電化學儲能

電儲能指的是電能的儲存和釋放的循環過程，可以分為電化學儲能和機械儲能。廣義上的儲能指的是通過介質或設備將能量轉化為在自然條件下較為穩定的存在形態并存儲起來，以備在需要時釋放的循環過程，一般可根據能量存儲形式的不同分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。狹義上的儲能一般主要指電儲能，也是目前最主要的儲能方式，可按照存儲原理的不同分為電化學儲能和機械儲能兩類。其中，電化學儲能是指利用化學元素做儲能介質，充放電過程伴隨儲能介質的化學反應或者變價，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池儲能等；

依據儲存設備，電化學儲能可分為鋰電池、鉛酸電池、鉛碳電池、液流電池及鈉硫電池儲能，其中，鋰電池和鉛蓄電池(鉛酸電池與鉛炭電池的總稱)是產業化應用最為廣泛的電化學儲能技術路線。

(1)鋰離子電池

正負電極由兩種不同的鋰離子嵌入化合物構成。充電時，Li+從正極脫嵌經過電解質嵌入負極；放電時則相反，Li+從負極脫嵌，經過電解質嵌入正極。優勢是長壽命、高能量密度、高效率、響應速度快、環境適應性強；劣勢是價格依然偏高，存在一定安全風險

(2)鉛蓄電池

鉛蓄電池的正極二氧化鉛(PbO₂)和負極純鉛(Pb)浸到電解液(H₂SO₄)中，兩極間會產生2V的電勢。優勢是技術成熟、結構簡單、價格低廉、維護方便；劣勢是能量密度低、壽命短，不宜深度充放電和大功率放電

(3)鈉硫電池

正極由液態的硫組成，負極由液態的鈉組成，電池運行溫度需保持在300℃以上，以使電

極處于熔融狀態。優勢是能量密度高、循環壽命長、功率特性好、響應速度快；劣勢是陽極的金屬鈉是易燃物，且運行在高溫下，因而存在一定的安全風險

(4)鉛碳電池

將非對稱超級電容器與鉛酸電池采用內并聯方式兩者合一的混合物。作為種新型的超級電池，鉛碳電池是將鉛酸電池和超級電容器兩者技術的融合。是一種既有電容特性又具有電池特性的雙功能儲能電池。優點是比功率高，沒有易燃成分，安全性好成本較低，原材料資源豐富；可再生回收利用率高。缺點是循環壽命仍短；容量利用率較低；易析氫失水。

(5)液流電池

液流電池的活性物質以液態形式。根據電解液又分為全釩液流、多硫化鈉液流、鋅溴液流、鐵鉻液流等體系。目前，全釩液流發展相對成熟。優點是電池壽命長；功率和容量獨立設計；安全性好。缺點是效率低，能量密度運行溫度窗口窄，可靠性低。

完整的電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統(BMS)、能量管理系統(EMS)、儲能變流器(PCS)以及其他電氣設備構成。電池組是儲能系統最主要的構成部分；電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等；能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等；儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換^[1]。

①電池組進行電能的存儲；②儲能變流器(PCS)控制充放電過程，進行交直流的變換；③能量管理系統(EMS)是系統進行數據采集、網絡監控、能量調度等；④電池管理系統(BMS)對電池進行監測、評估和保護以及均衡等；⑤儲能溫控對電池運行溫度進行穩定和均衡。

抽水蓄能電站：規模通常較大(常見裝機120萬千瓦，最大可到240萬千瓦)；通常接入500kV主線；建設期長(5年左右)，選址要求嚴格；運營期長(水電站可使用百年)；技術成熟，存量占比高(約90%)；主要用于電網側調節；緩解系統調峰壓力最有效的手段之一，同時也可用于調頻、調相、備用、黑啟動等；單位成本優勢顯著；兩部制電價政策明確商業模式

