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在新的电力系统中，储能方式将成为关键环节，是新能源消纳和电网安全的必要保障，在发电侧、电网侧、电力侧都将得到广泛应用，需求空间广阔。在中国市场，风电强制配送和储能政策促进了储能需求的指数式增长。

在市场需求爆发和政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能和锂电储能方式呈现爆发式增长，其他新型储能方式也进入发展的快车道。本帖对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气储能方式、钠离子、钒液流电池和铅碳电池等六种储能方式的发展现状、系统成本和应用前景进行了评估。

 

多种储能方式路线进入发展快车道

根据不同的时间要求，储能的应用场景大致可分为四类：容量型（≥4h）、能量型（约1-2H）、功率型（≤30min）和待机型（≥15min）。

电容式储能的场景包括削峰填谷或离网储能等。长期储能方式有很多种，包括抽水蓄能、压缩空气、蓄热、蓄冷、蓄氢，以及各种电容式储能电池（如钠硫电池、液流电池、铅碳电池、锂浆电池等）。

2017年至2020年，电网响应能源局和中国发改委降低风、光缩减率的决定，充分利用电力系统的柔性资源吸收新能源，使风、光缩减率下降到2%。同时，电网压力凸显，部分省份开始要求电力侧配置储能。2021年，储能产业的多个大片文件出台，储能迎来了历史性的发展机遇。

从整个电力系统的角度来看，储能的应用场景可以分为三大场景：发电侧、输配电侧、用电侧。此外，应用还包括辅助服务、分布式发电和微电网。

 

储能技术在电力行业应用广泛

从技术原理上看，储能方式可分为物理储能、电化学储能和电能储能、热能储能和化学储能方式。

 

 

在各种储能方式中，抽水蓄能的应用最为成熟。储热方式也已进入大规模应用阶段，我国火电灵活性改造大多采用储热技术；锂离子电池储能方式近两年得到快速应用；压缩空气和液流电池也已得到商业化应用。

 

六种储能方式的分析

 

1.抽水蓄能
抽水蓄能具有技术优良、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。由于抽水蓄能电站的运行方式是电能与水势能之间的能量转换，其储能能力主要取决于上下水库的高度差和水库容量，因水蒸发漏水现象造成的损失几乎可以忽略不计。

抽水蓄能能期无限延长，能适应各种储能循环要求；系统的循环效率可达到70%-80%。同时，抽水蓄能电站建成后的坝体可使用100年左右，电机设备的预期使用寿命约为40-60年。

 

 

成本计算： 目前，最经济的储能方法是探索抽水蓄能电站的经济性。我们计算了抽水蓄能电站储存能量的千瓦时成本。

 

 

考虑到抽水蓄能电站的初始投资成本与项目选址密切相关，后期新项目的选址经济性下降，初始投资成本可能上升。此外，假设电站的实际循环次数在300-500次之间。据估计，在不考虑充电成本的情况下，常规抽水蓄能电站的LOCE范围为0.23-0.34元/千瓦时。

自 “十四五 “规划以来，中国加快了抽水蓄能项目的部署。到2025年，抽水蓄能投产总规模将比 “十三五 “翻一番，达到6200万千瓦以上（按6元/瓦计算，投资必须达到1800亿元左右）；

到2030年，抽水蓄能投产总规模将比 “十四五 “再翻一番，达到1.2亿千瓦左右（按6元/瓦计算，投资必须达到5400亿元左右）；此外，2021年8月公布的规划储能项目名单中，共有551个项目，总规模达6.79亿千瓦。

 

 

在政策的推动下，全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。2022年1月以来，已有20个省份公布了2022年省级重点建设项目名单。据统计，目前各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机容量已达104.3GW，累计投资超过6000亿元。

 

2.锂离子电池储能方式

2021年，锂离子电池占中国电化学储能装机的89.7%，是目前最成熟、发展势头最迅猛的储能方式，常见的家用锂离子储能电池是动力墙电池。

锂离子储能产业链由上游设备提供商、中游集成商和下游终端用户组成。设备包括电池、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管理系统）和PCS（转换器）。集成商包括储能系统集成和EPC；终端用户由发电侧、电网侧、用户侧和通信/数据中心组成。

 

 

