电化学储能技术创新趋势报告—电力系统脱碳新动能-82页.pdf-solarbe文库

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1 2022.06 电化学储能技术创新趋势报告电力系统脱碳新动能 A briefing on the new trends of electrochemical energy storage industry 2 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告版权和免责声明本报告由绿色和平和中华环保联合会基于在北京取得的临时活动备案共同发布。本报告中提及的企业仅作为研究示例，並不代表绿色和平对相关企业进行批评或推荐。本报告中的引用的信息来源于已公开的资料，除标明引用的内容以外，报告内所有内容（包括文字、数据、图表）的著作权及其他知识产权归绿色和平所有。如需引用本报告中的数据及图表，请注明出处。标明由绿色和平拍摄的照片必须取得绿色和平授权后方可使用。本报告为基于有限时间内公开可得信息研究产出的成果。如本报告中相关环境信息存在与真实信息不符的情况，欢迎与我们沟通联系greenpeace.cngreenpeace.org。由于信息获取渠道的局限性，绿色和平、中华环保联合会不对报告中所涉信息的及时性、准确性和完整性作任何担保。本报告资料收集时间为2022年2月1日至2022年5月30日，研究期间之外，各信息平台上公开的环境信息如有被更改或增加的信息不被包括在此研究结果分析中。本报告仅用于政策参考、信息共享和环保公益目的，不作为公众及任何第三方的投资或决策的参考，绿色和平亦不承担因此而引发的相关责任。作者魏佳、严菁鸣谢以下人员对于此报告的贡献袁瑛、金灵、胡镘伶此外感谢陈永翀中国科学院电工研究所储能技术组组长岳芬中关村储能产业技术联盟副秘书长王卫权中国能源研究会可再生能源专业委员会副秘书长彭昊宇小村资本合伙人张树伟卓尔德环境中心首席经济师路远金风科技资深研究员宋登元一道新能首席技术官对本报告提出的宝贵意见和建议。 3 目录目录序言 1 背景储能技术是实现碳中和目标的重要支撑 . 3 摘要 5 第一章序曲市场政策资本三轮驱动 12 一、储能迎来发展机遇 13 二、新型储能飞速发展 13 三、政策促进储能发展 17 四、投融资火热 20 第二章应用新型储能在电力系统中的多元场景 21 一、电源侧 . 23 二、电网侧 . 24 三、用户侧 . 25 四、不同场景对储能技术的要求 26 第三章潜力全产业链技术创新趋势 . 28 一、研究框架 . 29 二、概述 31 三、电池 33 四、储能变流器 50 五、电池管理系统和能量管理系统 . 52 六、集成及应用 55 七、电池回收 60 第四章创新技术图谱 . 64 第五章报告局限性 . 68 参考文献 . 70 4 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告图 1 全球电力装机结构变化 13 图 2 储能分类 14 图 3 全球储能市场累计装机规模占比（2000-2021）. 14 图 4 2021年全球新增投运新型储能项目地区分布 . 15 图 5 中国电力储能市场累计装机规模（2000-2021） 15 图 6 美国电化学储能新增装机容量 16 图 7 欧洲电化学储能新增装机容量 16 图 8 2025-2030全球电化学储能装机容量展望 17 图 9 2025年中国电化学储能装机容量展望 . 17 图 10 储能的应用场景 . 22 图 11 中国电池储能新增装机量应用场景划分 22 图 12 光伏发电端储能工作原理 . 23 图 13 典型日内小时负荷特性图 . 23 图 14 部分省份分时电价政策峰谷电价比例排名 . 26 图 15 降低容量电价模式示意图 . 26 图 16 技术发展周期及其主要驱动力 29 图 17 研究框架 . 31 图 18 电化学储能系统结构示意图 32 图 19 储能产业链简图 32 图 20 电化学储能成本构成 . 32 图 21 锂离子电池成本构成 . 34 图 22 锂离子电池产业链细分 34 图 23 钠离子电池工作原理 40 图 24 钠离子电池与锂离子电池材料成本对比 41 图 25 液流电池工作原理 43 图 26 全钒液流电池产业链 44 图 27 钒工业基本流程 . 