中國儲能網(wǎng)訊：一、多種儲能路線進入發(fā)展快車道
在全球碳中和目標下，清潔能源將逐步替代化石能源，風電、光伏發(fā)電將成為清潔 能源的絕對主力，裝機量持續(xù)高增。但是，新能源發(fā)電具有不穩(wěn)定性、隨機性、間歇性 的問題，對電網(wǎng)頻率控制提出了更高的要求，隨著新能源發(fā)電占比的的提高，整個電力 系統(tǒng)的電力電量平衡模式也需要重構。新型電力系統(tǒng)中，儲能將成為至關重要的一環(huán)， 是新能源消納以及電網(wǎng)安全保障必要保障，在發(fā)電側、電網(wǎng)側、用電側都會得到廣泛的 應用，需求空間廣闊。
1.1 儲能政策密集出臺
2017-2020年，電網(wǎng)響應能源局、發(fā)改委降低棄風棄光率的決策，充分利用電力體系的靈活性資源消納新能源，使得棄風棄光率下降到2%。同時電網(wǎng)壓力凸顯，部分省份開始要求電源側配置儲能。2021年，多個儲能行業(yè)的重磅文件公布，儲能等迎來歷史性發(fā)展機遇。
《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》厘定了抽水蓄能電站的價格機制， 使得抽蓄電站具備了商業(yè)化條件；《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出到2025 年，新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。健全“新能源+儲能”項目激勵機制。 2021 年8月9日，發(fā)改委出臺《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī) 模的通知》明確了風光發(fā)電保障性規(guī)模和市場化規(guī)模配儲的要求。
《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》強調了 儲能重要性，規(guī)定了市場化規(guī)模要求自行配置15%*4小時，保障性規(guī)模由電網(wǎng)負責消納， 未對保障性規(guī)模內的配儲作出具體要求，但是我國絕大多數(shù)省份都已經對風電、光伏電 站相關儲能設施建設要求，多數(shù)省份要求強制建設10%-20%功率，時長2小時的儲能。在 強制配儲政策的刺激下，我國儲能行業(yè)需求出現(xiàn)了井噴現(xiàn)象，行業(yè)快速壯大。
1.2 多種儲能進入發(fā)展期
從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應用場景可以分為發(fā)電側、輸配電側和用電側三 大場景，除此之外的應用還包括輔助服務、分布式發(fā)電與微網(wǎng)等。 從發(fā)電側的角度看，由于不同的電力來源對電網(wǎng)的不同影響，以及負載端難預測導 致的發(fā)電和用電的動態(tài)不匹配，發(fā)電側對儲能的需求場景類型較多，包括能量時移、容 量機組、負荷跟蹤、系統(tǒng)調頻、備用容量、可再生能源并網(wǎng)等六類場景。
從輸配電側的角度看，儲能在輸配側的應用主要是緩解輸配電阻塞、延緩輸配電設 備擴容及無功支持三類，相對于發(fā)電側的應用，輸配電側的應用類型少，同時從效果的 角度看更多是替代效應。 從用電側的角度看，用電側是電力使用的終端，用戶是電力的消費者和使用者，發(fā)電及輸配電側的成本及收益以電價的形式表現(xiàn)出來，轉化成用戶的成本，因此電價的高 低會影響用戶的需求。
物理類儲能的應用形式有抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能。目前最成熟的大規(guī) 模儲能方式是抽水蓄能，其基本原理是電網(wǎng)低谷時利用過剩電力，將作為液態(tài)能量媒體 的水從低標高的水庫抽到高標高的水庫，電網(wǎng)峰荷時高標高水庫中的水回流到下水庫推 動水輪發(fā)電機發(fā)電。
電氣類儲能的應用形式有超級電容器儲能和超導儲能。其中，超導儲能是利用超導體的電阻為零特性制成的儲存電能的裝置，其不僅可以在超導體電感線圈內無損耗地儲 存電能，還可以通過電力電子換流器與外部系統(tǒng)快速交換有功和無功功率，用于提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性、改善供電品質。
電化學類儲能主要包括各種二次電池，有鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流 電池等。這些電池多數(shù)技術上比較成熟，近年來成為關注的重點，并有許多實際應用。
熱儲能有許多不同的技術，如熔融鹽儲能，其可進一步分為顯熱儲存和潛熱儲存等。 在一個熱儲能系統(tǒng)中，熱能被儲存在隔熱容器的媒質中，以后需要時可以轉化回電能， 也可直接利用而不再轉化回電能。
