多种储能路线进入发展快车道

大家好，小科来为大家解答以上问题。多种储能路线进入发展快车道这个很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

解答：

1、 在新的电力系统中，储能将成为至关重要的环节，是新能源消纳和电网安全的必要保障。将广泛应用于发电侧、电网侧和用电侧，需求空间广阔。国内市场，风、景强制配置政策推动储能需求指数增长。在市场需求爆炸和政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能和锂电池储能呈现爆发式增长，其他新型储能技术也进入发展快车道。

2、 本文对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒氧化还原液流电池和铅碳电池的发展现状、系统成本和应用前景进行了评价。

3、 一，

4、 多种储能路线进入发展快车道

5、 根据时间要求的不同，储能的应用场景大致可以分为四类：容量型(4h)、能量型(约1~2h)、动力型(30min)、待机型(15min)。容量储能场景包括调峰或离网储能等。长期储能技术有很多种，包括抽水蓄能、压缩空气、蓄热蓄冷、储氢、各种容量储能电池(如钠硫电池、液流电池、铅碳电池、锂浆电池等。).按场景划分的储能类型

6、 2017年至2020年，为响应能源局和国家发改委降低风光弃率的决定，电网充分利用电力系统灵活资源吸收新能源，使风光弃率降至2%。同时，电网压力突出，部分省份开始要求供电侧配置储能。2021年，储能行业多份重磅文件出台，储能迎来历史性发展机遇。2021年储能重磅政策

7、 2021省级风景分配和储存政策

8、 从整个电力系统来看，储能的应用场景可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三个场景。此外，其应用还包括辅助服务、分布式发电和微电网。储能技术在电力工业中应用范围

9、 从技术原理上讲，储能技术主要分为物理储能、电化学储能和电能储能、热能储能和化学储能。储能技术路径分类

10、 在各种储能技术中，抽水蓄能是最成熟的一种。蓄热技术也一直处于大规模应用阶段。目前我国火电弹性改造大多采用蓄热技术。锂离子电池储能在近两年得到了迅速的应用。压缩空气和液流电池也迎来了商业应用。各种储能技术的优缺点比较

11、 第二，

12、 六种储能技术分析

13、 一个

14、 抽水蓄能

15、 抽水蓄能技术优越、成本低、寿命长、容量大、效率高。由于抽水蓄能电站的运行方式是电能与水的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差和水库容量，水的蒸发和渗漏造成的损失几乎可以忽略不计。抽水蓄能的蓄能期可无限延长，可满足各种蓄能期的需要，系统循环效率可达70%-80%。同时，建成后的抽水蓄能电站大坝可使用100年左右，电机设备预计使用寿命约为40-60年。2021年中国储能技术装机比例

16、 成本计算：目前最经济的储能方式。为了探索抽水蓄能电站的经济性，计算了抽水蓄能电站的储能电费。抽水蓄能电站LCOS计算的核心假设

17、 考虑到抽水蓄能电站初期投资成本与项目选址密切相关，后期新建项目选址经济性降低，初期投资成本可能增加。此外，功率sta的实际周期时间

18、 自“十四五”计划以来，中国加快了抽水蓄能项目的开发和建设。055-79000规定，到2025年，抽水蓄能总规模比十三五翻一番，达到6200万千瓦以上(按6元/W计算，投资必须达到1800亿左右)；到2030年，抽水蓄能总规模将比“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。(按6元/W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有551个项目，总计6.79亿千瓦。中国抽水蓄能电站装机容量及规划(万千瓦)

19、 在政策的推动下，全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。自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。据国际能源网统计，截至目前，中国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。各省抽水蓄能装机容量及投资

20、 2

21、 锂离子电池储能

22、 2021年，锂离子电池占我国电化学储能装机的89.7%，是技术成熟、发展势头最快的储能模式。锂离子储能产业链由上游设备商、中游集成商和下游终端用户组成。设备包括电池、EMS(能量管理系统)、BMS(电池管理系统)和PCS(转换器)。包括集成商储能系统集成和EPC；用户由发电侧、电网侧、用户侧和通信/数据中心组成。上游和下游电化学储能示意图