45 图 28 全钒液流电池成本占比 . 46 图 29 锌溴液流电池原理示意图 . 48 图 30 储能变流器实现电池和电网间的双向能量交换 . 50 图 31 电池管理系统（BMS）产业链结构 . 52 图 32 共享储能商业模式 . 55 图 33 用户侧共享储能示意图 . 56 图 34 光储充示意图 . 58 图 35 美国电池回收体系 61 图 36 废旧磷酸铁锂电池回收和再生流程图 62 图目录 5 表 1 国家层面储能政策梳理 . 18 表 2 “十四五”期间部分省份储能目标值 . 19 表 3 欧盟储能技术相关政策 . 20 表 4 各类储能应用特点及发展阶段 . 27 表 5 动力电池与储能电池的主要区别 . 30 表 6 主流储能技术路线对比 . 33 表 7 不同正极材料主要技术指标对比 . 35 表 8 硅碳复合材料与其他负极材料性能对比 . 36 表 9 锂离子电池储能核心器件创新企业 39 表 10 钠离子电池与锂离子电池材料体系对比 . 40 表 11 钠离子电池与锂离子电池主要指标对比 . 41 表 12 钠离子电池储能核心器件创新企业 42 表 13 全钒液流电池关键部件国内外主要企业 . 44 表 14 全钒液流电池储能创新企业 47 表 15 锌溴电池与钒电池主要指标对比 . 48 表 16 锌溴液流电池储能创新企业 49 表 17 不同类型储能变流器差异 . 51 表 18 储能变流器创新企业 51 表 19 储能温控系统冷却方式对比 53 表 20 储能电站智慧运维创新企业 54 表 21 储能系统主要集成商 55 表 22 共享储能商业模式 . 56 表 23 共享储能成本-收益参数表 57 表 24 共享储能经济性分析 57 表 25 共享储能的主要企业 58 表 26 光储充市场预测 . 59 表 27 光储充一体化的主要企业 . 59 表 28 废旧锂离子电池中常用组成材料的主要化学特性和潜在环境污染 . 60 表 29 电池回收主要企业 63 表目录图目录和表目录 1 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告序言创新是电化学储能市场化的必然途径陈永翀中国科学院电工研究所储能技术组组长中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长 2 序言创新是电化学储能市场化的必然途径储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。国家能源局和有关部门先后发布了“十四五”新型储能发展实施方案和“十四五”能源领域科技创新规划，为新型储能创新方向和规模化发展提供了指导意见。作为新型储能的主力军，电化学储能已经开始从兆瓦级别的示范应用迈向吉瓦级别的规模市场化。在这个阶段，电化学储能产业的创新，包括储能技术的创新、商业模式的创新和政策机制的创新，尤为重要。电化学储能技术的应用场景涉及到电源侧、电网侧、用户侧以及分布式微网等所有的能源电力场景。根据储能时长的不同要求，储能技术又可以区分为四种应用类型容量型（ ≥ 4 小时）、能量型（约 1 2 小时）、功率型（ ≤ 3 0 分钟）和备用型（ ≥ 1 5 分钟）。储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，没有任何一种技术可以同时满足所有储能场景的需求。因此，需要我们以市场应用为导向，开发“高安全、低成本、可持续”的各类新型电化学储能技术，以解决产业初期就已经显露端倪的安全问题、成本问题和资源可持续发展问题。尤其是随着新能源发电比例的快速提升，大容量长时储能技术和长寿命大功率储能器件的开发将成为储能产业技术创新发展的重要方向。在支撑能源可再生发展的同时，储能产业自身的可再生发展也至关重要。基于“长效设计、低碳制造、安全运维、绿色回收”的可再生储能技术开发，可以进一步创新发展电化学储能的循环经济商业模式，包括循环资源投入、产品即服务（储能租赁服务）、共享平台（共享储能）、产品使用扩展（电池修复延寿与梯级利用）和资源回收再生等新型商业模式。储能，一个新兴产业呼之欲出。尽管中国的储能装机规模世界第一，但储能与风电光伏新能源装机规模的比例（简称“储新比”）不到7；相对而言，国际其他国家和地区的平均储新比已达15.8。