一、储能迎来发展机遇
在全球气候变暖，各国共同应对气候变化的大 背景下，全球能源消耗结构正在向低碳化转型。若 要实现1.5°C气候情景，电力部门必须在本世纪中叶 彻底脱碳，可再生能源规模化利用是实现电力部门 脱碳的根本路径。为实现这一目标，到2030年，全 球可再生能源装机容量需要达到10770GW，到2050 年接近27800GW，分别比2020年增加4倍和10倍 。
与此同时，在中国“双碳”目标推进的过程 中，电力系统中非化石能源的占比进一步提升，风 电和光伏的装机量和发电量将继续增长。但现阶段 中国发电结构依然以化石燃料为主，截止2021年 底，中国风电和光伏的发电量占比为11.5% ，燃煤 发电的占比为68.0% 。国家能源局数据显示2025年 风光发电量占比将逐年提高至16.5%左右。 传统能源时代，电力消费方式单一，煤电、燃机供给足以应对电网稳定调节需求。风光时代， 可再生能源发电具有间歇性，电力系统对于平滑输 出、调峰调频等电力辅助服务的需求明显增长。储 能作为新增的灵活性调节资源，将在高比例可再生 能源的电力系统中发挥重要作用。
储能不仅可提高常规发电和输电的效率、安全 性和经济性，也是实现可再生能源平滑波动、调峰 调频，满足可再生能源大规模接入的重要手段。与 世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机 容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020年中 国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区 的储新比为15.8% ，随着可再生能源比例提高和煤 电的逐步退出，储能将迎来巨大的发展机遇。
二、新型储能飞速发展
储能即能量的存储，指通过特定的装置或物理 介质将能量存储起来以便在需要时利用。根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储 能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。通常来说，新型储能是指除抽水蓄能以外的储能技术。
1.全球主要市场发展现状
近年来，新型储能经历了飞速发展。截至 2021年底，全球已投运储能项目累计装机规模 209.4GW，同比增长9%。其中，抽水蓄能的累计装机规模占比首次低于90%，比去年同期下降4.1个百 分点。新型储能累计装机规模为25.4GW ，同比增 长67.7%，其中锂离子电池占据主导地位，市场份 额超过90% 。 新增装机方面，2021年全球新增投运储能项 目装机规模18.3GW，同比增长185%，其中新型 储能的新增投运规模最大，首次突破10GW，达到 10.2GW，是2020年新增投运规模的2.2倍，同比增长117%。美国、中国和欧洲引领全球储能市场的发 展，三者合计占全球市场的80%。
根据CNESA数据，截至2021年底，中国已投运 储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模 的22%，同比增长30%。市场增量主要来自新型储 能累计机规模达5729.7MW，占比12%，同比增长 75%。在各类新型储能技术中，锂离子电池的累计 装机规模最大，占到近90%。主要由于2020年后国 家及地方出台了鼓励可再生能源发电侧配置储能的 政策，同时锂电技术商用已经成熟，成本较低，成 为电厂配置储能的主要选择。 美国是全球储能产业发展较早的国家，电化学 储能是美国近年装机增长的主要动力。2020年新增 储能装机量达1.46GW/3.48GWh，功率容量占全球市场27.5%，能量容量占全球市场32.5%。2020年 电化学储能装机新增1.1GW/2.6GWh，是2019年新 增装机的近3倍，累计装机容量2.7GW/5.8GWh 。 在新增装机中，80%应用于集中式电站。
欧洲储能市场增长稳定。根据BNEF统计，欧洲 2020年新增电化学储能1.2GW/1.9GWh；累计储能 装机达到4.1GW/6.2GWh，占全球19%。与美国不 同的是，欧洲新增电化学储能52%应用于户用。一 方面在于欧盟推出绿色复苏计划支持新能源发展， 另一方面疫情刺激民众对能源独立和电力稳定的强 烈需求。
2.未来储能发展空间
许多机构都对2025年或2030年全球及中国的 储能空间做出了预测，不同机构的预测逻辑基本相 同。首先基于宏观经济发展和碳中和目标预测全社 会用电量及可再生能源在电力系统中的装机占比； 然后根据储能发展历史、成本下降情况、政策等因素推演储能在电源侧、电网侧和用户侧的配比，最 后计算得出储能未来装机量。 BNEF预计到2030年，全球储能 市场将以33%的年复合增长率增长。其中约54%的 增长将来自美国和中国，政策扶持，成本下降和更 成熟的商业模式是推动储能发展的主要动力。国际 能源署（IEA）的预测比BNEF的预测更高，新型储 能需要更快的增长才能与2050年净零排放情景保持 一致。
多家机构也对中国未来电化学储能增长做出了 预测。政策基准情景下，2021年国家发改委、国家 能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意 见》，明确到2025年，实现新型储能从商业化初期 向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。但机 构预测2025年电化学储能的装机量均超过政策目 标，BNEF预测2030年新型储能装机量将达35GW； 在CNESA的乐观情景下，2025年中国电化学储能累 计装机量将达到55GW。
三、政策促进储能发展
1.中国源网荷三端政策发力
近年国家和地方层面出台了一系列政策支持储 能发展。政策主要以实现碳达峰碳中和为目标，将 发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的 重要举措。
从顶层文件看，“十三五”期储能完成了由研发 示范向商业化过度初期，“十四五”期间，国家将逐 步推动储能向规模化发展。2021年发改委、能源局 发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》给 出了对于储能发展的具体方向，明确目标至2025年， 国内新型储能装机总规模达30GW以上。2022年3 月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”新型储 能发展实施方案》，要求到2025年，新型储能由商业 化初期步入规模化发展阶段；到2030年，新型储能全 面市场化发展。与以往特别重视锂离子电池储能不 同，实施方案把钠离子电池的位置排在了锂离子电池 的前面，同时强调了多种技术路线共同发展。
在商业模式方面，政策主要围绕发电侧、电网 侧和用电侧来完善储能的商业模式。 发电侧方面，国家发改委、能源局于2021年8月 发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买 调峰能力增加并网规模的通知》，标志着储能在发电 侧的商业模式逐渐明晰。政策明确了可再生能源并 网消纳的责任主体，保障性并网由电网公司承担，市 场化并网由发电企业承担。同时鼓励以10年以上长 期协议购买储能调峰服务，有望保障储能项目收益 的长期稳定性，获得可预期的现金流。
