟的领域。对欧洲而言，液流电池意味着可以在不新建燃气电站的前提下，获得跨日甚至跨周的电力调节能力，把“安全性”和“可靠性”重新纳入市场定价。对中国企业而言，这恰恰是一个从设备出口，升级为“系统解决方案与基础设施能力输出”的窗口期。未来五年，随着技术迭代与降本增效进一步提升，中国液流电池企业提供的技术解决方案可以成为“全球长时储能与支撑电力系统稳定性的共建者”，这不仅是一条新的出海路径，更是一种能源治理逻辑的对接——用工程化能力验证多元化市场需求，用规模化经验降低能源系统转型风险。显然，此时欧洲推动长时储能制度化，将是最好的中欧能源合作互补契机。
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据外媒报道，由H.I.G. Capital公司投资的能源平台Greenflash Infrastructure公司已经通过“安全港”条款储备了超过10GWh锂离子电池储能系统。该公司表示，除此之外，目前还持有1GWh以上可以近期部署的电池储能系统，另有2GWh电池储能系统计划于2026年3月交付。 这批通过“安全港”储备的电池储能系统设备以及现有库存，不仅能够降低因生产延误和供应链中断带来的长期风险，还可根据最终监管政策与具体项目条件，灵活运用投资税收抵免（ITC）政策。该公司进一步表示，这一储备布局有助于支持吉瓦时规模的电池储能项目更早实现商业运营，具体进展将取决于电网接入准备情况与项目实际条件。受到美国联邦政府相关政策影响，在美国开展业务的中国储能企业正面临重重阻碍。相关政策旨在降低供应链对“受关注外国实体”（FEOC）的依赖。《2025年美国能源与基础设施法案》（H.R. 1）虽然将电池储能的投资与生产税收抵免延续至2033年，但增设了限制条款：如果电池储能项目从受限外国实体获得超出规定水平的实质性支持，将失去享受税收优惠资格。这项限制的适用范围覆盖电池储能系统全产业链，从原材料、电池成品，到投资协议、服务协议等。而目前美国约75%锂离子电池依赖进口，这为该国储能行业带来了严峻挑战。受关注外国实体（FEOC）限制门槛自从2026年开工项目的55%起步，到2029年后开工的项目将升至75%。已经取得实质性进展的储能项目可继续按原计划推进。据了解，“安全港”条件覆盖了受关注外国实体已签署的部分供应协议。这为已签订供应协议的电池储能项目带来了短期机会，但长期影响仍可能较为深远。Greenflash Infrastructure公司并未披露电池来源或将用于哪些具体项目。 2025年10月，该公司为在德克萨斯州Brazoria县的Soho电池储能项目部署完成了与债务融资，该项目规模为400MW/800MWh。 Greenflash Infrastructure公司声称，该项目是目前德克萨斯州在建规模最大的独立部署电池储能系统，并预计将提前于2026年第一季度通电，并于第二季度投入商业运营。
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一款号称能“传家”、充电5分钟、续航超600公里、循环寿命10万次且成本低于传统锂电的电池，真的存在吗？在正在举行的2026年CES展上，芬兰初创公司Donut Lab的这项宣告，犹如向全球动力电池市场投下了一枚“深水炸弹”。其发布的全球首款“可立即量产”的全固态电池，参数之“炸裂”远超行业预期，瞬间点燃了资本市场的热情，但也引来了排山倒海的质疑。这场突如其来的“技术奇袭”，迫使业界重新审视固态电池的商业化进程。2026年，因此成为检验技术真伪、决定产业格局走向的关键“验证元年”。在这场关乎未来的竞赛中，严阵以待的中国力量又该如何应对？Donut Lab抛出“王炸”：技术里程碑还是营销噱头？Donut Lab在CES上展示的全固态电池性能指标，堪称对现有液态锂电池的“降维打击”。其能量密度（400Wh/kg）比当前主流电池提升超30%，充电速度接近燃油车加油体验，而10万次的循环寿命更是达到了传统锂离子电池（约5000次）的20倍，被网友戏称“可传家”。更重要的是，公司宣称其使用储量丰富的材料，成本低于同级锂离子电池，且已具备量产条件。然而，这份过于完美的“成绩单”引发了业内专家的谨慎审视。新能源汽车领域专家、深圳汽航院科技有限公司院长张瑞锋对此持“谨慎乐观、理性验证”的态度。他认为，Donut Lab从电动摩托车这一“小电池包、小批量、高端场景”切入的思路务实且具有借鉴意义，为行业提供了新的落地范式，尤其对欧洲固态电池领域是一次重要尝试。“但技术真实性存疑，”张瑞锋指出，“全固态电池量产需跨越电解质稳定性、界面接触、低成本工艺三大门槛，该公司未披露核心技术细节，也无第三方验证数据，其成本低于传统锂电的说法与行业普遍认知相悖。”业内的普遍质疑点在于：首先，当前全固态电池成本普遍是液态电池的数倍，低成本化是行业核心痛点；其次，10万次循环寿命远超现有任何已验证的电池技术；再者，行业巨头如丰田、宁德时代等都将全固态电池的大规模量产时间点设定在2027年甚至2030年以后。因此，张瑞锋判断，Donut Lab的电池“大概率是模糊了‘全固态’定义或存在未公开的技术细节”，其真实性有待首批车辆交付后的实测数据佐证。尽管如此，这一事件无疑极大地激活了全球赛道的竞争氛围，倒逼各国企业加速技术迭代。中国军团：产能与技术双领先，半固态路径稳健过渡面对外部的技术突袭，中国固态电池产业展现出强大的战略定力和产业链韧性。综合多份行业报告与车企规划来看，中国已在全球固态电池竞争中占据了显著优势。产能布局全球领先。数据显示，中国固态电池产能占全球规划产能的70%-80%。2025年1-9月，国内共有41个固态电池项目启动建设，新增年产能约85.5GWh。2025年中国市场贡献了全球76%的固态电池出货量。到2026年，全球固态电池产能预计达105GWh，其中中国新增产能80GWh，占比高达76%。技术路线选择务实。与Donut Lab直接押注全固态不同，中国产业界普遍选择了“半固态向全固态过渡”的渐进式路径。张瑞锋分析称，我国固态电池处于“科研突破、中试落地、向量产过渡”阶段，稳居全球第一梯队，形成“科研机构+龙头+初创公司”协同格局，最大突破在于“技术攻坚落地+产业链成型”。公开信息显示，2025年上半年半固态电池装车量同比增长超过300%，蔚来、岚图、智己等品牌已有相关车型上路。这种路径在一定程度上缓解了全固态电池面临的“固-固界面”接触难题和复杂的工艺挑战，成本远低于全固态，且能与现有液态电池产线较好兼容，被认为是更具可持续性的商业化策略。车企量产时间表高度集中。据不完全统计，包括长安、广汽、奇瑞、东风、上汽、比亚迪在内的超12家主流主机厂，已明确将2026年设定为固态电池（主要是全固态）的装车验证年，2027年则为小批量量产年。例如，广汽的全固态电池中试产线已投产，计划2026年搭载于昊铂车型；东风汽车预计2026年9月实现350Wh/kg固态电池量产上车；奇瑞的自研犀牛全固态电池也计划在2026年装车验证。这种集体性的“卡位”行动，显示出中国产业界对技术落地的强大信心和协同推进能力。产业化决胜：挑战仍存，但格局重塑已开启尽管前景可期，但全固态电池要实现大规模产业化，仍面临技术、成本和工艺三大核心挑战，2026年更可能是一个关键的“验证元年”，而非真正的“普及元年”。技术瓶颈待突破。“固-固界面”问题是全固态电池最核心的技术瓶颈。固态电解质与电极材料之间的接触存在无数微小缝隙，严重阻碍离子传输，影响电池性能和寿命。此外，硫化物电解质对湿度极度敏感，生产过程需要全封闭的干燥房环境，对制造工艺要求极高。此外，还面临成本、良率等挑战。成本高企是最大拦路虎。目前，关键材料如硫化锂的价格高达200万-300万元/吨，占电芯成本超过50%。业内估算，全固态电池成本是传统液态电池的5倍以上。同时，生产线需要全新的“干-胶-叠-压-压”核心设备，投资巨大，且当前行业良品率普遍不到70%。成本的大幅下降有待于材料体系的突破和规模化效应的显现。专家预测时间表趋于理性。对于大规模产业化节点，业内专家看法虽不尽相同，但多指向2027年及以后。中国科学院院士欧阳明高认为，电池比能量400Wh/kg的全固态电池产业化时间在2027-2028年。长安汽车副总裁、深蓝汽车董事长邓承浩认为大规模商用可能要到2035年。张瑞锋也认为，真正格局重塑需GWh级量产与成本持平，至少需5-8年。他进一步指出，量产分三阶段：2026-2027年小批量量产，应用于高端场景；2028-2030年GWh级产能落地，成本下降并向中端渗透，渗透率有望超15%；2030年后实现规模化普及。Donut Lab的宣告如同一颗信号弹，提示了固态电池产业化的加速，但也提示了技术路线可能存在的多样性与不确定性。2026年，将成为检验各路技术成色的关键一年。随着2026年多家中国主流车企装车验证的开启，固态电池的商业化大幕正缓缓拉开，一个终结续航焦虑、重塑全球汽车产业格局的新时代已不再遥远。
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当前锂价低位运行背景下，以“性价比”为主要卖点的钠离子电池发展优势开始缩水。近日，蔚蓝锂芯在投资者互动平台提到，随着碳酸锂价格大幅下跌，目前钠电池相较锂电池不具备成本优势。公司对钠电池进行技术研发后，目前没有进行量产。近两年，锂价高位回落使一度充满希望的钠离子电池市场前景逐渐黯淡。不过，在受访人士看来，钠离子电池不会因此完全“失宠”，抛开成本因素，钠离子电池在资源丰富性、与锂离子电池生产设备兼容性以及安全性等方面仍具优势，并且未来随着产业不断成熟，降本空间也有望进一步打开。■ 成本优势削弱2022年下半年，电池级碳酸锂价格一度涨至60万元/吨，高昂的锂价使下游厂商成本压力陡增。在此背景下，原料易得且成本更低的钠离子电池作为公认的替换方案站上风口，吸引众多企业布局。根据《中国钠离子电池产业技术路线图》（以下简称《路线图》）数据，2023年新签署的钠离子电池相关项目达30余个，规划产能超过260吉瓦时，投资总金额超过1140亿元。不过，值得注意的是，去年以来锂价一路狂跌，业内有观点认为，这给风头正盛的钠离子电池浇了一盆冷水。研究机构EVTank、伊维经济研究院联合中国电池产业研究院发布的《中国钠离子电池行业发展白皮书（2024年）》显示，2023年，中国钠离子电池实际出货量仅为0.7吉瓦时，远低于之前预测的3吉瓦时。“钠离子电池出货量及产业化发展不及预期的主要原因在于其理论成本优势尚未体现出来，钠离子电池平均价格仍在三元锂离子电池、磷酸铁锂电池和铅酸电池等竞品之上。”EVTank分析称。中国电池产业研究院院长吴辉此前接受《中国能源报》记者采访时提到，若碳酸锂降价跌至10万元/吨以内，锂电池成本会接近钠电池的理论成本，钠电池替代性将被削弱。■ 锂价是把“双刃剑”业内人士普遍认为，钠离子电池成本优势有待进一步挖掘，未来产业链各环节企业需通过提高工艺成熟度、加强技术研发创新、推动规模化生产等多渠道降本，以提升竞争力。另外，虽然锂价下降对钠离子电池的性价比优势有所影响，但钠离子电池仍具备长循环、宽工作温度、安全稳定性强、高倍率等性能优势，因此综合多方面考量，钠离子电池在部分特定场景依然具备发展前景。展望未来，钠离子电池尚需一段时间发展和成型。“除进一步挖掘成本优势外，技术层面，钠离子电池能量密度偏低，循环寿命也不长，后续需针对这些指标进行优化提升。未来，钠离子电池有望成为锂电池的重要补充，与锂电池形成互补格局。”一位从业者向《中国能源报》记者表示。值得一提的是，业内有分析认为，锂价下降对于钠离子电池产业发展是把“双刃剑”。一方面，锂价下跌会对钠离子电池产业发展形成压力，倒逼钠电池成本跟随下降；另一方面，也能让钠离子电池行业暂时冷静下来，不盲求速度和规模，给予企业更多缓冲空间，加强技术沉淀，进行市场调研和战略规划。上海交通大学副教授李林森在接受《中国能源报》记者采访时表示，虽然钠离子电池项目投资很多，但现在仍然存在未攻克的技术难题。“一个技术从变成产品再到变成商品，需要走很长一段路，锂价下跌给予钠离子电池研发企业更多时间和空间，进一步把控产品质量。”■ 与锂电互补发展业界普遍认为，钠电池与锂电池更多是互补关系，而非替代关系。目前来看，不少企业也并未因锂价下降而放弃钠离子电池技术的研发布局。例如，今年年初，比亚迪（徐州）钠离子电池项目正式在徐州经济技术开发区开工，项目总投资100亿元，主要生产钠离子电池电芯以及PACK等相关配套产品，计划年产能30吉瓦时。同时，比亚迪此前宣布将开发“能上楼的安全电池”，并筹备对大圆柱钠离子电池电动两轮车充换电综合应用场景试点。中信证券研报指出，锂电池较难在两轮车领域实现成本和性能平衡，其安全事件多次引起行业和社会关注。目前两轮车行业正在寻求锂电池的替代方案，钠电池能够平衡性能和成本，预计将是一个理想的选择。受访人士表示，展望未来，钠离子电池将在两轮车、三轮车，以及大规模储能等对温度较敏感、能量密度要求不高的场景率先取得突破。同时，随着技术进步、成本降低，钠离子电池应用场景也有望继续拓宽。“未来随着钠离子电池技术指标越来越好、成本越来越低，应用场景肯定也会越来越多，包括电动汽车等。”《路线图》预计，到2024年，我国钠离子电池需求量将达11.9吉瓦时，出货量有望突破1吉瓦时；2026年、2030年，全球钠离子电池需求规模约为110吉瓦时、520吉瓦时。
