鋰電儲能研究論文范文一：

　　當前，在“雙碳”戰略背景下，能源轉型進程持續深入，電力系統的結構正在逐步優化調整。然而，電源、電網、負荷等結構性變化，逐漸與用戶對電能質量、能源效率等方面的要求產生矛盾。儲能技術憑借其高效利用和靈活智能的優勢，成為解決上述問題的有效方式。近年來，儲能技術的研究已成為國內外工程研究領域的前沿課題之一。作為智能電網領域中不可或缺的重要部分，儲能技術發揮的作用日益凸顯。盡管全球儲能產業正處在快速發展時期，但國內外在儲能技術、市場發展現狀與發展趨勢方面仍存在顯著差異。

　　一、儲能技術發展現狀

　　(一)國際方面

　　國際上，歐美日韓等國家和地區的儲能產業發展較早，并結合自身資源稟賦和產業技術現狀進行多場景應用開發，在儲能功能布局和形式上形成了很多領先產品。中國與全球主要儲能技術水平對比情況如圖1所示。

　　在儲能功能布局方面，美國、韓國的電池企業已開發出針對不同能量型和功率型的儲能產品。例如，PJM和CAISO分別是美國儲能功率規模和能量規模最大的龍頭企業;韓國LG Chem、三星SDI、Kokam等則是具有針對應用場景開發高品質產品能力的韓國儲能巨頭。

　　在儲能形式開發方面，歐美日韓等國在飛輪儲能、儲熱蓄冷、鈉硫電池、全釩液流電池、氫儲能、鈦酸鋰電池等領域水平領先。

　　(二)國內方面

　　與國際領先國家相比，我國在抽水蓄能與電化學儲能技術上與其水平相當，但在飛輪儲能、儲熱蓄冷等技術水平上存在一定差距。

　　抽水蓄能是當前成本最低、技術最成熟、壽命最長、功率和容量極大的儲能方式。當儲能電站的儲能利用小時數達到2000h時，度電成本約0.46元，目前在電力輔助服務市場中已實現商業化運營。與抽水蓄能相比，電化學儲能具備占地面積小、項目開發周期短、成本持續下降等優勢，同時具有較高的能量密度和功率密度，決定了其廣泛的技術適用性。特別是鋰電儲能因使用壽命長、能量密度高等優點，在電化學儲能中應用最廣，多方面技術參數提升顯著。當前鋰電池循環壽命通常在6000–10000次之間，發電成本約為0.51元/度，低于全國多數發達省份的居民用電價格，已基本具備收益空間。

　　但現階段我國在飛輪儲能、儲熱蓄冷、鈉硫電池技術等方面正處于小型系統示范或樣機研制階段，核心部件國產化問題增加了儲能系統的集成難度，儲能的效率、成本、壽命局限性較大。

　　二、儲能市場發展現狀

　　(一)國際方面

　　目前主要發達國家及部分發展中國家均高度重視儲能技術的發展，儲能市場在各國政府的政策鼓勵下得到了積極發展。美國權威機構數據顯示，近十年，全世界儲能系統裝機增長了70%以上。《儲能產業研究白皮書2024》數據顯示，截至2023年年底，全球儲能市場累計裝機規模289.2GW，年增長率21.9%。其中，抽水蓄能累計裝機規模占比降幅較大，首次低于70%，與2022年同期相比下降12.3個百分點，新型儲能累計裝機規模達91.3GW，是2022年同期的近兩倍。其中鋰離子電池繼續高速增長，年增長率超過100%，其他儲能(熔融鹽儲熱)占比1.4%(見圖2)。