随着新能源发电规模的快速增加，我国储新比还有很大的增长空间。包括电化学储能在内的新型储能虽然可以提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，技术效果和社会效益显著，但由于缺乏明确的调度价格政策和成本分摊机制，国内新型储能项目目前还是以示范为主，并没有形成清晰的盈利点。因此，电化学储能的发展，尤其是新能源配储能项目，还需要政策机制的创新支持，以解决产业初期储能成本压力大和利用率低的问题。电价机制的创新需要充分考虑储能在不同应用场景的不同服务功能，包括电力辅助服务、峰谷电价、现货市场、需求侧响应、容量电价、两部制电价等多方面内容，并结合我国社会主义能源市场经济的建设，从政策机制上充分保障储能对于新型电力体系的支撑作用，积极引导新型储能产业向市场化和规模化方向的发展。绿色和平PowerLab发布的电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告，为业内人士提供了一个了解电化学储能产业链多个环节的技术概况和创新趋势的机会，我们也期望行业内外的投资者、政府人员都关注这些创新点，共同推动储能行业发展，助力碳中和。储能，未来可期。 3 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告储能技术是实现电力系统脱碳的重要支撑背景 4 中国做出“双碳承诺”已两年有余，2030年前碳达峰行动方案明确，到2030年风电、光伏要实现装机容量12亿千瓦的目标，高比例可再生能源是未来电力系统发展的必然趋势。风电和光伏发电将从补充能源逐渐演变为主力能源，在此基础上电力系统需要新的灵活性资源来支撑风光比例的不断提高。储能技术可以改变电能生产、输送和使用必须同步完成的模式，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性，成为支撑可再生能源发展的关键技术之一。其中抽水蓄能是中国目前最为成熟的电力储能技术，但选址受地理因素限制较大且施工周期较长，在电力系统中的应用受限。以电化学为代表的新型储能具有调节速度快、布置灵活、建设周期短等特点，已成为提升电力系统可靠性的重要手段。近年来国内外的储能相关技术都处于高速发展阶段，成本不断下降。但由于工作原理和应用场景不同，各类电化学储能技术优势和局限性也不尽相同。虽然目前锂离子电池储能占据电化学储能的主要份额，但其他技术路线如液流电池也将在长时储能中发挥重要作用。国家已经在源、网、荷三个层面给予储能发展多项政策支持，但技术才是促进产业进步的根源。目前各类电化学储能技术尚处于商业化早期或示范阶段，在性能提升与成本下降上有非常大的空间。尚没有一种储能技术可以适用于所有应用场景，短时间内不会出现“一统江湖”的储能技术，各类技术路线也需要在不断发展的过程中由市场来检验。在这样的背景下，绿色和平PowerLab能源创新实验室完成了电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告。报告选取较为主流的电化学储能四种技术路线，拆解其上下游产业链，细致呈现了不同环节的发展现状和市场结构。此外，报告不局限于电化学储能的宏观发展现状，我们还从安全、成本、性能、环境友好四个方面，挖掘哪些创新技术可以提升电化学储能的性能以更好的支撑新型电力系统，并进一步呈现了掌握创新技术的国内外公司及其近期的融资情况，希望使读者更好的了解该领域的投资状况。通过本报告，我们完成了电化学储能产业链创新全景图，希望帮助行业内不同环节的参与者充分了解产业链的市场技术现状，同时也期望可以为对储能行业感兴趣的投资人提供产业创新脉络，以助力产业加速发展。背景储能技术是实现电力系统脱碳的重要支撑 Photo by American Public Power Association on Unsplashd 5 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告摘要 6 电化学储能产业具备几大特点，一是产业链长且复杂，上游覆盖各种电池、储能变流器、电池管理系统和能量管理系统，中游为系统集成商，以及下游终端用户、运维商及回收。二是市场参与者背景多元，既包括动力电池厂商，也包括风电和光伏企业，甚至是数据中心和传统电源企业。三是电化学储能所涉及的相关技术横跨材料科学、物理、化学、电力工业等多个学科，综合性极强。