化學類儲能主要是指利用氫或合成天然氣作為二次能源的載體。利用待棄掉的風電 制氫，通過電解水將水分解為氫氣和氧氣，從而獲得氫。以后可直接用氫作為能量的載體，再將氫與二氧化碳反應成為合成天然氣（甲烷），以合成天然氣作為另一種二次能量 載體。
儲能技術被廣泛應用于提升電網(wǎng)輸出與負荷匹配度，降低電網(wǎng)輸出波動，減少電能 損耗，以提升能源利用效率。各種儲能技術特性存在較為顯著的差別，適用范圍也有較 大的區(qū)別，飛輪與超級電容器儲能主要應用于工業(yè)生產中對電壓波動較為敏感的精密制造與通信、數(shù)據(jù)中心等行業(yè)，抽水蓄能主要應用于大電網(wǎng)的輸配電環(huán)節(jié)，而化學儲能則 更多運用于光、風發(fā)電等波動較大的可再生能源發(fā)電側、中小型智能變電站和用電側。
儲能技術種類繁多，特點各異。實際應用時，要根據(jù)各種儲能技術的特點以及對優(yōu) 缺點進行綜合比較來選擇適當?shù)募夹g。各類儲能均具有獨特屬性，氫儲能更適宜季節(jié)性 調峰；抽蓄、壓縮空氣儲能、燃料電池、電化學儲能等更適合小時級調峰；超級電容等 則更適合秒級調頻需求。 各類儲能技術中，抽水蓄能是應用最為成熟；儲熱技術也已處于規(guī)?；瘧秒A段， 目前我國火電靈活性改造大部分采取儲熱技術；鋰離子電池儲能開始近兩年得到了飛速 應用；壓縮空氣以及液流電池也迎來了商業(yè)化應用。
二、抽水蓄能：巨量項目開工建設
2.1 抽水蓄能是最為成熟的儲能技術
抽水蓄能是在我國普遍運用的一種穩(wěn)定可靠的儲能方式，抽水蓄能電站一般由上水 庫、下水庫和可逆式水泵水輪機組成。在用電低峰期時，可逆式水泵水輪機作為水泵， 利用低價值電能將水從下水庫抽至上水庫，作為水的勢能儲存；用電高峰期時則將可逆 式水泵水輪機作為水輪機，在上水庫開閘放水，將水的勢能轉換為高價值電能。
抽水蓄能具有技術優(yōu)、成本低、壽命長、容量大、效率高等優(yōu)點。由于抽水蓄能電 站運行模式是將能量在電能和水的勢能之間轉換，其儲能容量主要取決于上下水庫的高 度差和水庫容量，由于水的蒸發(fā)滲漏現(xiàn)象導致的損失幾乎可以忽略不計，抽水蓄能的儲 能周期得以無限延長，可適應各種儲能周期需求，系統(tǒng)循環(huán)效率可達70%-80%。與此同時， 建設完成后的抽蓄電站壩體可使用100年左右，電機設備等預計使用年限在40-60年左右。
抽水蓄能是最為成熟、現(xiàn)有規(guī)模最大的儲能技術。抽水蓄能是世界上最早開始應用 的儲能技術，我國早在20世紀60、70年代就開始試點開發(fā)抽數(shù)蓄能電站，并于80、90年 代先后建成了廣州、十三陵等大型抽蓄電站。由于其技術的先進性和成熟性，抽水蓄能 在我國得到大規(guī)模應用。截至2021年底，我國儲能裝機總規(guī)模達到46.1GW，其中抽水蓄 能占比86.3%。
2.2 成本測算：當前最為經濟的儲能方式
為探究抽水蓄能電站經濟性，我們對抽水蓄能電站儲能度電成本進行了測算。
抽水蓄能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:
（1） 初始投資成本假設：抽數(shù)蓄能電站初始投資成本包括建設及購買設備成本 等工程投建初期的一次性投入，綜合多種文獻，抽數(shù)蓄能電站初始投資成 本在5.5-7元/瓦之間。我們假設初始投資成本為6元/瓦。
（2） 年度運維成本假設：抽水蓄能電站相比其他儲能方式所需的維修保養(yǎng)成本 更高，每年運維成本在0.05-0.08元/W。我們假設運維成本為0.06元/W。
（3） 系統(tǒng)殘值率、系統(tǒng)壽命假設：抽水蓄能電站基建成本占比較高，基建設施 一般壽命可達55年，但是電站在運行過程中因為零件老化等原因需要替換 部分零件；一般運營7300次需要替換一次。我們的測算模型對其進行了一 定簡化，暫不考慮零部件替換，假設在電站投資為一次性投資，壽命為30 年，殘值為10%，每年運行次數(shù)400次。
（4） 其他假設：假設放電深度100%，儲能循環(huán)效率75%。
根據(jù)以上假設測算可得，在初始投資成本6元/W，年均循環(huán)次數(shù)400次，儲能循環(huán)效 率75%，儲能系統(tǒng)壽命為30年的假設下，抽水蓄能儲能度電成本約為0.31元/kWh。
上述簡化模型中，我們對抽水蓄能電站做了較為保守的參數(shù)預計，假設壽命為30年， 而實際上抽水蓄能電站基礎設施可使用年限將超過50年，另外對于200MW/1000MWh的儲能 電站的實際年充放電次數(shù)也可高于400次/年。 下面我們對抽水蓄能儲能度電成本的敏感性分析，考慮抽水蓄能電站初始投資成本 與項目選址密切相關，后期新建項目選址經濟性下降，初始投資成本可能將會上升，另 外電站實際循環(huán)次數(shù)假定在300-500次之間。我們預計不考慮充電成本的前提下，常規(guī)抽 水蓄能電站LOCE范圍為0.23- 0.34元/kWh。
