如何给电力系统装一块电池？

实现“双碳目标”，需要一个全新的电力系统，这已成为一个共识。

在此前的《怎么给新能源拉一张新电网？》一文中，我们已详细介绍过什么样的电力系统才称得上是“新电网”，而想要建成这样一个电网面临着什么挑战以及三种基本解决方案，即“看得准、调得动、储得住”。不过受篇幅所限，文章并未对“储能”环节展开详尽论述——但这不是因为储能不重要，而是太重要，无法在有限的篇幅内理清。

本文将聚焦于储能当前的技术路线、商业模式，为读者解析这一热门行业。

毕竟，现在可是储能元年了。

凌霜微雨 | 特约作者

陈闷雷 | 编辑

放大灯团队 | 策划

一个能够实现“碳达峰、碳中和”的电力系统，必然是以新能源为主体的新型电力系统。

这一解决方案意味着，未来我们的电力系统的供能主体将变为风、光等新能源，但它最大的问题是不稳定。以下是某地不同季节风光的典型出力与负荷用电情况，可以看到明显的波动大且不稳定，对电力系统很不友好，甚至有害。

某地不同季节风光的典型出力与负荷用电情况^[1]

过去，调节能力更强的火电厂尚可保证电力的平衡，但伴随着“新能源”发电占比持续增加，依托于火电厂的传统调节模式，已经不能适应电力系统波动，电网需求新的调控方式。

储能的意义就在于：通过将储能设施与风、光集成，当发电量太多时就为储能设备充电平抑波峰，发电量不足时就由储能设备放电补足缺口，将新能源系统的“不可控”变成“可控”。

既然储能如此重要，目前有哪些技术路线值得发展与布局？

在大方向上，根据《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》^[2]，我国目前的储能技术路线大体分为两类：抽水蓄能与新型储能。

 不同种类储能的技术特征对比^[3][4]

抽水蓄能的原理非常简单，在山上、山下建两个水库，安装一台既能当抽水机又能当发电机的水轮机，电多的时候就把山下面的水抽到山上，电少的时候就把山上的水放下来发电。

抽水蓄能原理图

抽水蓄能的优点首先是规模大。

一座抽水蓄能电站，随便几台机组即可实现几百兆瓦储能规模，上千兆瓦的也不少见（大规模的储能非常难得）。难能可贵的是，抽水路线的单位成本不高，大概在500元~1000元/千瓦时（大概只有锂电池的四分之一到一半），使用寿命却可以达到40~60年（锂电池大概只有10年不到）。

此外，抽水蓄能非常成熟，世界上第一个抽水蓄能电站1882年（清光绪八年）在瑞士就已建成，而我国也早在1968年就建成了第一座抽蓄电站。

抽水蓄能图

但抽水蓄能也有缺陷。一个是选址苛刻，要有山、要有湖（河）、山上要能修水库、要能把电线拉过去；另一个是对自然环境的破坏，劈山开河不可能没有负面影响。当然这些问题都有望通过技术手段得到解决。

可以预见的是，抽水蓄能在很长一段时间内，仍将是电力系统储能的主力军。目前我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦，远超其它所有储能方式总和，主要分布在华东、华北、华中和广东；在建抽水蓄能电站总规模5513万千瓦，约60%分布在华东和华北。已建和在建规模均居世界首位。

从长期规划看，根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上（翻倍），到2030年，投产总规模要达到1.2亿千瓦以上（再翻倍），行业前景可观^[5]。

现阶段，人们对“新型储能”概念的认知主要来自锂电池，但实际上，除了抽水蓄能以外的一切储能方式，都可纳入“新型储能”范畴。关于锂电池储能已有大量分析文章，不再赘述，本文主要聊一聊国家在推动的其它几种储能方式。

今年7月，发改委与能源局发布了《国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称“指导意见”），其中就着重强调了压缩空气、液流电池、飞轮储能以及钠离子电池这四种储能技术，我们将在下文着重介绍^[6]。

