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能源行业报告-PDF版

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  • 中国科学院:2024二氧化碳储能技术研究进展报告(41页).pdf

    二氧化碳储能技术研究进展张振涛 研研究究员员中国科学院理化技术研究所2024年3月23日 江苏溧阳中中国国科科学学院院理理化化技技术术研研究究所所Technical Institute of Phys.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-04-24 41页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • CNESA&NRDC:2024储能高质量发展:市场机制与商业模式创新(简版报告)(28页).pdf

    2024 年 4 月储能高质量发展:市场机制与商业模式创新(简版报告)免责声明 研究报告内容仅供参考,不构成财务、法律、投资建议、投资咨询意见或其他意见,对任何因直接或间接使用本报告涉及的信息和内容或.

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  • 赛迪:绿色氢能产业发展白皮书(2024)(31页).pdf

    联合联合发布发布目 录氢能产业政策动态01氢能关键技术进展02氢能市场应用情况04氢能产业发展情况03氢能产业发展趋势展望0501氢能产业政策动态一、背景一、背景受政治经济、气候问题、化石能源价格波动.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-04-18 31页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 天合储能:2024储能专用电芯白皮书(28页).pdf

    耻熹阿抻揶铛嗳嘧摆MGQ菌赋熬耻熹绗樵刖扌耻熹揶铛垧贫逢玛駕读家2倗家圹小遵扮晗檠倛家3倗家圹小遵扮晗檠倛阿抻朵垧贫峰鞭读耻熹揶铛梧泫抻扮耻连揶熹嗨跽贳倠漚悶揶朵练疯弄路熹灣连耻莢小倠捏煎紿龅稳駝驼倹.

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  • 中关村储能产业技术联盟:2024储能产业研究白皮书(摘要版)(25页).pdf

    1/32 2/32 3/32 4/32 5/32 6/32 7/32 8/32 9/32 10/32 11/32 12/32 13/32 14/32 15/32 16/32 17/32 18/32 19/32 20/32 21/32 22/32 23/32 24/32 25/32

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  • 戴德梁行:2024中国储能(含动力电池)白皮书(58页).pdf

    中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 1中国储能(含动力电池)产业集群发展白皮书储 能 是 实 现 双 碳 必 由 之 路2024 年 4 月CUSHMAN&WAKEFIELD陶汝鸿大中华区副总裁大中华区策略发展顾问部主管自古以来,人类文明每一次里程碑式的重大进步,都是由能源利用方式革命所推动的。受全球气候变暖、化石能源日近枯竭等影响,现阶段全球能源消费结构正向低碳化转型,风电、光伏发电为代表的可再生能源开发利用正在大规模爆发。而储能是新能源与可再生能源发展的基础设施,是带动全球能源格局革命性、颠覆性调整的重要引擎。随着储能重要性日益凸显,世界各国纷纷出台储能产业激励措施,扫除市场发展障碍。我国近年来也加速出台相关储能产业发展的鼓励政策,加之动力电池产业生态的强劲带动,促使储能产业进入市场化、规模化发展阶段。在中国,新能源产业已经成为部分城市崛起的“财富密码”,是推动区域经济转型与可持续发展的重要机遇。在新能源大赛道上,光伏、新能汽车、动力电池三大领域格局似乎已有定数,而储能产业尚处于爆发初期,对于一些二三线城市,是一个快速超车不容错过的机会。面对万亿蓝海市场的储能产业,各地相关产业基础条件有较大差异,需要在技术路线和产业链环节上找准切入点、发力点,构建系统化的发展规划和招商策略。戴德梁行基于多年的产业顾问经验,联合中国电池工业协会发布本报告,对中国储能(含动力电池)产业集群的产业趋势、集群发展经验和要素进行梳理和探讨,供社会各界同仁参考。2 戴德梁行序 言CUSHMAN&WAKEFIELD当前,世界百年变局同后疫情时代交织叠加,国际安全形势动荡不安,世界经济复苏乏力,而中国经济在党和政府的坚强领导下,展现强大韧性与活力,其中储能产业一枝独秀,展现了强劲的发展势头。海内外储能新产品、新技术以及新商业模式不断涌现,市场表现超出预期。大规模投资扩产计划纷至沓来,产业发展朝气蓬勃,一批批储能(含动力电池)产业集群拔地而起,加速科技创新资源集聚,为区域经济发展提供强劲动能。总体来看,新型储能作为新型电力系统的重要支撑正保持高速增长,中国正成为全球储能产业的领导者。技术路线呈百花齐放态势、应用场景不断拓展、锂电池、压缩空气储能、钠电池、长时储能等技术商业模式逐渐清晰,固态电池、二氧化碳储能等新技术取得突破,发展态势健康稳健。中国锂电行业产能规划将于2025年达到4000GWh,市场拓展与盈利模式等问题亟待解决,面对当下复杂的国际局势与资本环境,储能行业贸易风险与金融风险并存。美国发布 2022年通胀削减法案(IRA2022)以及欧盟 新电池法 的出台,对中国动力和储能电池产业设置了严格的排斥性条款,给我国锂电池出海到欧盟市场带来了极大挑战。中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 3在经济全球化的今天,产业集群化发展已成为全球性的经济发展潮流,构成了当今世界经济的基本空间构架。而我国发展资源集约、产业链于一体的新生态储能(含动力电池)产业集群不仅可以成为区域经济发展的主导,也是提高我国国际竞争力的新力量。为深入学习贯彻党的二十大精神,完整、准确、全面贯彻新发展理念,中国电池工业协会在对行业进行了深入调研的基础上,联合戴德梁行正式发布 中国储能(含动力电池)产业集群发展白皮书,对储能行业作总体性描述,希望将当前储能产业集群的实际发展状态详尽地呈现给从业者,尽可能为行业提供更深入的剖析和前瞻性的思考,促进我国储能产业的健康发展。让我们携手并肩,开拓创新,推动我国储能行业迈向更加繁荣和可持续的未来,共同推动储能行业蓬勃发展!王建新中国电池工业协会副理事长兼执行秘书长CONTENTSCONTENTSCONTENTSCONTENTS1P5-9新能源概念界定及发展背景3P17-29储能电池产业发展现状及发展机遇5P40-53中国典型产业集群案例研究2P10-16储能产业基本概况4P30-39动力电池产业发展现状及发展机遇6P54-57中国储能产业集群发展建议与展望CONTENTS4 戴德梁行CONTENTSCONTENTSCONTENTSCONTENTS新能源概念界定及发展背景01CONTENTS中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 51.1 研究背景1.2 新能源产业战略意义1.3 新能源产业全景图010103030202数据来源:中国氢能联盟研究院新能源(New Energy),指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源,包括太阳能、风能、地热能、海洋能等一次能源和通过一次清洁能源转化或加工形成的电力、氢能等二次能源。通常与技术上比较成熟且已被大规模利用的常规能源区别开,如煤炭、石油、天然气、水能等。新能源的概念并非一成不变。在不同的历史时期和科技水平下,新能源有不同的内涵。从新能源的发展历程看,水电是第一代被广泛探索及应用的新能源,而目前大规模的水力发电已被看成是常规能源。核能在 20 世纪 50 年代初作为电力生产和动力使用时被认为是新能源,而随着 20 世纪 80 年代部分国家的大规模发展,不少国家已将其列为常规能源,我国关于核能是否为新能源暂无明确界定,当前新能源概念中的核能,一般指第四代先进核电技术。海上风电、光伏发电、氢能等有望成为 21 世纪后可实现大规模利用的新能源技术。图 2:主流新能源技术发展历程核能:技术水平不断迭代优化的新能源 1950s-60s:第一代核电技术,美国和前苏联等国将核能向能源、工业等领域拓展,证明了核能发电的技术可行性。1960s-90s:第二代核电技术,实现了商业化、标准化,证明了核电的技术可行性和经济性。20世纪90年代至今:第三代核电技术,开发出更高安全性、更高功率的新一代先进核电厂。20世纪末至今:第四代核电技术,一般指待开发的先进核电技术,主要特征是拥有更好的经济性,安全性高和废物产生量少。水电:第一代被广泛探索及应用的新能源 1880s:水电站在美、英、法等国诞生,此后,水电技术在全球范围内传播开来。20世纪:20世纪初中国大陆引进水电技术。20世纪下半叶发达国家水电建设开始走向平稳发展,中国、拉美等发展中国家开始了水电建设的高潮。风电:21世纪初大规模产业化的新能源 19世纪末:大型风电机组诞生,美国、丹麦、荷兰、英国、德国、瑞典、加拿大等国率先投入风力发电的研究与应用。21世纪初,全球风电装机进入快速发展阶段,欧洲国家陆续开拓海上风电市场,中国风电也陆续进入产业化探索、大规模发展及调整阶段。光伏:当前发展最快的新能源技术 日本、美国于20世纪末布局太阳能发电,21世纪初完成技术突破,全球光伏发电进入快速扩张阶段。中国经历一系列政策扶持、市场洗牌,已成为世界主要光伏装机市场之一。氢能:步入市场培育阶段的下一代终极能源占全球GDP44%的20多个国家已经制定或正在制定国家级氢能战略1,当前正步入市场培育阶段,加大关键核心技术攻关能力,加速多元化场景示范应用,未来20-30年将为黄金发展期。1.1.1 新能源概念1.1 研究背景1.1 研究背景1.1 研究背景6 戴德梁行1.1.2 新能源发展历程图 1:当前新能源概念示意图太阳能、风能、地热能、海洋能(潮汐能、波浪能、海流能)、核(聚变)能电力(光电、风电、小水电、海洋潮汐发电、智能电网、储能)、氢能煤炭、石油、天然气水能核(裂变)能新能源一次能源二次能源常规能源化石能源清洁能源核能双碳目标的实现关乎大国责任担当、经济发展结构转型,还是新一轮全球贸易竞争和金融竞争的关键抓手,而新能源产业是实现双碳目标的主战场,电力是其中的“主力军”。2020 年 9 月,中国国家主席习近平在第 75 届联合国大会上提出“双碳”目标,即:二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值,努力争取 2060 年前实现碳中和。据此,我国从碳达峰到碳中和仅有约 30 年的时间,且要在实现碳中和过程中实现经济翻番,这对我国结构调整和科技创新提出了紧迫的要求。欧美国家已于上世纪末陆续达峰,未来已达峰的国家会在碳关税上不断加码,高碳排放产品缺乏竞争力,引发全新一轮贸易竞争。此外,碳交易促进全新碳金融市场形成,甚至重构全球货币体系。双碳目标的实现已成为新一轮全球贸易竞争和金融竞争的重要抓手。2021 年 10 月,国务院接连印发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见、2030 年前碳达峰行动方案,为双碳工作进行系统谋划和总体部署。综合意见和方案精神,实现双碳的路径以减少碳排放为主,增加碳吸收为辅,构建碳交易和碳管理保障体系。其中能源是碳排放的最主要来源,在保障能源安全的前提下,优化能源结构,控制和减少化石能源使用,加快清洁能源替代,推动产业和工业优化升级,实现社会和产业的节能提效。能源生产:太阳能、风能、生物质能等可再生能源发电将基本取代化石能源发电,新型储能技术将逐步取代化石能源发电技术。能源输送:以特高压电网为骨干网架的智能电网将成为大规模消纳清洁能源电力、实现多能互补和优化配置的重要载体。能源利用:终端能源使用将全面步入电气化阶段,形成以电力为中心的能源消费格局,能源效率也随之大幅提高。1.2 新能源产业战略意义1.21.2 新能源产业战略意义新能源产业战略意义能源产业是实现双碳的主战场电力是能源战场中的主力军图 3:欧盟、美国、中国碳达峰碳中和时间图 4:碳达峰碳中和实现路径数据来源:Wind、光大证券研究所预测资料来源:戴德梁行整理0204060801001201401970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060美国欧盟中国EU28EU28碳达峰碳达峰美国碳达峰美国碳达峰中国碳达峰中国碳达峰7171年年4343年年3030年年百万吨百万吨CO2CO2碳达峰碳中和减少碳排放为主增加碳吸收为辅构建碳交易和碳管理保障体系源头减碳能源替代节能提效碳汇碳捕集碳封存 碳交易:以市场化方式引导金融体系提供碳中和所需融资支持,推行及创新碳交易市场机制 碳管理:企业碳排放管理减碳刻不容缓中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 71.2.1 双碳战略下新能源产业发展的必要性和机遇020406080100120140160中国美国印度俄罗斯日本石油天然气煤炭核能水电非水可再生能源从能源消费大国到能源制造强国的转变,离不开能源结构优化,更需在新能源赛道上把握发展机遇,实现换道超车。2021 年原油对外依存度 71%,半数来自中东地区,马六甲海峡(70%以上原油进口途径)为中国石油咽喉。2021 年天然气对外依存度 43.8%,LNG 进口主要来自于澳大利亚、美国和卡塔尔。全球已普遍处于油气时代,石油和天然气消费占比超过50%(其中石油 31%,煤炭 27%,天然气 25%)。中国作为人口第一大国,一次性能源消费量占全球26.1%。其中煤炭消费占比 56.6%,石油 19.6%,天然气8.2%。能源利用结构仍以煤炭为主,尽管中国煤炭储量全球第 4,但仍为煤炭第一进口大国。“富煤、贫油、少气”的能源储存结构决定中国还是全球第一大能源进口国。原油、天然气和煤炭的进口量均位列全球第一,油气进口占全球进口比重超 1/5。除化石能源外,我国可再生能源全球消费量最高,但占比仅 5.4%,在能源消费结构占比距离部分发达国家的15%仍有空间。我国可再生能源开发利用规模居世界首位,风电、光伏发电形成完整产业链,技术水平和制造规模居世界前列,新能源替代潜力大。图 5:2020 年全球一次能源消费量 TOP5 国家(单位:艾焦)表 1:全球能源进口 TOP3 国家来源:BP 世界能源统计年鉴来源:BP 世界能源统计年鉴中国为全球第一大能源消费国和进口国可再生能源全球消费最高,新能源替代潜力大能源进口TOP1TOP2TOP3原油中国(25.5%)欧洲(22.7%)美国(14.8%)天然气中国(21.2%)日本(19.6%)韩国(12.4%)煤炭中国(19.5%)印度(14.6%)日本(14.5%)在以美国为主导的石油体系下,中国亟需降低能源对外依存度,保障能源安全。一方面需要通过加强石油重点区域、能源进口战略通道布局,拓宽能源进口渠道,另一方面需要加快能源替代和能源结构转型。印尼全球煤炭出口占比25.6%占中国动力煤进口俄罗斯蒙古国中国加拿大美国中南美西非沙特阿拉伯伊拉克卡塔尔马来西亚澳大利亚土库曼斯坦15.1%石油进口6%天然气进口80%石油进口马六甲海峡煤炭主要出口国石油(原油)主要出口国天然气主要出口国8 戴德梁行1.2.2 从能源消费大国转变为能源制造强国,扩大经济发展优势1.2.3 降低能源对外依存度,保障能源安全在能源的“制-输-储-用”全链条中,新能源在各个环节均带来了深远甚至颠覆性影响。生产端能源结构转型。新能源的发展加快清洁能源替代和能源结构低碳转型,在现有能源战略下,预计未来中国能源结构以太阳能和风能为主,光伏发电和风力发电潜力巨大。传输端资源弹性配置。