电网侧方面，2021年12月，国家能源局发布了 《电力系统辅助服务管理办法》，将新型储能纳入提 供辅助服务的主体范围，提出了按照“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的原则，辅助服务补偿费用将 由电力系统内的发电企业和电力用户共同分担，使得 电力辅助服务的市场化机制趋向合理化。 用户侧方面，2021年7月，国家发改委发布了《国 家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知》，完 善分时电价机制，建立尖峰电价机制，扩大了储能在 用户侧的峰谷价差套利空间。2022年2月，《关于加 快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，引 导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源 汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放 用户侧灵活调节能力。
2.美国强调供应链自给自足
市场层面，2018年通过的FERC第841号法案使 储能可以以市场竞争的方式参与电力市场。 技术发展方面，美国极为重视对储能技术的开 发及国内产业链建设，美国能源部（DOE）近年来 频繁发布储能计划并拨付大量款项进行多条储能技 术路线研发及全产业链建设。 2012年美国成立“储能联合研究中心(JCESR)”， 是DOE最重要的储能技术研究中心之一，开展锂离子 电池、钠离子电池、全钒液流电池、储能数据库构建 等技术研究。
3.欧盟重视多技术路线共同发展
欧盟在储能方面的研究起步较早，尤其极为重 视对电池储能的研发，将其视为实现各领域电气 化，推动“碳中和”的重要因素。 早在2010年，欧盟便成立了欧洲能源研究联 盟，确定多技术路线共同发展。2019年后，欧盟密 集发布了大量电池研究计划和战略部署，强调不同 种类的电池都有适合不同应用场景的优点，多技术 路线的价值链需要共同发展。
四、投融资火热
储能产业的投融资主要围绕创新储能技术、常 规储能技术、储能系统、储能项目投资以及储能系 统解决方案等进行。据CNESA不完全统计，2021年 国家与地方出台储能相关政策达300多项，仅锂电 池产业链投资计划已经超过了1.2万亿。
二级市场方面，CNESA编制的储能指数选取了 储能产业链上下游市值较大流动性较好的企业作为 成分股，可以较全面的反映储能上市公司在二级市 场的表现。2021年指数整体上涨64%，超过90%公 募基金。一级市场方面，据不完全统计，2021年 超过15家企业获得超过250亿的融资，获得投资的 领域既包括上中游不同的技术路线如无钴电池、钠 离子电池，也包括下游储能电站运维软件系统等。 参与投资的机构包括红杉资本、高瓴创投、IDG资 本等知名风险投资机构，也包括产业投资人和财务 投资人。展望未来储能融资趋势，前瞻性储能技 术，如钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、氢 能等技术的投资更受到一级市场的青睐。
储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电 网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较 多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等； 电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容 升级等；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价 差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而， 在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一 应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时 应用于电源侧、电网侧和用户侧。
一、电源侧
储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源 并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方 面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点 主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避 免考核所带来的损失等，在未来准许可再生能源+储 能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源 侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益 和深度调峰收益。
可再生能源并网
储能系统和可再生能源可成为一个完整的系 统，平滑风电和光伏出力的波动性，实现可调节、 可调度的输出，跟踪发电计划以应对电网考核，提 升波动性电源的一次调频、基础无功支撑能力，减 少电力系统中备用机组容量，使风电、光伏等可再 生能源对电网更加友好。通过在风电、光伏电站配置储能的方式，基于 电站出力预测和储能充放电调度，可保障可再生能 源电力的消纳。在负荷低时，储能系统可储存暂时 无法消纳的弃风弃光电量，之后转移至其他时段再 进行并网。通过减少弃风弃光电量，储能系统可提 升风电、光伏项目的经济效益。
电力调峰
在电力系统的实际运行过程中，电力负荷在一 天内是不均匀的，用电负荷有高峰、低谷之分。一 般而言，电力系统会在中午和晚上出现2次尖峰负 荷，深夜则为用电最少的低谷负荷。为了维护电力 系统的平衡，在用电高峰时，需要增加发电机组出 力或限制负荷来满足需要；而在用电低谷时，需要 减少发电机组出力，保持发电、输电和用电之间的 平衡，使供电的频率质量在合格范围内。这种随时 调节发电出力以适应用电负荷每天周期性变化的行 为，称为调峰。
储能系统可作为电源输出功率或作为负荷吸收 功率，实现用电负荷的削峰填谷，即在用电负荷低 谷时发电厂对储能电池充电，在用电负荷高峰时将 存储的电量释放，以帮助实现电力生产和电力消费 之间的平衡。储能应用于电力调峰可保障短时尖峰 负荷供电，延缓新建机组的建设需求。
辅助动态运行
动态运行是指为了实现负荷和发电之间的实时平 衡，火电机组需要根据电网调度的要求调整输出，而不 是恒定地工作在额定输出状态，具体包括启动、爬坡、 非满发和关停4种运行状态。一般来说，火电机组都设计 成满发时为经济运行状态，机组的热效率最高。而动态 运行则会使机组的部分组件产生蠕变，造成这些设备受 损，提高故障发生的可能性，降低机组可靠性，最终增加 了设备的检修更换费用，降低整个机组的使用寿命。 辅助动态运行主要是以储能系统和传统火电机 组联合运行的方式，按照调度的要求调整输出的大 小，尽可能让火电机组工作在接近经济运行的状态 下，提高火电机组的运行效率。储能和传统火电机 组的联合运行可避免动态运行对火电机组寿命的损 害，减少火电机组设备维护和更换的费用，进而延 缓或减少发电侧对于新建发电机组的需求。
