碳中和目标下，新型电力系统储能至关重要，在发电侧(电网侧(用电侧方面都有广泛的应用，是新能源消纳以及电网安全的必要保障。根据中国2030年碳达峰规划目标，新能源发电总装机容量将达到12亿kW以上。新能源发电具有不稳定性、随机性与间歇性的问题，需要进行配储和调峰，随着新能源发电占比的提高，整个电力系统的电力电量平衡模式也需要重构。现有电力系统以抽水蓄能为主，但其地理资源稀有，存在明显发展瓶颈，发展新型储能成为必然趋势。

本文研究了新型储能的发展及应用，重点选取抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钒液流电池、铅炭电池等5类储能进行经济性评估和应用前景分析。总结了各种储能技术特性、差别及适用范围。抽水蓄能主要应用于大电网的输配电环节，化学储能更多运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。在中国构建以新能源为主体的新型电力系统目标下，新型储能技术快速进步，有望实现能效提升以及成本下降。

1、抽水蓄能发展分析及经济性评估

抽水蓄能是现今发展成熟且具规模的储能技术。抽水蓄能电站一般由上水库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。用电低峰期时，将可逆式水泵水轮机作为水泵，利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，储存水的势能；用电高峰期时则将可逆式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70%~80%。抽蓄电站坝体可使用100a左右，预计电机等设备使用年限为40~60a。截至2021年底，中国储能装机总规模达到46.1GW，其中抽水蓄能占比86.3%。

抽水蓄能电站经济性评估（表1），按200MW项目初始投资成本6元/W，年运维成本0.06元/W，寿命为30a，残值为10%，每年运行次数400次，放电深度100%，储能循环效率75%等条件，对抽水蓄能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.31元/（kW･h）。

《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中明确了抽水蓄能两部制电价政策，即以竞争性方式形成电量电价以及将容量电费纳入输配电价回收机制。容量电费纳入输配电价回收将给抽蓄电站的初始建设成本形成托底。在抽水发电运营方面，在未建立现货市场区域，抽水蓄能电站按照75%燃煤基准价用电，发电时段按基准价上网，电站能效转化75%左右，电站收益成本基本持平。在电力现货市场运行区域，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，在峰谷期电价价差达0.6~1元情况，抽水蓄能电站可盈利。

2、锂离子电池储能发展分析及经济性评估

锂离子电池储能发展势头迅猛。锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，具有能量密度大、无记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点，广泛应用于风电光伏等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。2021年中国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%。根据正极材料的不同，现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受青睐。电池是储能系统中核心组成部分，成本占整个储能系统成本的50%，2021年中国磷酸铁锂离子电池储能中标价大多集中在1.2~1.7元/（W･h）。

锂离子电池储能电站的经济性评估（表2），按100MW项目初始投资成本1.5元/（W･h），年运维成本0.06元/W，寿命为9a，残值为5%，每年运行次数500次，放电深度90%，储能循环效率88%，寿命终止容量75%等条件，对锂离子电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.67元/（kW･h）。

锂离子电池能效转化率在储能技术中最高，随着技术进步，其寿命将逐步增加，成本也有望继续下降。铁锂电池储能系统循环寿命达到10000次，能量效率达到98%，将可与抽水蓄能电站比拟。

3、压缩空气储能发展分析及经济性评估

压缩空气储能将成为大规模储能的重要补充。压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术，以压缩空气的方式储存能量。储能时段，压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或人造的储气罐中；释能时段，通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。压缩空气主要由压缩系统、膨胀系统、发电以及储气罐四大核心部分组成。中国已建成1.5,10,100MW先进压缩空气储能示范项目。

压缩空气储能电站经济性评估（表3），按100MW/400（MW･h）项目初始投资成本6元/W，年运维成本0.1元/W，寿命为30a，残值为5%，每年运行次数400次，放电深度100%，储能循环效率73%等条件，对压缩空气储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.436元/（kW･h）。

