能源革命下一站，新型储能大爆发 |【经纬科创汇*碳中和】

2019年8月9日下午5点，英国被迫按下暂停键。

英格兰与威尔士电网突然崩溃，导致大规模停电。伦敦最繁忙的国王十字车站，被迫临时紧急关闭，大量旅客滞留；还有很多市民被困在地铁中，那些备用电源不足的医院也被迫暂停。在这个夏日的黄昏，100万人陷入彷徨。

16点52分33.49秒，因雷击导致一个变电站的线路短路，虽然故障被很快清除，但导致分布式电源第一次脱网及主力电网变薄弱；

16点52分33.728秒，位于北海全球最大的Hornsea霍恩海上风力发电站，出现风电出力大幅下降。由于英国一直在大力推进清洁能源，全国40%电力依靠风力与光伏发电，而这些新能源的致命弱点，就是不够稳定。

16点52分34秒-53分58秒，小巴福德电站蒸汽机组出现了一系列停机，分布式电源脱网规模扩大。自此，因雷击而脱网的分布式电源、霍恩风电场、小巴福德蒸汽机组三者叠加导致电网损失了总负荷的6.5%，频率大幅下降，诸多地区开始停电。

图片来源：BBC

事故分析表明，这是一起因高比例清洁能源（风电）并网，而电力系统备用不足，导致的电网崩溃事故。由于新能源发电大量替代传统能源发电，导致电力系统抵御功率差额的能力下降。在电力系统接连出现扰动时，系统备用不足，不能及时弥补功率缺额，导致了事故发生。

最终，幸好抽水蓄能机组及时增加出力，阻止事故进一步扩大，由此可见储能对于高比例新能源并网时的重要性。

无论是风电，还是光伏，都非常依赖天气本身。比如光伏往往在正午达到高峰，到了晚上就无电可用，但晚上恰恰是用电高峰，就不得不用其他能源来调峰，对电网的负荷极大。

在中国碳中和的大目标下，国家能源局给出了快速提升光伏、风电等清洁能源的计划，这就要求大规模、系统性的储能配套。目前全球最多的传统储能手段就是抽水蓄能，而在新型储能里，电化学储能增速惊人。

今天这篇深度分析文章，是“碳中和”科创汇的第3篇，我们来关注新型储能，聚焦电化学储能。我们会先总结有哪些储能方式，以及其技术迭代潜力、市场增量空间如何？在新能源发电占比提升的大势之下，不同储能方式能满足哪些场景需求？以及储能的经济性分析，谁为储能买单？以下，Enjoy：

• 储能为什么大爆发？
• 有哪些新型储能方式？
• 我们为什么看好电化学储能？储能电池与电动车动力电池有何区别？
• 一套电化学储能系统的价值链分析

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 储能为什么大爆发？

要想理解为什么储能会爆发，需要先理解电网。

电的速度很快，以光速传送，所以发电、输电、配电，需要在瞬时同步完成，整个电力系统时刻处于一个动态的平衡状态。当电网正常运行时，发电机发出的有功功率，和负载消耗的有功功率，是相平衡的，整个系统的频率维持在额定值。

当电源功率大于负荷功率时，系统频率升高，反之则降低。因此电网需要通过一次调频、二次调频等手段，保证频率在合理范围内，否则会发生频率崩溃，造成大面积停电，就像本文一开始英国2019年大停电那次事故一样。

电力系统有很高的稳定性要求。

但风电、光伏等新能源，一个致命弱点就是具有很强的间歇性和波动性。对于风电来说，万一某一时段风力变弱了，甚至没风了怎么办？对于光伏来说，万一某一个月经常下雨，没有太阳怎么办？并且一般光照都是在正午最强，晚上最弱，其发电功率也是波动的。

这种不稳定是电网的噩梦，必须通过其他方式来进行调峰。新能源这种忽大忽小的电力供应，例如风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，会令整个电网变脆弱，如果遭遇极端天气，电网崩溃风险很大，这在美国和欧洲都发生过，以至于风电和光伏一度被电力人士称为“垃圾电”。