信息来源：国家发展改革委《国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》

虽说储能技术的种类繁多，但按照能量储存方式，大致可分为两种：物理储能与电化学储能。物理储能就是将电能转化为机械能、重力势能这样的物理能量，典型代表就是上文的抽水蓄能（重力势能）；电化学储能则是将电转化为化学能，典型代表也就是时下火热的锂电池。

依照此种分类方式再回看“指导意见”，可以发现这四种储能方式恰好两两一组。其中压缩空气、飞轮储能属于机械储能，而液流电池与钠离子电池则是电化学储能。

物理储能：压缩空气储能

压缩空气储能，顾名思义就是在电多的时候将空气压缩起来存储能量，在需要用电时则利用压缩的空气进行发电，而根据发电的方式又可以分为“补燃式”与“非补燃式”两种。

“补燃式”压缩空气储能技术在发电时会将压缩空气与天然气进行混合，之后在燃烧室中充分燃烧，驱动发电机发电。这种方式是当前最成熟的压缩空气储能技术，功率可达数百兆瓦。德国早在1978年就建成了容量达290兆瓦的Huntorf压缩空气储能电站。

但该模式缺点也很明显，严格来说，这种储能就是一个“燃气发电增幅器”，本质还是一个燃气发电厂，需要燃料且存在二氧化碳排放。所以，这一技术已经逐渐被淘汰。

补燃式压缩空气储能原理示意图^[7]

另一种压缩空气储能技术就是“非补燃”式，它直接用压缩空气推动发电机做功，不会产生额外的碳排放，同时在空气压缩与膨胀的过程中还会产生额外的冷与热，可以为周围的用户供冷、供热，进一步提升了能量利用效率。因此，该技术路线也成为我国压缩空气储能技术的首选发展方向，且在逐渐走向成熟。目前江苏金坛（60兆瓦）与贵州毕节（10兆瓦）都建成了压缩空气储能电站，并实现了并网发电^[8]。

非补燃式压缩空气储能原理示意图 ^[7]

物理储能：飞轮储能

飞轮储能的主体由一个大型飞轮构成，在电多的时候用电驱动飞轮旋转，而需要用电的时候就用飞轮驱动发电机发电，把电传回电网。

飞轮储能结构示意图

飞轮在存储能量的能力上，完全无法与抽水蓄能、压缩空气相比，但该技术最大的优势，就是响应快，可以短时间快速启动并且立刻发出大量的电，因此它能够极好的匹配“反应快”“功率高”的场景，比如地铁。

地铁列车总是走走停停，每次制动会浪费大量的动能，飞轮储能可以在停车的时候把车辆的动能存储起来，在启动时为地铁供能，从而达到省电的目的。这样的设备已经在北京地铁房山线实现应用，根据测算，每天一个车站就可节省约1500度电，一年就是50万度水平。

飞轮储能应用实例 [9]

电化学储能：液流电池

液流电池示意图

液流电池与我们理解的传统电池不同，它由电堆单元（电池发生反应的地方）、电解液（电池化学反应的原料）、电解液存储供给单元（两个大罐子，还有驱动电解液流动的水泵）以及管理控制单元（控制器）构成。

简单来说，就是把电解液放到两个大罐子里，需要时就用水泵把罐子里的电解液抽到电堆单元里，进行充电或者放电反应，反应完了再抽回罐子。这一技术适合用来建设超大规模的电池储能设施——只要罐子够大，储能能力就够强，而大规模储能恰是现阶段最紧缺的能力。

根据电解液的不同，液流电池又可以分为铁铬液流电池、多硫化钠溴液流电池、全钒液流电池、锌溴液流电池等体系。其中，全钒液流电池技术最为成熟，已经进入了产业化阶段。全钒液流电池使用水溶液作为电解质且充放电过程为均相反应（都是液体，不会产生气体与固体），因此安全性高（不会发生爆炸），而且循环寿命超长（大于1万次），在大规模储能领域极具应用优势。2021年12月，我国已经在大连建成了液流电池储能电站国家示范项目一期工程，工程投资达19亿元，建设规模100兆瓦/400兆瓦时，未来总体规模为200兆瓦/800兆瓦时，总投资38亿元。

