交流时间：2022.10.29

一、主讲内容

本次电话会议主要介绍新型储能的发展，并指出虽然目前独立储能领域仍是抽水蓄能主导，但其它的新型储能将在2030 年之后占据主导，主要从以下四个方面介绍：

①独立储能的背景
②电网对独立储能（系统公用变压器）的要求
③独立储能的现状
④ 前景
①新型储能的背景：

1）电力系统的根本特征就是实时平衡，然而如今各环节的不稳定给了电网很大的压力。如今源端不稳定，风和光不稳定，终端也不稳定，即现在负荷不是刚性的，却是可调节的或可进行响应。诸多复合形式加进来，使整个电网面临着非常大的压力，原来是用可调的电源去平抑极少活动，现在得把“源-网-荷-储”全部给吸收进来，才有可能平抑源端的波动以及负荷波动。

2）未来储能会有发展。以煤为主的传统电网和以新能源为主的新型电网，在稳定性、平衡控制机理、规划设计层面都是不一样的，所以会促使很多新业态、新技术的发展，储能就是其中的一种。

3）调控包括三个方面：调频、调峰和调压。调频和调峰都是对有功而言的。因为整个电力系统，是交流电机，不是直流系统，直流只有有功没有无功；交流电系统因为用无功来建立电池厂，所以他必须要有有功，因为有功才能发出去。中国电网的信息组主要在调频和调峰这两个方面涉及，未来也是一定要向调压过渡，因为目前恰恰是在这个调压这种方式上有欠缺的。而大储的运用，理想的也是在三个方面都具备，只是现在在更多发挥它的调频和调峰的作用。

4）储能的应用场景包括电源侧、电网侧、用户侧。电源侧的就跟储能捆绑在一起了，电网侧则主要是一些辅助服务，还有输配电等基础设施服务。用户侧的量比较多了，例如微网、工商业储能等等。从应用的形式来看，中国目前可能是用户侧大一些，但源测和网测也在慢慢地起量。

②电网对新型储能（系统公用变压器）的要求：

1）大容量。如甘肃水电网，其省级电网的用电负荷有 1,500 万千瓦级。所以储能要对这个大网进行调节。比如说 1000 瓦、一兆瓦对 1,500 万千瓦级以上的负荷没有任何的响应。现在中国电网公司经营区所独立建设的 1000 多万的独立储备的容量越来越大，例如锂电加全钒液流的容量达到了四五十万千瓦级以上。

2）响应速度要快，至少是分钟级的。因为如果储能响应速度太慢，比如一分钟变化 10%或1%，就会被响应速度快的气电、水电、火电替代。不过目前储能这边能够满足响应速度的要求。

3）高安全，因为电化学问题比较大。磷酸铁锂充电配全钒的电池就是为了解决安全的问题。当然也不排除未来技术发展，比如锂硫等在安全性上能够有更好的表现。

4）功率调节性要好。不仅要贡献有功，也要对无功有贡献，这是未来一定要具备的趋势。未来大储的技术性能会越来越强大。

5）长寿命。寿命不能低于四五年。一般要求电源在电网里面转，至少要有 15 年到 20 年以上。所以现在很多长时储能胜出，像全盘铀电池，因其能循环输出 2 万次，运行 20 年以上。现在一些锂电能够接受 2000 次或者 3000 次，运行七八年。其可在发电侧应用，但如果在电网侧应用可能会不太适合。

6）经济高效。专家未讨论，具体从略。

③新型储能的现状

1）基本现状
新型储能百家争鸣。没有一种储能方式，能够在所有的领域、所有指标内都独占好，所以目前是百花齐放。
电化学发展迅猛。除了锂电池、磷酸铁锂、铅碳、铅酸，还有很多在研究，比如中航在研究的锂硫电池，金属空气电池。此外还有有机电池、石墨烯电池。这些发展的方向一是解决能量密度问题，二是解决高安全性问题。因为技术创新，储能技术未来要给予高度关注。技术创新会在这个领域未来的5 年到 10 年里面变得越来越突出。新型储能的相关的政策有许多。比如十四五的新型储能方案，2025 年的一些目标，垄断电价等等。

2）新型储能的商业模式

用户侧。用户侧的储能应用场景的比较大的问题是低谷时段交光网费——这也是用户一直没有很大的起量的原因。政策呼声很高，要解决这个问题。但还未解决。电源侧。电源侧明确没有上网，不要期望它能跟风电、光电一样。所以新型储能的商业模式更多参与调峰调频，获取额外收益；或者跟储能电站联合运行，提高风光电站的发电利用效率，以获得联合收益。