在这种高波动性下，如果没有储能，像青海、内蒙等地的风光电，在光照或风力充足的情况下，发了很多电却用不完，就面临很高的弃光、弃风率。

国际能源署（IEA）曾给出一个指导意见，把电网吸纳间歇性可再生能源（风电、光伏）的比例划分了四个阶段：

• 第一阶段：低于3%，对于电网运行基本没有影响。
  
  
• 第二阶段：在3%-15%之间，对电网冲击较小，可通过预测间歇性可再生能源机组发力，以及加强调度的方式，平抑波动性和间歇性。
  
  
• 第三阶段：在15%-25%之间，对电网冲击较大，此时电网灵活性要求大大增加，短期内需要增加调频电站，中长期需引入储能。
  
  
• 第四阶段：在25%-50%之间，电网稳定性面临挑战，部分时段100%电力由间歇性可再生能源提供，所有的电厂都必须配置储能灵活运行，以应对电源端和负荷端的随机变化。
  
  
  
  

打个比喻，电网就像一条大河，如果只有1-2条小支流汇入的时候，对大河整体的水流量没有太大影响，对水面起伏也没有太大影响。但当支流越来越多，并且有时候一些支流有水、有时候没水的时候，河流主干道的水位起伏变化就大了，就必须进行调节。当新能源占比超过15%以上时，用储能技术来“削峰填谷”就势在必行。

特别是在电动车占比越来越大的情况下，充电桩的数量还会高速增长，在充电高峰对大电网的冲击也会比较大，配备一个像蓄水池一样的缓冲储能系统，也是发展国内储能业务的主要推动力之一，它与电动车保有量密切相关。

国内储能的大爆发，来源于政策变化。在碳中和、提升能源自给率的大背景下，国家能源局在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中，计划2030年风电光伏装机总容量将达到12亿千瓦，而截至2020年底，风光总量不过6.3亿千瓦，这一目标意味着在未来10年中，风电与光伏要各新增3亿千瓦。

而对于配套的储能行业，自2020年开始有密集政策出台，特别是2021年至今有很多具体落地的政策发布，包括强制光伏、风电配储政策，要求新增装机必须配置15-20%的储能。这个比例是根据光伏电站在夜晚功率曲线下降、或是风力减弱的情况下，还要继续保证2小时的电力输入计算得出的。

根据国家电网的测算，2035年前，风、光装机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出目前调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。

一方面，储能可通过削峰填谷，解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性导致的电网不稳定。此外，灵活配置的储能系统，还可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。

综合来看，强制配储将成为短期发电侧的爆发增长点。在电网侧和用电侧，政策驱动下的储能需求也会稳步推进，峰谷电价和地方补贴等等，都对工业和户用储能有积极推动作用。

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由于电力即发即用的特性，储能就是把电能通过物理或者化学介质，转换为其他形式的能量。

所以储能方式五花八门，主要的包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、熔融盐储能、电磁储能、氢能储能等等。

历史最为悠久、技术最为成熟的储能方式是抽水蓄能。它其实非常简单，就是把多余的电力输入抽水机组，利用水坝的高低差，把水从低位抽到高位。当需要用电时，再开闸放水发电。它所能储备的电量非常大。

从2000年到2020年，抽水蓄能占到全球累计装机量的90%。之所以能占这么大比例，关键在于它的经济性。虽然抽水蓄能的投入非常大，一般是30-50亿起步，也需要5-8年建成，相当于修建一个小型水库，但它的生命周期远超过其他储能方式，高达50-60年的应用期限，并且抽水蓄能的放电量都是吉瓦时级别，可以实现长时储能和4-7小时的放电，整体成本最具经济性。

但抽水蓄能有一个致命弱点——必须寻找水资源和地理结构合适的地方，如果想系统性布局，很多省份和城市并不具备相应的条件。

在新能源并网占比比较低的时候，利用低成本的抽水蓄能为火电配套是非常不错的方案，但当新能源占比超过15%以上的时候，就需要一种选址灵活、单体投入成本较低、建设周期更短、经济性也不错的方案。

