為實現雙碳目標，未來新增電源將以風電、光伏等新能源為主，預計2030年前后，新能源發電裝機將達到16-17億千瓦，屆時將取代煤電成為我國裝機規模最大的電源，預計2050年前，新能源裝機規模將超過40億千瓦，發電量占比接近50%。

儲能必要性一時間

隨著新能源比重提高、常規火電機組比重下降，系統整體轉動慣量降低，新型電力電子設備應用比例大幅提升，極大地改變了傳統電力系統的運行規律和特性，電力系統安全穩定運行挑戰日益嚴峻。

儲能必要性一空間

未來新能源+儲能應用場景將更加廣泛，包括利用“風光水火儲”一體化模式支撐高比例新能源基地外送、建設系統友好型新能源電站、構建分布式供能系統促進分布式新能源就近消納等，新能源的開發與儲能結合將越來越緊密。

儲能技術路線概述

儲能布局預測

·“十四五”期間，在西部新能源富集地區布局電源側新型儲能，重點布局在內蒙古、新疆、青海、甘肅、四川、云南等區域

·在中東部負荷中心地區，以源網荷儲模式布局一批電網側和用戶側新型儲能，重點布局在京津冀、長三角、粵港澳大灣區等區域

·在西藏、青海等地區結合分布式新能源將布局一批新型儲能，重點解決獨立供電問題。

今后，儲能將作為獨立市場主體參與輔助服務市場，探索建設共享儲能！

“十二五” “十三五”期間中國抽蓄的主要政策

“十四五”儲能發展規模及布局

抽水蓄能發展布局

目前，在建抽水蓄能電站規模5500萬千瓦，約60%分布在華東和華北。中長期，一方在“三北”地區抽水蓄能布局；另一方面，結合負荷中心調峰面將服務新能源大規模發展和電力外送需要，加大東、浙江、及系統安全穩定運行需求，中東部重點在河北、山安徽、河南、湖南、湖北、廣東和廣西等地區布15400局一批抽水蓄能項目。

抽水蓄能技術路線

推動700米及以上水頭和單機容量40萬千瓦級抽水蓄能機組實現國產自主化。因地制宜發展中小型抽水蓄能，開展小微型抽水蓄能技術與分布式發電結合研究。探索推進梯級水電站儲能，依托常規水電站增建混合式抽水蓄能，推進示范項目建設并適時推廣。

壓縮空氣儲能技術介紹

壓縮空氣儲能 (CAES)：壓縮空氣儲能系統是基于燃氣輪機技術發展起來的一種能量存儲系統。

世界第一座壓縮空氣儲能電站——德國漢特福商業化壓縮空氣儲能電站

世界第一座壓縮空氣儲能電站——德國漢特福商業化壓縮空氣儲能電站，1978年投入商業運行，，目前仍在運行中。

機組的壓縮機功率60MW，釋能輸出功率為290MW，系統將壓縮空氣存儲在地下600m的廢棄礦洞中，礦洞總容積達31萬m3，壓縮空氣的壓力最高可達10MPa。機組可連續充氣8h，連續發電2h。冷態啟動至滿負荷約需6min，在25%負荷時的熱耗比滿負荷高211kJ，其排放量僅是同容量燃氣輪機機組的1/3，但燃燒廢氣直接排入大氣。

該電站在1979-1991年期間共啟動并網5000多次，平均啟動可靠性97.6%，平均可用率86.3%，容量系數平均為33.0%～46.9%。

世界第二座壓縮空氣儲能電站——美國阿拉巴馬商業化壓縮空氣儲能電站

美國Alabama州的McIntosh壓縮空氣儲能電站，世界第二座壓縮空氣儲能電站，1991年投入商業運行。其儲氣洞穴在地下450m，總容積為56萬m3，壓縮空氣儲氣壓力為7.5MPa。該儲能電站壓縮機組功率為50MW，發電功率為110MW，可以實現連續41h空氣壓縮和26h發電，機組從啟動到滿負荷約需9min。該機組增加了回熱器用以吸收余熱，以提高系統效率。

該電站由Alabama州電力公司的能源控制中心進行遠距離自動控制。1992年儲能耗電46745MWh，凈發電量39255MWh。

飛輪儲能的基本構成與工作原理

飛輪儲能產品風電一次調頻應用案例

國內外研究現狀

根據重力儲能的儲能個質和落差實現路徑的不同，本文將重力儲能分為以下四類：

全釩液流電池原理圖

廠房布置

受用地限制，結合儲能電站的容量。車間采用多層布置：

一層：布置電解液罐

二層：布置電池電堆

頂層：設備平臺布置了預制艙式的PCS

220kV配電裝置及主變壓器布置在一層廠房內。

主要設備的布置

安全防護——釩液流電池儲能電站的設計關注點

1MWh 鈉離子電池儲能系統示范案例

系統概況

本項目在中國科學院A類戰略性先導科技專項 “大規模儲能關鍵技術與應用示范項目”的支持下， 2021年6月28日，中科海鈉聯合華陽集團在山西 太原綜改區聯合推出了全球首套1 MWh鈉離子電 池儲能系統，并成功投入運行。