　　全球儲能市場中，抽水蓄能約占全球儲能裝機容量的67%，但受自然條件的限制，其未來裝機增幅不會很大。壓縮空氣儲能作為一種具有推廣應用前景的大規模儲能技術，引起了美國和德國的高度重視，兩國在率先進行商業化應用之后，又分別建設多座大型壓縮空氣儲能電站，且仍在積極布局建設中。此外，多個研究單位在壓縮空氣儲能系統技術方面不斷提出創新性方案，以提高系統效率。飛輪儲能主要分布在英國、美國和德國等技術先進和產業實力較強的國家;儲熱蓄冷儲能主要分布在光熱資源豐富的國家，如智利、美國、西班牙、摩洛哥等;鈉基電池主要分布在日本、意大利和美國;氫儲能主要集中在德國、意大利、英國和挪威。從儲能市場的總體發展趨勢來看，美國、中國和日本領跑當前世界儲能市場，盡管2019年中國儲能市場遇冷，但仍在全球市場占據了重要份額。從發展差異性來看，歐洲儲能市場呈現多元化發展趨勢，尤其是英國儲能市場，近年來呈爆發式增長勢頭。韓國部署的儲能項目則朝著規模大型化方向發展，其中包括了世界上最大的用戶側150MW儲能項目。

　　(二)國內方面

　　隨著產業推進方向不斷明確，我國在儲能技術研發、項目示范、參與電力輔助服務市場政策等方面支持力度逐步加大，國內儲能市場規模正日益擴大。

　　1. 從市場占比情況看，我國市場增長穩定，抽水儲能仍占主導地位，電化學儲能處于快速增長期。

　　(1)抽水蓄能裝機規模占絕對優勢。數據顯示，截至2023年年底，我國儲能市場累計裝機規模86.5GW，占全球市場總規模的30%，同比增長45%。其中，抽水蓄能累計裝機占比同樣首次低于60%，與2022年同期相比下降17.7個百分點;新型儲能累計裝機規模首次突破30GW，達到34.5GW/74.5GWh，功率規模和能量規模同比增長均超過150%，其他儲能(熔融鹽儲熱)占比0.7%(見圖3)。

　　(2)鋰電池作為最主流的電化學儲能技術路線，在全球及中國市場均占據主導地位，市場占比超過90%。鋰離子電池以其高能量密度、長循環壽命和相對成熟的技術路徑，成為儲能系統中應用最廣泛的技術之一。2016–2023年，全球電化學儲能總裝機由3GW躍升至86GW，年復合增長率高達61.51%，保持高增長態勢。我國電化學儲能累計裝機規模31.35GW/68.70GWh，較2022年同期實現了大幅增長，其中鋰離子電池儲能規模累計30.5GW，占比97.48%。

　　在其他類型的電化學儲能技術中，液流電池容量大，技術比較成熟，安全性高，正逐步面向電能質量、削峰填谷、調頻等大規模電力儲能需求市場，但能量效率低是其面臨的短板。鈉硫電池則具有較高的能量密度和效率，但門檻高且高溫安全問題突出，目前仍處于示范階段。

　　(3)伴隨著國內新能源發電裝機容量的高速增長，以鋰離子電池為代表的電化學儲能迎來發展機遇期，技術成熟度不斷提高，裝機規模快速增加。截至2022年，已有20多個百兆瓦級項目實現并網運行，較2021年同期增長5倍，而規劃在建中的百兆瓦級項目數更是達到400余個。目前國內已有對吉瓦級電站的規劃，青海、河南、山西、福建、云南、內蒙古等地區已對吉瓦級電化學儲能電站的可行性進行討論并進入了部署甚至實施階段。

　　(4)我國壓縮空氣儲能的研究起步較晚，但工程實施走在了世界前列。近年來，國內的壓縮空氣儲能項目步入發展的快車道，逐漸開始形成規模。國內已建成500kW、1.5MW、10MW、100MW、300MW容量等級的壓縮空氣儲能示范電站，并完成了多容量等級的技術驗證工作。

　　(5)飛輪儲能技術經過多年研究，涌現出了一大批從事技術研究的科研機構和制造企業，其應用領域包括電網調頻、新能源消納、微電網支撐等，但目前仍處于示范項目階段，尚未進行大規模商業化應用。