系统调频 电力系统频率是电能质量的主要指标之一。 实际运行中，系统频率并不能时刻保持在基准状态，发电机功率和负荷功率的变化将引起电力系 统频率的变化。频率变化会对发电及用电设备的 安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至 关重要。调频主要有一次调频和二次调频两种方 式：一次调频是系统频率偏离标准值时，利用发 电机组调速器作用，按照系统固有的负荷频率特 性，调节发电机组出力的方式；二次调频是指移 动发电机组的频率特性曲线，即改变发电机组调 速系统的运行点，增加或减少机组有功功率，从 而调整系统的频率。
储能系统与发电机组联合参与电网二次调频是 目前已商业化应用的储能运营模式。同火电机组 相比，储能系统在充放电功率的控制方面具有显著 的优势，其控制精度、响应速度等指标均远远高于 火电机组。当参与二次调频的火电机组受爬坡速率 限制，不能精确跟踪调度调频指令时，储能可高速 响应从而从根本上改变火电机组的AGC能力，避免 调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题，获得更 多的AGC补偿收益。
二、电网侧
缓解电网阻塞
输电阻塞指的是对电力输送服务的要求大于 输电网的实际物理输送能力。产生阻塞的根本原 因是不同区域内发电和输电能力的不平衡。一般 而言，短期阻塞的出现多由系统的突发事故或系 统维护引起。长期的阻塞多是结构性的，主要由 于某个区域内发电结构以及输电网的扩展规划不 匹配所引起的。 在电网侧线路上游建设的储能，可在发生线路 阻塞时将无法输送的电能存储到储能设备中，等到 线路负荷小于线路容量时，再向线路放电。在开放 竞争性的电力市场环境中，如果将储能安装在高发 电成本的一端，通过储能在低谷充电、高峰放电， 可有效降低高峰时期对其他机组发电量的需求，降 低阻塞情况。
延缓输配电设备扩容升级
为了应对输配网阻塞带来的弃电等问题，最常 见也最简单的做法是在现有输配电网的基础上扩 容。然而，扩容或新建输配电网会面临成本高昂、 建设时间长、使用时间不足、以及由于新建基础设 施而带来的环境和社会影响等问题。因此，在很多 时候，扩容或新建输配电设施并不是应对输配网阻 塞最佳的解决方案。 建设储能可成为升级或新建输配电设备的替代 解决方案，即在负荷接近设备容量的输配电系统 内，可以利用储能系统有效提高电网的输配电能 力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。相较于 输配网扩容，储能建造时间更短，社会和环境影响 更小，在储能成本大幅降低的前提下，这一解决方 案的经济性也进一步加强。
三、用户侧
储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发 自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、 提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前 政策框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于 峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可 再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿 需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户 侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获 取的收益等部分。
电力自发自用水平提升
以分布式光伏系统为例，如果不配置储能系 统，家庭用户和工商业用户，将白天无法消纳的电 力接入电网，并从电网采购电力满足夜间的用电需 求，这是目前家庭用户和工商业用户屋顶光伏普遍 采用的方式。如在光伏系统的基础上配置储能，家 庭和工商业用户可提升电力自发自用水平，直至实 现白天和夜间的电力需求都由自家光伏系统满足。 分布式能源＋储能应用这一场景得以推广的 主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平 可延缓和降低电价上涨带来的风险，以及规避因 电力供应短缺而带来的损失。例如对于安装光伏 的家庭和工商业用户，考虑到光伏在白天发电， 而用户一般在下午或夜间负荷较高，通过配置储 能可以更好地利用自发电力，提高自发自用水 平，降低用电成本。
峰谷价差套利
2021年7月，国家发改委发布了《关于进一步 完善分时电价机制的通知》，要求各地将系统供需 宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，充 分考虑新能源发电出力波动以促进新能源消纳，考 虑净负荷曲线变化特性以引导用户调整负荷。根据 公开资料统计，截至2021年底，已有24个省发布分 时电价相关政策（8个省处于征求意见阶段）。其 中，所有省峰谷电价比例不低于3，有10个省不低于4，广东省峰谷电价比例甚至高达4.47，尖峰电价 在高峰电价的基础上上浮25%，均为全国最高。峰 谷电价的实施改善了电力供需状况，也扩大了储能 在用户侧的峰谷价差套利空间。 在实施峰谷电价的电力市场中，工商业用户通 过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放 电的方式，将高峰时间的用电量平移至低谷时段， 实现峰谷电价差套利。
容量费用管理
不同于居民用户的单一制电价，国内大部分地 区的工商业用户均实施两部制电价，即工商业用户 的电费包括基本电价与电度电价两个部分。其中， 基本电价又称容量电价，按照电力用户的变压器容 量（kV·A）以及最大需量（kW）进行计算，为每 个月固定的费用，电度电价则根据用户的实际用电 量进行计算。 工商业用户可以利用储能系统在用户的用电低 谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖 峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功 率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功 率，起到降低容量电价的作用。
提高电能质量
电信、精密电子、数据中心等的行业用户对电 能质量要求较高。负荷端的储能能够在短期故障的 情况下，保持电能质量，减少电压波动、频率波 动、功率因数、谐波以及秒级到分钟级的负荷扰动 等因素对电能质量的影响。通过储能提高电能质量 获得的收益，主要跟电能质量不合格事件的次数以 及低质量的电力服务给用户造成的损失程度有关。 同时，配备的储能系统的容量等指标也能影响该部 分的收益。
四、不同场景对储能技术的要求
储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元 化发展。虽然上文提到在电源、电网和负荷侧储能 的作用多种多样，但总体来说，根据不同时长的储能 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。目前新能源侧配置储能系统通 常以功率型或能量型为主，主要起到平滑功率波动的 作用。随着新能源装机容量和发电比例的提升，对储 能时长的要求越来越高，容量型储能的需求日益增 长。2021年7月国家发改委和能源局颁布的《关于鼓 励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并 网规模的通知》，鼓励发电企业对于超过电网企业保 障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例 （时长4小时以上）配建调峰能力。