23、 储能电池是电化学储能系统的核心部分。目前市面上的主流电池，按照技术路线的不同，大致可以分为锂离子电池、铅碳电池、液流电池和钠离子电池。不同技术路线的电池响应速度和放电效率不同，也有各自的适用范围和优缺点。不同技术路线电池的比较

24、 据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，其中电能储能电池出货量29GWh，同比增长339%；根据全球研究机构EVTank和艾维经济研究所的数据，2021年储能电池全球出货量为66.3GWh，同比增长132.6%。电力系统储能是主要的增量贡献。2017-2021年中国储能电池出货量及增长率

25、 磷酸铁锂电池储能成本分析根据正极材料的不同，目前主流的锂离子电池有三元和磷酸亚铁锂。磷酸铁锂电池比三元材料能量密度更低，成本更低。成本低、寿命长的磷酸铁锂电池在储能领域更受欢迎。电池作为整个储能系统的核心部件，其成本占整个储能系统成本的50%，是储能系统后续降低成本的重要渠道。2021年国内磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。根据彭博新能源财经(BNEF)的测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元/千瓦时(折合人民币约1.66元/千瓦时)，预计2025年将降至203美元/千瓦时(折合人民币约1.29元/千瓦时)。2021年以来，大量EPC中标价格在1.3-1.7元/千瓦时之间。2021年部分磷酸铁锂电池储能电站工程总承包招标情况

26、 三

27、 压缩空气能量储存

28、 国内压缩空气储能技术不断完善。压缩空气储能(CAES)、先进绝热压缩空气储能(AA-CAES)、超临界压缩空气储能系统(SC-CAES)和液体压缩空气(LAES)都在研究范围内。500千瓦、1.5兆瓦、10兆瓦压缩空气储能示范工程全部建成。压缩空气技术的发展历程

29、 在国际上，商用压缩空气储能电站

30、 压缩空气储能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。从目前已建成和在建项目来看，兆瓦级系统效率可达52.1%，10兆瓦级可达60.2%，100兆瓦级以上系统设计可达70%，先进压缩空气储能系统可接近75%。系统规模增大后，单位投资成本也不断降低。系统规模每增加一个数量级，单位成本就会下降30%左右。压缩空气储能系统LCOS计算的核心假设

31、 初期投资和利用小时数的变化对发电成本影响较大，但随着技术的进步，初期投资仍有降低的空间。利用小时数主要取决于电站在实际运行中的利用率。每天充放电次数越高，成本越低。在一个100MW/400MWh的系统中，当初始投资为5-6元/W，年循环次数达到450-600次时，发电的成本区间为0.252-0.413元/kWh。压缩空气LCOS的灵敏度分析

32、 综上所述，压缩空气蓄能在能效提高后，有望成为抽水蓄能在大型蓄能电站领域的重要补充。各种类型储能的特点

33、 四

34、 钠离子能量储存

35、 钠离子电池性能优异，令人期待。决定电化学储能能否广泛应用的关键因素包括安全性、材料资源的可获得性、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，它在这些方面表现良好。大规模应用后，成本有望低于锂铁电池，可广泛应用于大规模电化学储能、低速电动汽车等领域，有望补充和有效替代锂离子电池。铅酸蓄电池、锂离子蓄电池和钠离子蓄电池的性能比较

36、 相关研究表明，从正极材料、负极材料、集流体等方面来看，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下降。结合结构件和电气件成本，初期容量投资预计控制在500-700元/千瓦时。性能方面，随着R&D的持续投入和技术迭代，电池的循环寿命有望超过8000次。钠离子电池的材料成本优势明显。