該系統以鈉離子電池為儲能主體，結合市電、光伏和充電設施 形成微網系統，可根據需求與公共電網智能互動。本項目儲能系統為 1 MWh 低壓直掛系統，經用戶0.4 kV母線并入配電線路，可供廠區生產、生活用電及充電樁供電等。

系統為倉儲式集裝箱儲能系統，采用分倉設計，分電氣倉及電池倉，電氣倉 內集成儲能變流器、配電柜、控制柜、消防主機和 EMS 能量管理系統，其中儲能逆變器采用雙級拓 撲模塊化PCS，16個30 kW模塊，分為兩個機柜， 每個機柜 8 個模塊，共組成 480 kW 儲能變流器；電池倉由16個電池簇組成，每個電池簇由8個電池 插箱和1個高壓箱組成，總配置容量1.1MWh。

本項目儲能系統通過一路出線接入0.4 kV電壓 母線，系統整體架構如圖所示：

儲能單元拓撲

雙級拓撲模塊化PCS，16個30kw模塊分為兩個機柜每個機柜8個模塊，共組成480kW儲能變流器，可以實現電池簇單簇管理和交流并聯，避免電池簇直流側環流引起的風險，同時提升系統容量發揮。儲能系統配置就地監控系統，負責對整個儲能系統進行能量管理和監測控制，并負責與廠區微網管理系統通信實現數據傳輸和能量管理。

運行情況簡述

本項目自2021年6月28日投運以來，執行削峰填谷策略，每日一充一放，充放電深度100%DOD，運行穩定。運行期間按照GB/T36548-2018《電化學儲能系統接入電網測試規范》對其進行性能測試測試結果表明，系統交流側平均充電電量1137.41kWh，平均放電電量957.87kwh，綜合運行效率為84.2%。

鋰離子儲能電池發展趨勢（參考寧德時代）

系統級循環壽命，8000次，2022年

系統級循環壽命，12000次，2026年

系統級循環壽命，15000次，2028-2030年

建設規模

本儲能項目一期的儲能系統建設規模為331.2MW/714.24MWh，儲能系統采用磷酸鐵鋰電池；

本期建設一座500kV升壓站；

本期建設用地總面積為3.23h㎡，建筑面積25170㎡，包括1幢行政樓，1幢配電裝置樓，6幢電池樓，以及站區構筑物和消防設施等。

投資估算

本儲能站項目靜態投資為159934萬元，單位造價為2239元/kWh；動態投資為162909萬元，單位造價為2281元/kWh。

其中：

儲能系統投資128563萬元

建筑工程投資為18197萬元

升壓站設備費為5048萬元

安裝工程費為2392萬元

主要技術經濟參數：其他經濟參數

容量補償收益（或者容量租賃）

?根據政策編制趨勢，儲能容量每月可獲得約30元/千瓦的容量補償費用，據此測算得出年均容量補償費用為11923萬元。

深度調峰收益

? 在補償標準方面，考慮最新發布的兩個細則有效期為5年，補償標準采用每五年退坡的方式進行測算，退坡梯度分別為0.792元/kWh、0.5元/kWh、0.3元/kWh、0.0999元/kWh。

? 在深度調峰次數方面，獨立儲能電站的深度調峰啟動條件不明確，就實際需求情況而言，至少全年七個節假日以及52個雙休日的周天可視為深度調峰需求，共63天，同時可考慮7天的極端天氣情況，即全年深度調峰次數至少可考慮70天。

? 基于此，本項目依據全生命周期深度調峰次數的情況制定高、中、低三個方案，年均收益分別為5326萬元/年、2968萬元/年、1765萬元/年。

電力現貨市場收益

?電力市場中，獨立儲能可通過峰谷價差獲取充放電收益。在計算收益過程中，充放電價僅考慮現貨價差，不考慮中長期鎖定作用，具體根據2020年8月、2021年5月、2021年11月至2022年3月23日的日前市場價格情況進行統計。

?結果顯示，在兩充兩放的情況下，平均充電價為0.3709元/kWh，平均放電價為0.6346元/kWh，價差為0.2636元/kWh。

一次調頻

? 根據歷史數據，以轉差率1%測算一次調頻收益。項目日均一次調頻收入為1.82萬元/日，年均一次調頻收益為600.19萬元/年。

成本分析

? 運維費用：儲能單位運維成本取0.0448元/Wh，年均運維成本為3199萬元/年。

? 技改費用：項目于第十一年更換電池，電芯價格取0.5元/Wh，即3.57億元

主要經濟結論

? 在不同深度調峰技術方案下，“高-中-低”方案的全投資收益率分別可達到8.46%（高）、6.14%（中）、5.04%（低）；

?高方案可達到基準收益率8%的要求；

?低方案亦能實現5.04%的全投資收益率，資本金收益率達6.25%；

敏感性分析（敏感因素上下浮動10%的波動）

? 對靜態投資最為敏感，變化幅高達20.32%；

? 峰谷價差次之，收益率約上下波動6%；

? 運維費率影響較小，收益率約上下波動0.26%。