我们和4位储能专家聊了一天，收获了这5点认知

在新能源为主体的新型电力系统构建中，新型储能正在迎来全新的历史使命。2022年7月，国家发展改革委、国家能源局发布了关于加快推动新型储能发展的指导意见，提出到2025年，新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上，2030年实现新型储能全面市场化发展。

作为最早一批关注储能的早期投资机构，险峰自2021年初先后投资了云储、大锌、理谷等一批储能领域的初创企业；此外，我们也与业内知名科研学者、产业专家保持着密切互动。

在刚刚过去的12月里，险峰联合清华大学THU碳中和研究协会等进行了一场名为《新型储能技术的现状与走向》的连线，聊到了：当前新型储能技术发展现状；不同储能技术的特点与产业应用前景、商业模式比较；未来新型储能产业格局展望；对储能方向投资创业的建议，我们整理了本次活动中专家学者的精彩观点以飨读者。

从行业特征来看，储能和电动车很不一样，电动车更关注能量密度，而储能关注三个要素：长寿命、低成本、高安全。对于以锂电为代表的化学储能来说，长寿命相对容易实现，低成本随着规模提升也会逐步解决，最难解决的还是安全性问题。

可以说正是为了破解安全问题，才诞生出了不同的储能技术路径，比如从本征角度出发，衍生出了固态电池或者水系电池；再比如干脆打破整个体系，由此衍生出液流电池和物理压缩空气储能。

在我看来，锂电相当于一把非常漂亮的瑞士军刀，各个功能都不错，但有了瑞士军刀不代表我们不要剪刀、改锥或水果刀；从这个角度讲，我认为未来一定会有其他储能新技术崛起的机会，但相比于锂电池这把瑞士军刀，新技术一定要某一点上特别突出好用，而且没有致命的短板——如果性能上不去，或者用起来太麻烦，有物理极限，那这种技术可能就不会有太大前景。

现阶段我不会对哪项技术特别青睐，但我认为新技术需要考虑到长时间尺度的储能问题。新能源的两大难题的就是波动性和间歇性，波动性就是白天有云飘来飘去，间歇性就是白天有太阳晚上没有，现在我们储能技术可以解决白天一朵云飘过来的问题，但晚上没电暂时还没有解决，只能靠一些常规化的石能源顶上，以后可再生能源高比例了，间歇性问题会越来突出，这就是未来必须要解决的问题。

险峰：物理储能、液流和水系电池，您比较看好或不看好哪个技术？它们具体的产业化难度如何？

来小康：物理压缩空气对地质条件有一定要求，比如当地要有大量的岩穴资源，一定要大规模使用才能够成本可控。

液流电池在长时间尺度上有优势，锂离子和钠离子电池因为涂布电极的限制，很难能坚持十小时以上，但液流电池可以做到非常持久，不过它的问题是成本，我们知道能源是国民经济的基础，能源必须要足够便宜，制造业才有竞争力，如果太贵了肯定没有市场。

路径方面，现阶段没人能判断谁会胜出，原则上还是要“突出强项，弥补短板”，这里我提两个方向供参考。

一是支撑技术，比如高通量计算、先进制备技术、分析测评技术、电池管理技术，传感技术。支撑技术是储能的基础，举个例子，有了可靠的传感技术，电池安全预警才有可能实现，而这些技术在过去是相对容易被忽略的。

二是集成技术，比如电池组怎么集成，冷却消防怎么集成，和电网结合后，构网型技术、跟网型技术以及后面弹性电网所需的黑启动技术、即插即用技术等，都是很重要的环节，相关的产业链很长，市场也非常巨大。

未来，储能领域一定能跑出一批成功的企业，但也会有一批“烈士”，连抚恤金都没有，我认为在技术路径的选择上，一定要先想清楚，你的技术是不是长久有效，还只是昙花一现，“锂电不能包打天下”这没有错，但这不代表所有电池都能活下来。