2.3 兩部制電價托底，巨量項目入場
兩部制電價政策基本形成成本托底。2021年5月7日國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于進一 步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》〔2021〕633號，進一步明確了抽水蓄能兩部制電 價政策，即以競爭性方式形成電量電價以及容量電費納入輸配電價回收機制，容量電費納入輸配電價回收給抽蓄電站的初始建設成本形成托底。 在抽水發(fā)電運營方面，在未建立現(xiàn)貨市場區(qū)域，抽水蓄能電站按照75%燃煤基準價用 電，發(fā)電時段按基準價上網(wǎng)，而電站能效轉化75%左右，電站收益成本基本持平。在電力 現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結算， 抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價、不承擔政府性基金及附加，在當前峰谷電價價 差高達0.6-1元情況，抽水蓄能電站可以獲得較好的盈利。
政策驅動下，全國各省市迅速布局抽水蓄能項目。2022年1月以來，已經有20個省份 公布了2022年省級重點建設項目名單。根據(jù)國際能源網(wǎng)統(tǒng)計，截至目前我國各省公布的 重點項目中，抽水蓄能累計裝機已達104.3GW，累計投資超6000億。
三、鋰離子電池儲能：正處于超級爆發(fā)周期
3.1 鋰電池電池儲能介紹
2021年我國電化學儲能裝機中，鋰離子電池占比高達89.7%，是目前技術比較成熟， 發(fā)展勢頭最為迅猛的儲能方式。鋰離子電池由正極、負極、隔膜和電解液組成，目前主 流產品正極常用鎳錳鈷三元材料或磷酸鐵鋰，負極多為石墨等碳素材料。鋰離子電池具 有能量密度大、沒有記憶效應、充放電快速、響應速度快等優(yōu)點，廣泛應用于風電光伏 等新能源發(fā)電側配儲和用戶側儲能項目。
鋰離子儲能產業(yè)鏈由上游設備商，中游集成商和下游終端用戶組成。其中設備包括 電池、EMS（能量管理系統(tǒng)）、BMS（電池管理系統(tǒng)）、PCS（變流器）；集成商包括儲能 系統(tǒng)集成和EPC；終端用戶則由發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側以及通信/數(shù)據(jù)中心組成。
PCS（儲能變流器）應用于能量轉換環(huán)節(jié)，可在用電高峰期將電池輸出的直流電轉換 為交流電送入電網(wǎng)，低谷期將電網(wǎng)的交流電轉換為直流電儲存，起到控制儲能電池組充 放電過程的作用。儲能變流器通過控制電能在電池組和電網(wǎng)之間的流動，起到削峰填谷、 平滑新能源出力時長波動、平衡晝夜用電分布差異等作用。 BMS（電池管理系統(tǒng)）主要負責電池的監(jiān)測、評估、保護以及均衡，保障儲能系統(tǒng) 的安全運行。
EMS（能量管理系統(tǒng)）將電池、儲能變流器、電池管理系統(tǒng)和其他儲能系統(tǒng)部件集 成為一個完整的系統(tǒng)，負責數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡監(jiān)控和能量調度，對電網(wǎng)進行監(jiān)控、分析、 運行和決策管理。 儲能電池是電化學儲能系統(tǒng)核心部分。目前市場上的主流電池根據(jù)技術路線不同， 大致可分為鋰離子電池、鉛碳電池、液流電池和鈉離子電池。不同技術路線的電池響應 速度、放電效率都不盡相同，也有各自的適用范圍和優(yōu)缺點。
3.2 電力應用帶動，鋰電儲能需求持續(xù)爆發(fā)
在新型電力系統(tǒng)中，儲能將成為至關重要的一環(huán)，是新能源消納以及電網(wǎng)安全保障 必要保障，在發(fā)電側、電網(wǎng)側、用電側都會得到廣泛的應用，需求空間廣闊。國內市場， 由于強制性配儲政策的推行，光伏集中式電站以及風電電站儲能配置率將激增，功率配 置比例以及配儲時長將逐步遞增。海外方面，儲能前期發(fā)展比國內快，將在經濟性考量 以及激勵政策推動下快速增加儲能配置率，2021年美、歐、澳等國家和地區(qū)皆出現(xiàn)爆發(fā) 性增長。
根據(jù)GGII統(tǒng)計，2021年國內儲能電池出貨量48GWh，其中電力儲能電池出貨量29GWh， 同比增長339%；而根據(jù)全球研究機構EVTank與伊維經濟研究院共2021年全球儲能電池出 貨量66.3GWh，同比增長132.6%，電力系統(tǒng)儲能是主要增量貢獻。