国内各地政府主管部门陆续出台文件支持4小时 以上容量型储能的应用。例如，2022年3月，内蒙 古自治区能源局发布文件，要求新增负荷所配置的 新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的 15%（4小时），存量自备负荷部分按需配置储能比 例。新疆维吾尔自治区发改委出台《服务推进自治 区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，提 出以储能规模确定新能源项目；建设不低于4小时时 长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光 伏发电项目。随着新能源装机规模的提升和长时储 能技术的进步，4小时以上的新型长时储能技术将逐 步进入商业化应用，满足电力系统长时储能的服务 需求。
一、研究框架
电化学储能是新型储能的重要类型，具有布置 灵活、建设周期短等特点，对构建更加灵活高效的 新型电力系统具有重要意义。因此在初次探究新型 储能创新趋势时，我们选择电化学储能作为大类技 术路线进行研究。 一种技术从知识阶段要成形的应用，通常要经过 基础研发、应用研发、示范、小市场等多个阶段，最后 再进入商业化。且技术的发展也往往不是遵循从基础 研发到商业化的单一进程，通常会出现往复循环，例 如从示范阶段又回到应用研发阶段。电化学储能技术 路线多样，且发展阶段各有不同，限于报告的篇幅和 时间，报告主要选择锂离子电池、钠离子电池、全钒液 流电池和锌溴液流电池四种已经进入示范及商业化 的电化学储能技术路线进行研究。以全产业链视角， 从储能在电力系统中应用的痛点出发，分析不同储能 技术的发展现状和未来创新趋势。
在选定主要技术路线后，报告从电力系统对于 电化学储能的技术要求出发，制定了相关指标，并 通过桌面调研和专家访谈收集数据识别未来储能的 创新方向。 电化学储能发展的一个关键因素是动力电池技术 的快速发展带动了锂电池成本的快速下降，所以目前 电力系统中大部分电化学储能为锂电储能 。
因此随着以锂离子电池为代表的动力电池向着技 术性能更高的材料迈进，该技术也可能应用于储能领 域。但同时也应看到，储能电池与动力电池虽然现阶 段产业链结构、生产厂家有很多相似之处，但由于 应用场景不同，二者对电池的技术指标要求并不完全 相同。如下表所示，动力电池安装在电动车上，需要 在安全性和经济性的前提下，提高能量密度和充电速 度，有更高的续航和更短的充电时间。储能电池的应 用场景需要频繁充放电，因此除了对能量密度的要 求，对循环寿命要求更高，而且对于成本更加敏感。
所以在探索未来电化学储能的趋势时，既不能 忽略锂电池本身的技术发展趋势，也要从电力系统 对储能的需求出发，二者兼顾，制定合适的指标框 架，才能看清未来电化学储能在电力系统中发展的 趋势。 早在2008年，Ibrahim等36选择了从技术指标（功 率、能量效率和体积等）和经济性（投资成本）两大 方面对储能技术进行了对比。2011年，俞恩科等37 主要通过技术指标对比分析了各种储能技术，并指出 新兴化学储能如液流电池是最适合大规模发展的电 力化学储能技术。国网能源研究院方彤等382011年通 过技术、经济和环境3个方面评价电化学储能。 在结合第二章中总结的电力系统对储能的技术 要求和前人研究，本报告采用以下四个指标作为评 价储能技术的主要指标。
安全性：安全性是储能技术评价的基本要素之 一，指全生命周期内，储能系统在正常使用条件下 和偶然事件发生时，仍保持良好的状态并对人身不 构成威胁。储能系统运行时多以电池模组或集装 箱的形式进行能量储存或释放，控制复杂，投资较 大，一旦发生安全问题，造成的损失巨大40。电芯的安全也并不完全代表电池储能系统的安全，还需要 考虑BMS、EMS对储能系统的控制，所以对于安全 性的提高，贯穿储能整个产业链。
成本：储能系统的成本及经济效益，是决定其 是否能产业化及规模化的重要因素。储能的系统成 本和度电成本是衡量储能成本的两个主要指标。系 统成本指初期投入的建设资金，未考虑后期运维。 储能度电成本指储能系统在整个使用寿命年限里， 花费的总金额除以存储的总电量。但是，要得出有 效的度电成本数据，需要准确的得知储能全生命周 期存储的总电量，目前这类数据多为实验室数据， 与实际运行数据偏差较大，因此我们采用系统成本 来衡量储能成本。
性能：满足用户需求的储能系统所具备的基本 性能可用容量、功率、响应时间、循环次数、寿 命、充放电效率等指标衡量。若对每种技术路线做 精准的性能指标评估，需要大量的一手数据和反复 试验，由于数据和时间限制，本研究不对每种路线 做量化的技术指标评估，我们选取储能系统主要技 术指标：能量密度、储能时长、使用寿命指标对不 同电化学电池的技术性能进行描述，并分析未来技 术发展需求和方向。
环境友好性：对于储能来讲，一方面要减少储能 系统在建设和使用过程中对环境的破坏，另一方面要 做好储能系统中材料的回收再利用。因此，对于环境 友好性，本研究将主要从不同技术路线原材料在地壳 中的丰富程度、本身是否具有污染、以及回收体系的 完善程度进行分析。其中前两方面将在电池创新部分 进行分析，回收技术路线将单独重点进行分析。
综上，在电池中上游电池技术路线中，本研究将主要针对以上四个指标识别电化学储能的创新趋 势和方向；在下游运维、回收等环节中，将根据具 体环节特征分析创新趋势方向。
二、概述
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。 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%。
三、电池
储能电池是储能系统中能量存储单元，属于储能 产业链核心环节。全球电动汽车快速发展，推动了以 锂离子电池技术为主的电化学储能电池技术在电力系 统中的应用。但与此同时，上游原料资源瓶颈、储能 时长、安全等问题无法单独依靠锂离子电池解决，其 他技术路线如钠离子电池、液流电池等技术路线依然 有很大的发展空间。
1.锂离子电池
（1）技术原理
锂离子电池技术并不是近几年才发展起来的电池 技术。锂电池的研究开始于20世纪50年代，在70年 代实现了军用与民用。锂金属二次电池研究于80年代 推出市场，1991年索尼公司推出了第一块商业化的 锂离子电池。 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。
（2）发展现状
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。
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。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。因 为储能电池不同技术路线上游差距较大，所以该章节，主要对上游及中游的电池组进行分析，电池管理 系统和能量管理系统将统一放在后面小节进行展开。
原料环节
锂电池产业上游最主要的有色金属为锂矿。锂资 源的储备较为丰富，根据USGS报告显示2018年全球 探明力资源储备为1400万金属吨，全球锂资源以盐 湖锂、锂矿石等形式存在，集中度较高，智利、澳大 利亚、阿根廷、中国四个国家占总储量的96%。高品 质锂资源主要分布在澳大利亚和南美，现有供给的 50%左右来自澳洲矿山、40%左右来自南美洲盐湖。