独立储能电站是个很新的事物，它的一个重要特点就是单体项目的建设规模很大，我记得中国最早的百兆瓦时储能电站出现在2018年，当时还是非常罕见的，但仅仅过了3年，到2021年的时候，百兆瓦时就已经成了行业标配。

随着储能电站规模的增大，问题也随之而来——100/200MWh的储能电站，需要非常多的电池进行串并联，不断升压、增大电流，提升功率，这就对电路设计以及交流侧、直流侧的拓扑结构优化提出了需求，也由此诞生了6种解决方案：

最常见大储能解决方案的是集中式（也有人称为低压式）。它的结构最简单、投资成本也*，后续安装、运维成本都很便宜，对运维人员要求也不高，这是它的优势。

但这种拓扑结构并不是为大规模储能设计的，在它诞生的时候，项目规模一般不超过20MWh，当放大到百兆瓦时规模，就会出现越来越多的问题，比如直流拉弧、直流侧的并联容量损失、并联环流等等。这些问题已经严重影响了集中式储能电站的安全和效率。虽然集中式解决方案的缺点很多，但基于历史惯性，目前，集中式依然是市场上增量*、占有率最高的解决方案。

第二种方案叫交流侧多分支并联，市场上俗称“大组串”。它的做法很巧妙，将集中式逆变器分散为组串式逆变器，将直流侧的并联，转化为交流的的并联，且每个组串式逆变器串联的电池簇规模更小、集成度更高、模块化更强，消除了集中式方案的三大隐患，运维方面也更灵活更简单了。

现在这种直流侧的电池簇已经做成了标品，比如宁德时代的372度的电池柜，就能和大组串方案*契合，交流侧的并联数量可以达到16个，一个小的储能单元可以做到5MWh以上，效率（与集中式相比）能提高4%以上，在市场上也非常受到关注，有可能成为明年的大储主流方案之一。

第三个方案的拓扑结构更复杂，但有个简单的名字，叫智能组串式。它对电池簇的控制精度更高，不仅分模块、分区管理，在每个电池包上还有额外的优化器。智能组串式*的优势是对电芯的兼容性比较强，可以用一致性较差的电芯做一套功能不错的系统。它的劣势是过于复杂，拥有一级直流变换和一级交流变换共两级变换，所以效率比较低，只有83-84%左右，成本又比集中式高了15-20%，所以在市场上推广比较困难，业主的认可度不高。

第四个方案叫直流侧多分支并联，俗称集散式方案，它与集中式方案*的区别是每个电池簇在并联接入直流母线前加了DC/DC隔离，避免了并联容量损失和并联环流，比较好的解决了安全问题。但额外的 DC/DC隔离，让整个系统多了一层能量损耗，整体的效率表现与集中式相当，不如第二种大组串式，除此之外没有其他优势。

目前用这个方案最多的是特斯拉，国内也有一些企业在跟进，但基本是以出海为主，因为特斯拉在海外储能市场很强势，占有率也很高，中国企业如果用同一套方案去竞标，价格还能做到更低，可能是个不错的竞争策略。

第五个方案在二级市场关注度比较高，叫做高压级联或者高压直挂，仅从拓扑结构中也能看出，它跟前四种有很大区别。

前四种方案，电流从逆变器出来后再升压，而高压直挂是在逆变成交流之后再串联（串联达到升压的目的），这就省去了专门的升压过程。

高压直挂的方案中少了升压环节后，效率就会提升，由于其特殊的拓扑结构，并联容量损失、并联环流问题也都不存在了，最终效率可以做到88-90%，但其结构复杂，高度模块化的难度较大，所以项目的交付速度比较慢，对后期的运营维护的要求也更高。

目前资本市场对高压直挂路线比较关注，不过真正落地的项目还不多，从2022年新增储能项目来看，高压直挂的市占率不超过5%。

第六种方案叫分布式能源块，它的拓扑结构和大组串很像，最近两年才开始应用在大储领域，之前主要用在工商业侧储能。

分布式能源块是将逆变器、电池簇、EMS、BMS等所有功能子单元都集中到一个单独的小机柜里，大组串有的优势它都有，而且布置更加灵活，只是因为现在供应链体系不够成熟，成本上有劣势，但未来前景值得期待的。