电网侧目前比较受关注。主要有几个方面的原因：第一是大家有预期，容量电价可能要出了，但是其还没有走到流转阶段。第二，建了的很多的在电网的项目是可以共享、提高效率的。比如说一个1 万千瓦的供电项目，建一个储能不太合适，就算配 10%或 20%都不太合适，从而给第三方留下了很大的空间。第三方可以建一个比较大的符合电网技术标准的独立储能，然后分批地往外租，然后第三方业主就通过收取发电企业的租金的方式来获取利益。此方式目前比较流行，因为现在发电企业有义务配储，而其自建则经济上不划算，所以会去买共享的独立储能的租赁的容量。从而，并非大储经济性有多好，只是独立储能可做第三方以通过租金这种方式把成本都通过发电企业分摊出去。从而对第三方非常有利。

3）各类储能点评

锂或者钠离子电池，在未来会有非常大的影响。因为它起步比较早，技术也比较成熟，目前正在改良它的安全性，其在2025 年整个新系统还是能够占到百分之六七十的市场。

全钒液流电池专家个人比较看好。因为电网对储能技术有非常多的要求，而全钒液流电池基本上能够满足 90%。例如大容量、高安全、长寿命、能够非常好地公共调节，等等。如今，独立储能电站在建的 359 万，未开工的 1,772 万，很多的项目都是搭配着建锂电加全钒液流电池，从而充分发挥全钒液流电池的大容量、高安全性的优势，以及锂电的低成本、响应速度快的优势。所以未来互补型的、混合型的储能技术会成为整个储能领域一个非常大的趋势。一些在大连的示范项目做得很大，能够做到 10 万千瓦，然后储能时长 4 个小时以上。

全钒液流电池的问题就是经济性的问题。但是像现在的经济性做的比较好的大连农科预判到2025 年的时候，全钒液流电池的经济性会达到目前锂电的这个水平。

飞轮主要应用在调频，所以它的应用场景应该是有限的，因为中国是缺调峰的。现在 75%在发电上，25%才是在电网层，未来这个比例可能在 2025 年的时候会逐步的去接近。但比如希望飞轮在未来做到超级万亿级的规模，不太现实，这种方式应该在特定的应用场景里面，可能才会有局部的比较大的调频需求，而那些地方会有飞轮储能和锂电联合运行的方式。飞轮现在也有几个示范的项目，比如说全国首个用二氧化碳加飞轮储能的项目在四川的德阳，规模还可以，1 万千瓦左右的体量；然后也有火储、火电共同参与的协调。

关于氢储，专家个人比较看好。因为中国调峰需求比较大，而氢储可以进行一个月调节，其调节的周期比较长，中国电网恰恰需要长时的调节性能的处理方式。但其目前成本高，2025年大概能能够降到现在煤制氢的成本，所以可能近期不是热点。

压缩空气储能对长时、大容量很有优势，跟全钒液流电池是一样的，但物理上有点劣势。因为有天花板，其天花板甚至可能小于抽水蓄能的天花板。因为对环境要求高，现在都在中东部一些岩穴，废弃矿井等地方才有条件选择压缩空气储能。但是在陕北尤其像大基地这样的地方就很难找到这么好的适合做压缩空气的场所。因而，若是要大规模的应用发展，还是很难。

其他的储能方式，像固态储能电池、金属、空气电池、石墨烯、超级电容、重力储能等等，也会有一定的应用场景，但是有赖于技术的突破。这些跟前面几个比起来，还是处于一个初级的阶段。比如说磷酸铁锂现在占据主流。因为现在已经投运的，90%都是锂电池，然后 60%以上都有磷酸铁锂电池。而 2025 年，磷酸铁锂应该还是能够拿下 60%以上的市场份额，然后现在建的强配的加独立储能的，装机的已经是达到了 3,820 万，在建的也是 900 多万。

重力储能有一定的应用场景，但是它响应的速度慢了一些。虽然整个电化学储能的强势不在毫秒级之内。但重力储能是要用钢丝吊砖头而且要放到一个指定的位置，所以它的响应速度不会那么快，大概是一分钟以内，所以较之电化学储能，其在调频的响应速度远远跟不上。并且重力储能靠堆砌砖头的方式来使规模做大，还是有一定难度的。另外一个就是它的安全性也值得考虑，因为砖头在空中飞，可能会面临着甩出去的风险。重力储能可能在特定的应用场景里面会发挥一些作用。