“西电东送”工程和“双碳”目标的提出使得智能电网建设更具意义,未来智能电网将通过数字化、智能化手段,在集中发电、输变配电以及用电环节实现大范围资源高弹性、合理化配置。存储端弥补新能源供给技术短板。由于新能源输出的波动性和随机性,储能技术重要性凸显。依靠源网荷储协调互动,实现能源供需动态平衡。图 6:能源产业链示意注:戴德梁行新能源系列白皮书将重点聚焦生产端、存储端、应用端生产端传输端存储端应用端应用端电气化低碳化。新能源在交通、工业、建筑、军事等各领域向全面电气化过渡,实现减碳、脱碳、减排的低碳化。图 7:新能源产业全景图生产端:风能、太阳能、氢能、海洋能、地热能、核(聚变)能传输端:管道供应:天然气管道、氢气管道 电网供应:智能电网(特高压、微电网)存储端:物理储能:抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能 电磁储能:超级电容器储能、超导储能 电化学储能:各种二次电池,如铅酸电池、钠硫电池、液流电池、锂离子电池、钠离子电池 化学储能:氢能、电转甲烷应用端:交通:减碳新能源汽车、单车、摩托车、船舶等,交通系统电气化,优化提升系统效率 工业:脱碳园区综合能源管理及全环节节能脱碳 建筑:减排前期提高建筑效能,后期优化建筑用能新能源输出不稳定,存储端重要性凸显终端使用电气化,电气使用低碳化能源低碳转型提高资源配置能力中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 91.3 新能源产业链全景图1.3 新能源产业链全景图1.3 新能源产业链全景图储能产业发展现状及机遇022.1 储能概念界定2.2 储能发展历程2.3 储能技术路线2.4 储能产业政策1 0 戴 德梁行中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 11储能贯穿新型输电系统发电侧:跟踪计划出力及平滑发电输出,为系统提供调峰、调频及备用容量等辅助服务,解决弃风、弃光问题新能源发电占比增加,用电发电不匹配引致储能需求收益定价机制存堵点,商业模式亟待摸索打通发储电一体化系统发展,用电模式多元化电网侧:延缓输变电设备的升级与增容,提高电网运行的稳定水平用户侧:分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳、提供辅助服务等方面储能,是指通过不同方式、利用特定的装置或物理介质,将不同形式的能量储存起来,以便在需要时利用的技术。通过将能量在时间和空间上进行储存和释放,实现能源供需的平衡和可持续能源的利用。储能在推动可再生能源发展、提高能源利用效率和实现能源系统的可靠性方面发挥着重要作用。由于电力是现今主要的能源载体之一,而电力是即发即用、无法直接储存的能源形态,因此,储能现阶段主要是指电能的储存。从整个电力系统的角度看,储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。不同场景下,储能体现的价值也有所不同。资料来源:戴德梁行整理图 8:储能应用场景可再生能源发电发电侧场景电网侧场景用户侧:工商业及户用等储能场景 变电站储能机组供电线缆储能机组商业单位工业单位火力发电储能机组2.1.1 储能概念2.1.2 应用场景2.1 储能概念界定2.1 储能概念界定2.1 储能概念界定1 2 戴德梁行随着国家能源结构转型的推进,储能技术已然成为平衡能源供需、提高电力系统稳定性和灵活性的关键解决方案。回顾过去几年,中国储能行业经历了市场的快速增长和技术的不断创新。展望未来,我国储能产业正步入高速提升阶段,并将随着清洁能源占比提高而逐步发展成熟。发展特点:主要用于电力系统“削峰填谷”,抽水蓄能方式占比最大,经济性较好 市场表现:截至 2015 年底,我国储能累计装机 23.5GW,其中抽水蓄能装机 23.4GW 发展特点:电化学储能初露峥嵘,并逐步放量,主要用于新能源消纳及电网侧调峰,但相较抽水蓄能仍存在成本高、寿命短等局限性 市场表现:截至 2020 年底,我国抽水蓄能累计装机32GW,电化学储能累计装机 3.3GW 发展特点:发电侧新能源并网消纳、电网侧调峰调频、用电侧峰谷价差套利共同激发储能需求,电化学储能成本下降,循环寿命增加,经济性显现 市场表现:截至 2023 年底新型储能已投运装机超30GWh,提前实现“十四五”基本规模目标,预计“十五五”期间实现全面市场化发展 发展特点:风光电成为主要发电能源,储能成为新能源低谷期主要电源,并为电力系统尖峰负荷提供电量保障 市场趋势:储能电池技术走向成熟,钠离子电池、液流电池、压缩空气、重力储能、飞轮储能等新技术路线逐渐成熟,电力市场商业化程度变高,经济效益变好2016年以前:初步发展阶段2016-2020年:加速发展阶段2021-2030年:高速提升阶段2031-2060年:成熟化发展阶段资料来源:戴德梁行整理2.2 储能发展历程2.2 储能发展历程2.2 储能发展历程中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 13根据技术路径不同,储能形式主要分为电储能、热储能和氢储能三大类,其中电化学与物理储能为现阶段主要技术路线。目前储能市场中,抽水蓄能占据全球及中国各类型储能装机量的 75%以上,但抽水蓄能受地理选址影响较大,未来增长空间受限,预计未来电化学储能将贡献储能装机主要增量,市场空间广阔。在电化学储能中,锂离子电池占据主导地位,在全球及中国占比均超过 90%,其次还有钠硫电池、铅蓄电池、液流电池、压缩空气、重力储能、飞轮储能等,但目前占比均较小。资料来源:CBIA,戴德梁行整理图 9:储能技术路线分类热储能凭借其能量高密度化、转换高效化和应用成本化的特点,成为未来规模储能的重要力量。氢储能的存储规模更大,存储时间更长,可根据太阳能、风能、水资源等产出差异实现季节性存储。其中甲醇储能通过甲醇的氧化还原反应实现能量的释放或吸收,将甲醇水作为原料制氢直接发电,从根本上解决了储氢和运输的安全难题,实现可移动的电力供应,具有安全环保、高效节能、来料方便等特点,或将成为更有前景的方向。储能技术热储能电储能氢储能物理储能电化学储能电磁储能熔融盐储能氢储能甲醇储能热(冷)储能抽水蓄能钠离子电池飞轮蓄能液流电池压缩空气蓄能铅蓄电池重力蓄能钠硫电池超导储能燃料电池超级电容器储能2.3 储能技术路线2.3 储能技术路线2.3 储能技术路线2.3.1 储能技术路线分类数据来源:新型电力系统发展白皮书图 10:新型电力市场下不同储能技术应用应急/不间断供电改善供电质量电网调节削峰填谷 中继输出能量管理大规模能量调配超级电容飞轮储能电化学储能储热氢储能抽水蓄能压缩空气毫秒 秒 分钟 小时 日 周 季 10GW1GW100MW10MW1MW100kW10kW1kW 飞轮飞轮超超级级电电容容电化学电化学抽水蓄能抽水蓄能压缩空气压缩空气氢储能氢储能储热储热当前,中国有数种储能技术已经成熟应用。根据不同的时长进行分类,包括毫秒至分钟级的超导磁储能超级电容器储能和飞轮储能,数十分钟至数小时的电化学储能、抽水蓄能和压缩空气储能,以及数天至更长时间的燃料储能等。不同的储能技术不仅有时长上的区别,其在电网调度中的应用也各有不同。比如,毫秒级电网调频可以通过超级电容来实现,秒级或分钟级的调频需求可通过飞轮储能、超导储能解决,但这类型储能技术普遍较低,投资成本较高;小时级别的电化学储能和抽水蓄能都可以应用于电网调峰,而燃料储能则更适合利用低谷电力调峰,但生产的燃料很少再转化为电能;氢储能适合执行季节性调峰。因此,各种储能技术都有其应用场景和优缺点,需要在具体的电力市场需求下进行选择和优化。1 4 戴德梁行2.3.2 储能技术应用自“十二五”以来,储能产业从研发示范向商业化初期演变发展,国家政策相应地加速出炉,在项目规划、政策支持和产能布局等方面均加快了发展步伐,行业发展也更加规范。以电化学储能为主的新型储能市场,逐渐步入商业化规模化的发展阶段。资料来源:政府单位公告,戴德梁行整理分析储能在我国“十二五”规划纲要中被首次提及,储能成为我国能源生产与消费革命中的重要研究和创新方向“十三五”规划期间,储能是我国重点发展的战略性新兴产业进一步加快储能研发创新,将重心放在新型储能的试点运用,推动储能的产业孵化,培育一批未来领军企业积极推动新型储能作为独立市场主体向规模化、市场化发展储能产业“顶层设计”首次出台新型储能全面规模化、市场化发展储能产业由研发示范向商业化初期过渡201120172021表 2:中国储能产业核心政策汇总来源发布时间政策要点国家“十二五”规划纲要2011 年 3 月 首次提到“储能”,要求在“十二五”期间指导新能源、智能电网、储能行业的发展建设及规划新能源重点建设项目能源生产与消费革命战略(2016-2030)2016 年 12 月 推进能源生产智能化,加快开发先进储能系统,建设基于用户侧的分布式储能设备 发展储能和电动汽车应用关于加强储能标准化工作的实施方案2017 年 1 月 提出建立储能标准化协调工作机制、建设储能标准体系 推动储能标准化示范、推进储能标准国际化等重点任务贯彻落实 2019-2020 年行动计划 2019 年 6 月 进一步提出加强先进储能技术研发和智能制造升级、完善落实促进储能技术与产业发展的政策,推进抽水蓄能发展,推进储能项目示范和应用,推进新能源汽车动力电池储能化应用,加快推进储能标准化,明确了储能产业发展的具体任务和分工关于加强储能标准化工作的实施方案2020 年 1 月 积极推进关键储能标准制定,鼓励新兴储能技术和应用的标准研究工作2020年能源工作指导意见2020 年 6 月 研究实施促进储能技术与产业发展的政策,开展储能示范项目征集与评选 探索储能应用于可再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电力和微电网等技术和商业模式,建立健全储能标准体系和信息化平台中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 152.4 储能产业政策2.4 储能产业政策2.4 储能产业政策2.4.1 顶层设计加码,新型储能市场迎超级风口1 6 戴德梁行截至 2023 年三季度,全国有超过 20 个省级地区出台新能源配储政策,各省市在布局风电、光电大型项目及工商业分布式光伏等项目时,一般需要 10%-20%的“强制配储”。随着越来越多省市地区发布“强制配储”要求,近阶段将带来储能市场大幅扩容的机会。来源发布时间政策要点国家“十四五”规划纲要2021 年 3 月 在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域,组织实施未来产业孵化与加速计划,谋划布局一批未来产业 加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设,提升清洁能源消纳和存储能力关于加快推动新型储能发展的指导意见2021 年 7 月 明确到 2025 年新型储能装机规模达 30GW 以上 未来五年新型储能实现从商业化初期转向规模化,到 2030 年新型储能实现全面市场化发展关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见2022 年 2 月 政策提出支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易“十四五”新型储能发展实施方案 2022 年 3 月 到 2025 年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件关于进一步推动新型储能参与电力市场调度运用通知2022 年 6 月 新型储能可作为独立储能参与电力市场 充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务,由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊发电机组进入及退出商业运营办法2023 年 9 月 提出新型储能作为市场主体进入商业运营条件以及调试运行期上网电量的结算方式方法地区配储要求政策来源广东10%/1h关于印发广东省促进新型储能电站发展若干措施的通知广西风电 20%/2h,光电 10%/2h关于申报 2023 年陆上风电、集中式光伏发电项目的通知福建光电 10%/2h关于公布 2022 年集中式光伏电站试点项目名单的通知云南10%关于进一步规范开发行为加快光伏发电发展的通知内蒙古15%/2h关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见青海15-20%/4h2022 年青海省新能源开发建设方案西藏20%/4h2023 年风电、光伏发电等新能源项目开发建设方案辽宁10-15 22 年光伏发电示范项目建设方案江苏10%/2h关于进一步做好光伏发电市场化并网项目配套调峰能力建设有关工作的通知河北冀北 20%/2h,冀南 15%/2h河北省风电、光伏发电年度开发建设方案拟安排项目情况公示湖北20%关于发布 2023 年新型储能电站试点示范项目的通知海南10%关于开展 2021 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知资料来源:政府单位公告,戴德梁行整理分析(续上表)表 3:中国部分地区强制配储政策汇总2.4.2 各地强制配储政策进一步增容新型储能市场储能电池产业发展现状及机遇033.1 新型储能产业链3.2 储能电池发展概况3.3 细分领域分析中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 171 8 戴德梁行从产业链环节来看,储能产业链上游为各类硬件设备和软件系统;中游为储能系统软硬件提供商及储能解决方案提供商,储能解决方案通常由储能系统集成产品和储能系统软件产品共同组成,另外储能解决方案的安装建设和运营维护也是非常重要的环节;下游应用场景包括发电侧的电站、电网侧的电网公司以及工商业储能用户场景。储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统,其中主要包括储能电池、PCS、BMS、EMS 和其它零部件等部分。储能电池成本约占整个储能系统成本的 55%;PCS、BMS、EMS(简称 3S)占比约 35%,在储能系统中举足轻重;其它零部件包括温控系统、电线电缆、集装箱、配电柜等。是储能系统与电网中间实现电能双向流动的核心部件,用作控制电池的充电和放电过程,进行交直流的变换,在电池储能系统成本中占比 15%-20%,是电池储能系统的关键核心环节。储能变流器 PCS 由功率、控制、保护、监控等软硬件组成,其主要功能包括平抑功率、信息交互、保护等,PCS 决定了输出电能质量和动态特性,也很大程度影响电池的使用寿命。指用于管理电池储能系统的子系统,包括电池充电、放电、电压等参数监测、SOC(State of Charge)、SOH(State of Health)估算以及保护措施等。区别于电动车的 BMS,储能 BMS 相对更加庞大,一个完整的储能系统 BMS 由 BMS 从控单元、电池主控单元及 BMS 总控单元组成。储能 BMS 可以提高储能系统的使用寿命和可靠性,降低维护成本和操作风险,并提供更灵活、可靠的储能解决方案。一般是指针对储能电站推出的调控一体化能量管理系统,实现了实时监控、诊断预警、全景分析、高级控制功能,满足运行监视全面化、安全分析智能化、全景分析动态化的需求,保证储能电站安全、可靠、稳定运行。如果说将储能系统比做人体,那么 EMS 则是人的大脑心智。大脑心智决定一个人从事什么工作,也决定人体合理的劳作休息和发生意外时的自我保护。PCS(Power Conversion System,储能变流器)BMS(Battery Management System,电池管理系统)EMS(Energy Management System,能量管理系统)其它零部件储能电池储能逆变器 PCS电池管理系统 BMS能量管理系统 EMS上游中游下游中中游游下下游游PCSPCSBMSBMS新能源电新能源电站站传统电传统电站站电网公电网公司司工商工商业业EMSEMS储能系统软件产储能系统软件产品品储能解决方储能解决方案案主要负责硬件设备的集成主要提供管理软件和系统储能系统集成产储能系统集成产品品储能系统安储能系统安装装储能系统运维储能系统运维发电侧发电侧电网侧电网侧工商业储能工商业储能源网互济荷网互济3.1 新型储能产业链环节3.1 新型储能产业链环节3.1 新型储能产业链环节储能电池是将化学能转化为电能的装置,是实现电化学储能的主要载体。