3.3 磷酸鐵鋰電池儲能成本分析測算
根據(jù)正極材料的不同，現(xiàn)行主流鋰離子電池有三元和磷酸鐵鋰兩類。磷酸鐵鋰電池 能量密度比三元材料低，同樣成本也較低。儲能領域對能量密度要求不高，成本低、壽 命長的磷酸鐵鋰電池更受青睞。 電池作為整個儲能系統(tǒng)中核心組成部分，成本占到整個儲能系統(tǒng)成本的50%，是儲能 系統(tǒng)后續(xù)降本的重要渠道。2021年我國磷酸鐵鋰電池儲能中標價格大多集中在1.2-1.7元 /Wh。而根據(jù)彭博新能源財經（BNEF）測算，2022年全球電化學儲能EPC成本約為261美元 /kWh（折合人民幣約1.66元/Wh），預計2025年將降至203美元/kWh（折合人民幣約1.29元 /Wh）。2021年以來大量EPC中標價格1.3-1.7元/kWh之間。（報告來源：未來智庫）
鋰離子電池全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:
（1） 初始投資成本假設：鋰離子電池初始投資成本包括能量成本，PCS、BMS、 EMS系統(tǒng)成本，建設成本以及其他成本。鋰離子電池儲能系統(tǒng)初始投資成本 由于項目區(qū)別具有一定差異，綜合近期鋰離子電池儲能項目中標價格，我 們假設初始投資單元成本為1.5元/Wh。
（2） 年度運維成本假設：運維成本包括電站運營期間的燃料動力費、以及為了 維持電站運營所必須的零部件更換、系統(tǒng)維護、人工費等費用，此類成本 根據(jù)儲能類型的不同大致占初始投資成本的1%-10%。鑒于鋰離子電池儲能 電站普遍采用遠程監(jiān)控與定期巡檢相結合的方式，人工費用相比其他電池 類型低，我們假設運維成本占初始投資成本的4%。
（3） 系統(tǒng)殘值率假設：系統(tǒng)殘值是儲能系統(tǒng)報廢的剩余價值減去處置成本所得到的凈值，根據(jù)電池類型不同占初始投資成本的3%-40%不等。其中磷酸鐵 鋰電池相較其他類型電池回收價值較低，我們假設其系統(tǒng)殘值率為5%。
（4） 系統(tǒng)壽命假設：鋰離子電池循環(huán)壽命為3500-5000次，我們假設其循環(huán)壽命 為4500次，年均循環(huán)次數(shù)500次，則系統(tǒng)壽命為9年。
（5） 其他假設：假設放電深度90%，儲能循環(huán)效率88%，壽命終止容量75%。
根據(jù)以上假設測算可得，在初始投資成本1.5元/Wh，年均循環(huán)次數(shù)500次，儲能壽命 為9年的假設下，鋰離子電池儲能系統(tǒng)度電成本約為0.67元/kWh。
降低初始投資成本、提高電池循環(huán)壽命、增強電池轉換效率等是降低儲能度電成本 的主要方式，目前鋰離子電池能效轉化率是所有儲能技術中最高的，而隨著技術進步， 其壽命將逐步增加，成本也有望繼續(xù)下降。
通過對不同初始投資成本以及循環(huán)壽命的假設，我們對其LCOS進行了敏感性分析， 當儲能壽命達到4900次循環(huán)，初始成本下降到1.3元/Wh，LCOS可降至0.48元/Wh。根據(jù)寧 德時代2025年發(fā)展目標，儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命達到10000次，能量效率達到98%，屆時鐵鋰 電池度電成本將可與抽水蓄能電站爭鋒。
四、壓縮空氣儲能：有望成為抽水蓄能電站的重要補充
4.1 空氣壓縮儲能系統(tǒng)介紹
壓縮空氣儲能是一種基于燃氣輪機發(fā)展而產生的儲能技術，以壓縮空氣的方式儲存 能量。儲能時段，壓縮空氣儲能系統(tǒng)利用風/光電或低谷電能帶動壓縮機，將電能轉化為 空氣壓力能，隨后高壓空氣被密封存儲于報廢的礦井、巖洞、廢棄的油井或者人造的儲 氣罐中；釋能時段，通過放出高壓空氣推動膨脹機，將存儲的空氣壓力能再次轉化為機 械能或者電能。 國內壓縮空氣儲能技術不斷進步，壓縮空氣儲能（CAES）、先進絕熱壓縮空氣儲能 （AA-CAES）、超臨界壓縮空氣儲能系統(tǒng)（SC-CAES）、液態(tài)壓縮空氣（LAES）等都有研究 覆蓋，500kW容量等級、1.5MW容量等級及10MW容量等級的壓縮空氣儲能示范工程均已建 成。
壓縮空氣系統(tǒng)構成。壓縮空氣主要由壓縮系統(tǒng)、膨脹系統(tǒng)、發(fā)電及以及儲氣罐四大 核心部分。根據(jù)同里500kW液態(tài)空氣儲能項目效果圖，目前先進的液態(tài)空氣儲能主要涉 及設備包括：1）壓縮機組，2）空氣凈化裝置，3）液化裝置及制冷膨脹機，4）儲液裝置，5）低溫泵，6）膨脹劑電機組，7）膨脹機電機組，8）儲熱裝置，9）蓄冷裝置，10） 溴化鋰冷熱雙供機組。
4.2 邁過試驗示范階段，商業(yè)化項目大規(guī)模上馬
