电储能指的是电能的储存和释放的循环过程，可以分为电化学储能和机械储能。广义上的储能指的是通过介质或设备将能量转化为在自然条件下较为稳定的存在形态并存储起来，以备在需要时释放的循环过程，一般可根据能量存储形式的不同分为电储能、热储能和氢储能三类。狭义上的储能一般主要指电储能，也是目前最主要的储能方式，可按照存储原理的不同分为电化学储能和机械储能两类。其中，电化学储能是指利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变价，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池储能等；

依据储存设备，电化学储能可分为锂电池、铅酸电池、铅碳电池、液流电池及钠硫电池储能，其中，锂电池和铅蓄电池(铅酸电池与铅炭电池的总称)是产业化应用最为广泛的电化学储能技术路线。

(1)锂离子电池

正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。充电时，Li+从正极脱嵌经过电解质嵌入负极；放电时则相反，Li+从负极脱嵌，经过电解质嵌入正极。优势是长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强；劣势是价格依然偏高，存在一定安全风险

(2)铅蓄电池

铅蓄电池的正极二氧化铅(PbO₂)和负极纯铅(Pb)浸到电解液(H₂SO₄)中，两极间会产生2V的电势。优势是技术成熟、结构简单、价格低廉、维护方便；劣势是能量密度低、寿命短，不宜深度充放电和大功率放电

(3)钠硫电池

正极由液态的硫组成，负极由液态的钠组成，电池运行温度需保持在300℃以上，以使电

极处于熔融状态。优势是能量密度高、循环寿命长、功率特性好、响应速度快；劣势是阳极的金属钠是易燃物，且运行在高温下，因而存在一定的安全风险

(4)铅碳电池

将非对称超级电容器与铅酸电池采用内并联方式两者合一的混合物。作为种新型的超级电池，铅碳电池是将铅酸电池和超级电容器两者技术的融合。是一种既有电容特性又具有电池特性的双功能储能电池。优点是比功率高，没有易燃成分，安全性好成本较低，原材料资源丰富；可再生回收利用率高。缺点是循环寿命仍短；容量利用率较低；易析氢失水。

(5)液流电池

液流电池的活性物质以液态形式。根据电解液又分为全钒液流、多硫化钠液流、锌溴液流、铁铬液流等体系。目前，全钒液流发展相对成熟。优点是电池寿命长；功率和容量独立设计；安全性好。缺点是效率低，能量密度运行温度窗口窄，可靠性低。

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；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^[1]。

①电池组进行电能的存储；②储能变流器(PCS)控制充放电过程，进行交直流的变换；③能量管理系统(EMS)是系统进行数据采集、网络监控、能量调度等；④电池管理系统(BMS)对电池进行监测、评估和保护以及均衡等；⑤储能温控对电池运行温度进行稳定和均衡。

抽水蓄能电站：规模通常较大(常见装机120万千瓦，最大可到240万千瓦)；通常接入500kV主线；建设期长(5年左右)，选址要求严格；运营期长(水电站可使用百年)；技术成熟，存量占比高(约90%)；主要用于电网侧调节；缓解系统调峰压力最有效的手段之一，同时也可用于调频、调相、备用、黑启动等；单位成本优势显著；两部制电价政策明确商业模式

电化学储能电站：；规模通常较小(10MW-100MW级)，灵活性高；通常接入110kV母线；建设期短(1年内)，选址限制较少；运营期较短(受限于电池寿命)；技术快速发展中，规模有望快速增长；电源侧及用户侧发展较快，电网侧大规模应用尚在早期；用于调频的价值更高(K值高)；单位成本仍然较高，进一步降本空间大；商业模式有待进一步明确，通过参与电力市场叠加地方补贴，已具有较好的潜在经济性

(一)电化学储能的应用场景可分为发电侧储能、电网侧储能、用电侧储能

(1)发电侧储能。电化学储能在发电侧的应用主要是火储联合调频以及与集中式新能源发电配套。电化学储能响应速度快(几十至几百毫秒)、调节精度高，能有效弥补火电机组系统惯性大、启停困难造成的调节延迟、调节偏差和AGC补偿效果差等调频问题。电化学储能与集中式新能源发电配套可有效缓解电力消纳问题及电力输出不稳定问题。

(2)电网侧储能。电网侧储能指电化学储能系统维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务，包括电力调峰、调频、调压、AGC、备用和黑启动等。此外，电化学储能可增加电网负荷，节约新建电网投资或延缓配网扩容。

(3)用电侧储能。电力用户通过电化学储能系统在电价较低的谷期存储电能，在高峰放电使用，实现削峰填谷，降低电力成本。此外，电化学储能系统可平衡分布式能源电力输出，为新能源汽车充电^[2]。