为了梳理主流电化学储能技术路线的创新趋势，报告将产业链进行拆解，并从安全、成本、性能、环保四个方向寻找未来支持储能进步的关键技术。报告梳理并分析了电化学储能产业从上游的电池到下游的回收五大环节的创新机遇，分别是电池环节从整体技术路线来看，储能技术正朝着更高能量密度、更低成本、更好安全性和更长循环寿命迈进。不同的电化学储能技术由于各具优势将形成互补发展。由于锂电池的发展受到锂资源的制约，钠离子电池资源丰富的优势逐渐显现，未来将与锂离子电池形成互补。同时，由于电力系统对于长时储能的需求，液流电池也将迎来发展机遇。全钒液流电池和锌溴液流电池原材料易得且易回收，已经进入示范应用阶段。锂离子电池动力电池的快速发展带动了锂离子电池产业链的成熟，锂离子电池已经进入商业化成熟期，未来技术创新趋势主要在现有产业链的基础上，围绕安全、技术等层面进行提升。 ● 原材料环节方面，我国锂资源品位较低，开采成本高，主要使用离子交换吸附、膜分离方法提锂，未来将向高性能吸附分离材料研发及工业流程的简化方向发展。 ● 正极材料环节，磷酸铁锂正极由于成本较低，安全性和循环使用寿命更高，在储能领域应用广泛；但其能量密度较低，未来可通过补锂逐渐提升能量密度。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，循环寿命也将有所延长。研究框架 | 图 S1 摘要产业链拆解桌面调研专家访谈创新方向安全成本性能环保其他不同电化学技术路线筛选关键创新技术上中下游 7 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告 ● 负极材料环节，人造石墨材料由于低电化学电势、循环性能好、廉价等优点，已成为主流，但存在比容量较低的缺点。硅材料的质量比容量最高可达4200mAh/g，是碳材料的10倍，未来技术方向是将碳材料引入硅中形成硅碳负极，掺硅量在10左右时比容量在400-700mAh/g之间。 ● 隔膜环节，由于湿法隔膜生产厚度薄、强度和能量密度高，磷酸铁锂电池有从干法隔膜向湿法隔膜转换的趋势。为提高隔膜热稳定性，在湿法隔膜上使用陶瓷涂覆将成为未来方向。 ● 电解质环节，六氟磷酸锂是目前的主要电解质材料。新型电解液LiFSI溶解温度为200摄氏度，高于LiPF6的80摄氏度，热稳定性较好，有望成为新型替代材料。同时，固态或半固态电解质或是未来发展的重要方向。但固态电池产业链配套与目前现有的锂离子电池兼容性很小，若要实现规模化生产，在技术、产业链配套建设上还需要更多的时间。钠离子电池钠离子电池产业链结构与锂电类似，但产业布局还处于初级阶段，项目处于示范应用阶段。与锂离子电池相比，钠离子电池原材料丰富，且成本降低约20，但电池能量密度较低，产业链配套尚不完善，因此发展趋势主要集中在能量密度提升以及通过产业链建设降低成本两个方面。 ● 正极材料中目前具有潜在商业化价值的有普鲁士白和层状氧化物两类材料，克容量已经达到了160mAh/g，与现有的锂离子电池正极材料接近。 ● 负极材料主要采用能够让大量的钠离子存储和快速通行、具有独特孔隙结构的硬碳材料，克容量可350mAh/g以上，与石墨材料（约360mAh/g）接近。 ● 产业链建设方面，除储能领域，钠离子电池还可应用于电动两轮车和低端电动车领域，三者需求叠加将共同推动产业链建设。全钒液流电池产业化的条件日渐成熟，正处于由技术积累向产业化迈进的关键时期。全钒液流电池活性物质单一，扩展性较高，可突破锂离子电池在储能时长方面的限制，且循环寿命可长达20年，容量规模易调节。成本是制约全钒液流电池发展的核心原因，未来主要通过技术和商业模式创新两个方面降低成本。 ● 技术方面，膜材料、电极和钒原料是降低成本的三大抓手。采用可焊接多孔离子传导膜降低膜材料使用面积叠加膜材料国产化降低膜材料成本；电极方面，加强石墨毡材料本体性能的研究工作以及加快全钒液流电池电极材料标准化生产可降低电极成本；资源方面，从矿渣、油烟灰、炉渣等废弃资源中回收钒的技术，以减小其他行业的需求波动对钒价格的影响，稳定钒的供应，降低钒电解液的成本。 ● 商业模式方面可通过电解液租赁服务降低初始投资成本过高的问题。国内外均有公司基于钒电解液可循环利用的特性，推出电解液租赁解决方案，业主只需承担设备投资和电解液的定期租赁费用，降低了全钒液流电池的初始投资。