新型电力系统的关键一环——储能

　　导读

　　储能是新能源发展的必备基础设施：以风光为例的可再生资源发电具有极强的不可控性，为了维持电网供电方和用电方的平衡，保障电网安全，有必要引入储能作为灵活性调节资源。传统的抽水蓄能和新型储能例如电化学储能、压缩空气储能等技术百花齐放。目前全球储能市场呈现中美大储、欧洲户储的格局，未来，储能将为电力部门碳中和做出巨大贡献。

　　01 新型电力系统必须依靠储能进行调节

　　2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统，为新时代能源电力发展指明了科学方向，也为全球电力可持续发展提供了中国方案。2023年1月，国家能源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，提出新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多项协同、灵活互动为坚强支撑的新时代电力系统。储能作为新型电力系统四大部门的关键一环，其重要性不言而喻。

图1 光伏、风电出力和负荷曲线(资料来源：《面向园区微网的“源-网-荷-储”一体化运营模式》)

　　电能是一种即发即用的能量，发电侧和用电侧的功率必须匹配，才能保障电网的稳定。根据EIA预测，到2050年，风光发电将占可再生能源发电量的72%，相比2020年占比提升近一倍。与传统火电可调节性强不同，风光发电具有低惯量、低阻尼、弱电压支撑的特点。也就是说，风光发电具有巨大的波动性，会使发电侧和用电侧的平衡更加难以实现。因此，为保持电网的平衡，很多时候风光发电并未接入电网而被浪费，产生“弃风弃光”现象。2023年，我国弃风、弃光量超过300亿千瓦时，对应价值超过100亿元。配备储能可以完美地解决该问题：当发电侧功率过高时，储能将多余电量储存起来;当用电负荷过高时，储能将此前储存的电能释放出去，从而实现能量的实时匹配，确保电网安全稳定。

图2 2022年各月份弃风、弃光率(图源：全国新能源消纳监测预警中心)

　　02 储能的应用场景涵盖电力系统的各个方面

　　储能按照应用场景可以分为发电侧储能、电网侧储能和用电侧储能。其中发电侧储能和电网侧储能被称为表前储能，用电侧储能被称为表后储能。用电侧储能按照主体不同可进一步划分为工商业储能和户用储能。

　　发电侧储能主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频和可再生能源并网;电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级、调峰调频;用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性。

图3 储能在发电侧、电网侧和用电侧的应用场景(图源：派能科技)

　　一般而言，表前储能和大工商业储能功率往往大于30MW且能量大于30MWh，在国标《电化学储能电站设计规范》中被定义为大储，户用储能和小型工商业储能被定义为小储。

　　03新型储能技术百花齐放

　　锂电池储能商业化程度最好

　　储能，即把电能转化为其他形式的能力储存起来，需要使用时再将其转化为电能。储能根据能量形式可分为抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、机械能储能等多种技术种类。

　　一、抽水储能

　　抽水蓄能是最主流的传统储能技术。抽水蓄能电站由存在一定落差的上水库、下水库和连接两个水库的引水系统、地下厂房(可逆式水轮机组)组成。利用下半夜过剩的电力驱动水泵，将水从下水库抽到上水库储存，在白天和前半夜将水放出发电，并流入下水库。抽水蓄能具有技术成熟、储能容量大、系统效率高、运行寿命长、安全性能高等优势，是目前最主流的储能方式。抽水蓄能的造价已相对平稳，单GW静态投资额为53.67亿元。截至2022年底，我国抽水蓄能累计装机容量达到45GW，占所有储能装机规模的79%，同比增长24%，装机规模据全球首位。

图4 抽水蓄能原理(图源：数字经济网)

图5 我国储能装机结构(图源：CNESA)

　　然而，由于水库建设周期长，抽水蓄能电站建设的地理条件苛刻(上下水库需达到40-600m的高度差)等因素，抽水蓄能未来的发展空间相对有限。《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》计划，2030年装机规模达到120GW，相比2022年年化增长13%

图6 全球主要国家抽水蓄能装机容量(GW)(图源：IRENA，Statista)

