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储能技术成本深度分析报告

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2016年6月

正文目录

一、概述：

储能—2016年是储能元年............................4

二、储能技术：

百家争鸣、百花齐放..................................9

（一）物理储能............................................9

（二）电化学储能..................................................15

三、基于生命周期视角的成本分析.............................18

（一）各储能技术成本要素分析....................................20

（二）基于生命周期成本分析......................................23

（三）小结............................................................24

四、相关公司....................................................25

（一）南都电源......................................................25

（二）阳光电源..................................................25

（三）科华恒盛........................................................26

（四）中天科技..................................................27

五、总结...........................................................30

六、风险提示..........................................................32

图表目录

图表1：

全球电化学储能项目累计装机规模......................7

图表2：

中国电化学储能项目累计装机规模........................8

图表3：

全球储能装机预测...............................................8

图表4：

全球各类储能规模预测..........................................9

图表5：

电化学储能将呈现星星之火可以燎原之势..............................9

图表6：

储能在整个电力价值链中的作用..........................10

图表7：

抽水储能的特点...............................................13

图表8：

压缩空气储能的特点........................................13

图表9：

飞轮储能的特点................................................13

图表10：

热储的特点......................................................14

图表11：

氢储的特点..................................................14

图表12：

铅酸电池储能的特点........................................15

图表13：

锂离子电池储能的特点.....................................16

图表14：

钠硫电池储能的特点........................................16

图表15：

全矾氧化还原液流电池储能的特点.........................16

图表16：

各储能技术特性综述........................................17

图表17：

储能的前期投资成本组成..................................19

