新能源行业专题研究报告：新型储能技术及产业研究

编辑：中国氢能网时间：2022-12-31

新能源行业专题研究报告：新型储能技术及产业研究,

长春氢能油,光伏氢能匹配,氢能的制备　　电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至 2021 年底，我国电力总装机 23.8 亿千瓦，其中风电光伏装机分别为 3.3 亿千瓦以及 3.1 亿千瓦，火电装机（含生物质）约 13 亿千瓦。根据对人口变化、GDP 增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至 2030 年，我国电力装机规模将达 36 亿千瓦，其中风电 8 亿千瓦，光伏 10 亿千瓦，占比约 50%。至 2060 年，我国电力装机规模将达 90~95 亿千瓦，其中风电 33 亿千瓦，光伏 42 亿千瓦，占比超过 80%。

　　风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图 2 为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。

　　除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。

　　未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。

　　在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至 2021 年底，我国已投运的约 4600 万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为 3700 万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过 6000 万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。

　　截至 2021 年底，全球已投运储能项目装机规模约 2.1 亿千瓦，同比增长 9%。其中，抽水蓄能装机规模约 1.8 亿千瓦，占比首次低于 90%。新型储能累计装机规模 3000 万千瓦，同比增长 67.7%，其中锂离子电池装机约 2300 万千瓦，占据主导地位。在 3000 万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约 650 万千瓦，中国紧随其后，装机量约 580 万千瓦。其他新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。

　　我国截至 2021 年底，电力储能装机约 4600 万千瓦，相比于 2020 年增长 30%，占全球电力系统储能装机量的 22%。2021 年全年新增电力储能装机约 1000 万千瓦，其中抽水蓄能增加约 800 万千瓦，新型储能装机增加约 200 万千瓦。在新型储能的 580 万装机中，锂离子电池占比最高，接近 90%，折合装机规模约 520 万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过 100 万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。

　　新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热（冷）技术。本报告主要总结和对比各类能量型电储能技术的主要技术经济性参数和发展现状，且由于锂离子电池发展相对较为成熟，相关参考资料较多，故本报告重点介绍压缩空气储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、氢储能等五种侧重于能量型应用的储能技术，对其技术原理、技术特点、关键技术指标、经济性潜力、应用前景进行了详细梳理分析。

　　技术原理。压缩空气储能(Compressed Air Energy Storage，简称 CAES)，是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放，然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。 CAES 储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统（即补燃式传统压缩空气储能）、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。

　　先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）在传统 CAES 系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。此外，有些 AA-CAES 系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。

　　压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入 100MW 级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至 65%~70%，系统成本降至 1000~1500 元/kW·h。“十五五”末及之后系统效率有望达 70%及以上，系统成本降至 800~1000 元/kW·h。

　　技术优劣势。压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站(100MW)，放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好，建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。

　　产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件(模具、铸件、管道、阀门、储罐等)的生产加工、装配、制造行业，属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求，对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备(压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等)设计制造、系统集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。

　　现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为 4000-6000 元/kW，能量成本约为 1000-2500 元/kWh，循环效率可达 65-70%，运行寿命约为 40-60 年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。

　　液流电池具有容量大、安全性好、功率与容量解耦等优点，适合作为大规模长时储能的选择。全钒液流电池是目前最为成熟的液流电池体系，钒的多价态特性使得其面临的技术问题最少，技术最为成熟。但主要活性物质钒的成本占系统成本比例高，限制了其造价的下降。全钒液流电池目前国内进展较快，5MW/10MWh 项目已安全稳定运行 8 年以上。 200MW/800MWh 项目已进入调试阶段。其他形式液流电池目前多处于 kW~MW 级别的示范阶段。

　　全钒液流电池成本目前在 2500~3500 元/kWh 区间。若考虑钒电解液残值占原值的 70%，以及 8 小时以上的长时储能，价格有望下降至 800-1400 元/kWh。但近一年来，五氧化二钒价格大幅上涨，使得其成本压力大增。锌基、铁基等体系具有活性物质储量大、价格低的特点。但面临的工艺问题，科研问题较多，相对全钒电池来讲技术更为复杂，需要更长的时间进行研发示范。