國際上1978年建成德國漢特福海與1991年建成的美國阿拉巴馬商業(yè)化壓縮空氣儲能 電站為商業(yè)化電站。國內陸續(xù)進行了壓縮空氣、超臨界壓縮空氣、液態(tài)壓縮空氣儲能項 目的研發(fā)與建設?？諝鈮嚎s多數(shù)是為試驗示范項目，國內壓縮空氣儲能落地項目從千瓦 級起步，逐步突破了1-100MW級壓縮空氣儲能系統(tǒng)關鍵技術，分別于2013年在河北廊坊和 2016年在貴州畢節(jié)建成國際首套1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能示范項目，張家口國際首套100MW先進壓縮空氣儲能示范項目于2021年底順利并網(wǎng)，整體研發(fā)進程及系統(tǒng)性能均處 于國際領先水平。
2022年以來大功率項目開始快速上馬。2022年2月，湖北應城300MW（兆瓦）級壓縮 空氣儲能電站示范項目簽約活動；山東省泰安市推進開發(fā)600MW（20MW）級鹽穴壓縮空氣 儲能電站；葛洲壩能源重工有限公司擬位于瑞昌市投資約80億元，建設規(guī)模為 1000MW/6000MWh的壓縮空氣項目。
龍頭企業(yè)訂單飽滿。在空氣壓縮儲能技術研究與項目建設上，中科院工程熱物理研 究所、南網(wǎng)科研院新能源與綜合能源、清華大學電機系、中科院過程工程研究、國網(wǎng)全球能源互聯(lián)網(wǎng)研究院等儲能團隊是主要處于領先位置，其他參與到該領的機構還有杭氧、 川空集團、中鹽集團、中國華能、中國能建、葛洲壩等企業(yè)。
中科院工程熱物理研究所在我國空氣壓縮領域處于絕對領先位置，我國現(xiàn)存多數(shù)項 目使用的是其技術。中儲國能主要團隊來自中科院熱物理研究所，熱物理所將其在壓縮 空氣領域的知識產權注入到中儲國能，公司專業(yè)從事壓縮空氣儲能技術輸出以及設備制造的企業(yè)。 據(jù)其官網(wǎng)披露，公司已建成的15kW、1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能示范項目市場占 有率為94.9%。公司在湖北云應、內蒙古二連浩特、河南鞏義、河南平頂山、山東肥城、 陜西榆林、甘肅玉門、西藏的列入規(guī)劃的工業(yè)級項目36臺套，合同總價值超過50億元。
4.3 成本分析測算：有望成為抽蓄的重要補充
系統(tǒng)效率的提升以及成本的下降，是壓縮空氣儲能商業(yè)化發(fā)展的基礎。目前從已建 成和在建的項目來看，兆瓦級的系統(tǒng)效率可達 52.1%，10 兆瓦的系統(tǒng)效率可達 60.2%，百 兆瓦級別以上的系統(tǒng)設計效率可以達到 70%，先進壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率能夠逼近 75%。 系統(tǒng)規(guī)模增加后，單位投資成本也持續(xù)下降，系統(tǒng)規(guī)模每提高一個數(shù)量級，單位成本下 降可達 30%左右。
壓縮空氣儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設: 1）初始投資成本：綜合多種文獻，壓縮空氣初始投資成本在 6-7.5 元/瓦之間， 100MW 級別的成本預計可以達到 6000 元/kW 以下。我們假設 100MW/400MWh 的項目單位投 資成本為 6 元/W。 2）年度運維成本假設：壓縮空氣儲能所需的維修保養(yǎng)成本相對較高，每年需要2%左 右。我們假設運維成本為0.1元/W。 3）系統(tǒng)壽命假設：壓縮空氣產能電站的主體設施可以使用30-50年，我們這里保守 預測30年的運營壽命。 4）循環(huán)效率：壓縮空氣儲能系統(tǒng)的能量利用效率近年來快速上升，大容量電站效率 已經可以達到70%，先進儲能項目可以達到75%。5）循環(huán)次數(shù)：電站一般可以每天全容量沖放1-2次，對應年循環(huán)次數(shù)350-700次，循 環(huán)次數(shù)越高，系統(tǒng)度電成本越低。 6）貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現(xiàn)率。
初始投資和利用小時數(shù)的變化對度電成本的影響巨大，而隨著技術進步，初始投資 仍有下降空間；利用小時數(shù)主要看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數(shù)越高，成 本越低。在100MW/400MWh的系統(tǒng)中，初始投資5-6元/W、年循環(huán)次數(shù)達到450-600次的情 況下，度電成本區(qū)間為0.252-0.413元/kWh。
壓縮空氣儲能有望成為抽水蓄能電站的重要補充