　　(6)氫能是一種高效清潔的能源形式，在碳中和的背景下，全球主要經濟體陸續將氫能發展上升至戰略高度，預計未來氫氣的能源屬性將逐漸顯現。但實現氫能的規模化發展尚需時日，后續的產業化進程有賴于各環節技術的進步、基礎設施的完善以及成本的降低。

　　2. 從儲能不同應用領域發展情況看，我國儲能市場不同應用領域發展各異，商業模式、投資收益、面臨挑戰等均有不同。總體表現如下：

　　(1)電源側儲能主要有風儲、光儲、火儲三種模式，且三種模式都具有發展前景。技術主要以鋰離子電池為主，其中磷酸鐵鋰電池、三元鋰電池、鈦酸鋰電池裝機占比位列前三。“集中式新能源+儲能”尚處于起步階段，仍以示范為主;技術類型較為豐富，但主流仍是鋰離子電池。

　　(2)電網側儲能2019年因受政策影響發展有所減緩，但增速遇冷、趨勢不冷，未來或將迎來再次發展。

　　(3)用戶側儲能目前雖受限于成本和安全性，項目啟動速度較慢，但其應用場景非常廣泛，對儲能形式的需求也較為多元，隨著聚合利用等技術的進步和相關激勵政策的落實，未來國內用戶側儲能市場規模較為廣闊。

　　鋰電儲能研究論文范文二：

　　碳中和目標下，新型電力系統儲能至關重要，在發電側、電網側、用電側方面都有廣泛的應用，是新能源消納以及電網安全的必要保障。根據中國2030年碳達峰規劃目標，新能源發電總裝機容量將達到12億kW以上。新能源發電具有不穩定性、隨機性與間歇性的問題，需要進行配儲和調峰，隨著新能源發電占比的提高，整個電力系統的電力電量平衡模式也需要重構。現有電力系統以抽水蓄能為主，但其地理資源稀有，存在明顯發展瓶頸，發展新型儲能成為必然趨勢。

　　本文研究了新型儲能的發展及應用，重點選取抽水蓄能、鋰離子電池、壓縮空氣、釩液流電池、鉛炭電池等5類儲能進行經濟性評估和應用前景分析。總結了各種儲能技術特性、差別及適用范圍。抽水蓄能主要應用于大電網的輸配電環節，化學儲能更多運用于光、風發電等波動較大的可再生能源發電側、中小型智能變電站和用電側[1]。在中國構建以新能源為主體的新型電力系統目標下，新型儲能技術快速進步，有望實現能效提升以及成本下降。

　　1 抽水蓄能發展分析及經濟性評估

　　抽水蓄能是現今發展成熟且具規模的儲能技術。抽水蓄能電站一般由上水庫、下水庫和可逆式水泵水輪機組成。用電低峰期時，將可逆式水泵水輪機作為水泵，利用低價值電能將水從下水庫抽至上水庫，儲存水的勢能;用電高峰期時則將可逆式水泵水輪機作為水輪機，在上水庫開閘放水，將水的勢能轉換為高價值電能。抽水蓄能具有技術優、成本低、壽命長、容量大、效率高等優點，可適應各種儲能周期需求，系統循環效率可達70%～80%。抽蓄電站壩體可使用100 a左右，預計電機等設備使用年限為40～60 a。截至2021年底，中國儲能裝機總規模達到46.1 GW，其中抽水蓄能占比86.3%。

　　抽水蓄能電站經濟性評估[2](表1)，按200 MW項目初始投資成本6元/W，年運維成本0.06元/W，壽命為30 a，殘值為10%，每年運行次數400次，放電深度100%，儲能循環效率75%等條件，對抽水蓄能電站進行財務經濟性評價建模，測算儲能度電成本約為0.310元/(kW·h)。