　　从理论上讲，离子价态变化的离子对可以组成多种氧化还原液流电池。根据液流形式分类，液流电池可分为双液流电池和单液流电池。根据沉积和相变与否，可分为沉积型电池和不沉积型电池。根据活性材料分类，可分为全钒液流电池，锌基液流电池（锌溴、锌铁、锌镍、锌空气等），铁铬液流电池、全铁液流电池等等。相比全钒液流电池，其他液流电池技术成熟度稍低，仍然面临活性物质的沉积、电解液互窜、功率密度低、容量和能量无法完全解耦、析氢和析氧等问题。

　　五氧化二钒和隔膜占据了原料成本的 60~80%。且随着储能时长增长，五氧化二钒成本所占比例逐渐增加。五氧化二钒市场目前是典型的现货市场，短期钒价波动会直接影响全钒液流电池造价，因此，相对稳定的钒价有利于液流电池行业的成本控制。虽然全钒液流电池初始投入成本相对较高，但是全钒液流电池的电解液性能衰减较慢，通过在线或离线再生后可循环使用，且电解液中钒的价值长期存在（残值相对较高），其可循环利用和残值率较高的特性对于初始投入成本分摊和后续年度运维成本等具有一定优势。

　　公司及示范项目。全钒液流电池已具有较多示范项目。大连融科储能在 2012 年实施了当时全球最大规模的 5MW/10MWh 的辽宁卧牛石风电场全钒液流储能系统，率先在国内外实现了技术产业化。该项目设计寿命是 10~15 年，运行后能量效率几乎没有明显衰减，维护成本低，运行成效显著，进一步验证了全钒液流电池技术上的成熟性。此后，更多更大规模的全钒液流电池示范项目投入建设和运行。目前我国全钒液流电池已进入百兆瓦级技术的示范应用阶段。

　　大连国家示范项目、湖北全钒液流电池储能项目、大唐中宁共享储能项目均达到百兆瓦级。大连液流电池储能调峰电站国家示范项目是国家能源局批复的首个 100MW 级大型电化学储能国家示范项目，该电站为“200MW/800MWh 大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目，采用大连化物所自主研发的全钒液流电池储能技术。一期工程 100MW/400MWh 级全钒液流电池储能电站于 2022 年已完成主体工程建设，并进入单体模块调试阶段，预计今年将投入商业运行。

　　国电投襄阳高新储能电站项目由国家电投湖北绿动中钒新能源有限公司在湖北襄阳高新区投资建设。于 2021 年 8 月 29 日开工，预计 2022 年前完工。其中，投资 19 亿元的 100MW 全钒液流电池储能电站项目，建设用地面积约 120 亩，预计五年内全部达产后，共实现产值 20.95 亿元，税收 5200 万元。除全钒液流电池外，目前我国也开展了其他类型液流电池的示范应用，但项目容量普遍较小，尚处于示范应用前期阶段。

　　钠离子电池具有理论成本低、特性与锂离子电池相近、安全性好等优点，适合在对成本要求苛刻的应用场景下替代成本较高的锂离子电池。钠离子电池的正负极材料所需资源在地壳储量丰富，分布均匀，且开采更加经济环保，被业界认为是比锂离子电池更具经济性的电池技术。目前钠离子电池技术主要分为三条路线，即层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物，三条路线均由行业龙头企业布局，均处于实验室向大规模产业化转化的阶段。目前我国在钠离子电池领域处于世界领先地位，中科海钠、宁德时代、立方新能源等企业均已实现钠离子电池的初步量产，并推出了成熟的产品线。

　　性能参数方面，各领先钠离子电池生产商所开发产品的能量密度已超过 140Wh/kg，仍在向锂离子电池当前水平靠近。在碳酸锂价格（当前价格 50 万元 /吨）居高不下的今天，碳酸钠的价格始终维持在 2000 元/吨，电芯成本保持在 0.4~0.5 元/Wh，行业估计钠离子电池最终成本将比锂离子电池低 20~40%。钠离子电池在实验室环境下展现出了较高的安全性能，同时与锂离子电池工艺兼容，现有生产厂商转型更加容易。