总的来说，目前各种技术路径中，只有第1、2、6三种方案有100MW以上的项目落地，其中分布式能量块方案在消防上有额外优势，因为单个机柜可以做得更小，所包含的电芯数量也少。当然，前5种方案也可以用pack级的消防方案来提升运行安全，不过成本会提升。

在我看来，2023年大储解决方案中，集中式一家独大的局面一定会被打破，而第二、六种方案都是非常有力的竞争者。大储方面，“大组串”可能是增速最快的技术路线，从工商业侧来看，分布式能量块的优势更大一些，因为高度模块化、部署灵活性以及高运行效率，都会使其具备强大的有竞争力。

险峰：有哪些看好或者不好的储能技术路线？

楚攀：2022年，资本市场对储能关注的热点转移非常快，我记得三四月份时还在流行重力储能，就是把一个25-35吨的混凝土块，用起重机吊到高处，通过重力势能来储能，非常有创意；到七八月份又在炒作熔融盐储热，下半年又陆续炒液流电池、压缩空气和钠离子电池。

我觉得造成这个现象的重要原因之一，就是锂电相关的投资标的都太贵了，投资人都希望在低点进去、在高点退出，所以想寻找一些优质且便宜的标的，于是就把其他储能技术都挨个过一遍；此外，就是大家觉得锂电池储能的发展遇到瓶颈了，发展没有之前那么好了，进入停滞期了。

大部分有这种想法的人，可能都不是做锂电研发的，或者和一线研发人员交流比较少。事实上，现在锂电池尤其是磷酸铁锂电池处于历史上*的发展时期，因为理论模型越来越成熟，数据也越来越丰富，现在锂电池研发已经是基于大数据的仿真，很多材料和结构在实验前都已经用仿真技术筛选过了，研发效率非常高，这种优势是其他技术路线所不具备的。

未来七八年会是锂电池，尤其是磷酸铁锂发展的高速发展期，这种发展会导致两个变化，一是锂电池的一致性越来越好，差异性会低于1%甚至0.5%；二是锂电池寿命会越来越长，现在一线厂家的电芯寿命大概能做到8000次，到2026年预计会到12000次，2030年能做到15000次甚至更多。

寿命的增加一倍，意味着到2030年，锂电项目的初投资成本会比2022年便宜一半左右；在不考虑电价，只看全寿命周期里储存\释放电能成本的前提下，未来锂电储能的度电成本大概率会低于2毛钱——这个价格不仅低于所有其他的储能技术，仅仅比比抽水蓄能稍贵。但锂电池储能在响应速度、充放电速度、有功无功的支撑、都比抽水蓄能做得更好。

希望大家不要忽略锂电快速发展的潜力，不要看它目前标的*值高，还要关注它的相对价值，还要看到它的增长空间，或许5年、10年过后，大家回头再看，会觉得锂电池的标的好便宜，会后悔自己当时怎么没出手。

从这个角度来说，留给其他储能技术的时间窗口，可能就是“十四五”、“十五五”了，如果没能跑出来，那2030年后就会面临锂电储能非常强力的全面围剿。

我不是钠离子电池专家，只是谈谈个人的看法。首先，我觉得市场对于钠离子电池的期待过于迫切了，希望它在短期内就能和锂离子电池二分天下，但目前看不太乐观。

事实上，现在钠离子电池做的比较好的还是锂电的巨头们，这个结论可能会让一些投资人感到心凉。

因为国内钠离子电池和锂离子电池的工艺是高度相似的，锂电巨头转型做钠电，无论是产量还是质量，都可以快速超过初创公司，除非钠离子电池完全突破目前的材料体系，换一套工艺，那新公司可能更有优势。目前，创业公司想在钠离子电池上超过锂电池巨头，难度很大，除非出现阶跃性的技术突破。