自 21 世纪起,中国储能电池产业经历了“技术验证示范应用商业化初期规模化发展”等阶段,目前已到达商业化、规模化的重要节点,2020年中国电化学储能累计装机规模达 3.27GW,预计 2021-2025 年年化复合增长率达 50%以上。2000-2010年 截至2010年底,电化学储能累计装机规模2.7MW2000-2010年 截至2010年底,电化学储能累计装机规模2.7MW技术验证 科研计划实施 技术验证规范技术验证 科研计划实施 技术验证规范示范应用 示范项目开展,应用模式探索 国际市场拓展,应用价值明晰示范应用 示范项目开展,应用模式探索 国际市场拓展,应用价值明晰商业化初期 政策支持力度加大,装机规模快速增加 多领域融合渗透,商业模式逐步建立商业化初期 政策支持力度加大,装机规模快速增加 多领域融合渗透,商业模式逐步建立产业规模化发展 储能项目广泛应用,技术水平快速提升 标准体系完善,形成完整产业体系产业规模化发展 储能项目广泛应用,技术水平快速提升 标准体系完善,形成完整产业体系2011-2015年 截至2015年底,电化学储能累计装机规模1.64GW2011-2015年 截至2015年底,电化学储能累计装机规模1.64GW2016-2020年 截至2020年底,电化学储能累计装机规模3.27GW2016-2020年 截至2020年底,电化学储能累计装机规模3.27GW2021-2025年 电化学储能装机规模将持 续增长,CAGR预计达50%以上2021-2025年 电化学储能装机规模将持 续增长,CAGR预计达50%以上资料来源:CEBS,戴德梁行整理图 11:中国电化学储能累计装机规模及预测(MW)40000350003000025000200001500010000500002015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024E 2025E 164018832161248128483270551011430158132372035520中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 193.2 储能电池发展概况3.2 储能电池发展概况3.2 储能电池发展概况3.2.1 储能电池产业发展历程及现状20 戴德梁行从技术路径来看,锂离子电池商业化成熟,在新型储能项目累计装机规模中占比 97%以上;钠硫电池是另一种相对成熟的技术路线,但由于价格和安全性等因素,无法用于大中型储能电站建设;铅炭电池从传统铅酸电池演进而来,性能有明显优化,但商业推广仍要解决成本问题;压缩空气储能如能降低单位造价,加快相关技术突破,将能有效解决大规模长时储能问题。此外还有液流电池、钠离子电池和超级电容等储能技术有待开发和实现商业化发展。表 4:储能电池产业技术路径对比技术路径细分领域市占比整体现状技术成熟度挑战发展趋势锂电池97.4%由动力电池带动,产业链配套较为成熟;整体市场集中度较高商业化锂资源分布有瓶颈,中国开采成本高;能力密度低,比容量低,倍率性能较低;热稳定性较差降低原材料开采成本;提升能量密度和比容量;提高热稳定性铅炭电池0.5%从传统铅酸电池演进而来,充电速度提升 8 倍,放电功率提高 3 倍,循环寿命提高 6 倍,性价比高,使用安全稳定商业化早期推广面临成本问题碳材料的最佳添加;能量密集度高,适合作为太阳能和风能储能的后备选项压缩空气储能0.5%发达国家广泛运营,我国研究取得重大进展,具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点,适合大型电站建造且不受选址限制商业化早期储气罐建造和维护成本高;储能密度较低,需要更多储气罐实现大规模储能降低单位造价、提高系统效率,加快高温蓄热技术、等压储气等技术的研究和突破全钒液流电池0.4%用于长时储能,循环寿命可达20年,容易规模易调节商业化早期比能量相对较低、初装成本高技术推动和商业模式创新降成本其它新型储能技术钠硫电池1.2%高比能量、充电速度快、寿命长,广泛应用于削峰填谷、应急电源、风力发电等储能方面商业化工作温度高、价格昂贵、安全性差不能用于大中型储能电站建设钠离子电池与锂离子原理类似,但材料相差较大,仅隔膜无变化;处于示范应用阶段,尚未形成完整的产业链商业化早期能量密度较低,尚未实现产业化提升能量密度,产业化降低成本锌溴液流电池相较于全钒液流电池,能量密度更高,电解液体积更小,电极各材料均可回收利用,对环境友好商业化早期自放电问题;锌形成沉淀物时,有产生枝晶的趋势;一旦形成,很容易使单体电池短路电解液成分、电堆设计、运行策略等多方面进行控制超级电容高功率、充电时间短、寿命长开发阶段能量密度低、生产成本过高受限于能量密度低,应用场景有待拓展资料来源:国家能源局,绿色和平和中华环保联合会电化学储能技术创新趋势报告,戴德梁行整理3.2.2 储能电池产业技术发展趋势中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 2 1目前全国动力电池及储能电池规划产能约 5000GWh(含中国企业海外布局),以动力电池为主,纯动力电池项目约 2800GWh,动力及储能电池项目约2000GWh,纯储能电池项目约 200GWh。而 2023年前三季度储能锂电池累计出货量近 127GWh,行业产能利用率普遍低于 50%。资料来源:公司官网,戴德梁行整理图 12:全国动力电池及储能电池规划产能布局区域布局方面,华东区域产能规划动力和储能电池超2300GWh,集中全国近 50%产能,华中和西北地区分别为 850 和 860GWh,华南地区约 380GWh,海外约 330GWh。其中纯储能电池产能主要分布在华东和西南地区。黑龙江吉林辽宁北京天津河北内蒙古山西宁夏甘肃新疆西藏云南青海陕西河南山东上海安徽江苏浙江江西福建台湾湖北四川湖南重庆贵州广西广东海南动力电池规划产能储能电池规划产能动力及储能电池规划产能210GWh20GWh150GWh230GWh90GWh550GWh110GWh120GWh330GWh30GWh600GWh300-600GWh100-300Gwh0-100GWh华南西南西北海外华东东北华北华中1500GWh80GWh650GWh280GWh600GWh3.2.3 产业发展格局按照企业 2023 年储能电池出货量划分,中国储能电池行业主要分为三个竞争梯队,其中宁德时代以超过 70GWh、37%的市场占比处于绝对领先地位,比亚迪、亿纬锂能出货量均在 20GWh 以上,瑞浦兰钧、海辰储能均在10GWh 以上,位列第二梯队。目前电池制造厂商的主流技术路线是磷酸铁锂,并且在产品体系上多数向系统集成方向发展,即向上进入到 3S 系统研发、PACK 等领域,向下兼容电站开发、系统销售、建设运维等环节。表 5:储能电池主要玩家技术布局资料来源:企业年报,戴德梁行整理图 13:储能电池产业竞争格局大于30GWh10-30GWh小于 10GWh公司储能电池主要技术路线BMSPCSEMS系统集成宁德时代磷酸铁锂比亚迪磷酸铁锂亿纬锂能磷酸铁锂瑞浦兰钧磷酸铁锂海辰储能磷酸铁锂国轩高科磷酸铁锂中创新航磷酸铁锂南都电源铅炭电池、磷酸铁锂鹏辉能源磷酸铁锂派能科技磷酸铁锂LG 化学三元锂宁德时代比亚迪 亿纬锂能瑞浦兰钧 海辰储能国轩高科 中创新航 南都电源鹏辉能源 远景动力 22 戴 德梁行3.2.4 储能电池产业竞争格局及市场玩家中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮 书 2 3虽然锂电池占储能电池市场规模的 90%以上,但在锂电池的细分领域中,在汽车产业的带动下,动力电池仍占七成以上份额。未来随着储能应用场景的渗透,储能电池增速可观,2021-2025 年有望实现 80%以上增幅,预计 2030年储能锂电池将占锂电池市场规模的四分之一,接近 550GWh。资料来源:戴德梁行整理图 14:中国锂电池市场规模(GWh)发电侧:光伏发电、风电由于发电波动所需的配储 电网侧:调峰调频 用电侧:家用储能或工商储能,如通讯基站、ETC等的备用电源 乘用车:轿车、SUV 等 商用车:客车、卡车等 二轮车:电动自行车、电动摩托车等 手机、电脑、耳机、相机等电子产品 智能穿戴设备、信息家电 电动玩具等其他应用场景储能电池动力电池消费电池2021-2025增速2026-2030增速202176& 24E20222025E771916%7 26E2023E5342029E69%4 30E11312775822028E923203756139121002027E 30%动力电池储能电池消费电池40 %5%产业发展现状及趋势3.3.1 锂电池发展概况3.3 细分领域分析3.3 细分领域分析3.3 细分领域分析24 戴德梁行凭借完善的产业链配套、科教创新资源等优势,锂电产业链在长三角、珠三角、京津冀等东部地区逐渐形成产业集群,一批产业链龙头及创新企业在集群土壤中孕育壮大。近年来,由于电力、人力及原材料等价格的上涨,锂电产业逐渐开始向青海、宜宾、遂宁、重庆等中西部地区转移。图 15:中国锂电产业集群分布及特点未来中西部地区将依托锂资源优势和生产要素成本优势,完善上游原材料开采、加工及锂电制造环节,而东部地区则凭借其发达的工业基础,着力发展锂电研发等技术创新领域。锂电产业的梯度化专业分工将愈加明显。.国内锂矿储量最大的江西以及可以从事盐湖提锂的青海,也成为电池企业以及上游材料企业布局的重点通过锂矿资源,吸引大量锂电产业.重庆依托发达的汽车工业,吸引了比亚迪刀片电池项目落地.四川宜宾通过引进宁德时代,进而带动大量的产业链企业入驻;遂宁则依托原材料龙头企业天齐锂业,打造了锂电材料产业集群南海诸岛南海诸岛1:14 800 1:14 800 000000中西部:中西部:主力发展上游原材料开采、主力发展上游原材料开采、加工及锂电制造环节加工及锂电制造环节珠三角产业群珠三角产业群传统锂离子电池及材料制造产业的优势地区,拥有大量的产业链企业,包括比亚迪、亿纬锂能等长三角产业群长三角产业群大量整车厂聚集布局,上下游配套十分丰富京津冀产业群京津冀产业群依托高校和科研院校,吸引多家锂电产业链的研发机构和企业在此发展东部:东部:在工业成熟度、土地、政策、在工业成熟度、土地、政策、产业链、营商环境包括地理产业链、营商环境包括地理位置等都有着显著的优势,位置等都有着显著的优势,继续着力技术开发继续着力技术开发2113资料来源:戴德梁行整理产业发展格局中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 2 5 目前,市场应用的主流电芯仍以 280Ah 为主。近年来,储能电站规模持续上升,海内外储能市场需求爆发,电芯供不应求,对电芯的产能与维护成本提出了更高的要求,合理扩大储能电芯容量已成为行业共识。容量的增高能够有效减少 PACK 所需零部件数量,附带简化后续集成、装配工艺流程,节约设备、能耗与人力,从而降低储能成本。今年以来,二十余家电池企业相继推出了 300Ah 及以上的大容量储能专用电芯。电芯容量的升高也伴随着产品散热、安全风险、设计能力、生产设备、制造工艺、成本管控等方面挑战,考验电池企业的技术功底。因此,电池企业还在安全性能、循环次数、使用寿命、Pack 工艺等方面展开竞争,以期在实现高能量的同时满足高安全、长寿命、低成本等优越性能,进一步提升企业在全球市场中的竞争力。电芯容量升级趋势明显:300 Ah电芯或成主流高性能赛道激战正酣:高安全、长寿命、低成本提升产品竞争力 做大电池容量主要有两种路径:一是沿用 280Ah 电芯尺寸或电网侧储能电芯尺寸,提高电芯容量,这一路径的优势是电芯兼容性高,系统集成友好,如宁德时代、远景动力、瑞浦兰均等主流电池厂商均采用此类路径;二是突破现有规格桎梏,通过增大体积提升单个电芯容量,然而该路径进一步加大标准统一难度,有产能优化无法跟上容量升级要求造成产能投资浪费的风险。表 6:锂电池中国企业 300 Ah 电芯技术布局趋势公司技术路线最新参数性能宁德时代2020 年率先推出 280Ah 电芯产品,后沿用 71*173 方形尺寸,将电芯容量上探搭载 306Ah、314Ah 储能电芯的储能产品量产交付远景动力沿用原尺寸,创新材料体系,同步突破电芯的长循环寿命和高能量密度发布新一代 315Ah 电芯,循环寿命高达 12000 次正力新能基于 72*174 尺寸,以高卷绕效率生产,从制造效率和兼容性两个维度推动储能电池降本容量高达 314Ah 的大容量储能专用电芯,循环寿命超过 12000 次瑞浦兰钧基于电网侧储能电芯 72*174 尺寸,兼容现有储能场景,并在体积能量密度、循环寿命、安全性能等方面实现突破320Ah问顶储能电芯,体积能量密度达400Wh/L,循环寿命超 10000 次;340Ah 问顶储能电芯体积能量密度升级到 430Wh/L。日历寿命、成本节省、安全性行业领先海辰储能沿用 71*173 方形尺寸,具备高兼容性,可大幅度降低系统首次购置成本及全生命周期度电成本320AH 储能电芯,体积能量密度达 385Wh/L、循环寿命 10000 次鹏辉能源长循环&高能效技术路线,通过正极、负极、隔膜、电解液、过流设计等技术创新,有效提升电芯循环寿命320Ah 大容量储能电芯,循环次数可达 12000 次,低温能力上表现优秀蜂巢能源突破现有 71*173 规格桎梏,依托飞叠技术,基于短刀电芯结构探索应用于电力、工商业和家庭三大场景的短刀全系储能电芯及产品350Ah 飞叠短刀储能专用电芯和尺寸加厚的 710Ah飞叠短刀储能电芯,具备高容量、低成本的优势,以及三款容量为 310Ah、330Ah、660Ah 的长寿命体系储能电芯国轩高科81 尺寸系列,340Ah 动力电芯共线300Ah 储能电池已实现量产,循环寿命达 10000 次亿纬储能CTT 超大电芯技术、叠技术提升电子电导集流生产效率超大叠片智慧电芯“Mr.big”LF560K,电芯容量为628Ah,循环寿命超过 12000 次雄韬股份增大体积提高单体电芯容量580Ah 储能电芯,循环次数可达 10000 次资料来源:公司官网,戴德梁行整理产业发展趋势26 戴德梁行与锂电池相比,钠离子电池最大的优势是原材料成本低,安全性高,高低温环境下性能表现较好,倍率性好,适合快充模式应用,可应用于家庭/商业储能、新能源储能电站、基站电源/储能等领域,市场空间广阔,有望全面渗透储能市场。目前由于技术因素,钠离子电池的能量密度较低,与三元锂有较大发展差距,2019 年装机量仅 33GWh。随着新技术路线开发以及产业链的逐渐发展,未来钠离子电池有望在技术、性能方面有大幅提升,市场规模预计年增长 42%,在 2025 年有望实现装机量 273GWh。产业发展现状及趋势图 16:钠离子电池技术优势图 17:钠离子电池潜在应用场景装机量预测(GWh)1.钠离子电池选用 NaCuFeMnO/软碳体系,锂离子电池选用磷酸铁锂/石墨体系资料来源:中科院物理所,国海证券,OFweek 锂电网,戴德梁行整理 得益于钠资源的丰富储量和适用成本更低的铝箔负极集流体,钠离子电池的材料成本有显著优势 钠离子化学性能稳定性高,电阻稍高,受热受冷表现都比锂离子电池好,示范产品在国标测试中热稳定性远超安全要求 钠离子电池与锂离子的工作原理和电池结构相近,钠离子电池的电解液及隔膜研发可借鉴锂离子电池的成熟技术,同时可以兼容现有的锂电生产设备成本优势高安全性设备兼容钠离子电池锂离子电池电池材料成本对比1正极材料负极材料电解液隔膜集流体下降 30%其他05010015020025020222023E2025E2019202020212024E75U333273273 42%储能电池基站备用电源 低速四轮车电动两轮车资料来源:戴德梁行整理3.3.2 钠离子电池发展概况中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 27全球钠离子电池的产业化进程仍在导入期,而我国企业的钠离子电池技术水平已处于国际领先地位。