1腺逛、儲能：新型電力系統(tǒng)關(guān)鍵環(huán)節(jié)
1.1、高比例新能源接入為主要特征的新型電力系統(tǒng)面臨新挑戰(zhàn)

構(gòu)建新型電力系統(tǒng)是實現(xiàn)“碳中和”的基本路徑衡怀」髅“碳中和”背景下安疗，我國到 2030 年非化石能源在一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比要達到 25%以上，到 2060 年要實現(xiàn)碳 中和目標够委，未來能源結(jié)構(gòu)將會形成以電力為主的格局荐类，而電力的生產(chǎn)將向清潔能 源為主切換。所以構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是實現(xiàn)我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型茁帽、 達成“碳中和”目標的重要保障和基本路徑玉罐。新型電力系統(tǒng)以新能源為主體，智能化為手段潘拨，源網(wǎng)荷儲一體化為支撐吊输。新型電 力系統(tǒng)是以新能源為供給主體，以確保能源電力安全為基本前提铁追，以滿足經(jīng)濟社 會發(fā)展電力需求為首要目標季蚂，以堅強智能電網(wǎng)為樞紐平臺，以源網(wǎng)荷儲互動與多 能互補為支撐琅束，具有清潔低碳扭屁、安全可控、靈活高效狰闪、智能友好疯搅、開放互動基本 特征的電力系統(tǒng)濒生。新型電力系統(tǒng)具有“兩高”特征埋泵，即高比例新能源和高比例電力電子化。用新能 源發(fā)電取代火電罪治，用電取代化石能源丽声，實現(xiàn)電力生產(chǎn)清潔化，以及交通觉义、建筑雁社、 工業(yè)等終端領(lǐng)域電氣化，從而實現(xiàn)整個能源結(jié)構(gòu)的脫碳晒骇。

非化石能源發(fā)電量占比和終端電氣化率到 2060 年均超過 90%霉撵。新型電力系統(tǒng)關(guān) 鍵變化在于非化石能源在一次能源消費中占比、非化石能源發(fā)電量在總發(fā)電量中 占比洪囤、終端電氣化率等徒坡。新型電力系統(tǒng)需要大幅提高非化石能源在一次能源消費 中的占比，到 2060 年達到 89%瘤缩；大幅提高電力在終端能源消費比重喇完，2060 年達 到 91.82%；大幅提高非化石能源發(fā)電量在總發(fā)電量中的比重剥啤，到 2060 年達到 92.73%锦溪。高比例新能源接入帶來電力系統(tǒng)新挑戰(zhàn)不脯。將可再生能源作為主要的發(fā)電端將帶來電力系統(tǒng)發(fā)電特征的變化，尤其是風光出力與負荷存在不平衡刻诊，棄風棄光問題亟 待解決防楷。

新型電力系統(tǒng)面臨新挑戰(zhàn)：1）發(fā)電側(cè)：風光發(fā)電占比快速提升。由于風光具有波動性和間歇性的特征则涯，隨著 其在電力系統(tǒng)中滲透率的提升域帐，新增風光項目存在有序接入難、高效并網(wǎng)難是整、調(diào) 控消納難等問題肖揣。2）用電側(cè)：社會電氣化程度提高，新型用能主體增加浮入，存在更多的尖峰負荷沖擊龙优， 負荷不穩(wěn)定性增加。新能源裝機對消納能力挑戰(zhàn)逐步顯現(xiàn)事秀。截至 2022 年 8 月彤断，國內(nèi)風電裝機容量占比 13.97%，光伏裝機容量占比 14.19%易迹，新能源裝機比例的快速提升對電網(wǎng)消納能力 構(gòu)成了挑戰(zhàn)宰衙，加強儲能系統(tǒng)建設(shè)的必要性逐步顯現(xiàn)。

1.2睹欲、儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)

儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)不可或缺的關(guān)鍵環(huán)節(jié)供炼。構(gòu)建新型電力系統(tǒng)需從“源網(wǎng)荷” 轉(zhuǎn)向“源網(wǎng)荷儲”，儲能是能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵環(huán)節(jié)和重要推手窘疮，加快儲能產(chǎn)業(yè)的 發(fā)展對構(gòu)建清潔穩(wěn)定的能源供給體系和健康安全的能源消費體系至關(guān)重要袋哼。

