2023储能电站收益分析

储能电站收益分析“碳中和”的储能定位“碳中和”大背景“碳中和”大背景新能源,26%2020年21.6亿千瓦 新能源,48%2030年40亿千瓦新能源,26%2020年21.6亿千瓦新能源,48%2030年40亿千瓦新能源,69%2050年62亿千瓦新能源,78%2060年69亿千瓦装机结构装机结构发电量结构2020年发电量结构

新能源,9%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%。新能源,29%2030年11.5万亿千瓦时新能源,49%2050年为实现双碳目标，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%。新能源,29%2030年11.5万亿千瓦时新能源,49%2050年15.6万亿千瓦时新能源,59%2060年16万亿千瓦时储能必要性—时间储能必要性—时间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。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，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。储能必要性—空间储能必要性—空间未来新能源+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。 站 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。

支撑高比例新能源基地外送 省级电网调度中心风光储单元省级电网调度中心风光储单元储能技术路线概述储能技术路线概述物理储能使用规模最大物理储能电化学储能电磁储能物理储能电化学储能电磁储能相变储能氢储能抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能锂离子电池碳铅电池液流电池钠流电池超级电容超导储能熔融盐储热高温相变储热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储能技术现状储能技术现状 目前技术最成熟、应技术；、运行费用低等优点；建设周期较长，需要度电使用成本0.1左右，度电成本最低

储能具有布置灵活、快速高等特点；约8000次，度电使用成本0.5-0.6元。

压缩空气储能属于一种新兴的储能积推广；西北院负责的鲁能青700元/MWh；10～20%，下降空间有限；

储热技术主要有熔融盐储热技；要优点是规模大；高温相变储热技术具命长等优点。

氢长周期能量调节；是实现电、气、交通键；在国内，氢储能技术段。未来需求与布局未来需求与布局重：约16%：7.5万亿千瓦时

202020252030非化石能源消费比重：需达到20%202020252030我国全社会用电量抽蓄装机：3179万千瓦新型储能装机：抽蓄装机：3179万千瓦新型储能装机：340万千瓦

非化石能源消费比重：需达到25%我国全社会用电量抽蓄装机：1.2亿瓦新型储能装机：1.5抽蓄装机：1.2亿瓦新型储能装机：1.5抽蓄装机：6200万千瓦新型储能装机：3000～5000万

储能布局预测西部新能源富集地区，疆、青海、甘肃、四川、云南等区域；，以源网荷储模式布京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域；局一批新型储能，重点解决独立供电问题。市场，探索建设共享储能。亿千瓦抽水蓄能抽水蓄能“十二五”、“十三五”期间中国抽蓄的主要政策“十二五”、“十三五”期间中国抽蓄的主要政策10“十四五”储能发展规模及布局“十四五”储能发展规模及布局）山西南）100）江苏安河北）山西南）100）江苏安河北河山陕西宁夏目前，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，一方局一批抽水蓄能项目。敦化蓄能（140）新哈密天山蓄能（局一批抽水蓄能项目。敦化蓄能（140）新哈密天山蓄能（120）疆阜康蓄能（120）吉林丰宁二期（辽宁甘肃抚宁蓄能（120）蛟河蓄能（120）清原蓄能（180）天津易县蓄能（镇安蓄能（140）120青海沂蒙蓄能（洛宁抽蓄（140）池蓄能（12012潍坊蓄能（五岳抽蓄（西 藏四 川绩溪抽蓄（99） 句容抽蓄（135）金寨抽蓄（120） 绩溪抽蓄（49长龙山抽蓄（210 宁海抽蓄（衢江抽蓄（30） 缙云抽蓄（90平江蓄能（ ）贵140） 厦门蓄能（永泰蓄能（云南磐安抽蓄（30）周宁蓄能（120）120）广西广梅州蓄能（阳江蓄120）120）海南“十四五”新增投产抽水蓄能布局单位：万千瓦文登蓄能（荒沟蓄能（120）芝瑞蓄能（120）1140010800960086505800634011400108009600865058006340黑龙江华北 东北 西北 西南 华东 华中 南方州徽））江湖北台西东湾能（浙江福州徽））江湖北台西东湾能（浙江福建湖南重庆推动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。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。中小型抽水蓄能：一般指水库总库容中小型抽水蓄能：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。北京密云小型抽水蓄能电站 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压缩空气储能技术介绍压缩空气储能技术介绍压缩空气储能（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。燃气轮机系统 CAES系统压缩空气储能技术介绍压缩空气储能技术介绍 非补燃式四级先进绝热CAES系统 太阳能补热式CAES系统德国汉特福商业化压缩空气储能电站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%。美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站美国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。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能耗电46745MWh，净发电量39255MWh。美国阿拉巴马商业化压缩空气储能电站飞轮储能飞轮储能飞轮储能的基本构成与工作原理飞轮储能的基本构成与工作原理充电原理：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DC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功率变换器实现直流和交流的双向转换变频驱动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放电原理：成电能输出发电机DCAC 动能电能功率变换器实现直流和交流的双向转换变频驱动