在所有新型储能方案中，最为耀眼的明星就是电化学储能，这也是我们最看好的储能方式之一，我们会在下一节详细分析。除了电化学之外，我们先简单介绍几种还未大规模商业化，有些仍处于试验阶段的新型储能方式：

• 压缩空气储能：目前体量还非常小，它的工作逻辑是在用电低谷期，把过剩电能将空气压缩至高压，存到储气室中，也就是将电能转化为空气内能储存起来。当需要用电时，高压空气从储气室释放进入燃烧室，利用燃料燃烧加热升温后，驱动燃气透平发电。在实际应用中，为了节约储气室的建设成本，经常是去寻找矿洞来作为天然的储气室，这也会受制于地理结构。压缩空气的能效比较低，只有65-75%。截至2021年底，压缩空气储能在全球新型储能装机规模中，占比为2.3%，商业推广目前比较少。

• 飞轮储能：目前是一个研究重点，但应用场景较小。飞轮储能是通过低摩擦环境中，高速旋转的转子来存储动能。在“充电”时，电动机会发动将飞轮加速，将电能转化为机械能储存；当需要用电时，飞轮转速下降，透过发电机将机械能转化为电能给外部供电。整个飞轮储存装置是在封闭壳体中，一般是通过磁悬浮技术或真空环境，以减少阻力，保护转子系统高速运转。飞轮储能的优点是能量转换效率高（高达90%），响应速度快（适合于电网调频场景），但缺点也非常明显，可容纳电量比较少，并且造价很高，还面临很多技术性难题，比如怎么设计高强度飞轮转子？如何设计制造复合轴承？真空状态下的电机及轴承如何高效冷却？……

• 超导磁储能：还处于研究阶段，短期难以商业化。工作逻辑是利用超导线圈直接存储电磁能，它的功率密度高，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。

• 熔融盐储能：目前占比还很小。熔融盐是将盐升温到熔点之后，形成的一种熔融态液体，基本都是由无机盐构成的熔融体。工作原理是将多余电能，把熔盐的温度增至500 ℃，再存贮至高温熔盐罐中，到用电高峰再把高温熔盐从罐内取出，在熔盐换热器内实现热量转换来对水与空气进行加热，释放热能进行使用。与过去的高温导热介质相比，熔融盐的高温稳定性比较好。这种方式主要用于冬季供暖。

• 氢储能：目前争议还很大的一种技术路径。工作逻辑是通过电解水制氢，将多余的电能转化为氢能储存起来。氢作为储能介质，还可以直接用于燃料电池。但目前大规模制氢的技术还不够成熟，能耗很高，以及配套的氢储运技术也不够成熟，能利用氢能的场景也比较少。

虽然储能技术路径众多，但除了抽水蓄能与电化学储能外，其他路径无论在成本还是技术成熟度上，都还不足以大规模商业化，很多仍处于小规模实验性阶段。

在2021年中国储能新增装机量中，总规模5.73吉瓦（GW，1吉瓦=1000兆瓦=100万千瓦），89.7%为锂离子电池，即电化学储能。

2022年3月，国家发改委和能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能具备大规模商业化应用条件，其中电化学储能系统成本，要较2020年末降低 30%以上，可见电化学储能备受各方期待。

下面，我们就来着重分析一下电化学储能：

在新型储能技术路径中，电化学储能是最耀眼的明星，也是我们最看好的储能方式之一。

特斯拉的Megapack大型电池储能系统(BESS)

电化学储能本质上就是把电能储存成化学能，再用化学电池的机制放出来，放到电网中变回电能。电化学储能包括锂离子、钠离子、液流等等形式，其中锂离子最为成熟，钠离子和液流还有待技术研发。