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铅和锌是支撑工业体系稳定运转与高端化发展的重要战略材料，广泛应用于电子、交通、新能源、冶金等核心工业领域。在中国国际铅锌年会上，中国有色金属工业协会党委常委、副会长陈学森表示，“十四五”时期，铅锌产业在科技创新、绿色智能转型、结构调整三大核心领域取得了全面进展。铅锌产业创新发展迈出坚实步伐。一方面，在产量稳步增长的同时，智能化手段推动生产效率大幅提升，部分龙头企业通过智能管控系统实现矿山采选、冶炼全流程数字化，有效控制冶炼环节能耗，为行业降本增效提供支撑；另一方面，聚焦资源利用与高端化，在资源综合回收利用领域取得突破；围绕新质生产力培育，在储能、光伏等增量领域的应用探索上持续发力，为拓展消费新场景奠定基础。北京安泰科信息科技股份有限公司铅锌高级分析师杨珺婷介绍，铅锌企业积极开展科技创新，推动铅锌采选冶工艺设备改进升级。当前，国内铅锌冶炼技术已经取得重要进展，先进冶炼技术、大型装备普及率较高，智能化有了良好开端，铅锌冶炼适应复杂物料的水平、生产清洁化水平、资源综合利用水平显著提高。三连炉、基夫赛特等先进炼铅技术在原生铅、再生铅生产中普遍应用，先进冶炼技术和配套装备大型化改变了以标准铅精矿为主的原料结构，提高了资源综合回收效率，为多品种有色金属协同发展提供了技术支撑。锌冶炼方面，随着渣处理技术的优化升级，我国湿法炼锌技术对复杂物料的适应性将迈上新台阶。陈学森认为，推动铅锌产业高质量发展，迫切需要进一步抓住科技创新发展这个“牛鼻子”。要围绕绿色低碳主线，加强新一代低品位氧化矿、尾矿资源、冶炼渣灰等资源的绿色高效利用技术攻关，推动二次铅锌资源向优势企业集聚，提升二次资源利用能力；在烟气治理方面加快突破技术瓶颈，加快提升余热等能源的利用效率；发展绿色短流程低成本冶炼技术，进一步提升副产金属的资源化利用能力，实现资源价值回收最大化。“当前，铅锌产业链协同创新机制缺失，上下游企业间技术壁垒明显。精深加工率不足，产品以初级原料为主，高附加值产品少。由于铅锌冶炼行业原料结构复杂、冶炼条件多变，导致核心装备智能化程度不足。”为了应对铅锌产业创新发展的困难，杨珺婷建议从三方面精准发力。第一，抓紧研发高效低碳冶炼工艺，加强铅锌及主要伴生矿物赋存、富集和分离机理、低品位铅锌多金属矿高效分离技术研究。开发短流程炼锌技术，大幅度提高资源综合利用率。第二，推进工业互联网、大数据、人工智能等技术在铅锌采选冶、经营管理过程中的数字化、自动化和智能化，提高生产效率和产品质量，减少资源消耗和环境污染，优化资源配置，提高供应链的透明度和响应速度，降低物流成本，提高整体运营效益。第三，积极打造“高附加值+战略性应用”新优势。要加强铅碳电池在厂区的自我应用和在储能领域的推广，大力开发铅碳电池储能市场。主动对接国家关键需求和重大项目需求，积极推动铅材料的器件化，渗透更广泛的终端市场。组织建立锌基电池研发机构、锌基电池材料生产企业联盟，推动锌基合金规模化应用。中国铜业有限公司党委书记、总经理冀树军表示，中国铜业将与相关单位共筑铅锌产业创新发展动能，聚焦铅锌产业全产业链发展难点，推动建立产学研用协同创新机制，集中攻克复杂矿高效选冶、短流程冶炼、高端材料制备等产业关键技术，打造更多原创技术策源地。
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（记者 黄昂瑾）据工业和信息化部消息，1月7日，工业和信息化部、国家发展改革委、市场监管总局、国家能源局联合召开动力和储能电池行业座谈会，落实党中央、国务院决策部署，研究部署进一步规范动力和储能电池产业竞争秩序工作。工业和信息化部党组成员、副部长辛国斌主持会议。会议指出，我国动力和储能电池产业发展迅速，在全球范围内取得阶段性竞争优势。同时，受多种因素影响，行业内存在盲目建设情况，出现低价竞争等非理性竞争行为，扰乱正常市场秩序，削弱行业可持续发展能力，必须予以规范治理。要强化市场监管，加强价格执法检查，加大生产一致性和产品质量监督检查力度，打击涉知识产权违法行为。要优化产能管理，健全产能监测和分级预警机制，加强宏观调控，防范产能过剩风险。要支持行业自律，发挥行业协会作用，引导企业科学布局产能，推动构建优质优价、公平竞争的市场秩序。要加强区域协同，强化央地协同联动、综合施策，加强对本地企业指导，严控重复建设，推动行业健康有序发展。
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铅和锌是支撑工业体系稳定运转与高端化发展的重要战略材料，广泛应用于电子、交通、新能源、冶金等核心工业领域。在中国国际铅锌年会上，中国有色金属工业协会党委常委、副会长陈学森表示，“十四五”时期，铅锌产业在科技创新、绿色智能转型、结构调整三大核心领域取得了全面进展。铅锌产业创新发展迈出坚实步伐。一方面，在产量稳步增长的同时，智能化手段推动生产效率大幅提升，部分龙头企业通过智能管控系统实现矿山采选、冶炼全流程数字化，有效控制冶炼环节能耗，为行业降本增效提供支撑；另一方面，聚焦资源利用与高端化，在资源综合回收利用领域取得突破；围绕新质生产力培育，在储能、光伏等增量领域的应用探索上持续发力，为拓展消费新场景奠定基础。北京安泰科信息科技股份有限公司铅锌高级分析师杨珺婷介绍，铅锌企业积极开展科技创新，推动铅锌采选冶工艺设备改进升级。当前，国内铅锌冶炼技术已经取得重要进展，先进冶炼技术、大型装备普及率较高，智能化有了良好开端，铅锌冶炼适应复杂物料的水平、生产清洁化水平、资源综合利用水平显著提高。三连炉、基夫赛特等先进炼铅技术在原生铅、再生铅生产中普遍应用，先进冶炼技术和配套装备大型化改变了以标准铅精矿为主的原料结构，提高了资源综合回收效率，为多品种有色金属协同发展提供了技术支撑。锌冶炼方面，随着渣处理技术的优化升级，我国湿法炼锌技术对复杂物料的适应性将迈上新台阶。陈学森认为，推动铅锌产业高质量发展，迫切需要进一步抓住科技创新发展这个“牛鼻子”。要围绕绿色低碳主线，加强新一代低品位氧化矿、尾矿资源、冶炼渣灰等资源的绿色高效利用技术攻关，推动二次铅锌资源向优势企业集聚，提升二次资源利用能力；在烟气治理方面加快突破技术瓶颈，加快提升余热等能源的利用效率；发展绿色短流程低成本冶炼技术，进一步提升副产金属的资源化利用能力，实现资源价值回收最大化。“当前，铅锌产业链协同创新机制缺失，上下游企业间技术壁垒明显。精深加工率不足，产品以初级原料为主，高附加值产品少。由于铅锌冶炼行业原料结构复杂、冶炼条件多变，导致核心装备智能化程度不足。”为了应对铅锌产业创新发展的困难，杨珺婷建议从三方面精准发力。第一，抓紧研发高效低碳冶炼工艺，加强铅锌及主要伴生矿物赋存、富集和分离机理、低品位铅锌多金属矿高效分离技术研究。开发短流程炼锌技术，大幅度提高资源综合利用率。第二，推进工业互联网、大数据、人工智能等技术在铅锌采选冶、经营管理过程中的数字化、自动化和智能化，提高生产效率和产品质量，减少资源消耗和环境污染，优化资源配置，提高供应链的透明度和响应速度，降低物流成本，提高整体运营效益。第三，积极打造“高附加值+战略性应用”新优势。要加强铅碳电池在厂区的自我应用和在储能领域的推广，大力开发铅碳电池储能市场。主动对接国家关键需求和重大项目需求，积极推动铅材料的器件化，渗透更广泛的终端市场。组织建立锌基电池研发机构、锌基电池材料生产企业联盟，推动锌基合金规模化应用。中国铜业有限公司党委书记、总经理冀树军表示，中国铜业将与相关单位共筑铅锌产业创新发展动能，聚焦铅锌产业全产业链发展难点，推动建立产学研用协同创新机制，集中攻克复杂矿高效选冶、短流程冶炼、高端材料制备等产业关键技术，打造更多原创技术策源地。
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近期，中国电力企业联合会发布了《2025年上半年电化学储能电站行业统计数据》报告（以下简称《报告》），部分行业专家结合《报告》分析行业发展，进行了专业分析和解读。国网山西电力经济技术研究院 邓娇娇2025年上半年，中国电化学储能产业保持稳步增长。然而，在政策与市场环境的双重驱动下，电化学储能电站设备厂商竞争格局正加速重塑：一方面，各技术路线蓬勃发展，呈现百花齐放之势；另一方面，部分技术落后或经济效益不佳的电站则面临被淘汰的风险。一、中国新能源领域政策调整2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），明确要求“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。政策调整与新能源电价全面市场化同步推进，旨在通过市场机制而非行政手段调节储能需求，推动中国储能商业化加速，同时开始由政策推动、被动式发展向市场化、主动式发展叠加政策推动的双轨甚至多轨并行的方式发展。政策鼓励长时储能和构网型技术发展，推动行业从“价格竞争”转向“价值竞争”。政策调整减少补贴，促使低效企业出局，有利于头部企业加强技术突破和商业模式创新，通过采取现货市场、辅助服务等多元化盈利模式，中国电化学储能产业进入市场化重构阶段。 二、电化学储能电站各类型技术路线（一）锂离子电池技术锂离子电池储能技术依旧是重点研究方向，占据已投运电化学储能技术应用主导地位，相关研究主要聚焦提升储能能量密度、加强安全可靠性，实现更优的性价比方面。除原材料自身价格变化外，降低成本主要聚焦优化生产工艺和系统结构、提升生产智能化水平和系统集成能力，综合应用一种或多种新技术。（二）钠离子电池技术钠离子电池研究近两年取得重大进展，一是材料技术方面有针对性地改进了制备工艺和材料组成，能量密度和循环寿命大幅提升；二是商业化生产工艺获得突破，钠离子电池储能系统商业化加速，主要龙头企业实现吉瓦时级量产。（三）液流电池技术钒基液流电池、铁基液流电池研究取得进展，锰基液流电池和锌基液流电池也开始受到关注。