电化学储能：钠离子电池

钠离子电池可以理解为使用钠盐做电极材料的电池，在技术原理上并无新奇之处，推动此类电池发展的核心原因也不是技术，而是产业链。关于该技术路线，放大灯的《锂资源不够用，“钠”就取而代之？》一文中，有更为详尽的介绍。

作为电池的核心原材料，锂一直相对稀缺。尤其在我国，2019年国内利用自身的锂资源加工的基础锂盐仅为6.5万吨，其余锂精矿依赖进口，共进口172万吨锂辉石精矿，且进口矿石主要都来自澳大利亚。

而近年来新能源车的爆发式增长更是进一步显著推高了锂矿价格，2021年12月的碳酸锂价格已经达到了去年的4倍。中科院物理所陈立泉院士提到过，目前全球探明的可供开采的锂资源储量仅能满足14.8亿辆电动汽车，2020年，我国机动车保有量达3.72亿辆，电动汽车汽车的占比还比较低，锂资源的压力还未显现，随着电动车保有量进一步攀升，锂资源供应的隐患将凸显。可见如果继续依赖锂离子电池，储能行业的发展将受到严重掣肘。

碳酸锂价格走势

而钠离子电池就不同了，钠元素储量极其丰富，不存在稀缺问题，只要技术过关，我们就可减少对外依赖。依托中国科学院物理研究所技术的中科海钠公司已经研制出145Wh/kg的钠离子电池，虽低于磷酸铁锂的180Wh/kg，但已具备一定商业价值。宁德时代8月份也发布公告称，已经研制出了160Wh/kg的钠离子电池，尽管绝对性能上与锂电池还存在差距，但至少有了初步商业化的潜力，整体技术路线在未来的成长性仍然是值得期待的。

从行业前景看，如果说抽水蓄能的未来增长叫“可观”的话，那新型储能的发展简直可以用“爆发”来形容。据中关村储能产业技术联盟全球数据库统计，截至今年6月底，新型储能的累计装机规模为3571.4兆瓦/7683.0兆瓦时，也就是大概357.1万千瓦，而规划中2025年的目标高达3000万千瓦 ^[6]，十倍增长空间——而且这一规划还是相对保守的。

根据南方电网印发的《南方电网“十四五”电网发展规划》，十四五期间仅南方电网就要推动新能源配套新型储能2000万千瓦，而南方电网仅覆盖5个省，可以估算一下国家电网覆盖的26个省、市、自治区会将有机会实现怎样的增量空间^[10]。

这也是为何虽然规模化与商业化还在路上，但储能行业在资本市场早已启动——充足的市场空间带来了极为乐观的成长性，相关的诸多二级市场投资标的，纷纷原地飞升。

 储能ETF

储能产业非常优秀不假，也确实至关重要，但它仍然需要可供开发的商业价值。只有“储能赚钱”深入人心，庞大的社会资本才会真正的投入进来，才可能迎来行业的爆发式发展。

那么在电力系统中，谁来出钱建这个储能，储能项目又该如何盈利自然就成了两个关键问题。

从建设的角色来区分，电力系统中的储能其实可以大致分为三种：源侧储能、网侧储能与负荷侧储能，每一个的建设主体以及他们的建设目的都有不同。

源侧储能

源侧储能又叫发电侧储能，顾名思义，他的建设主体就是各种各样的发电公司，包括了火电厂、风电场、光伏电站等。

风、光电站为了提升可控性，各省往往要求其配备5%~10%不等的储能，这部分储能的投资主体自然也就是对应的风光发电站。而对传统火电厂来说，储能可以加强它们的调节性能，而电网在核算调频的补偿费用时会直接与电厂的调节性能挂钩，因此为了获得更高的调频补偿费用，电厂也有动力去给自己的火电机组配备储能。