锌溴液流电池相较于全钒液流电池，能量密度更高，电解液体积更小，电极和隔膜材料均为塑料，溴化锌电解液价格低廉易得，电极各材料均可回收利用，对环境友好。但锌溴液流电池在国内起步较晚，目前产业化处于初期阶段。如何防止锌枝晶导致的单体电池短路及产业化是未来锌溴液流电池发展的重点。 ● 从技术角度来看，当锌形成沉积物时，它有产生枝晶的趋势。一旦形成，很容易使单体电池短路。在电池的集成上，锌溴电池有向模块化发展的趋势，如果单体出现问题，可将模块及时切出不影响整体系统运行。此外创新的非流动锌溴电池技术，可使用电解凝胶代替流动电解液，可确保溴在整个电池中均匀分布，减少分层和锌枝晶的形成。 ● 从产业角度看，目前我国生产锌溴液流电池的厂家十分有限，市场处于相对空白的状态，若要实现该电池的规模化应用，产业配套建设也是未来的重中之重。 8 储能变流器与光伏逆变器在技术原理、使用场景、供应商及客户上具有较高重合度，厂商多同为光伏逆变器厂商。受疫情以及地缘政治等因素影响，储能变流器的核心组件IGBT元件的国产化替代进程加快。从产品上看，高电压、长寿命、高功率成为储能变流器创新发展趋势。从应用上看，储能变流器应用场景逐步丰富，具备光储充一体化的储能变流器应用逐步增多。电池管理系统和能量管理系统单体电池电压电流温度检测直接决定电池组的寿命和安全，是电池管理系统的关键环节。能量管理系统的重点则是了解电网的运行特点和核心诉求。此外，做好储能系统的热管理和智慧运维也是电池管理系统和能量管理系统的重要发展方向。在热管理环节，风冷方案成熟度更高且初期投入较少，是当前储能温控主力方案。未来随着液冷技术和应用场景的不断成熟，其提升能量密度、减少占地面积、降低能耗等综合优势会进一步凸显，值得关注。储能系统的运维大多是投资运营一体化的模式，但一些专业化公司开始专注储能电站的智能运维和精细化管理。专业的储能运维管理平台的出现可推动储能运维领域SaaS模式逐步兴起。同时，智能平台在达到一定管理规模后，可形成虚拟电网参与电网服务或电力交易，获取增值收益。储能系统应用目前储能建设仍遵循“谁使用，谁建设”的原则，盈利模式较为单一。未来，为优化盈利模式，储能系统集成将向共享储能和光储充一体化方向发展。 ● 共享储能对集中式储能“分散”处理和对分布式储能“聚合”处理，能够提高储能资源利用效率，盘活闲散资源，有效降低储能使用成本。未来随着储能在不同场景的获利机制更加成熟，共享储能的经济性将进一步提高。 ● 光储充一体化光储充一体化电站能够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一同为充电站供电，缓解充电桩用电对电网的冲击。但目前仍存在安全性及应用标准缺失问题。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，预计中国市场于2023年累积有望突破1GWh。电池回收环节由于电化学储能处于发展初期，我国尚未出台针对储能系统电池回收的法规。合理的回收利用可以对我国锂资源形成有效补充，减少对外的资源依赖。目前工艺在预处理环节中，由于锂电池结构复杂容易产生爆炸等安全问题，在该方面可利用超声波探头回收锂电池正负极，处理速度快，成本更低，可应用于规模化和更大体积储能电池规模。其次目前的工艺流程较长，影响因素多，产生大量废酸碱溶液，可采用固相电解技术，全程没有引入其他酸根，无废水产生。本报告的研究方法以桌面文献研究和业内专家访谈为主。储能技术进步日新月异，撰写内容难免有疏漏或过时之处，仅希望借此报告抛砖引玉，与更多行业同仁共同探讨储能的创新升级之路。 PowerLab能源创新实验室由国际环保组织绿色和平联合加州清洁能源基金会创立，是国内第一个专注于可再生能源的非营利孵化器。在致力于孵化与赋能可再生能源创新创业团队和个人的基础上，PowerLab引入“开放式创新”的概念和实践，希望通过可再生能源产业的开放式创新，以场景赋能、协调创新等多种形式助力能源领域初创团队。摘要 9 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告电化学储能创新趋势全景图 | 表 S1 整体现状产业链细分现状挑战创新方向创新技术锂电池由动力电池带动，产业链配套较为成熟；整体市场集中度较高。锂资源以锂矿石、盐湖锂等形式存在，集中度较高，中国锂资源开采难度大，重度依赖进口。环境资源分布瓶颈成本中国资源开采成本高。