（四）铅酸/铅炭电池技术铅酸电池正通过复合材料和智能算法突破能量密度与寿命瓶颈，而铅碳电池凭借快充和低温性能成为电化学储能新选择。（五）其他电池技术一是固态电池方向，商业化生产技术是研究重点，电池的能量密度等性能和安全性取得技术突破。二是锂硫电池方向，当前锂硫电池技术正从实验室向中间试验阶段过渡，全固态路线因高安全性和能量密度优势成为下一代储能的重要候选项。三、电化学储能规模以集中式、大型化为主从投产规模分析，新增电站主要是百兆瓦级以上大型电站，110千伏及以下分布式储能配置较少。乡村是实现“双碳”目标的主要阵地，2024年山西省能源局印发《关于开展零碳乡村试点助力乡村振兴的实施意见》（晋能源新能源发〔2024〕340号），支持县域清洁能源规模化开发、就近并网消纳，需积极推动新型储能在零碳乡村试点布局，提升分布式可再生能源承载力。当前乡村地区新型储能发展仍面临成本高、收益模式不清晰、政策支持力度不足等问题，分布式独立储能暂不具备入市条件，制约了分布式储能投资积极性。建议在政策、市场机制、技术、环境等方面，加大对配网侧独立储能建设的支持力度，提高社会投资积极性。一是优化新型储能并网投资模式。出台补贴与税收优惠，提供投资补贴、税收减免等激励政策，通过采取减免用地费用、优化电网建设接网工程、补贴运营费用等方式，降低初始投资成本。二是推动储能参与市场化交易。建议积极推动分布式储能入市，参照独立共享储能参与电能量市场、辅助服务市场模式，在同等情况下优先调用分布式储能，提升储能项目合理收益水平。三是加快建立容量价格补偿机制。随着新能源高速发展，亟需建立基于市场竞争和供求关系的储能容量价格机制，以反映储能对电力系统的价值贡献，提升储能的盈利能力。四是持续开展技术创新。提高研发支持力度，加大对储能技术的研发投入，加快储能标准化建设，推动示范项目落地，充分发挥示范项目带动效应，增强投资者信心。（本文仅代表作者个人专业观点，不代表中电联电动交通与储能分会立场。）
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在锂电池开打价格战的同时，铅酸电池价格却日益走高。 记者从上海有色网（下称“SMM”）处了解到，电动自行车铅蓄电池价格创下2020年4月份以来的新高。7月29日，48V/12AH电池和48V/20AH电池均价分别为327.5元/组和427.5元/组，均上涨10元/组。 与此同时，市场有消息传出，一家铅酸企业基于目前原材料铅价格已经逼近2万元/吨，生产成本一直在提高，所以建议市场零售价从7月18日开始上调15元/组，48V/12AH电池执行价为410元/组，48V/20AH电池执行价为510元/组，其他型号同步调整，并且不接受客户口头预定，需结清欠款后再预定。 SMM铅高级分析师夏闻鸣向记者表示，铅酸电池价格创下4年多以来的新高，主要是原材料价格上涨所致。铅金属作为铅酸电池的主要原材料之一，近年来供应端矛盾突出，主要是源于铅金属的两大主要原料：铅精矿和废旧铅酸电池，两者都处于供不应求的状态。这也导致铅冶炼行业整体利润逐年下降，今年上半年铅冶炼企业减停产频繁，铅产量较去年同期下滑。在废料方面，由于中国为《巴塞尔公约》的缔约国之一，废料禁止进出口，也就意味着中国新铅酸电池出口后，废旧铅酸电池无法重新流入国内市场，叠加近几年中国再生铅新建产能投产放量，不断消耗废料的社会存量，这种原料供应矛盾累加到今年后彻底爆发。 有业内人士称，自今年五月开始，铅废料供应的紧张状态始终未见缓解，导致再生铅冶炼企业普遍面临减停产的局面。另外，自2024年以来，受全球矿山生产品位下降、事故频发等多重因素影响，铅精矿供应也持续紧张。 从铅的期货价格来看，沪铅主连在7月18日最高价突破了2万元/吨，创下近六年来的新高。不过，近日以来，铅的供应矛盾有所缓解，截至8月2日收盘，沪铅主连期货价格跌到了1.8万元/吨。现货而言，8月2日，SMM铅锭均价为1.87万元/吨，当日下跌幅度达675元/吨。 铅酸电池最大的应用场景是电动自行车。根据艾瑞咨询的数据，2023年中国电动两轮车行业销量为5500万台，其中有85%的电动两轮车使用的是铅酸电池。 所以铅酸电池价格上涨所带来的直接影响是电动自行车终端的涨价。今年6月份以来，市场占有率较高的雅迪、爱玛、台铃等品牌开始上调价格。其中雅迪甚至在一个月内两次宣布涨价，6月1日起，电池（含整车标配电池）价格上调60元~80元，6月16日零时起，电动车价格再次上涨80元~120元不等。 不过，对于铅酸电池价格的持续上涨，多位分析人士向记者表示，这对锂电池价格的影响有限，因为两者在电动自行车方面的竞争关系并不强，锂电主要聚焦高端市场，而铅酸则聚焦低端市场。 根据SMM数据，电池级碳酸锂和锂电电芯的价格持续走低。8月2日，电池级碳酸锂平均价已经跌至8.08万元/吨，近三年以来的新低，与2022年11月的高点60万元/吨相比，累加下滑了86.5%；方形磷酸铁锂电芯价格则保持在0.4元/Wh左右。
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近日，全国多地开启高温模式，居民用电量随之增加。在这个迎峰度夏的关键时期，曾经获得中国工业大奖的天能高性能铅炭电池发挥了重要作用。在湖州长兴，由一块块天能铅炭电池组成的城市“巨型充电宝”正在有效保障居民用电的安全和稳定。 “雉城储能电站使用的是天能储能用阀控式高性能铅炭蓄电池。拿一堆电池举例，5000多支电池的可以做到0.1左右的均衡性差异，这些电池产自天能智能工厂的自动化生产线，稳定性和一致性非常好。”浙江天旺智慧能源公司高级项目管理工程师蒲军伟说。 走进长兴雉城街道的10千伏储能电站，20160个天能电池整齐有序地摆放在电池架上。通过电池系统将电池的实时状况展示在控制屏幕上。 蒲军伟表示，该储能电站主要起到“削峰填谷”的作用，在城市用电低谷时，对储能电池进行充电蓄能；用电高峰时，可稳定放电填补电力缺口，为电网“接力续航”；如遇电网突发故障，可以毫秒级速度“替补”上场，继续为城区提供稳定可靠的供电保障。 该电站于2020年5月投用，是全国首座采用铅炭电池技术的电网侧储能电站，位于长兴城区，采用的铅炭蓄电池具有安全可靠和运维成本低等特点，电池退役后可实现99%以上的循环再生。假设每户居民平均每天用电十度，电站可以为2600户居民提供一天的用电量。 储能是能源变革的关键技术之一，也是天能布局的重点。天能全面布局电网侧、发电侧、工商用户侧等重点市场，大唐鲁北、南太湖高能锂电、信丰储备一体智造基地等大项目相继投产，并网运行全球单体最大铅炭储能电站荣获“2023年度最佳储能示范项目奖”，锂电液冷储能系统项目入选2023年浙江省先进技术创新成果名单。 天能将充分发挥全产业链支撑、多技术路线并行的领先优势，构建储能产业生态，助力我国储能产业健康发展。天能高性能铅炭电池优势特点 品质保障安全可靠：电池无易燃物，使用安全稳定，可广泛地应用在各种新能源及节能领域。 高度集成定制设计：采用模块化集成方案，液冷堆叠式电池包及站房式设计，使用外接线方式，安装灵活，便于维护。 灵活配置一体设计：运用模块化结构，高比能设计，电池系统采用一体化集成设计，配置灵活可调，适用于各种应用场景。 绿色环保电池回收：全生命周期低碳环保，电池正负极材料及电解液均可回收，且回收技术成熟。
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据报道，一组来自韩国的研究人员近期成功开发出了一种不易燃的凝胶聚合物电解质（GPE），有望通过降低热失控和火灾事故的风险，彻底改变锂离子电池（LIBs）的安全性。 在过去，LIBs的潜在可燃性引起了人们的极大关注，特别是在电动汽车中。为了解决这一关键问题，由韩国国立蔚山科学技术研究院（简称UNIST）领导的研究团队成功开发了一种开创性的不易燃聚合物半固态电解质，为减轻电池火灾提供了一种有希望的解决方案。 传统上，不可燃电解质在很大程度上依赖于加入阻燃添加剂或具有极高沸点的溶剂。然而，这些方法往往导致离子电导率显著降低，从而影响电解质的整体性能。 在上述突破性的研究中，研究小组在电解质中加入了微量的聚合物，创造了半固态电解质。与现有的液体电解质相比，这种新方法将锂离子的电导率显著提高了33%。 此外，采用这种不可燃半固态电解质的袋式电池的循环寿命提高了110%，有效地防止了固体-电解质间相（SEI）层形成和运行过程中不必要的电解质反应。最新研究结果已于近期发表在了ACS（美国化学学会）旗下《ACS Energy Letters》杂志上。 这种创新电解质的关键优势在于其卓越的性能和不可燃性。聚合物半固态电解质通过抑制燃烧过程中与燃料化合物的自由基链反应，有效抑制电池火灾的发生。研究小组通过定量分析其稳定和抑制自由基的能力，证明了所开发聚合物的卓越性。 UNIST能源与化学工程学院教授Jihong Jeong强调说：“电池内部聚合材料与挥发性溶剂之间的相互作用使我们能够有效地抑制自由基链反应。通过电化学量化，这一突破将极大地有助于理解不可燃电解质的机理。” 据悉，科学家们通过各种实验进一步证实了电池本身的卓越安全性。该团队的综合方法包括将不易燃的半固态电解质应用于袋式电池，确保对电解质不燃性的评估扩展到实际电池应用中。 “使用不易燃的半固态电解质，可以直接纳入现有的电池组装过程，将加速未来更安全电池的商业化。”他们说。 该研究在国内申请了5项专利，在海外申请了2项专利，进一步凸显了这一成果的意义。此外，它还得到了韩国国家研究基金会（NRF）、科学和信息通信技术部（MSIT）、韩国产业技术评价研究院（KEIT）、韩国化学技术研究院和三星SDI（一家电池和电子材料制造商）的支持。
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工信微报消息，为贯彻落实《铅蓄电池行业规范条件（2015年本）》，促进我国铅蓄电池行业持续、健康、协调发展，根据《铅蓄电池行业规范公告管理办法（2015年本）》有关规定，工业和信息化部近日印发通知，组织开展2023年铅蓄电池行业规范公告申报工作。各省级工业和信息化主管部门负责组织本地区铅蓄电池企业申报工作，依据《铅蓄电池行业规范条件（2015本）》要求，对申请公告企业的申请材料进行初审，征询省级生态环境主管部门，提出相关初审意见，并填写在《申请书》的相应位置。
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据外媒报道，由H.I.G. Capital公司投资的能源平台Greenflash Infrastructure公司已经通过“安全港”条款储备了超过10GWh锂离子电池储能系统。该公司表示，除此之外，目前还持有1GWh以上可以近期部署的电池储能系统，另有2GWh电池储能系统计划于2026年3月交付。 这批通过“安全港”储备的电池储能系统设备以及现有库存，不仅能够降低因生产延误和供应链中断带来的长期风险，还可根据最终监管政策与具体项目条件，灵活运用投资税收抵免（ITC）政策。该公司进一步表示，这一储备布局有助于支持吉瓦时规模的电池储能项目更早实现商业运营，具体进展将取决于电网接入准备情况与项目实际条件。受到美国联邦政府相关政策影响，在美国开展业务的中国储能企业正面临重重阻碍。相关政策旨在降低供应链对“受关注外国实体”（FEOC）的依赖。《2025年美国能源与基础设施法案》（H.R. 1）虽然将电池储能的投资与生产税收抵免延续至2033年，但增设了限制条款：如果电池储能项目从受限外国实体获得超出规定水平的实质性支持，将失去享受税收优惠资格。这项限制的适用范围覆盖电池储能系统全产业链，从原材料、电池成品，到投资协议、服务协议等。而目前美国约75%锂离子电池依赖进口，这为该国储能行业带来了严峻挑战。受关注外国实体（FEOC）限制门槛自从2026年开工项目的55%起步，到2029年后开工的项目将升至75%。已经取得实质性进展的储能项目可继续按原计划推进。据了解，“安全港”条件覆盖了受关注外国实体已签署的部分供应协议。这为已签订供应协议的电池储能项目带来了短期机会，但长期影响仍可能较为深远。Greenflash Infrastructure公司并未披露电池来源或将用于哪些具体项目。 2025年10月，该公司为在德克萨斯州Brazoria县的Soho电池储能项目部署完成了与债务融资，该项目规模为400MW/800MWh。 Greenflash Infrastructure公司声称，该项目是目前德克萨斯州在建规模最大的独立部署电池储能系统，并预计将提前于2026年第一季度通电，并于第二季度投入商业运营。