目前中国布局钠离子电池业务的企业大致可分为两大类,一是以宁德时代为代表的锂电巨头企业,其出于抢占新兴市场先机的考量发展钠离子电池业务,二是以中科海纳、江苏众纳等为代表的背靠国家研究院、高校科研团队,其业务方向更为聚焦。产业发展格局美国Natron Energy 普鲁士蓝水系体系 能量密度:50Wh/L法国 Tiamat 氟磷酸钒钠 硬碳体系 能量密度:120Wh/kg英国 FARADION 层状金属氧化物 硬碳体系 能量密度:140Wh/kg图 18:钠离子电池全球产业格局资料来源:戴德梁行整理表 7:钠离子电池中国企业技术布局公司技术路线最新参数性能宁德时代正极:锰基普鲁士白、层状过渡金属氧化物;负极:硬碳能量密度 160Wh/kg;正在研发能量密度高达 200Wh/kg的第二代电池中科海钠正极:铜基层状氧化物,磷酸钠盐,氟磷酸钠盐;负极:软碳(煤基无定形碳)2023 年新推出的方形电芯能量密度 155Wh/kg鹏辉能源正极:磷酸钒钠;负极:硬碳能量密度突破 145Wh/kg,寿命上可达 3000 周浙江钠创正极:铁酸钠;负极:硬碳能量密度 120Wh/kg,循环次数 4000 次湖南立方正极:层状氧化物;负极:硬碳能量密度 140Wh/kg,循环次数 2000 次以上贲安能源正极:普鲁士蓝;负极:钛酸盐-星空钠电正极:普鲁士蓝;负极:硬碳-山东章鼓正极:磷酸钒钠;负极:硫化亚铁工作温度范围-30C-55C江苏众钠正极:硫酸铁钠;负极:硬碳实验室内能量密度可达 160Wh/kg28 戴德梁行0.030.100.290.731.432.694.971%3%5%8%0%2%4%6%8 10152025303520192020202120222023E2024E2025E电化学储能累计装机(GW)钒电池累计装机(GW)钒电池累计渗透率(右)0.02 0.08 0.19 0.44 0.70 1.26 2.28 2%5%8 %0%5 %4681020192020202120222023E2024E2025E电化学储能新增装机(GW)钒电池新增装机(GW)钒电池新增渗透率(右)全钒液流电池是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。钒电池电能以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中,通过外接泵把电解液压入电池堆体内,在机械动力作用下,使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动,采用质子交换膜作为电池组的隔膜,电解质溶液平行流过电极表面并发生电化学反应,通过双电极板收集和传导电流,从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能。全钒液流电池具备安全性高、循环寿命长等优势,被视为大规模、长时储能的重要解决方案,主要在 4 小时及以上、百兆瓦时以上容量的储能场景进行推广,有望成为锂电池的有效补充。目前钒电池仍处于商业化初期,随着国产离子交换膜的逐步推广,膜等产品仍有较大的降本空间,预计后续在其他电堆材料(如双极板、碳毡等)也有成本优化空间。产业发展现状及趋势图 19:国内全钒液流电池装机量预测(GW)中国钒液流电池新增装机预期 中国钒液流电池年度累计装机预期 资料来源:中国储能网,CBES,戴德梁行整理3.3.3 全钒液流电池发展概况中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 2 92022 年全钒液流电池整个行业还处于商业化进程缓慢阶段,全球范围内只有日本住友电工、美国 UniEnergy Technologies、奥地利 Gildemeister 和中国大连融科能提供成熟的商业化产品。产业发展格局资料来源:中国储能网,公司官网,戴德梁行整理表 8:全钒液流电池中国企业技术布局日 本 住 友 电 工 领先的系统集成和工程应用技术 关键功能性材料和部件依赖外购图 20:钠离子电池全球产业格局美国UniEnergy Technologies 钒氧化还原电池 能量密度:15-25Wh/L 比能量:10-20W/kg奥地利 Gildemeister 全钒液流储能电池 电池系统:10kW/100kWh 和200kW/400kWh公司分类业务布局大连融科钒电池企业累计实现全钒液流电池装机容量超过 12MW,占世界总装机量的 40%国润储能钒电池企业全钒液流电池装备制造与液流电池核心隔膜材料生产北京普能钒电池企业低成本的离子交换膜、长寿命的电解液配方以及创新的电堆设计武汉南瑞 钒电池企业已全面掌握钒电池改性选型技术;研发高功率钒电池电堆和 250 千瓦/500kWh储能系统攀钢钒钛钒资源企业钒产品产量全球第一,逐步切入钒电池业务;2021 年公司生产钒制品(以 V2O5 计)4.33 万吨河钢承钢钒资源企业钒产品产能国内第二,钒电解液批量生产;2021 年钒渣产量 19.3 万吨,钒产品业务收入 17 亿元安宁股份钒资源企业主要从事钒钛铁精矿和钛精矿的开发和生产;2021 年公司生产钒钛铁精矿 141.65 万吨西部矿业钒资源企业石煤提钒新工艺已经实现投产,2021 年生产 591 吨偏钒酸铵2023 年,随着我国在长时储能、价格补偿、鼓励钒资源开发等支持政策的落地生效以及资本市场的追捧,全钒液流电池赛道创新企业涌现,推动我国全钒液流储能技术和产业发展向世界领先水平迈进。动力电池产业发展现状及发展机遇044.1 动力电池发展概况4.2 细分领域分析3 0 戴德梁行中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白皮书 3 1在双碳政策及汽车电动化趋势的驱动下,新能源汽车对燃油车加速替代,推动动力电池市场规模高速增长,2021-2025年增速达 42%,2026-2030 年年增速放缓至 20%,预计2030 年市场规模达 1584GWh。4.1 动力电池发展概况4.1 动力电池发展概况4.1 动力电池发展概况4.1.1 市场规模及预测4.1.2 产业发展格局全球动力电池产能主要来源于中日韩三国企业,动力电池主要供应商为宁德时代、比亚迪和 LG 新能源。欧洲、美国新能源汽车市场带动动力电池产能加速向整车制造扩张。截至 2022 年底,中国动力电池产能约占全球 77%。全球发展格局图 21:中国动力电池市场规模及预测(GWh)图22:2022全球动力电池主要玩家市场装机量(GWh)资料来源:SNE research,戴德梁行整理资料来源:公开资料,戴德梁行整理155219312445637763915109813181584020040060080010001200140016001800202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E7w%7%4%欧洲美国中国亚洲(除中国外)191.670.470.43827.824.32014.19.27.4CATLBYDLG松下SKSDI中创新航国轩高科欣旺达孚能科技在 2023 动力电池产业发展指数中国发展指数指标体系中,江苏、福建、广东、四川、湖北排名前五。在这五强省份内外的个别城市,新能源产业产值已经达到数千亿,向着万亿产业的目标奋进。新能源已经成为部分城市崛起的“隐藏密码”,尤其是对于一些二三线城市,是一个快速超车不容错过的机会。比如:宁德、常州、宜宾围绕动力电池发展电池全产业链;遂宁材料企业更为丰富;宁波新能源汽车产业突出等。资料来源:戴德梁行整理江苏电池材料&电池制造四川电池产能及绿色制造福建产能&技术创新能力湖北电池回收广东上游材料及后端电池回收综合各维度评价来看,在全球发展指数中,亚洲国家优势明显,中国在产业规模、创新能力、产业链完备性及可持续发展领域排名均靠前,整体指数领先优势明显。工信部装备工业发展中心主任瞿国春3 2 戴 德梁行全国发展格局4.1.3 技术发展趋势新能源汽车应用场景多元化,要求电池企业进行多元化技术储备布局,造就了当前动力电池多技术路线并行的局面。此外,动力电池市场竞争加剧叠加降成本的需要,倒逼动力电池企业和主机厂在动力电池产品性能上进行技术创新。因此,目前动力电池技术发展的主要方向包括更高能量密度、更长循环寿命以及更高安全性。基于此综合目标,动力电池技术多元化和技术创新主要体现在两个层面:一是电池材料体系持续优化改进;二是电池结构设计不断创新升级,包括电芯产品迭代升级和系统结构设计创新层出不穷。资料来源:公开资料,戴德梁行整理技术升级方向包括材料体系优化和结构设计创新负极材料石墨材料主导,向硅基材料升级封装外型方形、圆柱、软包 三大路线并行结构创新 电芯结构改造 电池结构精简电解液、隔膜液体含量逐步降低,向固态电解质发展正极材料主流材料迭代:三元材料高镍去钴 LFP 向 LMFP 升级新材料研发:富锂锰基材料等中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 3 3高能量密度:正极高镍&去钴、负极加硅、电解液向固态方向发展高性价比:磷酸铁锂、磷酸锰铁锂1.正极高镍化、无钴化:高镍去钴为正极材料主流发展方向之一。镍含量的提高能够提升正极材料的克容量,从而提升电池能量密度,不添加钴等贵金属元素能够降低成本。目前常见的NCM811电芯能量密度普遍在240-260Wh/kg 之间,但高镍低钴路线劣势在于降低了电池的倍率性能和稳定性。2.负极导入硅碳负极:当前,人造石墨和天然石墨为主流负极材料,具备更高理论容量的硅基负极成为主要研发方向。硅基负极优势明显,理论比容量高达4200mAh/g,是石墨类负极材料的十倍以上,能从各个方向提供锂离子嵌入和脱出的通道,快充性能优异。但纯硅负极单独应用存在问题,具体包括体积膨胀严重、导电性差、首效和循环性能较差、工艺复杂等,要实现大规模应用还有技术问题待解决。3.固态电池:固态电池技术的核心在于电解质的革新,最终目标是实现电解质的全固态化。与传统液态锂电池相比,固态锂电池具备能量密度高、安全性能高、电池重量低等显著优势。但全固态电池商业应用仍面临较大技术难题,如界面问题影响电池性能、固态电解质影响快充性能。1.磷酸铁锂:磷酸铁锂最大的优势是原材料价格便宜,在正常市场价格下,磷酸铁锂电池成本比三元锂电池的成本每Wh低三分之一。此外,随着电池技术的进步,磷酸铁锂电池的能量密度较以往有很大的提升,而且安全性更好。2.磷酸锰铁锂:磷酸锰铁锂可视为磷酸铁锂的升级版,在性价比上有替代磷酸铁锂的机会,能量密度提高,安全性高,理论寿命长,但电导率低,充放电能力差,循环寿命差。3 4 戴德梁行中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮 书 35050100150200250300三元锂电池装机量(GWh)磷酸铁锂电池装机量(GWh)产业发展现状及趋势产业发展格局磷酸铁锂电池凭借成本和性能提升优势、海外市场发展机遇,市场占比不断扩大,持续挤压三元锂电池市场占比,预计 2023 年中国磷酸铁锂电池装机量达 251GWh,占比 68%,三元锂电池装机量达 120GWh,占比 32%。三元和磷酸铁锂电池头部品牌呈集群分布,主要集中于华东、西南、华南等区域,其中规划产能重点分布在华东等靠近新能源汽车主机厂等下游市场地区和西南等靠近原材料区域。4.2 细分领域分析4.2 细分领域分析4.2 细分领域分析4.2.1 三元锂电池、磷酸铁锂电池发展概况图 23:中国三元锂电池和磷酸铁锂电池装机量图 24:三元锂电池和磷酸铁锂电池企业布局资料来源:公开资料,戴德梁行整理300GWh100-300Gwh0-100GWh华南西南华东华北华中宁德时代、中创新航等 15 个品牌宁德时代、中创新航等 8 个品牌宁德时代、欣旺达等 8 个品牌国轩高科、蜂巢能源等 8 个品牌宁德时代、国轩高科等 10 个品牌技术发展趋势三元锂电池:高电压化、高镍化、单晶化磷酸铁锂电池:磷酸锰铁锂和方形铁锂三元锂电池在提高能量密度方面主要有高电压化与高镍化两种技术路径,其中主要正极厂商、部分电池厂商均已在高电压正极方向进行布局,而高镍三元正极由于技术门槛较高,目前仅有头部企业宁德时代有实力开展超高镍产品相关业务。此外,为进一步提高安全性能,单晶三元材料和技术在国内市场逐步应用。磷酸铁锂电池技术方向包括材料端的磷酸锰铁锂和结构端的方形铁锂两条路线。其中,磷酸锰铁锂产业链上下游企业正在快速布局,产业化进程显著加快;方形铁锂由于头部企业封装工艺革新带来了电芯到PACK环节效率的大幅抬升,从而使能量密度得到大幅提升。关键性能指标为锰铁比例,暂无最优配比共识,业内普遍选择1:1/3:1/3:2。封装工艺革新带来了电芯到PACK 环节效率的大幅抬升,进而提升LFP的能量密度。技术方向技术特点技术难点技术突破产业化进程高压电三元正极 高电压正极以中镍三元材料为基础,通过提高其电压平台实现更多锂脱出,从而实现更高比容量和平均放电电压高电压下,三元正极材料面临晶体结构稳定性差、离子混排、不可逆相变等一系列问题,造成电池循环寿命短、热稳定性低、电解液消耗等失效行为有效的解决手段包括金属离子掺杂、构建人工包覆层、匹配高电压电解液及添加剂主要正极厂商、部分电池厂商均已在高电压正极方向进行布局,代表企业为厦钨新能、长远锂科、振华新材、中创新航等高镍三元正极 高镍三元通过不断提高镍含量增加材料比容量,目前能量密度方面 NCA NCM811 NCM622 NCM523高镍三元成本高、热稳定性差,在制备工艺及生产设备方面都有严格的要求,随着超高镍产品的研发推出,镍含量的进一步提高有其天花板成本高的改变可依赖三元一体化镍冶炼投放降低镍的成本;安全性问题可利用包覆和掺杂进行改性由于技术门槛较高,目前仅有头部企业有实力开展超高镍产品相关业务,宁德时代是唯一大批量出货高镍电池的厂商资料来源:券商研究报告,戴德梁行整理表 9:三元锂电池技术发展方向图 25:磷酸铁锂电池技术发展方向材料端:磷酸锰铁锂结构端:方形铁锂优劣势总结:优势:掺锰后电压平台从3.4V提升至4.1V(最大);理论能量密度高于LFP10-20%;低温性能提升15%劣势:导电性与倍率性能差,首圈效率低,锰溶出导致循坏寿命衰减改性技术:采用包覆、掺杂、纳米化等方式对材料进行改性产业化难点:前驱体合成难度高、工艺难度大企业布局:上下游企业快速布局,产业化进程显著加快CTP、刀片等新技术明显提升铁锂电池续航天花板 CTP、刀片通过大幅减少单体连接线束以及相关的流程工艺成本,从而大幅度提高成组效率(能量密度)头部企业凭借新的封装工艺,达到更好的成组能量密度 比亚迪LFP车型能量密度达140WH/KG,续航里程达565KM;小鹏P7LFP版较三元版便宜3.9万元,续航低100公里3 6 戴德梁行产业发展现状及趋势受新能源汽车市场需求和技术创新驱动,越来越多企业延伸或跨界布局固态电池,固态锂电池发展势头迅猛。2021-2030 年我国固态锂电池出货量高速增长,年化复合增长率达 78%,预计 2025 年固态电池出货量将超 24GWh。4.2.2 固态锂电池发展概况图 26:2021-2027 年中国固态电池出货量趋势预测(GWh)资料来源:公开资料,戴德梁行整理1.42.95.91224.438.96298.8157.5251.1050100150200250300中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 373 8 戴德梁行产业发展格局全国固态电池产能主要分布在广东、长三角、重庆、北京等有较强科研实力和完善汽车产业链布局的地区。目前全国固态电池主要有三类玩家,一是专注于全固态/半固态电池研发和生产的自主创新企业,如辉能科技、清陶新能源等凭借核心关键技术及突出的产能建设能力位居第一梯队,固态锂电池规划产能超 150GWh,此外还有卫蓝新能源、太蓝新能源、领新新能源、恩力动力等创新企业;二是锂电产业巨头,如宁德时代、比亚迪、赣锋锂业、国轩高科、亿纬锂能和孚能科技等,出于多元业务布局的考量兼顾固态电池赛道;三是广汽埃安、上汽集团、长安汽车等国内车企也自主研发或与固态电池企业战略合作实现固态电池的布局。