超详细丨2023年抽水蓄能和锂电池储能发展分析！

储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。特别地，根据不同储能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型（≥4小时）、能量型（约 1~2小时）、功率型（≤30分钟）和备用型（≥15分钟）四类。根据储能时长要求的不同进行储能类型划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景中发挥独特的性能优势。

抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟

基于上下水库实现能量转换，用途广泛

抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。抽水蓄能电站由两个相互连接且位于不同高度的水库组成。管道将上部和下部水库连接。在电力负荷低谷期，电动机将电能转化成机械能，通过将水从下部水库通过管道输送到上部水库，泵将它们转化为势能。在负荷高峰时，储存在上部水库中的水可以通过涡轮机返回到下部水库，由此从势能产生机械能，并在发电机的帮助下再次产生电能。储存的能量与水的总质量和上下两蓄水池之间的高度差的乘积成比例。

抽水蓄能电站在电力系统中发挥六大基本作用、三大现实作用以及六大需求展望。抽水蓄能机组凭借迅速而灵敏的开、停机性能，快速灵活的运行特点，在电力系统中发挥六大基础作用：储能、调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用以及黑启动功能。

装机量提升，行业进入高质量发展新阶段

基于新的时代背景和行业形式，“十四五”以来我国出台了一系列政策文件，指导、支持抽水蓄能发展。2021年4月30日，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制；2021年9月17日，国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》表明，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

国内外抽水蓄能建设速度加快，我国累计装机容量位列世界第一。2020年以来全球抽水蓄能电站建设速度加快，根据CNESA，2021年累计装机达到 181GW。国内方面，我国抽水蓄能快速发展，2001年装机容量仅为5GW，2021年我国装机容量达 37GW，我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。对比全球抽水蓄能装机量新增速度，我国在 2021 年表现优于全球平均水平，呈现巨幅上升趋势。2022年前三季度，我国抽水蓄能新增装机6.1GW，超过去年全年的5.2GW，累计装机量已达到43.1GW。

国内站点资源丰富，截至2020年12月普查结果显示资源站点1529 个，总装机规模16.04亿千瓦。2020年12月，国家能源局领导组织开展抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，普查结果显示资源站点1529个，总装机规模16.04亿千瓦，其中南方、西北、华中、华东等区域分布相对较多。

截至2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿千瓦，主要分布于西部地区，占比约37%；在建抽水电站规模为6153万千瓦。纳入规划的抽水蓄能站点资源总量中，重点实施项目4.21亿千瓦，规划储备项目3.05亿千瓦，其中9792万千瓦项目已经实施。

2022年上半年，开工和投产的抽水蓄能项目已达16个，总规模22.4GW，项目的总投资额超1370亿元。2022年上半年开工的抽蓄项目有10个，总规模14.1GW，主要分别于浙江、湖南、山西、湖北等地区。全面投产的项目有6个，总规模 8.3GW，主要涉及广东、浙江、吉林等地区。国网新源和南方电网分别有3.8GW和2.4GW 项目投运，此外三峡集团在浙江的长龙山抽水蓄能电站也已于6月并网投运。

截至2022年10月21日，“十四五”期间已核准抽蓄电站共计35个项目，装机规模合计为4509.8万千瓦，项目投资金额合计约为3451亿元。2021年核准电站11个，装机规模合计1380万千瓦，投资金额约898亿元。2022年至今核准电站24个，装机规模3129.8万千瓦，投资金额约2553亿元。

到2025年，我国抽水蓄能电站装机容量达到6200万kW；到2030年，我国抽水蓄能装机容量将达到1.2亿kW。根据《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，从“十四五”开始，未来15~20年间，我国抽水蓄能将正式进入高质量发展的新阶段。随着丰宁、长龙山等在建抽水蓄能电站的陆续投产、运行，预计到2025年，我国抽水蓄能电站装机容量达到6200万kW；到2030年，垣曲、清原等在建项目，以及“十四五”期间开工项目的陆续投产，我国抽水蓄能装机容量将达到1.2亿kW。