　　二、电化学储能

　　如图5所示，以锂离子电池为代表的的电化学储能是新型储能中目前占比最高的储能技术。完整的电化学储能系统包括电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、储能变流器(PCS)以及其他电气设备构成。

图7 电化学储能系统结构示意图(图源：派能科技)

　　电池组是储能系统最主要的构成部分，用来储存能量;电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等;能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度;储能变流器是连接交流和直流的装置，实现交直流的双向转换，可控制蓄电池的充电和放电过程。从成本结构来看，储能电池成本占比60%以上，储能PCS成本占比约10%

图8 储能系统工作原理图(图源：阳光电源官网)

图9 电化学储能系统成本构成(资料来源：高工锂电)

　　按照正极材料的不同，锂离子电池储能可分为磷酸铁锂储能和三元锂电池储能。其中磷酸铁锂安全性好、低温性能好、循环性能好、成本较低，是我国锂电池储能的主要技术路线。而三元锂电池凭借能量密度高、空间占用小、发展较早的优势，在欧美等地区仍然占据较大的市场空间，例如特斯拉在北美的储能业务依然主要是三元锂电池。除了锂离子电池，电化学储能系统还包括全钒液流电池、钠离子电池、铅蓄电池、钠硫电池等。全钒液流电池是目前产业链成熟度最高的液流电池。

图10 全钒液流电池原理(图源：中和储能、电气时代)

　　与锂离子电池能量载体是固态的正负极材料不同，全钒液流电池以不同价态的钒离子溶液作为正负极，电解液决定容量大小，电堆决定功率大小。因此，液流电池不会受到固态正极材料因充放电导致晶体结构破坏、容量降低的问题，可以实现长时储能。目前的主要制约因素是原料五氧化二钒的价格较高，并会对环境造成污染。

表1 电化学储能数据对比(表源：蔡世超《储能在电力系统中的应用》)

　　由于锂离子电池能量密度高、效率高、循环性能好、适用范围广，且因为动力电池产业的发展已经积累了先发优势，成本控制较好，其已经成为目前最主流、最成熟的新型储能技术。2023年以后，碳酸锂价格快速下跌，使得锂离子电池储能的成本进一步下降，目前建造成本为0.8-2元/Wh，平准化全寿命度电成本(LCOE)约为0.5-0.8元/W·h。预计未来随着碳酸锂价格的下跌，锂离子电池成本进一步下降，锂离子电池的优势或可长期保持。

图11 2023年后电池级碳酸锂价格快速下跌(元/吨)(资料来源：Wind资讯)

　　三、压缩空气储能

　　压缩空气储能在电网负荷低谷通过压缩机压缩空气储能能量，并将压缩空气运输至废弃盐洞等压力容器保存，在电力负荷较大时，放出储气库内的高压气体，并将气体加热至一定温度后输送到膨胀剂，将压缩空气的势能转化为膨胀机的机械能，驱动发电机发电。压缩空气储能放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统，且寿命较长，可循环上万次，使用期长达40年。压缩空气储能在我国已经进入100MW级示范项目阶段，十四五期间效率有望提升至65%-70%，建造成本降至1000-1500元/kWh，平准化全寿命度电成本0.68元/Wh。目前的主要制约因素是大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备和储罐等性能的提升。

图12 压缩空气储能原理(图源：《压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究》)

　　四、机械能储能

　　机械能储能目前包括重力储能和飞轮储能。重力储能通过电力将重物提升至高处，将电能储存起来;需要放电时将中午下落，带动发电机旋转产生电能。重力储能安全性强，且不会造成地质生态破坏，目前基于全生命周期测算其储能度电成本约为0.5-0.8元/kWh，经济性较好。但重力储能规模相较抽水蓄能较小，且响应速度为秒级，不及电化学储能。目前国内在建的首个重力储能项目为中国天楹于2022年一季度在江苏如东建设的100MWh项目。

图13 重力储能原理(图源：陈云良等《重力储能发电现状、技术构想及关键问题》)

　　飞轮储能是用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，从而将电能以动能的形式储存起来，利用大转轮所储存的旋转动能和电能的相互转化实现充放电。