儲能本質(zhì)上是對能量供需不匹配問題的解決，對能源在生產(chǎn)與消費上的耦合至關(guān) 重要闸衫，具有平衡實時功率涛贯、提高電力系統(tǒng)容量系數(shù)、轉(zhuǎn)移能量等功能蔚出。1）在電源側(cè)弟翘，儲能系統(tǒng)可以改善新能源出力與負荷在時間和空間上的不平衡性， 減少棄風棄光骄酗，提高新能源消納能力稀余；2）在電網(wǎng)側(cè)，儲能系統(tǒng)能夠減少對電網(wǎng)擴容的需求酥筝，降低電網(wǎng)建設(shè)成本滚躯，提高電 網(wǎng)安全性與穩(wěn)定性；3）在用戶側(cè)，儲能系統(tǒng)能夠帶來峰谷價差套利掸掏，減少用電成本茁影，分布式儲能還能 提高用戶自身對電力的控制能力。

2丧凤、頂層設(shè)計不斷完善募闲，市場化步伐急速
2.1、解決新型儲能行業(yè)發(fā)展痛點愿待，實現(xiàn)儲能可持續(xù)健康發(fā)展

我國新型儲能行業(yè)發(fā)展逐步進入商業(yè)化初期階段浩螺。我國新型儲能行業(yè)發(fā)展已從前 期的示范應(yīng)用階段逐步進入商業(yè)化初期，根據(jù)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指 導意見》的規(guī)劃仍侥，到 2025 年我國新型儲能全面進入規(guī)囊觯化發(fā)展階段，到 2030 年 實現(xiàn)全面市場化發(fā)展农渊。要實現(xiàn)新型儲能發(fā)展目標患蹂，目前面臨兩大痛點：1）收益模式問題亟待解決。在收益模式上：一方面砸紊，收益模式需要解決“成本主 體和獲益主體不一致”的問題传于。歷史來看，儲能及輔助服務(wù)相關(guān)成本主要由發(fā)電 側(cè)分攤醉顽，目前通過建立共享儲能商業(yè)模式沼溜、將容量電價并入收益范圍等舉措，將 投資主體與獲益主體進行統(tǒng)一游添。另一方面系草，收益模式還需要解決“收益來源單一” 的問題。隨著分時電價機制和電力輔助服務(wù)市場機制不斷完善否淤，儲能收益途徑不 斷拓展悄但，收益來源單一問題有望得到進一步緩解。2）成本和安全問題亟待優(yōu)化石抡。一方面，技術(shù)發(fā)展推動現(xiàn)有電池儲能系統(tǒng)受益規(guī)模 化持續(xù)降本將進一步有效解決成本問題助泽。另一方面啰扛，多種新技術(shù)持續(xù)進入實驗、 試點示范嗡贺、商業(yè)化運行隐解，推動儲能實現(xiàn)降本增效。

2.2诫睬、頂層設(shè)計不斷完善儲能商業(yè)模式

頂層設(shè)計不斷完善儲能商業(yè)模式煞茫。2021 年以來，針對儲能行業(yè)商業(yè)模式的制度不 斷優(yōu)化，改善新型儲能發(fā)展的商業(yè)環(huán)境：2021 年 7 月续徽，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》蚓曼，明確儲 能發(fā)展規(guī)劃，并提出 2025 年 3000 萬千瓦以上規(guī)模計劃钦扭；2021 年 12 月纫版，國家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù) 管理辦法》新增了新型儲能為獨立市場主體，新增轉(zhuǎn)動慣量客情、爬坡其弊、調(diào)相等輔助服務(wù)品種，建立用戶參與的分擔共享機制膀斋，對儲能行業(yè)的發(fā)展形成實質(zhì)性利 好梭伐；2022 年 3 月，國家能源局發(fā)布推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作通知仰担，明確加快建 設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系籽御，以市場化方式促進電力資源優(yōu)化配置。

2.3惰匙、多管齊下加快新型儲能市場化步伐

多管齊下加快新型儲能市場化步伐技掏。在發(fā)改委、能源局發(fā)布的《“十四五”新型 儲能發(fā)展實施方案》中明確项鬼，要推動新型儲能作為獨立主體參與電力市場交易哑梳， 推廣共享儲能等新型商業(yè)模式，加快落實儲能電站容量電價機制绘盟、用戶側(cè)尖峰電 價機制等鸠真，切實推動新型儲能向市場化邁進。我國儲能行業(yè)正處于轉(zhuǎn)向市場驅(qū)動 的關(guān)鍵過渡時期龄毡，該方案的出臺將極大利好未來五年我國儲能行業(yè)的加速發(fā)展吠卷。

3、表前關(guān)注共享獨立儲能沦零，表后初步具備經(jīng)濟性
儲能應(yīng)用場景廣泛祭隔，可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三大場景七大應(yīng)用方式路操。