　　正极材料成本在电芯成本中占主导地位，参考 2022 年上半年数据，铜铁锰层状氧化物估计成本约为 2.9 万元/吨，镍铁锰层状氧化物约为 4.2 万元/吨，普鲁士白类为 2.2~2.6 万元 /吨。负极材料硬碳依据厂商供应链资源价格差别较大，在 10~20 万元/吨不等，目前诸多厂商宣称硬碳成本有较大下降空间。电解液成本同样也是电池成本的重要组成部分，钠离子电池电解质盐一般为六氟磷酸钠（NaPF6），参考目前碳酸钠 0.3 万元/吨的成本，电解液成本预计低于 2 万元/吨。钠离子电池正负极均可以使用铝箔作为集流体，目前价格在 3~4 万元/吨。

　　固体介质的重力储能是近期重力储能商业化的主要发展方向，水介质的新型重力储能技术尚停留在理论研究阶段，除传统抽蓄外的新型水介质重力储能目前尚未有商业化的产品。Energy Vault 采用的提升砌块作为存储电能的方式已掌握较为成熟的技术，并已开始应用于小规模示范项目中，但尚未出现大规模应用，其技术成熟度有待示范项目的验证。若能有较成功的示范，砌块重力储能具有可扩展性高、度电成本较低的优势，在中长时储能中有相对广阔的应用前景。矿井重力储能利用废弃矿井进行能量存储，矿井高差通常比人工构筑物更大，如果将数百米深的废弃矿井利用部署重力储能，其储能效率和储能密度均能够超越以人工构筑高差部署重力储能的方式。

　　技术原理。氢储能属于化学储能，化学储能利用电能将低能物质转化为高能物质进行存储，从而实现储能。目前，常见的化学储能主要包括氢储能和将氢进一步合成燃料（甲烷、甲醇等) 储能。这些储能载体本身是可以直接利用的燃料，因此，化学储能与前述其他电储能技术（输入、输出均为电能）存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等。长远看，可以这些储能载体性质稳定的特点，在需要时将其转化为电力系统的电能。目前，在化学储能技术中，氢储能相对成熟，依托电解水制氢设备和氢燃料电池（或掺氢燃气轮机）实现电能和氢能的相互转化。储能时，利用富余电能电解水制氢并存储，释能时，用氢燃料电池或氢发电机发电。

　　氢储能需要完成电—氢—电的转换，涉及“制、储、运、用”四个环节，整个过程较为复杂。在制氢环节，电制氢技术包括碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解(PEM)、阴离子交换膜水电解(AEM)以及固体氧化物水电解（SOEC）四种。前三种为常温（60~90℃）电解槽，SOEC 为高温（600~1000℃）电解槽。碱性电解槽利用在水中加入的碱性电解质增加水的导电性，提高电解效率。其结构简单、技术成熟、价格便宜，是目前主流的电解水制氢方法，缺点是效率较低，电解槽效率约为 75%，系统效率为 60~70%，同时受限于隔膜机械强度，功率灵活调节速度有限。质子交换膜技术利用质子交换膜代替了原有的隔膜和电解质，由于质子交换膜薄且质子迁移速度快，能够明显减小电解槽的体积和电阻，使电解槽效率达到 80%左右。

　　由于目前质子交换膜价格较高，且被水浸润时酸性较强，电极只能采用耐酸的铂等贵金属，因此质子交换膜电解制氢成本相对昂贵。阴离子交换膜电解槽结构与质子交换膜电解槽类似，主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成，一般采用纯水或低浓度碱性溶液用作电解质。阴离子膜交换膜是AEM 电解水系统中的重要组成部分，也是该技术与 PEM 技术最大的区别，其作用是将阴离子 OH?从阴极传导到阳极，同时阻隔气体和电子在电极间直接传递。固体氧化物电解槽技术利用固体氧化物作为电解质，在高温（600~1000℃)环境下，让水蒸气通过多孔的阴极，氢离子获得电子后成为氢气，氧离子通过固体氧化物在阳极失去电子成为氧气。由于高温环境下离子活性增强，因此其电解效率最高，可以达到 90%。该方法还处于试验研究阶段。

　　此外，还可以将绿氢通过合成氨工艺或氢制甲醇工艺转化为氨或甲醇进行储存，使用时再通过氨催化裂解和甲醇催化裂解制氢，或直接将氨、甲醇进行应用。液氨的沸点为 -33.5℃，甲醇的沸点为-64.8℃，因此液化及储存成本远低于氢，另一方面氨和甲烷的合成及裂解技术成熟，只需针对可再生能源制氢工艺进行部分优化调整。更重要的是，合成甲醇所用二氧化碳可通过碳捕集技术（CCUS）获得，实现生产过程“负碳排”，在减碳角度具有较大优势。

