我国电化学储能时代已全面到来！

“双碳”目标下新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较大考验，储能成为新型电力系统的必要环节。在碳达峰碳中和目标和新型电力系统建设方向的指引下，适应新能源发展的电力价格和市场机制有望不断完善，电化学储能收益途径也将不断拓展，如一次调频和备用市场已于近期呈现实际进展，而如爬坡、转动惯量、电力容量成本回收机制等新增收益途径也已获政策利好。同时随着锂电池技术不断改进、钠离子电池等新兴技术逐步成熟，电化学储能成本有望进一步降低。在多重有利因素驱动下，电化学储能将逐步由政策驱动转变为市场驱动，从而迎来加速发展期。

电化学储能就是电池储能，其技术特点均是利用化学元素作为储能介质，充、放电过程，实际上就是储能介质的化学反应或者变价的过程（可理解为大型充电宝）。电池储能的原理是在正向化学反应中吸收能量（充电），把电能储存在化学反应的产品中，在逆向反应中则再释放出电能。

完整的电化学储能系统主要由电池组、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。其中，电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

图1   电化学储能系统结构

传统抽水蓄能难以完全满足新能源装机规模快速扩张下的调峰调频需求。储能技术根据储能系统存储能量的形式以及其构成机理的不同可以分为抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导磁储能（物理储能）及超级电容储能、电化学储能（化学储能）等。传统的抽水蓄能虽起步较早、技术较为成熟，但具有难以克服的劣势：一方面，抽水蓄能受地理位置及自然条件约束较强，灵活性较低；另一方面，抽水蓄能的响应速度较慢，响应时间较长。

因此，伴随未来新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能恐难以完全满足调峰调频需求。在此背景下，以电化学储能为主的新型储能近年来快速发展，装机占比不断提高。

各类储能技术特点及应用场景分类

1）压缩空气储能：具有储能容量大、寿命周期长、爬坡速率高等优点，但其能量转换效率较低，仅为60%左右，且需要特定地理条件，环境要求较高。

2）飞轮储能：国内飞轮储能系统主要还处在实验室研发和样机研制阶段，理论研究比较丰富，工程应用研究进展较为缓慢，进入市场的成熟飞轮产品还相对较少，因此短期内难以大规模推广。

3）超导磁储能：利用超导线圈直接存储电磁能，功率密度高，响应速度很快，转换效率也很高，但受限于价格昂贵的超导材料和低温制冷系统，短期内难以商业化。

4）超级电容储能：在充放电速度、功率密度高等方面较其他储能方式有所提升，但存在电介质耐压低等问题，存储能量的大小和保持的时间长度都因漏电流等因素而受到限制。

5）电化学储能：通过化学反应将化学能和电能进行相互转换来储存能量，根据材料不同主要可分为铅酸蓄电池、钠硫电池、液流电池和锂离子电池等形式，一方面，电池储能的能量密度与能量转换效率较高，且响应速度较快，能够有效满足电力系统调峰调频需求；另一方面，其功率和能量可以根据不同应用需求灵活配置，几乎不受外部气候及地理因素的影响。其中，锂离子电池经过多年发展，从综合性能参数与技术成熟度来看，或为当下综合性最好的电池体系，具备大规模推广条件。

储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所适合的应用场景有所区别。根据时长要求的不同，电化学储能的应用场景大致可以分为容量型、能量型、功率型和备用型。其中，容量型、功率型专用性较强，前者一般要求连续储能时长不低于4h，主要用于削峰填谷或离网储能，可提升电力系统效率和设备利用率；后者的连续储能时长一般在 15～30min，主要用于调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般为复合储能场景，可用于调峰、调频、紧急备用等多重功能。备用型的连续储能时长一般不低于15min，主要作为不间断备用电源，用于数据中心和通讯基站等场景。

储能按安装位置分为电源侧、电网侧和用户侧，三者之间的功能存在较多重叠。按照安装位置和投资主体划分，电化学储能应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。电化学储能在这些场景所起作用大部分重叠，通常调峰和调频主要由电源侧和电网侧储能提供，在共享储能发展趋势下预计将弱化电源侧和电网侧储能的界限；备用电源主要用于用户侧。此外，用户侧储能通常还可用于峰谷分时套利及提升用电可靠性等场景，其中峰谷分时套利的实质与调峰相同，同样会起到对电力需求进行削峰填谷的功能。