電源側(cè)：（1）風光配儲：利用儲能系統(tǒng)實現(xiàn)可再生能源發(fā)電的平滑輸出疾渴，提升電能質(zhì)量， 提高電力輸出穩(wěn)定性屯仗，增加上網(wǎng)電量搞坝；（2）火電聯(lián)合調(diào)頻：根據(jù)電網(wǎng)指令，在電網(wǎng)出現(xiàn)頻率波動時魁袜，替代原有機組出力桩撮， 響應(yīng)調(diào)頻指令敦第，獲得聯(lián)合調(diào)頻補償。
電網(wǎng)側(cè)：（3）有償調(diào)峰：通過儲能系統(tǒng)充放電實現(xiàn)調(diào)峰店量，獲取調(diào)峰補償芜果。減小配電網(wǎng)投資，緩解用電峰值期間的電網(wǎng)負荷壓力垫桂；（4）獨立調(diào)頻：根據(jù) AGC 指令快速精準調(diào)頻师幕，平滑電網(wǎng)頻率，提高電網(wǎng)運行效 率和安全穩(wěn)定性水平诬滩，獲取調(diào)頻補償霹粥；（5）其他服務(wù)：電力輔助服務(wù)，黑啟動疼鸟，調(diào)壓等后控。

用戶側(cè)：（6）削峰填谷：使用儲能系統(tǒng)在低電價時儲能，高電價時放電空镜，從而在不改變用 戶行為的情況下浩淘，幫助用戶節(jié)約用電成本；（7）需量調(diào)節(jié)：不影響正常生產(chǎn)的情況下吴攒，通過降低最高用電功率张抄，從而節(jié)省基 本電費，獲取節(jié)省的需量電費收益洼怔。表前應(yīng)用仍是國內(nèi)裝機主要來源署惯。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，2021 年國內(nèi)新增儲能裝機 中镣隶，41%來自于電源側(cè)儲能极谊，35%來自于電網(wǎng)側(cè)儲能，表前應(yīng)用合計占 2021 年國 內(nèi)儲能裝機比例達到 76%安岂。其中將電源側(cè)拆分來看轻猖，新能源配儲依舊是電源側(cè)儲 能的下游核心應(yīng)用，2021 年占電源側(cè)裝機比例超過 70%域那。

新能源強制配儲為電源側(cè)裝機發(fā)展提供有力支撐咙边。在發(fā)改委 2021 年 7 月《關(guān)于鼓 勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》中，明確提出 了超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的可再生能源裝機規(guī)模琉雳，按照功率 15%的掛鉤比 例配建調(diào)峰能力样眠。在新能源消納壓力逐步增加的背景下，去年下半年以來各地也 逐步明確了新能源強制配儲的要求翠肘。

光伏電站配儲目前仍不具備經(jīng)濟，共享儲能優(yōu)于自建儲能辫秧。假設(shè)光伏電站年利用 小時數(shù) 1300 小時束倍，限電率 5%的情況下，配儲比例 15%，配儲時長 2 小時的情況 下绪妹，儲能系統(tǒng)年工作天數(shù) 330 天的情況下甥桂，通過自建方式為光伏電站配置儲能盈 利能力降低，IRR 相較不配儲的情況下降 1.32%邮旷；如果通過租賃共享儲能的方式 完成電站配儲黄选，在租金 300 元/kw/年的情況下，IRR 為 5.69%婶肩，雖然仍舊低于不配 儲的情況办陷，但是相較于自建儲能 IRR 提升 0.28%。

共享儲能具有易于調(diào)度律歼、質(zhì)量可控民镜、收益多元等多重優(yōu)勢。與“1 對 1”的傳統(tǒng)儲 能項目相比险毁，“1 對 N”的共享儲能將顯著縮短投資回收周期制圈，提高項目收益率。1） 成本：規(guī)模效應(yīng)下降低配儲建設(shè)成本畔况，節(jié)省日常運維成本鲸鹦，促進新能源科學消納；2）收入：“一站多用”參與調(diào)峰調(diào)頻等電力輔助服務(wù)跷跪，租金收入疊加補貼收入馋嗜， IRR 有望達到 8%以上。未來隨著技術(shù)進步疊加規(guī)模效應(yīng)域庇，共享儲能度電成本在 “十五五”期間將接近抽蓄水平嵌戈，收益前景可觀。目前已公示共享儲能項目總規(guī)模超 12GW/24GWh听皿。截至 2021 年底熟呛，共有 84 個 共享儲能項目通過備案或公示，主要分布在內(nèi)蒙古等 9 個省份尉姨，項目總規(guī)模超 12GW/24GWh庵朝。其中湖北省項目數(shù)目最多，共 24 個又厉。同時九府，共享儲能單個項目規(guī) 模越來越大，配套時長在 2 到 4 小時覆致，目前已有 7 個項目規(guī)模達到 1GWh侄旬，其中 6 個位于河北省，1 個位于寧夏省煌妈。