壓縮空氣儲能之前受制于儲能效率較低，電量損耗成本較高，但是隨著技術進步， 大型電站投資儲能效率已經上升至70%-75%，略低于抽水蓄能電站，但是已經具有具備了 大規(guī)模商業(yè)化應用的條件。
與當前應用最為廣泛的抽水蓄能以及磷酸鐵鋰電池比較：1）壓縮空氣的度電成本依 然要略高于抽水蓄能，但是遠低于磷酸鐵鋰。雖然壓縮空氣儲能效率要低于鋰離子電池， 但是按照每度電增加0.06元/kWh的額外充電成本，壓縮空氣的儲能的綜合成本依然要大 幅低于鋰離子儲能。2）投資周期較抽水蓄能短，且單體投資規(guī)模限制小。壓縮空氣儲能 建設周期要短與抽水蓄能，方便項目的快速投產。另外，抽水蓄能電站一般在100萬千瓦 以上才有比較好的經濟性，而壓縮空氣10萬千瓦以上可以具備較好的商業(yè)性，項目單體 投資小，可進行靈活配置。 綜合看來，壓縮空氣儲能在能效得到提升后，有望成為抽水蓄能在大規(guī)模儲能電站 領域的重要補充。
五、鈉離子儲能：性能優(yōu)異，被寄予厚望
5.1 鈉離子電池性能優(yōu)異，被寄予厚望
近期以寧德時代和中科海鈉為代表的企業(yè)開始布局鈉離子電池，有望推動鈉離子電 池的商業(yè)化進程。鋰、鈉、鉀同屬于元素周期表IA族堿金屬元素，在物理和化學性質方 面有相似之處，理論上都可以作為二次電池的金屬離子載體。鈉離子電池與鋰離子電池 工作原理類似，與其他二次電池相似，鈉離子電池也遵循脫嵌式的工作原理，在充電過 程中，鈉離子從正極脫出并嵌入負極，嵌入負極的鈉離子越多，充電容量越高；放電時過程相反，回到正極的鈉離子越多，放電容量越高。
鈉離子電池性能優(yōu)異，被寄予厚望。決定電化學儲能能否被大面積應用的關鍵因素 包括安全性、材料資源可得性、高低溫性能、壽命、投資成本等，而根據(jù)鈉離子電池最 新研究進展，它在這些方面都表現(xiàn)出了良好的性能。在規(guī)?；瘧煤蟪杀居型陀阼F鋰 電池，可在大規(guī)模電化學儲能、低速電動車等領域得到廣闊應用，有望與鋰離子電池形 成互補和有效替代。
成本優(yōu)勢明顯。鈉離子電池，尤其銅基鈉離子電池，其正極材料主要元素Na、Cu、 Fe和Mn都是價格低廉、來源廣泛的大宗元素，相比鋰離子電池 Li、Ni、Co 等元素成本 優(yōu)勢明顯；另外，負極采用的無煙煤前驅體，在材料來源和成本亦有優(yōu)勢，且碳化溫度 （約1200℃）遠低于生產石墨負極時的石墨化溫度（約2800℃），鈉離子電池負極材料在 原材料和生產制造方面成本明顯；集流體方面，由于銅箔的價格是鋁箔價格的3倍左右， 鈉離子電池負極不需要使用銅箔，而是使用鋁箔，也是降低鈉離子電池成本的路徑之一。
相關研究表明，綜合正極材料、負極材料和集流體幾個方面，鈉離子電池材料成本 約370元/kWh，而且隨著產業(yè)鏈成熟，材料成本有望進一步下探，結合結構件好電氣件成 本，初始容量投資有望控制在500-700元/kWh；性能方面，隨著研發(fā)持續(xù)投入和技術迭代， 電池循環(huán)壽命有望突破8000次以上。
5.2 鈉離子電池產業(yè)化進程加速
2010年以來，鈉離子電池受到了國內外學術界和產業(yè)界的廣泛關注，其相關研究更 是迎來了爆發(fā)式增長，國內外已有多家企業(yè)正在積極進行鈉離子電池產業(yè)化的相關布局， 包括英國FARADION公司、美國NatronEnergy公司、法國Tiamat、日本岸田化學、豐田、 松下、三菱化學，以及我國的中科海鈉、寧德時代、鈉創(chuàng)新能源等公司。目前國內在鈉 離子電池產品研發(fā)制造、標準制定以及市場應用推廣等方面的工作正在全面展開，鈉離 子電池即將進入商業(yè)化應用階段，相關工作已經走在世界前列。
中科海納鈉離子電池商業(yè)化在即。2018年6月，中科海鈉推出了全球首輛鈉離子電池 （72V·80Ah），驅動的低速電動車，并于2019年3月發(fā)布了世界首座30kW/100kWh鈉離子 電池儲能電站，2021年6月推出1MWh的鈉離子電池儲能系統(tǒng)。
根據(jù)中科海鈉CEO唐堃的介紹，中科海鈉的鈉離子電池體積和重量不到同等容量的鉛 酸電池的三分之一，能量密度已達到145Wh/kg，是鉛酸電池的3倍左右，循環(huán)壽命是鉛酸 電池的十倍，同時具備5-10分鐘充電的快充能力。中科海鈉目前規(guī)劃了兩條一共2GWh的 鈉離子電芯的產線，目標是實現(xiàn)今年投產，是目前最早大規(guī)模量產項目。
寧德時代鈉離子電池產業(yè)化快速落地。2021年7月寧德率先發(fā)布第一代鈉離子電池， 該電池具備高能量密度、高倍率充電、優(yōu)異的熱穩(wěn)定性、良好的低溫性能與高集成效率 等優(yōu)勢，其電芯單體能力密度達到160Wh/kg（下一代研發(fā)目標200Wh/kg以上）；常溫下充 電15min電量可達80%，低溫性能較好，系統(tǒng)集成效率超過80%。并在電池系統(tǒng)集成方面另 辟蹊徑，開發(fā)了AB電池系統(tǒng)解決方案，即鈉離子電池與鋰離子電池兩種電池按一定比例 進行混搭，集成到同一個電池系統(tǒng)里，通過BMS精準算法進行不同電池體系的均衡控制。