图14 飞轮储能工作原理(图源：高春辉等《飞轮储能系统在风力发电调频中的应用研究》)

　　飞轮储能具有响应速度快、功率密度高、不受充放电次数限制、绿色无污染的特点。其相应可达毫秒级，主要用于调频，单机功率2-3MW，可实现储能0.5-100kWh。但目前飞轮储能使用的飞轮和磁悬浮轴承价格较高，投资成本达100-150亿元/GW。飞轮储能也面临安全风险，2021年8月，弘慧能源在进行飞轮实验时飞轮脱离造成人员伤亡。

　　五、熔融盐光热储能

　　熔融盐光热储能通过光伏发电加热和太阳能聚光集热加热，将能量转化为热能储存在熔融盐储热系统中。需要发电时在换热系统中将高温熔盐(主要是二元硝酸盐)与水进行换热，释放热量。光热储能具有规模大、时间长、安全环保等优点，具备单日10小时储热能力，储能规模可达数百兆瓦。此外，热交换系统具有较好的可控性和调节能力，能支持汽轮机组进行快速出力调节，具有与燃气机组类似的爬坡能力。根据CNESA全球储能数据库，截至2021年，光热熔融盐储热占我国储能规模的1.2%，达到0.5GW。截至2022年10月，我国西北风光大基地已经有4.5GW风光发电项目配套光热储能项目。

图15 熔融盐光热储能原理(图源：西勘院规划研究中心)

表2 已建成的熔融盐光热储能项目(资料来源：公开资料整理)

　　由于该技术先将光能转化为热能，再用热能加热水，产生水蒸气驱动涡轮发电，涉及能量转化环节多，导致总体能量转化效率较低，约为不到60%，此时度电成本达到0.738元/kWh，成本较高。

　　六、氢储能

　　氢气能量密度140.4MJ/kg(39kWh/kg),约为汽油、柴油、天然气的3倍。可长时间存储且可实现过程无污染，是少有的能够储存上百吉瓦时以上的能量储备。氢储能的环节包括主要包含电解制氢、储氢、燃料电池发电。

图16 风光发电+氢储能系统结构图

　　尽管目前氢储能的经济性较差，平准化全寿命度电成本约1.8元/Wh，但氢储能具备其他储能技术不具有的长时性的优势，可以实现能量的跨季节周期的调配。2022年1月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年氢储能等长时间尺度的储能技术取得突破。

　　04 全球储能呈现“中美大储+欧洲户储”齐爆发的格局

　　2022年全球储能市场规模50GWh，其中美国、EMEA(欧洲、中东、非洲三地区的合称)和中国分别占比49.8%、14.2%、26.7%。预计到2026年三者占比将为34.3%、19.2%、33.7%。占比由高到低从美国、EMEA、中国变为美国、中国、EMEA。

图17 2022年全球储能市场结构

图18 预计2026年全球储能市场结构

　　一、强制配储+独立储能经济性改善，中国大储高速发展

　　2022年中国新增储能装机6.9GW，其中以电源侧、电网侧为主，占比约90%。目前中国的总发电量中，4%来自光伏，8%来自风电，相对较高的风光发电占比对电网造成了巨大负担。通过储能实现可再生能源消纳，已经成为我国必须面临的问题。截至2022年底，全国已有24个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储能比例以及配储时长。3个省份出台鼓励配储政策。综合来看，平均配储比例约为10%，配储时长约为2h。这些省份2022年风电光伏装机量达到全国风光装机量的81%，是储能装机量增加的主要来源。

表3 各省强制配储比例及时长

表4 储能项目假设

　　2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，第一次从国家层面提出容量补偿机制。我国大储有望获得“现货市场峰谷套利+辅助服务调频等+容量补偿”的多样化收益模式。若考虑同时参与调峰和调频服务，基于表4的假设，测算得到全生命周期的IRR超过20%(表5)，具有较高的经济性。