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（记者 黄昂瑾）据工业和信息化部消息，1月7日，工业和信息化部、国家发展改革委、市场监管总局、国家能源局联合召开动力和储能电池行业座谈会，落实党中央、国务院决策部署，研究部署进一步规范动力和储能电池产业竞争秩序工作。工业和信息化部党组成员、副部长辛国斌主持会议。会议指出，我国动力和储能电池产业发展迅速，在全球范围内取得阶段性竞争优势。同时，受多种因素影响，行业内存在盲目建设情况，出现低价竞争等非理性竞争行为，扰乱正常市场秩序，削弱行业可持续发展能力，必须予以规范治理。要强化市场监管，加强价格执法检查，加大生产一致性和产品质量监督检查力度，打击涉知识产权违法行为。要优化产能管理，健全产能监测和分级预警机制，加强宏观调控，防范产能过剩风险。要支持行业自律，发挥行业协会作用，引导企业科学布局产能，推动构建优质优价、公平竞争的市场秩序。要加强区域协同，强化央地协同联动、综合施策，加强对本地企业指导，严控重复建设，推动行业健康有序发展。
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据交通运输部长江航务管理局官网消息，2025年太仓港出运储能柜超1.02万自然箱，较去年增长近一倍，其中水水中转2640自然箱，随着外贸“新三样”出口持续升温，太仓港储能柜运输业务实现跨越式增长，为地方新能源产业高质量发展注入强劲动力。面对“新三样”出口激增、运输风险高、行业标准不一等挑战，太仓海事以“党建领航+三大引擎”为抓手，系统构建全链条保障机制，相关创新做法获国务院物流保通保畅领导小组简报采纳，形成可复制、可推广的“太仓样板”。未来，太仓海事将持续完善“新三样”出口保障体系，支持太仓港打造“新能源第一出口港”，为交通强国建设与外贸高质量发展贡献更多海事力量。
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冬日的青岛，海风中带着寒意，但青岛大学科技研发大楼的实验室里却“热火朝天”——该校教授、博士生导师李强正带领团队成员投身紧张的实验。实验室内，他盯着仪器屏幕上跳动的磁学信号曲线。它每一次起伏都对应着储能电池内部的电荷转移，如同其“心跳”，而李强是描绘储能电池“动态心电图”的人。“每一个细微的信号变化，都藏着储能电池材料的秘密。”李强指着屏幕对记者说。深耕储能与磁学交叉领域十余载，他带领团队在该领域开辟新路，用原创技术助力新能源产业发展。前不久，由他领衔开展的“储能电化学反应的原位磁学表征”项目，获得2025年度青岛市自然科学奖一等奖。“我想走出一条新路”2014年夏，刚入职青岛大学的李强，就做出一个让人意外的决定——深耕储能与磁学交叉领域，用磁学技术破解储能电池研发难题。彼时，将磁学技术应用于储能电池研发的思路尚属前沿探索，国内外鲜有成熟路径可循，不少人劝他换个方向，他却说：“搞科研就要做前人没做过的事，我想走出一条新路。”想法很“燃”，现实却布满荆棘。刚起步时，实验室只有20平方米，经费紧张，设备和耗材短缺，但李强并未退却。他带着学生一遍遍修改实验方案，多方争取经费支持。为凑齐耗材，他厚着脸皮向同行“化缘”。仪器不够精准，他就自己动手改装。在电池研发领域，传统测试技术长期面临“雾里看花”的困境：科研人员看不到材料内部电子的移动轨迹和物质的转化过程，这成为制约技术突破的难题。为解决这一难题，李强带领团队开启了近4年的攻坚之旅。无数次实验失败，无数次推倒重来，最艰难时，有学生红着眼眶问李强：“老师，我们能做成吗？”李强拍着学生的肩膀说：“越难走的路，走通了价值越重大。咱们再坚持一下！”功夫不负有心人。最终，李强团队研发出实时原位磁学表征技术。这项技术使科研人员看到电化学过程中电荷转移与物质转化过程，灵敏度远超传统技术。此后，李强和团队利用实时原位磁学表征技术，证实了界面空间电荷机制是锂离子电池额外容量的来源，相关成果于2020年8月刊发在国际期刊《自然·材料》上。这项突破性成果，解开了困扰业界数十年的锂离子电池储能谜团，为新能源产业发展提供了关键的技术支撑。“要敢于啃‘硬骨头’”在李强办公室的白板上，“阴离子氧化还原反应”被反复圈画。这是下一代电池正极材料研发中的主要难题，李强团队已研究5年，目前仍在攻坚。“科研人员要敢于啃‘硬骨头’，解难题才有意思。”李强说。这份攻坚克难的执着，不仅体现在基础研究中，而且延伸到成果转化的实践里。他常对学生说：“科研人员既要仰望星空搞创新，也要脚踏实地做转化，让成果‘走’出实验室。”如今，李强团队研发的实时原位磁学表征技术已被宁德时代新能源科技股份有限公司、北京大学等50余家企业和高校采用，成为研发人员的“得力助手”。除此之外，他和团队研发的新材料已进入产业化验证阶段，多项指标表现优异。昔日实验室里的科研成果，正在产业土壤中生根发芽、开花结果。在人才培养上，李强同样倾尽全力。他把科研工作中的挫折与突破都化作育人素材，手把手教学生做实验、搞转化。在他的指导下，一批青年学子迅速成长，在创新创业舞台上绽放光彩。“看到学生成才，比我自己获奖还开心。”谈及学生，李强的脸上满是欣慰。采访结束后，李强转身回到仪器前，轻敲键盘，看向那些跳动的曲线——那里有他深耕十余年的热爱，也承载着国家新能源产业的未来。“把个人追求融入国家发展，用原创技术破解产业难题。”这是李强的初心，也是他的誓言。他以执着为灯，以担当为笔，在储能电池研究的道路上不断前行，持续攀登技术高峰。
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11月20日，四川遂宁经济技术开发区2025年四季度招商引资项目集中签约仪式举行，广德青钠科技有限公司"年产20GWh钠离子电池生产项目"正式签约落户四川遂宁经济技术开发区。项目总投资61亿元，将建设20GWh钠离子电池生产线。该项目将推动遂宁突破现有产业格局，实现从“锂电独秀”到“锂钠双项赋能”的战略升级，与园区现有钠电产业链项目形成协同效应。
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11月18日，便携光储全球领导者华宝新能与锂电池龙头企业亿纬锂能在深圳华宝新能总部举行战略签约仪式，双方正式达成战略合作伙伴关系。本次深化合作将聚焦光充户外电源、阳台光储、小型家庭绿电系统等核心品类及应用场景，率先开展固态电池在储能领域的定向技术研发与商业化探索。锚定核心场景，携手构建长线研发生态近年来，华宝新能与亿纬锂能已开启长期深度合作。自战略合作以来，双方在产业链协同、全球产能布局等领域合作成果显著。作为储能领域下一代核心技术，固态电池的能量密度与安全性优势，是破解消费级储能产品续航与安全痛点的关键，其产业化进程一直备受行业关注。此次战略签约合作也被视为“场景端+技术端”的精准对接。华宝新能与亿纬锂能双方代表签订合作协议。华宝新能副总经理钱启杰在签约时表示：“与亿纬锂能携手，是产业优势的强强联合，更是共绘绿电未来的战略共识。”亿纬锂能用户AI产品线销售中心总经理赵建称：“我们期待与华宝新能继续携手，将固态电池技术创新与市场需求深度结合，为用户提供更安全、高效的绿色能源解决方案。”这场长线合作更为消费级储能产业注入了确定性升级动力。其不仅推动行业向更高技术门槛、更优产品体验迈进，更将助力全球储能产业向高效化、安全化方向加速发展。沉淀研发实力，重塑消费级储能价值标杆对深耕光储绿电领域十余年的华宝新能而言，本次合作恰是其技术优势进一步释放的重要契机。作为行业先行者，“技术创新”始终是华宝新能的核心底色，十余年积淀已让其在研发、制造、销售等全链路构建起深厚的行业领先壁垒。在研发端，华宝新能开创性打造便携光储、阳台光储、屋顶光储三大核心品类，勾勒出覆盖“户外到户用”的全场景绿电战略蓝图；在制造端，其不仅坐拥全球首条自动化储能及光伏生产线，更拿下行业首个CNAS认证实验室资质，实现从研发到量产的全流程精准把控。截至2025年9月底，华宝新能全球专利布局已达2248项，累计斩获118项国际工业设计大奖，旗下美学曲面光伏瓦更入选《时代》杂志“2025年度最佳发明奖”。未来，双方将继续在技术层面聚焦固态电池与消费级储能场景适配性的联合攻关，精准匹配不同场景下的产品性能需求；在市场与产业化层面，则同步搭建研发成果转化机制，合力打通从实验室到规模化生产的“最后一公里”。
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当前锂价低位运行背景下，以“性价比”为主要卖点的钠离子电池发展优势开始缩水。近日，蔚蓝锂芯在投资者互动平台提到，随着碳酸锂价格大幅下跌，目前钠电池相较锂电池不具备成本优势。公司对钠电池进行技术研发后，目前没有进行量产。近两年，锂价高位回落使一度充满希望的钠离子电池市场前景逐渐黯淡。不过，在受访人士看来，钠离子电池不会因此完全“失宠”，抛开成本因素，钠离子电池在资源丰富性、与锂离子电池生产设备兼容性以及安全性等方面仍具优势，并且未来随着产业不断成熟，降本空间也有望进一步打开。■ 成本优势削弱2022年下半年，电池级碳酸锂价格一度涨至60万元/吨，高昂的锂价使下游厂商成本压力陡增。在此背景下，原料易得且成本更低的钠离子电池作为公认的替换方案站上风口，吸引众多企业布局。根据《中国钠离子电池产业技术路线图》（以下简称《路线图》）数据，2023年新签署的钠离子电池相关项目达30余个，规划产能超过260吉瓦时，投资总金额超过1140亿元。不过，值得注意的是，去年以来锂价一路狂跌，业内有观点认为，这给风头正盛的钠离子电池浇了一盆冷水。研究机构EVTank、伊维经济研究院联合中国电池产业研究院发布的《中国钠离子电池行业发展白皮书（2024年）》显示，2023年，中国钠离子电池实际出货量仅为0.7吉瓦时，远低于之前预测的3吉瓦时。“钠离子电池出货量及产业化发展不及预期的主要原因在于其理论成本优势尚未体现出来，钠离子电池平均价格仍在三元锂离子电池、磷酸铁锂电池和铅酸电池等竞品之上。”EVTank分析称。中国电池产业研究院院长吴辉此前接受《中国能源报》记者采访时提到，若碳酸锂降价跌至10万元/吨以内，锂电池成本会接近钠电池的理论成本，钠电池替代性将被削弱。■ 锂价是把“双刃剑”业内人士普遍认为，钠离子电池成本优势有待进一步挖掘，未来产业链各环节企业需通过提高工艺成熟度、加强技术研发创新、推动规模化生产等多渠道降本，以提升竞争力。另外，虽然锂价下降对钠离子电池的性价比优势有所影响，但钠离子电池仍具备长循环、宽工作温度、安全稳定性强、高倍率等性能优势，因此综合多方面考量，钠离子电池在部分特定场景依然具备发展前景。展望未来，钠离子电池尚需一段时间发展和成型。