多地政策明確提出發(fā)展共享儲能儡羔。2021 年寧夏宣羊、青海、山東等七省先后在政策中 明確提出建設(shè)發(fā)展共享儲能汰蜘，義烏市也發(fā)布細則鼓勵推廣共享儲能商業(yè)模式仇冯。

電網(wǎng)側(cè)的儲能主要用于支持可再生能源并網(wǎng)和電力輔助服務(wù)。電力輔助服務(wù)是指 為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行族操，保證電能質(zhì)量苛坚，促進清潔能源消納，除正常電能 生產(chǎn)色难、輸送泼舱、使用外，由火電莱预、水電柠掂、核電、風電依沮、光伏發(fā)電涯贞、光熱發(fā)電、抽水 蓄能危喉、自備電廠等發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體宋渔，電化學、壓縮空氣辜限、飛輪等新型儲能皇拣，傳統(tǒng) 高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷薄嫡、電動汽車充電網(wǎng)絡(luò)等能夠響應(yīng)電力調(diào)度指 令的可調(diào)節(jié)負荷（含通過聚合商氧急、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務(wù)。電力輔助服務(wù)遵循“誰提供毫深、誰獲利吩坝；誰受益、誰承擔”的原則哑蔫。為電力系統(tǒng)運 行整體服務(wù)的電力輔助服務(wù)钉寝，補償費用由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、市場化電力用戶等并 網(wǎng)主體共同分攤闸迷；為特定發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體或特定電力用戶服務(wù)的電力輔助服務(wù)嵌纲， 補償費用由相關(guān)發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體或相關(guān)電力用戶分攤。
獨立儲能參與調(diào)峰暫時不具備經(jīng)濟性腥沽。電價市場化改革是未來重要方向逮走，以山東 省 100MW/200MWh 獨立儲能電站為例，不考慮容量租賃的情況下今阳，假設(shè)儲能系 統(tǒng)循環(huán)壽命 6000 次言沐，年調(diào)用次數(shù) 300 次邓嘹，EPC 成本參考近期中標價格假設(shè)為 2 元/Wh酣栈，在峰谷價差為 0.6 元/KWh 的情況下险胰，IRR 僅為 2.32%，獨立儲能單獨參 與調(diào)峰的經(jīng)濟性較差矿筝。

獨立儲能參與調(diào)峰經(jīng)濟性的實現(xiàn)仍需較大優(yōu)化起便。在 8%的內(nèi)含回報率的要求下，以 目前 0.6 元/KWh 峰谷價差測算窖维，EPC 成本需要降至 1.3 元/Wh 左右時才能具備經(jīng) 濟性榆综；如果假設(shè) 2 元/Wh 的 EPC 成本不變的話，對應(yīng)峰谷價差超過 0.9 元/KWh 的時候獨立儲能調(diào)峰也將具備經(jīng)濟性铸史，目前仍有較大優(yōu)化空間鼻疮。

容量租賃有助提升收益率。獨立儲能可以通過將容量租賃給新能源發(fā)電企業(yè)琳轿，獲 取穩(wěn)定租金收益來提升自身回報率判沟。在目前 15 萬元/MW 的租賃價格，20%出租 比例的情況下崭篡，獨立儲能電站 IRR 可以提升至 4.80%挪哄。

獨立儲能電站調(diào)頻經(jīng)濟性更優(yōu)。以山東省 30MW/30MWh 獨立儲能電站為例琉闪，假 設(shè)電池壽命 10 年迹炼，有效調(diào)頻響應(yīng)持續(xù)時間和間隔時間分別為 3 分鐘和 2 分鐘，調(diào) 頻綜合指標 K 為 1颠毙，里程補償標準 8 元/MW斯入，年運行天數(shù) 330 天，參考上半年調(diào) 頻電站中標價格蛀蜜，假設(shè) EPC 單價 2.3 元/Wh 的情況下刻两，獨立儲能電站調(diào)頻 IRR 可 以達到 16.81%，經(jīng)濟性相較于調(diào)峰明顯改善涵防。

用戶側(cè)儲能主要盈利模式：1）需量電費管理及動態(tài)增容闹伪。大工業(yè)用電實行兩部制電價，由基本電價壮池、電度電 價和功率因數(shù)調(diào)整電費三部分構(gòu)成偏瓤，基本電價取決于最大需量或變壓器容量。儲 能系統(tǒng)安裝可以降低峰值功率需求椰憋，節(jié)約基礎(chǔ)電費厅克。儲能系統(tǒng)的應(yīng)用也可以平抑 波谷，避免變壓器增容橙依。

