储能技术、盈利模式、政策分析、建设流程分享

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一、储能有那些技术？

新型电力系统 蓝皮书 2023有张图，上面列举了抽水蓄能、氢储能、储热、 飞轮储能 、超级电容、电化学储能。其实这也是当下比较流行的储能。

主要储能形式的储能容量和储能时长

储能大类可以分为5类，机械类、电气类、电化学类、 热储能 及化学类。

储能技术分类

1.1 抽水蓄能

抽水蓄能技术 是指在电力负荷低谷期将水从下水库抽到上水库，将电能转化成水的势能储存起来，在电力负荷高峰期，释放上水库中的水发电。抽水蓄能电站是目前最常用的大规模储能技术，主要用于电力系统 削峰填谷 、调频调相和紧急事故备用等。 抽水蓄能电站 具有技术成熟、效率高、容量大、储能周期不受限制等优点。但抽水蓄能电站需要合适的地理条件建造水库和水坝，建设周期长、初期投资巨大等缺点。通常抽水蓄能电站按照有无天然径流分为两类：一是纯抽水蓄能电站，上水库没有或只有很少的天然径流，水体上、下水库间循环使用，主要承担 调峰填谷 、事故备用等任务，而不承担常规发电等任务；二是混合式抽水蓄能电站，上水库有天然径流，既利用天然径流承担常规发电和水能综合利用等任务，又承担调峰填谷、事故备用等任务。

1.2 压缩空气储能

当前比较主流的压缩空气储能的原理：充电的时候，电能转化成压缩机的动能，压缩空气放热，热量换热给熔盐（或水）存储起来，同时空压也存储在储气室；放电的时候，储气室释放空气吸热，储热罐的高温介质放热，两者结合就为汽轮机提供了动力，动能通过发电机转化为电能。压缩空气储能关键技术，就是如何使用低成本的方法将空气安全可靠的存储起来。一般使用废旧的矿井，比如盐穴就是最好资源。

1.3 飞轮储能

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, 电能转换为动能存储。 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。

1.4 超级电容

通过电解质极化或表面快速 法拉第反应 来储存电荷的新型电化学储能器件，分为 双电层电容器 （EDLC）、赝电容器和混合型电容器三种类型，EDLC为目前市场主流产品。

超级电容期的性能：

• 超高功率密度高，可达50kW/kg，达电池100倍；
• 超高速充放电，毫秒至秒级充放电；
• 超长使用寿命，满充放循环50万次以上；
• 超宽工作温区，可至少在-40℃～+70℃区间内工作；
• 易于监控，容量与电压线性关系；
• 绿色环保，无燃烧和爆炸风险，原料无污染。

1.5 锂电池(电化学储能）

电池的正极由锂离子生成，生成的锂离子从正极“跳进”电解液里，通过电解液“爬过”隔膜上弯弯曲曲的小洞，运动到负极，与之前通过外部电路跑到负极的电子结合在一起。

1.6 全钒液流电池 (电化学储能）

1.7 热储能

电蓄热过程：下部蓄热模块内的低温熔盐→熔盐泵→管道→电加热器→高温熔盐→管道→顶部蓄热箱→自上而下逐箱放热→装置底部。

放热过程：给水自蓄热单元的底部模块汽水管道进入，自下而上逐级流过所有模块，水经过升温→蒸发→过热，最终从顶部模块的出口排出蒸汽。在此过程中蓄热介质在加热汽水的过程中完成热能释放。为后续蓄热腾出空间。重新具备蓄热能力。

过程说明：上述两个过程是相互独立的，即根据需要只蓄热不放热，或在非蓄热阶段单独放热，或蓄热、放热同时进行。能够充分满足各种蓄热及蒸汽生产需求。放热过程产生的蒸汽温度可达到550℃以上。