抽水蓄能有一个“价格机制、两个重要文件”，其发展规模有天花板，但目前来看抽水蓄能是一个明确的方向。已投运的抽水蓄能大概是4,000 万千瓦，2025 年要达到 6,200 万千瓦，十四五期间累计新增投资额超过 2,000 亿，相比十三五肯定是一个翻一番的态势，十五五期间预计新开工占超过 5,000 万千瓦。目前已经投运抽水蓄能电站的单位投资造价最高是7000 多块钱，最低是 3900 到 4000 的规模。从成本构成来看，其器件设备和基建大概各占1/3，其它是一些专项费。

4）前景

从整个发展趋势来看在十四五期间主导的方式是抽水蓄能，而在后面更长远时间新型储能会成为一个拥有爆发潜力的非常好的标的，从量上来看，新型储能逐渐在整个储能的领域占据主导地位。独立储能 2025 年应该会逐步接近 5,000 万千瓦，国家的目标是大概是 3,000万千瓦；在2025 年的时候，抽水蓄能是 6,000 万千瓦，新型储能大概是一千万千瓦左右，然后到 2030 年左右抽水蓄能是 1.2 亿千瓦，而保守底线的整个新型储能的装机是一个亿千瓦。但从目前来看新型储能会加速，因为技术进步比较快，而现在各种储能技术也在发展——也是在电网侧的储能发展——所以可能在 2030 年的时候就会超过抽水蓄能。到 2060 年的时候，趋势会更加明显。2060 年风电和光电的累计装机大概是 60 亿千瓦左右，此时就算按 20%去配——理论上可以 50%或 100%——抽水蓄能大概是 3.5 个亿，所以剩下的保守的新型储能的空间至少在 8 亿千瓦以上。

电网侧在解决调峰这个问题上可能会日益的凸显。现在虽然是电源测比较多，却慢慢的会向电网侧储能技术过渡、发展。

在电网侧储能技术中，按排名依次应关注锂电、全钒液流电池、氢储、压缩空气。而至于飞轮、超容（超级电容器）、重力储能，虽然不排除会发生技术上的突破，但目前仍存在一定的难度。

二、问答环节

Q1：既然锂电池还有钠电池的投产是比较明确的，那它的安全性具体要求是什么样的？

A：现在通过电镀优化排序组合、温控监测来解决散热，这个在一定程度上能够解决安全性的问题。但是本质安全可能还是永远解决不了。因为无论是锂电或是钠电，都是直接把正负极放在一个密闭的小小空间里面去构建的，它不像其他的技术是把正负极完全分开的，所以本质上，它的安全还是会有一定的挑战。不过做小的话安全性不会太突出。但锂电和钠电做到20 万千瓦、或者 30 万千瓦以上，其安全性问题还会再凸显出来，因为只能通过串联或者电池模组等各种方式来实现安全性的管理。但是其本质安全问题没有解决，所以以后做大还是会有一些难点。所以未来一定是互补。就是锂电池再加一些其他的物理储能来搭配，这个概率会成为以后的一个方向。

Q2：如何看待钠离子电池和液流电池在储能领域的竞争，二者应用领域的偏向如何？各自的市占率如何？

A：这是两个维度，无法比较。因为液流电池更多是从大容量这个角度去做的。钠锂电池的规模应该会有天花板，如果做大的话，一定会有其他的特征指标来影响。所以这两者的竞争不太好比较，因为它们不在同一个维度。比如说钠离子的场景用液流电池就不太合适，因为液流电池能量太低了，即使它安全，也没有必要在用户侧用。液流电池最终一定会在电网侧应用；钠离子应用场景会在发电侧、用户侧或者其他的领域，当然在电网侧也会搭配着去用。

Q3：是否不同材料的储能技术时长也不同？

A：时长其实是和技术路线有关，和材料没有太大关系。
Q4：该如何看待全钒、铁铬、锌溴这几个液流电池路线？铁铬液流电池活性能否通过替换电解液来延续？

A1：锌溴液流电池基本上被淘汰了。从 1970 年开始就有几种液流电池的研究，后来发现，无论从性能来看，或者是按环境污染来看，还是从锌环寿命来看，锌溴都比较有劣势。所以现在对锌溴电池技术基本放弃了。

现在剩下两种技术，目前来看技术优势比较大的还是全钒液流电池。虽然铁铬的成本会比全钒的要低一些，但是铁铬的循环的次数、活性还是远远低于全钒电池，因为现在铁铬的循环次数大概是一万次，可能有时候会高一些。国电投在攻克电池技术时做了很多示范项目，但是现在目前代表了世界最先进的技术所采用的就是全钒降压技术，它的循环寿命能够接近2万次。所以从未来技术路线发展趋势以及现在示范项目来看，包括中国电网经营区建的、未建的、规划建的液流电池，基本上都是采用了全钒液流电池技术。铁铬技术是不是现在能够被市场广泛地认可，这个不确定性会比较大。所以综合上来看，可能全钒液流电池市场会更加看好。

