新型储能投资机会漫谈及独立储能电站收益分析

新型储能投资机会漫谈及独立储能电站收益分析说明“碳中和”的储能定位新能源，26%2020年21.6亿千瓦新能源，9%59%2020年7.6万亿千瓦时为实现双碳目标，未来新增电源将以风电、光伏等新能源为主，预计2030年前后，新能源发电装机将达到16-17亿千瓦，届时将取代煤电成为我国装机规模最大的电源；预计2050年前，新能源装机规模将超过40亿千瓦，发电量占比

接近50%。

“碳中和”大背景装机结构

发电量结构2050年15.6万亿千瓦时2030年1

1.5万亿千瓦时2060年16万亿千瓦时新能源，

29%2030年

40亿千瓦2060年

69亿千瓦2050年

62亿千瓦新能源，49%新能源，78%新能源，

69%新能源，

48%新能源，随着新能源比重提高、常规火电机组比重下降，系统整体转动惯量降低，新型电力电子设备应用比例大幅提升，极大地改变了传统电力系统的运行规律和特性，电力系统安全稳定运行挑战日益严峻。英国大停电：2019年8月9日，天然气发电厂故障后引发电网频率波动，造成海上风电连锁脱网事故，引发严重频率问题，导致英格兰及威尔士发生了大面积停电。时间频

率

(

H

z

)未来新能源+储能应用场景将更加广泛，包括利用“风光水火储”一体化模式支撑高比例新能源基地外送、建设系统友好型新能源电站、构建分布式供能系统促进分布式新能源就近消纳等，新能源的开发与储能结合将越来越紧密。系统友好型新能源电站支撑高比例新能源基地外送电站智慧联合调控中心风光储单元省级电网调度中心物理储能●技术成熟●成本最低●使用规模最大电化学储能●建设周期短●调节灵活●运行效率高●技术路线多元●应用范围广电化学储能锂离子电池碳铅电池液流电池钠流电池物理储能抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能相变

储能熔融盐储热高温相变储热电

磁储能超级电容超导储能氢储能述●主要有熔融盐储热技

术和高温相变储热技术●

熔

融

盐

储

热

技

术

的

主要优点是规模大●

高温相变储热技术具

有能量密度高、系统体

积小、储热和释热温度

基本恒定、成本低、寿

命长等优点。●

属于一种新兴的储能

形式，在国内尚无大面

积推广；●

西北院负责的鲁能青

海格尔木压缩空气储能

项目，含税上网电价为700元/MWh●未来总体造价将下降10～20%,下降空间有限；●

目前技术最成熟、应

用最广泛的能量型储能

技术；●具有规模大、寿命长、运行费用低等优点；●建设周期较长，需要

适宜的地理资源条件；●度电使用成本0.1元

左右，度电成本最低●

适

用

于

大

规

模

储

能

和长周期能量调节；●是实现电、气、交通

等多类型能源互联的关

键；●在国内，氢储能技术

目前还处于示范应用阶

段

。●

具有布置灵活、快速

响应、功率和能量密度

高等特点；●锂电池系统循环寿

命约8000

次，度电使

用成本0.5-0.6元。压缩空气

储能电化学

储能抽水

蓄

能储热

技术●“十四五”期间，在西部新能源富集地区，布局电源侧新型储能，重点布局在内蒙古、新

疆、青海、甘肃、四川、云南等区域；●

在中东部负荷中心地区，以源网荷储模式布局一批电网侧和用户侧新型储能，重点布局在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域；●

在西藏、青海等地区结合分布式新能源将布局一批新型储能，重点解决独立供电问题。●今后，储能将作为独立市场主体参与辅助服务市场，探索建设共享储能。●抽蓄装机：1.2亿千

瓦●新型储能装机●抽蓄装机：6200万千瓦●新型储能装机：3000～5000万千瓦●抽蓄装机：3179万千瓦●新型储能装机：

约340万千瓦●非化石能源消费比

重

：需达到20%

以上●我国全社会用电量

:预计将达到9.5~

9.8万亿千瓦时●非化石能源消费比

重：

需达到25%以上●我国全社会用电量

:将超过11万亿千瓦

时●非化石能源消费

比

重

：约16%●我国全社会用电量:7.5万亿千瓦时储能布局预测日

计抽水蓄能“十二五”期间国家发改委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》(2014)水电发展“十二五”规划设定2020年抽水蓄能电站总装机7000万千瓦的目标；