　　氢发电技术主要包括氢发电机和氢燃料电池两种。氢发电机主要以氢气（或与天然气的混合气)为燃料，利用内燃机原理，经过吸气、压缩、燃烧、排气过程，带动发电机产生电流输出。氢燃料电池是利用电解水的逆反应，把氢的化学能通过电化学反应直接转化为电能的发电装置。相比而言，燃料电池发电效率更高、噪声小、没有污染物排放且容易实现小型化，发展前景更加广阔。

　　氢燃料电池主要分为碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池等类型。碱性燃料电池（AFC）是燃料电池系统中最早开发并获得成功应用的一种，通常以氢氧化钾作为电解质，多用于宇宙探测飞行等特殊用途的动力电源。质子交换膜燃料电池由质子交换膜、电催化剂、气体扩散层、双极板等部分组成，具有工作温度低、启动快、功率密度高等优势，是目前发展最快、在氢能汽车和氢能发电领域应用最广的燃料电池。固体氧化物燃料电池属于高温燃料电池，具有全固态电池结构，其综合效率高，对燃料的适应性广，适用于热电联供，目前研究的焦点在于电池结构的优化和制备技术的改进。

　　技术优劣势。化学储能与前述其他电储能技术存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等，这些储能载体不必再转化为电力系统的电能，可以提高整体用能效率。若必须将氢、氨、甲烷再转化为电能，由于工艺链条较长，其能量利用效率较低，固定投资高，经济性较其他储能手段较差。

　　化学储能更适合发电侧长周期、大容量过剩的应用场景，例如在水电的丰水期，大规模光伏项目的发电高峰等。由于可以持续将电能转化为氢、氨和甲醇等物质，在运输能力相匹配的前提下，化学储能在储能功率和储能容量上都有极为明显优势。氢或其他合成燃料是具有实体的物质，相对于直接储电，存储更容易实现。例如，氢的单位质量热值高达 1.4×108J/kg，储氢能量密度高，能够实现大规模储能。化学储能的缺点是电—电转换效率低，储运设备成本高，并且氢、甲烷等燃料属于易燃易爆品，存储过程存在一定的安全隐患。化学储能涉及制取、储存、发电三个环节，以氢储能为例，主要包括电制氢、氢储运和氢发电。

　　氢储运成本主要受存储方式、运输方式和运输距离等因素影响。气态储氢(3~35MPa)单次成本为 2~3 元/kg，液态储氢单次成本为 20~25 元/kg，合成氨储氢单次成本为 6~8 元/kg。公路运输高压气态氢成本每吨为 80~100 元/km, 公路运输高压气态氢成本每吨为 10~15 元/km 海运液氢成本每吨约 0.5 元/km。内径 500mm 设计压力 4MPa 的氢气管道输氢成本每吨约 0.5~1 元/km。发电单元，以质子交换膜燃料电池为例，其电堆造价为 2000~4000 元/KW，电堆成本约占系统总成本的 60%。贵金属催化剂和全氟磺酸膜价格昂贵，是推高燃料电池造价的主要原因。降低催化剂中铂的用量、开发非贵金属催化剂及价格低廉的非氟质子交换膜是降低成本的关键。

　　固态锂离子电池。技术原理。固态电池是一种以固体材料构成电极与电解质的锂离子电池技术，其工作原理与传统（液态）锂离子电池相同，均属于“摇椅式电池”范畴，既通过可逆氧化还原反应，使得锂离子在正负电极之间反复游走，实现电能的储存或释放。固态电池的正极可由碳、钛酸盐、金属锂极及其合金构成，负极可由金属氧化物、硫化物、钒氧化物等构成，目前钠硫电池（金属钠为负极、硫为正极、β-氧化铝管为固态电解质）技术路线最具代表性。

　　技术特点。安全性能好是固态电池相对于传统（液态电解质）锂电池的最大优势，其固态电解质不可流动，热稳定性好，抗损坏能力强，在破损条件下不会产生漏液及易燃易爆气体，极大改善了锂电池所面临的安全性问题。理论能量密度高也是行业关注固态电池的重要原因。理论上，固态电解质对比液体有着更大的材料密度，从而意味着更高的能量密度，目前固态电池的实验室数据已超过 400 Wh/kg，显著优于锂电池平均水平。另外凭借其电解质极佳的物理与化学稳定性，实验室条件下固态电池也展现出了低温性能好以及循环寿命长等特点。目前由于生产技术、PACK 工艺、电极材料接触面导电性等方面的问题，导致达到量产标准的固态电池能量密度尚不及成熟锂离子电池。由于产业链不成熟以及工艺复杂等原因，固态电池当前成本远超液态锂离子电池。