電化學儲能電站：；規模通常較小(10MW-100MW級)，靈活性高；通常接入110kV母線；建設期短(1年內)，選址限制較少；運營期較短(受限于電池壽命)；技術快速發展中，規模有望快速增長；電源側及用戶側發展較快，電網側大規模應用尚在早期；用于調頻的價值更高(K值高)；單位成本仍然較高，進一步降本空間大；商業模式有待進一步明確，通過參與電力市場疊加地方補貼，已具有較好的潛在經濟性

(一)電化學儲能的應用場景可分為發電側儲能、電網側儲能、用電側儲能

(1)發電側儲能。電化學儲能在發電側的應用主要是火儲聯合調頻以及與集中式新能源發電配套。電化學儲能響應速度快(幾十至幾百毫秒)、調節精度高，能有效彌補火電機組系統慣性大、啟停困難造成的調節延遲、調節偏差和AGC補償效果差等調頻問題。電化學儲能與集中式新能源發電配套可有效緩解電力消納問題及電力輸出不穩定問題。

(2)電網側儲能。電網側儲能指電化學儲能系統維護電力系統安全運行、保證電能質量的服務，包括電力調峰、調頻、調壓、AGC、備用和黑啟動等。此外，電化學儲能可增加電網負荷，節約新建電網投資或延緩配網擴容。

(3)用電側儲能。電力用戶通過電化學儲能系統在電價較低的谷期存儲電能，在高峰放電使用，實現削峰填谷，降低電力成本。此外，電化學儲能系統可平衡分布式能源電力輸出，為新能源汽車充電^[2]。

(二)根據時長要求的不同，電化學儲能的應用場景大致可以分為容量型、能量型、功率型和備用型。

儲能按照時長分為容量型、能量型、功率型和備用型，不同類型電化學儲能所適合的應用場景有所區別。根據時長要求的不同，電化學儲能的應用場景大致可以分為容量型、能量型、功率型和備用型。其中，容量型、功率型專用性較強，前者一般要求連續儲能時長不低于4h，主要用于削峰填谷或離網儲能，可提升電力系統效率和設備利用率；后者的連續儲能時長一般在15~30min，主要用于調頻或者平滑新能源出力波動。能量型儲能介于容量型和功率型之間，一般為復合儲能場景，可用于調峰、調頻、緊急備用等多重功能。備用型的連續儲能時長一般不低于15min，主要作為不間斷備用電源﹐用于數據中心和通訊基站等場景^[3]。

（三）電化學儲能應用于源網荷各環節，為維持電力系統安全穩定做出重要貢獻。相比抽水蓄能，電化學儲能受地理條件影響較小，建設周期短，靈活性更強。電力系統作為電力產生傳送與利用的中樞，天然對電力儲能有較高的需求。針對不同場景對電能充放的要求。

電化學儲能參與發電側、電網側、用電側儲能市場。在發電側火儲聯合調頻市場中，電化學儲能服務商以合同能源管理方式參與輔助服務市場。運營商負責電化學儲能項目投資和運營，火電廠負責提供場地和接入，雙方按照商定的比例對調頻收益進行分成。在電網側儲能市場中，電化學儲能商業模式包括3種：

①經營租賃模式，儲能項目由第三方投資建設，電網企業租賃運營；

②合同能源管理+購售電模式，儲能系統廠家投資建設儲能電站，與能源服務公司簽訂合同，按約定比例進行收益分成；

③直接交易模式，儲能廠家與電網企業直接結算，獲得儲能調峰、調頻等輔助服務收益。在用戶側儲能市場中，電化學儲能商業模式主要是峰谷差價套利，電化學儲能系統通過峰谷用電差價為用戶節約電費，并按比例分享一定收益。