图2  储能下游应用场景示意图

1、装机规模情况

据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2023年底全球新型储能市场累计装机规模约为91.326GW，较上一年末增长99.6%，其中锂离子电池储能市场份额96.9%，占据绝对主导地位。

图3  全球新型储能市场累计装机规模

根据CNESADataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2024年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模103.3GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长47%，比去年底增长20%。

图4   中国已投运新型储能累计装机情况（截止2024年3月底）

抽水蓄能累计装机占比继去年首次低于60%之后，再次下降近10个百分点，首次低于55%。其中新型储能累计装机达到48.18GW/107.86GWh，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。

截至2024年6月底，从技术应用上看，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，中国新增新型储能投运装机规模13.67GW，从时长分布看，新增项目（含运行、规划、在建）中，2—4小时项目数最多，从功率等级角度，运行项目中<10MW项目数最多，规划、在建项目中100-500MW项目数最多。

截至目前，全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达86.6GW，这些规模数字已远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。

根据CNESA，保守场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到97.0GW，2023—2027年复合年均增长率为49.3%；理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到138.4GW，2023—2027年复合年均增长率为60.3%。市场将呈现快速增长的趋势。

电化学储能作为新型储能方式的代表，未来发展前景尤为广阔。据CNESA预测，至2027年，全球电化学储能产业装机规模将达1,138.9GWh，2021—2027年间复合增长率达61%，约为未来储能总装机容量31%的年复合增长率的一倍。

2、锂电池储能产业链价格情况

储能系统主要包括电池（电芯）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能逆变器（PCS）等几个部分。

电池级碳酸锂价格从2003年年初到年末基本上实现了“腰斩”，直到2024年上半年走势才趋于平稳，价格稳定在8.2万-11.4万元/吨。2024年上半年，储能系统的中标均价为0.68元/Wh，同比下降49%，与2024年初相比下降9%。

作为整体的储能系统，其价格也处于不断下降的趋势。以典型的2小时磷酸铁锂储能系统为例：根据SMM的数据，2小时磷酸铁锂储能系统的中标均价在2023年1月为1.448元/Wh，但到了2024年12月仅为0.62元/Wh，甚至在2024年9月达到了最低，仅为0.548元/Wh。

储能EPC是储能项目的工程设计－采购－施工一体化的承发包模式，负责设计、采购、施工等环节的无缝衔接，确保项目的高质量实施和顺利推进。

作为一种高效的、应用广泛的储能项目工程承包模式，储能EPC的中标均价呈现出波动性下行趋势。根据SMM的数据，2小时磷酸铁锂储能EPC的中标均价在2024年9月触底之后略有反弹，但其整体下行之势非常显著。

图5  2小时磷酸铁锂储能EPC中标均价变化

独立储能参与辅助市场服务是未来发展方向，其收益方式还在探索中，细则有待进一步落实。总体来说，独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。

1、参与电力市场现货交易获取价差套利收入

山东是率先允许独立储能参与电力现货市场的省份。2022年2月，海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源（庆云）三家新型储能电站示范项目在山东电力交易中心完成注册，正式进入电力现货市场。三家独立储能电站充电时为市场用户，从现货市场直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东的独立储能电站日结算电费均值为32万元，预计月度结算收入可达900-1,000万元。不过现货市场套利也存在不确定性，主要峰谷电价的变化可能导致实际价差不及预期。

2、容量补偿收入

容量市场是电力市场体系的重要组成部分，旨在保障电力系统长期容量的充足性。容量电价收入是一种激励机制，使发电机组能够获得电量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用，在国外电力市场中有着广泛应用。我国大多数省份容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制。

2021年10月，《华北电力调峰容量市场运营规则》出台，是国内首个探索以容量为交易品种的新型辅助服务市场，参与的主体是燃煤发电机组。山东省规定，在容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组容量补偿费用从用户侧收取，补偿参与现货市场交易的燃煤发电机组固定成本，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。根据山东省电力调控中心的报告，2022年3月，四家储能电站容量补偿总费用为1,348万元（储能电站装机量均为100MW/200MWh），每年补偿费用约300元/kW，收益相对可观。2022年9月，甘肃省能监办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》，指出10MW/2h以上的储能电站可以独立身份参与调峰容量市场交易，为储能创造了调峰容量补偿这一新的收入增长点。甘肃在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场，储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW/日。