图 27:中国固态电池市场及创新格局注:为固态锂电池产能的不完全统计,其中与锂离子电池产线重合的部分未统计在内50GWh20-50Gwh0-20GWh电子科大/伽玮股份:聚合物全固态青岛能源所PPC 聚合物宁波材料所:固态锂电子、全固态锂硫苏州清陶LLZO 固态锂电池宁德时代新能源:全固态硫化物沈阳金属所:柔性固态金属锂电池大连化物所:固态锂硫电池北大深圳院:固态电池比亚迪:固态电池上科院硅所:PEO/LLZO上海大学:氧化物固态811 所:LIPCN国防科大:聚合物全固态中科院长春硬化所:柔性固态锂空电池东北师大:PEO中科院物理所:原位固态化电池中科院化学所:新聚合物金属锂电池匠心:固态锂电池国联动力:固态电解质中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮 书 39技术发展趋势固态电解质主要有三大技术路线,其中聚合物最早实现商业化,但存在常温下电导率低、成本高等致命缺点;氧化物由于研发成本和难度相对较低,目前国内较多企业选择这一路线,有望在半固态和准固态电池中应用最快、实现规模化上车;硫化物因其优异的性能受日韩及头部企业热捧,但研发难度最大,目前仍处于开发早期。技术路线性能对比布局企业发展趋势聚合物固态电解质 材料:聚环氧乙烷、聚丙烯腈等 优点:高温下工作性能好,易大规模制备薄膜 缺点:常温下电导率低,电化学窗口窄 成本:高选择聚合物路线的以欧美企业为主,如 Solid Energy、Solid Power 高能聚合物是未来的研发方向聚合物固态电解质质量轻,易形成弹性良好的薄膜,但其离子电导率低、机械性能差,不能匹配高压正极材料氧化物固态电解质 材料:LiPON、NASICON 等 优点:循环性能良好,电化学稳定性高 缺点:材料总体电导率较低,界面接触差 成本:低国内企业较多选择氧化物路线,非薄膜型已尝试打开消费电子市场,例如清陶能源、赣锋锂业等氧化物体系因研发成本和难度相对较低,较多新玩家和国内企业选择这一路线,有望在半固态和准固态电池中应用最快、实现规模化上车硫化物固态电解质 材料:LiGPS、LiSnPS、LiSiPS 等 优点:电导率高,工作性能表现优异 缺点:易氧化,界面稳定性较差 成本:较低硫化物路线受日韩企业热捧,性能好且最适配全固态电池,但研究难度最大,布局企业包括三星 SDI、松下等硫化物体系因其优异的性能和巨大的潜力吸引实力和资本雄厚的电池玩家不断投入研发,头部玩家已有十几年的技术积累,一旦实现突破将形成高技术壁垒表 10:固态电解质三大技术路线对比中国典型产业集群案例研究055.1 福建宁德.世界锂电之都5.2 四川宜宾.中国储能产业新高地5.3 江苏常州.新能源之都40 戴德梁行中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 415.1 福建宁德5.1 5.1 福建宁德福建宁德世界锂电之都世界锂电之都世界锂电之都福建宁德.世界锂电之都福建宁德.世界锂电之都福建宁德.世界锂电之都全球最大的聚合物锂离子电池生产基地拥有宁德时代和新能源科技两大龙头企业储能电池市场占有率连续2年全球第一动力电池集群入选国家先进制造业集群规划于2022-2027年建设50处光储充检超充站引入龙头企业 ATL ATL 与宁德市蕉城区政府签订协议,建设锂电池生产项目 2007 年宁德市 GDP 仅约 460 亿元宁德时代成立 ATL 的动力电池部门剥离出来,成立了宁德时代新能源科技有限公司三十多家链条企业入驻宁德 凭借自身优势和政策东风,宁德时代成为为数不多符合汽车动力蓄电池行业规范条件的优质标的。多家链条企业为配套宁德时代的生产入驻宁德高研发投入下宁德时代逐步发展壮大 宁德时代荣登新能源独角兽第一,2017 年起其动力电池装机量连续 5 年保持全球第一,占国内锂电池装机量一半的市场份额 2017 年宁德市 GDP 增长至约 1908 亿元,锂电新能源产业实现产值 358.37亿元、增加值 151.59 亿元、均增长 37.5%宁德时代上市 2018 年 6 月 11 日正式登入 A 股创业板,从创立到上市用时仅 7 年时间,创出 A 股史上从成立到上市最短时间的历史记录以宁德时代为核心的产业集群发展壮大 2021 年 5 月 31 日宁德时代市值首次突破万亿,最高达 1.68 万亿元 依托宁德时代,宁德市逐渐引入了一批锂电池产业链上下游企业 2022 年宁德市 GDP 增长至 3554.6 亿元,经济总量由福建省第八位跃升至第五位,锂电新能源产业成为第二个千亿产业集群2007 年2011 年2015 年2017 年2018 年2021 年以后围绕赤鉴湖,宁德时代已建立湖东基地、湖西一期和二期基地,再向外延伸的车里湾蕉城时代、福鼎时代生产基地。宁德市生产基地产能规划共171GWh,能供应约 220 万辆电动汽车。湖西生产基地锂离子电池生产40GWh湖东生产基地锂离子动力电池生产26GWh车里湾生产基地锂离子动力及储能电池生产 45GWh福鼎生产基地动力电池生 60GWh资料来源:公开资料,戴德梁行整理图 28:宁德时代生产基地布局42 戴德梁行5.1.1 发展历程5.1.2 宁德时代布局代表性园区国家级东侨经济技术开发区:产业:推动产业发展,突显集群效益。按照“一核两翼多元”的目标,逐步形成以锂电新能源为核心,生物科技和食品加工组成的大健康及电机电器智能装备制造的产业格局。招商:加快招商引资,不断延伸产业链。推行“全员招商”、“链长制招商”,推进用地项目前期服务。创新:坚持创新驱动,打牢科创根基。2021 年,全区获批专利授权 405 件,增长 37.8%,每万人发明专利拥有量提升至 17.63 件,远超全市平均水平,PCT 国际专利申请 642 件,位居全省第一。空间:“一轴两区四组团”空间布局:以福宁路为轴,贯通南北两区,由北向南串起锂电小镇组团、井濂生产性服务组团、东兰商务集聚组团、金塔商圈商贸组团。以宁德时代(CATL)和新能源科技(ATL)为核心,重点加快动力类、储能类锂离子电池重大关键材料的研究开发及产业化,促进带动锂电池上游原材料供应商集聚发展和下游 5G 智能产品、储能、特种车辆、电动船舶等终端应用,打造锂电池从“原料-生产-回收利用”的闭合循环产业链。在龙头企业落地后,宁德市围绕龙头企业上下游企业进行招商引资,目前宁德已经形成了锂电新能源、新能源汽车、不锈钢新材料、铜材料四大主导产业集群。未来将继续以龙头企业和优惠政策为主要抓手,形成“以锂电池和 PACK 制造为核心,突破发展新能源整车,辅助以高端装备、电机电控等关联产业,突出产业链条延伸,鼓励集聚发展、优势互补”的产业链格局。图 29:东侨经济技术开发区空间布局图 30:宁德市产业体系“一轴两区四组团”空间发展格局通过招引龙头企业吸引产业链上下游入驻,最终形成优势产业集群资料来源:政府官网,戴德梁行整理资料来源:政府官网,戴德梁行整理不锈钢新材料铜材料锂电新能源新能源汽车汽车配件动力电池正极材料重要材料重要材料动力电池回收镍、钴中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 4 35.1.3 代表性园区5.1.4 集群发展借鉴点44 戴德梁行 在龙头企业自主创新引领下,宁德市锂电新能源产业形成了一支涵盖材料研发、产品开发、工程设计、测试验证、生产制造等领域的研发团队,承担了国家多项研究课题。依托宁德时代等龙头企业,宁德建成了全国唯一、亚洲最大的电化学储能技术国家工程研究中心和中国福建能源器件科学与技术创新实验室(宁德时代 21C 创新实验室),汇聚了国家高层次人才、学术领军人才和高端产业人才在内的 1.8 万多名科技研发人员,为储能产业创新发展打下坚实基础。多年来,宁德时代始终保持高额研发投入,在电池材料、电池系统、电池回收等产业链关键领域建立核心技术优势及可持续研发能力。2022 年宁德时代研发投入 155.1 亿元,同比增长 101.6%。21C 实验室是宁德时代研发环节中的重要机构之一。实验室聚焦于能源存储转化领域的前沿基础问题研究,以新储能材料化学体系、新储能系统设计与工程、新储能系统应用场景为三大主攻方向,以先进材料与器件、先进方法与装备、产业建设体系、能源政策智库为四大支撑方向。目前已成功申请专利 6000 多件,并发布了钠离子电池。宁德时代促成宁德打造“全球最大聚合物锂离子电池生产基地 明确招商方向:宁德市政府主动强化与龙头企业的战略对接,全面梳理产业链缺失环节,按照“产业地图”精准施力,推动产业全链条聚群式发展。多元招商模式:通过“一把手”招商、以商招商、产业链招商、“龙头”招商、小分队招商等模式,聚焦产业链高端项目、龙头项目、服务型制造项目,开展常态化项目对接工作,并通过强化政企联动、市县联动、部门联动等措施,确保及时、精准地提供项目落地服务。畅通招商机制:按照“一个产业一个工作专班、一个发展规划、一套招商政策、一批重点跟踪项目”四个一工作机制,成立工作专班,由常务副市长任组长,全力推进落地项目建成投产。优化招商服务:针对企业用工、用地困难等问题,建设了人力资源服务产业园、锂电新能源产业供应商服务中心、标准化厂房等配套设施,为企业提供拎包入驻办公服务。宁德市先后出台“锂电新能源七条”及其修订版、“进一步营造良好营商环境促进企业家健康成长工作通知”、“降低企业成本减轻企业负担工作方案”等政策,从生产要素保障、扶持项目增产增效、破解筹融资难题、降低生产交易成本、优化审批服务、支持企业家成长等方面入手,大力推进锂电新能源产业健康发展。鼓励企业加大研发创新,构建一批创新平台和载体按照“产业地图”精准招商,打造“宁德服务”模式出台“锂电新能源七条”,加速企业和人才落位宁德企业自主创新案例中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮 书 4 5政策维度政策来源集约用地用地规模 50 亩以下且投资强度低于 400 万元/亩的项目鼓励进驻标准厂房;对于自建工业厂房的产业链企业,鼓励建设多层厂房,对于建设4层厂房以上(含)的企业,由受益财政给予货梯购买价格(含安装费,不含税)不超过 50%的补助,单个企业货梯补助不超过 200 万元设备投资补助总投资达 5000 万元以上的新建项目(含技改),在项目建设有效期内,由受益财政按其生产设备购置金额(以完税发票为依据,不含税)的 5%给予补助,单一企业最高限额 2000 万元,补助资金自项目投产年度起 3 年内等比例分年度兑现项目达产达效从企业在措施有效期投产年度起连续 5 年内,企业年产值不低于 1000 万元/亩且年地方级收入达到20 万元/亩的(蕉城区和东侨开发区地方级收入达到 25 万元/亩),由受益财政按不超过 8 万元/亩奖励(蕉城区和东侨开发区受益财政按不超过10万元/亩);年地方级收入超过20万元/亩以上(蕉城区和东侨开发区地方级收入超过 25 万元/亩以上)按每亩每增加 5 万元,由受益财政再叠加给予不超过 2.5 万元/亩奖励费用减免经所在地政府确认的锂电新能源产业链工业项目,按规定给予基础设施配套费免征支持技术创新对新获评“国家级企业技术中心”“国家级重点实验室”“国家工程(技术)研究中心”“中国质量奖”的企业,由受益财政分别给予200万元的一次性奖励;对新获得“驰名商标”“省政府质量奖”的企业,由受益财政分别给予100万元的一次性奖励;对新获评“省级企业技术中心”“省(部)级重点实验室”“省级(企业)工程(技术)研究中心”的企业,由受益财政分别给予 50 万元的一次性奖励引才引智鼓励企业大力引进锂电新能源产业急需、紧缺专业技术人才,由受益财政给予引进人才每年 2 万元/人补贴,单个企业补贴人才数按企业年产值 1 亿元给予 1 个标准计算,单个企业人才补贴不超过 20 万元金融资金支持优先争取福建省技术改造项目融资支持专项政策,支持企业技改扩能升级;鼓励国有企业探索成立新能源产业链项目股权基金,跟进项目投资,支持企业加快发展表 11:宁德市促进锂电新能源产业链发展的七条措施(修订)46 戴德梁行丰富的绿电资源和低廉的电价成本“1 N”动力电池绿色闭环全产业链生态圈2022年动力电池产业总产值889亿元,增长4.5倍被授予“中国储能产业新高地”称号5.2 四川宜宾5.2 5.2 四川宜宾四川宜宾中国储能产业新高地中国储能产业新高地中国储能产业新高地中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 47经济陷入低迷,传统产业支撑不足 白酒、化工轻纺两大传统优势产业陷入发展瓶颈提出“产业发展双驱动”战略 宜宾第五次人大代表提出巩固传统行业,加快新兴产业的发展与朵唯手机联手,智能终端产业雏形显现 与朵唯手机签署合作协议,宜宾智能终端产业就此起步,至今吸引200 多个相关项目落地产研模式开始落地 四川轻化工大学宜宾校区建成投用,双城建设开始,并陆续增加高校 12 所宁德时代落子宜宾,动力电池产业集群起步 宁德时代投建年产 235GWh 的全球最大单体动力电池生产基地项目,龙头带动之下,动力电池产业链上下游企业逐步集聚世界动力电池大会在宜宾举行,签约一批动力电池相关项目,助力宜宾建设“动力电池之都”2013 年后2016 年2017 年 1 月2017 年 5 月2019 年 9 月2022 年 7 月2023 年 6 月被中国电池工业协会授予“中国储能产业新高地”称号;叙州新区规划 3 平方公里的千亿级储能产业园区5.2.1 发展历程48 戴德梁行三江新区临港经济技术开发区东部产业园:产业:以动力为引擎,驱动产业发展。坐拥全球最大的单个动力电池生产基地,未来片区将以动力电池产业为核心引擎,逐步形成“新能源 智能装备制造”的产业格局,带动动力电池及其结构件、通用航空、新能源智能装备及高端装备产业发展。招商:发挥片区资源优势,实现产业链精准招商。依托本地锂业企业吸引链主宁德时代布局,再以链主企业为核心,实现从基础锂盐到正负极材料、结构件等 6 大电池组件以及生产装备等产业链的全覆盖。配套:完善生产及生活配套及服务,推动片区向产城融合的城市社区转变。建设全国首座集光伏发电、储能应用、充换电、低碳交通换乘为一体的花园式国际化能源港和集商业、文体娱乐、卫生、教育等于一体的邻里中心等配套项目,推动片区从生产型园区向覆盖生产生活、休闲娱乐的多元化产城融合城市社区转变。名片:零碳示范工厂 全球盛事,彰显区域影响力。充分发挥片区绿电资源优势,落地能源港、全球首家电池零碳工厂-宁德时代宜宾工厂等零碳示范项目,积极争取 2023 世界动力电池大会会址落户,以样板间 盛事双驱动,向全球昭示宜宾在动力电池产业的影响力。充分利用自然资源优势发展新能源产业 天然绿电资源丰富。宜宾地处金沙江、岷江、长江三江汇合之处,每年发电量超300亿千瓦时,其中逾七成为水电,电价相较东部沿海工业用电低 50%,为原料和动力电池生产企业带来显著的成本优势。此外,绿电属性减少了动力电池生产全过程的碳排放,满足了国内外市场对电池生产碳足迹的要求,“零碳工厂”接连布局。四川省内锂辉石矿储量丰富(占世界矿石锂 6.1%、全国 57%),并且锂盐材料环节企业众多。宜宾充分把握省内锂矿资源优势,积极与甘孜州、阿坝州等地签订跨区域协同发展合作协议,积极推进锂矿资源勘探开发,弥补与重庆、成都在产业基础上的差距。页岩气产量常年居全国前列,全省首位。截至 2022 年,宜宾市页岩气探明储量超过 2 万亿方,为动力电池、钒钛、新能源汽车等新能源应用产业发展提供原料支持。5.2.2 代表性园区5.2.3 集群发展借鉴点中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 49规划设立临港经济区,软硬兼施、以凤引龙实现产业建圈强链 规划建立临港经济技术开发区,快速完成基础城市建设,借助川南港口和四川南大门的区位优势以及国家级经济技术开发区政策发展港口贸易相关产业,拉动人口及企业集聚,随后陆续吸引新能源、智能终端、交通装备制造等产业在临港区域集聚。依托本地材料企业吸引链主企业宁德时代先后投资上游材料项目、布局全资子公司“四川时代”。以四川时代链主企业为核心,实现了基础锂盐到正负极材料、结构件等 6 大电池组件以及导电浆料、生产装备等产业链的全覆盖,初步建成了全球一流动力电池产业集群。2018 年 11 月,本地企业天华超净与宁德时代共同投资上游材料项目“天宜锂业”,为宁德时代碳酸锂和氢氧化锂产品的优先供应商。