电化学相对于抽水蓄能来说，最大的优势就在于灵活。它可以在小型工商业或者家庭周边建立小型储能站，也可以建到大规模的厂站级别，比如在沿海的风电站或沙漠中的光伏电站附近。

电化学储能中最具商业化潜力的，就是锂离子电池。锂电池已经发展多年，随着电动车的普及，无论是技术成熟度还是成本，都达到每年几百吉瓦时级别的量产，使储能电池的成本从原来的3元左右一瓦时，降至现在的1.5元左右一瓦时。

那么，锂离子储能电池与电动车的动力电池有何区别？

在原材料和生产线方面，两者原材料近似度很高，大部分情况下能够共用生产线，但在其中的添加剂和工艺上会有稍许不同。从量产角度来说，这是锂离子储能电池的优势，也是中国发展电化学储能，同时与电动车爆发双轮共振的核心优势。

不过从研发角度来说，两者在循环寿命和能量密度方面要求不太一样。储能电池要求高循环寿命和安全性，而对能量密度没有太高要求，但动力电池对能量密度要求高。这个差异使得储能电池几乎全部是磷酸铁锂，而不用三元材料。

基于这种需求上的差异，在BMS（电池管理系统）上会有不同侧重。虽然储能电池的BMS与动力电池类似，但动力电池安装在高速运动的电动汽车上，对电池的功率响应速度和功率特性、SOC估算精度、状态参数计算数量，有更高的要求，这些调节都需要通过BMS实现。

而储能电池由于充放电更为频繁，需要侧重循环寿命。磷酸铁锂储能电池的循环次数一般是6000次起，甚至到8000次。而动力电池的寿命一般是2000-3000次。从电池结构来看，由于正负极压实密度、水分、涂布膜密度等因素，会影响电池循环寿命，这些工艺会有稍许不同。

从产业链角度来看，两者的上游几乎相同，差异主要在产业链下游。动力电池是供应主机厂，由于主机厂集中度较高，所以是大B销售的逻辑，比如电池厂签约了小鹏、理想或特斯拉，基本上可以保证未来几年的供货锁定期。

但储能电池主要卖给集成商，中间就有了分销，并且储能电池需要结合项目开发周期，会有更多的不确定性，所以基本上是根据订单来生产。

综合来看，锂电池自身的响应速度是毫秒级，能源转化率能达到85-95%，所以对功率型和电网侧储能都是适用的。再基于它的灵活性，其在电力系统的发电侧、电网侧、用电侧都可以根据需求灵活部署：

• 发电侧：可提高发电的稳定性，包括电力“削峰填谷”、减少弃风弃光；
• 电网侧：可降低输电的成本，以及调频、备用容量等，提高电网运行的稳定性和可靠性；
• 用电侧：可通过峰谷电价差套利，减少企业和用户用电成本，以及容量费用管理、自发供电等。

对于电化学储能的另两种方式，钠离子电池与液流电池，也是如今重要的潜在方向。

钠离子电池正处于加紧研发阶段，它的工作原理与锂离子电池相似，改变的是依靠钠离子在正极和负极之间移动来运作，替代了锂离子。

它的优势在于钠元素在自然界中大量存在。像食用盐的氯化钠就是，钠基本随处可得，是地球上的第五大元素，而锂开采资源有限。并且钠离子电池的低温性能更好，充放电性能也维持得比较稳定，比锂离子电池具有优势。

但钠离子电池的缺点在于能量密度低，比锂离子电池低3倍左右，所以一个单体电池在同样容量的情况下，钠离子电池的体积要大最少3倍。

在目前的技术水平下，钠离子电池可能成本更高。因为锂离子能量密度高，结构件就少，比如装Pack、装插箱等等，一个集装箱下来，锂离子电池例如装了3-4 MWh，但是钠离子电池可能只能装1 MWh左右。钠离子电池就需要更多的集装箱、配更多的电器连接件，以及PCS等等，综合算下来整个系统集成成本更高。