1.8 氢储能

充电： 一般采用可再生能源，比如光伏、风电，电解水制氢。

放电 ：一般通过SOFC发电机将氢气与氧化学反应释放的能量转化为电能。

固体氧化物燃料电池 (Solid Oxide Fuel Cell，简称SOFC)属于第三代燃料电池，是一种在中高温下直接将储存在燃料和氧化剂中的化学能高效、环境友好地转化成电能的全固态化学发电装置，是几种燃料电池中，理论能量密度最高的一种，被普遍认为是在未来会与 质子交换膜燃料电池 (PEMFC)一样得到广泛普及应用的一种燃料电池。

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二、 盈利模式 有哪些？

2.1 储能应用场景

2.2 平抑新能源波动-新能源租赁

新能源侧储能租赁，即建设储能电站，然后以出租储能电站的方式，为新能源开发商（光伏和风电）提供电量消纳服务。各地出台政策，规定新能源建设需要配置一定比例储能设施或租赁储能，新能源场站租赁储能电站等同于按照政策自建等比例储能系统。储能租赁只是租赁储能系统的指标，并不影响储能电站自身参与电力市场辅助服务。《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》新发改规 [2023] 5 号，租赁价格是300元/kW，200MW/400MWh储能电站全容量租赁每年可获得租赁收益6000万元。

2.3 调峰、调频-辅助服务市场

为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，由市场主体提供的除正常电能生产外的市场化辅助服务。

• 调峰辅助服务 : 储能电站调峰服务收入即为其响应电网调度指令，在尖峰负荷时放电使用，在电力富余时充电使用。调峰服务的直接收益除峰谷价差外，还包括辅助服务补偿等。
• 调频辅助服务 ：储能电站调频服务收入主要来自于电网对其参与调频量进行的补偿费用，目前国内的调频示范案例均为依据调节里程补偿。

2.4 现货市场

目前，我国已初步形成了空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。

2.5 用户侧-峰谷套利

峰谷套利是指储能系统在谷值电价/平值电价时段充电，然后在 峰值电价 时段放出，以此方式赚取电价差额，从而减少用户电费开支。假如峰值电价H，谷值电价L，则每度电可获取的最大收益为H-L。

2.6 用户侧-需量响应

是指电网公司通过调度用户侧储能系统的容量来实现对电网整体负荷供需平衡的调节，稳定电网运行，保障电网安全，并向用户支付一定金额的补偿。

以广州为例，广州发布《广州市 虚拟电厂 实施细则》，安排补贴资金3000万元，鼓励用户参与虚拟电厂需求响应市场，明确逐步形成约总市最高负荷3%左右的需求响应能力，补贴费用=有效响应电量×补贴标准×响应系数，削峰补贴最高5元/度，填谷补贴最高2元/度。

2.7 用户侧-动态增容

用户的变压器容量是固定的，当用户出于其需求造成变压器重载运行时，则需要进行变压器扩容。而储能系统可实现容量扩增，明显降低变压器负载率，减少变压器的增容费。

静态增容是指向电力局申请换大的变压器，但这种方式非常昂贵，比如上海扩容费在8000-10000元/kW，南京地区也得6000元/kW，按南京测算，扩容100kW，也需要60万的费用。动态增容就是安装储能电站的方式，一套100kW/200kWh的储能系统售价在40万左右，不仅大大降低了成本，还能通过峰谷套利增加收益。

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三、储能政策有哪些？

3.1 《新型电力系统发展蓝皮书》 中国电力出版社

“（三）加强储能规模化布局应用体系建设”提到：三是推动新型储能与电力系统协同运行，全面提升电力系统平衡调节能力。建立健全调度运行机制，充分发挥新型储能电力、电量双调节功能。推动可再生能源制氢，研发先进固态储氢材料，着力突破大容量、低成本、高效率电氢转换技术装备，开展大规模氢能制备和综合利用示范应用。推动电化学储能、压缩空气储能等新型储能技术规模化应用。优化新型储能发展方式， 充分发挥储电、储热、储气、储冷、储氢优势，实现多种类储能的有机结合和优化运行，重点解决中远期新能源出力与电力负荷季节性不匹配导致的跨季平衡调节问题，促进电力系统实时平衡机理和平衡手段取得重大突破。