　　我们可以从多个技术指标以及经济指标对比各类储能技术，评估其在不同应用场景的适用度，并作为预测其未来发展方向的重要参考数据。评价储能系统的技术经济参数主要包括：设计功率/能量、初始投资成本、全生命周期运维成本、循环次数、循环效率、放电深度、年平均循环衰退率以及全生命周期平准化度电储能成本(LCOS)等。表 6 给出本报告探讨的几种新型储能技术当前的技术经济参数水平，并与抽水蓄能、锂离子电池和铅蓄电池进行了对比。

　　“十三五”是我国储能产业化发展的起点。2017 年 9 月，国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、能源局联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》是我国储能产业第一份综合性政策文件，明确了储能发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施，直接推动了储能产业发展热潮。在文件的指导下，十三五期间储能发展任务基本完成，建成了一批不同技术类型、不同应用场景的示范项目，掌握了多项自主知识产权核心关键技术，多种新型储能技术完成了从实验室到商业示范的转化。但必须指出，由于 2019 年 5 月，国家发改委、国家能源局联合签发的《输配电定价成本监审办法》中明确储能的成本费用不能计入输配电价，在相当程度上减缓了储能装机的规模化发展。

　　针对新型储能发展，2021 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）提出，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。 “到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上。”，这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。特别强调，要明确新型储能独立市场主体地位、健全新型储能价格机制、健全“新能源+储能”项目激励机制。

　　2022 年 3 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），对《指导意见》中所提出的目标和任务进一步明确和细化。要求“到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间储能技术取得突破。”

　　《实施方案》强调了以规划为引领、以创新为驱动、以市场为主导、以机制为保障、以安全为底线的发展思路。强调了新型储能技术要多元化发展并坚持示范先行。明确了新型储能在电力市场中的独立市场主体地位，鼓励各方对拓宽电站收益开展进一步探索

　　在国家《“十四五”新型储能发展实施方案》之后，江苏、山东、宁夏、青海、浙江、河南等多个省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型储能实施方案，实施方案中大都明确了新型储能重点发展的应用场景，从电力市场和调用层面针对新型储能给予明确的政策支持，部分省份还明确了储能的租赁价格及辅助服务价格。例如江苏省 2022 年 8 月发布的实施方案中要求：（1）鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能等创新商业模式的应用示范。新能源企业与储能企业签订租赁协议，按年度支付储能租赁费，鼓励签订长期协议或合同。

　　（2）建立电网侧储能电站容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。独立建设并向电网送电的新型储能电站，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加费用。（3）完善适应新型储能发展的电力市场体系，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。探索建立独立储能作为新型市场主体参与中长期和现货市场交易机制，并提供调频、黑启动等辅助服务，发挥其移峰填谷和顶峰发电作用。

　　河南省 2022 年 8 月发布的实施方案中要求：（1）共享储能电站容量原则上不低于 10 万千瓦时。新建市场化并网新能源项目,按要求配建或购买一定比例储能规模。共享储能容量租赁费用 200 元/千瓦时·年，鼓励签订 10 年长协。（2）独立调峰补偿费上限暂为 0.3 元/千瓦时，研究开展备用、爬坡等辅助服务。在电力现货市场运行前,独立储能放电上网时作为发电市场主体参与市场中长期交易,签订顶峰时段市场合约;用电时,可作为电力用户享受峰谷分时电价.示范项目每年完全调用不低于 350 次。独立储能电站向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

　　所有新型储能技术都围绕提高安全性、降低成本、提升性能参数（能量密度、储能时长、储能效率、循环寿命），以及增强环境友好性四个方向进行改进和发展。锂离子电池主要通过改变电极材料来提升电池性能。当下行业里出现的高镍电池、锰酸锂电池为过渡金属方向的创新代表，而锂硫电池则为氧化物方向的创新代表。