2019 年 9 月。宁德时代在宜宾成立全资子公司“四川时代”,并先后建立了西南总部、生产基地、国际培训中心、新能源学院和新能源产业基金等全产业生态,宜宾成为宁德时代中国第二大产能布局区域。宁德时代在宜宾布局全国第二大产能基地以凤引龙案例聚集高教资源,推动研发创新及产教融合雄厚国资为基,以投促引服务企业落地壮大 吸引高校云集,提升区域创新水平:宜宾已与 18 所高校签订合作协议,吸引如四川大学、电子科技大学、西南交通大学、成都理工大学等高水平大学入驻,跃升为“四川高校第二城”,为片区提供优质人才及创新资源。构建校企合作的“产学研”发展基础:与 15 所高校签署落地协议,如中国人民大学、同济大学、哈尔滨工业大学等名校,共建产教融合的实训基地、产教联盟等,推动科研成果转化孵化及产业化应用,实现科教产融合发展。建立产业基金群平台,设立总规模超 300 亿元的产业基金 24 支,其中电池相关基金占总资金的一半以上,为重大项目落地提供资金支持。积极推动市属国企与中金资本、IDG 资本、力合资本和武岳峰等头部社会资本合作组建产业发展基金,利用头部基金持续挖掘潜力项目,综合使用直接入股、融资租赁、担保贷款等各种金融手段,深度参与新兴产业发展。依托五粮液为代表的地方国资企业的财税贡献和归母净利润,实现从土地平整、水电供应等基础设施建设,到人才政策、医疗消防等运营保障,再到产业引导基金、公共技术研发平台等体系化的产业措施的不间断海量资金投入。吉林大学宜宾研究院自 2019 年 10 月正式落地宜宾以来,充分发挥桥梁作用,积极促进宜宾市与吉林大学校本部的沟通交流,在智慧新能源汽车、页岩气勘探开发等相关研究领域助推宜宾产业高质量发展。借助宜宾地热资源丰富,地下水充沛等优势,结合吉林大学自身在地质类专业的优势,开展研究填补空白。以课题形式与企业、政府合作,例如对四川宜宾地热资源调研报告进行整理并向市有关部门呈报,提出了进一步开发和利用地热资源的建议。与吉林大学共建宜宾研究院高校合作案例5 0 戴德梁行江苏常州.新能源之都江苏常州.新能源之都江苏常州.新能源之都新能源产业集聚度最高的五大城市之一新能源领域产值突破5000亿元动力电池产销量居全国第一,独占全国1/5拥有4家国内动力电池装机量排名前五的企业5.3 江苏常州5.3 5.3 江苏常州江苏常州新能源之都新能源之都新能源之都江苏常州.新能源之都江苏常州.新能源之都江苏常州.新能源之都强化顶层设计 20 世纪 50 年代至 21 世纪初期,常州的变压器制造、电线电缆产业、光伏产业逐步积累,推动其 2010 年左右动力电池领域的加速发展 2013 年,常州从顶层设计出发,明确新能源汽车及动力电池等产业链的建设工作引入中创新航 常州引进的第一家动力电池企业中航锂电(现为“中创新航”)落户 中创新航后成为第一家成功登陆港股的新能源电池龙头企业宁德时代落地 宁德时代全资子公司江苏时代在溧阳成立,已成为宁德时代总部以外最大的子公司 常州首家入选世界经济论坛(WEF)“灯塔工厂”的企业引进理想汽车 仍处于创业阶段的理想寻找生产基地,最终常州武进高新区以“厂房代建 招投结合”的创新模式成功落地理想汽车常州工厂蜂巢能源落户 金坛区拨付 2 亿元产业扶持资金,吸引了源自于长城汽车的蜂巢能源落户 2022 年、2023 年常州市入选全球独角兽榜单比亚迪设厂 新能源汽车龙头企业比亚迪选择在常州新北区设厂 常州形成了“北有比亚迪、南有理想”的新能源产业发展格局2013 年2015 年2016 年2018 年2019 年中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 515.3.1 发展历程52 戴德梁行溧阳高新区:产业:聚力做强新兴产业体系,打造亿级产业集群。溧阳高新区聚力围绕动力电池、高端不锈钢,智能电网、智能装备制造产业,打造“2 2 X”先进制造产业集群体系,目标形成 2 个千亿产业集群、2 个五百亿产业集群以及若干特色百亿产业集群。招商:链主龙头企业牵引,聚焦方向强链延链。依托江苏时代、上汽时代、宁德时代等龙头企业的领军效应,大力开展产业链招商,通过强链、补链、延链,集聚了 80 多家动力电池上下游企业,覆盖动力电池完整链条环节,成为国内产业链完备、产出规模最大的动力电池产业基地。创新:多点支撑创新,打造产业生态。聚焦锚定的产业方向,致力打造原始创新、技术培育、工程放大、产业孵化的创新发展全链条。配套:打造科产城融合样板,提升城市整体品质。围绕园区内的高层次人才、技能人才需求,从住房、医疗、学校、商业等角度全面提升城市功能适配性,打造人才安居城市氛围。2009 年,国家开始提出新能源汽车战略,常州结合其上世纪积累的长江、常州、先飞等乘用车产业的基础,开始布局新能源汽车以及动力电池产业,并通过政策支持、应用试点、招引人才和企业等方式,从上位规划到有效落地,在多方面进行聚力以坚定其产业发展战略,有效促进了产业的蓬勃发展。溧阳市金坛区武进区新北区钟楼区天宁区溧阳高新区 2011 年,世界级电池研发生产厂商美国波士顿电池公司选择了在溧阳投资建设亚洲最大的超级电芯工厂,美国波士顿电池公司也是中国大陆第一个电芯生产厂商。项目2013年正式投产,虽然后续该家企业破产,但作为溧阳高新区首个动力电池项目,该项目让大家看到了动力电池产业的发展潜力,为后续产业发展积累了认知基础和实践经验,而后高新区坚定此产业方向,相继引进了科达利、普莱德、时代上汽等动力电池产业相关项目,并成功打造了国内领先的动力电池产业集群。常州是较早通过政府参投新能源车企布局新能源汽车产业的城市之一,早在 2016 年,常州武进在 2016年就参投了理想汽车,而上海、合肥、南京等城市则集中在 2018-2021 年陆续参投。美国波士顿电池公司落户常州溧阳前瞻入局新能源汽车具体案例5.3.2 代表性园区5.3.3 集群发展借鉴点前瞻布局,坚定落实战略中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮 书 53在招商引资方面积极挖掘潜力项目,保持着“敢为人先”的开放思维,勇于创新招商模式,充分发挥国资平台、资本运作的招商功能,依托当地政府参与设立的产业投资基金等方式,成功引入中创新航、理想汽车、蜂巢能源等新能源汽车产业链的龙头企业。通过设立院士工作站、创新驿站、产业协同创新联合体、共建研究院、技术创新中心、成果转化基地等平台,促进更多科创人才、创业团队、重大项目成果落地。溧阳高新区拥有中科院物理所长三角研究中心、上海交大溧阳智能制造研究院、东南大学溧阳研究院、重庆大学溧阳智慧城市研究院等,目前已累计孵化超 30 家硬科技动力电池企业,有效集聚科技成果转化类科创型企业 200 多家。园区的科创能力与资源已成为其高质量发展的关键动能和最大底气。受国家补贴政策调整、企业市场判断不足等内外部因素影响,中航锂电自 2017 年起接连出现大额亏损,2018 年初,常州市金坛区在对中国新能源汽车动力电池产业发展前景进行深入分析后,决定通过资本运作一举“抄底”中航锂电。中航锂电总部落户常州金坛后,金坛区通过各种手段持续作价增资,目前累计投入超 50 亿元,并推动企业深化改革,最终助力企业走向行业发展巅峰,中航锂电后更名为中创新航,最终于 2022 年 10 月 6 日在港交所上市,完成从濒临破产到风光上市的绝地反击。2016 年,成立不到一年时间的理想汽车带着“三页 PPT”来到了常州寻找生产基地,当时的理想还停留在构想阶段,但常州敢于采取“厂房代建 招投结合”的创新模式,通过常州武进产业基金参投理想汽车 7.8 亿元,成功引入理想汽车第一家整车工厂。2022 年,理想汽车核心零部件产业园继续落户常州,进一步推动理想汽车供应链企业就近配套。常州金坛果断入局,中航锂电绝地反击“厂房代建 招投结合”引入理想汽车常州工厂具体案例敢为人先,勇于创新招商模式搭建高能级科创平台,塑造发展新动能中国储能产业集群发展建议与展望066.1 储能产业现阶段发展障碍6.2 储能产业集群发展建议与展望5 4 戴德梁行中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 55储能作为一个具有“高确定性”的新兴行业,整个行业正处在快速发展的商业化初期,近年来一直上演着“冰与火”之歌:一方面,巨大的市场发展潜力吸引大批玩家进入并持续“放招”;但另一方面,模糊的商业模式和市场运营机制、尚嫌高昂的成本和欠缺的安全标准,又阻碍了储能产业的发展步伐。1.虽然相关政策明确了储能独立的市场主体身份,也对储能容量价值予以肯定,但是储能在电力系统体现的市场机制价值并未完全体现。2.当储能进入电力系统市场时,优化了能源结构,降低了能源损耗,但其收益主要来自削峰平谷的价差,并未实现“谁受益,谁付费”的原则,缺乏标准的电力辅助市场机制及市场化体系。3.恶性低价竞争蔓延,运营安全警钟频频敲响,市场不断上演“劣币驱逐良币”现象。1.当前的电力市场设计、电力体制都缺乏对储能快速发展的足够响应,储能产业发展与相关能源企业发展相捆绑,使储能成本内部化。2.不同业态和应用市场,储能所提供的灵活性价值以及给各类主体带来的收益也存在差异,使得相关政府部门在设计储能政策时面临困难。1.除抽水蓄能外,其它类型的储能技术仍处于起步阶段,未有大规模的标准化应用过程,需要持续研发和工程优化。2.储能行业发展“短期看政策,长期看成本”。降成本是开启新型储能产业宝藏的关键钥匙。电化学电池技术,可以通过材料、结构、工艺创新以及规模化生产,不断降低原材料生产成本、制造成本,并提升产品的安全性、能量密度及使用寿命等性能。3.由于缺乏有效的行业安全标准规范、项目系统集成水平偏低等因素,储能电站仍然存在安全风险隐患,且由于尚未实现规模化发展,储能成本仍较高。6.1 储能产业现阶段发展障碍6.1 储能产业现阶段发展障碍6.1 储能产业现阶段发展障碍市场运营问题技术壁垒问题政策设计问题储能电池技术朝多样性发展。为了应对不同应用场景下的不同需求,储能技术路线朝多元化方向发展,新型锂离子电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气、氢储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究等百花齐放,因此,各地需要结合自身产业基础,选择不同应用场景下的最优技术路径。储能多场景需求爆发。双碳战略下,全球能源结构调整势在必行,储能在不同场景下发挥作用,需求将迎来爆发式增长,工商业储能、户用储能将维持较高增速,具有持续性的产业发展机会。要加大招商引资力度,积极培育、引进对产业集群发展有显著带动作用的龙头企业。充分发挥龙头企业的“吸磁效应”,积极引导上下游原材料及配套产业不断集聚,延伸产业链条,带动储能产业龙头及配套企业共同发展,构建“龙头引领有力、链条上下贯通、集群高效协同”的产业生态圈。依托当地及周边储能产业发展基础和资源条件,针对重点企业加大招商引资力度,研究制定政策补贴标准,对于龙头企业的重大项目,可采取“一企一策”“一事一议”的方式,在用地、税收、建设、设备投入、用电等方面予以支持。尽可能为本地储能企业创造市场需求场景,增加储能技术的商业化机会。首先,针对储能项目的政府补贴政策应涵盖多种形式,包括资金支持、税收减免、电价补贴等,促进关键领域和关键项目中的储能技术的发展,例如在电网调度、可再生能源消纳、微电网建设等方面给予优先支持和政策激励;其次,鼓励企业、科研机构、电力公司等各方共同研究和推进储能技术的商业化应用;还有,在推动储能技术商业化的过程中,需要协调不同部门和利益相关方的共同参与,如能源、电力、环境等部门。6.2 储能产业集群发展 建议与展望6.2 储能产业集群发展6.2 储能产业集群发展 建议与展望 建议与展望 1、明确产业定位,瞄准技术发展趋势2、坚持龙头引领,打造产业生态圈3、创造本地需求,孵化企业成长壮大5 6 戴德梁行通过设立专项资金、推动科研机构与企业合作等方式,促进储能技术的创新与应用。设立储能技术研发基地,建立开放共享的研发平台。鼓励企业和科研机构进行关键技术的突破和创新。政府可以提供知识产权保护和技术转移支持,鼓励企业进行自主创新,并加大对科研机构的支持力度,推动科研成果的转化和产业化。伴随储能产业扩产潮的高涨,行业用人需求呈井喷式增长,经验丰富的高端人才却可遇而不可求,造就了人才的结构性紧缺。此外,储能行业技术更新迭代很快,又在多方面的应用场景中使用,其电池生产制造的技术不言而喻,人才的技术要求是企业实现产品量产的一大体现。政府还可以设立奖励机制,激励优秀科研人员和企业在储能技术领域取得重大突破,提高技术创新的积极性和主动性。建议政府引导支持,推动头部企业与高校、科研院所等深度合作,作为招引高端人才的平台也是可行性路径,为产业集群输送人才。近期国内各地方政府对相关项目招商引资激战正酣,为推动产业高质量跨越式发展,纷纷出台了系列政策组合拳,主要着力于以下几点:重点项目土地政策:加快重点项目土地供应,为储能及动力电池产业优先预留土地;降低企业用地成本,对动力电池、储能(工业储能)、储能电池等重点产业项目按低于土地基准价挂牌。产业发展政策:包括建立储能及动力电池产业专项基金、政府加大锂电设备等重大设备购置补贴、政府对储能及动力电池产业相关科技服务加大采购支持等。创新支持政策:包括国家级、省市级双创项目申报优先支持和奖励、科技创新成果转移转化奖励、对孵化平台免征房产税、土地使用税等。人才引培政策:例如创新创业人才资金配套支持、高端人才个人所得税按比例返还、住房、落户及子女入学等优惠政策等。财税奖励政策:例如招商项目落地奖励、税收优惠、给予若干一次性财政奖励等。4、加大研发投入,突破技术创新壁垒5、构建人才高地,提升人才供给能力6、强化政策扶持,加快招商引资中 国 储 能(含 动 力 电 池)产 业 集 群 发 展 白 皮书 575 8 戴德梁行关于戴德梁行戴德梁行是享誉全球的房地产服务和咨询顾问公司,通过兼具本土洞察与全球视野的房地产解决方案为客户创造卓越价值。戴德梁行遍布全球60多个国家,设有400多个办公室,拥有52,000名专业员工。在大中华区,23家分公司合力引领市场发展。2023年公司全球营业收入达95亿美元,核心业务涵盖估价及顾问服务、策略发展顾问、项目管理服务、资本市场、项目及企业服务、产业地产、商业地产等。戴德梁行拥有多元化、平等和包容性的企业文化,在可持续发展等领域表现卓越,赢得众多行业重磅奖项和至高荣誉。更多详情,请浏览或关注我们的官方微信(戴德梁行)。免责声明 2024 戴德梁行。版权所有。本报告中所包含的信息从多个被认为是可靠的来源收集,包括由戴德梁行委托完成的报告。本报告仅供信息参考之用,其中可能包含错误或遗漏;本报告不对其准确性作出任何保证或声明。本报告中的任何内容均不得被视为CWK证券未来表现的指标。您不应基于此处的观点,购买或出售CWK或任何其他公司的证券。CWK对于基于本报告所包含的信息所购买或出售的证券,概不负责。您在浏览本报告时,即放弃因报告中信息的准确性、完整性、充分性或您使用报告中包含的信息而对CWK以及CWK的关联公司、高级职员、董事、雇员、代理人、顾问和代表提出任何索赔。戴德梁行 2024年本研究报告由华南区策略发展顾问部高级董事、东莞公司负责人张国华带领策略发展顾问团队撰写。如对我们的研究有任何问题,欢迎垂询:扫描二维码订阅 戴德梁行大中华区更多研究报告陶汝鸿大中华区副总裁大中华区策略发展顾问部主管侍大卫董事总经理大中华区可持续发展服务平台联席主管中国区项目管理服务部主管黄衍维执行董事亚太区可持续发展服务平台主管大中华区估价及顾问服务部咨询服务主管业务联系人作者张国华华南区策略发展顾问部高级董事、东莞公司负责人 86 135 0159 8728 H陈家辉大中华区估价及顾问服务部主管、董事总经理苏智渊中国区产业地产部主管、董事总经理李志荣环球董事、大中华区副总裁、大中华区资本市场部主管

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    免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。1 证券研究报告 基础材料基础材料/能源能源 绿氢:化工重要血液,未来空间广阔绿氢:化工重要血液,未来空间广阔 华泰研究华泰研究 基础化工.