国内外抽蓄电价与商业模式逐渐明晰

国外抽水蓄能电站的盈利模式可以分为三种，即一体化内部结算、独立参与市场与租赁模式。在垂直一体化的电力体制下，抽水蓄能电站由一体化的电力公司所有并统一运营；在建立了竞争性批发电力市场地区，抽水蓄能电站在产权上已独立于电网，其电力产品通过相应的市场销售。通过参与现货市场、峰谷套利方式实现的收入约占其全部收入的30%~40%，参与辅助服务获得的收入占60%~70%；租赁模式下抽水蓄能电站所有权亦独立于电网，拥有抽水蓄能电站产权的企业将电站租赁给电网运营管理，抽水蓄能电站的盈利来源为运营权的让渡价值。

目前，我国抽水蓄能价格机制主要包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部制电价。1）单一电量电价多用于2004年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价；2）单一容量电价是应用最普遍的机制，其计算出来的电费被称为“基本电费”，是因占用了用电容量而交纳的电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价，租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%；3）两部制电价在2014年被提出，把电价分为容量电价和电量电价两部分。容量电价主要体现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，电量电价反应的是企业的变动成本。

产业链集中度较高，龙头优势竞争优势显著

基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。通过大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。上游主要为设备供应，包括水轮机、水泵、压缩空气系统、监控系统、发电机、主变压器、调速系统等；中游主要为建设工程，包括电站建设与电站运营两个部分；下游主要服务于工业、商业以及居民用电，主要起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等功能。

2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资5367元/kW，抽水蓄能电站投资中机电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。抽水蓄能电站建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而显著降低。而抽水蓄能电站的投资占比前三位为机电设备及安装工程（26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。

1）上游水轮发电机组：包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨电气、东方电气和浙富控股。水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转化为叶轮机械能；发电机是将水轮的机械能转化为电能的装置。目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，2021年三家的水轮发电机组产量分别为9.55GW、8.10GW、0.81GW。

2）中游规划建设：国内抽水蓄能建设主要采用EPC模式。中国电建是国内规模最大、影响力最强水利水电建设企业，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工程监理等工作，在抽水蓄能规划设计、抽水蓄能建设市占率分别在90%、80%左右。2021年，中国电建抽水蓄能业务新签合同202.40亿元，同比增长342.90%。

3）下游投资运营：主要企业有国网新源、南网双调，国网新源占据领先地位。截至 2021年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578万kW，占比分别约64.6%和74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。中国抽水蓄能的建设企业主要有中国电建、中国能建所属工程局。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。

锂电池储能：在新型储能中发展领先

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分，负责能量存储；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。储能产业链上游主要包括电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；中游为系统集成商和安装商，下游主要为终端用户等。根据前瞻产业研究院，电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的60%，PCS构成20%，EMS构成10%，BMS构成5%，其他配件构成5%。

锂离子电池：上下游产业链较为成熟

在众多电化学储能技术路线中，锂离子电池已经建立了较为健全的产业链。如下图所示，锂电产业链上游主要为矿产及加工品，包括锂、镍、钴等；中游主要为锂电池制造、电池系统集成组装等；下游的应用领域主要为储能电池、动力电池、消费电池等。

离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作，主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分。锂离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。在充放电过程中，锂离子在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电时，锂离子从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂电池主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分，正极材料决定电池的容量、寿命等多方面核心性能，一般占锂电池总成本高达40%左右，是锂电池产业链中最重要的环节。

储能电芯封装制造与动力电池类似，主要为方形、圆柱和软包三种形式。电池封装工艺的发展趋势本质是在保证安全性的前提下提升电池能量密度上限。即利用电芯外壳的支撑作用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳的支撑较弱，因此中期来看方形和圆柱电池更能适应结构上的创新。比亚迪的刀片电池既是将电芯设计成扁片长条形状，在安全上保证电芯有足够大的散热面积，同时提高电池包的空间利用率，从而提高能量密度。目前已经应用于储能系统（BYD Cube）。