　　通过电解液和隔膜的改性提升安全性。除材料路线外，结构路线主要通过电池物理结构的创新来实现电池性能提升，从电芯结构、PACK 工艺、插箱构造等方面入手，提高空间利用率、采用新型安全技术，从系统层面实现电池在经济性、能量密度与安全性方面的提升。该方向的典型代表有比亚迪的“刀片电池”以及宁德时代的 CTP“麒麟”电池。可以预计在不久的将来，锂离子电池能量密度将突破 400wh/kg。此外，采用固态电解质的固态电池有更高的理论能量密度和更好的安全性。目前固态电池的实验室数据已超过 400wh/kg，也展现出了低温性能好以及循环寿命长等特点，前景十分看好。

　　压缩空气储能未来的研发方向是改进核心器件，优化储能系统设计，研究新型储气技术与设备，实现设备模块化与规模化，提高系统效率和使用寿命，提升单位体积的储气密度以及降低成本。预计 2025 年前，先进绝热压缩空气储能技术达到成熟水平，完成百兆瓦项目示范。后续进一步研究适用于深冷液化空气储能的宽范围、高温离心压缩机，研发高压高速级间再热式透平、纳微结构复合储热蓄冷材料。目标是将系统效率提升至 70% 以上，功率成本降至 5000~6000 元/kw。利用洞穴的大规模压缩空气的储能度电成本降至 0.15 元/以下，成为长时储能的可选技术。

　　液流电池需着力解决能量密度低、储能效率低、成本高等问题，除此之外还需要解决系统可靠性和环境污染防治等问题。对应的技术难点主要是高性能离子膜和高电导率电极材料技术、系统可靠性设计及集成技术、关键材料工程制备技术、系统污染防控及回收利用技术等。开展离子交换膜、电极等关键材料研发和改进，开发高电导性双极板材料，研究新型非氟离子传导膜和锌基等新体系电池。进一步将效率提升至近 80%，功率密度达到 40w/kg，系统建设成本降至 1800~2000 元/kwh 以下。固体介质重力储能尚未有成功的大功率项目示范，需通过示范项目验证系统可靠性，解决系统自动化稳定运行等问题。后期应进一步降低综合造价，提升能量转换率以及提升系统的可扩展性。除固体介质重力储能外，海水蓄能、海下储能球以及矿洞抽蓄属于尚在研发或初步示范中的先进技术。

　　钠离子电池产业链结构与锂离子电池相似，但产业布局还处于初级阶段，尚无大规模电力系统储能项目开工建设。与锂离子电池相比，钠离子电池原材料丰富，综合成本降低约 20%，但电池能量密度较低，产业链配套尚不完善，因此发展趋势主要集中在能量密度提升以及通过产业链建设降低成本两个方面。铅炭电池在传统铅酸电池的负极活性物质中加入碳添加剂，全面提升了传统铅酸电池的性能表现，同时由于较低的成本，使其在规模化电力储能方面又赢得新的发展机会。未来的铅炭电池技术发展将集中在副反应控制、铅炭电极在充放电过程中的结构转变以及铅炭电池的最终失效模式上。随着它的性能改进提升，铅炭电池仍可能有所作为。

　　氢储能的全过程包括两次能量形式的转化，造成整体效率偏低。可再生能源发电制氢、储氢、氢发电环节都需要通过新技术的研发提高效率。氢的密度低，大规模储氢也存在占地面积大、对容器要求高等难点，需要重点研发高能量密度的储氢形式。电制合成燃料目前还处于试验示范阶段，对电直接还原二氧化碳生产各类产物的反应机理还不明确，还存在反应过程能耗较高、经济性差等缺点，主要的技术难点是反应过程的条件控制、催化剂的制备等。2030 年前，质子交换膜电堆有望实现商业化应用。低温液化储氢技术、高储氢密度、低成本的金属储氢技术，纯氢或高比例氢与天然气混输管道技术均有望实现突破。氢储能目标系统目标效率应达到 40%~50%（其中电解系统效率达到 80%，发电系统效率达到 55%），实现百兆瓦级工程试点，作为长时大能量储能，能量投资成本降至 35~40 元/kWh。