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  • 中能传媒研究院:2024国际氢能市场动向与投资形势分析报告(19页).pdf

    国际氢能市场动向与投资形势分析 中能传媒研究院 2024 年 4 月 目 录 一、国际氢能市场动向分析.1(一)欧洲:视氢能为能源转型的重要部分.1(二)美洲:积极寻求绿氢出口机会.3(三)中东:绿氢迎来巨大发展机遇.4(四)非洲:谋求面向欧洲的氢能合作.5(五)亚洲:发展氢能的出发点各有不同.6 二、氢能产业链现状及投融资形势分析.7(一)市场整体融资规模基本保持稳定.7(二)多元化融资渠道激发投资活力.9(三)可再生能源制取绿氢成为投资热点.12(四)电解槽和核心材料成为融资新风向.12(五)输氢管道投资拉动效益显著.14(六)氢燃料电池公司盈利能力存挑战.15 1 在复杂多变的国际环境下,全球能源产业布局调整给氢能发展带来新机遇。国际氢能委员会与管理咨询公司麦肯锡联合发布的分析报告氢能洞察 2023显示,随着全球氢能产业强势增长,到 2030 年全球氢能直接投资额有望达 3200亿美元。中国产业发展促进会氢能分会发布的国际氢能技术与产业发展研究报告 2023预测,2050 年全球氢能需求将增至目前的 10 倍,届时氢能产业链产值将超过 2.5 万亿美元。巨大市场预期进一步推升各路资本对氢能产业链的关注度。然而部分正在融资的氢能企业面临融资难度增加、融资周期拉长、交易对价降低、交易附加条件多等情况。氢能企业需要更清晰地认识当前形势并及时进行有效应对。本文对近期世界主要国家和地区氢能发展走向及变化进行分析,基于现阶段我国氢能产业链现状及趋势,研判产业投融资方向。研究认为,上游环节成为氢能产业投融资扩容的新增长极,电解水制氢产业链企业的融资均聚焦于核心材料领域,以燃料电池制备为主体的中游环节是资本重仓的热点领域,输氢管道投资拉动效益显著。一一、国际氢能市场动向分析国际氢能市场动向分析 基于对能源安全、技术掌控、经济可持续发展、低碳国际秩序制定等深层次的战略考量,近年世界主要国家和地区重新认识了氢能发展潜力,纷纷优化调整氢能发展战略,大幅提高氢能发展目标,拓展氢能发展路径,同时各国也注意到使用低碳氢的重要性,加快核心技术装备研发、标准认证体系建设和国际氢能合作。(一)(一)欧洲:视氢能为能源转型的重要部分欧洲:视氢能为能源转型的重要部分 欧洲国家致力于加速氢能本土化布局,扩展全球供应。乌克兰危机发生后,氢能更成为欧洲能源转型战略中的重要部分。近年来,欧盟采取多项举措以加快氢能市场的发展,包括绿色交易、REPowerEU 计划、清洁氢伙伴关系和欧洲氢银行等。一方面,欧盟着力提升本土可再生氢能制取能力和装备制造能力。2022 年 5月,欧盟委员会发布了 REPowerEU 计划,提出到 2030 年实现可再生氢能本地生产 1000 万吨、进口 1000 万吨的目标,即 2030 年欧盟可再生氢能需求将达到2000 万吨,比 2020 年版战略目标翻了一番。欧盟委员会于 2023 年 3 月发布了欧洲氢能银行计划,以完成 REPowerEU 计划目标。11 月 23 日,欧盟委员会正2 式启动欧洲氢能银行的首轮拍卖活动,通过创新基金提供 8 亿欧元支持绿氢项目生产。另一方面,欧盟着力提升氢气进口能力。欧盟发展氢能的优势在于其既有核心技术、应用场景,也有资金保障,短板则在于氢源。欧洲国家无法实现氢自给,相关基础设施建设仍需加强。由于安全原因,欧盟排除了东部邻近地区在短期和中期内成为贸易伙伴的可能性,而是积极探索与非洲,特别是北非地区合作实施绿氢项目的可能性。欧盟要求促进与南部和东部邻国合作伙伴在制氢方面的合作,2024 年将实现制氢产能达到 40 吉瓦的目标,并向欧盟出口。同时,欧盟允许在天然气网络中掺入最多 20%的低碳氢,引导鼓励天然气管道掺氢及跨国纯氢管道运输。近日,欧盟委员会发表声明称,为加速摆脱对进口天然气的依赖,已批准法国、德国、意大利等 7 个成员国为氢能基础设施建设提供高达 69 亿欧元的资金支持,预计还将带动超过 54 亿欧元的私人投资。这一名为“IPCEL Hy2Infra”的计划是第三个欧洲共同利益重点项目。2022 年 7 月、9 月,欧盟委员会先后在欧洲共同利益重点项目机制下批准推出两项补贴计划,以推动氢价值链创新技术和工业流程氢利用的进程。此外,俄罗斯、乌克兰在氢气生产和出口方面竞争优势明显。紧邻亚洲和欧洲的地理优势和成熟的天然气贸易关系,使俄罗斯、乌克兰在向上述两个市场出口氢能方面具备优势。然而,地缘政治和安全环境的改变已对未来氢气市场的重点和机遇产生了重大影响。俄罗斯在 2035 能源战略 中提出,到 2035 年氢能出口能力达到 200 万吨,旨在成为氢气出口方面的全球领先者。与此同时,俄罗斯政府还计划提供激励措施,如提供国家补贴,以帮助支付试点项目和必要的科研费用。但面临政策导向调整的迫切需求,欧洲市场已不再是一个可行选项,俄罗斯发展氢能重心“由西向东”转移,目前正专注于与中国、印度等亚洲国家开展相关合作,尽管这两个国家目前尚未成为主要的氢气需求和进口中心。乌克兰方面则于 2022 年 6 月就开始谋划大力发展绿氢,为欧洲及美国输送清洁能源。欧盟为完成 2030 年氢气进口目标,试图从北海地区、地中海南部和乌克兰建立三个主要的氢进口走廊。因此,乌克兰在欧盟的氢气进口计划中仍可发挥重要作用,目前已宣布多个跨境氢项目。3(二)(二)美洲:积极寻求绿氢出口机会美洲:积极寻求绿氢出口机会 在美洲地区,美国方面细化发展目标,氢能路径更为清晰。按照美国能源部发布的国家清洁氢能战略与路线图,2030、2040 和 2050 年美国国内氢需求将分别升至每年 1000 万吨、2000 万吨和 5000 万吨,同时 2030 年与 2035 年前分别将制氢成本降至 2 美元/千克和 1 美元/千克。在氢能产业发展方向上,美国重点聚焦清洁氢能发展和未来应用场景。为加速低成本、清洁氢的商业化应用,美国政府宣布将投资 70 亿美元建设 7 个区域清洁氢能中心。据相关预测,美国可能会在 2027 年开始以氨的形式出口清洁氢,并可能在 2030 年成为最大的出口国之一。目前美国的清洁氢气市场还处于起步阶段,需要更多的投资和支持来推动其发展,这也是美国投入巨资的重要原因。需要指出的是,在拉美地区,巴西和智利是其最具前景的氢能市场。近年来巴西在可再生能源领域成为拉美地区的领头羊,数据显示,巴西 2022 年可再生能源发电量创 10 年来新高。该国在发展氢气产业方面条件得天独厚,特别是巴西东北部地区的天然条件,私营部门和州政府已计划在东北部开发绿氢中心。据悉,巴西正在规划投资 300 亿美元开发绿氢项目,预计该国潜在产量为 18 亿吨。得益于预期较低的平准化制氢成本,巴西的绿氢项目可能满足欧洲和亚洲的需求。彭博新能源财经预计,2030 年将绿氨从巴西运输至荷兰鹿特丹的成本为每千克 2.88 美元,可能与德国的补贴产量相竞争。4 注:彭博新能源财经使用氢能项目估值模型(H2Val)中可用的假设。针对美国绿氢,假设 10年间每年为相同的产量提供每千克3美元的税收抵免持续30年。针对存在补贴的德国绿氢,计算假设没有资本支出。(来源:彭博新能源财经)图图 1 2030 年将绿氨从巴西运输至德国的成本(按国家测算)年将绿氨从巴西运输至德国的成本(按国家测算)智利方面已启动国家绿色氢能战略,目标到 2030 年生产出全球最低成本的绿氢,到 2040 年成为全球绿氢前三大出口国之一,到 2050 年累计投资达到 3300亿美元/年,可生产 1.6 亿吨氢。为提升国家绿氢生产能力,智利设立“智利绿色氢气及其衍生品发展基金”,预计此发展资金将于 2024 年下半年开始运行。该国已计划向日本、韩国、德国等主要目的地市场出口绿氢及其衍生物。智利北部和南部已规划一系列待建项目,例如,智利计划在阿塔卡马沙漠地区开发产能达 25吉瓦的大型绿氢综合体项目,预计 2025 年开始施工,2027 年一期投入运营。然而我们也要看到,智利电解槽技术短板和监管框架、基础设施不完善等问题,在一定程度上减缓了其绿氢出口步伐。有研究认为,智利日益依赖向中国出口资源,并接受中国在资源开采和基础设施方面的投资,这很可能会影响智利的出口偏好和未来的贸易格局。对于高度依赖化石燃料的拉美国家来说,绿氢正逐步成为能源转型的重要抓手。虽然该地区绿氢出口潜力巨大,但有限的本地政策支持、不确定的国际需求、基础设施缺口和补贴的竞争都预示着其未来还有很长的路要走。(三)(三)中东:绿氢迎来巨大发展机遇中东:绿氢迎来巨大发展机遇 5 乌克兰危机对全球经济的影响加快了中东地区对绿氢的需求。沙特阿拉伯、阿联酋和阿曼等海湾国家纷纷出台政策举措,加快培育氢能产业,为实现能源转型和应对气候变化目标探索路径。沙特阿拉伯虽未发表书面文件,但是已经提出了氢能战略目标。优异的风光禀赋有望使沙特未来成为制取绿氢最为便宜的国家,沙特计划 2030 年达到年出口氢气 400 万吨,其光伏、风电设备和电解槽将会是一个巨大的市场。沙特 NEOM(沙特新未来城)绿氢工程的目标就是要在境内建成一个超过 2 吉瓦的水电解制氢工厂,预计 2026 年建成后绿氢日产将达到 600余吨。阿联酋的目标是占据全球低碳氢市场 25%的份额,全球低碳氢市场价值预计在未来 5 年内每年都达到 4000 亿美元以上。根据其发布的国家氢能战略,阿联酋计划到 2031 年成为全球氢能产业领先者,到 2050 年实现净零排放目标。阿曼也制订了雄心勃勃的氢能发展计划,该国计划到 2030 年将绿氢年产能提升至100 万吨。上述海湾国家不仅在石油生产中占据主导权,同时也拥有地球上最优异的太阳能和风能资源。当前海湾国家发展氢能呈现投资力度大、产业规划超前、商业应用加速及地区国家协同发展等特点。这些海湾国家的目标是逐步建立大规模的氢能产业链,成为全球氢能的主要出口基地,以补充而非替代石油和天然气业务。(四)(四)非洲:谋求面向欧洲的氢能合作非洲:谋求面向欧洲的氢能合作 非洲国家不仅重视国内市场的开发,也在积极寻求国际合作,推动绿氢的生产和出口。在北非地区,埃及、阿尔及利亚、摩洛哥、突尼斯等国都在积极推动绿氢的生产和利用。例如,根据埃及制定的低碳氢能战略纲要,埃及到 2040 年氢气产量占全球总产量的 5%。埃及还批准了绿氢补贴法案,为绿氢项目开发提供更大激励措施。值得一提的是,综合考虑地理位置、天然气基础设施、液化设施、燃料市场、港口以及太阳能和风能潜力等因素,埃及吸引了挪威、丹麦、法国、印度、阿联酋等多国公司进行绿氢基础设施投资,2035 年前预计投产的绿氢项目总装机容量达 11.62 吉瓦。当然,在抓住机遇的同时,埃及也面临债务危机所带来的金融风险。摩洛哥致力于打造成主要的绿氢生产国和出口国,其绿氢路线图(2021 年)的目标是到 2030 年占全球氢能需求的 4%,并优先向欧洲出口。阿尔及利亚方面,由于国家经济支柱产业是石油和天然气,多年的产值占国内生产总值的 30%,税收占国家财政收入的 60%,出口占国家出口总额的 97%以上,因此,其参与绿氢的行动并不多。6 在撒哈拉以南非洲地区,一些国家正在采取措施,以期成为面向欧洲的氢出口国,这主要是出于经济方面的考量。如南非政府希望到 2030 年在北开普省实现年产 1000 万千瓦电解产能及约 50 万吨氢气。2022 年 5 月,南非、纳米比亚、肯尼亚、埃及、摩洛哥和毛里塔尼亚等非洲六国启动非洲绿氢联盟,旨在推动非洲大陆成为发展绿氢的领跑者,加速摆脱对化石燃料的依赖并转向新能源技术,其措施包括加强公共和监管政策、能力建设、融资和认证需求等。在撒哈拉以南地区,除南非和尼日利亚外,纳米比亚、塞内加尔、肯尼亚等国在能源发展方面相对缺乏经验,只有通过国际资金和双边政府承购协议的支持,氢能开发才有可能取得进展。(五)(五)亚洲:发展氢能的出发点各有不同亚洲:发展氢能的出发点各有不同 亚洲地区在资源禀赋、能源政策取向方面具有明显差异性,这些差异构成了各自不同的显著特征。中国将氢能产业视为未来国家能源体系的重要组成部分、战略性新兴产业和未来产业重点发展方向,目前已基本构建了较为完善的制氢、储运、加注和应用的氢能产业链,在制氢环节,目前中国已成为世界上最大的制氢国。根据规划,到 2025 年,中国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约 5 万辆,部署建设一批加氢站。可再生能源制氢年产量达到 10 万吨至 20 万吨。在碱性电解槽的生产、许多原材料的提炼以及太阳能电池板等产品的生产方面,中国走在世界前列,同时也具备一定的风力涡轮机生产能力。在氢能加注方面,中国已累计建成加氢站400 余座,加氢站数量居世界首位,其中在运的有 280 座。日本、韩国则主要关注技术开发、基础设施建设,重点支持加氢站、氢燃料电池汽车的发展,敦促用氢能取代传统能源,重点扶持燃料电池汽车销售,注重产业技术输出和氢能贸易。日本方面大力发展氢能的主要原因是作为减少碳排放努力的一部分。2023 年 6 月,日本政府对 2017 年制定的氢基本战略进行修订,大幅提高了中长期目标,计划 2040 年氢用量增长 6 倍至 1200 万吨;公共和私营部门也将在未来 15 年共同投资 15 万亿日元推广氢能应用。同时,本战略还设定了低碳氢的碳强度目标,即清洁氢碳排放应低于 3.4 千克二氧化碳当量/千克氢、清洁氨碳排放应低于 0.84 千克二氧化碳当量/千克氨。韩国新版氢能规划已将氢能应用扩展至钢铁和化工等重点碳排放领域。此外,由于土地资源有限、地理位置等原因,日韩无法通过可再生能源满足未来的能源需求,双方都优先考虑7 通过大量进口清洁氢和氨来支持本国的电力系统和经济的发展。