何为储能

储能技术是指利用化学或者物理的方法将一次能源产生的电能存储起来。并在需要时释放。包括能量和物质的输入和输出、能量的转换和储存设备。

简单讲就是把发的电存起来，等到要用的时候再用。而电从生产出来到，到最后使用，大概经过的流程是：生产电（发电厂，电站）---传输电（电网公司）----使用电（用户）。

建立储能的三个环节

1、发电侧储能

发电侧储能对应“源网荷储”的“源”。发电侧储能商业运营模式为：生物发电、光伏发电、风力发电和水力发电等搭配储能系统使用。

风能、光伏、水力等发电具有间歇性、波动性的特点，输出电能原始功率也一样，无法直接并入电网使用，只有用储能系统进行平抑后，才可输入当地电网，获得盈利。

2、电网侧储能

电网侧储能对应“源网荷储”的“网”。电网侧储能可直接用于电脑、手机、冰箱等用电设备。

电网侧储能代表是抽水蓄能，截止至2021年，全球电力储能市场累计装机规模的86.2%是抽水蓄能。其商业运营模式为：抽水蓄能电站部分容量由新能源业主支付租金换取，剩下部分参与市场交易。

3、用户侧储能

用户侧储能对应“源网荷储”的“荷（储）”。用户侧储能包括家庭储能、工商业储能、储能充电桩等，针对的客户是用电方。

用户侧储能主要在欧洲、美国、澳大利亚等人口稀少、地幅广大、国家电网难以覆盖的地方需求巨大。在我国，近两年受政策激励，增长速度较快。

主要技术路线

储能类型

氢储能

基本原理：是将水电解得到氢气并储存起来，当需要电能时将储存的氢气通过燃料电池或其他方式转换为电能输送上网。电解水制氢需要大量电能，成本远高于传统制氢方式，但因为可再生能源并网的不稳定性，我国具有严重的弃风、弃光问题，利用风电、光伏产生的富余电能制氢可以有效的解决电解水制氢的成本问题，并解决风光电的消纳，因此氢储能正逐渐成为我国能源科技创新的焦点。

问题：但目前我国缺少方便有效的储氢材料和技术，且氢储能能量转换效率较低，因此目前应用较少，能否解决这两方面的问题将成为氢储能未来能否获得更多份额的关键。

机械储能

机械储能通过物理方法对能量进行存储，需要时再将机械能转化为电能。机械储能主要包括重力储能、抽水蓄能、飞轮储能和压缩空气储能。

1、重力储能

重力储能介质主要分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。

除较成熟的抽水蓄能外，主流重力储能方式为 Energy Vault（EV）提出的储能塔，其利用起重机将混凝土块堆叠成塔，通过混凝土块的吊起和吊落进行储能和释能。根据 EV 官网信息，其储能塔能源效率可达 90%，可以在 8-16 小时内以 4-8MW 连续功率放电，实现对电网需求的高速响应。

2、抽水蓄能

抽水蓄能电站包含上下两个水库，在电力负荷低谷时利用过剩的电力抽水至上水库，高峰时将水放出，利用水从上水库流向下水库时产生的机械能发电，从而达到调峰的作用。

抽水蓄能可以实现能量的大规模存储，因此广泛应用于电力系统调峰。但由于其响应速度较慢，初始投资高，且受地理选址限制，因此未来发展空间有限。

3、飞轮储能

飞轮储能在储能时，电能驱动电机运行，电机带动飞轮加速转动，飞轮以动能的形式将能量存储起来；释能时，高速旋转的飞轮拖动电机发电，完成机械能到电能的转换。

飞轮储能比功率大，使用寿命长达15-30 年，且响应速度可以达到毫秒级。因此飞轮储能主要用于调频和 UPS。但因为其能量密度低且备电时长无法超过 30 分钟，因此无法应用于大规模储能电站。

4、压缩空气储能

压缩空气储能技术源于燃气轮机技术。用电低谷通过电动机带动压缩机将空气压缩并储存于储气室中，使电能转化为空气的内能以存储；用电高峰时，高压空气从储气室释放，进入燃料室同燃料一起燃烧，驱动透平做工，带动发电机发电。

