新能源储能设计 | 储能技术是如何构建新型电力系统的？

随着碳达峰碳中和的推进，风能、太阳能等新能源快速发展。光伏发电和风力发电波动性、随机性强，受资源位置约束，造成电力供需在时间、空间尺度上的不平衡，给电力系统带来前所未有的挑战。以电化学储能为代表的新型储能具有响应速度快、项目选址灵活和建设周期短等特点，能够实现主动支撑、惯量管理、快速频率响应和黑启动等功能，可作为重要的灵活调节资源助力构建新型电力系统。

我国储能行业呈现多元化发展趋势

参照国家能源局发布的行业标准DL/T2528—2022《电力储能基本术语》，储能电站按照不同技术原理分为电化学储能电站和物理储能电站。抽水蓄能作为传统的物理储能技术已在电力系统中规模化应用，而新型储能是指除抽水蓄能以外的电力储能技术。

我国正在构建以抽水蓄能为主、新型储能为辅的电力储能体系。新型储能中锂离子电池储能占据主导地位，钠离子电池、液流电池、压缩空气、飞轮等其他储能在应用规模上也有所突破，应用模式逐渐增多。

近年来，我国电力储能装机快速增长，储能行业呈现多元化发展趋势。根据国家能源局的统计数据，截至2023年年底，已投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时，2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年年底增长超过260%。在技术路线方面，锂离子电池储能仍处于主导地位，占比超过97%，其集成规模向吉瓦级发展。压缩空气储能和液流电池储能占比分别为0.5%、0.4%，处于百兆瓦级工程应用示范阶段。飞轮、重力、钠离子电池等其余类型储能规模占比较小，仍处于小容量试点示范阶段。

新型储能助力保安全、保供应、促消纳

近年来，电力系统“双高”特征凸显，电网在安全稳定运行、电力电量平衡、新能源发电消纳等方面面临挑战。

高比例新能源的接入导致电力系统转动惯量降低，调节能力和抗扰动能力下降。同时，配电网有源化造成可切负荷量下降。新能源发电“大装机小电量”“极热无风、晚峰无光”特征显著，使迎峰度夏、迎峰度冬期间保障电力供应难度增大，日内电力供需平衡的不确定性增加。新能源发电成为电力保供的重要参与者，对于新能源发电出力预测的准确性要求更高。风光资源丰富的地区与电力需求大的地区呈逆向分布，新能源电力消纳和外送的难度较大。

为保安全、保供应、促消纳，电力系统需要针对新能源发电日周期(逐日)波动和日内(逐小时)波动增强相应的灵活调节能力。新型储能可提供毫秒到数天宽时间尺度上的双向灵活调节能力以及功率、能量的双重支撑，将成为新型电力系统必不可少的调节手段。在保安全方面，在高比例新能源发电和大容量直流接入的地区，新型储能电站可为电力系统提供惯量支撑和一次调频，降低受端电网频率失稳的风险。在保供应方面，在峰谷差较大的局部电网中，规模化的新型储能电站可满足尖峰时段供电需求，降低负荷峰谷差，延缓输电网建设及配电网改造升级投资，提高电网设备的利用率。在促消纳方面，在高比例新能源发电集中接入电网的地区，规模化的新型储能电站作为调峰资源，可助力提高新能源电力消纳水平;在高比例分布式电源接入中低压配电网的地区，分布式新型储能电站可抑制分布式电源接入造成的功率波动，降低电压越限风险，提升配电网对新能源发电的接纳能力。

未来还需发展长周期储能技术

国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变;到2030年实现新型储能全面市场化发展。兼顾电力保供和新能源发电消纳需求，在充分考虑电力系统技术经济性的前提下，据测算，到2025年、2030年，国家电网有限公司经营区新型储能配置需求分别为3200万千瓦/7680万千瓦时和1亿千瓦/2.6亿千瓦时。

在中短时间尺度(分钟级、小时级)和长时间尺度(跨日、跨季节)灵活性调节方面，目前锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池和飞轮等新型储能技术的经济性仍弱于抽水蓄能技术。2030年前，新型储能主要应用于转移日内尖峰负荷，但还难以成为保障电力系统电力电量供给的重要支撑。2030年后，需要研发低成本、规模化的长周期储能技术，以解决电力系统长周期调节能力不足问题。

目前，锂离子电池储能技术初步实现了规模化应用，将成为实现碳达峰目标进程中发展速度最快、应用前景最广的储能技术。近年来，锂离子电池储能产业本体研发、规模化集成、安全防护等关键技术水平持续提升，通过了规模化应用功能验证。面向电力系统应用的技术标准体系和应用管理体系日趋完善。预计到2030年，锂离子电池储能电站单位容量成本将低于抽水蓄能电站，约为500至700元/千瓦时，度电成本接近0.1元。

液流电池、钠离子电池、压缩空气、飞轮等其他新型储能技术在部分指标方面具有相对优势，是储能多元化应用场景的备选。但相关技术在综合技术性能方面离实际应用需求还存在较大差距，应用经济性还需提升，实际应用效果仍需进一步跟踪评估与验证，同时还需加快面向电力系统应用的技术标准体系和应用管理体系建设。

不同类型的储能出力性能大不相同，出力特征需要与应用场景适配才更能发挥出相应的优势。目前，锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池和飞轮等新型储能均为日内型灵活性调节资源。以目前已有的技术储备来看，已大规模应用的储能技术难以在低成本、高安全性、长周期(100小时以上)、大规模等综合性能方面实现突破，学界认可的长周期储能技术方向主要包括规模化储热、储水和氢储能。