图表18：

各储能技术的前期投资成本范围.............................20

图表19：

抽水蓄能各成本概况........................................21

图表20：

空气压缩储能各成本概况................................21

图表21：

飞轮储能各成本概况....................................21

图表22：

铅酸电池各成本概况....................................21

图表23：

钠硫电池各成本概况......................................22

图表24：

NI-CD电池各成本概况....................................22

图表25：

零排放电池（NANICL2电池）各成本概况..........................22

图表26：

锂离子电池各成本概况....................................22

图表27：

钒液流电池各成本概况..................................22

图表28：

ZN-BR电池各成本概况..........................................22

图表29：

FE-CR电池各成本概况.....................................22

图表30：

氢储各成本概况..................................................22

图表31：

大规模储能运用成本分析欧元/KW/年.......................23

图表32：

输配电辅助服务成本分析欧元/KW/年.................23

图表33：

调频服务成本分析欧元/KW/年............................24

一、概述：

储能—2016年是储能元年

2015年11月公布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的

建议》（简称《建议》）中，“坚持绿色发展，着力改善生态环境”部分提出了推进能源

革命，加快能源技术创新，提高非化石能源比例，加快发展风能、太阳能，加强储能

和智能电网建设，发展分布式能源，推行节能低碳电力调度，实施新能源汽车推广计

划等重点工作。

可以说，《建议》明确指出了储能建设的必要性和战略方向。

同时，截

至2015年底，我国光伏电站的装机规模已经达到43GW，作为基础资产的电站达到一

定规模后，储能的建设势必提上议事日程。

根据规划，十三五期间，光伏电站累计将达

到150GW，其中分布式电站将达到70GW，具备10倍的成长空间。

同时，近期，国家

能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏出席第九届亚洲太阳能论坛并指出，到

2020年全球光伏规模在450至600GW，到2030年的时候要达到1000至1500GW。

根

据GTMResearch发布报告称，预计未来5年内，储能系统的成本有望下降41%。

因此，

作为基础资产的光伏电站而言，光伏电站规模化为储能的建设提供了旷阔的增长空间。

从全球储能领域发展态势来看，目前，国际上储能累计装机有了一定的规模，以

抽水储能为主，电化学储能将呈现星星之火可以燎原之势（见图“蓝点分布区域”），到

2015年底全球累计电化学储能装机规模达到890.9MW。

国际上，欧美日等发达国家一

直比较重视储能技术的研究和应用。

以美国储能产业发展来看，美国2015年第4季度

新装储能规模为112MW，整个2015年达成221MW，相当于年度增长率为243%。

其

中，电网级应用占比为85%，主要位于PJM市场（2015年新增储能规模为160MW）。

behind-the-meter部署较少，但是这一领域的增长率最快，2015年增长率高达405%。

据GTM的预测，美国储能市场到2019年会超过1GW，到2020年规模达1.7GW，市

场规模在25亿美元，相当于人民币157亿元左右。

从中国储能领域发展态势来看，我国储能领域应该说只是起步阶段，据CNESA不

完全统计，我国电化学储能仅105.5MW。

分布式发电及微网领域的储能项目在我国全

部储能项目中的占比从2013年的24%，提高到2015年的46%。

对于新的领域，从国