压缩空气储能是抽水蓄能之后另外一项适合 GW 级大规模电力储能的技术，除存储能量高之外，还具有能量密度和功率密度高、运营成本低、使用寿命长等优点，但与抽水蓄能类似，压缩空气储能也受地理条件限制，需要高气密性的洞穴作为储气室，这也进一步限制了压缩空气储能的发展。

电化学储能

电化学储能即通过电化学反应完成电能和化学能之间的相互转换，从而实现电能的存储和释放。目前主要应用的储能电池主要包括铅酸蓄电池、液流电池和锂离子电池和钠离子电池，未来钠离子电池随产业链成熟也将逐步应用于储能。

一、铅酸电池

铅酸电池是以二氧化铅为正极、金属铅为负极、硫酸溶液为电解液的一种二次电池，发展至今已有 150 多年历史，是最早规模化使用的二次电池。

铅酸电池的储能成本低，可靠性好，效率较高，广泛应用于UPS，也是我国早期大规模电化学储能的主导技术路线。但因为铅酸电池循环寿命短、能量密度低、使用温度范围窄、充电速度慢，且铅金属对环境影响较大，铅酸电池未来应用将会受极大程度限制。

二、液流电池

液流电池技术路径包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等，其中，全钒液流电池综合性能最佳、商业化程度最高。

液流电池正、负极电解液储罐独立分离，放置在堆栈外部，通过两个循环动力泵将正、负极电解液通过管道泵入液流电池堆栈中并持续发生电化学反应，通过将化学能与电能进行相互转换作用来完成电能的储存和释放。液流电池功率取决于电极反应面积大小，存储容量则取决于电解液体积与浓度，故液流电池规模大小设计更为灵活多变。

我们认为，在长时储能方面，全钒液流电池将具备成本优势，较锂电池等其他技术路径具差异化竞争优势。

三、锂离子电池

锂离子电池通过锂离子在正负极电极材料中的嵌入和脱嵌实现能量存储。锂离子电池能量密度较高，寿命长，因此正逐渐成为电化学储能的主流路线。根据正极材料的不同，锂离子电池又分为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和三元电池等。

磷酸铁锂电池在储能领域综合优势显著，其能量密度适中，安全性、使用寿命均优于其他电池类型，且成本较低；钴酸锂电池因金属钴的稀缺性价格远高于其他电池，且循环寿命、安全性差，因此在储能领域几无应用；锰酸锂电池能量密度与磷酸铁锂电池相近，价格虽低于磷酸铁锂，但使用寿命低导致其全生命周期度电成本高于磷酸铁锂电池，故应用较少；三元电池能量密度远高于其他电池类型，使用寿命也可以达到 8-10 年，但安全性相对较差，成本远高于磷酸铁锂电池，因此在不需要极高能量密度的储能领域，应用前景弱于磷酸铁锂电池。

四、钠离子电池

钠离子电池工作原理与锂离子电池类似，利用钠离子在正负极之间嵌脱过程实现充放电。钠离子电池相对磷酸铁锂电池安全性能、低温性能、快充性能更高，成本更低，且钠资源远比锂资源丰富且遍布全球各地，若钠离子能够广泛应用，我国将很大程度上摆脱目前锂资源受限的情况。

钠离子电池劣势主要体现在循环次数较低和产业链不成熟。目前钠电池循环寿命普遍在 2000-3000 次，产业链不成熟则导致上游价格较高，钠电池成本优势无法显现。

综合而言，抽水蓄能、锂电池、钠电池与全钒液流电池，四者的发展空间较大。

具体来看，在大规模调峰方面，抽水蓄能具有全生命周期成本优势，将继续成为主流选择；后三者则将广泛与风电、光伏配合使用，全钒液流电池主要用于 4 小时以上长时储能，钠电池将在大型储能电站中对锂电池形成一定替代，对能量密度敏感性较高的工商业与家用储能中，锂电池仍将占主导地位。

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