2）需求響應(yīng)证舟。電網(wǎng)通過調(diào)度使用用戶儲能系統(tǒng)硕旗，平衡電網(wǎng)需求和負荷，并給予補 償?shù)哪Ｊ脚稹Ｒ郧捌诎l(fā)布細則的廣州市為例漆枚，補貼費用通過有效響應(yīng)電量、補貼標 準和響應(yīng)系數(shù)共同確定抵知。目前需求響應(yīng)在國內(nèi)還處于應(yīng)用早期墙基。

3）電價套利。峰谷套利是用戶側(cè)儲能最基礎(chǔ)的盈利模式刷喜，通過電價谷時充電辅搬，峰 時放電獲取峰谷電價差收益實現(xiàn)盈利共虑；對于分布式新能源發(fā)電配儲网沾，可以通過在 發(fā)電系統(tǒng)出力高峰期存儲余電扎瓶，并在發(fā)電系統(tǒng)出力低谷期放電，平滑出力波動浊闪， 實現(xiàn)用電電價和余電上網(wǎng)電價套利恼布，增加分布式發(fā)電系統(tǒng)收益。電價套利是現(xiàn)階段戶用儲能主流應(yīng)用模式规揪。國內(nèi)用戶側(cè)儲能以工商業(yè)和產(chǎn)業(yè)園為主桥氏。2021 年國內(nèi)新型儲能中用戶側(cè)儲能占比 達到 24%，重要性愈發(fā)凸顯猛铅，細分應(yīng)用場景來看字支，國內(nèi)工商業(yè)和產(chǎn)業(yè)園占據(jù)了絕 對主力，合計占比超過 80%奸忽，是用戶側(cè)應(yīng)用的主流用途堕伪。

完善分時電價機制，進一步擴大峰谷價差栗菜。2021 年 7 月欠雌，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于 進一步完善分時電價機制的通知》，規(guī)定峰谷電價價差原則上不低于 4:1疙筹，尖峰電 價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例不低于 20%富俄。目前我國共有 28 個省份發(fā)布了分時 電價政策，其中其中廣東重慶可達 0.95 元/kwh而咆。國內(nèi)用戶側(cè)儲能初步具備經(jīng)濟性霍比。以廣東 20MWh 用戶側(cè)儲能電站為例，假設(shè) EPC 價格為 2 元/Wh暴备，在每天兩充兩放的情況下悠瞬，全生命周期 IRR 可達 9.27%，如果 EPC 單價可以降至 1.5 元/Wh，對應(yīng) IRR 可以提升至 16.94%浅妆，國內(nèi)用戶側(cè)儲能已 經(jīng)初步具備經(jīng)濟性望迎。

2022 年以來國內(nèi)儲能迎來跨越式發(fā)展。2022 年初以來凌外，國內(nèi)新增儲能招標容量呈 現(xiàn)跨越式發(fā)展局面辩尊，下半年以來更是不斷加速頻創(chuàng)新高。受上游原材料趴乡，尤其是 鋰電池材料價格上漲的影響对省，今年以來 EPC 招標均價穩(wěn)定在 1.75 元/Wh 以上，設(shè) 備招標均價維持在 1.5-1.6 元/Wh晾捏，相較于去年年底有所提升。

未來隨著成本持續(xù)下降及商業(yè)模式日益成熟哀托，儲能市場發(fā)展?jié)摿薮蟮胄痢ｎA(yù)計今年 全球新增裝機容量將達 35.5GWh，未來有望持續(xù)保持高增長仓手，預(yù)計 2025 年新增 裝機約 300GWh胖齐，2021-2025 年 CAGR 達 97.2%。

分地區(qū)來看嗽冒，中國市場是儲能裝機貢獻的重要來源呀伙。主要在電源側(cè)配套儲能驅(qū)動 下，今年國內(nèi)儲能需求有望達 10.1GWh添坊，預(yù)計到 2025 年有望超過超 100GWh剿另，國 內(nèi)純干裝機高速成長。海外除了電源側(cè)配儲發(fā)力外贬蛙，用戶側(cè)裝機同樣潛力十足雨女， 其中戶儲及工商業(yè)均有較大增長空間。預(yù)計今年海外儲能需求有望達 25.4GWh阳准， 2025 年接近 200GWh氛堕。

4、成本安全仍需突破野蝇，儲能優(yōu)化重在技術(shù)進步
4.1讼稚、儲能技術(shù)多樣，形式仍待突破

提升儲能的安全性和經(jīng)濟性绕沈，核心方向在于技術(shù)進步锐想。儲能技術(shù)主要分為電儲能和熱儲能，電儲能包括物理形式的抽水蓄能七冲、壓縮空氣 儲能痛倚、飛輪儲能、超級電容器等澜躺，以及化學形式的氫儲能蝉稳、電化學形式的鋰離子 電池抒蚜、鉛蓄電池、液流電池等耘戚。