网侧储能

网侧储能的建设主体一般为电网公司，其建设的主要目的还是为了调峰调频，从而保证电网的安全运行。

网侧储能的最主要形式依然是抽水蓄能电站，国家电网与南方电网分别建立了“国网新源控股有限公司”与“南方电网调峰调频发电有限公司”专门负责抽水蓄能的运营。

负荷侧储能

上面两类建设者与涉及的储能建设，往往更接近一种配套设施，创造商业价值并非核心诉求，本身的商业化潜力也并不强。但负荷侧储能则是相对商业潜力最高的环节，盈利也是参与者的核心目标，因此与前两者不同，负荷侧储能的建设主体呈现出了多样化的态势。发电公司、电网公司以及所有想通过储能运营赚取收益的企业，在负荷侧均有一定的布局。

从基本的商业模式看，储能盈利的主要途径则可分为峰谷价差与辅助服务市场两种方式。

低买高卖，削峰填谷

由于人们天然的用电习惯，有的时候用电多（一般在上午和下午），有时用电少（一般在夜间），在一天中就形成了“峰”与“谷”。

然而，电力系统并不喜欢这样的峰谷波动，其往往意味着发电机的频繁启停，既增加了启停成本，又会造成发电机效率的降低，因此为了尽量拉平峰谷差，电网往往会设置峰谷电价，在峰时段电价高，在谷时段电价低。这就给储能套利创造了机会，储能可以在夜间低价时充电，再在高价时将电售出，赚取差价。

削峰填谷

以测算简单，相对成熟的锂电池为例，当前锂电池储能的总成本大概在1500元/千瓦时左右，投资一个1兆瓦/2兆瓦时储能站的成本约为300万，效率大概是90%，按照循环次数为4000次计算，这个储能站的全寿命周期内可放电7200兆瓦时，那么可计算得出平均度电成本、大概是0.42元/千瓦时，也就是说只要峰谷差价大于0.42元/千瓦时，该项目就有利润空间。

那么全国不同地方的峰谷差价，大概是什么水平？

全国各地峰谷电价情况^[11]

从上图可以看到，绝大部分地区的峰谷电价差都满足这个要求。即使考虑到后期电池衰减、通货膨胀等因素，储能的实际度电成本比我们的估算值高一半，达到0.63元，那么也依然有大量地区拥有足够的利润空间。

而且，随着技术的进步，储能的度电成本也将进一步降低，根据2021年国家重点研发计划“储能与智能电网技术”《吉瓦时级锂离子电池储能系统技术》的考核指标，项目结项时所开发的锂离子电池储能系统等效度电成本不大于0.1元/千瓦时^[12]，而12月9日，这个项目已经被宁德时代中标，期待宁德时代为我们带来更先进的储能技术^[13]。

调峰调频、辅助服务

我们在此前文章中提到过，电网需要通过技术手段进行频率与电压的调节，其中频率调节就需要调节设备可以快速发出（提升频率）或者吸收（降低频率）功率，而向电网提供的这类服务，被统称为“辅助服务”，而储能就是绝佳的辅助服务供应商。

遗憾的是，目前我国电力系统仍未建立统一的辅助服务市场，长期以来提供辅助服务的工作被视为电厂的义务，由电网调度下令后直接执行。这导致储能作为调峰调频的优质资源，却无法在这一场景下实现盈利，只能通过前面“峰谷电价”低买高卖进行盈利，减少了储能的盈利手段。

但是这样的情况也正在改变。自2015年起，国家开始陆续出台以市场化原则建立电力辅助服务机制的相关文件，并在近年逐步发展完善。到今年8月份的《电力系统辅助服务管理办法》，政策层面已经明确将电力辅助服务划分为基本服务和有偿服务两大类，并指出有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供。

自此，储能又多了一个盈利模式，为长远发展提供了更多助力。事实上，储能未来还可以通过各种创新的商业模式来实现盈利，例如云储能、共享储能等，但篇幅所限，不在本文展开。

致谢：感谢遥望为本文提供的技术支持。