2022年储能行业之电化学储能技术创新趋势报告 新型储能在电力系统中的多元场景

1.储能市场政策资本三轮驱动

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1 。

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%2 ，燃煤 发电的占比为68.0%3 。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%4 ，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%5 。

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/5.8GWh6 。 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。

地方层面，各地 储能 规 划 持 续发布，为国家 “十四五”储能发展目标的实现提供强有力支撑。如 下表所示，从各省发布的规划来看，仅明确公布目标 的9个省份总量就已接近30GW。此外，各省还发布了 相关文件以支撑储能在发电侧、电源侧和用户侧的应 用，在此不一一列举。

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9 。

2020，美国发布多项储能研究计划，对于储 能的发展主要集中在技术攻关以及供应链自给自足 上。1月，DOE启动“储能大挑战”计划10，并在12 月正式发布《储能大挑战路线图》11，这是针对储 能的首个综合性战略，计划资助116亿美元用于解决储能技术障碍，到2030年实现美国储能技术及设 备的开发制造自给自足。2021年6月和9月又分别发 布了《国家锂电蓝图2021—2030》12和《长时储能 攻关计划》13，构建美国本土的锂电池制造价值链 并且在10年内大幅降低长时储能成本。

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20。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。

2.应用： 新型储能在电力系统中的多元场景

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。 ，随着可再生能源配置储能政策的 出台，2020年可再生能源并网侧储能的新增比例在 当年大幅增加，占比达到了40%以上。根据BNEF预 测“十四五”期间，可再生能源配置储能及独立调 频储能将占据主要地位。

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。

3.潜力： 电化学储能全产业链技术创新趋势

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39。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41，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，具体如下图 19所示。 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43。 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。 3. 潜力：全产业链技术创新趋势

（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。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。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45。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46，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。

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