储能电池是电化学储能方式的核心部分。目前，市场上的主流电池按技术路线不同大致可分为锂离子电池、铅碳电池、液流电池和钠离子电池。不同技术路线的电池的响应速度和放电效率不尽相同，也有各自的应用范围和优缺点。

据统计，2021年中国储能电池出货量为48GWh，其中电力储能电池出货量为29GWh，同比增长339%；而据报道，2021年全球储能电池总出货量为66.3GWh，同比增长132.6%，电力系统储能为主要增量贡献。

 

 

磷酸铁锂电池储能方式的成本分析

根据正极材料的不同，目前主流的锂离子电池有两种类型：三元锂电池和磷酸铁锂电池。磷酸铁锂电池的能量密度比三元材料低，成本也更低。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受欢迎。

作为整个储能系统的核心部件，电池成本占整个储能系统成本的50%，是储能系统后续成本降低的重要渠道。2021年，我国磷酸铁锂电池储能招标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。

2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/kWh（折合人民币约1.66元/Wh），预计2025年将降至203美元/kWh（折合人民币约1.29元/Wh）。自2021年以来，大量的EPC被授予价格在1.3-1.7人民币/千瓦时之间。

 

3.压缩空气储能方法

压缩空气储能方式在中国不断进步。压缩空气储能（CAES）、高级绝热压缩空气储能（AA-CAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）、液体压缩空气（LAES）等都已被研究覆盖。已完成500kW容量级、1.5MW容量级和10MW容量级的压缩空气储能示范项目。

1978年建成的德国汉特福德商业压缩空气储能电站和1991年建成的美国阿拉巴马商业压缩空气储能电站。中国已经开展了压缩空气、超临界压缩空气和液体压缩空气储能项目的研究和开发。

其中，张家口国际首个100MW先进压缩空气储能示范项目于2021年底成功并网发电，整体研发过程和系统性能均处于国际领先水平。

 

压缩空气储能的成本分析

系统效率的提高和成本的降低是压缩空气储能商业化发展的基础。目前，根据已建成和在建的项目，兆瓦级的系统效率可以达到52.1%。

10兆瓦级的系统效率可达到60.2%，100兆瓦级及以上的系统设计效率可达到70%，先进的压缩空气储能系统效率可接近75%。随着系统规模的扩大，单位投资成本也不断降低，当系统规模增加一个数量级时，单位成本可降低30%左右。

 

 

初始投资和利用小时数的变化对千瓦时成本有很大影响，随着技术进步，初始投资仍有下降空间。利用小时数主要取决于电站在实际运行中的利用率。每天的充放电次数越多，成本越低。在100MW/400MWh的系统中，初始投资为5-6元/W，年周期为450-600次，千瓦时成本范围为0.252-0.413元/千瓦时。

综上所述，压缩空气储能有望在能源效率提高后成为大型储能电站领域抽水蓄能的重要补充。

 

4.钠离子储能方式

钠离子电池有望表现良好。决定电化学储能能否大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源的可用性、高低温性能、寿命、投资成本等。

根据钠离子电池的最新研究进展，它在这些方面都表现出良好的性能。大规模应用后，钠离子电池的成本有望低于铁锂电池，可广泛应用于大规模电化学储能、低速电动汽车等领域。它有望与锂离子电池形成互补和有效的替代。

 

铅酸电池、锂离子电池和钠离子电池的性能比较

相关研究表明，钠离子电池的材料成本约为370元/千瓦时，随着产业链的成熟，材料成本有望进一步挖掘，结合结构件和电气件的成本，初始容量投资有望控制在500-700元/千瓦时；在性能方面，随着研发的不断投入和技术迭代，电池循环寿命有望超过8000次。

 

 

钠离子电池的材料成本优势明显

2010年以来，钠离子电池受到中国和其他国家学术界和产业界的广泛关注，其相关研究也迎来了爆发式增长。中国和其他国家的许多企业正在积极进行钠离子电池产业化的相关布局。包括FARADION、NatronEnergy、Tiamat、Kishida Chemical、Toyota、Panasonic、Mitsubishi Chemical，以及中国的Hinabattery、CATL、Natriumenergy等公司。

目前，我国在钠离子电池产品的研发制造、标准制定和市场应用推广方面的工作正在全面展开。钠离子电池即将进入商业应用阶段，相关工作已走在世界前列。

 