　　《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》中明確了抽水蓄能兩部制電價政策，即以競爭性方式形成電量電價以及將容量電費納入輸配電價回收機制。容量電費納入輸配電價回收將給抽蓄電站的初始建設成本形成托底。在抽水發電運營方面，在未建立現貨市場區域，抽水蓄能電站按照75%燃煤基準價用電，發電時段按基準價上網，電站能效轉化75%左右，電站收益成本基本持平。在電力現貨市場運行區域，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算，抽水蓄能電站抽水電量不執行輸配電價、不承擔政府性基金及附加，在峰谷期電價價差達0.6～1元情況，抽水蓄能電站可盈利。

　　2 鋰離子電池儲能發展分析及經濟性評估

　　鋰離子電池儲能發展勢頭迅猛。鋰離子電池由正極、負極、隔膜和電解液組成，具有能量密度大、無記憶效應、充放電快速、響應速度快等優點，廣泛應用于風電光伏[3]等新能源發電側配儲和用戶側儲能項目。2021年中國電化學儲能裝機中，鋰離子電池占比高達89.7%。根據正極材料的不同，現行主流鋰離子電池有三元和磷酸鐵鋰兩類[4]。儲能領域對能量密度要求不高，成本低、壽命長的磷酸鐵鋰電池更受青睞。電池是儲能系統中核心組成部分，成本占整個儲能系統成本的50%，2021年中國磷酸鐵鋰離子電池儲能中標價大多集中在1.2～1.7元/(W·h)。

　　鋰離子電池儲能電站的經濟性評估[2](表2)，按100 MW項目初始投資成本1.5元/(W·h)，年運維成本0.06元/W，壽命為9 a，殘值為5%，每年運行次數500次，放電深度90%，儲能循環效率88%，壽命終止容量75%等條件，對鋰離子電池儲能電站進行財務經濟性評價建模，測算儲能度電成本約為0.670元/(kW·h)。

　　鋰離子電池能效轉化率在儲能技術中最高，隨著技術進步，其壽命將逐步增加，成本也有望繼續下降。鐵鋰電池儲能系統循環壽命達到10 000次，能量效率達到98%，將可與抽水蓄能電站比擬。

　　3 壓縮空氣儲能發展分析及經濟性評估

　　壓縮空氣儲能將成為大規模儲能的重要補充。壓縮空氣儲能是一種基于燃氣輪機發展而產生的儲能技術，以壓縮空氣的方式儲存能量。儲能時段，壓縮空氣儲能系統利用風/光電或低谷電能帶動壓縮機，將電能轉化為空氣壓力能，隨后高壓空氣被密封存儲于報廢的礦井、巖洞、廢棄的油井或人造的儲氣罐中;釋能時段，通過放出高壓空氣推動膨脹機，將存儲的空氣壓力能再次轉化為機械能或者電能。壓縮空氣主要由壓縮系統、膨脹系統、發電以及儲氣罐四大核心部分組成[5]。中國已建成1.5，10，100 MW先進壓縮空氣儲能示范項目。

　　壓縮空氣儲能電站經濟性評估[2](表3)，按100 MW/400 (MW·h)項目初始投資成本6元/W，年運維成本0.1元/W，壽命為30 a，殘值為5%，每年運行次數400次，放電深度100%，儲能循環效率73%等條件，對壓縮空氣儲能電站進行財務經濟性評價建模，測算儲能度電成本約為0.436元/(kW·h)。

　　隨著技術快速進步，壓縮空氣儲能電站效率已升至75%，略低于抽水蓄能電站，其度電成本僅略高于抽水蓄能，但遠低于磷酸鐵鋰儲能;其投資周期和建設周期較抽水蓄能短，且單體投資規模限制小。另外，抽水蓄能電站一般在100萬kW以上才有較好的經濟性，而壓縮空氣10萬kW以上即可具備較好的商業性，項目單體投資小，可進行靈活配置。綜合看來，壓縮空氣儲能已具備大規模商業化應用的條件，在能效進一步提升后，有望成為繼抽水蓄能電站之后大規模儲能電站領域的重要組成部分。