钠离子电池的另一个缺点，在于它的循环性能不够好。锂离子储能电池可以做到7000-8000次，但是钠离子现在还很难超过3000次，如果单体电池不超过3000次，那模块组合后可能更低，这也是钠离子的核心研发挑战。

不过宁德时代正在这方面率先尝试，不仅在推进钠离子储能电池，也在电动车动力电池中，尝试研发一种Pack组合方式，一层锂离子电池叠一层钠离子电池，这样能够中和锂离子电池低温时表现不佳的问题。

对于钒液流电池，则是更远期的研发目标。钒液流电池的技术路径完全不同于锂离子、钠离子电池，而是与氢燃料电池原理类似，它是一种活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池，它的工作原理是通过钒化合价的变化，来实现电能与化学能之间的转化。

钒液流电池存在体积大，不易搬运的缺点，但优点也十分突出，主要是使用寿命长（循环次数20000次以上，寿命25年以上）；电解液可循环使用；电池容量可扩充性强（可以通过增加电解液储存器体积增加容量），可用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站；安全性好等等，钒液流电池的这些特性十分适合作为长时储能电池。

钒液流电池也被国家发改委、国家能源局认定为十三五期间重点发展，并进行应用推广的重点技术之一。但由于目前技术还不够成熟，造价和运维成本仍然较高。

除了全钒液流电池，成本更低的铁铬液流电池，也有望成为液流电池的主流路线之一。铁铬液流电池以原料丰富且价格低廉的铁离子和铬离子为活性物质，当储能时长越长，铁铬液流电池的成本优势越明显。

铁铬液流电池的优势明显：绿色安全、低毒性与腐蚀性、运行温度区间比较大、电解液原材料资源丰富、价格低廉等等。另一方面，铁铬液流此前也存在铬活性偏低和容易析氢等问题，但是基于长时储能的迫切需求，国内外团队都在加速突破这些问题，并取得一些不错的成果。

综合来看，我们认为锂离子电池（以磷酸铁锂为主）依然会是未来5-10年电化学储能的主流路径。如果从整体占比来看，抽蓄在2020年高达95%左右，电化学在剩下的5%中占据大头。但未来在整个储能市场变大的同时，电化学占比会逐年升高，以每年新增占比2-3%的速度增长，到2025年占比可能达到15%左右。

当然无论是哪一种储能技术，因为储能本身不生产价值，而是一种存储介质，最关键的因素还是经济性，下面我们就来分析一套电化学储能系统的典型价值链是怎样的。

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一套典型的储能电池系统，主要包括了电池、PCS变流器、BMS 电池管理系统、EMS温控系统等核心环节。

前面的电池环节属于电化学，后面的都属于电子电气。其中电池占据整个价值链的核心，50-60%的成本都在电池。剩下的PCS 20%左右、BMS 8%左右、EMS 3%左右，剩下的是电缆、控制柜、集装箱等工程成本。

电池需要技术沉淀和积累，小批量生产时很多问题不容易暴露，但在大规模出货时，对一致性要求非常高，比如当上万颗电芯组合在一起时，需要保持每一个的内阻等各种各样的参数在合理范围内，维持稳定状态。技术水平与质量的差异，在第7-10年时会有明显差别。

一个典型的电化学储能系统是：

首先，不同的电芯通过并联，形成一个模组，模组包在外壳中，外壳会安装散热系统，比如风冷系统会装上风扇，把热风抽出来，也会装上一些 MSD（断路开关），以保护电池安全。

众多模组会插在一个电池插箱里，电池插箱会装有电池管理单元，它会监测和管理整个模组电池的温度、电压以及电流状态。

然后，众多电池插箱会搭上一个电池架串联在一起，形成大的电池簇，一个常规电池集装箱会装15-20个电池簇，每个电池簇之间再进行串联。在电池集装箱层面，会形成BMS电池管理系统和EMS温控系统。同时，在每个电池集装箱中，还会配置一个消防系统。