国家批复了22个省(区、市)抽水蓄能

电站选点规划。国家能源局《水电发展“十三五”规划》(2016)2025年全国抽水蓄能

电站总装机达约1亿

千瓦，占全国电力总

装机的比重达4%左右要求各省(区、市)将本地区抽水蓄能电

站发展规划纳入当地

能源发展规划。国家发改委、科技部、工信部、能源局《贯彻落实<关于促进储能技

术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》(2019)“十三五”期间全国抽水蓄能开工规模6000万千瓦，装机规模4000万千瓦。国家发改委、能源局《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》(2020)落实“六保”任务，提高电力系统灵活性和调节

能力，2020年调峰机组达到最大发电负荷的10%;积极推动抽水蓄能电站建设；加快推进电力调峰等辅助服务市场化，鼓励多元

化的社会资源投资储能建设。要求推进抽水

蓄能发展；明确2025水平年抽水蓄能

规划调整推荐

站点。10抽

水

蓄

能

发

展

布

局

目前，在建抽水蓄能电站总规模5500万千瓦，约60%

分布在华东和华北。中长期，

一方面将服务新能源大规模发展和电力外送需要，加大在“三北”地区抽水蓄能布局；另一方面，结合负荷中心调峰

及系统安全稳定运行需求，中东部重点在河北、

山东、浙江、安徽、河南、湖南、湖北、广东和广西等地区布“十四五”新增投产抽水蓄能布单位：万千瓦15400中长期重点实

施及储备项目

分布中小型抽水蓄能：:一般指水库总库容1亿立方米以下且装机容量30万千瓦以下的抽水蓄能电站梯级电站储能：采用“常规水电+梯级储能泵站+新能源”三位一体的开发模式，围绕水电站建设能源调节枢纽，提高灵活调节能力。站抽水蓄能技术路线

推动700米及以上水头和单机容量40万千瓦级抽水蓄能机组实现国产自主化。因地制宜发展中小型抽水蓄能，开展小微型抽水蓄能技术与分布式发电结合研究。探索推进梯级水电站储能，依托常规水电

站增建混合式抽水蓄能，推进示范项目建设并适时推广。北京密云小型抽水蓄能电黄河上游龙羊峡电站梯级电站储能压缩空气储能压缩空气储能

(

CAES)·压缩空气储能系统是基于燃气轮机技术发展起来的一种能量存储系统。发电废气空2气燃烧室

燃料CAES系统涡轮电力G压缩机离合器燃烧室

TT燃料电力离合器压缩空气储气装置电动机/发电机燃气轮机系统压缩机空气废气涡轮SC风电场膨胀机

电力压缩机HSE发电机尾气压缩空气储气洞SC—太阳能集热器；HSE—储热-换热单元太阳能补热式CAES

系统非补燃式四级先进绝热CAES

系统电动机M空气泵G世界第一座压缩空气储能电站，1978年投入商业运行，,目前仍在运行中。机组的压缩机功率60MW,释能输

出功率为290MW,

系统将压缩空气存储在地下600m

的废弃矿洞中，矿洞总容积达31万m3,

压缩空气的压力

最高可达10MPa。

机组可连续充气8h,

连续发电2h。

冷态启动至满负荷约需6min,

在25%负荷时的热耗比满

负荷高211kJ,

其排放量仅是同容量燃气轮机机组的1/3,但燃烧废气直接排入大气。该电站在1979-1991

年期间共启

动并网5000多次，平均启动可靠性97.6%,平均可用率86.3%,容量系数平均为33.0%～46.9%。德国汉特福商业化压缩空气储能电美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站recuperator/SCRcompressorlowpressure