随着技术快速进步，压缩空气储能电站效率已升至75%，略低于抽水蓄能电站，其度电成本仅略高于抽水蓄能，但远低于磷酸铁锂储能；其投资周期和建设周期较抽水蓄能短，且单体投资规模限制小。另外，抽水储能电站一般在100万kW以上才有较好的经济性，而压缩空气10万kW以上即可具备较好的商业性，项目单体投资小，可进行灵活配置。综合看来，压缩空气储能已具备大规模商业化应用的条件，在能效进一步提升后，有望成为继抽水蓄能电站之后大规模储能电站领域的重要组成部分。

4、钒液流电池储能发展分析及经济性评估

钒液流电池储能安全寿命长，适合新能源电站储能。电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中，通过外接泵把电解液压入电池堆体内，在机械动力作用下，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动。采用质子交换膜作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应，通过双电极板收集和传导电流，从而使储存在溶液中的化学能转换成电能。可逆的反应过程使钒电池顺利完成充电、放电和再充电。

全钒液流电池系统中，钒电解液全生命周期内不会失效变质，理论上总钒量不会发生变化，易于回收利用，价值较高。钒液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点，寿命达15~20a，适合用于风电、光伏电站储能，满足其频繁充放电、大容量、长时间储能需求。但是，反液流电池能量密度低，体积、质量远大于其他电池，需要5°~40°的温度环境。中国钒液流电池已在智能电网、通信基站、偏远地区供电、可再生能源及削峰填谷等项目中成功应用，并建成大连10MW/400（MW･h）的全球最大钒液流储能项目。

钒液流电池储能电站经济性评估（表4），由于尚未规模化商用，且受制于设备、产能以及高额的前期投入，目前钒电池初始成本约为锂电池的3倍。按10MW/400（MW･h）项目初始投资成本13元/W，年运维成本0.065元/W，寿命为20a，玄幻次数可达12000次以上，残值为5%，每年运行次数600次，放电深度100%，储能循环效率70%等条件，对钒液流电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成为约为0.688元/（kW･h）。

中国钒电池相关技术储备充足，大规模储能项目大量新增。在电化学储能中，全钒液流电池度电成本与铁锂电池接近，但能量转化效率方面不如锂电池，对布置灵活性、温度环境要求较高。当前，行业处在由示范阶段转向商业化过程中，随着未来技术以及工程进步，成本会有较大下降空间，能效有望进一步提高。

5、铅炭电池储能发展分析及经济性评估

铅炭电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术。普通铅酸电池的正极活性材料是氧化铅（PbO2），负极活性材料是铅（Pb），若把负极活性材料Pb全部换成活性炭，则普通铅酸电池可变成混合电容器；若把活性炭混合到负极活性材料Pb中，则普通铅酸电池可变成铅炭电池。铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点，即拥有超级电容能瞬间大容量充电的优点，也发挥了铅酸电池的比能量优势，充放电性能好、电池寿命也长于铅酸电池。中国高性能铅炭电池在微网储能项目中也有应用。

铅炭电池储能电站经济性评估（表5），按10MW/200（MW･h）项目初始投资成本1元/W，年运维成本0.04元/W，寿命为5a，循环次数可达3000次以上，残值为5%，每年运行次数600次，放电深度70%，储能循环效率75%等条件，对铅炭电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.679元/（kW･h）。

铅炭电池储能初始投资成本较低，但度电成本优势并不明显。由于铅炭电池放电深度低于其他储能形式，其能效比铁锂电池低，经济性处于一定劣势，未来须通过技术进步，实现能效提升及成本下降。

6、结语

综上，储能需求空间广阔，在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽水蓄能以及锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能路线也进入了发展快车道。根据经济性评估，排序为抽水蓄能>压缩空气储能>锂离子电池储能>铅炭电池储能>钒液流电池储能。新型储能有望通过技术进步，在实现能效提升的同时降低成本。

原标题：新型储能5种技术路线经济性对比