　　经统计，当前已有十六个省公布了“十四五”期间新型储能装机规划目标，总量已接近 4800 万千瓦。示范项目方面，各省在总结前期新型储能示范项目的基础上，2022 年批准的新型储能示范项目的数量和装机均大幅增加，总量约 18GW/37GWh。分析已公布的示范项目信息，磷酸铁锂电池仍占据了绝对优势的装机份额，此外，钛酸锂电池、铅蓄电池、AGM 铅酸铅碳电池、液流电池、熔盐储能、液态空气、氢储能、铝离子电池、钠离子电池、重力储能均有示范项目上榜。时长方面，主要以 1 小时及 2 小时的储能要求为主。但对于非锂离子电池项目，会配置 4 小时以上的时长要求。冀北电网要求较为特殊，均要求 4 小时储能时长。此外青海省着力示范压缩空气储能和氢储能。

　　新型储能装机规模预测。如前所述，锂离子电池在当前新型储能市场中仍占绝对统治地位，铅蓄电池虽然是相对较旧的技术，但是技术成熟、成本低，在备用电源等应用场景仍占据一定市场份额。包括压缩空气、液流电池、重力储能、钠离子电池、氢（氨）储能等在内其他新型储能技术尚处于发展初期，“十四五”后三年的示范是否成功，是决定其未来发展前景的重要时间窗口。结合国家新型储能总体规划、各省新型储能规划以及锂电池以外其他新型储能示范项目意向签约情况和各类建设周期，我们给出了新型储能未来十年装机规模发展预测，中国未来十年新型储能装机规模将超过 1.3 亿千瓦。

　　2022 及 2023 年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场会有爆发式增长，年装机均会超过 1200 万千瓦，市场规模约为 2021 年的 5~6 倍。2024 年及 2025 年，预计装机能量会稳定在 1000~1200 万千瓦之间，至 2025 年，预测的新型储能总体装机量中值约 4800 万千瓦。在各储能技术的装机量划分方面，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场会面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的一定挤压，在新增装机量中的占比以及累积装机量占比会持续走低，从目前占比约 90%降低至 80%附近。

　　在几种新型储能当中，除氢（氨）储能属于超长时应用，发展相对较慢之外，其他几种储能技术的 2022 年至 2025 年的复合增长率均可能超过 70%。其中重力储能的复合增长率最高，从当前的尚未完成示范，至“十四五”末期装机有望达 140 万千瓦。2025 年压缩空气储能的装机绝对值最高，约 280 万千瓦。液流电池装机量紧随压缩空气之后，2025 年预期装机可达 230 万千瓦。其他储能的增长相较于前面几种相对较慢，但也有约 40% 的复合增长率。

　　“十五五”期间，新型储能总体的装机增长预期较为确定，且随着技术成熟、产能释放，年新增装机量可接近 2000 万千瓦，至“十五五”末期达到约 1.4 亿千瓦。锂离子电池的新增和累计装机占比将进一步降低，至“十五五”末期累计装机占比可能降至 65%。其他各种新型储能技术需要以各自在“十四五”示范期间的成本和性能参数表现，与锂离子电池储能争夺市场。

　　新型储能各技术路线相较而言，锂离子电池技术成熟度最高，应用也最广泛，但其度电储能成本仍在 0.6 元/千瓦时以上，1h-2h 储能时长的小规模示范应用尚可依靠补贴和政策倾斜加以平衡，随着储能装机量的提升，2h 以上的长时储能需求量增大，这样的成本水平将导致系统成本大幅增加。电动汽车对锂离子电池的需求日渐增多。综合相关机构预测，到 2035 年，全球电动汽车动力电池对于锂离子电池的需求超过 3500gWh，与此同时，金属锂的全球已探明储量约 2200 万吨，我国储量仅约 150 万吨，旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子电池成本居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑上亿千瓦级的储能市场。

　　示范项目代表着创新技术的首次规模化实际应用，特别是首台套项目的建设，没有可参照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，在项目立项审批时会触及到很多原有规章制度的空白，地方政府和主管部门在项目审批过程中缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示范。市场对于创新技术也存在较多“歧视”现象，出于规避未知风险的考虑，相关项目市场招标会对历史业绩等提出明确要求，示范（首台套）项目难以通过市场化方式推动落地；另一方面，示范（首台套）项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，项目落地困难重重。

　　“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，电力供应可靠性、电网安全稳定运行、新能源高效利用等成为未来电力系统发展的主线，储能作为提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对新能源项目配置的储能装机来说，其受调度机制与回报机制均不明确，不仅不能发挥储能装机的作用、更无投资回收机制和渠道。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其他盈利模式。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。