初期容量市场的探索从燃煤机组（火电）开始，通过煤电充分进行容量市场交易，为新能源发电资源进入容量市场和全面开放容量市场提供经验。新能源发电机组进入容量市场是大势所趋，可获得相对稳定的收益。

3、容量租赁收入

容量租赁是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能电站获得租金，新能源电站可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入。目前山东省允许新型储能示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益。容量租赁费用是独立储能建设方稳定的收入来源。目前河南省出台了指导价格，建议河南省独立储能容量租赁价格为200元/kWh/年，新能源企业和共享储能项目企业根据当年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议或合同。其他省份目前还未出台类似价格建议。但是，在实际运行中，租赁费用为250-350元/kW/年（如山东、陕西、湖南等地），一座100MW的独立储能电站，容量租赁年收入可达3,000万元。目前，储能电站容量租赁刚起步，主要用来满足新能源电站配储要求，通常在新能源发电集团内部消化。但是随着新能源装机量的增加和储能收益渠道的完善，对容量租赁的需求会进一步增加。

4、辅助服务收入

电力市场辅助服务主要包括调峰、调频、事故应急及恢复服务等。一是参与调峰获得调峰补偿。调峰已在全国范围内进行推广，多个省市出台了调峰补偿标准，主要按调峰电量给予充电补偿，价格0.15-0.8元/Wh不等。二是参与调频服务获得调频补偿。各省对于调频的补偿金额不同，调频主要按调频里程给予调频补偿，根据机组响应AGC调频指令的程度，补偿0-15元/MW，而目前储能调频里程成本约6.34-9.08元/MW，调频具备一定的获利空间。三是事故应急及恢复服务。事故应急及恢复服务包括黑启动稳定切机等。部分南方省份开始推动独立储能参与黑启动服务，独立储能的收益进一步拓宽。2022年3月，南方能源监管局发布通知，南方区域独立储能电站经所属电力调度机构技术审核并报能源监管机构同意后，可参照火电补偿标准纳入黑启动辅助服务补偿。

案例1：山东独立储能电站

项目简介：山东是较早探索独立储能电站参与电力市场现货交易的区域，独立储能电站收益渠道相对较多，以100MW/200MWh锂电池储能电站（目前储能电站装机量普遍为100MW/200MWh）为例进行分析。

项目成本：锂电池储能电站的装机容量100MW/200MWh，配备5MW/10MWh储能系统。总投资约4.5亿元，考虑贷款、运维费用、折旧等，年均支出约为5,000万元。

项目收益：储能电站收益来自三方面：一是参与电力现货市场收益。假设平均充电价格为0.1元/kWh，平均放电价格为0.6元/kWh，每年充放300次，系统效率按90%计算，每年可获取收益约2,000万元。二是容量租赁收益。按照300元/W/年计算，假设能够全部对外租赁，每年租赁费用收益为3,000万元。三是容量补偿费用。按照容量获得容量电价，保证盈利并储备备用机组，收入约600万元。

据山东电力工程咨询院测算，假设以上三种收益都能获得且不变，电站全年累计获得收益约为5,600万元，在融资成本4.65%的情况下，项目有望实现8%的收益率。

案例2：青海省闵行独立储能电站

项目简介：闵行独立储能电站位于青海省，是国内首座第三方投资建设的独立储能电站，项目一期装机容量32MW/64MWh，2020年11月投运。电站由上海电气国轩新能源科技有限公司提供磷酸铁锂电池储能系统，上海电气新能源公司做EPC总包。储能电站接入至青海当地电网，能够有效解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题。

项目成本：项目没有披露成本，参考储能电站装机容量100MW/200MWh成本为4.5亿元，年支出约5,000万元，该项目总成本至少上亿元，年支出超千万元。

项目收益：项目收益来自两部分：一是作为调峰资源提供商，收取电网侧调峰收入。一年的调峰收入约279万元。二是和新能源场站业主分享对电站的补贴收入，一年的补贴收入共681万元。