钠离子成本分析 钠离子电池储能系统LCOS计算核心假设

考虑到商业化后，电池的成本和性能会有很大的提高。假设初始投资成本为0.9-1.2元/Wh，寿命为10年，循环寿命范围为2000-6000次，对钠离子电池进行敏感性分析，如果成本低于1.1元/Wh，循环寿命在3000次以上，KWH成本将在0.270-0.662元之间，优于铁锂电池。

 

5.全钒液流电池储能

钒电池的电能以化学能的形式储存在不同价位钒离子的硫酸电解液中，叠加电解水力通过外部泵体，在机械动力的作用下进入电池。

在不同的储槽和半电池循环的闭环流动中，利用质子交换膜作为电池隔膜，电解质溶液平行通过电极表面并发生电化学反应，收集并传导电流通过双电极板，使储存在溶液中的化学能转化为电能。这种可逆反应过程使钒电池能够成功充电、放电和再充电。

液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大和易扩容等特点，寿命为15-20年，与其他储能方式相比，与风电场硬件的匹配度最高，特别适合风电场储能，满足其频繁充放电、大容量、长时间的储能需求。当然，全钒液流电池的能量密度低，体积和质量比其他电池大很多，而且要求温度环境为5-40°。

 

 

全钒液流储能方式优势

2010年以来，我国百万千瓦级全钒液流电池示范工程开始陆续开展。2019年以来，我国液流电池储能示范项目正在加快建设。

一期 “200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范工程 “100MW/400MWh全钒液流电池储能电站已完成主体工程建设，进入单体模块调试阶段。预计6月份完成并网调试，这是目前世界上最大的钒液流储能项目。

 

中国近年来规划或建设的钒液流储能项目

目前，成本问题仍是钒电池大规模商业应用的最大挑战。由于缺乏商业规模，且受设备、容量和前期投资高的限制，参考大唐10MW/40MWh全钒液流电池储能系统设备招标和大连液流电池储能调峰电站国家示范工程投资情况，预计钒电池的初始成本约为锂电池的3倍。

 

全钒液流电池储能系统LCOS计算的核心假设

初始投资和利用小时数的变化对千瓦时有很大影响，但随着技术进步，初始投资仍有下降空间。利用小时数主要取决于电站实际运行中的利用率。在一个100MW/400MWh的系统中，当初始投资为11-13元/W，年循环次数达到600次以上时，储能千瓦时的成本范围为0.44-0.69元/千瓦时。
全钒液流电池LCOS的敏感度分析（人民币/千瓦时）

 

6.铅碳电池储能方式

铅碳电池是一种电容式铅酸电池，是由传统的铅酸电池演变而来的技术。普通铅酸电池的正极活性材料是氧化铅（PbO2），负极活性材料是铅（Pb）。如果将负极活性材料Pb全部换成活性炭，普通铅酸电池就变成了混合电容器。如果将活性炭混入负极活性材料Pb，普通铅酸电池就变成了铅炭电池。

 

铅碳储能方法的进展

美国Axion公司于2006年建立了铅碳电池生产线，并于2009年开始批量销售铅碳电池。中国领先的酸电池工厂已经开展了铅碳电池的研发和生产，例如，圣阳股份与日本古河公司于2014年签署合作协议，授权圣阳股份在中国工厂进行铅碳电池本地化生产；

 

 

南都电源先后开发了临安2MWh、浙江鹿岛4MWh微电网储能、珠海万山岛6MWh等储能项目板块；2018年，信威集团 “电力储能用铅炭电池2V1000 “项目获得浙江省科技进步二等奖；天能电源表示，其高性能铅炭电池是自主研发的具有国际领先技术水平的新型电池。

2020年12月，获得国务院批准的中国工业领域的最高奖项–中国工业大奖项目奖。铅炭电池的敏感性分析表明，初始投资成本为0.8-1元/瓦，年循环次数达到500次以上时，铅炭电池储能千瓦时的成本范围为0.52-0.747元/千瓦时。通过计算和比较发现，虽然铅炭电池的初始投资成本较低，但其放电深度低于其他储能方式，因此千瓦时的成本优势并不明显。

此外，如果考虑到实际使用中的能量损耗成本，铅碳电池由于其能量效率低于铁锂电池，将处于一定的劣势。在新型储能条件下，铅炭电池也有望通过技术进步实现能效提升和成本降低。

在这六条储能方式路线中，你更喜欢哪一条？