expanderhighpressurecompressorintercoolerscouplings美国Alabama

州的McIntosh

压缩空气储能电站，世界第二座压缩空气储能电站，

1991

年投入商业运行。其储气

洞穴在地下450m,总容积为56万m3,

压缩空气储气压力为7.5MPa

。

该储能电站压缩机组功率为50MW,发电

功率为110MW,

可以实现连续41h空气压缩和26h发电，机组从启动到满负荷约需9min。

该机组增加了回热器

用以吸收余热，以提高系统效率。该电站由Alabama

州电力公司的能源控制中心进行远距离自动控制。1992年储能耗电46745

MWh,

净发电量39255

MWh。low

pressure

motor/generatorcompressorlighpressurecompressorexpanderexhaust

stackintermediate飞轮储能电动机电能

→

动能■

飞轮●动能的主要存储载体■

轴承系统●起支撑和保护的作用■

功率变换器●实现直流和交流的双向转换●变频驱动■充电原理：

电机工作在电动机状态，外部电能输入，驱动飞轮高速旋转，电能转换为动能储存DCAC■

放电原理：

电机工作在发电机状态，利用飞轮高速旋转的惯性带动转子旋转，通过发电机将飞轮存储的动能转换成电能输出飞轮●动能的主要存储载体轴承系统●起支撑和保护的作用■功率变换器●实现直流和交流的双向转换●

变频驱动发电机动

能

→电

能DCAC飞轮储能的主要技术对比■

轴承技术：机械轴承

VS磁轴承VS磁悬浮轴承■

飞轮材料技术：合金材料

VS复合材料■

应用技术：功率型飞轮

VS能量型飞轮■飞轮储能公式：

E=÷Jo³,

储能量与飞轮的质量成正比，与角速度(转速)的平方成正比机械轴承/磁力卸载机械轴承中速飞轮(10000转/分钟左右)、损耗大，轴承使用寿命短全磁悬浮高速飞轮(30000转/分钟左右),能量密度高，损耗小，使用寿命长低速飞轮(3000转/分钟左右),同轴方式运行，体积大，损耗大电机转子永慰材料飞轮腔体内部真空环填飞轮本体动能的主要存储我体第一代第二代第三代电机定子电动机发电机双模磁悬浮轴承

五鞋主动控制■

国家电网公司《规模化风电机组调频性能关键技术研究与应用项目》科技项目■

部署地点：国家能源集团山西龙源风力发电有限公司右玉老千山风电场■

全国首个完成35

KV

并网试验的兆瓦级飞轮储能系统■

全国首个飞轮+锂电池混合储能示范项目重力储能基于地下竖井的重力储能苏格兰Gravitricity

公司提出了一种使用废弃钻

井平台，利用绞盘吊钻机进行储能的机构。葛洲坝中科储能技术公司2018年提出了利用废弃矿井和缆绳提升重物的方案，解决了废弃矿井长

时间不使用的风险和浪费问题，也降低了重力储能系统的建设成本。根据重力储能的储能介质和落差实现路径的不同，本文将重力储能分为以下四类：新型抽水储能、基于构筑物高度差的重力储能、基于山体落差的重力储能和基于地下竖井的重力储能。新型抽水储能新型抽水储能是传统抽水蓄能的变种，虽然同样

需要水来形成液位差，通过水泵/水轮机来实现充

放电，但是不需要修建上下两个水库，占地面积

大大减少。目前研究可分为海水抽水蓄能

、海

下储能系统和活塞水泵系统。基于山体落差的重力储能可以利用山体落差和固体重物的提升来进行重力

储能，相比人工构筑物结构更加稳定，承重能力

更强。目前的研究主要有ARES

轨道机车结构、MGES缆车结构、绞盘机结构、直线电机结构和传

送链结构等。基于构筑物高度差的重力储能固体重物可以利用构筑物高度差来进行重力储能

。目前的研究主要有储能塔、支撑架、承重墙等结构。综合储能系统：重力势能储能还可与其他储能系统结合形成一种综合式的储能系统图2德国海下储能SIEnSea储能系统图4

巴伐利亚兆瓦级示范工gi

g储能密度功率储能量效率(%)寿命

响应时间适用场合图3活塞水泵健能系统示意围海下储能活塞水泵GPM活塞水泵HHS/GBES储能塔Energy

Vault斜坡机车ARES斜坡缆车MGES&TU@Gravitricity海洋空间城市中小功率储能地质坚硬地区可灵活选址山地地形

山地地形

&jTarp5WMW40MW-I.6GW20MWh—2.75GWBMWSOMW‘iODkW<40MW35MWh9012.5MWh75~860.5MWh75ADI-20MWh80~85图