　　随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自 2020 年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。

　　新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度，使得当前储能行业监管难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。

　　尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能（特别是新型储能）的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出更强有力的支持。自 2010 年《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》提出了“电网企业应发展和应用储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在《电力中长期交易市场规则》等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征，储能企业的独立市场地位仍未真正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。

　　电动汽车不仅是交通工具，更是移动的储能工具，截止 2022 年 6 月，中国纯电动汽车保有量已超过 810 万辆，预期今年超过 1000 万辆，电动汽车未来在新型电力系统应用场景丰富，目前技术上已实现车网双向的电力充放。推动电动汽车作为移动储能工具纳入新型储能范畴，构建虚拟电厂参与新型电力系统，为电网提供削峰填谷等服务，将对保障电力系统稳定性、发挥电动汽车的储能价值产生重要意义。未来应从政策层面推动电动汽车电力反哺电网、电力实时结算等政策瓶颈，实现电动汽车储能效益。

　　积极鼓励创新技术的试点示范。聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，开展重大科技创新、不同技术路线、不同场景和区域的试点示范，并加强试点示范项目的跟踪监测与分析评估。对于通过试点示范项目取得预期成果或经权威专家组论证通过的重大创新技术，从金融、市场等方面给予进一步支持。政策保障试点示范项目顺利落地。充分认识新型储能在新型电力系统中的重要地位，将新型储能试点示范项目列入国家或地区重点支持的科研项目计划，特别是自主创新技术或首台套工程，开辟项目审批绿色通道或特事特办简化项目审批流程，鼓励各地因地制宜开展新型储能政策机制改革试点，大胆先行先试。支持新型储能相关的先进集成制造产业落地，培育和延伸新型储能上下游产业，推动全产业链发展。

　　建立和完善新型储能价格机制。政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主，为未来新型储能发展做好政策研究储备。在经济基础较好、市场化程度高的地区，加快探索实施储能容量。电费机制。考虑增加新的辅助服务品种，结合实际情况探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立。

　　强化新型储能独立市场主体地位。基于新型储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力，以及应急供电保障和延缓输变电升级改造需求的能力，支持新型储能作为独立市场主体直接参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。创新商业模式。基于新型储能独立市场主体地位，推动发展规模化独立储能和共享储能，逐步取代新能源发电项目单独配套的储能项目，在条件具备的地区开展商业模式创新试点，结合不同技术路线和不同地区特点，从容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务、容量电价补偿等方面探索新型储能项目的赢利模式，积极引导社会资本的投入，推动新型储能产业的可持续发展。管理部门和市场参与者，应有足够的信心和耐心，支持各种商业模式探索和发展。

　　因地制宜推动新型储能良性发展。各地应以实际需求为导向，开展新型储能产业顶层设计，统筹规划新型储能建设规模、建设标准和空间布局，避免无效投资和重复投资，杜绝因政策与市场不配套引发的资源浪费和以次充好等恶劣现象，政府主管部门应加快新型储能项目的监管体系建设，加强对储能装置生产、检测认证、建设安装和运营的质量监督和安全监管，确保有效投资和行业的健康发展。加快新型储能标准体系建设。基于新型储能技术仍普遍处于研发和示范的现实情况，技术标准仍有较大不确定性，应首先从安全性、稳定性、工作效率、环境友好性等方面建立新型储能的示范建设标准，并逐步完善各新型储能技术路线的技术标准，加快建立以储能全生命周期性能表现为核心的标准体系，并随行业发展更新迭代。

　　5.强化新型储能法律地位，加快推动《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》修订

　　推动新型储能立法保障。重视新型储能作为新兴主体在电力系统中的重要作用，以及新型储能缺乏高位阶、有效力法律规范的现实情况，加快推动《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》的修订，从立法层面明确新型储能在实现“双碳”目标、能源转型和新型电力系统中的战略地位，对新型储能规划建设、投资运营、调用消纳、价格机制等内容提供法律依据和保障。持续完善新型储能相关政策。从推动行业快速发展和规范行业健康发展的角度，不断结合产业发展实际提供政策指导，从市场准入、审查批复、市场监管、激励政策等层面对现有储能政策进行进一步细化和完善。各省市根据自身特点，在国家宏观政策指导下提出符合自身发展实际的新型储能政策并推动落实，引导行业的良性可持续发展。

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