际经验来看，储能领域初期技术研发和成本等因素都比较高，会相应地有政府政策扶持，

储能领域才能有所发展。

据不完全统计，美国联邦和州层面针对储能的法案和政策就

达到了21项。

欧盟和日本也均有针对储能的扶持政策。

储能的政策扶持主要包括：

投

资方面给予一定的布贴或税收减免；技术研究方面给予一定的补贴；建立相应的储能

领域的体制机制。

因此，我们认为，初期通过政府政策的配套和资金的扶持是必要的，

2016年储能领域的相关配套政策会陆续出台，储能产业将会大发展。

2016年3月10日，能源局印发《国家能源局关于推动电储能参与“三北”地区调

峰辅助服务工作的通知（征求意见稿）》，鼓励发电、售电企业、电力用户和地理辅助服

务提供商等投资建设电储能设施，并可参加发电侧调峰服务市场；鼓励各地规划集中式

新能源发电基地时，配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的

协调优化运行；鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施并作为

需求侧资源参与辅助服务市场交易。

2016年6月7日，国家能源局正式发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅

助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管[2016l164号），决定开展电储能

参与“三北”地区电力辅助补偿（市场）机制试点，挖掘“三北”地区电力系统接纳

可再生能源的潜力，同时满足民生供热需求。

其目标为“三北”地区各省（区、市）原则

上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点，已有

工作经验的地区可以适当提高试点数量，探索商业化应用，推动建立促进可再生能源

消纳的长效机制。

2016年6月20日，国家发改委、工信部、能源局联合印发了关于《中国制造2025

—能源装备实施方案的通知》。

《通知》中，确定了储能装备等15个领域的发展任务，并

明确资金支持、税收优惠、鼓励国际合作等五大保障措施。

其中储能装备方面，涉及

了抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、液流电池、锂电池、超级电容器等方面。

同

时，《通知》中“在储能装备方面，高性能铅炭电池储能装备就是要进行技术攻关的重

点项目之一。

其目标为研究高导电率、耐腐蚀的新型电极材料设计、合成和改性技术，

以及长寿命铅炭复合电极和新型耐腐蚀正极板栅制备技术，掌握铅炭电池本体制备技

术，开发长寿命、低成本铅炭电池储能装置。

”对铅碳电池在储能领域内的未来发展方

向给予了明确的表述。

我们认为，蓄势待发，2016年将是储能领域最突出的表现。

储能在整个电力价值链上起到至关重要的作用。

它的作用涉及发电、传输、分配

乃至终端用户--包括居民用电以及工业和商业用电。

在发电端，储能系统可以用于快速

响应的调频服务及可再生能源如风能、太阳能对于终端用户的持续供电，这样扬长避

短地利用了可再生能源清洁发电的特点，并且有效地规避了其间断性、不确定性等缺

点；在传输端，储能系统可以有效地提高传输系统的可靠性；在分配端，储能系统可

以提高电能的质量；在终端用户端，储能系统可以优化使用电价，并且保持电能的高

质量。

随着分布式电源的发展和智能电网的提出，储能系统的作用将会更加重要。

图表1：

全球电化学储能项目累计装机规模图表2：

中国电化学储能项目累计装机规模

图表3：

全球储能装机预测

图表4：

全球各类储能规模预测

图表5：

电化学储能将呈现星星之火可以燎原之势

图表6：

储能在整个电力价值链中的作用

二、储能技术：

百家争鸣、百花齐放

储能技术一般分为热储能和电储能，未来应用于全球能源互联网的主要是电储能。

电储能技术主要分为物理储能（如抽水蓄能、压缩空气储能）、电化学储能（如铅酸电

池、钠硫电池、液流电池）和电磁储能（如超导电磁储能、超级电容器储能）三大类。

与市场不同的是，基于国外实际的储能落地项目，通过查阅大量资料，我们总结

了最近几年储能技术的研究进展和各储能技术的特点、相关成本和应用范围。

对比各种储能技术，成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能、压缩空气储能、氢储、

合成天然气储能，其中抽水蓄能占比最高，达到99%，占全球发电量的3%。

（一）物理储能

抽水蓄能是当前最主要的电力储能技术。

抽水储能电站配备上、下游两个水库，

