中国储能网讯：近期，国家发改委、国家能源局印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》，超20省也已明确储能配置比例，“新能源+储能”开发建设模式初显成效，中国新型储能进入快速发展阶段。在多元储能体系的商业化运行过程中，电化学储能（以锂离子电池为主）及光热发电（配置熔盐光热储能）以灵活方便、技术较为成熟、较易形成规模的特点在国内竞争性配置、大基地建设等多类项目和丰富的商业场景中积极应用。
本文就电化学储能（锂离子电池）及光热发电（配置熔盐光热储能）两类储能方式，从应用场景、技术性能、经济造价三方面进行初步比对，对这两类储能的配置提出建议。
电化学储能部分
一、应用概况
根据4月中关村储能产业技术联盟最新发布的《储能产业研究白皮书2022》，截至2021年底，我国已投运新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%，其中锂离子电池占比接近90%。2021年新增投运新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW/4.9GWh，同比增长54%，锂离子电池有百兆瓦级项目并网运行。
图1 中国电力储能市场累计装机规模（2000-2021）
二、技术原理
电化学储能具有能量密度高、响应时间快、维护成本低、灵活方便等优点，已成为目前大规模储能技术的发展方向。其中，磷酸铁锂由于具有安全性与循环寿命优势、材料成本的诱惑，是电力储能领域的热门技术和应用最多的锂电技术。但是目前磷酸铁锂电池单个电芯寿命为4000次，电池成组后则只有3000次左右，系统充放电效率约85%左右，1kWh的电池生命周期内放出电量不到2500kWh。
三、应用场景
电化学储能技术已经比较成熟，具有响应速度快、建设周期短、施工安装易，能够贴近负荷、各类新能源灵活配置，成本也逐年降低，在电源侧、电网侧及用户侧都有相应的应用场景。
图5 2021年中国新增新型储能项目接入位置&应用场景分布
1. 电源侧电化学储能结合光伏或风电发电站建设，可提高该新能源发电站的消纳比例，减少弃风弃光给电站带来的影响。也可提高电站调频能力，参与电网调频。
2. 电网侧储能将储能配置在电网节点上，可参与调峰服务，提高电网安全稳定水平，配置在新能源送出阻塞的关键节点，可在阻塞发生时充电储能，在电网夜间需要增加电源出力时放电，提升新能源消纳能力。配置在峰谷差较大的变电站可帮助电网削峰填谷，延缓电网升级改造。
图6 电化学储能参与电力系统调峰、调频服务
3. 用户侧储能作用包括分时电价管理（峰谷价差套利）、容量费用管理、需求侧响应、提高供电可靠性、以及在微电网中起到稳定系统输出、提供备用电源、提高调度灵活性、能提高现有发输配用电设备的利用率等。
图7 工商业储能峰谷价差套利、减少电费成本
四、安全风险
目前应用广泛的锂离子电池由于其固有的充放电工作原理，该类电化学储能存在天然的安全隐患。因生产工艺、运行操作等原因，国际国内已有多起锂电池类的电化学储能起火爆炸安全事故发生。其他类型的电化学储能也有相似情况。因此，电化学储能的建设需满足防火和防爆的要求。
五、建设条件
1. 电化学储能电站总体规划应与当地的城镇规划或工业区规划相协调，宜充分利用就近的交通、给排水及防洪等公用设施。站区内设备的布置应紧凑合理，方便操作，并应设置检修场地及放置备品备件、检修工具的场所，以及相应的消防及运输通道和起吊空间。
2. 电化学储能电站站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用对象、应用位置、城乡规划、征地拆迁的要求进行，并应满足防火和防爆要求，且应通过技术经济比较选择站址方案。站址应有方便、经济的交通运输条件，与站外公路连接应短捷，且工程量小；站址宜靠近可靠的水源。
六、经济性分析
根据相关研究，延长电池寿命是LCOS下降的核心影响因素。根据宁德时代估算，对于6000次储能系统，若电池寿命延长到10000次，LCOS可下降60%以上。同时，降低损耗是降本的有效路径，具体包括提升能量效率、改善冷却方式、提升能量密度等。
图8 电池储能技术进步空间大
根据相关研究资料及实际工作开展情况，现收集若干经济性测算案例以供参考。
案例1——储能系统成本简单计算
（1）案例来源
2021年11月武汉储能会议，水发兴业能源（珠海）有限公司李晟主讲《储能应用技术发展困境与思考》
（2）案例详情
目前磷酸铁锂电池单个电芯寿命为4000次，电池成组后则只有3000次左右，容量从100%到80%损耗，系统85%左右的充放电效率，1kWh的电池生命周期内放出电量不到2500kWh。
假如收入为0.8元/度电（目前所谓的可以赚钱的峰谷差），则毛收入为2000元，加上运维费用，税费等损耗，1kWh储能系统成本如果在1500元以上就会赔钱。
案例2——光伏+电化学储能
（1）案例来源
2021年11月武汉储能会议，浙江浙能技术研究院马福元主讲《电化学储能助力碳中和》
（2）案例详情
2021年电化学储能系统成本约1.5元/Wh左右，是储能经济性的拐点，大电站配储在某些地区具备较强的经济性。假设光伏电站100MW的运营规模，配储20%*2h，循环次数为7000次，每天充放电一次，按照配储后电站4.5元/W的综合成本计算：一类地区发电小时1100h，上网电价为0.51元/kWh，具备经济性；二类地区发电小时为1300h，上网电价为0.42元/kWh，具备经济性；三类地区发电小时为1600h，上网电价为0.36元/kWh，具备经济性。
图9 不同场景下大电站配储经济性弹性测算
数据来源：中国能源网