降低开采成本; 其他电池技术路线; 提高回收利用率。吸附法和膜分离法; 钠离子电池替代；建立健全回收体系。正极材料储能多采用磷酸铁锂，安全性能较好，循环使用寿命方面有较大优势；成本较低。性能能量密度低。提升能量密度。正极补锂技术。负极材料天然石墨和人造石墨，天然石墨有被人造石墨替代的趋势。性能比容量低、倍率性能较差。高比容量硅碳负极材料隔膜湿法隔膜为主安全性热稳定性较差。提高热稳定性、压缩强度和离子电导率。在湿法隔膜上使用陶瓷进行涂覆。电解液六氟磷酸锂安全性热稳定性较差。提高热稳定性。 LiPF6-LiFSI混合锂盐或纯LiFSI锂盐；固态电解质。钠离子电池与锂离子原理类似，但材料相差较大，仅隔膜无变化；处于示范应用阶段，尚未形成完整的产业链。钠资源储藏丰富，价格较低；原材料开采成本低。正极普鲁士白和层状氧化物两类材料，克容量已经达到 160mAh/g，与现有的锂离子电池正极材料接近；负极硬碳材料，克容量可350mAh/g以上，与石墨材料接近。产业规模的拓展以降低成本，与锂离子电池形成互补。储能、低端电动车、两轮车三重驱动。正极钠过渡金属氧化物、钠过渡金属磷酸盐。性能能量密度较低，尚未实现产业化。提升能量密度，产业化降低成本。负极可采用过渡金属氧化物、合金材料、无定型碳，价格较低。性能能量密度较低，尚未实现产业化。提升能量密度，产业化降低成本。电解液由六氟磷酸锂更换为价格低廉的六氟磷酸钠；同锂离子电池一样，钠离子电池也可兼容固态电解质。电池加工制造循环次数、安全性、低温性能优于锂离子电池。能量密度较低，尚未实现产业化。规模化发展、产业链建设、技术研发提升能量密度 10 电化学储能创新趋势全景图（续） | 表 S1 整体现状产业链细分现状挑战创新方向创新技术全钒液流电池用于长时储能，循环寿命可长达20 年，容量规模易调节电解液钒资源中国储藏丰富，不存在资源卡脖子问题。成本高技术和商业模式创新降成本。从矿渣、油烟灰、炉渣等废弃资源中回收钒的技术，以减小其他行业的需求波动对钒价格的影响；商业模式上，通过电解液租赁服务降低初始投资成本过高。电堆膜材料国产化程度低，成本高；商业化的石墨毡材料主要用于耐火、耐热材料，不是依据全钒液流电池电极材料特性加工生产。成本高技术推动成本降低。减少膜材料使用及膜材料国产化；针对石墨毡进行性优化设计，电极材料标准化生产。锌溴液流电池相较于全钒液流电池，能量密度更高，电解液体积更小，电极各材料均可回收利用，对环境友好。电解液溴化锌溶液是一种常见的油田化学品，价格低廉且易获得。性能自放电问题。电解液成分、电堆设计、运行策略等多方面进行控制。模块设计，一体化系统集成工艺生产，以保证产品的一致性和可靠性；使用电解凝胶代替流动电解液，确保溴在整个电池中均匀分布，减少分层和锌枝晶的形成。电堆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。安全性锌形成沉积物时，有产生枝晶的趋势。一旦形成，很容易使单体电池短路。变流器与光伏逆变器在技术原理、使用场景、供应商及客户上具有较高重合度。受疫情以及地缘政治等因素影响，IGBT核心组价国产化加快；无法满足储能多元的应用场景。国产化；应用场景丰富。核心组件IGBT元件的国产化替代进程加快；高电压、长寿命、高功率；光储充一体化的储能变流器。电池管理系统和能量管理系统对于电池状态和储能系统状态进行监测，目前国内产业链已经较为成熟。温度监控是BMS的重要部分，是在运营中防止火灾的核心环节。散热不均匀，温差过大。配置足够强度和灵活性的温控系统。液冷具有散热系统效率更高，冷却均匀性更好，对于单体电池的温控更优。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；大多是投资运营一体化的模式。管理较为粗放。智能运维和精细化管理。运维领域SaaS模式，结合分散安装的储能系统形成虚拟电厂，通过集群调度参与电网服务或者电力交易，获取增值收益。摘要 11 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告整体现状产业链细分现状挑战创新方向创新技术应用电源、电网、用户侧都可部署。目前可实现的收益模式单一。多元盈利模式；多元应用场景。共享储能对集中式储能的分散使用外，分布式储能的“聚合”复用；光储充一体化充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一同为充电站供电。