我国锂资源开采难度较大，国内锂资源重度依赖 进口，2020年进口占比超70%以上。锂盐湖主要 分布在青海、西藏和湖北，虽然资源总量占全球总探 明量的22.9%，但品位不高，且开采利用条件差，生 产成本高，根据相关公司披露，目前国内盐湖提取碳 酸锂成本在3万元/吨左右，而南美盐湖生产碳酸锂 成本约为2万元/吨。 因为锂矿资源较为集中，市场格局方面，锂资源 开采呈现寡头垄断特征，CR6占比84%。全球优质锂 矿及锂盐湖长期被ALB和SQM两家巨头占据，中国锂 原料企业如天齐和赣锋锂业开始通过并购、战略投资 等方式获取锂矿资源。但如何降低国内锂资源的开采 成本依然是技术发展的重点。
提高中国锂资源的利用率主要有两种手段，第 一为创新锂资源开采和提取技术，第二为提升锂资 源回收利用比例。在提取锂资源方面，国内盐湖普 遍镁锂比偏高，需要因地制宜应用多种提锂技术， 目前主要使用离子交换吸附、膜分离等选择性提取 方法来更好地实现镁锂分离以及锂离子的富集。这 两种方法利用吸附剂、纳滤膜或电渗析膜可更有选 择性地富集锂离子，但也存在着吸附剂、纳滤膜性 能提升遇到瓶颈，电渗析膜通电能耗高且拆洗膜维 护成本高的问题，未来发展方向主要是高性能吸附 分离材料的研发及工艺流程的简化。锂资源回收方 法将在回收章节具体介绍。
正极材料
正极材料是锂电池的关键材料之一，在锂电池材 料成本中占比最高，是锂电池产业链中规模最大、产 值最高的材料。主流的正极材料包括磷酸铁锂、三元 锂、钴酸锂、锰酸锂等。其中，磷酸铁锂和三元锂在 性能、循环次数、安全性等方面综合优势相对于钴酸 锂、锰酸锂较大。 三元电池和磷酸铁锂电池二者相比较，能量密度 高是三元电池的最大优势，而安全性较差和循环寿命 较短是其主要短板。相反，磷酸铁锂电池在安全性能 和循环使用寿命方面有较大优势，且成本较低。在储 能领域中，更注重成本、安全性、使用寿命等因素， 因此磷酸铁锂在储能的应用更广泛。
逐渐提升能量密度将是磷酸铁锂正极未来的发展 趋势，目前可以通过补锂、掺硅以及使用固液混合电 解质等一系列改进，磷酸铁锂电池能量密度可以突破 200Wh/kg，电池单体到系统的体积成组效率从40% 增加到60%。 市场格局方面，近三年磷酸铁锂市场集中度下 降趋势，CR5市场份额降低24%，从2019年的88%下 降到2021年的64%。主要是因为2020年前，磷酸铁 锂需求主要由电动车带动，2020年恰逢电动汽车补 贴下降，部分企业停产，市场集中度较高；2020年后，储能需求提升，磷酸铁锂正极材料需求大幅上 升，停产企业开始复产和新竞争者不断进入，使得市 场集中度下降。这也为未来技术创新企业进入市场提 供了机会。
负极材料
锂离子电池负极材料应具有较低的电极电位、较 高的锂离子迁移速率、较高的锂离子嵌入/脱嵌可逆 性、良好的电导率及热力学稳定性。目前碳材料因为 具有低电化学电势、良好的循环性能、廉价、无毒、 稳定等优点，是市场中最成熟的锂离子电池负极材 料。碳材料又可以分为石墨与非石墨两大类，石墨又 主要分为天然石墨和人造石墨,但天然石墨循环性能 及倍率性能较差，逐渐被人造石墨替代，2020年人 造石墨市场占比已经达到84%。
此外，硅碳材料是极具潜力的新一代高容量锂电 负极材料。硅材料的质量比容量最高可达4200mAh/ g，约为碳材料的10倍，是目前已知能用于负极材料 理论比容最髙的材料，同时具有环境友好、储量丰 富、成本较低的优点，因此是极有潜力的新一代高容 量锂离子电池负极材料，硅基负极材料也存在着诸如 充放电时体积膨胀、首充效率低等问题，目前可通过 预锂化和纳米化提升首充效率较低体积膨胀。
负极材料领域市场集中度高，2020年全球主 要锂电池负极材料生产前10企业市场占有率达到81.4%，其中7家为中国企业。根据GGII预测，中国 负极材料的出货量将从2020年的37万吨增长至2025 年的145万吨，复合增长率达到31%，增长主要由动 力电池及储能电站带动。
隔膜
主要作用是将锂电池的正、负极分隔开。隔膜浸 在电解液中，表面上有大量允许锂离子通过的微孔， 微孔的材料、数量和厚度会影响电池的放电倍率、循 环寿命等性能，所以隔膜需要起到隔离的作用，又要 对锂离子有很好的通过性。以聚烯烃为代表的多孔聚 合物隔膜是市场上通用的锂电池隔膜材料，可为锂电 池隔膜提供良好的机械性和化学稳定性。 隔膜工艺主要分为干法和湿法，2016年之前国 内隔膜市场主要以干法隔膜为主，占据国内隔膜市场 份额一半以上。后因为湿法能够生产厚度薄、高强度 和高能量密度的隔膜，更适合三元动力电池，2020 年市场占有率已经达到70%。用于储能的磷酸铁锂电 池主要采用干法，但随着磷酸铁锂电池能量密度的不 断提高，湿法隔膜的市场占有率会进一步提高。
技术趋势上，过高的温度会使隔膜产生收缩，导 致正负极接触而短路产生安全隐患。因此提高隔膜的 热稳定性是技术发展的重点。目前主要采用隔膜涂覆 的方法提高其热稳定性，其中陶瓷涂覆可提高隔膜的 耐热性，有效提升安全性能。隔膜行业的集中度较高，2021年中国锂电隔膜 CR6企业市场占比为80.8%，较2020年有所提升。其 中恩捷股份和星源材质前两大企业占比超过50%。
电解质
锂电池中市场化的电解质主要为电解液。电解液 的主要作用是在锂电池正、负极之间传导离子，一般 由锂盐和有机溶剂组成，是锂离子电池获得高电压、 高能量密度等优点的保证。 根据产能情况统计，国内头部六氟磷酸锂生产 企业主要有天赐材料、江苏新泰、多氟多、必康 股份等，CR4的市场占有率不断提升，由2017年 的56%提升至2020Q3的69.1%。行业格局较为稳 定，未来除非出现颠覆性技术创新，较难打破现有 状态。
锂电池主要使用的电解质有六氟磷酸锂、高氯酸 锂等。六氟磷酸锂（LiPF6）是目前商业化使用最多 的电解质，在废弃电池的处理方面相对简单，对生态 环境友好。但六氟磷酸锂热稳定性较差，容易造成 电池衰减，在安全方面也有一定隐患。电解质的发展 方向将围绕稳定性和安全性进行。LiFSI 具有远好于 LiPF6的物化性能，热稳定性较好，溶解温度为200摄 氏度，高于LiPF6的80摄氏度，耐高低温性能较强。 此外，若要彻底解决高温分解问题，固态电解质是未 来发展的重要方向。
封装制造
国内电池加工制造业呈现高度集中，宁德时代和 比亚迪是行业中的龙头企业。 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）。
（3）优势和不足
技术性能方面，锂离子电池响应速度快，适用于 4小时以下的储能系统。磷酸铁锂电池能量密度的提 升依然是未来技术发展的主要方向。正极可通过补 锂、掺硅以及使用固液混合电解质等一系列改进。负 极方面，使用高容量的负极材料可以有效提升全电池 能量密度，硅基负极是较具应用前景的下一代锂电负 极材料。 成本方面，目前锂电已经形成了较为健全的产业 链，且由于电动汽车的需求带动了规模效应的产生， 成本已经大幅下降，在电力系统中的应用已经具备 了一定的经济性，目前锂电储能的系统成本在1500- 2500元/kWh左右。但由于上游原材料价格的上涨和 下游需求的增加，短期看来锂离子电池的成本难以出 现大规模的下降。成本下降的主要路径可以通过使用 成本更低的正极材料，如下一章提到的钠离子电池， 或提高电池的回收利用率。
环境方面，锂资源在中国的分布有限，开采难度 较大，其价格的上涨直接影响锂电池的成本。此外， 锂离子电池如果不做好回收，也会造成环境污染，这 点将在电池回收章节具体阐述。 安全性是目前锂电池亟需解决的问题。隔膜方 面，陶瓷和以陶瓷为主的隔膜可显著提高热稳定 性，提高电池的安全性。电解液方面，新型电解液 LiFSI具有更好的热稳定性，同时电介质有向固态或 半固态方向发展的趋势。