前不久，中国科学院大连化学物理研究所储能技术研究部研究员李先锋团队，采用自主开发的新一代高选择性可焊接多孔复合膜和可焊接高导电双极板，研制出了70kW级高功率密度全钒液流电池单体电堆。

在体积保持不变的条件下，功率由30kW提高至70kW，成本较目前的30kW级电堆降低40%。使用该电堆，可将一个20尺的250kW储能单元模块升级为500kW储能单元模块，大幅缩减功率单元体积的同时还降低了系统配套设施的成本。该电堆技术的开发，有望进一步提升全钒液流电池的经济性和可靠性。

资料来源：中国科学院大连化物所官网，高工产业研究院（GGII）整理，2024年1月

2023年是液流电池乘势而起，利时而成的一年。

需求驱动

双碳背景下，可再生能源占比迅速提升，电网调节压力增大，相比2小时短时储能，长时储能更有利于减少弃风弃光率，且更具性价比，当储能系统持续时长达到4~8小时，电网弃风弃光率可得到有效控制。

政策上，配储由最初的鼓励引导到成为并网标配，比例从10%-20%逐步上升至15%-30%，配储时长从1-2小时提升至4-5小时。据统计，截至2023年底，河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等10个多省份明确提出配置4小时以上长时储能，部分示范项目达到6-8小时。

锂电储能普遍配储时长为2小时，其在4小时以下储能中更具成本优势。作为长时储能最具竞争优势的技术，液流电池迎来春天。

项目不断

安全性、经济性是储能发展的关键指标。2023年3月，国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》中再一次强调了对中大型电化学储能电站的安全性要求。相比锂电储能，液流电池具有本征安全、循环寿命更长、全生命周期成本低等特点，项目招标不断加速推进中。
根据高工产业研究院（GGII）数据显示，2023年1-11月，公开的液流电池招投标数量为69个，招标容量达8.2GW，是2022年液流电池招标容量27倍。较大增长需求推动液流电池市场规模不断发展。

市场空间

在多时间尺度、多应用场景下的市场多样化需求下，液流电池进入产能、技术高速发展期，步入GW级时代。GGII数据显示，截至2023年底，中国液流电池出货规模约500MW。

产能扩张

液流电池行业产能供不应求，现已进入产能爆发增长期。对比2023年液流电池招标容量，其产能不能满足招标需求量。2023年，已有十余家液流电池生产商在紧密推进液流电池扩产计划，随着纬景储能、北京普能、星辰新能等企业相继投产，2023年液流电池产能达6GW（含爬坡产能），2025年有望跃升至30GW，未来两年液流电池行业将迎来一轮增资扩产热潮。

投资火热

2023年液流电池太火。某主流液流电池企业表示，“2023年接待的投资机构几十家，根本接见不过来”，某投资机构表示，“企业本轮已经融资完，下一轮也被预定完”。据GGII统计数据显示，2023年，主流液流电池企业获得近30亿元融资，其中融科储能作为液流电池领域的明星企业，4月获得超10亿元B+轮融资。从融资目的看，多数融资活动主要为扩产，以缓解行业产能不足。

成本下降

整体来看，2023年液流电池项目招投标仍以全钒液流电池为主。GGII数据显示，近年来全钒液流电池的系统价格持续维持下降趋势，2023年4h储能系统成交价范围2.3-2.8元/Wh，平均成交价约2.5元/Wh左右。主要为电解液和电堆方面的价格在持续降低。预计2024年全年有望下降至2-2.2元/Wh，“十四五”期末可实现1.7元/Wh的水平。

液流电池正逐步走到聚光灯下。

但与此同时，液流电池在聚光灯照射下仍有些许光影斑驳。

初装成本过高。

液流电池全生命周期成本虽然较低，但对于投资者来说，项目启动门槛过高。国内投资项目一般回收期在5~8年，而液流电池计算其成本优势需要将时间拉长至20年甚至更多。在当下储能技术百花齐放，各技术路线成本不断下降，如2023年锂电池储能电芯价格范围降至0.4-0.5元/Wh，系统价格在0.7-0.8元/Wh，液流电池的高初装成本让投资者望而却步。

各环节需降本

液流电池降成本主要是电解液和电堆成本的下降。电解液方面，目前电解液利用率不高，导致V2O5的用量居高不下，需进一步完善电解液添加剂的研发，降本主要在降低单kWh V2O5用量、规模化降低材料成本、电解液租赁等方面降低成本。
电堆方面，主要通过国产替代降低离子交换膜价格或开发其他类型的离子交换膜。现市场主流产品为美国Nafion膜，国产替代方面，东岳未来、科润新材料等厂商正在积极开发病取得量产进展。其他类型的离子交换膜方面，以中科院大连化物所的张华民团队研发的非氟多孔膜正在小批量试用中。

性能待升

液流电池最大的劣势是能量密度远低于锂电池，锂电池能量密度高达300-400Wh/kg，是全钒液流电池的10-15倍。较低的能量密度导致液流电池如想达到同等储电量，则需要体积更大。因此如何提高能量密度、提升电解液利用率成为行业的共同目标。

与锂之“争”

整体来看，液流电池储能和锂电池储能并非绝对的零和博弈。
锂电池储能产业链条完善、技术成熟度高、成本不断下降、规模效益明显，叠加锂电池储能占地面积相对小，建设运输灵活，在表后市场仍将会是市场主流技术路线。
而在表前市场大规模、长时储能领域，液流电池储能将直接与锂电储能竞争。既是如此，两者也不会是替代关系，而会是交叉叠加需求互补。

声明：坚持原创、保护原创，转载内容只为分享传播知识，供个人研究、学习使用，并在文中注明来源。转载文章版权归原作者所有，如有侵权请后台联系删除。