近期，国家发改委、国家能源局印发了《关于加快推进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，中国新型储能进入加快速度进行发展阶段。

　　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。

　　近日中国电建西北院规划研究中心李东侠、袁玲对电化学储能（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、经济造价三方面做初步比对，对这两类储能的配置提出建议。

　　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。

　　电化学储能具有单位体积内的包含的能量高、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趋势。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。

　　电化学储能技术已很成熟，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。

　　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。

　　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。

　　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风险隐患。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。别的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。

　　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，宜充分的利用就近的交通、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，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、征地拆迁的要求做，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。

　　根据相关研究，延长电池使用寿命是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，若电池使用寿命延长到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、提升单位体积内的包含的能量等。

　　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》

　　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（目前所谓的能挣钱的峰谷差），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。

　　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》

　　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。

　　1.根据现阶段储能装备的发展现状和发展的新趋势，“十四五”期间，电化学储能仍是电网电源侧、电网侧、用户侧的储能发展主力军，并随着未来技术进步、电池成本降低，液流电池以及钠硫电池的规模化应用，电化学储能会在未来电网调峰中发挥巨大作用。

　　建议在“风光火储”“风光水储”等已经具备良好电网调峰调频的一体化项目中配置电化学储能，并积极应用除锂离子电池以外效率更加高、循环寿命更加长的新技术电池，不仅保证收益，也能在具备充足的电网系统调节资源前提下，充分的发挥电化学储能的作用。

　　2.依托千万千瓦级可再次生产的能源基地的开发，联合当地政府开发共享储能，并以集中建设开发降低建设和运维成本，以专业的技术团队力量保障电化学储能电站的安全。

　　3.在特高压直流配套电源建设基地，积极布局电化学储能和光热发电，在经济账算得过来的前提上，多配置储能时长较长的光热发电，以规模降低度电成本。

　　4.对有着非常丰富的太阳能资源和大面积的荒漠化土地，或在源网荷储一体化示范项目中，可继续示范性发展一批光热电站项目，并持续探索更优化的商业模式。

　　5.当前在基地建设和通道建设当中，电化学储能和光热发电应对的主要应用场景不同。电化学储能一般适用于中短期储能配套（一般为4小时以下），成本基本成线性变化，装机和储电量的配置较为固定；熔盐储热可用于中长期储能（6小时之后），容量越大时成本越低，装机和储电量的配置较为灵活。因此，可根据实际的需求和不同储能形式的特点开展规划工作，并考虑和探索多元混合储能的配置方法。

　　《2022储能产业研究白皮书》（摘要版）/中国太阳能热发电行业蓝皮书2021