第二，未来钠离子电池在行业发展中扮演什么样的角色？站在锂电池巨头的视角，钠离子电池不是进攻型武器而是用来制衡的防御性武器，是为了反制锂电上游对锂电池企业的无休止的压榨而存在的。钠电池的发展可以减轻锂电池企业对锂资源的依赖，但不是为了取代。

第三，钠电池的循环寿命，能量密度、充放电倍率目前看都很难与锂电池媲美，无论是用于动力还是储能，短期内都难以替代锂电池。钠电池为了快速推广，非常有可能跟锂电池混搭，组成一套钠锂混合动力系统，但这种混合动力系统什么时候能成熟起来也很难说，也许是2024年。

现在有很多人都在讲，2023年是钠电电池的元年，会有一些两轮车或者A00级车大规模的采用钠电池动力系统，有点偏乐观。明年（2023年）肯定会有一些示范应用项目，真正规模化的推广可能要到2025年，不过这也都是我的猜测，仅供参考。

险峰：在储能行业，是否存在一些比较清晰的商业模式和场景，这些需求会来自哪里？

楚攀：对储能公司来说，能不能存活下来，选取的切入点很重要，比如选择做电芯、BMS或者EMS，这些领域的创业公司的生存可能会比较艰难。

电芯未来十年的格局已经基本定了，能上市的公司基本都已经上市，没上市的可能也比较难上市了；而BMS、EMS或者温控这些，在储能系统中占比低、价值低、话语权也低，虽然储能系统的安全非常重要，但还不是决定性环节，很难出现快速增长的公司。

相比之下，逆变器是电化学储能领域技术门槛最高的一环，如果技术方面有优势，特别是能开发出用于几百兆甚至吉瓦级大型储能项目的逆变器，这样的团队可能比较有机会。

目前，最有前景的储能创业公司，可能还是具备核心研发能力的储能系统集成公司，比如刚刚提到了六种技术路线，如果一个公司具有很强的研发能力，能够研发出新的拓扑结构，成为一个技术路线的原创或者领头羊，这种公司会在市场上长期存活且可能做大。

现在很多公司进入储能领域，切入点基本都是储能系统集成，比如原来做电芯、风电、光伏的，都开始做系统集成。长久看，哪种公司可以活下来呢？一类是有成本优势，比如电芯企业转型做储能系统集成，因为电芯占储能系统成本的60%，只要技术方案做的还可以，就可以靠着成本优势活下来；第二类就是有很强的研发能力，特别是研发储能逆变器的，能不断推出新拓扑结构和先进储能解决方案的，此类型的公司就可以吃到技术红利，也会发展的不错。

这两类公司未来发展前景都很不错。关于储能创业团队的配置，首先专业配置要齐全，比如必须要有在电力电子方面深厚积累的带头人，然后有做电气一次、电气二次、热管理、结构方面以及比较强的产品经理和销售，一个精干的团队，10-20人左右，就能把公司运营得不错。

险峰：如何看待EMS的技术门槛和创业机会？

楚攀：EMS不难做，本质上就是一套工业控制软件，需要设计者理解电化学储能电站运行原理以及一些电网控制原理及标准，有一定的技术门槛，但不高，其复杂程度要比大型工业系统的控制简单很多。

如果一家创业公司只做EMS，未来遇到的竞争肯定会越来越大，但如果可以拓展业务，把大型储能项目的运维服务也纳入进来，通过更先进的算法，帮甲方获得更多利润，起步早的话还是有机会做大的。现在这种类型的公司还不多，已经看到有团队在做类似的事情了。

险峰：如何评价压缩空气技术路线？

楚攀：这几年压缩空气储能有很多新进展，不过核心还是如何解决成本和效率问题，目前它的单位千瓦造价还在7000-8000，未来至少要降到6000以下才具备竞争力；同时，全系统的电到电的循环效率也要提升到70%以上，才会具备不错的竞争力和发展前景。