表5 储能项目IRR测算

　　基于对强制配储和光伏建设进度的预测，如表6所示，预计2023年中国储能新增装机超过40GWh，其中大储占比90%以上;2024年中国储能新增装机超过70GWh。

表6 中国储能装机规模测算

　　二、弥补电网缺陷+各级政府补贴，美国大储领跑全球

　　美国是全球最大的大储市场，结构上也以大储为主导。根据BNEF，美国2022年电化学储能新增装机4.99GW/13.58GWh，其中大储新增装机3.5GW，占装机总功率的88.2%。户用、工商业分别占比8.6%和3.2%。2022年在光伏降速背景下继续高增长，前三季度美国储能新增装机达3.57GW(10.67GWh)，同比增102%(93%)。从渗透率来看，2022Q3新增装机光储渗透率已达31.5%(其中地面51.1%，分布式27.2%)，去年同期2021Q3光储渗透率21.2%(地面26.3%，分布式9%)。根据Berkeley Lab，美国储能项目备案正在不断加速，截至2022年11月底总备案为22.53GW去年同期水平为13.13GW同比增长71.6%。

　　全国范围内，美国的ITC税收抵免政策进行了延长和抵免比例的提高。2022年8月，美国《通胀削减法案》发布ITC新政，在储能方面的主要政策为延长ITC十年和提升基础抵免比例。核心区别1：过去储能只能跟着光伏配套享受，新政中独立大储或户储均可享受;核心区别2：过去最高抵税比例为26%，无额外补偿条款，新政中最高比例提高到70%。

　　除了全国范围内的政策，各州也出台了众多鼓励政策。加州、内华达州、弗罗里达州等17州出台了明晰的储能补贴制度。加州的SGIP政策补贴力度大，持续时间长，加州成为美国储能装机增长最快的州。2020年，内华达州发布了NV储能激励政策，最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴，对非户用储能经济性有较大提升，内华达州2021年成为美国分州储能装机前五。

表7 美国各州储能激励政策

表8 美国储能装机规模测算

　　美国2023年储能新增装机约为36GWh，大储占比接近90%，预计2024年储能装机60GWh，大储占比84%。

　　三、高居民电价仍将维持，欧洲户储稳步成长

　　短期来看，目前欧洲短期居民电价仍处于高位。欧洲采取居民电价长协机制，2023年新签居民电价合约明显涨价。以德国为例，2022年及以前居民电价合约价格稳定在20-30欧分/kWh，因此2022年批发电价的大幅上涨并未传导至居民端，但2023年新签合约电价大幅上涨，电价平均为50欧分/kWh以上，同比提高80-120%。从长期来看，欧洲居民电价仍将处于较高水平。尽管欧洲电价回落显著，但可再生能源发电的不稳定性势必推高电价。俄乌冲突前，德国批发电价在10欧分/kWh，但居民电价接近30欧分/kWh，主要是各种税费(绿色能源附加费、生态税等)占比超过50%，且为了补贴绿电仍在持续增加。长期看，即使欧洲批发电价回落到俄乌冲突前，整体居民电价仍将维持在20-40欧分/kWh。

图19 德国居民电价结构(图源：EMBER)

表9 欧洲储能装机规模测算

　　05 碳中和远景下的储能发展展望

　　在实现碳中和的未来，电力部门作为碳排放占比最高的部门将发生革命性的改变。可再生能源发电将支撑几乎整个社会的用电量，为了实现电能发生与消纳的同时性，既能作为电源，也能作为电器的储能，将得到极大的发展。展望未来，储能的分布将遍布发电侧、电网侧和用电侧，发电侧储能将赋予可再生能源电站超越火电站的灵活性，电网侧储能与智慧电网建设将实现精准的电力供需匹配，用电侧储能将提高家庭和企业的供电稳定性，甚至形成“光伏+储能”自发自用、各户独立的离网模式。从储能技术上看，抽水蓄能仍将是储能的重要组成部分，电化学储能等可实现日内的灵活调节，飞轮储能等技术可实现电网极短时间内的调频，压缩空气储能、氢储能将作为长时储能，实现能量跨日乃至跨季度的匹配。至此，整个电力从产生到运输到储存、使用的环节将不再涉及碳的排放，电力部门减碳将为碳中和提供最强大的助力。

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　　来源：探臻科技评论