9

MGES

系统概念图

图10

天津大学料坡轨道+码垛机系统多种新型重力势能储能技术对比*I0>10>i02,0秒钟级秒钟级

秒钟级20MWh1.6GWTi-fi.4GWhLfi>1>1>1>13Dt40+40+50+IGWh—20GWh

g065-7D75AD图

1

2

Gravitricity

公司废弃钻井储能图8ARES公司轨道车辆储能系统日本冲绳海水抽水营能电站+滑轮组系统Vaut概会图EF

nergs液流电池储能全钒液流电池原理图全钒液流电池是一种活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。正极反应：10+H0a+2+

负极反应：

v*+e

V²+风电/火电

discharge电站

负载

charge电网ichat双

向AC/DC逆

变

idischarge>0+

器VRB单

体VO₂)VO₂*/VO²储能罐VO²质子交换膜，电

极V²+/V³+储能罐正极电泵负极电泵discharge厂房布置受用地限制，结合储能电站的容量。车间采用多层布置：一层布置电解液罐，二层布置电池电堆，顶层设备平台布置了预制舱式的PCS220kV配电装置及主变压器布置在一层厂房内罐s主要设备的布置防爆·

钒液流电站的爆炸风险·电池在充电过程中会产生少量

氢气。·

措施·

对氢气进行组织排放。·

设置氢气探测器，实时检测氢气浓度异常。·

对储能车间进行爆炸危险区域

划分·对处于爆炸危险区内的设备选

择防爆型。防火·钒液流电站的火灾风险·

变压器火灾·

电线电缆火灾·DC模块及PCS等功率元件火灾·

电池本身火灾风险极低钒液流电池储能电站的设计关注点安全防护电解液污染·电

解

液

污

染

风

险·

电解液为弱酸性溶液

·

储罐破裂风险·

厂房渗漏风险·

防

护

措

施·

电解液的废液收集·

电解液溢出的多级防护

·

电解液池的防渗·

地下水监测噪声污染·噪

声

源·

电解液泵·

变压器噪声

·

断路器噪声·

防

护

措

施·

噪声分析·

车间隔音·

设备隔音钒液流电池储能电站的设计关注点环境影响钠离子电池储能项目结构层状氧化物体系Na

2b普鲁士蓝类化合物体系隧道型氧化物体系聚阴离子型优点2d

a可逆比容量高能量密度高倍率性能高技术转化容易器●O

LH4Na工作电压高热稳定性好循环好空气稳定性好工作电压可调可逆比容量高能量密度高合成温度低循环性好倍率性好不足容易吸温循环性能稍差导电性差库仑效率低比容量低工作电压低可逆比容量低部分含有毒元素钠离子电池发展：>