压缩空气储能发展面临一个比较大的限制是储气，如果想低成本发展，大容量的地下储气场所必不可少，一个“300MW✖5小时”的压缩空气项目需要的储气空间超过50万立方，这要求储气场所必须有较大的埋深，比如地下400米以下，还要有很好的密封性。

若这些问题都能解决，压缩空气还是很有前景的。

这张图大家想必不会陌生，很多人都引用过。其中，横坐标代表不同储能技术系统输出功率，越往右就是系统功率越大，纵坐标是放电时长，越往上越适合长时储能，因此未来可以做成大规模储能的种子选手，也就是右上角的这几个。

抽水蓄能不必多说，目前占比在90%以上，是*主力；液流电池、压缩空气、锂离子/钠离子电池、铅碳电池也很适合规模储能。钠硫电池本来也很合适大规模储能，但这些年由于安全问题，已不太受关注。

电化学储能这几年的发展速率是高于抽水储能，从原来不足10%到现在超过10%，未来占比会更多。各种电化学储能技术中，铅酸/铅碳电池肯定是成本*的，它*的问题还是寿命和循环次数，我们国家的铅回收技术还是比较成熟的，所以环保不是大问题，但循环寿命确实是大短板。

锂离子电池整个产业链都很成熟、系统效率也比较高，成本方面大家也接受，是目前除了铅酸电池外最经济的选择，循环寿命上可以做到五六千次，但安全性是其短板，也是目前研究的热点。钠离子电池资源丰富，是锂离子电池很好的补充，但尚处于示范应用阶段，离大规模应用还需要一段时间。液流电池在安全性、长寿命方面都有其本质上的优势，比较适合大规模储能，但一方面效率不如锂电高，目前成本偏高也限制了其大规模应用。

对于哪种储能技术最有前景，目前还很难做出确定性的结论，还需要时间来通过各个示范项目的应用结果来决定。国家发改委和能源局在3月份发布的十四五新型储能发展实施方案中明确了推动多元化技术开发，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅碳电池、液流电池、压缩空气，氢（氨）储能等关键核心技术装备和集成优化设计研究，同时也集中攻关超导、电容储能以及下一代高能量密度储能技术等等。这些肯定是考虑了很多方面的因素，才最终选出了上面这些新型储能技术来突破，所以各种技术都还有机会，目前很难说哪个可以跑出来。

我个人比较看好的是液流电池，我们大连化物所也主要是聚焦在这个领域。液流电池有很多体系，其中技术成熟度最高的是全钒液流电池，利用钒离子的价态变化，实现电能化学能之间的相互转换。

液流电池的短板主要是效率和成本，目前的示范系统能效也就是75%左右，但它*的优势就是长寿命和安全性。

因为全钒液流是水系电池，所以本质安全，无爆炸着火隐患；另外它的功率和容量是解耦的，可以灵活独立设计，规模也可以做的比较大，从10千瓦做到百兆瓦，非常适合做长时储能，只要把电解液罐里电解液的体积加大就可以实现容量增大，储能时间越长，经济性也越好，因为功率单元可以不变。此外，响应速度也好，循环性能也好，这些都是液流电池的优势，因此它非常适合中长时，甚至超长时储能。

为什么全钒液流电池的寿命长呢？这是因为这种电池的活性物质都储存在电解液里，电极只是发生电化学反应的场所，电极材料本身是不参与反应的，不发生相变，循环次数可以达到一万六千次以上，寿命可以长达25年。而且，电解液可以无限循环下去，就是说电池过了25年寿命后，电解液仍然可以回收再利用，回收再利用方法很简单，只要调平价态就好，这是因为电解液以钒离子水的状态储存，没有发生别的化学反应，与锂电池回收技术相比非常简单，所以我认为全钒液流电池在大规模储能领域有很好的应用前景。