回收我国尚未出台针对储能系统电池回收的法规，对于磷酸铁锂电池的回收主要集中在动力电池领域。预处理环节中，由于锂电池结构复杂，容易产生爆炸等安全问题。提升安全性利用超声波探头直接回收正负极，避免打碎电池，减少爆炸风险。工艺流程较长，影响因素多，产生大量废酸碱溶液。减少废液采用固相电解技术，采用磷酸体系，不引入其他酸根，无废水产生。电化学储能创新趋势全景图（续） | 表 S1 12 序曲市场政策资本三轮驱动第一章 13 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告一、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。根据能量全球电力装机结构变化 | 图 1 来源IRENA 光热海上风电潮汐水电太阳能光伏陆上风电地热 2018 2030 2050 30，000 35，000 Elec tricity c ap acity G W 25，000 20，000 15，000 10，000 5，000 0 2018 RE33 VRE15 2030 RE76 VRE60 2050 RE92 VRE73 14 序曲市场政策资本三轮驱动存储方式的不同，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，同比增储能分类 | 图 2 全球储能市场累计装机规模占比（2000-2021） | 图 3 数据来源CNESA 1. 机械储能电磁储能电化学储能铅酸电池抽水蓄能储热电解水制氢超导储能液流电池钠硫电池锂离子电池飞轮储能铅碳电池压缩空气储能储冷合成天然气超级电容储能储能热储能化学储能液流电池， 0.6 钠硫电池， 2 铅蓄电池， 2.2 其他， 0.2 压缩空气， 2.3 飞轮储能， 1.8 新型储能， 12.2 熔融盐储热， 1.6 抽水蓄能， 86.2 锂离子电池， 90.9 15 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告长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 2021年全球新增投运新型储能项目地区分布 | 图 4 中国电力储能市场累计装机规模（2000-2021） | 图 5 数据来源CNESA 数据来源CNESA 欧洲，22 日韩，7 其他，7 澳大利亚，6 美国，34 中国，24 新型储能， 12.5 铅蓄电池， 5.9 其他， 0.1 液流电池， 0.9 超级电容， 0.2 飞轮储能， 0.1 压缩空气， 3.2 熔融盐储热， 1.2 抽水蓄能， 86.3 锂离子电池， 89.7 16 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 6 。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、政策等因美国电化学储能新增装机容量 | 图 6 欧洲电化学储能新增装机容量 | 图 7 序曲市场政策资本三轮驱动 1. 数据来源BNEF 美国装机容量（GWh）美国装机功率（GW）容量同比 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3.0 250 2.5 200 2.0 150 1.5 100 1.0 50 0.5 0 0 -50 0.2 0.2 0.2 0.4 0.3 0.6 0.4 0.9 0.4 0.9 1.1 2.6 数据来源BNEF 欧洲装机容量（GWh）欧洲装机功率（GW）容量同比 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2.0 200 1.6 160 1201.2 800.8 400.4 0 0 0.2 0.4 0.3 0.4 0.5 0.7 0.6 0.9 1.1 1.6 1.2 1.9 17 电力系统脱碳新动能电化学储能技术创新趋势报告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。如上图所示，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