衡量不同儲能技術(shù)的指標主要包括額定功率嗡髓、響應(yīng)速度等。在不同儲能技術(shù)中收津， 電化學儲能響應(yīng)速度快饿这，其中鋰離子電池、鉛酸電池響應(yīng)時間均為 1s-1min撞秋。抽水 蓄能響應(yīng)時間較長长捧，但是能夠?qū)崿F(xiàn)大功率存儲。根據(jù)儲能時長的不同要求吻贿，儲能 技術(shù)又可以區(qū)分為四種應(yīng)用類型：容量型（≥4h）串结、能量型（約 1-2h）、功率型（≤ 30min）和備用型（≥15min）舅列。在不同儲能技術(shù)中肌割，電化學儲能和氫儲能的功率和周期覆蓋范圍最為靈活。電池 儲能功率可以在 1kW-100MW 以上帐要，可存儲周期可達數(shù)天把敞；氫能及衍生氣體可以 在保證經(jīng)濟性的條件下實現(xiàn)大規(guī)模長周期儲能；可存儲氫能規(guī)模在 0.1-1000MW榨惠， 可存儲時長為 1 小時到數(shù)周奋早。

綜合成本、響應(yīng)時間冒冬、功率靈活性來看伸蚯，電化學儲能是目前的優(yōu)質(zhì)儲能技術(shù)選擇。

電化學儲能系統(tǒng)主要包括：電池系統(tǒng)简烤、電池管理系統(tǒng) BMS剂邮、儲能變流器 PCS、能 量管理系統(tǒng) EMS 等横侦，成本占比分別為 60%挥萌、5%、20%枉侧、10%引瀑。儲能電池主要以 LFP 電池為主。從儲能技術(shù)類別來看榨馁，鋰離子電池具有污染小憨栽、 儲能密度高、充放電效率高、響應(yīng)速度快屑柔、產(chǎn)業(yè)鏈完整等優(yōu)點屡萤，是最近幾年發(fā)展 最快的電化學儲能技術(shù)。隨著其成本的逐步下降掸宛，鋰離子電池的經(jīng)濟性開始凸顯死陆， 新增電池儲能越來越多采用鋰離子電池，并逐步替代存量鉛蓄電池唧瘾，在儲能市場 的運用更加廣泛措译。

4.2、降本路徑清晰饰序，產(chǎn)業(yè)鏈待完善

鈉電池與鋰電池結(jié)構(gòu)類似领虹，可借鑒鋰電池產(chǎn)業(yè)化經(jīng)驗。鈉離子電池與鋰離子電池 均屬于可充電電池菌羽，都遵循脫嵌式工作原理掠械，主要結(jié)構(gòu)都包括正極、負極注祖、集流 體、電解液和隔膜均唉。當鈉離子電池充電時是晨，鈉離子從正極脫出，經(jīng)過電解液和隔 膜到達負極并嵌入舔箭，使正極電勢高于負極罩缴，外電路電子從正極進入負極；放電過 程則與之相反层扶。正因為鈉電池在架構(gòu)方面與鋰電池的高度相似箫章，因此二者可以實 現(xiàn)在電池生產(chǎn)設(shè)備、工藝方面的兼容和產(chǎn)線的快速切換镜会。理論能量密度上限低于三元鋰電池檬寂，但能量密度區(qū)間與磷酸鐵鋰電池有重疊。鈉 離子電池能量密度為 70-200Wh/kg戳表，與 NCM 三元鋰電池 240-350Wh/kg 范圍無重 合桶至，遠高于鉛酸電池的 30-50Wh/kg；理論上高能量鈉電池和 LFP 鋰電池在同一水 平匾旭，固態(tài)鈉電池的理論能量密度甚至有望超過 400Wh/kg镣屹，但是現(xiàn)階段能夠投入量 產(chǎn)的鈉電池能量密度尚未突破 160Wh/kg 水平。

鈉離子提升能量密度的高確定性長期技術(shù)路徑是“液態(tài)→半固態(tài)→固態(tài)電解質(zhì)”价涝， 液態(tài)電池階段正極材料的技術(shù)突破也為能量密度提供進步空間女蜈。僅從能量密度的 角度考慮，鈉電池有望首先替代鉛酸和磷酸鐵鋰電池主導的低速電動車、儲能等 市場伪窖，短期內(nèi)難以撬動消費電子和動力電池領(lǐng)域的市場逸寓。

