新型储能投资机会漫谈及独立储能电站收益分析“碳中和”的储能定位“碳中和”大背景为实现双碳目标，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,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69亿千瓦新能源,9%2020年7.6万亿千瓦时新能源,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16万亿千瓦时装机结构发电量结构储能必要性—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。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。系统友好型新能源电站省级电网调度中心电站智慧联合调控中心风光储单元支撑高比例新能源基地外送储能技术路线概述氢储能物理电化学储能储能抽水蓄能锂离子电池压缩空气储能碳铅电池飞轮储能液流电池钠流电池电磁储能超级电容超导储能相变储能熔融盐储热高温相变储热物理储能●技术成熟●成本最低●使用规模最大●建设周期短●调节灵活●运行效率高●技术路线多元●应用范围广电化学储能储能技术现状电化学储能●具有布置灵活、快速响应、功率和能量密度高等特点；●锂电池系统循环寿命约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形式，在国内尚无大面积推广；●西北院负责的鲁能青海格尔木压缩空气储能项目，含税上网电价为700元/MWh；●未来总体造价将下降10～20%，下降空间有限；储热技术●主要有熔融盐储热技术和高温相变储热技术；●熔融盐储热技术的主要优点是规模大；●高温相变储热技术具有能量密度高、系统体积小、储热和释热温度基本恒定、成本低、寿命长等优点。氢储能●适用于大规模储能和长周期能量调节；●是实现电、气、交通等多类型能源互联的关键；●在国内，氢储能技术目前还处于示范应用阶段。●目前技术最成熟、应用最广泛的能量型储能技术；●具有规模大、寿命长、运行费用低等优点；●建设周期较长，需要适宜的地理资源条件；●度电使用成本0.1元左右，度电成本最低抽水蓄能未来需求与布局●非化石能源消费比重：约16%●我国全社会用电量：7.5万亿千瓦时●抽蓄装机：3179万千瓦●新型储能装机：约340万千瓦2020●非化石能源消费比重：需达到20%以上●我国全社会用电量：预计将达到9.5～9.8万亿千瓦时●抽蓄装机：6200万千瓦●新型储能装机：3000～5000万千瓦2025●非化石能源消费比重：需达到25%以上●我国全社会用电量：将超过11万亿千瓦时●抽蓄装机：1.2亿千瓦●新型储能装机：1.5亿千瓦2030●“十四五”期间，在西部新能源富集地区，布局电源侧新型储能，重点布局在内蒙古、新疆、青海、甘肃、四川、云南等区域；●在中东部负荷中心地区，以源网荷储模式布局一批电网侧和用户侧新型储能，重点布局在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等区域；●在西藏、青海等地区结合分布式新能源将布局一批新型储能，重点解决独立供电问题。●今后，储能将作为独立市场主体参与辅助服务市场，探索建设共享储能。储能布局预测抽水蓄能10“十二五”、“十三五”期间中国抽蓄的主要政策新疆西藏青海甘肃内蒙古四川云南广西广东湖南江西湖北河陕西山西河北山安徽福建浙江江苏黑龙江吉林辽宁台湾北京天津重庆上海宁夏贵州荒沟蓄能（120）单位：万千瓦敦化蓄能（140）蛟河蓄能（120）清原蓄能（180）芝瑞蓄能（120）丰宁二期（180）抚宁蓄能（120）易县蓄能（120）文登蓄能（180）沂蒙蓄能（0）12潍坊蓄能（120）镇安蓄能（140）阜康蓄能（120）哈密天山蓄能（120）南阳天东池蓄能（120洛宁抽蓄（140）五岳抽蓄（100））句容抽蓄（135）平江蓄能（140）长龙山抽蓄（210）绩溪抽蓄（49宁海抽蓄（140）缙云抽蓄（90）衢江抽蓄（30）磐安抽蓄（30）绩溪抽蓄（99）金寨抽蓄（120）厦门蓄能（140）永泰蓄能（120）周宁蓄能（120）能（120）梅州蓄能（阳江蓄120）中长期重点实施及储备项目分布“十四五”储能发展规模及布局抽水蓄能发展布局目前，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，一方面将服务新能源大规模发展和电力外送需要，加大在“三北”地区抽水蓄能布局；另一方面，结合负荷中心调峰及系统安全稳定运行需求，中东部重点在河北、山东、浙江、安徽、河南、湖南、湖北、广东和广西等地区布局一批抽水蓄能项目。海南“十四五”新增投产抽水蓄能布局5800960015400865063401140010800华北东北西北西南华东华中南方“十四五”储能发展规模及布局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。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抽水蓄能技术路线推动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。因地制宜发展中小型抽水蓄能，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。压缩空气储能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非补燃式四级先进绝热CAES系统太阳能补热式CAES系统压缩空气储能技术介绍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%。压缩空气储能技术介绍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7.5MPa。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年储能耗电46745MWh，净发电量39255MWh。飞轮储能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ACDC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功率变换器实现直流和交流的双向转换变频驱动飞轮储能的基本构成与工作原理放电原理：电机工作在发电机状态，利用飞轮高速旋转的惯性带动转子旋转，通过发电机将飞轮存储的动能转换成电能输出ACDC发电机动能电能飞轮动能的主要存储载体轴承系统起支撑和保护的作用功率变换器实现直流和交流的双向转换变频驱动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）的平方成正比第一代低速飞轮（3000转/分钟左右），同轴方式运行，体积大，损耗大第二代机械轴承/磁力卸载机械轴承中速飞轮（10000转/分钟左右）、损耗大，轴承使用寿命短第三代全磁悬浮高速飞轮（30000转/分钟左右），能量密度高，损耗小，使用寿命长磁悬浮轴承五轴主动控制电机定子电动机/发电机双模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飞轮储能的主要技术对比轴承技术：机械轴承VS磁轴承VS磁悬浮轴承飞轮材料技术：合金材料VS复合材料应用技术：功率型飞轮VS能量型飞轮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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，虽然同样需要水来形成液位差，通过水泵/水轮机来实现充放电，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。