电力及公共事业行业能源转型深度报告：新型储能技术及产业研究报告

“碳达峰、碳中和”目标指引下，中国的新型电力系统建设进程持续加速。 风电、光伏装机渗透率的不断提升，必然要求与之匹配更多储能装机为电力系统提供各种类型的调节能力。 包括锂电池在内各类新型储能技术因为选址灵活，技术参数适用范围广等特点，将逐渐成为与抽水蓄能储能方式同样重要的储能技术，在源-网-荷三侧的多种应用场景下发挥作用。新型储能装机量在未来十年将快速增长，预计十四五末新型储能功率装机可达4500~5500万千瓦，能量装机可达1亿~1.2亿千瓦时，十五五末新型储能功率装机可达1.2亿~1.5亿千瓦，能量装机可达2.5亿~3亿千瓦时。 锂电池储能在目前以及十四五结束前仍是最为成熟的新型储能技术，将支撑十四五期间的新增储能装机。但电动车行业持续增长的需求，将使越来越少的锂资源可供电力系统的固定式储能使用，其他新型储能技术面临巨大发展机遇。 包括液流电池、压缩空气储能、重力储能在内的几种新型储能技术将在十四五期间完成百兆瓦级示范项目建设，并通过充分示范于十四五末期在技术参数、技术成熟度、降本趋势等方面有不同表现。示范较为成功的技术，将在十五五期间占据更多的储能市场份额。 风险提示：技术开发不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，项目投产情况不及预期，商业模式形成不达预期。 1.中国发展新型储能的必要性 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%。。 图1：中国电力装机发展预测 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。 图2：不同新能源渗透率下的日内净负荷曲线 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。 图3：储能在源网荷三侧的多种应用场景 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。 图4：“传统电力系统”到“新型电力系统” 2.新型储能发展现状 2.1装机情况 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。 图5：全球累计储能装机情况 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。各国详细新型储能装机情况如图6。 图6：主要国家新型储能装机情况 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。 图7：中国储能累计装机情况 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。 图8：中国分省储能累计装机情况 2.2技术发展现状 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。 图9：主要储能技术类型 2.2.1压缩空气储能 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。 图10：压缩空气储能原理示意图 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。 图11：压缩空气储能示意图 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。各项成本占比见图12。 图12：压缩空气储能成本构成 由图可见，系统设备是压缩空气储能初投资成本的主要部分。压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统分别占比达到了28%、15%、20%。因压缩空气系统占地面积较大，基建费用占比达到22%。 公司及示范项目 目前压缩空气储能发展整体上处于示范验证与商业推广过渡的阶段。目前我国已有百兆瓦级压缩空气储能示范项目完成建安。 中储国能（北京）技术有限公司 中储国能技术有限公司发源于中国科学院工程热物理研究所。通过多年技术攻关，已攻克1MW级和10MW级先进压缩空气储能系统关键技术，建成了首套1.5MW(2013年)和10MW(2016年)先进压缩空气储能系统，并于2017年在国际上率先开展了100MW先进压缩空气储能系统研发与示范工作。目前位于河北省张家口地区的100MW/400MW h压缩空气储能电站示范项目，于2021年8月完成电站主体土建施工，于2021年12月完成主要设备安装及系统集成，预计今年将完成调试并网。该系统单台套输出功率为100MW，系统设计效率为70.4%，各项参数在国际上已处于领先地位。 江苏金坛盐穴国家示范工程 在国家电网的支持下，清华大学电力系统国家重点实验室卢强院士团队创新研发出零排放压缩空气储能系统。系统利用被遗弃的风光水和“低谷电”，制造并以100~120个大气压的高压空气进行存储，用电高峰期时，高压空气经储热换热系统加热后，驱动透平发电机发出电能，达到废电精用的目的。系统运行过程中无燃烧，零排放，无后处理污染，使用