“除进一步挖掘成本优势外，技术层面，钠离子电池能量密度偏低，循环寿命也不长，后续需针对这些指标进行优化提升。未来，钠离子电池有望成为锂电池的重要补充，与锂电池形成互补格局。”一位从业者向《中国能源报》记者表示。值得一提的是，业内有分析认为，锂价下降对于钠离子电池产业发展是把“双刃剑”。一方面，锂价下跌会对钠离子电池产业发展形成压力，倒逼钠电池成本跟随下降；另一方面，也能让钠离子电池行业暂时冷静下来，不盲求速度和规模，给予企业更多缓冲空间，加强技术沉淀，进行市场调研和战略规划。上海交通大学副教授李林森在接受《中国能源报》记者采访时表示，虽然钠离子电池项目投资很多，但现在仍然存在未攻克的技术难题。“一个技术从变成产品再到变成商品，需要走很长一段路，锂价下跌给予钠离子电池研发企业更多时间和空间，进一步把控产品质量。”■ 与锂电互补发展业界普遍认为，钠电池与锂电池更多是互补关系，而非替代关系。目前来看，不少企业也并未因锂价下降而放弃钠离子电池技术的研发布局。例如，今年年初，比亚迪（徐州）钠离子电池项目正式在徐州经济技术开发区开工，项目总投资100亿元，主要生产钠离子电池电芯以及PACK等相关配套产品，计划年产能30吉瓦时。同时，比亚迪此前宣布将开发“能上楼的安全电池”，并筹备对大圆柱钠离子电池电动两轮车充换电综合应用场景试点。中信证券研报指出，锂电池较难在两轮车领域实现成本和性能平衡，其安全事件多次引起行业和社会关注。目前两轮车行业正在寻求锂电池的替代方案，钠电池能够平衡性能和成本，预计将是一个理想的选择。受访人士表示，展望未来，钠离子电池将在两轮车、三轮车，以及大规模储能等对温度较敏感、能量密度要求不高的场景率先取得突破。同时，随着技术进步、成本降低，钠离子电池应用场景也有望继续拓宽。“未来随着钠离子电池技术指标越来越好、成本越来越低，应用场景肯定也会越来越多，包括电动汽车等。”《路线图》预计，到2024年，我国钠离子电池需求量将达11.9吉瓦时，出货量有望突破1吉瓦时；2026年、2030年，全球钠离子电池需求规模约为110吉瓦时、520吉瓦时。
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12月2日，西藏日喀则，平均海拔近5000米的仲巴县，气温已低至-15℃。走进当地牧民的居民点，电暖器热力十足，文化娱乐设备运转如常，稳稳的电能让雪域高原的冬日暖意融融。同一时间，两千多公里外的四川自贡，兴储世纪项目经理赵鹏打开电脑，看着实时跳动的充/放电数据，监测项目运行情况。他解释，“充放电数据持续、平稳地上涨，意味着我们研发的钠电储能设备运行平稳，乡亲们肯定能过个暖和的冬天。”“自贡造”钠电池确保高原藏乡24小时不停电赵鹏口中的“钠电储能设备”，是兴储世纪在西藏仲巴县琼果乡刚建好的离网型微电网试点示范项目。2025年6月初，该团队在琼果乡首次采用光伏发电搭配钠离子储能设备搭建微电网。今年冬天，这款来自四川、自主创新、奔赴高原的储能电池，正迎来在高海拔寒冬里的 “首秀大考”。在西藏高寒高海拔地区，受制于自然条件、技术水平、建设运维成本等因素，大电网尚未实现全方位无死角覆盖。偏远地区的村组和牧民，普遍采用小功率太阳能设备解决日常生活用电。近年来，随着农牧民生活品质提升，24小时不停电、能用大功率电器，成为当地牧民的刚需。高原上，太阳能“发电”容易，“储能”却难。高海拔、极寒环境，是储能产品的“天然考场”，普通电池会因电解液“冻结”无法放电，还会因气压差出现“鼓胀”隐患。为啃下这块“硬骨头”，兴储世纪研发团队历时一年多开展技术攻坚。走进兴储世纪自贡总部基地，储能设备正在组装。眼前的铁皮箱外观像极了巨大的“充电宝”，掀开铁皮箱盖板，多块钠电池电芯整齐排列。一块钠电池电芯的容量是170安时（Ah），而这样一个2.3米高、1.26米宽的“充电宝”，可容纳240支钠电池电芯。在日喀则仲巴县康琼村，10个钠电柜能存电1075KWh，足够多户牧民同时用电。专项研发“熬出”超强低温性能“光电解液研发，我们就走了不少弯路。”兴储世纪执行副总裁许红伟回忆研发历程时感慨，“市面上大多是适用于常温的电解液，零下20摄氏度就‘趴窝’，满足不了高原需求。我们前后找了7家材料厂商合作，从配方调整到低温性能测试，前前后后做了上百次试验——有时候前一次测试还能释放80%电量，调整配方后反而掉至60%，团队只能连夜分析数据，重新优化成分比例，最终才找到能在-40℃保持流畅、仍能释放近90%电量的低温电解液配方。”负压激光焊接技术的突破，同样是“熬”出来的成果。为解决高原低气压导致的电池壳体变形问题，团队专门搭建了模拟海拔3000米、4000米、5000米的低压环境舱，一次次调试负压参数。“这技术看着成熟，但适配我们的钠电电芯就有新问题：负压值太大会让电池内部鼓胀，太小又抵不住高原低压，壳体容易被‘压瘪’。”许红伟说，团队连续两个多月泡在实验室，从-40MPa到-80MPa反复测试，最终确定了能平衡内外气压的最佳负压值，让电池在高海拔环境下“不缺氧、不变形”。而导电网络修复技术的研发，则聚焦电池“长寿”难题。研发人员24小时跟踪电池循环放电过程，通过显微镜观察电极材料损耗情况，不断优化导电剂配比。“原来的电池循环6000次后，电量就会大幅衰减。我们通过调整电极结构，现在循环次数能达到8000次，使用寿命超过15年。”许红伟说。在产品制造与适配环节，自贡基地紧扣高原需求下足“细功夫”：针对高原强紫外线、风雪侵蚀等特点，企业选用耐腐钢材加入少量镍镁元素作外壳，采用阳极氧化技术优化表面处理，让设备能抗盐雾、耐酸碱；电子元器件也专门选用高海拔专用器件，避免因空气稀薄导致的性能故障。“我们做产品不只是造出来，更要用得久、用得稳。”许红伟强调，从外壳涂层厚度到接插件材质选择，每一个细节都经过高原环境模拟测试，就是要确保设备在极端条件下“不掉链子”。西藏日喀则仲巴县康琼村的兴储世纪钠电储能柜。如今，这些在实验室里打磨出的技术，在西藏日喀则4000—5000米海拔的试点项目中成效显著：钠电储能产品充放电数据平稳，低温性能远超传统锂电池，稳稳撑起500多名牧民的用电需求。许红伟告诉记者，“明年会继续扩大钠电储能产品在极寒地区、高寒高海拔地区的试点，推动钠电储能常态化应用；同时把技术推广到四川甘孜、阿坝、凉山三州地区，让更多高原群众用上放心电。”自贡打通钠电全产业链“自贡造”储能产品能在高原站稳脚跟、向更多领域辐射，离不开这座“盐业之都”的产业赋能与战略支撑。为什么选择来自贡制造储能电池？许红伟坦言：“自贡最打动我们的，是它构建了全国最完善的钠电产业链——从上游的电解液、正负极材料，到中游的电芯制造，再到下游的系统集成，全链条无缝衔接；加上政府对落地企业的贴心服务，为我们搞研发、做生产扫清了很多障碍。”近年来，自贡锚定新能源产业赛道，将钠电产业列为支柱产业，全力推进“钠电之都”建设。目前，自贡已成功引入兴储世纪、珈钠能源等一批行业重点企业，现已形成 25GWh 钠离子电池电芯、30万吨钠电正极材料、10万吨钠电负极材料、25GWh钠离子电池PACK、20万件储能模组、80万件动力电池包箱体等规划、在建、已建产能。其中，兴储世纪光储充一体化项目是四川首个钠电储能示范项目，自贡也成为西部地区首个将钠电产业链上、中、下游率先打通的城市。此外，自贡正围绕以钠电为主的新能源产业链，建链、强链、补链、扩链，锻造电芯、正负极材料、市场应用长板，补齐隔膜、集流体、电池管理系统等短板。这片土地，一个以钠电全产业链为代表的千亿级新能源产业集群茁壮成长。
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不久前，在广西南宁，全国首个大容量钠离子电池储能电站——伏林钠离子电池储能电站二期扩容工程正式投入运营，迈出了我国钠离子电池储能技术从实验室到规模化应用的关键一步。作为备受瞩目的新型储能技术，钠离子电池凭借其独特性能优势，正加速迈向规模化应用。在近日举行的2025“钠离子电池产业链与标准发展论坛”上，多位专家学者围绕材料研发、电池制造、市场应用等主题展开分享，为钠离子电池产业发展建言献策。钠离子电池成本低安全性高锂离子电池是当前最为普遍的电池类型，人们日常使用的手机、充电宝、电动汽车等产品，都以锂离子电池作为能量供给来源。当前，受供需关系和开采工艺等原因影响，锂资源成本不断上涨。有数据显示，六氟磷酸锂价格在10月14日突破7万元/吨大关，自10月8日起的5个交易日，其单吨价格猛增9500元，涨幅约16%。除了不断攀升的成本，锂离子电池自燃、短路引发的安全事故时有发生，促使人们不断寻求新型储能技术，提升安全性。虽然钠离子电池与锂离子电池工作原理类似，但钠离子电池在电位、能量密度、安全性等方面，与锂离子电池有所差异。钠离子电池在高温下的稳定性较高，热失控风险相对较低，对过充过放的耐受性也相对较好。此外，钠矿储量丰富、分布广泛且开采成本较低。凭借低成本、高安全性的显著优势，钠离子电池热度不断攀升，受到业界、科研界、资本界的高度关注。“钠电池的未来不是与锂电池抢市场，而是在锂电池难以发力的方面，突出自身特色。”中国科学院院士李景虹认为，钠离子电池应用应扬长避短，充分发挥其功率高、低温性能好的优势，在重型设备、调频储能等方面发力。近年来，钠离子电池产业化进程明显提速。中国电子技术标准化研究院副院长郭楠说，当前，我国钠电产业生态已初步形成，目前已经有超过200家企业布局，覆盖关键材料、电池制造、系统集成等全产业链环节。工业和信息化部电子信息司四级调研员王寻说，目前，我国在钠离子电池的基础研究、材料制备、电池设计与制造方面均取得重要突破，产品性能和质量不断提升，应用领域逐步拓展。在储能、低速电动车、通信基站备用电源等领域，钠离子电池展现出良好应用前景。在政策引导下，钠离子电池产业迎来更广阔发展空间。王寻介绍，今年工业和信息化部会同国家发展改革委等多部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》，进一步部署钠离子电池等新型电池的发展，推动加速完善产业体系。科技日报记者注意到，该方案中特别提到，聚焦长寿命、高比能、宽温域、高功率发展方向，推动大规模钠电池储能系统集成及应用技术攻关。商业化应用迎来关键节点“目前是钠离子电池发展最为关键的时期，2026年将是钠离子电池真正的商业化应用节点。”北京中科海钠科技有限责任公司总经理李树军说，我国钠离子电池已发展了15年，2011—2015年是基础开发阶段，2016—2020年是电池样品化阶段，2021—2025年是产业化阶段。如何完成从“实验室”到“应用场”的“惊险一跃”？李树军提到了两个关键词：性能和成本。他说，能量密度就是成本，钠离子电池未来必须提升能量密度，同时有计划地进行规模化。随着规模扩大与能量密度提升，钠离子电池成本有望在未来两三年内降低一半，实现可持续的商业化路径。技术突破是提升性能的核心。论坛上，多位学者分享了技术前沿探索工作。李景虹说，磷酸钒钠材料结构稳定，电压平台高，是较理想的正极材料之一；硬碳材料储钠容量高，同时其结构有利于钠离子快速传输，商业化程度高，适宜作为负极。通过将两者组合，同时辅以电解液材料创新，研究人员成功构建出高功率的钠电池体系。实验显示，此类电池多项性能指标表现突出。哈尔滨工业大学副研究员邓亮介绍，他和团队系统研究了磷酸焦磷酸铁钠、氟磷酸铁钠及两种钒基磷酸盐等材料，通过形貌调控、元素掺杂及表面包覆等手段提升其电化学性能。研究发现，正极材料性能的充分发挥需与耐低温/高温电解液、适配负极等系统部件协同优化，方能实现长循环与高倍率充放电。此外，邓亮还建议加大对钠离子电池基础研究和关键技术研发的支持力度，支持企业、高校、科研机构加强产学研合作，建立协同创新机制，加快成果转化和应用。“同时，还要鼓励企业加大研发投入，强化知识产权保护，让经营主体进一步释放创新活力。”邓亮说。行业标准化体系亟待完善标准是产业发展的基石。论坛上，多位专家呼吁，尽快推进钠离子电池标准体系建设，进一步完善标准框架，引导企业提升产品质量和技术水平，促进产业健康有序发展。郭楠介绍，目前，中国电子技术标准化研究院正围绕产业发展需求，积极开展标准体系的顶层规划与设计，已牵头完成《钠离子电池术语和词汇》和《钠离子电池符号和命名》两项行业标准的制定工作，填补了相关领域的空白。同时，中国电子技术标准化研究院还协同产业链各方，推进10余项国家标准和行业标准制定工作，并牵头4项钠离子电池国际标准制定工作，涵盖安全要求、性能测试、关键材料等多个方面。值得注意的是，本次论坛上还发布了第六批钠离子电池测评通过单位、首批钠离子电池低温性能测评参与单位、第二批钠离子电池循环寿命1000次测评完成单位。郭楠介绍，测评工作自启动以来，已经对行业内40余家企业近50个产品型号进行了客观公正的第三方测评。数据显示，截至目前，测评产品的能量密度均值达到106瓦时每千克。“这一数据为行业提供了重要的性能参考指标，也客观反映了当前钠离子电池产品的技术发展水平。”郭楠说。“后续我们将持续开展钠离子电池检测工作，包括循环寿命1000次和低温性能测评等。”郭楠希望，通过建立公开、公平、公正的评价平台，为政策制定、金融投资等提供权威可靠依据，引导产业技术进步和产品质量提升。