“（六）强化核心技术与重大装备应用创新”提到：三是规模化、高安全性储能技术装备领域。以提升新型电力系统安全稳定运行水平、供电保障能力及灵活调节能力为核心， 推动安全、灵活、经济的储能技术广泛应用。研究大型可变速抽水蓄能机组关键技术，统筹规划抽水蓄能重大装备产业布局和技术发展路线，提高抽水蓄能机组等设备效能、产能。重点开展长寿命、低成本及高安全的电化学储能关键核心技术、装备集成优化研究，开发新型储能材料，提升锂电池安全性、降低成本， 发展 钠离子电池 、液流电池等多元化技术路线。研发适应新型电力系统需求的车载动力电池，构建电动汽车负荷聚集系统。大力推动压缩空气储能、飞轮储能、 重力储能 、超级电容器、热（冷） 储能等技术向大规模、高效率、灵活运行方向发展，开展关键技术研究及示范。突破适用于可再生能源电解水制氢的质子交换膜和高温固体氧化物电解制氢等关键技术，开展氢储运/ 加注关键技术、燃料电池设备及系统集成关键技术研发和推广应用， 研发纯氢气燃气发电机组。

3.2 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》发改能源规〔2021〕1051号

文中提到：开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，以“揭榜挂帅”方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，推动储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关，加快实现核心技术自主化，强化电化学储能安全技术研究。坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现 压缩空气 、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。

3.3 《“十四五”可再生能源发展规划》

第22页提到：推动其他新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地 位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能 调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、 电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价 格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节 服务。创新协同运行模式，有序推动储能与可再生能源协同发展， 提升可再生能源消纳利用水平。

3.4 《科技支撑 碳达峰 碳中和实施方案(2022-2030年)》国科发社〔2022〕157号

专栏 1 能源绿色低碳转型支撑技提到：储能技术。研发压缩空气储能、飞轮储能、液态和固态锂离子电池储能、钠离 子电池储能、液流电池储能等高效储能技术；研发梯级电站大型储能等新型储能应 用技术以及相关储能安全技术。

3.5 《“十四五”新型能发展实施方案》发改能源〔2022〕209号

“（三）发展目标”提到：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。

3.6 《“十四五”现代能源体系规划》发改能源〔2022〕210号

“十、推动构建新型电力系统”提到：加快新型储能技术规模化应用。大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模，改善新能源场站出力特性，支持分布式新能源合理配置储能系统。优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。积极支 持用户侧储能多元化发展，提高 用户供电可靠性 ，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频。拓宽储能应用场景，推动电化学储能、梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用，探索储能聚合利用、共享利用等新模式新业态。

3.7 《“十四五”能源领域科技创新规划》国能发科技〔2021〕58号

第20页提到：[集中攻关]针对电网削峰填谷、集中式可再生能源并网等储 能应用场景，开展大容量长时储能器件与系统集成研究；研发长寿命、低成本、高安全的锂离子电池，突破铅碳电池专用模块均 衡和能量管理技术，开展高功率液流电池关键材料、电堆设计以及系统模块的集成设计等研究，研发钠离子电池、液态金属电池、 钠硫电池 、固态锂离子电池、储能型锂硫电池、水系电池等新一 代高性能储能技术，开发储热蓄冷、储氢、机械储能等储能技术。[示范试验]开展 GWh 级锂离子电池、大规模压缩空气储能电站和高功率液流电池储能电站系统设计与示范。

3.8 其他储能政策文件

《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》

《电力辅助服务管理办法》

《2022年能源工作指导意见》

配置比例是以光伏或风电装机计算

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四、储能项目建设流程是怎样？

4.1 立项阶段