【国家发改委能源所】国家发改委能源所：新型储能发展路径与前景展望_21页_7mb

新型储能发展路径与前景展望总结

核心内容

新型储能技术在推动中国实现碳中和目标中发挥着重要作用。随着风电和光伏发电装机容量的迅速增长，储能需求也相应增加。2022年，中国风电、光伏发电装机容量达到7.6亿千瓦，发电量占比13.7%。预计到2060年，风电和光伏发电装机容量将接近60亿千瓦，占比接近70%。这要求储能系统具备更高的灵活性和调节能力，以匹配新能源的波动性和间歇性。

主要观点

• 新型储能技术具有建设周期短、选址灵活、调节能力强等优势，与新能源开发和消纳的匹配性更好。
• 在碳中和阶段，VRE（波动性可再生能源）发电量占比达到60-70%时，储能功率需求将占负荷高峰的1/3以上，容量需求为日均用电量的10-20%，放电时长7-10小时。
• 2022年，中国新型储能新增装机量约5.9GW，累计装机11.2GW，占比为19.8%。其中，锂离子电池占比高达90.7%，液流电池3.5%，压缩空气1.9%。
• 新型储能技术在成本、寿命、应用场景等方面各有优势，如钠离子电池破解资源瓶颈，液流电池适合中长时间尺度调节，压缩空气和重力储能适合长周期储能，氢储能具备大规模长周期储能潜力。

关键信息

储能与波动性可再生能源关系

• VRE发电量占比、电力消费总量和负荷特性决定了储能资源需求。
• 当VRE电量低于20%时，储能需求增速平缓；超过40%后增速加快；在碳中和阶段，储能需求显著上升。

储能技术进展

• 锂电池：动力电池产业推动成本下降，但关键资源成本仍存在较大波动。
• 钠离子电池：2023年启动量产，未来在储能领域有巨大潜力。
• 液流电池：电解液寿命长，适用于中长时间尺度调节。
• 压缩空气：10~100MW集成示范取得进展，部分项目投资接近抽水蓄能。
• 重力储能：使用寿命长，选址灵活，适合长周期储能。
• 氢储能：具备大规模长周期储能潜力，但目前制氢和发电能效偏低。

储能价格与成本

• 2022年底电池级碳酸锂价格为60万元/吨，2023年4月回落至20万元/吨以下，随后回升。
• 2023年1-3月，系统平均中标价1.5元/Wh，EPC平均中标价1.8元/Wh。
• 280Ah产品成为主流，储能电芯标准化有助于降低成本。

新型储能应用与前景

• 移动储能：电动汽车车网互动（VGI）具有边际储能成本接近于0的优势，预计2060年NEV保有量将达4-5亿辆。
• 熔融盐储热：工作温度290-560摄氏度，可提高光热发电效率和降低成本。
• 绿氢经济性：P2X（电力到燃料）技术可降低弃电量和系统成本，而X2P（燃料到电力）成本较高，需技术突破。

储能政策与商业模式

• 国家发展改革委出台多项政策，推动储能参与电力市场，包括调峰辅助服务、现货市场、容量补偿等。
• 储能商业模式涵盖发电侧、用户侧和电网侧，包括电量消纳、辅助服务、现货市场、容量租赁等。
• 鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应，推进储能技术的创新和应用。

前景展望

措施建议

• 降低新型储能市场准入门槛，优化出清算法和提升算力。
• 推进辅助服务与现货市场建设，推广调峰竞价机制和按调频效果付费机制。
• 完善电力市场交易模型，适应储能的荷电状态约束和老化成本。
• 探索储能容量定价与交易机制，开展以储能容量使用权为标的的交易。
• 研究储能通过输配电价回收成本的可行性，形成一揽子解决方案。
• 完善分布式储能市场参与机制，开展聚合商聚合分布式资源的试点项目。