电化学储能的征途是星辰大海

背景 ·

去年我国提出碳达峰碳中和伟大目标，而首当其冲的能源行业碳排放占全国总量的80%以上，双碳目标之下，发展风能、太阳能等新能源成为减碳关键。据相关推测，双碳目标之下，2030年我国可再生能源发电占比从目前的32%提高至65%以上，但新能源的比例提高、其固有波动不可控的特性对电力调峰的需求大幅增加。为迎接这一挑战，近日国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励可再生能源发电企业自建合建、购买储能等调峰资源等方式增加并网规模，且明确提出配置装机容量20%比例、4小时时长储能调峰资源的项目可优先并网，以市场化手段驱使新能源向更安全高效方向发展。双碳目标之下，在新能源大行其道的未来，电源侧储能定将大展宏图，储能技术也将因此迎来真正意义上的爆发。

此前我国曾宣布，为实现双碳目标要大力发展新能源，到2030年风电和太阳能发电总装机量要达到12亿千瓦以上。若以此规模配置2 0%、4小时的储能调峰装置测算，对应储能需求量高达240GW/960GWh。

电化学储能是指利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变价，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池储能等。

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电化学储能新增装机快速增长

储能总量：截至2020年底全球储能装机量191.1GW，同增3.5%；中国储能装机量35.6GW，同增9.9%。根据CNESA，截至2020年底全球已投运储能项目的累计装机量达191.1GW，同比增长3.5%，其中，中国的累计装机量达到35.6GW，占全球的18.6%，同比增长9.9%，涨幅同比提升6.4pct，回归高速增长。

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电化学储能的各类电池优缺点

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电池：未来降本的核心环节

对于锂离子电池储能技术，从全生命周期的成本构成看，其功率转换和土建的成本下降空间十分有限。过去8年里，锂离子电池单体(不是系统)的能量成本从450~600万元/(MW·h)降至100~150万元/(MW·h)，下降幅度近80%。但其成本的年均下降比例并非线性，近两年的成本降低幅度不到2013年的一半，沿用现有工艺技术成本下降空间有限，必须开发变革性的电池技术，从产品全生命周期成本的角度考虑电池结构和工艺创新设计，降低制造、运维和回收处置成本，提高系统残值。以磷酸铁锂储能电池为例，未来若能做到以下几点：1、进一步改进电池结构和工艺，提高材料利用率，降低10%的材料成本和30%的制造成本;2、设计方便拆解回收的电极及壳体结构，增加电站残值至20%;3、通过在线维护系统补充活性锂离子，将系统终止(70%容量保持率)时的循环寿命提高到7000次，则电站的度电成本可降至约0.3元/(kW·h)，可满足容量型储能大规模商业化应用的目标要求。

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储能电池在三大方面的应用

锂电池在储能市场的应用拥有能量密度高、循环寿命高、充电倍率高等优点，可以应用在发电端、输电端和用电端。

发电端：电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；

输电端：缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；

用电端：自发自用、峰谷价差套利、提升供电可靠性。

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展望

储能的价值不止项目自身的经济性，更多来自于系统优化带来的收益。据《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，储能的独立市场主体地位有望得到确认，在储能项目自身的经济性接近投资门槛后，储能系统控制和报价策略显著影响了辅助服务收益。

当前电化学储能系统仍处于发展初期，产品以及施工标准尚未完善，配储考核政策仍有待推出。

随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。