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在锂价高企之时，作为锂电池的替代技术路线，钠电池备受青睐。然而，随着锂电池价格快速下行，钠电池将何去何从？在近日召开的钠离子电池产业链与标准发展论坛上，业内人士指出，钠电池的未来不在于与锂电池在主流市场进行“价格肉搏”，而应扬长避短，聚焦锂电池的“短板”市场——那些对低温性能、快充、循环寿命要求高于能量密度的细分领域。随着产业链成熟和能量密度提升，钠电池将在这些领域建立起稳固的“价值壁垒”，实现与锂电池的互补共存。■■ 迎来商业化落地关键期钠电池是一种以钠离子为电荷载体的充电电池，工作原理与锂电池相似，具有成本低、安全性能高、工作温区宽等特点。“作为锂电池的重要补充和选择，钠电池近年来受到产业界、科研界、资本界的高度关注，产业化进程明显提速，产业生态已初步形成。”中国电子技术标准化研究院副院长郭楠指出，目前已经有超过200家企业积极布局钠电池，构建起覆盖关键材料、典型制造到系统集成与应用的全产业链，展现出巨大的发展潜力和广阔的市场前景。业内人士介绍，从2011年起，国内钠电池产业发展已历经15年。首个五年侧重于基础建设与产业链构建；第二个五年，进入电池样品开发与小场景测试的技术验证期。2021年，因锂电池涨价，催生了市场对钠电池的过高预期，但当时技术尚不成熟，成本也并不具备优势，市场热情存在明显非理性成分。“随着近两年锂价回落，市场情绪又转向过度悲观。如今，行业认知已趋于理性，发展逻辑正从最初对锂价的简单替代，回归到以性能优势实现内在价值创造的发展轨道。通过在两轮车、乘用车、启动电池、电力储能、商用车五大领域的验证，商业化路径逐渐明晰，行业正处在从样品验证迈向商业化落地的关键时期。”标准化是引领产业有序发展的抓手。中国电子技术标准化研究院电池工作组秘书长何鹏林介绍，我国钠电池标准化工作稳步推进，目前已发布2项国家标准，另有11项国标及行标正在制定中。此外，我国牵头的4项钠电池国际标准也在起草中。标准制定过程中对44家企业生产的钠电池试验验证数据显示，钠电池在低温性能与安全性方面总体优于锂电池，与锂电池在动力、储能等领域形成互补，并在多个领域具备替代铅酸电池的潜力。■■ 高功率场景独具优势中国科学院院士李景虹强调，钠电池的定位不是跟锂电池抢市场，而是根据特色，找到未来的应用场景和发展空间。“基于钠电池特性，应瞄准高功率领域，如商用车辆、工程道路机械、UPS、调频储能、农业机械和重型设备等高功率、大电流场景。钠电池的资源成本优势要客观看待。与锂锰、磷酸铁锂等体系相比，其成本优势并非绝对，与钛酸锂相比则更不显著。因此，单纯比拼成本并非上策。”“在乘用车领域，我们并未继续扩大投入。主要原因在于当前这一市场已高度趋向成本导向，锂电技术已能较好满足主流乘用车的基本需求，钠电池在此场景下并不具备足够的差异化竞争力，商业价值有限。”中科海钠总经理李树军表示，相比之下，插电混动、增程式车辆、商用卡车，这些领域对功率输出与低温环境下的性能有更高要求，也更符合钠电池的技术特性。李树军进一步指出，储能市场规模大、性能要求严苛、成本敏感度高，同样是成本竞争型市场，必须在产业技术与规模效应达到一定成熟度后才具备切入条件。目前，钠电池在储能领域的应用多是示范验证项目，尚未真正实现商业化运行。预计明年将开始批量应用钠电池产品，但当前能量密度水平仍对系统集成成本构成制约。因此，钠电池在储能领域更侧重于功率型应用，或通过集成模式的创新来突破现有瓶颈。“基于上述现实，我们创新性提出了‘钠锂混合储能’解决方案。”中钠能源总裁朱辰表示，该方案充分发挥各自优势：锂电作为能量型单元，承担基础能量存储与稳定输出功能；钠电池则作为功率型单元，用于快速响应负荷波动、平滑功率曲线。两者协同，在保障系统安全与经济性的同时，提升了整体运行效率。■■ 成本有望持续下降成本是商业化应用的关键。李树军认为，未来钠电池有望率先实现大规模、商业化应用的场景是商用车领域，尤其是重卡、轻卡、矿卡及工程机械等细分市场。该领域市场规模大、集中度高，政策推动力度强，电动化转型需求迫切。卡车作为生产工具，对电池性能要求极为苛刻，需支持高频使用、快速充电、长循环寿命，其电池实际负荷可能达到乘用车的10倍以上。用户更关注全生命周期的投入产出效率，而非仅看重电池初始价格。对比锂电池与钠电池在商用车场景下的综合表现，纳入循环寿命、快充能力、能量效率等关键因素后，发现两者差异显著。锂电池在高频快充运营模式下存在明显短板，而钠电池凭借其优异的快充性能、低温适应性和长寿命特点，能够支持“小电量配置、多频次补电”的用车模式，从而有效提升运营经济性。“钠电产业逻辑已从价格颠覆回归价值创造，必须先在细分市场创造价值，通过性能型市场启动，带动规模扩大、成本下降和能量密度提升，这才是可持续的商业路径。”李树军指出，从产品开发来看，钠电氧化物体系已实现165瓦时/千克的最高能量密度，并展现出长循环寿命和出色的低温性能。当前1吉瓦时量产线的成本约0.4元/瓦时，这一价格既受限于能量密度，也反映出产业配套尚不成熟。随着技术迭代和规模效益显现，预计成本有望降至0.3元/瓦时，接近当前锂电池价格水平。他判断，2026年将是钠电池真正的商业化元年，即无补贴、无示范项目，用户自愿购买并产生毛利的阶段。朱辰同样认为，随着钠电池产业链的快速成熟，上游材料与中游电池制造产能持续扩大，预计明年，钠电池与锂电池在终端成本上的差距将迎来关键拐点。
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美国芝加哥大学与新加坡科技研究局材料研究与工程研究所合作研制出一款钠基固态电池。该电池能在零摄氏度以下低温环境中稳定运行。这一突破有望增强钠基固态电池的竞争力。相关研究成果发表于最新一期《焦耳》杂志。固态电池是一种新型电池技术，其电解质为固态而非液态。固态电池被视为电动汽车、电子设备及电网储能的理想选择，兼具高安全性与高性能。但目前大部分固态电池正负极材料中仍普遍含有锂元素。而锂资源不仅稀缺、价格昂贵，且开采过程还可能对环境造成破坏。因此，越来越多研究将目光转向资源丰富、成本较低且环境负担较轻的替代材料——钠。不过，尽管钠基固态电池潜力巨大，但以往制备的固态钠基电池在室温和低温条件下性能不尽如人意。最新研究显著提升了钠基固态电池的性能基准，向实际应用迈出关键一步。研究团队通过将亚稳态氢化硼酸钠加热至结晶温度后迅速冷却，成功稳定了其晶体结构。这一方法虽属成熟工艺，却是首次应用于固体电解质领域，其技术可行性有望加速该成果从实验室走向产业化。团队随后将氢化硼酸钠与涂覆氯化物基固体电解质的O3型阴极结合，构建出更厚的阴极结构。与薄阴极设计相比，厚阴极可减少非活性材料比例，从而提升电池的能量密度。此次该创新在于实现了亚稳态氢化硼酸钠的结构稳定。这一结构具备极高的离子电导率，比此前已报道的数值高出至少一个数量级，较其前体材料更是提高了三至四个数量级。这不仅是一项技术突破，更在电化学性能层面拉近了钠与锂的竞争距离，展现出重要的科学价值与应用前景。
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9月5日，宁德时代钠新电池通过了GB 38031-2025《电动汽车用动力蓄电池安全要求》（以下简称“新国标”）认证，成为全球首款通过新国标认证的钠离子电池。新国标将于2026年7月1日正式实施，旨在从源头杜绝电动汽车自燃风险，在热扩散、底部撞击、快充循环等多个维度，对电池的安全性提出了严格要求。在由中汽中心新能源检测中心执行的第三方权威测试中，宁德时代钠新电池在电芯与电池包层级均表现出优异的安全性能，顺利通过各项试验。钠新电池不仅有效降低了对锂资源的依赖，构建了更安全、更低碳的新型电池产业生态，还解决了北方地区的低温痛点，推动新能源汽车在北方及其他高纬度地区的普及。此次通过新国标认证，是钠离子电池走向大规模应用、走进千家万户的重要里程碑。
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近日，欧洲液流电池协会（Association Flow Batteries Europe）、欧洲清洁技术联盟（Cleantech for Europe）、欧洲储能协会（Energy Storage Europe）、能源标签组织（EnergyTag）、欧洲电力工业联盟（Eurelectric）、未来清洁技术建筑师组织（Future Cleantech Architects）、全球可再生能源联盟（Global Renewables Alliance）、长时储能理事会（Long Duration Energy Storage Council）以及世界可持续发展工商理事会（World Business Council for Sustainable Development）等九大组织联合向欧盟发出公开呼吁，要求建立长时储能（LDES）的“序列化政策框架”，将其正式纳入电力系统规划、容量机制与投资体系。显然，这不是一次普通的行业喊话，而是欧洲能源系统在高比例风光下的一次制度性自救。中国液流电池储能加速产业化落地在欧洲九大协会此次呼吁之前，中国国家能源局《2025年能源工作指导意见》已明确将长时储能技术创新与前瞻布局纳入能源工作重点，其中包括液流电池在内的技术体系应加强技术攻关与规划部署，凸显其在电力系统中的支撑作用。在工业和信息化部等多部门发布的《新型储能制造业高质量发展行动方案》中，将新型储能、本体技术多元化作为重点，明确提升液流电池等新型储能技术的技术突破与工程化能力，推动关键材料、电堆、能效与可靠性等方向的研发支持。国家发展改革委与能源局专项行动方案（2025–2027）中提出，到 2027 年全国新型储能装机规模大幅提升，重点推动包括液流电池在内的长时储能规模化建设。这类政策将长期量化目标与资金投入挂钩，为企业投资与项目落地提供了明确预期。在国家及地方一系列政策推动下，2025年中国液流电池储能正在完成从示范到工程级应用的跃迁，形成了可复制的设计体系、EPC能力、供应链与成本曲线，这是欧洲当前最稀缺、也最难在短期内自行补齐的能力。