安全性高，高低溫性能優(yōu)異惰许。鈉離子電池在高低溫測試中均顯示出較好的容量保 持率席覆。由于鈉離子電池內(nèi)阻略高導致瞬間發(fā)熱量少，其在過充汹买、過放佩伤、短路、針 刺晦毙、擠壓等測試中也未出現(xiàn)起火或爆炸生巡，安全性和穩(wěn)定性為鈉電池開拓高寒和運 輸相關(guān)市場〖剩快充優(yōu)勢顯著孤荣，循環(huán)壽命長⌒氪В快充能力方面盐股，鈉離子的斯托克斯直徑比鋰離子更 小，相同濃度的電解液離子電導率高出 20%耻卡，或者為達到同樣離子電導率允許使 用更低濃度電解液疯汁；鈉離子的溶劑化能比鋰離子更低，具有更好的界面離子擴散 能力卵酪。循環(huán)壽命方面幌蚊，鈉電池的理論循環(huán)可達到 10000 次，現(xiàn)階段在 3000-6000 次 左右溃卡，基本相當于磷酸鐵鋰電池溢豆。

成本節(jié)點已至，能量密度驅(qū)動降本瘸羡。鈉離子電池的材料成本相比于鋰離子電池有 30-40%的下降空間漩仙。根據(jù)中科海鈉提供的數(shù)據(jù)，銅基鈉離子電池的材料成本約為 0.26 元/Wh最铁，低于磷酸鐵鋰電池讯赏。鈉離子電池與鋰離子電池的材料成本差異主要 體現(xiàn)在：1）正極銅鐵錳氧化物的成本為磷酸鐵鋰的 1/2 左右；2）煤基碳負極材料成本不到鋰電池石墨的 1/10冷尉；3）鈉電池可使用低濃度電解液降低電解液成本漱挎；4）同等容量的鈉電池中鋁箔集流體成本是鋰電池鋁箔+銅箔集流體的 1/3。

電池廠商加速鈉離子電池布局雀哨。在鋰資源價格持續(xù)高位背景下磕谅，鈉離子電池成本 優(yōu)勢更為凸顯私爷，且鈉離子電池生產(chǎn)過程與鋰電池較為相似，切換難度低膊夹，主流電 池廠商都在加速對鈉離子電池的研發(fā)布局衬浑。

4.3、釩電池：安全性優(yōu)勢顯著放刨，成本仍待優(yōu)化

全釩液流電池技術(shù)逐漸成熟工秩。釩電池全稱為全釩液流電池，屬于液流電池的一種进统， 目前技術(shù)已逐漸成熟助币，憑借其獨特的安全性和度電成本的優(yōu)勢，被視為在中大型 儲能領(lǐng)域最具應(yīng)用前景的電化學儲能技術(shù)之一螟碎。

1985 年眉菱，全釩液流電池首次被新南威爾士大學提出，并于 1988 年開發(fā)出 1kW 的全釩液流電池堆掉分。2002 年俭缓，攀鋼與中南大學合作釩電池研發(fā)，全釩液流電池在國 內(nèi)開啟了商業(yè)化探索酥郭，2006 年中科院大連化學物理研究所成功研制出 10kW 電堆华坦， 2009 年北京普能收購了加拿大 VRB power system 公司，掌握著全釩液流電池的 核心專利權(quán)不从。2020 年季春，大連、北京等地全釩液流電池儲能示范項目相繼開始建設(shè)消返， 2022 年 5 月，大連 100MW/400MWh 液流電池儲能示范項目成功并網(wǎng)耘拇，并將于同 年 8 月正式投入商業(yè)運行撵颊，這標志著釩電池技術(shù)的規(guī)模化已經(jīng)進入發(fā)展快車道 惫叛。釩電池具有無固態(tài)反應(yīng)倡勇、電極物質(zhì)結(jié)構(gòu)形態(tài)不改變的特點。在一定程度上釩電池 和燃料電池原理類似嘉涌，將電解液分別儲存在兩個分開的反應(yīng)儲罐中妻熊， 隨著電解液 的流動而分別進入到氧化反應(yīng)儲室和還原反應(yīng)儲室進行反應(yīng)，兩個反應(yīng)儲室之間 用隔膜隔開仑最。這種液流儲能電池的能量效率取決于氧化反應(yīng)和還原反應(yīng)之間的電 壓差扔役、活性物質(zhì)的濃度以及不同條件下的極化損失， 因此電解液的性能是整個液 流電池最重要的影響因素警医。正極電解液由 V(V)和 V(IV)離子溶液組成亿胸，負極電解 液由 V(Ⅱ)和 V(Ⅲ)離子溶液組成坯钦。電池充電后，正極物質(zhì)為 V(Ⅴ) 離子溶液侈玄，負 極為 V(Ⅱ)離子溶液婉刀；放電后，正序仙、負極分別為 V(IV)和 V(III)離子溶液突颊，電池內(nèi) 部通過 H+導電。電解液決定容量潘悼，電堆決定功率律秃。全釩液流電池儲能容量的大小取決于電解液的 體積和釩離子的濃度，電解液的濃度越高挥等、體積越大友绝，可參與反應(yīng)的釩離子就越 多，可儲存的電能越多肝劲。倍率由電堆的電極面積大小決定迁客，電堆電極面積越大， 釩離子和電極的有效接觸面積越大辞槐，可通過的電子越多掷漱，電流越大，即倍率榄檬。