(二)根据时长要求的不同，电化学储能的应用场景大致可以分为容量型、能量型、功率型和备用型。

储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所适合的应用场景有所区别。根据时长要求的不同，电化学储能的应用场景大致可以分为容量型、能量型、功率型和备用型。其中，容量型、功率型专用性较强，前者一般要求连续储能时长不低于4h，主要用于削峰填谷或离网储能，可提升电力系统效率和设备利用率；后者的连续储能时长一般在15~30min，主要用于调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般为复合储能场景，可用于调峰、调频、紧急备用等多重功能。备用型的连续储能时长一般不低于15min，主要作为不间断备用电源﹐用于数据中心和通讯基站等场景^[3]。

（三）电化学储能应用于源网荷各环节，为维持电力系统安全稳定做出重要贡献。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，灵活性更强。电力系统作为电力产生传送与利用的中枢，天然对电力储能有较高的需求。针对不同场景对电能充放的要求。

电化学储能参与发电侧、电网侧、用电侧储能市场。在发电侧火储联合调频市场中，电化学储能服务商以合同能源管理方式参与辅助服务市场。运营商负责电化学储能项目投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益进行分成。在电网侧储能市场中，电化学储能商业模式包括3种：

①经营租赁模式，储能项目由第三方投资建设，电网企业租赁运营；

②合同能源管理+购售电模式，储能系统厂家投资建设储能电站，与能源服务公司签订合同，按约定比例进行收益分成；

③直接交易模式，储能厂家与电网企业直接结算，获得储能调峰、调频等辅助服务收益。在用户侧储能市场中，电化学储能商业模式主要是峰谷差价套利，电化学储能系统通过峰谷用电差价为用户节约电费，并按比例分享一定收益。

电化学储能产业链可分为上游材料、中游核心部件制造、下游应用。

(1)上游：主要为电池原材料，包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等。

(2)中游主要为储能系统的集成与制造，对于一个完整的储能系统，一般包括电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)以及储能变流器(PCS)四大组成部分。其中，电池组是储能系统的能量核心，负责电能的存储；BMS是系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡等；EMS是系统的控制核心，主要负责数据采集、网络监控、能量调度等；PCS是系统的决策核心，主要负责控制充放电过程，进行交直流的变换。

(3)下游：不同应用场景的运维服务等，如储能可用于电力系统的发电侧、输配电侧、用电侧，实现调峰调频、减少弃光弃风、缓解电网阻塞、峰谷价差套利、容量电费管理等功能；其他应用场景还包括通信基站、数据中心等的备用电源，以及为机器人系统供电，保障高性能武器装备的稳定运行等^[4]。

全球储能装机情况﹔截至2020年底，全球储能累计装机191.1GW，同比增长3.4%，其中抽水储能累计规模最大，达172.5GW，同比增长0.9%；电化学储能其次，累计规模达14.2GW，同比增长49%；在电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW，占比92%。电化学储能发展迅速，总装机容量占比从2016年的1%提升至2020年的7%。2020年全球电化学储能新增量创历史新高:虽2019年因政策、经济、地缘政治等多方因素造成电化学储能新增量短期回落，但随新能源渗透率持续增长，2020年电化学储能新增量创历史新高。

国内储能装机情况:截至2020年底，国内储能累计装机35.6GW，同比增长9.8%，其中抽水储能累计规模最大，达31.8GW，同比增长4.9%；电化学储能其次，累计规模达3.3GW，同比增长91.2%；电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2.9GW，占比89%。电化学储能发展迅速，总装机容量占比从2016年的1%提升至2019年的9%。

国内近两年电化学储能新增量均为全球第一:国内电化学储能发展迅速，2017年新增电化学储能占全球新增比9%，排名第五，2019/2020年占比升至21%/33%，全球排名均为第一[]。

2021年中国电化学储能相关政策

2021年中国电化学储能相关政策如下（不完全统计）

2021/7/23发改委、能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》

明确3000万千瓦储能发展目标，助推储能实现跨越式发展；强调规划引导，深化各应用领域储能布局；健全新型储能价格机制，推动储能商业模式建立。

2021/7/28发改委《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》

在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。

2021/5/20能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》

保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。并且在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。

2021/5/18发改委《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》

完善风电、光伏发电价格形成机制，落实新出台的抽水蓄能价格机制，建立新型储能价格机制，推动新能源及相关储能产业发展。继续推进输配电价改革，理顺输配电价结构，提升电价机制灵活性，促进新能源就近消纳，以及电力资源在更大范围的优化配置。

2021/3/1发改委、能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》

明确了“坚持清洁低碳、坚定安全为本，强化主动调节、减轻系统压力，明确清晰界面、统筹运行调节，均等权利义务、实现共享共赢”的总基调，以系统性、多元化的思维统筹推进源网荷储深度融合和多能互补协调发展。

参考资料：

[1]【精选】2021年电化学储能产业链梳理及发展空间分析报告(20页).pdf

[2]头豹研究院2020年中国电化学储能行业概览29页.pdf

[3]电气设备行业深度研究：储能报告系列之二我国电化学储能收益机制及经济性测算-220223(20页).pdf

[4]研报电化学储能行业深度研究报告能源革命下一站征途是星辰大海-21022543页.pdf

[5]电力行业新型电力系统专题：新型电力系统建设加速电化学储能赛道爆发-210830(49页).pdf

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