電化學儲能產業鏈可分為上游材料、中游核心部件制造、下游應用。

(1)上游：主要為電池原材料，包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜以及結構件等。

(2)中游主要為儲能系統的集成與制造，對于一個完整的儲能系統，一般包括電池組、電池管理系統(BMS)、能量管理系統(EMS)以及儲能變流器(PCS)四大組成部分。其中，電池組是儲能系統的能量核心，負責電能的存儲；BMS是系統的感知核心，主要負責電池監測、評估和保護以及均衡等；EMS是系統的控制核心，主要負責數據采集、網絡監控、能量調度等；PCS是系統的決策核心，主要負責控制充放電過程，進行交直流的變換。

(3)下游：不同應用場景的運維服務等，如儲能可用于電力系統的發電側、輸配電側、用電側，實現調峰調頻、減少棄光棄風、緩解電網阻塞、峰谷價差套利、容量電費管理等功能；其他應用場景還包括通信基站、數據中心等的備用電源，以及為機器人系統供電，保障高性能武器裝備的穩定運行等^[4]。

全球儲能裝機情況﹔截至2020年底，全球儲能累計裝機191.1GW，同比增長3.4%，其中抽水儲能累計規模最大，達172.5GW，同比增長0.9%；電化學儲能其次，累計規模達14.2GW，同比增長49%；在電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為13.1GW，占比92%。電化學儲能發展迅速，總裝機容量占比從2016年的1%提升至2020年的7%。2020年全球電化學儲能新增量創歷史新高:雖2019年因政策、經濟、地緣政治等多方因素造成電化學儲能新增量短期回落，但隨新能源滲透率持續增長，2020年電化學儲能新增量創歷史新高。

國內儲能裝機情況:截至2020年底，國內儲能累計裝機35.6GW，同比增長9.8%，其中抽水儲能累計規模最大，達31.8GW，同比增長4.9%；電化學儲能其次，累計規模達3.3GW，同比增長91.2%；電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為2.9GW，占比89%。電化學儲能發展迅速，總裝機容量占比從2016年的1%提升至2019年的9%。

國內近兩年電化學儲能新增量均為全球第一:國內電化學儲能發展迅速，2017年新增電化學儲能占全球新增比9%，排名第五，2019/2020年占比升至21%/33%，全球排名均為第一[]。

2021年中國電化學儲能相關政策

2021年中國電化學儲能相關政策如下（不完全統計）

2021/7/23發改委、能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》

明確3000萬千瓦儲能發展目標，助推儲能實現跨越式發展；強調規劃引導，深化各應用領域儲能布局；健全新型儲能價格機制，推動儲能商業模式建立。

2021/7/28發改委《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》

在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，更好引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納，為構建以新能源為主體的新型電力系統、保障電力系統安全穩定經濟運行提供支撐。

2021/5/20能源局《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》

保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力。并且在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。

2021/5/18發改委《“十四五”時期深化價格機制改革行動方案》

完善風電、光伏發電價格形成機制，落實新出臺的抽水蓄能價格機制，建立新型儲能價格機制，推動新能源及相關儲能產業發展。繼續推進輸配電價改革，理順輸配電價結構，提升電價機制靈活性，促進新能源就近消納，以及電力資源在更大范圍的優化配置。

2021/3/1發改委、能源局《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》

明確了“堅持清潔低碳、堅定安全為本，強化主動調節、減輕系統壓力，明確清晰界面、統籌運行調節，均等權利義務、實現共享共贏”的總基調，以系統性、多元化的思維統籌推進源網荷儲深度融合和多能互補協調發展。

參考資料：

[1]【精選】2021年電化學儲能產業鏈梳理及發展空間分析報告(20頁).pdf

[2]頭豹研究院2020年中國電化學儲能行業概覽29頁.pdf

[3]電氣設備行業深度研究：儲能報告系列之二我國電化學儲能收益機制及經濟性測算-220223(20頁).pdf

[4]研報電化學儲能行業深度研究報告能源革命下一站征途是星辰大海-21022543頁.pdf

[5]電力行業新型電力系統專題：新型電力系統建設加速電化學儲能賽道爆發-210830(49頁).pdf

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