2010年以来，钠离子电池受到了广泛关注>2018年6月，国内首家钠离子电池企业中科海钠推出了全球首辆钠离子电池(72

V,80Ah

)驱动的低速电动车，>

2019年3

月发布了世界首座30kW/100kWh

钠离子电池储能电站>

2021年6

月推

出1

MW

h的钠离子电池储能系统。实验室

实用化表1

钠离子电池各体系及特点Table

1

Characteristics

of

Ni-ion

battery

Systems截止2020年底，全球电

化学规模储能示范项目，锂电池占比高达92%2019年诺贝尔奖给予锂

电池极高肯定20世纪70年代初在欧洲

开启研究1991年在日本实现商业

化锂电池发展历程：N项目纳锂原子序数113原子质量/(g·mol-¹)22.996.94电子构型[Ne]3s[He]2s原子半径/A1.861.52离子半径/A1.020.76碳酸丙烯酯中斯托克斯半径/A4.64.8标准电极电位/V—2.71—3.04地壳丰度2.3%0.0017%熔点/℃97.7180.5密度/(g·cm*)0.9680.534电负性0.930.98碳酸乙烯酯溶剂化能/(kJ·mol-¹)152.8208.9碳酸丙烯酯溶剂化能/(kJ·mol-¹)158.2215.8第一电离能/(kJ·mol-)495.8520.2理论质量比容量/(mA·h·g)11653861理论体积比容量/(mA·h·cm-³)11312062制作钠离子电池电极片时，在铝箔集流体两面分别涂覆正极材料和负极材料，并对极片进行周期性叠片，还可以制作成双极性电池，由此在单体电池中实现高电压，可以节约大量其它非活性材料，进一步提高电池的能量密度。由于钠离子电池与锂离子电池具有相似结构，因此在规模化生产中可以借鉴锂离子电池的生产检测设备、工艺技术、制造方法等，加快钠离子电池的产业化速度。钠离子电池在其它性能方面，如高低温性能、安全性能等是否存在特点及独特优势，仍需要进一步研究。钠离子质量和半径较大，使钠离子电池的质量和体积能量密度不如锂离子电池。钠离子较大的半径还会引起电极材料在离子输运、体相结构演变、界面性质等方面的差异。因此，为了发挥钠离子电池自身的特性和优势，必须研究不同于锂离子电池的新的材料体系。成本低廉2循环寿命长4安全性高6钠离子电池的诸多优势能够满足新能源电池领域高性价比和高安全性等的应用要能量转换效率高维护费用低资源丰富35求本项目在中国科学院A类战略性先导科技专项

“大规模储能关键技术与

应用示范项目”的支持下，

2021年

6

月28

日，中科海钠联合华阳集团在山西太原综改区联合推出了全球首套1

MWh

钠离子电池储能系统

(

图6),并成功投入运行。该系统以钠离子电池为储能主体，结合市

电、光伏和充电设施形成微网系统，可根据需求与公共电网智能互动。

本项目储能系统为1

MWh

低压直挂系统，经用户0.4

kV母线并入配电

线路，可供厂区生产、生活用电及充电桩供电等。系统为仓储式集装箱储能系统，采用分仓设计，分电气仓及电池仓，电气仓内集成储能变流器、配电柜、控制柜、消防主机和

EMS能量管理系统，其中储能逆变器采用双级拓扑模块化PCS,16个30

kW模块，分为两个机柜，每

个机柜8个模块，共组成480

kW

储能变流器；电池仓由16个电池簇组成，每个电池簇由8个电池插箱和1个高压箱组成，总配置容量1.1MWh。AMWH1MWh

钠离子电池储能系统示范案例1

系统概况本项目储能系统通过一路出线接入0.4kV电压母线，系统整体架构如上图所示。2系统接入方式

系统整体架构sc

p

pel座

ocl座pol第十六级第十五级区pclA

6pcl第级第七级号第

二

级第

一

级0.4

kV0.4

kVpcl双级拓扑模块化PCS,16个30

kW

模块分为两个机柜,每个机柜8

个模块，共组成480kW

储能变流器，可

以实现电池簇单簇管理和交流并联，避免电池簇直流

侧环流引起的风险，同时提升系统容量发挥。储能系

统配置就地监控系统，负责对整个储能系统进行能量

管理和监测控制，并负责与厂区微网管理系统通信，

实现数据传输和能量管理。本项目自2021年6月28

日投运以来，执行削峰填谷策略，每日一充一放，充放电深度100%

DOD,

运

行稳定。运行期间按照GB/T36548-2018

《电化学

储能系统接入电网测试规范》对其进行性能测试，测试结果表明，系统交流侧平均充电电量1137.41kWh,

平均放电电量957.87

kW

h,

综合运行效率为84.2%。3

储能单元拓扑4

运行情况简述钠电池：

“取代”锂电池为时尚

早“钠锂混搭”是未来常态锂离子电池储能有望继续下降30%

,

至2030年下降50%。据兜170251U70■联网接入■开发费用工程承包费用■能量管理系统逆变器255123214127234解30131112141288301396203最80级129019311841841179储

能

成

本

结

构40030020010005820286357204015371

820433893915361718931918381

436171732993735161582781536133415142锂电池储能系统的成本，在过去10年(2010-2020)已经下降了80%。根据BNEF预测，与2020年相比，至2025年，20172018201920202021202220232024202520262027202820292030Source:BloombergNewEnergyFinance.Note*Includesa

10%EPCmargin.Developeroverheadssetat5%of

totalsystemcosts,anddeveloper

marginsetat10%.锂离子储能电站成本发展趋■

变压设备储能电池USD/kWh600统计数据:

Bloomberg-NEF锂

电5813228势池5004

61768174序号组成部件Components数量

Number备注Remark1电箱BatteryModule81P52S2主控箱ControlBox1主控箱主要包括检测装置、保护装置Controlboxmainlyis

composed

of

detective

deviceprotectivedevice3热管理系统Thermalmanagementsystem1包含制冷模式、加热模式、

自循环模式、待机模式Including

Cooling

Mode、Heating

Mode、Self.circulation

Mode、Sleeping

Mode4消防系统FireSuppressionSystem11:包含烟感、温感和气溶胶:Including

smoke

detector,heat

detector

and

aerosol5B

M

S

系

统BMSCommunicationManagementSystem18CSC+1SBMU宁德时代新能源科技股份有限公司

ContemporaryAmperexTechnologyCo.,LimitedCAT·

系统级循环寿命，

8000次，

2022年·

系统级循环寿命，

12000

次，2026年·

系统级循环寿命，

15000次，2028-2030

年独立储能电站商业模式浅析共享储能不依附于新能源发电项目，在电力市场中的定位更加清晰，潜在收益

更为丰富；此外，共享储能项目单体规模较大，对电网调度指令的响应能力更强，在电力现货市场、调峰调频市场中具备更强的竞争力。具体而言，共享储能的潜在收益包括容量租赁费用、现货市场、辅助服务(目前主要是调峰)、容量电价补偿。01

储能容量租赁将容量租赁给新能源场站,获取租金04

容量电价补偿部分地区正探索建立针对储能电站的容量电价机制03

辅助服务收益提供调峰调频服务，获取辅助服务收益02

电力现货市场参与电力现货市场，获取峰谷价差·建设规模·

本储能项目一期的储能系统建设规模为331.2MW/714.24MWh,储能系统采用磷酸铁锂电池；·

本期建设一座500

kV

升压站；·

本期建设用地总面积为3.23hm2,

建筑面积25170

m2·

包括1幢行政楼，1幢配电装置楼，

6幢电池楼，以及站区构筑物和消防设施等·投资估算·

本储能站项目静态投资为159934万元，单位造价为2239元/kWh;·

动态投资为162909万元，单位造价为2281元/kWh。·

其中·

储能系统投资128563万元，·

建筑工程投资为18197

万元，·

升压站设备费为5048

万元，·

安装工程费为2392

万元。*项

目↵参数单位日循环次数↵2↵次↵年运行天数330天↵电池报废年限10年电路效率↵93.1%%充放电深度↵93.2%%首年充电效率94.63%←%首年放电效率99.21%%年充电量=系统容量×年充电次数×充放电深度×电池容量年衰减

系数/(充电效率×电路效率)↵M

W

h

/

年年放电量↵=系统容量×年放电次数×充放电深度×电池容量年衰减

系数×(放电效率×电路效率)↵M

W

h

/

年年自耗电量={系统容量×电池容量衰减系数×充放电深度×(1÷充电效率-1)+系统容量×电池容量年衰减系数×放电深度×(1-放电效率)}×年运行天数×2/COP/0.7M

W

h

/

年年售电收益=年放电收入-年充电成本-自耗电成本万元米行<<<<<<<←←←←财务参数参

数↵电池更换费用↵0.5元/Wh运行年限20年↵非电芯固定资产折旧年限20年↵电芯固定资产折旧年限10年固定资产残值0%↵贷款比例↵80%←贷款年限10年长期贷款利率4.65%↵短期贷款利率3.85%↵设备购置税↵13%←建安工程税↵9%←运维综合税率↵9%运维成本2%基准收益率↵8%←←<个

、

个

一

个

个

个

个

个

个

个

个

、

本·

深度调峰收益·在补偿标准方面，考虑最新发布的两个细则有效期为5年，补偿标准采用每五年退坡的方式进行测算，退

坡梯度分别为0.792元/kWh、0.5

元/kWh、0.3

元/kWh、0.0999

元/kWh。·在深度调峰次数方面，独立储能电站的深度调峰启动条件不明确，就实际需求情况而言，至少全年七个

节假日以及52个双休日的周天可视为深度调峰需求，共63天，同时可考虑7天的极端天气情况，即全年

深度调峰次数至少可