37、 自2010年以来，钠离子电池受到国内外学术界和产业界的广泛关注，其相关研究迎来了爆发式增长。包括英国法拉迪翁公司、美国NatronEnergy公司、法国迪亚马特公司、日本岸田文雄化学公司、丰田公司、松下公司、三菱化学公司以及中国的中国海纳、当代安培科技有限公司、钠创新能源公司在内的众多国内外企业都在积极布局钠离子电池的产业化。目前，我国钠离子电池产品的研发、制造、标准制定、市场应用和推广正在如火如荼地进行，钠离子电池即将进入商业化应用阶段，相关工作已走在世界前列。钠离子电池储能系统LCOS计算的核心假设

38、 考虑到商业化，电池的成本和性能都会有很大的提升。假设初始投资成本为0.9-1.2元/Wh，使用寿命为10年，循环寿命为2000-6000次，分析钠离子电池的灵敏度。如果成本在1.1元/Wh以下，循环寿命在3000次以上，则电的成本在0.270-0.662元，优于锂铁电池。钠离子电池LCOS的灵敏度分析(人民币/kWh)

39、 五

40、 全钒氧化还原液流电池储能

41、 电池的电能以化学能的形式储存在不同价态钒离子的硫酸电解液中。电解水由外置泵抽入电池组，在机械动力的作用下，在不同的储液槽中循环，并关闭

42、 液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大、易于扩展等特点。使用寿命达到15-20年。与其他储能技术相比，与风电场硬件匹配度最高，特别适用于风电场储能，满足其频繁充放电、大容量、长时间储能的要求。当然，全钒液流电池能量密度低，体积和质量都比其他电池大很多，需要5-40的温度环境。全钒液流储能技术的优势

43、 2010年以来，我国兆瓦级全钒液流电池示范项目陆续开展，2019年以来，我国液流电池储能示范项目加快推进。2022年2月，“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范工程”一期，即100MW/400MWh全钒液流电池储能电站，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。近年来我国规划或建设的钒液流储能项目

44、 目前，成本仍然是钒电池大规模商业化应用的最大挑战。由于尚未大规模商用，受制于设备、产能和高额的前期投入，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项目的投资情况，预计目前钒电池初期成本约为锂电池的3倍。钒液流电池储能系统LCOS计算的核心假设

45、 初期投资和利用小时数的变化对发电成本影响较大，但随着技术的进步，初期投资仍有降低的空间。利用小时数主要取决于电站在实际运行中的利用率。每天充放电次数越高，成本越低。在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，储能的电力成本范围为0.44-0.69元/kWh。全钒氧化还原液流电池LCOS灵敏度分析(元/千瓦时)

46、 六

47、 铅碳电池储能

48、 铅酸电池是一种电容性铅酸电池，是由传统铅酸电池演化而来的技术。普通铅酸电池的正极活性物质是氧化铅(PbO2)，负极活性物质是铅(Pb)。如果把负极活性物质Pb全部换成活性炭，普通铅酸电池就变成了混合电容器。如果在负极活性物质Pb中掺入活性炭，普通铅酸电池就变成了铅碳电池。铅碳电池结构图

49、 铅碳储能进展：美国国际电力公司Axion于2006年建立了铅碳电池生产线，2009年开始铅碳电池量产销售。中国的铅酸蓄电池生产企业已经开展了铅碳电池的研发和生产。例如，三阳股份与日本古河在2014年签署合作协议，授权三阳股份在中国工厂进行铅碳电池的本地化生产；杜南电发在临安有2MWh，在浙江芦溪岛有4MWh，在珠海万山岛有6MWh等储能项目。2018年，魏超集团“储能用2V1000铅碳电池”项目获浙江省科技进步二等奖；天能动力表示，其高性能铅碳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最高奖————中国工业奖项目奖。铅碳电池成本分析铅碳电池储能系统LCOS计算的核心假设

50、 铅碳电池灵敏度分析表明，当循环次数达到每年500次以上时，初期投资成本为0.8-1元/W，铅碳电池储能的电成本区间为0.52-0.747元/kWh。铅酸蓄电池LCOS的灵敏度分析(元/千瓦时)

51、 通过计算和比较

本文到此结束，希望对大家有所帮助。

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