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年，中国液流电池储能新增装机1.1GW/4.66GWh，同比增长36.7%（功率）/44.5%（容量），占比1.7%（功率）/2.4%（容量）。其中，全钒液流电池储能新增装机1.06GW/4.45GWh，占液流电池储能新增装机的96.3%（功率）/95.5%（容量）。锌溴液流电池储能新增装机50kW/200kWh，占比0.005%（功率）/0.004%（容量）。铁基液流电池储能新增装机35.255MW/191MWh，占比3.2%（功率）/4.1%（容量）。水系有机液流电池储能新增装机5MW/20MWh，占比0.453%（功率）/0.429%（容量）。典型项目方面，新疆吉木萨尔北庭100万千瓦光伏+20万千瓦/100万千瓦时全钒液流储能一体化项目的“全国之最”体现在两大关键指标：装机容量1000兆瓦，能源转化和供应能力强；储能规模100万千瓦时，储能时长5小时，单次最大储能量达100万千瓦时，总投资达38亿元。项目运行后，年平均发电量约17.2亿千瓦时。新疆哈密石城子光伏产业园100MW/400MWh的全钒液流储能电站，该项目由哈密东天山发电有限公司投资建设，大连融科储能技术发展有限公司负责储能设备供应，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司负责电站整体设计和工程施工。云南禄丰市全钒液流储能项目建设规模为100MW/400MWh，电池技术路线选用全钒液流电池，项目占地面积60.39亩，项目规划建设本体储能容量单元设备360台、功率单元设备180台、双向变流器系统（PCS）20台、储能电站配套建设1座220kV升压站，总投资122716万元（含送出工程）。云南楚雄州永仁县300MW/1200MWh全钒液流储能电站项目，主要建设装机规模为300MW/1200MWh全钒液流储能电站，配套安装600套钒液流电池舱系统，运行期25年，可实现年平均放电量3.6亿度，总投资约33.82亿元。四川乐山市100MW/400MWh全钒液流电池独立新型储能项目是四川省级重点示范项目，位于乐山市市中区土主纺织园区，总投资14亿元，是乐山首座全钒液流储能电站。表 2025年液流电池储能部分新增装机项目中标价格方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025全年全钒液流电池储能系统价格主要集中在1.946-2.76元/Wh，平均价格2.28元/Wh，中标加权均价2.53元/Wh。其中，最低报价来自于泰达综能基于增量配电网的吉瓦时以上长时储能电站项目3MW/18MWh全钒液流电池储能系统采购，新兴绿色能源与新材料研究院(天津)有限公司以3503万元中标，折合单价1.946元/Wh。全钒之外，2025年国内锌溴液流电池储能系统投标价格主要集中在2.2-3元/Wh，平均价格2.52元/Wh。2025年铁基液流电池储能系统投标价格主要集中在3.216-3.369元/Wh，平均价格3.293元/Wh。2025年水系有机液流电池储能系统投标价格主要集中在3-9.1元/Wh，平均价格7.367元/Wh，中标加权均价3.015元/Wh。在产能方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，截至2025年底，中国液流电池投产产能累计已高达16GW/65GWh，其中包括电解液/电堆/电池生产以及系统集成等，总投资超过300亿元，年产值超100亿元。图 2025全年中国液流电池新增产能2025全年，国内新增51个液流电池生产项目，新增规模达24GW/96.6GWh，其中31个披露了投资金额，总计362亿元；19个项目披露达产后年产值，总计550亿元。2025年，国内液流电池新增投产产能3.5GW/14.6GWh，占比15.1%；新增规划产能30.8GWh，占比31.9%；新增开工/在建产能51.2GWh，占比53%。2025年，中国液流电池储能正加速产业化落地，并在规模化系统集成与工程交付领域优势巨大，这也是中国企业进入欧洲市场的重要基础。欧洲愿意为“系统韧性”买单欧盟近期的政策转向，首要原因是如果不引入长时储能，欧洲将被迫建设大量燃气电站作为“保险”。根据欧洲输电系统运营商ENTSO-E的模型，到2035年前，仅为应对风光波动，欧洲可能需要新增150–200GW燃气备用容量，但这又和欧洲的脱碳目标直接冲突。因此，欧洲九大协会联合提出的核心诉求不是技术，而是Security（安全）、Reliability（可靠）、Adequacy（充裕度），要求将长时储能纳入充裕度评估，让它成为“容量”，而非“附件”；市场与网络费公平对待，不再按“用电负荷”惩罚储能；容量机制对齐长期需求，支付“可靠性”，而非只付电量；建立长期合同机制，让长时储能可以融资。在所有技术路线中，液流电池最接近“电化学版抽水蓄能”这一概念，其功率与容量解耦可做到8小时、12小时、24小时甚至更长，循环寿命可达2万次，不存在热失控风险。液流电池可以把“时间”变成可以定价、可以融资、可以交易的电力资产，在欧洲这个高风光、高波动、高安全要求的系统里，这恰恰是最稀缺的商品，也意味着液流电池已经进入欧洲的系统级能源安全工具箱。如果说欧盟还在规划阶段，英国却已经直接动手实施。中国储能网注意到，英国在《2025年规划与基础设施法案》中已正式将长时储能“上限—下限（Cap & Floor）”机制写入法律。这套机制的本质是用于监管信用，为长时储能提供“准基础设施”级别的收入稳定性。该机制的核心是设定最低收入Floor，不够就补，设定最高收入Cap，超额返还，技术中立，面向≥8小时、50–100MW级项目。其首轮申报收到171个项目，其中压缩空气、抽水蓄能、液流电池甚至大型锂电全部挤入赛道。而真正的变化在于储能第一次可以用“受监管现金流”去融资，而不是靠电价套利。至于英国为何要这样设计Cap & Floor，因为英国真正想解决的是“风光+跨国电网+天然气不稳定”构成的系统风险，他们需要的是能顶住一周无风、能替代LNG调峰、能减少对法国、挪威的依赖。这些要求对液流电池至关重要，因为它的优势不是“便宜”，而是能提供跨天级别的系统韧性。虽然欧盟不会简单复制英国的政策制度，但会走“三段式路径”。第一阶段（2025–2027），把长时储能写进电力系统规划。ENTSO-E、ACER、各国TSO将被要求在Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)中明确计算“长时储能等价容量”，这一步的意义是液流电池开始在模型里“替代燃气”。第二阶段（2026–2028），改造容量市场（CRM）。目前欧洲多数国家的容量市场偏向燃气、煤电、备用机组，接下来会出现“长时储能专属容量拍卖”，德国、西班牙、意大利已经在测试多年期容量合同，技术中立但对时长有要求，这就是欧盟版Cap & Floor的雏形。第三阶段（2027以后），用欧盟气候与电网资金托底。随后Innovation Fund、Connecting Europe Facility、EIB绿色融资会开始为液流电池、压缩空气、抽蓄提供长期固定回报，这在财务上就是Cap & Floor的欧盟版。可以说，英国Cap & Floor就是未来欧盟长时储能制度的“原型机”。一旦它证明“液流电池=可监管的基础设施资产”，那么整个欧盟都会开始复制，这不是因为欧盟喜欢液流电池，而是因为它已经没有燃气这个选项了。而且，今天的欧盟比英国更怕停电。欧盟面临的问题是电网跨国、电源分散、风光高度集中在北海、西班牙，一旦极端天气+低风光，欧盟必须用跨国调度+储能兜底。当欧盟进入“长时储能制度化”，项目开发商会发现一个现实，目前只有中国，拥有百兆瓦级液流电池储能项目交付经验。液流电池储能将在欧洲三国率先开启综合来看，液流电池会在欧洲电价波动最大+输电最紧张+燃气最贵+政策最成熟的国家率先爆发，而这四个条件叠加的地方，就是英国、德国、西班牙三国，尤其是英国的Cap & Floor规则，已经把长时储能变成了准基础设施资产。英国之所以进展最快，现实痛点主要来自风电（尤其海上风电）暴增、输电拥堵严重、限电成本2026年几乎确定创新高、LNG调峰极其昂贵，在这种体系里，8–24小时液流电池等于“替代燃气的金融工具”，在这个基础上，谁先中标Cap & Floor，谁就会建成英国第一批电网级液流电池电站。德国是全欧洲“电价撕裂”最严重的市场，也是液流电池最理想的商业化土壤。目前，德国风光占比极高，电价波动极端，南北输电长期拥堵，负电价已成常态。德国电力系统的问题不是缺电，而是电在错误的时间、错误的地方，这正是液流电池的用武之地，可以存起北部风电，到南部工业放电，进行跨日、跨周搬运。德国的容量机制改革正在把“可用性”写入市场，液流电池会自然进入。西班牙则是欧洲最典型的“液流场景”，白天光伏极端过剩（电价为0或负），夜间高度依赖燃气，电网内部区域失衡。在这里的10–14小时液流电池就等于是夜间发电厂。目前，西班牙政府已经在用长期PPA、容量补偿、网络约束激励政策为“时间型电源”买单。长时储能制度化将是中欧能源互补契机中国储能网注意到，虽然英国、德国、西班牙都需要液流电池，但它们的制度入口各有不同。对于英国市场来说，最重要的就是Cap & Floor + 项目业主身份，“谁拿到Cap & Floor，谁就拥有20年现金流。”因此，中国企业可以考虑作为股东进入长时储能项目公司，与英国开发商（Zenobē、RES、Octopus、EDF Storage 等）成立SPV，由中国企业提供液流电池系统、EPC、钒电解液长期供应、性能担保，以SPV去参加Cap & Floor拍卖，中标后就可以锁定20年现金流分成。在这条路径上，国电投储能、国能投储能、三峡新能源、华能储能等企业拥有旁人难以企及的优势。在德国，中国企业可以考虑绑定德国TSO和区域电网，在北德风电区建设液流电池，作为“电网资产”与TenneT、50Hertz等签长期服务合同，收取容量费、拥堵缓解费，这是一种“化学输电线”模式，在这条路径上，国网国际、南网国际、上海电气储能、中能建储能等企业拥有着丰富经验。在西班牙，中国企业可以考虑锁定长周期PPA，为液流电池的夜间放电定价，这是一种“时间套利+合同锁定”模式，在这条路径上，中国电建、三峡欧洲、中广核新能源、华为数字能源（系统）等企业优势明显。其实，欧美液流电池公司的最大问题不是技术，而是项目太慢，成本太高，交付风险太大，而中国企业正好具备三种欧洲最缺的能力：EPC+系统可交付百兆瓦，国资信用可对接EIB，绿债、钒供应链可控长期成本。这意味着中国企业可以把液流电池做成“一个银行敢投的基础设施项目”，也是大连融科、中电投融和、上海电气液流、中科院大连化物所体系驾轻就熟的领域。对欧洲而言，液流电池意味着可以在不新建燃气电站的前提下，获得跨日甚至跨周的电力调节能力，把“安全性”和“可靠性”重新纳入市场定价。对中国企业而言，这恰恰是一个从设备出口，升级为“系统解决方案与基础设施能力输出”的窗口期。未来五年，随着技术迭代与降本增效进一步提升，中国液流电池企业提供的技术解决方案可以成为“全球长时储能与支撑电力系统稳定性的共建者”，这不仅是一条新的出海路径，更是一种能源治理逻辑的对接——用工程化能力验证多元化市场需求，用规模化经验降低能源系统转型风险。显然，此时欧洲推动长时储能制度化，将是最好的中欧能源合作互补契机。