成本方面，全钒液流电池前几年比较贵的时候五六千/kWh，现在已经可以降到三千以内了，未来随着技术的进步和产业链的进一步完善还有下降空间。目前五氧化二钒价格基本稳定在12万一吨左右，电解液大概在1200-1300左右，算下来全钒液流电池成本*可以做到2000多块钱，考虑到它的超长寿命，所以生命周期经济性还是很有优势的。

此外，中国钒储量、产量都是世界*，不会有被卡脖子或者需要海外找矿的问题，我们是可以实现自主可控的。而且，需求量来说，由于钒可以*循环利用下去，只要头20来年保持电解液的投入，后期就可以循环起来，只需要更新功率单元就可以，所以从整个生命周期来看，它的经济性不是问题。

而且，如果从商业运营模式上进行创新，电解液变售为租的话，全钒的一次性投资成本还可以下降一半多，也就是才1000元/kWh左右，这就很有成本优势了。目前业界已经开始探索这种模式，对未来全钒的推广很有推动意义。

当然，从长期看，全钒的经济性不一定是*的。因此寻找更低成本的活性物质一直是我们的目标，这些年也陆续推出了铁铬液流电池、锌基液流电池，在电解液成本上都更有优势，但整个电池技术较全钒相比不是十分成熟，还有一些关键科学技术问题有待突破。如果未来获得突破的话，液流电池技术的经济性短板将会补上，加上其安全性和长寿命的优势，那它在规模储能领域就非常有前景了。

我主要介绍下今年比较火的钠离子储能。

虽然钠离子看起来比锂离子要新，但其实人类对二者的研究几乎是同时起步的，1870就有科学家在发表了钠离子相关的学术文章，到1991年，日本索尼率先将锂离子电池商业化，但因为没找到合适的正负极材料以及电解液关键材料，钠离子的相关研究就搁置了，直到2010年前后，科学家才找到了几条主流的技术路线，钠离子才重启产业化进程。

当然，今年钠离子电池能受到如此多的青睐，主要原因还是碳酸锂价格攀升。众所周知，锂资源在世界上储量少，且主要在南美洲，我国又是动力电池的大市场，对资源需求量很高，这就催生了大家对新型电池技术探索。碳酸锂接近60万元每吨，而碳酸钠1吨只需要2000-3000元，这是天然的成本优势，因为资源丰富，所以原料价格低。

与锂离子相比，钠离子的工作原理、电化学储能机制大体相同，只是因为钠原子比锂大一些，因此电池质量/体积能量密度都不如锂离子，但钠离子电池也是基于离子在正负极材料的相互转换实现电能化学能变化，所以理论上循环寿命也是可以接近锂离子电池的。

在性能方面，钠离子肯定没法跟锂离子正面PK，但钠离子有两个优势，一是耐低温，在东北内蒙西藏这些寒冷地区，不会出现容量衰减、充放电变慢的问题；二是安全性也比较好，适合在低速电动车、智能电网等领域使用。

2015年之后，世界各国都开始了对钠离子电子的产业化研究，到今天全球大概有几十家钠离子电池公司，中国也是其中布局较早的。

我国钠离子电池从2021年以来都处于高速发展的状态，也涌现了很多专注做钠离子电池的初创公司，比如中科院胡勇胜老师创办的中科海纳，上交马紫峰老师创办的钠创新能源，包括宁德时代，最近也推出了纯钠离子电池电芯的产品，但目前产业链上下游还不太成熟的。

和锂电有三种正极材料一样，钠电也有三种正极材料，由此也分出了三种技术路线：层状氧化物+硬碳、均匀离子+硬碳，普鲁斯蓝类似物+硬碳。

其中，层状氧化物和与三元锂的原理类似，均匀离子与磷酸铁锂的原理类似，所以互相之间有比较好的产业链转化基础；普鲁士蓝类似物是钠离子电池特有的体系，需要特定的研发基础和产业化配套，个人认为产业化进程会慢一点。