变流器：决定输出电能的质量和特征

储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节，通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成。它的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换控制。在并网条件下，根据能量管理系统的指令，储能变流器对电池进行充放电以平滑风电、光伏等新能源出力；在离网条件下为负荷提供电压和频率支持。储能变流器通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成，其中，控制单元接收控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充放电，实现有功功率和无功功率调节。储能变流器通过接口与电池管理系统连接以获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。

储能变流器决定着输出电能的质量和特征，从而很大程度上影响着电池的寿命。储能变流器主要有并网和离网两种工作模式。在并网模式下，储能变流器可实现电池组与电网之间的双向能量转换。在负荷低谷期，储能变流器可根据电网调度或本地控制的要求，把电网的交流电整流成直流电，给电池组充电；在负荷高峰期，储能变流器可把电池组中的直流电逆变成交流电，反送到电网中。同时，在电能质量不好时，储能变流器还可吸收或提供有功功率，提供无功补偿等。在离网模式下，储能变流器可根据实际需要与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。

BMS、EMS与温控：锂电储能系统的重要组成

BMS：由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用在于对电池状态进行检测。电池管理系统（Battery Management System，BMS）基本工作原理为微控制单元采集传感器提供的电流、电压、温度等电池工作参数，分析电池的工作情况，估算其剩余电量决定是否启动保护电路或进行均衡。典型的 BMS 由硬件电路、底层软件和应用层软件构成。其中，硬件电路是 BMS 的基础，包括元器件和印制电路板等；软件系统是 BMS 实现功能的主体和主要附加值所在。BMS 行业目前专注于储能 BMS开发的厂商比较少，专业 BMS 供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池 BMS供应商（如三星、LG、宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能 BMS产品。

EMS：运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。能量管理系统（Energy Management System，EMS）主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及系统软件等部分。通过信息采集终端、通信管理机、数据采集器等硬件设备，实现信息信号的采集、交换和传递。根据PowerLab，硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不超过50%，信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟，在系统软件方面，由于EMS公司需了解电网的运行特点和核心诉求，因此国内储能EMS相关公司主要为国网系公司，如南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等，此外还有四方股份、宝光股份等。

储能温控系统冷却：主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却四种方式。相较而言，热管冷却和相变冷却的设计更加复杂，成本更高，当前尚未在储能温控方案中实际应用。目前电化学储能温控以风冷和液冷为主。

1）风冷：以空气为冷却介质，利用对流换热降低电池温度，具备方案成熟、结构简单、易维护、成本低等优点，是当前储能温控主力方案。但由于空气的比热容低，导热系数低，风冷一般应用于功率密度较低场景，如通信基站、小型地面电站等。

2）液冷：主要以水、乙二醇水溶液等液体为冷却介质，通过对流将电池产生的热量带走，结构较为复杂，安全等级要求高，所以液冷成本明显高于风冷，但其优点明显，散热效率高且均匀、能耗较低、占地面积小、系统适应性。随着储能系统规模和能量密度的逐渐提高，液冷能量密度高、占地面积小、能耗低的综合优势会进一步凸显。

3）热管冷却：利用热管的热超导性能，依靠封闭管壳内工质相变来实现换热，有冷端风冷和冷端液冷两种。冷端风冷是通过管内冷空气冷却管外热空气，冷端液冷是管内冷却水冷却管外热空气。热管具有高导热、等温、热流方向可逆、热流密度可变、恒温等优点。目前主要应用于核电工程、太阳能集热、航天工程等领域，在大容量电池系统中的应用仍处于实验室阶段。

4）相变冷：却是用相变材料将电池包裹或者把相变材料压制成板状夹在单体电池之间，再利用相变材料发生相变吸收热量。它最大缺点是导热系数低、导热性能差，储热和散热速度都很低，无法用于电池的高产热工况。在相变材料中添加其他导热性能好的材料，可以显著的提高散热效率和散热速度。