目前的研究主要有储能塔、支撑架、承重墙等结构。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。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重力储能国内外研究现状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。重力储能国内外研究现状多种新型重力势能储能技术对比液流电池储能全钒液流电池原理图厂房布置受用地限制，结合储能电站的容量。车间采用多层布置: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配电装置及主要设备的布置电解液储罐预制舱式PCS安全防护防火•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等功率元件火灾•电池本身火灾风险极低防爆•钒液流电站的爆炸风险•电池在充电过程中会产生少量氢气。•措施•对氢气进行组织排放。•设置氢气探测器，实时检测氢气浓度异常。•对储能车间进行爆炸危险区域划分•对处于爆炸危险区内的设备选择防爆型。钒液流电池储能电站的设计关注点环境影响电解液污染•电解液污染风险•电解液为弱酸性溶液•储罐破裂风险•厂房渗漏风险•防护措施•电解液的废液收集•电解液溢出的多级防护•电解液池的防渗•地下水监测噪声污染•噪声源•电解液泵•变压器噪声•断路器噪声•防护措施•噪声分析•车间隔音•设备隔音钒液流电池储能电站的设计关注点钠离子电池储能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，全球电化学规模储能示范项目，锂电池占比高达92%钠离子电池发展现状锂电池发展历程：钠离子电池发展：2010年以来，钠离子电池受到了广泛关注2018年6月，国内首家钠离子电池企业中科海钠推出了全球首辆钠离子电池(72V，80Ah)驱动的低速电动车，2019年3月发布了世界首座30kW/100kWh钠离子电池储能电站2021年6月推出1MWh的钠离子电池储能系统。有机钠离子电池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。制作钠离子电池电极片时，在铝箔集流体两面分别涂覆正极材料和负极材料，并对极片进行周期性叠片，还可以制作成双极性电池，由此在单体电池中实现高电压，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。214365能量转换效率高成本低廉资源丰富安全性高循环寿命长维护费用低有机钠离子电池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1系统概况2系统接入方式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。本项目储能系统为1MWh低压直挂系统，经用户0.4kV母线并入配电线路，可供厂区生产、生活用电及充电桩供电等。系统为仓储式集装箱储能系统，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个电池簇组成，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1.1MWh。本项目储能系统通过一路出线接入0.4kV电压母线，系统整体架构如上图所示。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系统整体架构3储能单元拓扑4运行情况简述双级拓扑模块化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%。1MWh钠离子电池储能系统示范案例预判（结合与C公司的交流）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电池储能成本结构锂电池储能系统的成本，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，有望继续下降30%，至2030年下降50%。统计数据：Bloomberg-NEFUSD/kWh锂离子储能电站成本发展趋势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收益部分地区正探索建立针对储能电站的容量电价机制04容量电价补偿将容量租赁给新能源场站，获取租金01储能容量租赁独立储能电站以共享储能的模式运行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辅助服务收益参与电力现货市场，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：其他经济参数独立储能模式•容量补偿收益（或者容量租赁）•结合政策编制趋势，储能容量约为30元/千瓦/月的容量补偿费用，以此为边界进行测算，可获得年均11923万元/年的容量补偿费用。•深度调峰收益•在补偿标准方面，考虑最新发布的两个细则有效期为5年，补偿标准采用每五年退坡的方式进行测算，退坡梯度分别为0.792元/kWh、0.5元/kWh、0.3元/kWh、0.0999元/kWh。•在深度调峰次数方面，独立储能电站的深度调峰启动条件不明确，就实际需求情况而言，至少全年七个节假日以及52个双休日的周天可视为深度调峰需求，共63天，同时可考虑7天的极端天气情况，即全年深度调峰次数至少可考虑70天。•基于此，本项目依据全生命周期深度调峰次数的情况制定高、中、低三个方案，年均收益分别为5326万元/年、2968万元/年、1765万元/年。独立储能模式•电力现货市场收益•在电力市场中，独立储能通过峰谷价差获得充放电收益。在计算收益过程中，充放电价仅考虑现货价差，不考虑中长期锁定作用，具体根据2020年8月、2021年5月、2021年11月至2022年3月23日的日前市场价格情况进行统计。•结果显示，在两充两放的情况下，平均充电价为0.3709元/kWh，平均放电价为0.6346元/kWh，价差为0.2636元/kWh。•一次调频•根据历史数据，以转差率1%测算一次调频收益•项目日均一次调频收入为1.82万元/日，年均一次调频收益为600.19万元/年。独立储能模式•成本分析•运维费用•储能单位运维成本取0.0448元/Wh，年均运维成本为3199万元/年。•技改费用•项目于第十一年更换电池，电芯价格取0.5元/Wh，即3.57亿元。独立储能模式•主要经济结论•在不同深度调峰技术方案下，“高-中-低”方案的全投资收益率分别可达到•8.46%（高）、6.14%（中）、5.04%（低）•高方案可达到基准收益率8%的要求；•低方案亦能实现5.04%的全投资收益率，资本金收益率达6.25%；独立储能模式•敏感性分析（敏感因素上下浮动10%的波动）•对静态投资最为敏感，变化幅高达20.32%；•峰谷价差次之，收益率约上下波动6%；•运维费率影响较小，收益率约上下波动0.26%。