从这个角度来说，正极材料是决定钠电池商业化关键，选择什么正极材料很大程度上决定了电芯的能量密度和成本，目前各家企业技术竞争的主要差异：比如中科海纳做的是铜铁锰氧化物+硬碳，宁德的首代产品是普鲁斯白+硬碳，而钠创新能源是O3型成状氧化物+硬碳。

这三条路线各有优劣：比如层状氧化物理论比容量比较高，合成工艺比较简单，但由于钠离子层状比较大造成之间间距比较大，成空气稳定性比较差，材料表面的材检问题需要关注；离子化合物循环寿命较长，且工作电压高，所以比较适合在储能领域应用，但能量密度相对低一些。

普鲁士蓝类似物是是一种染料，所以制造成本相对低，作为一个嵌钠机制，具有高比容量，且离子在这种立方晶体结构框架里扩散比较快，但内含氢根，如果合成过程中控制得不好会产生氢酸，对生存设备工艺比较高，宁德时代和natron energy都是采用这种技术路线。从性能/成本/工艺等综合考虑，如果能够成功量产，可能会是最接近市场化的材料技术路线。

中科海纳采取铜铁锰层状氧化物正极+煤基软碳负极材料，能做到电芯能量密度大于145瓦每公斤，工作温区零下40-80度，循环寿命最新可以做到4500圈，他们也做了很多全国*储能电站、储能汽车的示范项目，在安徽阜阳有1G瓦时量产线的投产。

宁德时代也在2021年发布了钠离子电芯产品，采取的是普鲁士白+硬碳技术路线，能量密度说是能到160瓦时每公斤，零下20度还能保持90%容量，循环寿命3000次，快充15分钟能达到80%以上，但材料中结晶水等可能还有些环保问题，所以这次在发布会上他们也提出一个全新的ab电池互换的技术方案。

钠创新能源在南昌投建了钠离子电芯线，主要采取O3铁锰正极材料体系，也做了年产5000吨级正极材料和电解液的生产线规划，也在研发双轮电动车和综合能源系统，电芯能量密度说是可以做到130-160瓦公斤，也能达到5000次循环寿命。

险峰：钠离子电池产业化瓶颈在哪里？如何看待钠电上车的前景以及发展速度？

王鹏飞：之前钠电发展速度慢，是因为没找到合适的正极材料，当时很多人觉得钠电只要把锂离子换成钠离子就行了，但从研发角度远没有这么简单。

比如锂电的钴酸锂、磷酸锂三元材料，如果只是把锂换成钠，很多结构都无法合成；或者即使能合成出来，电化学特性、循环寿命、性能指标也都会特别差。因此虽然锂电、钠电的工作原理相似，但核心材料体系是完全不一样的，需要研发人员长时间探索。

对于钠离子电池发展的预判，我跟和楚攀老师的观点一致，也认为钠离子不会替代锂离子，而是锂离子电池的有力补充，因为前者在能量密度上很难跟三元电池PK，最终能不能产业化，还要看成本、循环寿命和安全指标。

很多媒体都说，2023年会成为钠离子电池的量产元年，我觉得技术成熟不会这么快，还有很多问题需要解决，比如钠离子成本占优势，但循环寿命和安全能不能达标，还需要等到电芯产品以及储能电站开始批量应用时候才能知道。

另外，正负极核心材料在大规模生产中的工艺问题，以及电解液组装电芯匹配的问题，包括电芯设计制造、电池集成是使用圆柱形、方形软包还是其他形态，很多地方还都需要优化。而由于钠离子电池的能量密度小于锂离子，两者在充放电特性、电压模式、热量分布都有区别，需要有针对性开发BMS系统。

因此，在这些性能指标规格、测试方案标准都还没有完全定下来之前，钠离子电池要得到市场的认可，还是需要一段时间的，2023是比较乐观的估计，但任何产业化周期都需要资本市场和政策导向，我还是持保守态度。

至于能不能上车，个人观点钠锂电池还是比较适合低速电动车的，类似于对能量密度要求不高，但对安全和或成本要求较高的一些场景，可能会是一个不错的机会。

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