A2：铁铬液流电池是根据里面的离子活性来决定循环次数。但也没有更好的替代了。

Q5：熔岩储能是否有更大的增长空间？

A：熔岩储能现在更多在光热发电，熔岩储能现在在终端用还是比较少。但光热发电现在的问题就是在选址，因为他要求整个光照的 DMI（直射幅度）大概得达到 1800 以上，否则没有经济性。10 年前国家相关的部委就是急着推光热发电，国外其实也推了一段时间，后来就放弃了这种方式，所以专家不太看好光热在未来全球的发展。因为其资源条件的建设，以及其所需要的冷却，包括水冷、空冷都比不上光伏。所以成本技术方面光伏比光热要好得多。

现在虽然有在探讨说光热的调节性能会比光伏或者配储要好，但是其实没有去论证过。而且现在光热的度电成本很高，大概得一块钱以上。而相比之下，光伏的3 毛 4 毛，很有竞争力的。所以熔岩技术如果是在光热这个领域沉淀，便不会有太大规模的体量，但因为专家还没在熔岩的其他领域有看到很大规模性的迹象，所以专家说不上来熔岩到底有多大的前景。

Q6：在什么样的应用场景下飞轮比较有优势？推广的难点在哪？市场空间有多大？

A1：现在飞轮储能不只用在电力系统，也用在轨道交通的牵引，以及 UPS 不间断电源。其实本质上是用在损失功率的输出。其在费用方面可以一秒把100 万千瓦级全部输出。所以其存在是为了平移短时的出力波动，换句话说是以一秒之内的顶峰为目的。

A2：现在飞轮在电力系统用的不太多。比如原来火电是参与调频的，而原先在 AGC 调频不太够的时候，例如山西、广州很多地方都会去配锂电池来共同参与调频。而从响应来看，虽然锂电池的损失功率没有那么大，但其响应比较快，所以在一些像山西或者广州这样的城市，调频的需求或者市场需求不那么高的情况下，用锂电池其实就可以了，没有必要大规模地用飞轮来替代锂电池做调控。

如果要一定要问飞轮储能会在哪些大场景进行大应用，可能就会在局部，比如说某个地区刚好没有其他的调整方案，比如没有水电或者没有气电等等方案，然后这个地方新能源富集又比较多，比如像甘肃的河西，是有必要大规模飞轮储能，就为了短时的功率输出去顶一下。但是目前各种的技术布局都比较全了。只有在比如说一个地方什么调节资源都没有，才只能用飞轮来实现调频。但其实理论上，整个电力系统调频的资源还是比较多的，比如火电、水电、新能源、储能。所以飞轮更多的应用在损失大功率的场景，但是目前这个场景需求没有那么迫切，或者说迫切需求可以用其他的方式来代替。比如说特高压电路线瞬间的500 千伏的线路，通过资源互济，也可以解决问题。所以在局部的地方，飞轮会有一定的应用的场景。

A3：专家目前没有市场部，专家认为市场空间不会太大。

Q7：如何看待甘肃调频的 12 元每兆瓦的意见稿？其经济性如何？在调峰方面如何？

A1：调频的 12 元跟之前差不多，以前也大概是 10 块钱。文件稿里面只是对调峰有更多的提高。

A2：所以没有太大的经济性的提高，比如说对储能调频没有经济性的提高。

A3：其实也没有过大的变化。甘肃原来的辅助服务里面调峰只有三档，比如说 50%~40%，40~30%，30%以下，很粗，就只有几档。但是现在它分为 9 档，比如在 50%和 40%之间有一个价格，然后40~30%一个价格，然后越往深调，比如 20~10%，又有一个非常高的价格，其大概是每千瓦超过1000多块钱——这个是很高的，以前没有这么高，以前可能就是几十，顶多到几百。所以这个文件里面更多是在对调峰的细化，还有规定储能每千瓦300 块钱。主要是这些新的东西有了新的规定。而其它的基本上跟以前的文件是一致的。

Q8：独立储能电站目前是亏损的。那么其盈利的制约在哪？通过什么方式、多久可以实现盈利？

A1：亏损要分业主。比如在山东如果是第三方去建储能，他还是不会亏损，因为他通过租金的方式让发电企业给他承担。比如说一个成本100 万的储能，他可能会找 10 个发电机来把100万全部分摊。所以对第三方储能而言，它不会有太大的亏损。如果发电企业自己建储能或者独立储电站，则因为投资很大，没有商业模式，目前来看会是亏损，例如山东闽南基本上能回收的成本不到1/4。