负荷低谷时段抽水储能设备工作在电动机状态，将下游水库的水抽到上游水库保存，

负荷高峰时抽水储能设备处于发电机的状态，利用储存在上游水库中的水发电。

目前，

世界范围内抽水蓄能电站主要集中分布在美国、日本和西欧等国家和地区，并网总装

机容量超过7000万千瓦。

而美国、日本和西欧等经济发达国家抽水蓄能机组容量占

到了世界抽水蓄能电站总装机容量的70%以上。

近年来，世界大型抽水蓄能电站的应

用案例主要有日本神流川电站（装机282万千瓦），美国落基山电站（装机76万千

瓦），德国金谷电站（装机106万千瓦）。

目前，日本有41座抽水蓄能电站，装机容

量24.65GW，占日本发电总装机容量10%以上。

在日本抽水蓄能电站主要功能在于调

峰、调频、填谷、瞬时运行的事故备用能力以及经济性蓄水。

美国抽水蓄能电站年发

电利用小时数差别很大，部分电站年发电利用小时数较高,最高达1953h，在系统中

主要承担调峰填谷、促进电力系统合理经济运行的任务。

有一半抽水蓄能电站年发

电利用小时数少于1000h，最少的全年仅34h，它们在系统中除参加调峰，主要担负

调频、调相、提高电压稳定性和供电质量并承担事故备用。

压缩空气储能也是一种物理储能形式。

储能时，压缩机将空气压缩并存于储气室

中，储存室一般由钢瓶、岩洞、废弃矿洞充当。

释能时，高压空气从储气室释放，做

功发电。

目前全球压缩空气储能装机约40万千瓦。

压缩空气储能技术研究始于20世

纪40年代，70年代后，德、美等国相继投运压缩空气储能系统，将几十至一百多个

大气压的空气储存于矿洞或地下洞穴，释能时采用天然气补燃的方式通过燃气轮机发

电。

压缩空气储能技术术比较成熟，但大规模的应用需要洞穴储气，选址有一定困难，

2000年后全球无新增商业化运营的案例。

飞轮储能主要应用于为蓄电池系统作补充，如用于不间断电源/应急电源、电网调

峰和频率控制。

飞轮储能利用电动机带动飞轮高速旋转，将电能转化成机械能储存起

来，在需要时飞轮带动发电机发电。

近年来，一些新技术和新材料的应用，使飞轮储

能技术取得了突破性进展，例如：

磁悬浮技术、真空技术、高性能永磁技术和高温超

导技术的发展，极大地降低了机械轴承摩擦与风阻损耗；高强度纤维复合材料的应用，

飞轮允许线速度大幅提高，大大增加了单位质量的动能储量；电力电子技术的飞速发

展，使飞轮储存的能量交换更为灵活高效。

氢储能是近两年受德国等欧洲国家氢能综合利用后提出的新概念。

氢储已被证明

是最有前途的储能技术之一，因为它适用范围较为广泛，如交通和电力。

同时，结合

可再生能源或低碳能源技术，氢储可以减少温室气体排放。

此外，氢储能够有效地整

合了大量的间歇性风能。

氢储能可看作是一种化学储能的延伸，其基本原理就是将水

电解得到氢气和氧气。

以风电制氢储能技术为例，其核心思想是当风电充足但无法上

网、需要弃风时，利用风电将水电解制成氢气（和氧气），将氢气储存起来；当需要电

能时，将储存的氢气通过不同方式（内燃机、燃料电池或其他方式）转换为电能输送

上网。

通常所指的氢储能系统是电-氢-电的循环，且不同于常规的锂电池、铅酸电池。

其前端的电解水环节，多以功率（kW）计算容量，代表着氢储能系统的“充电”功率；

后端的燃料电池环节，也以功率（kW）计算容量，代表着氢储能系统的“放电”功率；

中间的储氢环节，多以氢气的体积（标准立方米Nm）计算容量，如换算成电能容量，

1Nm氢气大约可产生1.25kWh电能，储氢环节的容量大小决定了氢储能系统可持续“充

电”或“放电”的时长。

目前欧、美、日等都制定了氢能发展战略和详细的计划，并在

迅速而有步骤地推进。

欧盟实现不依赖化石能源的可持续发展目标的其中重要一环就是实现

Power-to-Gas（P2G）技术路线，即把可再生能源以氢气或甲烷等方式大规模

储存起来并加以应用。

根据德国制定的《氢能与燃料电池计划》中的“氢的生

产和配送”部分分析，德国目前的发展进度已经大大提前。

德国一些大型能源

电力公司，如EON和ENERTRAG等都在政府的宏观指导和具体支持下积极实

施P2G项目，以期最终实现利用风能等可再生能源的大规模制氢，这将是今后

大规模利用风能最有前景的技术路线之一。

下一步德国计划开展更大规模的

20-50MW风力发电制氢的P2G示范项目，为未来的氢能源经济培育基础。

日本可能是世界上最接近氢社会的国家。

这并不单单是因为燃料电池汽车

（FCV）的产业化，而是因为全世界燃料电池进入千家万户的国家只有日本。

2009年，家用燃料电池“ENE-FARM”的上市在全球开了先河。

这种电池利用

煤气和煤油提取氢气，注入燃料电池中发电。