飞轮动能的主要存储载体轴承系统起支撑和保护的作用飞轮储能技术及发展史飞轮储能技术及发展史飞轮储能公式：，储能量与飞轮的质量成正比，与角速度（转速）的平方成正比飞轮储能的主要技术对比飞轮储能公式：，储能量与飞轮的质量成正比，与角速度（转速）的平方成正比轴承技术：机械轴承磁轴承磁悬浮轴承飞轮材料技术：合金材料复合材料应用技术：功率型飞轮能量型飞轮

电机转子永磁材料飞轮腔体内部真空环境飞轮本体动能的主要存储载体

磁悬浮轴承五轴主动控制电机定子电动机/发电机双模第三代第二代第一代第三代第二代低速飞轮（3000转/分钟左右），同轴方式运行，体积大，损耗大

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，使用寿命长飞轮储能产品风电一次调频应用案例飞轮储能产品风电一次调频应用案例国家电网公司《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35KV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 重力储能重力储能重力储能国内外研究现状重力储能国内外研究现状综合储能系统：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/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/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结构。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。多种新型重力势能储能技术对比液流电池储能液流电池储能全钒液流电池原理图厂房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主要设备的布置PCS安全防护

钒液流电池储能电站的设计关注点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灾电池本身火灾风险极低

防爆钒液流电站的爆炸风险氢气。措施对氢气进行组织排放。气浓度异常。划分择防爆型。环境影响

钒液流电池储能电站的设计关注点电解液污染电解液污染风险电解液为弱酸性溶液防护措施电解液的废液收集电解液池的防渗地下水监测

噪声污染噪声源电解液泵防护措施钠离子电池储能钠离子电池储能钠离子电池发展现状钠离子电池发展现状20世纪70年代初在欧洲开启研究1991年在日本实现商业化2019年诺贝尔奖给予锂电池极高肯定截止2020年底，全球电锂电池占比高达92%20世纪70年代初在欧洲开启研究1991年在日本实现商业化2019年诺贝尔奖给予锂电池极高肯定截止2020年底，全球电锂电池占比高达92%关注年6月，国内首家钠离子电池企2019年3月发布了世界首座月推出1MWh储能系统。实验室 实用化有机钠离子电池有机钠离子电池中实现高电压，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。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。资源丰富1 资源丰富12成本低廉能量转换效率高3维护费用低5

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求1MWh 钠离子电池储能系统示范案例1MWh 钠离子电池储能系统示范案例1系统概况 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1MWh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。1MWh低压直挂系统，经用户0.4kV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30kW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；电池仓由16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1.1

系统整体架构 2系统接入方式 MWh。1MWhMWh。1MWh钠离子电池储能系统示范案例 3储能单元拓扑 双级拓扑模块化PCS，16个30kW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957.87kWh，综合运行效率为84.2%。 4运行情况简述 预判（结合与C公司的交流）预判（结合与C公司的交流）钠电池：“取代”锂电池为时尚早钠电池：“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锂离子电池储能锂离子储能电站成本发展趋势锂离子储能电站成本发展趋势 锂电池储能系统的成本，锂 锂电池储能系统的成本，锂电池

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，成本有望继续下降30%，至2030年下降50%。成本储能结构储能结构锂离子储能电池发展趋势（参考宁德时代）锂离子储能电池发展趋势（参考宁德时代）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，潜在收益来源更为丰富；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来源包括容量租赁费用、现货市场、辅助服务(目前主要是调峰）、容量电价补偿。02电力现货市场 03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，潜在收益来源更为丰富；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来源包括容量租赁费用、现货市场、辅助服务(目前主要是调峰）、容量电价补偿。参与电力现货市场，获取峰谷价差 提供调峰调频服务，获取辅助服务收益01储能容量租赁 04容量电价补偿将容量租赁给新能源场站，获取租金

益 制电化学储能站工程匡算电化学储能站工程匡算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500kV升压站；本期建设用地总面积为3.23hm2，建筑面积25170m2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。主要技术经济参数：储能电池技术参数主要技术经济参数：储能电池技术参数主要技术经济参数：其他经济参数主要技术经济参数：其他经济参数独