寧德時代研究院副院長黃起森博士介紹，在制造工藝方面，鈉離子電池可以實現(xiàn)與 鋰離子電池生產設備、工藝的完美兼容，產線可進行快速切換，完成產能快速布局。目 前，寧德時代已啟動鈉離子電池產業(yè)化布局，2023年將形成基本產業(yè)鏈。
5.3 鈉離子成本分析：遠期可期
鈉離子電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:
1）初始投資成本：當前鋰離子產業(yè)化正在推進中，假設成熟時期可比鐵鋰電池低 20-30%?！垛c離子電池儲能技術及經濟性分析》表示，鈉離子電池材料成本約370 元/kWh， 而且隨著產業(yè)鏈成熟，材料成本有望進一步下探，結合結構件好電氣件成本，初始容量 投資有望控制在 500-700 元/kWh。 2）年度運維成本假設：每年需要3.7%左右，為0.04元/W。 3）壽命：可循環(huán) 2000 次以上，中科鋰鈉、寧德時代等表示其產品可達 3000 次，根 據(jù)相關文獻資料，隨著研發(fā)持續(xù)投入和技術迭代，電池循環(huán)壽命有望突破 8000 次以上。 4）循環(huán)效率：綜合多種文獻，鈉離子電池循環(huán)次數(shù)可以達到84-90%。 5）貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現(xiàn)率。
由于產業(yè)尚未應用，我們假設在相對成熟階段，在初始投資成本1.1元/Wh，年均循 環(huán)次數(shù)300次，壽命為10年， LOCS為0.661元/kWh，與磷酸鐵鋰電池相當。
考慮到商業(yè)化后，電池成本以及性能都將會較大改善。假設初始投資成本為0.9-1.2 元/Wh，壽命為10年，循環(huán)壽命2000-6000次區(qū)間，對鈉離子電池做敏感性分析。如果成 本在1.1元/Wh以下，循環(huán)壽命在3000次以上，度電成本將在0.270-0.662元之間，優(yōu)于鐵 鋰電池。
六、全釩液流電池儲能
6.1 發(fā)展情況與介紹
釩電池電能以化學能的方式存儲在不同價態(tài)釩離子的硫酸電解液中，通過外接泵把 電解液壓入電池堆體內，在機械動力作用下，使其在不同的儲液罐和半電池的閉合回路 中循環(huán)流動，采用質子交換膜作為電池組的隔膜，電解質溶液平行流過電極表面并發(fā)生 電化學反應，通過雙電極板收集和傳導電流，從而使得儲存在溶液中的化學能轉換成電 能。這個可逆的反應過程使釩電池順利完成充電、放電和再充電。
在全釩液流電池系統(tǒng)中，釩電解液全生命周期內不會失效變質，理論總釩量不會發(fā) 生變化，很容易全部回收利用，價值較高，所以建設儲能電站時，可以采用購買電解液， 到期回收模式，也可以采用電解液租賃模式運行，這樣能夠大幅降低初期投資成本，投 資回報率更高。
液流電池具有壽命長、安全性好、輸出功率大、儲能容量大且易于擴展等特點，壽 命達到15-20年，同其他儲能技術比較，與風電場硬件具備最高的匹配度，特別適合用于 風電廠儲能，滿足其頻繁充放電、大容量、長時間儲能需求。當然，全釩液流電池能量 密度低，體積、質量遠大于其他電池，需要5-40°的溫度環(huán)境。
我國釩電池相關技術儲備充足，大規(guī)模儲能項目大量新增
我國關于釩液流電池的研究工作始于20世紀90年代，迄今先后有中國工程物理研究 院、中南大學、清華大學和中科院大連化物所等開發(fā)成功KW及以上級電池組。我國釩液 流電池已實現(xiàn)在智能電網(wǎng)、通信基站、偏遠地區(qū)供電、可再生能源及削峰填谷等項目中 的應用。 2010年以來，我國兆瓦級全釩液流電池示范項目開始陸續(xù)開展，2019年以來我國液 流電池儲能示范項目正加快建設，2022年2月，“200MW/800MWh大連液流電池儲能調峰電 站國家示范項目”的一期項目100MW/400MWh級全釩液流電池儲能電站完成主體工程建設， 并進入單體模塊調試階段，預計六月完成并網(wǎng)調試，是全球最大釩液流儲能項目。
6.2 釩液流電池成本分析
目前成本問題仍是釩電池大規(guī)模商業(yè)應用面臨的最大挑戰(zhàn)。由于尚未規(guī)?；逃?， 且受制于設備、產能以及高額的前期投入，參考大唐10MW/40MWh全釩液流電池儲能系統(tǒng) 設備招標以及大連液流電池儲能調峰電站國家示范項目等投資情況，預計目前釩電池初 始成本約為鋰電池的3倍上下。
全釩液流電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:
1）初始投資成本：綜合多種文獻以及近期項目投資情況，我們預計能量單元成本 2 元/Wh 左右，功率單元成本 5-6 元/W；假設 100MW/400MWh的項目單位投資成本為 13 元/W。2）年度運維成本假設：每年需要0.5%左右，為0.065元/W。 3）系統(tǒng)壽命假設：液流電池可使用壽命20年左右，循環(huán)次數(shù)可達12000次以上。 4）循環(huán)效率：全釩液流電池電池循環(huán)次數(shù)可以達到70-85%，這里暫定75%，隨著技 術進步，仍有上升空間。 5）貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現(xiàn)率。
初始投資和利用小時數(shù)的變化對度電成本的影響巨大，而隨著技術進步，初始投資 仍有下降空間；利用小時數(shù)主要看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數(shù)越高，成 本越低。在100MW/400MWh的系統(tǒng)中，初始投資11-13元/W、年循環(huán)次數(shù)達到600次以上 時，儲能度電成本區(qū)間為0.44-0.69元/kWh。
通過測算，在電化學儲能中，全釩液流電池LCOS與鐵鋰電池接近，但是能量轉化效 率方面不如鋰電池，布置靈活性、溫度環(huán)境要求較高。行業(yè)當前處在由示范階段轉向商 業(yè)化過程中，預計未來隨著技術以及工程進步，成本會有較大的下降空間，能效也有望 進一步提高。
七、鉛炭電池儲能
7.1 發(fā)展情況
鉛碳電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統(tǒng)的鉛酸電池演進出來的技術。普通鉛酸 電池的正極活性材料是氧化鉛(PbO2)，負極活性材料是鉛(Pb)，若把負極活性材料Pb全部 換成活性炭，則普通鉛酸電池變成混合電容器；若把活性炭混合到負極活性材料Pb中， 則普通鉛酸電池變成鉛炭電池。
在性能方面，鉛炭電池同時具有鉛酸電池和電容器的特點，既發(fā)揮了超級電容瞬間 大容量充電的優(yōu)點，也發(fā)揮了鉛酸電池的比能量優(yōu)勢，且擁有非常好的充放電性能；由于加了碳，阻止了負極硫酸鹽化現(xiàn)象，改善了過去電池失效的一個因素，更延長了電池 壽命。
鉛炭儲能進展情況。美國的國際動力公司(Axion)在2006年便已經建立鉛炭電池生產線，2009年便開始批量銷售鉛炭電池。我國鉛酸電池大廠紛紛進行過鉛炭電池的研發(fā)與 生產，例如圣陽股份與日本古河于2014年簽訂合作協(xié)議，授權圣陽股份在中國工廠進行 鉛炭電池的本地化生產；南都電源開發(fā)有臨安2MWh、浙江鹿西島4MWh微網(wǎng)儲能、珠海萬 山海島6MWh等儲能項目段；2018年超威集團“電力儲能用鉛炭電池2V1000”項目獲得浙 江省科學技術進步二等獎；天能動力表示其高性能鉛炭電池是自主研發(fā)的具有國際領先 技術水平的新型電池，于2020年12月榮獲國務院批準設立的我國工業(yè)領域最高獎項—— 中國工業(yè)大獎項目獎。
7.2 鉛炭電池成本分析
鉛炭電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設: 1）初始投資成本：鉛炭電池儲能系統(tǒng)中電芯成本較低，假設初始全投資成本為 1 元 /Wh。 2）年度運維成本假設：每年需要4%左右，為0.04元/W。 3）放電深度：鉛炭電池放電深度較低，為60-70%。 4）壽命：可循環(huán)2000次以上，多家企業(yè)表示，其鉛炭電池可在70%放電深度條件下 達到4200次的循環(huán)壽命。 4）循環(huán)效率：綜合多種文獻，鉛炭電池循環(huán)次數(shù)可以達到70-85%，這里暫定75%， 部分可達80%以上。 5）貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現(xiàn)率。
根據(jù)以上假設測算可得，在初始投資成本1元/W，年均循環(huán)次數(shù)600次，儲能循環(huán)效 率70%，鉛炭電池LOCS為0.678元/kWh。
對鉛炭電池敏感性分析發(fā)現(xiàn)，在年循環(huán)次數(shù)達到500次以上時，初始投資成本為0.8-1 元/W，鉛炭電池儲能度電成本區(qū)間為0.52-0.747元/kWh。
通過測算比較，發(fā)現(xiàn)雖然鉛炭電池初始投資成本較低，但是由于其放電深度低于其 他儲能形式，度電成本優(yōu)勢并不明顯。另外如果考慮實際使用中能量損耗成本，鉛炭電 池因能效相對鐵鋰電池較低，經濟性會處于一定劣勢勢。新型儲能百花齊放的狀態(tài)下， 鉛炭電池也將有望通過技術進步實現(xiàn)能效提升以及成本下降。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）