（4）创新趋势及公司
锂电池的产业链已经相对成熟，在电化学储能领 域占有比较高的比重，锂离子电池的创新方向主要是 在现有技术及产业链的基础上寻求更安全、更高效、 成本更低的技术突破。资源利用方面，发展方向主要集中在锂资源开采 和回收技术上。为提高锂离子富集度，这要求工艺流 程更为简化和分离材料向着更高性能吸附方向发展， 离子交换吸附和膜分离法具有优势。吸附法适用于锂 浓度较低的盐湖，主要依靠对锂离子具有特定吸附能 力的吸附剂来实现锂离子的分离，铝基吸附剂目前较 为成熟，但耗水量较大，未来技改方向主要为降低耗 水量。膜分离法是当下产业化应用最积极的工艺之 一，通过压力，利用膜的选择性分离功能将料液不同 成分进行分离，核心是膜材料选择。盐湖提锂的膜材 主要为有机膜，中国的有机膜处于逐步实现进口替代 阶段。
正极材料方面，逐步提升能量密度是磷酸铁锂 正极的发展趋势，目前可通过补锂质等方式推动。 补锂又称为预锂化，在电池材料体系中引入高锂含 量物质，并使得该物质有效释放锂离子，弥补活性 锂损失，提升电池的实际能量密度和循环寿命，正 极补锂工艺已经比较成熟，实施补锂技术后，磷 酸铁锂电池的能量密度预计可提升20%左右。目 前已有公司进行规模化生产，预计未来3-5年可以 释放产能。
负极材料方面，未来发展趋势主要集中在具有 高比容量的碳硅复合材料上。如前文所述，纯硅材 料在充放电过程中容易出现体积膨胀，但碳材料具 有体积变化小等优点，因此目前可以产业化的发展 方向是将碳材料引入硅中形成硅碳负极。这种工艺 可以提升负极比容量，同时也缓解了硅在充放电过 程中发生的体积变化。目前商业化硅碳负极中掺硅 量大都在10%以下，比容量在400-700mAh/g之间。 碳硅负极的配套产业链已经逐渐成熟，预计将在未 来2-3年释放产能。
隔膜方面，创新趋势主要集中在制备工艺和技术 发展上。磷酸铁锂有干法隔膜向湿法隔膜发展的趋 势；为提高安全性，在湿法隔膜上进行陶瓷涂覆是进 一步的技术创新方向。 电解质方面，提高电池的安全性和稳定性是未 来的方向。液态电解质方面LiFSI具有较好的应用前景，LiFSI作为电解液锂盐有两种应用方式，作 为通用锂盐添加剂形成LiPF6-LiFSI混合锂盐，以及 纯LiFSI锂盐替代LiPF6。目前LiFSI已经实现了国产 化，目前在小批量生产阶段，未来主要通过批量生 产降低成本。
2. 钠离子电池
（1）技术原理
钠离子电池最早由ARMAND团队于20世纪80年 代提出，在90年代经过产业化推广得到技术应用。 钠离子电池本质是在充放电过程中由钠离子在正负 极间嵌入脱出实现电荷转移，与锂离子电池的工作 原理类似。
（2）发展现状
与锂离子电池类似，钠离子电池同样拥有正 极、负极、隔膜和电解液四大部分，但材料相差较 大，仅有隔膜无明显变化。钠离子电池处于示范应 用阶段。
正极：主要类型包括钠过渡金属氧化物、钠过 渡金属磷酸盐、聚阴离子化合物、铁锰铜/镍三元体 系、钠过渡金属普鲁士蓝类化合物。目前中科海钠采 用层状金属氧化物作为正极，宁德时代采用普鲁士白 （普鲁士蓝的一种）和层状氧化物。 负极：一般具有嵌入钠离子能力高，体积变形 小、扩散通道好、化学稳定性高等特点。锂电池主要 使用石墨作为负极材料，而钠离子电池负极可以选取 过渡金属氧化物、合金材料、无定型碳等。 隔膜：二者可以通用主流隔膜类型。 电解液：主要为六氟磷酸钠，比锂电池电解液所 使用的六氟磷酸锂价格更低；同锂离子电池一样，钠 离子电池也可兼容固态电解质。
3.全钒液流电池
液流电池是一种活性物质存在于液态电解质中 的电池技术，电解液在电堆外部，在循环泵的推动 下流经电堆，实现化学能与电能的转换。国际上液 流电池主要有全钒液流电池、锌溴电池、铁铬电 池、多硫化钠溴电池4种技术路线。其中全钒液流电 池目前产业链建设和技术成熟度相对较高。与锂电 在储能应用中的逻辑不同，液流电池主要是由于其 可扩展性，可突破锂离子电池在电力系统中在储能 时长方面的限制，用于长时储能，因此在电力系统 中具有一定的发展空间。
（1）技术原理
1984年起，澳大利亚新南威尔士大学（UNSW） 的Marria Kazacos教授开始研究硫酸氧钒做正负极电解 液，对全钒液流电池进行了初步的研究。全钒液流电池 是液流电池中唯一一种活性物质单一的电池，它利用钒 离子化合价的变化来实现电能与化学能之间的转化。 全钒液流电池系统由功率单元（电堆），能量单 元（电解液和电解液储罐），电解液输送单元（管 路、阀、泵、传感器等辅助部件）以及电池管理系 统等组成。其中，电堆由离子交换膜、电极、双极 板、电极框、密封等材料构成。全钒液流电池将具有 不同价态的钒离子溶液作为正极和负极的活性物质， 分别储存在正负极的电解液储罐中。充放电时，在泵 的作用下，电解液由电解液储罐分别循环流经电池的 正极室和负极室，在电极表面发生氧化和还原反应， 实现对电池的充放电。
（2）发展现状
全钒液流电池产业链中构成电解液输送系统的管 路、循环泵、控制阀件、传感器、换热器等辅助部件 和设备在化工领域较为常见，电池管理控制系统所需 的硬件支持是电力电子行业基本元件，产业链也比较 成熟。电池特有的关键材料包括钒电解液以及构成电 堆的离子交换膜、电极、双极板等，这些环节也是技 术开发和完善产业链布局的重点领域。
全钒液流电池的上游原料环节重点资源为钒，中 国钒矿的储量和产量均居世界前列。根据USGS的数据，全球钒矿储量共计2200万吨（金属量），中 国储量950万吨，占比达到43%，俄罗斯和南非占比 分别为23%和16%。从产量来看，2020年中国钒矿产 量占全球最高，达到62%。 国内钒资源主要用途为钢铁冶炼，主要分布区域 有四川攀枝花地区，河北承德地区和辽宁朝阳地区。 从企业布局来看，攀钢钒钛、河钢股份等在钒钛资源 综合使用和钒产品生产方面处于世界领先地位。
钒电池的电解液——五氧化二钒，主要从炼钢 产生的钒渣中提取。自2018年起，我国因进口作为原料的固体废弃物所暴露出的环境污染和健康危 害等问题禁止了钒渣进口。在国内钢铁企业受去产 能、环保等政策约束的情况下，钒渣产量波动大。 替代技术中，成本相对低的石煤提钒技术存在环境 污染大、资源综合利用率差等问题，在环保监管日 趋严格的情况下，产量会受到较大限制。供应紧张 导致市场选择钒钛磁铁矿直接冶炼等成本偏高的技 术路线，进一步推高了钒的成本。为了平衡上端资 源价格波动对电解液的影响，部分企业选择通过资 本合作等方式锁定上游资源。如2021年9月，电解液 生产商大连博融同攀钢钒钛签订战略合作协议，确 定上游资源的垂直供应保障。
（3）优势和不足
技术性能方面，全钒液流电池的优势表现为循环 寿命极长和容量规模易调节。全钒液流电池是通过电 解液中钒离子价态的变化实现电能的存储和释放。理 论上可对全钒液流电池进行任意程度、无限多次的充 放电。目前可实现15000次以上充放电，使用年限可 达20年以上。全钒液流电池电堆的大小和数量决定输 出功率，电解液容量和浓度决定储能容量。因此，可 通过调节电堆面积和数量调节输出功率、增加电解液 体积等方式增加储能容量，规模设计灵活。全钒液流 电池的缺点主要体现为能量密度较低。全钒液流电池 能量密度一般为15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，低 于锂离子电池，造成采用全钒液流电池这一技术路线 的储能项目实际占地面积较大。
4. 锌溴电池
（1）技术原理