发电时产生的废热用来烧水、

泡澡和地暖使用，能源效率超过9成。

ENE-FARM的主机由松下和东芝制造，

通过东京瓦斯、大阪燃气、吉坤日矿日石能源等公司销售。

截至2015年1月底，

松下在日本全国已累计出货约5.2万台ENE-FARM。

公开的相关研究资料也分析了氢储的技术领域的适用性问题。

氢储技术在选择、

设计、建造和运营等方面具有一系列标准，具体包括：

安全标准、终端使用标准、运

营标准以及经济性标准。

从目前储能技术研究的角度看，大量的热储研究领域集中在熔盐存储、矿层存储、

低温储能，室温离子液体储能，并利用相变材料储能。

典型的热储能是熔盐储能。

熔

盐储能技术早于1995年在美国的SolarTwo塔式示范电站上进行了示范应用，并在2009

年西班牙装机50MW的Andasol1槽式电站上进行了首次成功的商业化应用，自此开启

了熔盐储热的商业化之门。

虽然其技术仍在发展之中，但熔盐技术固有的缺陷看起来比

较难以克服，如有成熟应用的二元太阳盐的凝固点过高，导致其寄生性能源消耗过高；

熔盐的腐蚀性对熔盐系统的设备材料要求较高，导致系统投资成本较高等。

目前，熔

盐技术正从两个方面发力来寻求更大的突破，一方面即革新熔盐的成分配比，采用低

熔点熔盐等，另一方面即推进熔盐工质直接吸热传热技术的研发。

图表7：

抽水储能的特点

图表8：

压缩空气储能的特点

图表9：

飞轮储能的特点

图表10：

热储的特点

图表11：

氢储的特点

（二）电化学储能

电力需要大规模的储能系统。

决定储能系统的关键因素包括成本、寿命、效率、

功率和能量密度等。

目前，电化学储能的载体是电池。

与其他储能方式相比，在适用

性、效率、寿命、充放电、重量和便携式方面，电池更具有优势。

锂离子电池是最有

前途的电储能方式之一，但是目前适用性局限于小型电子设备。

从现有文献中涉及到

的电化学储能落地项目看，电化学储能各类技术特性中，能量密度范围较广，从10Wh/kg

（比如铅酸电池和全矾氧化还原液流电池）--1350Wh/kg和13000Wh/kg（锌空气电池

和锂空气电池）。

目前，没有任何一种电池技术能满足所有的技术要求。

从现有文献中涉及到的电

化学储能落地项目看，短期内钠硫电池、锂离子电池和铅碳电池技术较为成熟并且进

一步加速技术创新，投资成本小于250美元/kWh，系统效率高于75%。

而且，长期来

看，结合新材料和先进系统的开发，新型电池技术的成本可能会进一步下降，达到小于

150美元/kWh和效率进一步提高，达到高于80%。

图表12：

铅酸电池储能的特点

图表13：

锂离子电池储能的特点

图表14：

钠硫电池储能的特点

图表15：

全矾氧化还原液流电池储能的特点

从所列举的各种储能落地项目来看，储能技术的关键参数主要包括额定功率、额

定能量、响应时间、能量密度、功率密度、运行温度、自放电、寿命、循环次数和相

应成本，其中最关键的因素是能量密度、功率密度和充放电特性。

从能量密度的角度

看，能量密度低的储能技术包括超级电容、抽水蓄能和飞轮蓄能等，能量密度高的是

压缩空气储能、热储和电池。

另外，超级电容、超导磁储能、飞轮储能和中小型电池

放电时间短。

抽水蓄能、空气压缩储能、大型电池和氢储具有大功率和能量容量，放

电时间可持续几小时甚至几周时间。

相比较于其他储能技术而言，超导磁储能、超级

电容、抽水蓄能、压缩空气、电池和液流电池的循环效率较高。

图表16：

各储能技术特性综述

注：

PHS-抽水蓄能；CAES-空气压缩储能；Flywheel-飞轮储能；Lead-aid-铅酸电池；NaS-钠硫电池；Ni-Cd-镉镍电池；ZEBRA-零排放电池（NaNiCl2电池）；Zn-Br-Zn-Br电池；Li-ion-锂离子电池；PSB-多硫化钠溴电池；Fe-Cr-Fe-Cr电池；Zn-air-锌空气电池；Supercapacitors-超级电容器；SMES-超导磁储能；Hydrogen-氢储。

从经济的角度来看，未来大规模运用电池技术的关键在于电池技术的详实的技术

经济评价、多层次的工业商业综合运用以及实现规模经济效应以便降低成本。

起决定

性因素包括：

储能规模和持久性；

放电深度和放电时间；

寿命；

智能化控制；

成本；

自放电性能；

能量密度；

检测和控制设备；

可靠性；

安全和环境影响；

技术成熟度（可行性和适应性）；等等

综合来说，各种储能技术百家争鸣，百花齐放，每种技术都有自身的特点和优势。

从电化学储能的角度看，目前，随着技术的进步和成本的不断走低，较为有前景的是

铅碳电池和锂离子电池。

三、基于生命周期