最后，每个电池集装箱都是直流输出，形成汇流，其中会经过PCS储能变流器，让直流电变交流电，再经过升压、变压装置，把交流电从1000 V或1500 V，升到35 kV或110 kV，以匹配电网接入点的电压等级。

由于PCS环节与光伏电站有类似之处，所以很多储能变流器厂家，都是从光伏逆变器转变而来。不过储能与光伏、风电所需并不完全一样，光伏与风电主要是逆变器，是从直流变交流，然后就上电网了。

但储能既是一个电源点，又是一个负荷，需要双向，不仅仅是逆变器实现的从直流变交流。主要的差异在软件算法，和需要加一个小型微单机的能源管理系统，来适应电网的网架结构安全，保证频率品质。

目前，由于PCS赛道的集中度并不高，这一点与电池不同，电池厂商的规模效应非常明显，能不断降低成本。PCS是一个电气化产品，本身不需要像电池那么大的产能投入，反而需要更好的灵活度，所以有很多品牌在群雄逐鹿，在用户侧、工商业的储能中，都会有很多应用。

对于BMS（电池管理系统）来说，也是电池综合效率非常重要的一环。例如特斯拉的电池包配电容量不是最高的，但因为BMS优化的足够好，所以仍然能实现比较高的续航里程，并且对电池寿命保障比较好。BMS能监控每一个电池单元的温度、电流、电压、内阻等情况，保证其在稳定合适的环境下运作，避免电压不均衡和不一致性带来的减损效率甚至热失控风险，储能电池也是同样的道理。

对于EMS（温控系统）来说，由于涉及电网调度，往往需要与电网建立深度联系。从技术路线来说，有的偏向液冷，有的偏向风冷，往往是从商用车或数控机床转型过来，解决方案相对成熟。

最后的环节是集成，储能作为一个终端产品，需要集成商把各环节全部整合起来，根据不同场景来具体配置，一体化和模块化是大趋势。

如今，储能最大的瓶颈在于成本。今年，国家能源局在《“十四五”新型储能发展实施方案》中，设定了一个重要目标——2025年电化学储能技术的系统成本要降低30%以上。以2021年储能系统平均单价1.49元/Wh计算，降本30%对应的单价是1.043元/Wh。

但由于国际环境动荡与需求暴增，磷酸铁锂的原材料价格也在飙升。降本30%的大目标，需要从全生命周期来理解，一方面是新增装机量大幅提升，规模效应将令成本下降；另一方面在于循环寿命，如果能够从5000次增加到1万次，度电成本也会大幅下降，抽水蓄能之所以便宜，也是因为使用期限非常长。

如今，新型储能正成为新一轮发展热潮，国内电化学储能电池2021年出货量较2020年增长超4倍。

如果从全球来看也都在高速增长。2021年全球新增储能规模10.2吉瓦，同比增长117%。美国、中国和欧洲占据了全球新增电化学储能市场份额的80%以上，这是一个全球性的大机会。2022年无疑会迎来更高速的爆发期。

新型储能不仅与光伏、风电联动，储能电池与电动车动力电池也会形成产业共振。当电动车保有量达到现在的3-5倍规模时，对储能的驱动力会非常强。因为在充电高峰，对大电网的冲击也会比较大，需要配备像蓄水池一样的缓冲储能系统。

从技术路径来看，抽水蓄能依然会占据大头，以磷酸铁锂为主的电化学储能会快速上升，但最终肯定会形成多种储能技术路线并存的状态，钠离子电池、液流电池、飞轮储能等等也会占据一席之地。

在储能系列的下一篇里，我们将分析谁来为储能买单，包括国内三大市场——电源侧、电网侧、用电侧的具体经济性测算和潜在市场增量，以及海外储能的市场机会。如果您在储能领域从业或创业，也欢迎与我们深度交流。

您可以联系我们关注新型储能方向的投资董事刘壮（[email protected]）和投资经理程最（[email protected]）、于晓轶（[email protected]）；如果您对本文有独特的见解与想法，也可以联系作者刘一鸣（[email protected]）。