锌溴液流电池是一种混合液流电池。1970年左 右，埃森克美孚研发出了锌溴液流电池系统。在充电 时，锌沉积在负极上，而在正极生成的溴会被电解液中 的溴络合剂络合成油状物质；放电时，负极表面的锌溶 解，同时络合溴被重新泵入循环回路中并被打散，转变 成溴离子，电解液回到溴化锌的状态，反应完全可逆。 锌溴液流电池主要由电解液、电堆及液路循环及 辅助系统组成。其中电堆是核心功率器件，为双极性结 构，每片电池通过双极板在电路上形成串联结构，电解 液通过管泵系统并联地分配到每片电池中，在提高电池 的功率密度的同时，液路的并联结构为片间的一致性提 供保障；液路循环及辅助系统主要由储罐、管泵、二相 阀及各种传感器构成，在进行电解液循环的同时，实时 的反馈电池的各项信息，如液位、温度等。
（2）发展现状
中国锌溴液流电池起步较晚，20世纪90年代后 开始有科研院校研发非循环的锌溴动力电池，目前 国内只有少数企业从事锌溴液流电池研发，产业链建 设处于起步阶段。近年来，锌溴液流电池由于系统设 计中灵活性和可扩展性较强，在大规模储能技术领域 受到重视。 下表对比了钒电池和锌溴电池两种液流电池的关 键指标，锌溴液流电池负极为金属锌，储量丰富、价 格相对便宜、能量密度高和氧化还原可逆性好。正负 极电解液均为溴化锌溶液，通过泵循环流过电极表 面，价格低廉易得，不存在交叉污染问题。电池其余 部分材料大部分由聚烯烃塑料制成，因此锌溴电池在 材料、成本和能量密度上具有竞争力。
（3）优势和不足
环境方面，锌溴电池中所使用的电极及隔膜材料 主要成分均为塑料，不含重金属，价格低廉，可回收 利用且对环境友好。成本方面，溴化锌溶液是一种常见的油田化学 品，价格低廉且易获得；电池关键材料极板及隔膜材 料均为塑料基材添加功能性的材料组成，不含贵金 属，且可回收利用。 安全性方面，液体电池中电解液的流动有利于电 池系统的热管理，可有效避免过热超温问题，不会发生 起火爆炸。电池各材料均可回收利用，对环境友好。技术性能方面，锌溴液流电池具有较高的能量密 度。锌溴液流电池的理论能量密度可达435Wh/kg， 目前电池的能量密度现已达到150Wh/kg。因此占 地面积比全钒液流电池小，可以用于用户侧。此外， 锌溴电池理论循环次数可达6000次以上。
四、储能变流器
1.技术原理
储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节。 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。
2.发展现状
储能变流器的一方面包括IGBT、电容、电感、 电抗以及PCB板等电子元器件；另一方面为机柜、机 箱等结构件。核心器件为IGBT等功率器件。由于储 能逆变器与光伏逆变器在技术原理、使用场景、上游 供应商和下游客户上都具有较高的重合度，因此，储 能变流器企业大多来自光伏逆变器厂商，行业竞争格 局也类似。阳光电源、科华恒盛、索英电气是该领域 的龙头企业，根据CNESA统计，2020年储能变流器 厂商前三出货量占比达到近50%。
作为储能变流器的核心设备，IGBT等功率器件对电 能起到整流、逆变等作用，以实现储能电池充放电等功 能。由于它的性能直接影响充放电效率，客户对功率半 导体的价格敏感度低，而对其性能和可靠性要求较高， 因此过去储能变流器企业在器件选用过程中往往偏好 性能更为卓越、稳定性更好的海外IGBT产品。海外龙头 厂商高度垄断IGBT市场，由于国内工艺基础薄弱且企业 产业化起步较晚，我国IGBT市场长期被英飞凌等欧日厂 商主导，2020年，中国IGBT自给率不足20%。然而受 疫情等因素影响，海外芯片大厂交期延长，叠加中美贸 易摩擦等地缘政治事件，储能变流器企业开始加速引入 国产IGBT供应商，建立国产供应链体系。
五、电池管理系统和能量管理系统
1.基本功能
电池管理系统（Battery Management System, 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。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。 一般来说，BMS可实现单体电池电压电流温度检 测、实时通信、内置充电管理、后备态管理、电量计 算、健康状态、均衡管理、保护功能、数据存储等九 大功能。其中，电压电流温度和电量计算直接决定电 池组的寿命与安全性，是BMS的关键环节。 能量管理系统（Energy Management System, EMS）是运用自动化、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。
2.发展现状
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。 从BMS各产业链的代表企业来看，上游集成电路 行业的代表企业有士兰微、中芯国际、台积电等；印 制电路板代表企业有鹏鼎控股、东山精密、深南电路 等。在中游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。
3.电池系统热管理
热管理是储能安全的重要保障，也是BMS的关键 环节。根据《中国能源报》的统计，2011年-2021年全 球32起储能电站起火爆炸事故中，66%（21起）起火爆 炸发生在充电中或充电后休止中。在这一阶段，电池活 性较大，电芯处于过充状态，电压升高形成内短路，容 易造成局部热失控从而引发自燃失火等问题。由于过高 或过低的温度环境都将导致电芯失控、BMS失效、PCS 保护失效、火灾防护失效等后果，引发储能安全隐患， 因此热管理环节是储能核心安全环节之一。 电化学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。
4.储能电站智慧运维
电站的智慧运维是EMS未来发展的重要方向。直 接补贴、设定配置比例等扶持政策可短暂地刺激储能 装机，但市场的真正成熟离不开储能系统效率和循环 寿命的提升，以及储能系统成本的降低。通过专业的 运营维护及安全监控可以保障储能电站的健康高效运 行，是降低系统成本的有效方法。
从深度上来说，储能电站的运维由浅入深大致可 分为设备监测、数据分析、控制策略三个层面。设备 监测层面，主要通过运维系统对储能系统中的安防、 制冷、消防、电池组、储能逆变器、配电柜、EMS等 进行实时监控，监测每一个项目甚至每一块电池的运 行情况。数据分析层面，主要是通过监测平台收集海 量运行数据，最大化地挖掘数据的价值，研究电池性 能演变规律，优化系统设计。控制策略层面，根据运 行数据分析结果判断是否需要重新标定电池组容量、调整原有控制策略，甚至做出硬件层面的改动等等。 储能电站智慧运维可通过线上数据分析的结果预判系 统状况，指导运营人员做出线下巡检、设备检测、保 养、抢修等专业服务，以实现提升储能电站运行年 限、降低电站运维费用等目标。
六、集成及应用
1.发展现状
储能系统集成向上衔接设备厂商，向下打通电网 服务，处于整个产业链的中下游。储能系统集成，是 按照用户需求，选择合适的储能技术和产品，将各个 单元组合起来，为户用、工商业、发电侧、电网侧等 各类场景打造解决方案，使储能电站的整体性能达到 最优。 目前主要的集成厂商可分为光伏、电池及电力三 类。第一类是以金风、阳光电源为代表的风电及光伏 龙头企业。这些企业通过在可再生能源领域的业务， 积累了丰富的客户资源与渠道优势，从而获得了在储 能系统集成领域的优势。第二类是以宁德时代、比亚 迪、蜂巢为代表的电池企业，储能系统中，电池的成 本最高，因此这类企业在降本方面具有较大优势。第 三是以南瑞、中天、许继为代表的电力企业。这些企 业长期与电网合作，更懂得电网的运行特性，在电网 侧储能具有较大优势。