A2：至于盈利问题，有几个方式缓解。第一个就是容量电价，其出来之后，比如说补偿 1/3，就可以有一部分的1/3 的固定成本支出。另外一方面可以参与现货。现货市场虽然现在推的比较慢，只有山西、山东几个地方真正在搞一些现货，而其他地方都是还在用其他方式，但现货市场也会往前推。不过专家个人不会对现货市场有太多的预期。因为中国整个市场结构决定了现货市场只是个补充，更多的电量应该是中长期协议市场形成的，但是现货应该也会给了一定的途径。比如说现货里面，山西的现货市场最高限价能达到1 块 5，低谷时候大概是一两毛，所以是低谷充电，高峰放电。但是也要考虑到1 块 5 持续时间并没有多长，大概15分钟或者是半个小时左右。最后要比较综合的算，但是这样就不好算了。所以以后还是有很多的方式来提升盈利的。但专家判断这个盈利，今明两年还是有一些困难。真正的盈利可能要等感光电价真正落地，然后现货市场再有成效一些。大概也得到二三年底，它的经济性才会慢慢凸显出来。

Q9：容量电价推进到什么阶段了？是什么时候能够落地？如果落地的话，哪些区域有可能率先发布？

A1：还没有在流转的文件，它的出台时间不好说。它不像现在的火电容量增加一直在流转。

A2：新能源富集的地方，就是调控调配需求比较大的地方，需要我们的储能发挥更多作用的地方，比如说山东、甘肃、蒙西、冀北、青海、新疆等等，这些地方会率先出来。

Q10：储能温控散热这个领域的话，国内有哪些厂商他们的产品在项目中用的比较多？其同质化和集中度的格局如何？

A：没研究过。

Q11：钠电池和磷酸铁锂以及铁锰这几个电池之间的市场有替代性吗？应用市场有什么不同？

A：现在铁锰中创新行做铁锰相关方面研究，觉得很有前景，各项的技术也比较好。但有待市场验证。就是没有看到这些产品能够大规模量产、量化。明德现在在做很多的布局，企业也在布局钠电，但是钠电做大还是有些问题。所以现在纳电在动力车、新能源车这个方面应用前景是非常大的。但是如果要说钠离子要全面在电网侧去用，然后跟磷酸铁锂形成非常大的竞争，则现在还没有这样的现象。虽然成本低，但电力系统不是成本低就可以广泛应用，它有很多的条件的约束。

Q12：磷酸铁锂电池和新型电化学储能在电源侧的储能的经济性的对比如何。

A：从目前几个在建的投运的项目或者规划项目来看，磷酸铁锂价格还是很低的，现在大概每瓦时1 块 5，而静态投资成本大概在 2500 到 4000 左右。其它的新储能会贵一些。全钒现在很贵，每瓦时4 块钱。然后压缩空气现在成本大概是抽水蓄能两倍，现在抽水蓄能度电成本大概是2 毛 5 到 3 毛。其他三元的锂电池的成本大概是在9 毛钱以上，每瓦时应该是在两块钱以上。

Q13：在电源侧，对于安全性和经济性是如何平衡的？

A：首先安全性是一票否决。之所以先前很多的地方政府的强配基本后来都没用了，是因为他们拿了很多以次充好，后来因为质量太差，他们也不敢用，调度也不敢调。所以安全性问题永远都是电源侧、电网侧或者说用户侧的首要考量的东西。如果安全性保障不了，就没有必要谈经济性。

Q14：刚才介绍的几种方式的度电的成本降到多少以下是比较合理的一个空间的？

A：现在磷酸铁锂的度电成本的水平具备了大规模推广的条件。液流电池降到一块五才有经济性在推。

Q15：电化学储能是不是在调频上没有太大优势？

A：不是的。电化学储能在调频上是最有优势的。因为电化学储能的时长比较短，有两个小时，调频其实应对短时的出力缺额也是秒级的。所以国外都是在发电厂以锂电池做参与调频辅助服务的项目。

所以电化学储能在调频里面是更有优势的，但是在调峰方面是有劣势的，因为它不可能做到有6 个小时时长和 8 个小时时长。所以要让位给其它的储能方式。

Q16：调频调峰的话是不是都是在独立储能电站和电网侧储能用的比较多一些？

A：都有。就是发电车也可以调，不是说一定在电网侧用，电网侧用的更多的还是调峰

原标题：一文读懂！中国电网新型储能电话会议纪要