全釩液流電池具備多維度優(yōu)勢：高安全：全釩液流電池的釩離子存在硫酸水溶液中卜范，而鋰電池的電解液為易燃的 有機溶劑，釩電池發(fā)生過熱鹿榜、爆炸的可能性較低海雪。雖然長時間運行可能導致離子 傳導膜發(fā)生破裂，正負極活性物質(zhì)發(fā)生互混舱殿，也不會引起短路導致熱失控出現(xiàn)奥裸。系統(tǒng)運行過程中，電解液通過泵在電堆和電解液儲罐之間循環(huán)流動沪袭，電堆產(chǎn)生的 熱量可以通過電解液循環(huán)有效地排出湾宙。全釩液流電池液態(tài)均勻分布的特性使單體電池間一致性好，消除了因為電池一致性差導致的系統(tǒng)安全性問題冈绊。易擴展：功率和容量模塊相互獨立侠鳄。全釩液流電池的功率由電堆中的電極規(guī)格和 數(shù)量決定，容量由電解液的濃度和體積決定死宣。因此伟恶，功率的擴容可通過增大電堆 中電極的數(shù)量和增大電堆面積實現(xiàn)，容量的提高可通過增加電解液體積實現(xiàn)十电。功 率和容量相互獨立知押，使得設(shè)計更加靈活叹螟。

使用壽命長：全釩液流電池充放電過程中。釩離子僅發(fā)生價態(tài)變化台盯，不與電極或 其他材料發(fā)生固相反應(yīng)罢绽，100%的深度放電對電池壽命沒有影響。靜止狀態(tài)下静盅，正 負極電解液分別儲存在儲液罐中良价，不會出現(xiàn)自放電。釩液電池的充放電循環(huán)壽命 可達 13000 次以上蒿叠，日歷壽命超過 15 年明垢。日本住友電工制造的 25 kW 的全釩液 流電池模塊在實驗室中運行，充放電循環(huán)次數(shù)超過 16000 次市咽。電解液易回收痊银，環(huán)保&經(jīng)濟性好：全釩液流電池電解液中僅發(fā)生價態(tài)變化，無其 他副反應(yīng)施绎，長期使用后仍保持活性溯革，可循環(huán)回收和再生利用。電解液回收可帶來 經(jīng)濟效應(yīng)谷醉，大幅降低電解液成本致稀。低成本：長時儲能全生命周期的成本優(yōu)于鋰電池。

全釩液流電池的缺點：初次安裝成本高俱尼。由于尚未規(guī)亩兜ィ化商用， 且受制于設(shè)備遇八、產(chǎn)能以及高額的前期投 入矛绘，目前液流電池成本仍舊偏高，安裝成本較高意味著全釩液流電池初期投資較 大刃永，這在一定程度上限制了其產(chǎn)業(yè)化發(fā)展蔑歌。另外，正常使用情況下揽碘，每隔兩個月 就要由專業(yè)人士進行一次維護，高頻次的維護使其難以在用戶側(cè)廣泛應(yīng)用园匹。釩電 池仍面臨巨大的價格壓力雳刺。隨著政策推進，釩電池形成規(guī)穆阄ィ化掖桦、集群化產(chǎn)業(yè)后， 電池成本有望進一步下降供汛。低能量密度和低效率枪汪。目前全釩液流電池的能量密度僅有 20~50Wh/kg涌穆，不足磷酸 鐵鋰電池的 1/3。釩電池需要用泵來維持電解液在電堆中流動雀久，能耗較大宿稀，能量轉(zhuǎn) 化效率最高為 85％，低于鋰電池的 90％赖捌。工作溫度區(qū)間較窄祝沸。全釩液流電池理想的工作環(huán)境為 5~45℃，超出此范圍需要熱 管理系統(tǒng)加熱或冷卻越庇。一旦高于這個溫度罩锐，正極溶液中就將析出沉淀物堵塞流道， 使其報廢卤唉。同時涩惑，溫度不能低于電解液的冰點，溫度過低會導致電解液凝固桑驱，而 溫度過高則會導致溶液中的 V5+形成 V2O5 析出竭恬，從而堵塞電解液通道，導致電 池報廢碰纬。