　　4 釩液流電池儲能發展分析及經濟性評估

　　釩液流電池儲能安全壽命長，適合新能源電站儲能。電能以化學能的方式存儲在不同價態釩離子的硫酸電解液中，通過外接泵把電解液壓入電池堆體內，在機械動力作用下，使其在不同的儲液罐和半電池的閉合回路中循環流動。采用質子交換膜作為電池組的隔膜，電解質溶液平行流過電極表面并發生電化學反應，通過雙電極板收集和傳導電流，從而使儲存在溶液中的化學能轉換成電能。可逆的反應過程使釩電池順利完成充電、放電和再充電。

　　全釩液流電池系統中，釩電解液全生命周期內不會失效變質，理論上總釩量不會發生變化，易于回收利用，價值較高。釩液流電池具有壽命長、安全性好、輸出功率大、儲能容量大且易于擴展等特點，壽命達15～20 a，適合用于風電、光伏電站儲能，滿足其頻繁充放電、大容量、長時間儲能需求。但是，釩液流電池能量密度低，體積、質量遠大于其他電池，需要5°～40°的溫度環境。中國釩液流電池已在智能電網、通信基站、偏遠地區供電、可再生能源及削峰填谷等項目中成功應用，并建成大連100 MW/400 (MW·h)的全球最大釩液流儲能項目。

　　釩液流電池儲能電站經濟性評估[2](表4)，由于尚未規模化商用，且受制于設備、產能以及高額的前期投入，目前釩電池初始成本約為鋰電池的3倍。按100 MW/400 (MW·h)項目初始投資成本13元/W，年運維成本0.065元/W，壽命為20 a，循環次數可達12 000次以上，殘值為5%，每年運行次數600次，放電深度100%，儲能循環效率70%等條件，對釩液流電池儲能電站進行財務經濟性評價建模，測算儲能度電成本約為0.688元/(kW·h)。

　　中國釩電池相關技術儲備充足，大規模儲能項目大量新增。在電化學儲能中，全釩液流電池度電成本與鐵鋰電池接近，但能量轉化效率方面不如鋰電池，對布置靈活性、溫度環境要求較高。當前，行業處在由示范階段轉向商業化過程中，隨著未來技術以及工程進步，成本會有較大下降空間，能效有望進一步提高。

　　5 鉛炭電池儲能發展分析及經濟性評估

　　鉛炭電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統的鉛酸電池演進出來的技術。普通鉛酸電池的正極活性材料是氧化鉛(PbO2)，負極活性材料是鉛(Pb)，若把負極活性材料Pb全部換成活性炭，則普通鉛酸電池可變成混合電容器;若把活性炭混合到負極活性材料Pb中，則普通鉛酸電池可變成鉛炭電池。鉛炭電池同時具有鉛酸電池和電容器的特點，既擁有超級電容能瞬間大容量充電的優點，也發揮了鉛酸電池的比能量優勢，充放電性能好，電池壽命也長于鉛酸電池。中國高性能鉛炭電池在微網儲能項目中也有應用。

　　鉛炭電池儲能電站經濟性評估[2](表5)，按100 MW/200 (MW·h)項目初始投資成本1元/W，年運維成本0.04元/W，壽命為5 a，循環次數可達3 000次以上，殘值為5%，每年運行次數600次，放電深度70%，儲能循環效率75%等條件，對鉛炭電池儲能電站進行財務經濟性評價建模，測算儲能度電成本約為0.679元/(kW·h)。

　　鉛炭電池儲能初始投資成本較低，但度電成本優勢并不明顯。由于鉛炭電池放電深度低于其他儲能形式，其能效比鐵鋰電池低，經濟性處于一定劣勢，未來需通過技術進步，實現能效提升及成本下降。

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