2.创新应用--共享储能
在第二章提到的各种储能典型应用场景中，储能 的建设基本遵循这“谁使用，谁建设”的原则，盈利模式 较为单一。在此基础上，为了优化储能系统的盈利模式， “云储能”或“共享储能”这种创新应用模式脱颖而出。“共享储能”概念最早由青海省于2018年提 出，最初由第三方投资建设集中式独立储能电站， 通过以电网为纽带，将分散的源、网、荷储能资源 整合配置，实现储能资源统一协调地服务于整个电 力系统。 “云储能”的概念更为广泛，除了包括共享储能 中对集中式储能的分散使用外，还包括对分布式储能 的“聚合”。目的是盘活系统中的闲散储能资源，提 升储能资源利用率。
共享储能的经济性
以用户侧多主体共享储能为例，袁家海等138建 立共享运营商-用户-电网多角度共享储能成本收益模 型，探究共享储能的商业价值。 研究表明，以北京市一般工商业分时电价作为参 考进行测算，运营商主要通过低储高放获利，5年左 右回收成本。户来不需要承担投资储能的费用，只需 在电价高峰时期从运营商购买价格较低的电量即可节 省电费；对于电网来说，建设共享储能节省了大量的 扩建费用以及减低了耗损成本。
3.创新应用--光储充一体化充电站
光伏发电、储能电池和充电桩是光储充一体化的 核心。电站利用储能系统在夜间进行储能，充电高峰 期间通过储能电站和电网为充电站供电，实现了削峰 填谷，又能节省配电增容费用，同时能有效解决可再 生能源发电间歇性和不稳定等问题。 光储充的应用场景多样，占地面积不大，可以为 电动车的充换电站、露天停车场、车站、高速公路休 息区、中继站等等。获利模式较为多样，光伏+储能 自发自用，余电上网；谷充峰放的时间电价转移，并 结合电动车充电习惯制订时间电价模式；通过能量管 理系统调节并舒缓馈线压力；作为紧急备用电源等。
随着充电桩需求增加与分布式能源的普及，以及 绿电交易模式日趋成熟，一体化充电桩将会有很大发 展空间，InfoLink预计中国市场于2023年累积有望突 破1GWh。 光储充的发展还面临许多制约因素。安全问题是 其中之一，针对安全问题，除了在储能全产业链各个 环节针对安全性进行提升外，目前针对不同储能应用 场景的标准也是缺失的，所以加强光储产品的标准 化，模块化，建立和完善光储系统的安全标准体系也 是保障安全的重要因素之一。 其次，因为光储充获利模式较为多样，在很多省 份尚未建立相应的储能获利政策机制，限制了光储充 的应用。
七、电池回收
电化学储能尚处于发展初期，所以专门针对不同 电化学储能系统的回收市场并未受到太多的关注。根 据中关村储能联盟数据，在2020年中国累计电化学 储能中，锂离子电池占比88%，所以我们预计在未来 5-10年内，安装规模最大的锂电池将率先面临退役回 收的问题。 环境方面，废旧锂离子电池含有挥发性溶剂、含氟 化合物及一些重金属等，具有易燃性、挥发性、毒性， 如果采取填埋、焚烧等普通垃圾处理方法，一方面会直 接危害环境；另一方面重金属可通过食物链富集在人 体，危害性强，锂电池回收，符合可持续发展要求。
资源方面，电池回收不仅能够缓解原材料稀缺带 来的限制，加强环境可持续性，而且还能够支持更加 安全、更具韧性的国内原材料供应链，实现循环经济。 对于磷酸铁锂电池来说，虽然其中不包含钴、镍等高 价的稀有金属，但废旧电池中的锂含量达到1.10%，显 著高于我国锂矿的锂含量（锂矿山中 Li2O 平均品位为 0.8％～1.4％，对应到锂含量仅0.4%-0.7%），合理 的回收利用可以减少我国锂资源外的依赖。目前由于 缺乏大规模、廉价的锂电池回收方式落后，全球只有 约5%的锂电池被回收，因此回收问题必须提前引起 重视，才能实现储能产业的健康发展。
1.回收政策体系
国内目前建立的电池回收政策主要针对动力电 池，尚未出台完全针对储能电站的电池回收政策。 欧盟制定了较为健全的电池回收政策体系。 2014年欧盟开始实施了《电池指令493/2012号》， 这是全球范围内电池回收利用较为完善的法规，适用 于所有类型退役电池的回收过程，明确了责任方，回 收效率等关键指标。该法规明确电池生产企业和第三 方销售企业为主要回收责任方，所有收集的废旧电池 必须进行资源循环再生，禁止随意填埋；在电池资源 循环再生效率方面，铅蓄电池不得低于65%，包括锂 离子电池在内的其它电池不得低于50%；电池系统必 须易于拆卸，并在电池系统的明显地方标识电池的化 学组分和拆卸方法。
2.回收格局
储能电池的寿命预计为10年以上。所以从2020 年储能装机量大增来计算，储能电站的电池回收将从 2030年开始进入规模化。现阶段电池回收尚未形成 完整的商业模式和垄断企业，多种类型的企业处于布 局阶段。布局电池回收市场的企业包括了电池生产链 上的大部分企业类型，如电池生产企业、材料企业、 储能企业、设备制造商、车企等。 在动力电池领域政策明确车企承担电池回收主体 责任，但同样鼓励锂电池企业参与电池回收。在储能领 域关于回收的责任义务更加模糊，不同于动力电池最 终面向ToC，储能电池的应用场景包括风光电厂、电网 侧、工商业用户侧等，ToB性质比动力电池更加明显。
我们认为，从生产者责任制的角度来讲，处于储 能产业链后端的集成商有义务开展相关工作，其优势 在于直接对接应用场景，有用更好的渠道，但其劣势 在于再利用和材料制造能力。从经济性角度来说，降 本是推动回收市场发展的核心，因此材料制造企业、 电池企业均有动力进行相关业务的拓展。但制造企业 对于下游的控制能力较弱，渠道能力依然依赖集成 商，所以未来也可能形成多方合作的模式。 同时，目前布局动力电池领域电池回收的企业很 可能将业务领域延伸到储能电池回收。但电池回收行 业依然处于起步阶段，尚未出现行业龙头企业，无论 是技术创新还是模式创新，都存在非常大的空间。
3.回收方法
以目前储能领域中应用最多的磷酸铁锂电池为 例，虽然磷酸铁锂电池不含镉、镍、铅等有毒重金 属，废磷酸铁锂电池回收主要集中在正极材料上。因此对磷酸铁锂电池中正极废料的处理工艺研 究是磷酸铁锂电池及其生产废料的回收与资源化的 关键问题。 磷酸铁锂电池回收主要有三种方法，火法处理、 湿法处理、电极修复再生。火法和湿法相结合目前较 为广泛的处理方法。火法主要是利用高温将金属氧化 物转化为金属或金属化合物进行分离回收。湿法是利 用溶液从电池中提取和分离金属。目前工艺存在的 主要问题有两点，首先安全方面，在火法预处理中， 由于锂电池结构复杂，容易产生爆炸等安全问题；其 次环境方面，化学法工艺流程较长，影响因素多，产 生大量废酸碱溶液。
4.创新趋势与公司
在提升安全问题上，英国法拉第研究所 （Faraday Institute）正在研发锂电池的机器人拆 卸，避免火法拆解时爆炸的危险。同时，研究人员发 现将超声波聚焦在电池表面上，产生微小的气泡使其 内爆，这样就避免了必须打碎电池部件，减少爆炸风 险。这种超声波回收方法可以在同一时期处理比传统 湿法多100倍的材料，且该工艺可以很容易地应用于 规模化，并用于更大的基于电网的储能电池。 在减少酸碱废液问题上，可采用固相电解技术对 废磷酸铁锂正极废料进行回收与资源化利用。主要思 路是在回收过程中不引入其他酸根，采用磷酸体系， 通过电解方法提高磷酸体系中锂离子的浸出率，然后 通过氨水调节溶液pH进行铁与锂的分离，最佳反应 条件下铁的回收率为98.8%，锂的回收率为99.4%， 磷酸锂的纯度可以达到98.5%。
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