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在2025年10月31日的董事会上，日本陶瓷制造商日本碍子株式会社宣布，已决议停止其储能业务项下钠硫电池的制造和销售，并停止接受新订单。公司估计，与此决策相关的费用约为180亿日元（约合1.17亿美元），该费用预计将计入截至2026年3月的财年，列为特别损失。在其2025财年上半年度业绩报告中，NGK报告称，为应对预期的储能需求增长，公司一直与其自2019年以来的合作伙伴巴斯夫进行讨论，以扩大供应能力并实现成本降低。然而，这些讨论于2025年9月中止。NGK还指出，市场对NAS电池关键特性——长时和大容量储能——需求的持续发展预计需要时间。此外，NGK在报告中表示，"材料成本的急剧上涨以及与锂离子电池竞争的加剧"使得其业务难以为继。"基于这些因素，公司认定难以实现稳定的运营和盈利，"NGK表示。长期以来一直是NAS电池目标应用领域的长时储能应用，如今正越来越多地由锂离子电池技术来满足。NGK自20世纪80年代起开始研发NAS电池，并率先实现了使用该技术的兆瓦级储能系统的商业化。这些电池能够以额定输出功率持续供电超过6小时，已安装在全世界超过250个地点，总容量约为5吉瓦时。然而，近年来，随着锂离子电池系统的平准化储能成本迅速降低，它们现在已能高效地提供甚至长达8小时或更长时间的储能，侵蚀了NAS电池的市场份额。展望未来，针对已承接的项目，NGK将在确认每位客户的意向后，从现有库存中继续进行发货和交付。对于即将订购的项目，同样可以从现有库存中完成交付。此外，公司将继续负责任地为已交付或计划交付的产品供应维护部件。技术背景NAS电池以钠为负极，硫为正极。β-氧化铝固体电解质仅允许钠离子通过。在放电过程中，钠在阳极被氧化，硫在阴极被还原形成多硫化物。在充电过程中，会再生出金属钠和单质硫。NAS电池的使用寿命为20年或7,300次充放电循环（以先到者为准）。其突出的卖点是其在隔热外壳内可耐受300°C–340°C的高温。这使其适用于各种环境温度（-45°C至+55°C），且无需空调。去年，NGK与巴斯夫旗下的巴斯夫固定式储能公司推出了新版本的钠硫电池。这款由合作伙伴共同开发的集装箱式NAS MODEL L24融合了多项技术改进。与旧型号相比，新型NAS电池的年衰减率显著降低，不到1%，这是通过减少电池单元内部的腐蚀实现的。
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液流电池作为一种大规模储能技术，其核心部件包括电堆、电解液和流体系统。其中，石墨流道作为电堆内部的关键结构，负责均匀分配电解液，保证电池反应的效率与稳定性。石墨流道的设计与制造质量直接影响液流电池的循环寿命和能量效率。因此，如何根据不同的电池设计定制石墨流道产线，并实现高效、稳定的生产，成为行业关注的重点。我们将从以下几个方面展开讨论：石墨流道在液流电池中的作用、定制产线的主要环节、高效生产的实践方法，以及常见问题的应对策略。1、石墨流道在液流电池中的功能液流电池的正负极电解液在循环泵的驱动下，分别流经电堆的正负极半电池。石墨流道位于双极板或电极框上，其主要作用包括：-引导电解液均匀分布到整个电极表面，避免局部流动死区，确保电化学反应充分进行；-维持电解液在电极内的停留时间，促进活性物质与电极的有效接触；-通过流道形状与尺寸的优化，降低流动阻力，减少泵功损耗；-保证电池长时间运行下，流道结构不发生变形或腐蚀，延长电堆使用寿命。在实际应用中，流道设计需与电极特性、电解液性质及运行条件相匹配。常见的流道形式有蛇形、平行、交指状等，不同构型对流动均匀性、压降及传质效果有显著影响。2、定制石墨流道产线的主要环节每个液流电池项目的电堆规格、功率等级和运行环境可能存在差异，因此石墨流道常需要“量身定制”。一条完整的定制产线通常包括以下环节：-需求分析与方案设计：首先明确客户对石墨流道的材料性能、尺寸精度、年产能等具体要求。例如，采用何种石墨材料？是模压成型还是机械加工？年产量需达到什么规模？在这一阶段，生产方与客户充分沟通，确定技术路线与基本参数。-材料选择与预处理：石墨材料的纯度、密度、机械强度及导电性多元化满足液流电池的运行条件。一般选用高纯石墨或复合石墨材料，保证耐腐蚀性与导电导热性能。部分应用场景需要对石墨进行浸渍处理，以增强其气密性和强度。-成型与加工工艺：根据流道结构复杂度与精度要求，选择适当的成型与加工方式。例如，对于简单流道可采用模压加烧结的一体成型工艺；复杂三维流道则多采用数控雕刻、激光加工等精密机械加工。加工过程中需控制好刀具参数、切削速度，避免石墨崩边、裂纹等缺陷。-检测与品质控制：每批次石墨流道多元化经过尺寸检测、气密性测试与导电性检查。采用三坐标测量仪、光学投影仪等设备，确保流道深度、宽度、间距等参数符合设计要求。同时对表面进行微观检查，防止毛刺或杂质影响密封与电解液流动。-包装与物流方案：石墨材料脆性较高，易在运输中破损。定制产线需设计专用包装，例如采用防震材料分层隔离，并制定合理的仓储与发货流程，确保产品完好送达客户。3、实现高效生产的几个关键点定制产线不仅要保证产品质量，还需提升生产效率、降低综合成本。以下是几个常见的高效生产实践：-模块化产线设计：将石墨流道生产流程划分为多个标准模块，如原料处理、粗加工、精加工、检测、包装等。当订单规格变化时，只需调整相应模块的工艺参数或夹具，即可快速切换，减少设备重新调试时间。-加工参数优化与自动化：通过工艺试验确定不同石墨材料的受欢迎切削速度、进给量等参数，编制标准化加工程序。引入机械手或自动化上下料系统，减少人工干预，提高加工一致性并降低劳动强度。-生产数据追溯与分析：为每件石墨流道赋予高标准编号，记录其材料批次、加工设备、操作人员、检测结果等信息。利用这些数据统计分析常见缺陷类型及其产生环节，持续改进工艺。-能耗与材料管理：石墨加工过程中会产生粉尘，需要配备除尘系统。同时对石墨边角料进行回收利用，例如粉碎后用于低密度石墨制品，降低原料成本。优化生产节拍，减少设备空转，控制电费等运行支出。4、常见问题与解决思路在石墨流道定制与生产过程中，常会遇到一些典型问题，以下是几个例子：-问题一：流道尺寸精度不稳定，部分产品超出公差范围可能原因包括刀具磨损、夹具松动或机床温度变化。解决办法是定期更换刀具，加强设备点检，并在加工环境中引入温控措施。同时，提高在线检测频率，及时发现偏差并调整。-问题二：石墨流道在装配或使用中出现破裂这一般与材料内部缺陷或加工应力集中有关。应对措施包括加强原材料入厂检验，优化刀具路径以减少尖角过渡，并在加工后增加应力释放工序，例如低温热处理。-问题三：生产成本偏高，难以满足客户预算若客户对成本敏感，可评估采用级配石墨材料或复合材料的可行性，在保证性能的前提下降低原料费用。同时，通过成组技术将相似规格订单集中生产，减少换型时间，提高设备利用率。5、总结液流电池石墨流道的产线定制是一项综合工程，涉及材料、机械、自动化等多个领域。成功的定制方案多元化基于客户实际需求，结合成熟的生产工艺与严格的质量控制。通过模块化设计、参数优化、数据追溯等手段，能够在保证产品一致性与可靠性的同时，提升产线整体效率，为液流电池的大规模应用提供关键部件支持。未来，随着新材料与新工艺的引入，石墨流道的制造精度与生产效率有望进一步提升，同时单位成本可能逐步下降。生产方需要持续关注行业技术动态，加强与电池设计方的协作，共同推动液流电池储能技术的发展。(包含AI智能生成内容)
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近日，陕西川承储能科技有限公司储能电堆生产线进入全速运转阶段，技术团队与生产部门紧密协作，全面优化工艺流程，以高质量、高效率推进储能电堆产品组装工作，标志着公司核心产品正式从实验室迈向生产阶段，预计将于5月中旬完成首个产品装配测试。前瞻布局，紧跟发展趋势作为储能领域的创新产品，川承储能自主研发的储能电堆具备高效充放电、长循环寿命、高安全性和环境适应性等核心优势，可广泛应用于新能源发电配套、电网调峰、工商业储能及分布式能源场景。公司全钒液流电池技术开发紧扣国家发展战略和新质生产力发展方向，为工商业长时储能场景夯实应用基础，进一步提升新能源消纳能力和火电灵活性。技术攻坚，打造行业先进川承储能以实现电堆技术转化落地为目标，从实验室组装迈进产线制造，采用新型组件多单元模块化封装技术简化装配工艺，显著提升电堆的可靠性与可制造性。为确保产品质量，公司组建专项技术团队，在电堆结构设计、热管理、BMS（电池管理系统）协同等领域持续突破，并通过反复测试不断优化产品运行参数，提升产品效能。全员奋战，冲刺产品面世为加速实现产品落地，川承储能生产部门开启“全链条协同”模式，从物料供应、设备调试到质量检测全面提速。实时监督组装精度与工艺参数，结合多轮测试与验证，确保电堆产品达到行业领先标准。与此同时，供应链团队与核心供应商建立“绿色通道”，保障关键零部件稳定供应，为项目按节点推进奠定基础。
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2025年3月31日消息，国家知识产权局信息显示，山西国润储能科技有限公司取得一项名为“一种液流电池用氯气检测及回收装置”的专利，授权公告号CN 222687584 U，申请日期为2024年4月。专利摘要显示，本实用新型公开了一种液流电池用氯气检测及回收装置，涉及氯气回收技术领域。本实用新型包括回收壳体和储罐，回收壳体一侧装设有第一连接管，回收壳体下侧装设有第二连接管，回收壳体内装设有气泵，第二连接管内装设有第一封堵组件；储罐位于回收壳体底部，储罐上侧装设有与第二连接管螺纹配合的第三连接管，第三连接管内装设有与第一封堵组件传动配合的第二封堵组件。本实用新型通过设置的第一封堵组件和第二封堵组件，能在对储罐与回收壳体进行拆卸时，第一封堵组件和第二封堵组件分别对第二连接管和第三连接管进行封堵，减少了氯气气体泄漏导致环境污染甚至危及人身安全的情况。天眼查资料显示，山西国润储能科技有限公司，成立于2020年，位于朔州市，是一家以从事科技推广和应用服务业为主的企业。企业注册资本1859.2738万人民币，实缴资本1320.8456万人民币。通过天眼查大数据分析，山西国润储能科技有限公司共对外投资了9家企业，参与招投标项目43次，财产线索方面有商标信息7条，专利信息105条，此外企业还拥有行政许可2个。
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2025年3月23日晚，在第十五届中国国际储能大会暨展览会上，山东电工液储凭借其在液流电池领域的卓越贡献和持续创新，在众多竞争对手中脱颖而出，荣获“2025年度中国储能产业最佳液流电池供应商奖”！山东电工液储一直致力于研发高效能、环保型的全钒液流电池解决方案，打造全球领先的长时储能系统集成商。此次获奖不仅是对电工液储过去一年里所取得成就的认可，也是对其未来持续创新和发展潜力的信任。本届CIES大会不仅是一个展示最新技术和产品的平台，也是一个促进产学研交流、推动储能行业高质量发展的论坛。预计有超过8万名嘉宾及1000余家企业参会参展交流，共同探索储能产业的发展路径和未来趋势。电工液储通过参加此次专题研讨会和技术交流活动，以获得最新行业信息，拓展业务联系，并与多家单位探讨合作机会。电工液储参观此次大会能够深入了解储能行业的前沿技术和发展方向，同时也能见证众多企业在该领域的最新成果和实践案例。我们也将继续秉持“创新驱动，质量至上”的经营理念，不断提升自身的技术水平和服务能力，为客户创造更大的价值。同时，我们也期待着与更多的伙伴携手合作，共同探索储能行业的新机遇，共创辉煌！
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