日本和韩国还计划共同从海外采购清洁氢和氨,以降低能源成本,确保两国到 2030 年能获得稳定的能源供应。例如,日韩两国计划从阿曼进口绿氢,从阿联酋和澳大利亚等国进口蓝氢。二二、氢能产业链现状及投融资形势分析氢能产业链现状及投融资形势分析 2023 年以来,氢能产业链整体融资规模基本保持稳定,不同环节均有受到资本青睐,融资逐渐多元化,资本市场关注点开始从燃料电池汽车等应用领域逐渐扩散到上游产业,尤其是市场确定性较强的核心零部件及材料环节,但因投资标的少,少数企业已经开始出现估值泡沫现象。下游应用领域则为氢能投融资布局延链补链强链提供了巨大空间。进入 2024 年,氢能板块狂飙猛进,受产业政策持续催化,投资者对氢能的关注度陡增。就目前行业环境和资本市场情绪而言,非常利于相关优质企业顺利完成 IPO,同时进一步拔高估值。(一)(一)市场整体融资规模基本保持稳定市场整体融资规模基本保持稳定 目前全球氢能市场规模约为 1000 多亿美元,预计到 2050 年市场总规模将超1 万亿美元。根据高盛研究,一旦制氢技术发展成熟,氢能在全球能源市场的占比将达到可观的 15。这种预期也导致近年来氢能行业的投资显著增加。在我国国内,据公开资料统计,2023 年全年氢能产业共计发生 61 起融资,数量同比大幅增长 80%,融资总额(含测算金额)超 80 亿元,与 2022 年基本持平,呈现数量显著增长但单笔融资金额下降的特点。从融资金额看,燃料电池环节融资金额占比从将近90%下降至52%,制氢和储运加环节分别占比26%和20%,氢能上游投资占比明显提升。其中,阳光氢能在 2023 年末完成的 6.6 亿元为年内融资规模最大。从融资轮次看,6 家企业完成了 2 轮以上的融资。其中,中科氢易和苏州福氢两家企业分别完成了 3 轮融资。从上市情况看,2023 年融资事件中有 2 起为港股 IPO 融资,融资主体分别为亿华通和国鸿氢能,两者 IPO 融资合计近 24 亿元。A 股方面,仍有多家氢能企业正在排队上市,包括上汽集团旗下的捷氢科技、国富氢能、中鼎恒盛和东岳氢能等。从融资细分领域分布来看,氢燃料电池、制氢设备、氢储运设备依旧是投融资重点。高工氢电产业研究所(GGII)发布的中国氢能产业投融资数据库显示,2023 年,制氢环节中融资主体以电解槽核心材料企业为主;其次为电解槽企业,占比 21%。燃料电池环节中,融资企业主体为电堆及系统厂商,占比 43%;8 其次为燃料电池核心材料厂商,占比 37%;燃料电池 BOP 厂商占比 20%。值得一提的是,2023 年氢能融资事件中首次出现 2 家氢能下游应用企业,以氢能重卡运营为主营业务的羚牛氢能,和以氢燃气轮机发电为主营业务的慕帆动力,两者均获得 5000 万元 Pre-A 轮/A 轮融资。(来源:GGI)图图 2 2023 年我国制氢及燃料电池环节融资主体分布情况(按数量测算)年我国制氢及燃料电池环节融资主体分布情况(按数量测算)表表 2023 年以来部分氢能行业大额融资事件年以来部分氢能行业大额融资事件 9 (二)(二)多元化融资渠道激发投资活力多元化融资渠道激发投资活力 随着金融支持氢能发展的配套产品和机制不断完善,氢能产业金融支持工具也愈发丰富。目前国内氢能市场投融资模式主要包括股权融资、融资租赁、产业基金等。股权融资股权融资能够帮助企业挖掘发展潜力,有助于提升公司估值水平,其对于初创型企业来说是非常好的融资方式。国际上股权融资对氢能项目投资已遍布产业链上中下游,而我国投资却主要集中在氢燃料电池,随着氢能产业链发展,股权融资会逐步向产业链各个环节拓展。同时,各种金融机构以市场化债转股方10 式参与氢能产业,例如,中国农业银行全资子公司农银金融资产投资有限公司先后两轮以市场化债转股方式投资国家电投氢能科技发展有限公司,投资总额达1.9 亿元,以支持氢燃料电池技术攻关。值得一提的是,大型氢能项目建设多由国企或央企主导,除股权融资外,项目主要融资供给方多是在利率定价方面具备突出优势的政策性银行,商业银行在氢能产业融资方面参与度较低,原因在于其在利率定价方面让利空间有限、对企业未来盈利能力的避险考量及氢能信贷产品匮乏等。据相关调研,辖区商业银行氢能产业信贷余额不足信贷总量的 1%。融资租赁融资租赁集融资与融物、贸易与技术更新于一体,通过“设备租赁 专业服务”的方式,已成为服务实体经济不可或缺的金融力量。相比传统的租赁方式,融资租赁具有筹资速度快、限制条款少、财务风险小等优势,且随着氢能汽车商业模式的发展,其正逐渐成为推动氢能汽车发展的有效手段。开展经营性租赁业务可助力氢能交通轻资产运营,帮助氢能交通运营商减少自持资产的风险和压力,加快设备更新迭代。在整个融资租赁过程中,企业作为承租方,以一种分期付款的方式向出租方支付租金,避免了一次性大金额购置产品或设备所带来的资金压力,提高了企业扛风险的能力。银行方面则可提供直租、“直租 厂商租赁”、“叠加租赁 保理 票证 股权投资”等金融服务模式。除了企业逐步开始将融资租赁纳入金融服务类型,地方政府也在鼓励企业通过融资租赁模式推动氢燃料电池汽车的规模化推广。作为国家级可再生能源示范区,张家口市通过以租代售、融资租赁等方式,开展氢能车辆推广应用,2024 年再新增推广氢燃料电池汽车 735 辆。案例案例 核晟融资租赁(上海)有限公司核晟融资租赁(上海)有限公司氢动力氢能大巴售后回租项目氢动力氢能大巴售后回租项目 1.背景介绍背景介绍 冬奥有我氢动力氢能大巴售后回租项目为核晟租赁 2022 年年初投放项目。该项目承租人为北京奥运会客运承运方之一,核晟租赁以本次冬奥会燃料电池客车为租赁物,累计投放金额 2.2 亿。核晟租赁于 1 个月内完成项目首期投放 1.7亿元。在“两奥”期间,项目租赁物燃料电池大巴车累计执行接驳任务 6131 班次,接送乘客近 14 万人次,实现零事故、零故障、零失误。2.项目情况项目情况 该项目为售后回租模式,核晟租赁与承租人签订车辆融资租赁合同,替承租人向车辆供应商支付租赁物购买价款,后承租人按期偿还核晟租赁租金。项11 目累计投放 2.2 亿元,期限 5 年,考虑到该车辆涉及北京氢能运营补贴,项目组设计一定宽限期用于保证承租人现金流稳定,为控制风险租赁公司增提包括应收账款质押、车辆抵押登记、补贴款抵押登记等与车辆运营相关的担保措施。作为本次租赁物的燃料电池大巴,为租赁公司首单投放超 1 亿元氢能应用示范项目,租赁物满电满氢最大续航里程可达 630 千米,车辆生产上为国内客车龙头宇通客车,燃料电池系统为国内氢能央企独角兽国氢科技生产,冬奥期间累计行驶 90万千米无故障,并代表新能源车辆首次驶入人民大会堂接受表彰,得到政府嘉奖;该项目以承租人燃料电池大巴租赁服务收入作为第一还款来源,以车辆未来运营补贴款作为第二还款来源。3.创新点创新点 该项目为北京 2022 年揭榜挂帅氢能产业示范项目,车辆应用于冬奥会现场,在极为苛刻的环境下运作并圆满完成任务,可靠性有保障;作为燃料电池商用车运营类项目,未来将多场景开展燃料电池示范应用,如环卫车、渣土、物流等;租赁公司通过资金配合能够深度绑定车辆运营方、车辆主机厂及电堆厂商,可以有效控制项目风险,也可以提前布局氢能源产业链,分享氢能市场机遇。项目示范性显著,“两奥”期间接驳工作得到一致好评,服务保障备受认可,自主技术氢能大巴车的零碳舒适和低碳生活流动宣传的特点受到广泛关注;资金支持方案合理,额度基于单车的采购成本及对应的可利用现金流回收预期综合确定;在项目经济性、技术路线、股权分散处理及政府补贴方面的风险控制完善。后续也通过该项目开辟氢能领域蓝海,项目涉及制、储、加、用等各个环节同时展开,并同步为后续辅助上海氢能示范业务开展打下坚实的基础。产业基金。产业基金。部分上市公司以基金的模式投资和布局氢能产业。2022 年,中广核发起设立一支专项基金,投资集团孵化的氢液化初创型公司。据悉,该企业正准备发起第二支氢能主题基金。2023 年 5 月,江西九丰能源股份有限公司参与投资设立氢能产业基金,主要投资电解水制氢、液氢、储氢、运氢及氢能产业链相关领域,认缴出资总额为 3.155 亿元,九丰能源出资 3000 万元。2024 年 1 月,张家港 10 亿氢能基金完成备案,一期规模 1 亿元。由张家港创新投资集团有限公司、张家港新兴产业投资基金等共同出资设立。基金主要围绕张家港市氢能产业链,全力打造氢能产业创新集群。一家央企氢能板块负责人表示,该企业正打算设立一支基金,专门用来投资面临资金困境、但技术优质的民营企业。此外,12 政府产业引导基金也充分发挥其优势,通过引导社会融资力量,促进产业发展。2022 年 2 月,山西省首只氢能产业基金山西华氢股权投资合伙企业(有限合伙)在山西转型综合改革示范区注册成立。该基金将面向氢能产业链制氢、氢储运、加氢站、燃料电池以及燃料电池汽车等重点环节,开展重点投资。近日辽宁大连也积极谋划制定新一揽子支持氢能举措,加快成立氢能产业基金。(三)(三)可再生能源制取绿氢成为投资热点可再生能源制取绿氢成为投资热点 国际氢能委员会与管理咨询公司麦肯锡联合发布的分析报告氢能洞察2023显示,截至 2023 年 10 月,全球已宣布清洁氢能项目达 1418 个,较 1 月增加了 372 个。其中,1000 多个项目计划到 2030 年全部或部分投产,意味着氢能价值链总投资约为 5700 亿美元,吉瓦级项目(可再生能源电解制氢装机容量超过 1 吉瓦或低碳氢产量超过 20 万吨/年)总投资达到 3300 多亿美元。项目投资继续流向清洁制氢项目(约 75%),而基础设施和终端利用相关投资分别仅占约 10%、15%。可再生能源制取绿氢行业正在成为投资热点,绿氢项目总体建设非常快。据统计,2023 年 1 月至 9 月,我国国内绿氢项目投产、在建和申报的项目达到 57个,投资额达到 3000 亿元,绿氢项目和化工项目数量最高。而绿氢和煤化工耦合发展方面成为产业发展趋势之一,目前新疆、宁夏、内蒙古等地已有多个绿氢耦合煤化工、合成氨、炼化、氢冶金的技术示范项目开工。但目前绿氢制备成本较高,大概是化石能源制氢的两倍或更高,且现有电解槽装备对波动性光伏和风电的适应性较差。业内人士透露,目前,绿氢在我国氢能的占比不到 1%,但是到 2030 年估计会扩大到 15%。当前绿氢的制备成本是每千克 25 元,随着技术进步迭代、规模扩大,到“十五五”时,成本有望降到每千克 20 元。专家表示,虽然当前可再生能源电解水制绿氢成本偏高,但是考虑未来技术进步和碳减排收益,我国氢化工利用发展潜力巨大。同时也要看到,氢气的生产和消费也存在空间错配问题。氢气产地,特别是绿氢的潜在产地主要分布在“三北”地区,但氢气的负荷中心大多集中在东中部经济发达地区,与可再生能源制氢空间分布上存在不均衡。长距离输送能源效率低、能耗损失大,在清洁能源逐渐占主导地位的情况下,靠特高压和输气管道来输电输气,工程浩大,且时间紧张,容量不够。(四)(四)电解槽和核心材料成为融资新风向电解槽和核心材料成为融资新风向 13 从全球看,电解水企业融资规模整体呈上升趋势。根据毕马威发布的全球电解水制氢产业投融资展望报告,氢能和电解水制氢产业在 2019 年和2020 年经历了快速发展。这期间,国外头部企业迅速吸引了大量的资本投入,融资方式主要以私募投资方式为主。整体绿氢市场规模仍在扩大,但整体融资规模在 2021 年之后略有下降,这反映了随着电解水制氢市场的进一步成熟,投资者的投资决策更加趋于理性,具有较强技术优势和长期发展能力的公司更容易成为优质标的。(来源:根据毕马威等公开信息整理)图图 3 全球电解水企业融资规模全球电解水企业融资规模(来源:根据毕马威等公开信息整理)图图 4 全球电解水企业融资家数全球电解水企业融资家数 14 从国内看,电解槽和核心材料将率先受益。从各产业环节的角度来看,电解槽和核心材料环节的融资数量与金额均较同期有不同幅度增长,成为氢能领域融资新风向。综合不同研究机构统计数据,2023 年 18 月,电解槽环节融资金额为 2.4 亿元,同比增长 166.7%;平均单笔融资金额为 0.6 亿元,较 2022 年同期增加了 0.15 亿元。在催化剂、隔膜等核心材料环节融资金额为 3.7 亿元,同比增长 164.3%;平均单笔融资金额为 0.41 亿元,较 2022 年同期增加了 0.13 亿元。2023 年全年电解槽核心材料融资中碱性隔膜材料企业占比超五成。国金证券分析称,绿氢项目立项高速增长背景下,随着项目的推进,后续将迎来设备的大规模招标,制氢端设备需求将率先爆发,主要为电解槽、制氢电源、储氢球罐等设备需求。国内对于碱性电解槽的投资,关注点在于系统的成熟度、商业保护和订单能力。对于 PEM 电解槽领域的投资,关注点在于国内技术是否能突破外国技术以及能否快速降低成本。(五)(五)输氢管道投资拉动效益显著输氢管道投资拉动效益显著 氢能的终端利用价格较高,其中运输环节是卡脖子的关键。由于氢气在常温常压状态下单位体积能量密度低,且易燃易爆,受此影响氢气的安全高效输送和储存难度较大,导致储输环节成本占比在现有氢能产业链中接近一半。提升氢储运技术水平是绿氢大规模商业化发展的前提。从全球看,目前,国际上先进的氢能储运技术装备以长距离纯氢、天然气管道掺氢和 4550 兆帕长管拖车(轻质/型瓶)为主,并已实现商业化。从国内看,目前长管拖车仍是我国长距离氢气运输的主要方式,已经实现 35 兆帕的型瓶的规模化应用和 70 兆帕的型瓶的示范应用,型车载储氢瓶有待大规模推广应用。但这种方式载氢量低,每车载氢量在 300400 千克,且经济输送距离不超过 150 千米,一旦距离过长,运输成本会成倍增加,极大制约了产业发展。管道输送储运能效高、输送能力强、维护成本较低,是一种经济可行的运输方式。目前全球范围内氢气输送管道总里程已达 5000 千米左右,我国氢气管道网络的建设较为滞后,同时天然气掺氢管道也多处于研究和示范阶段。管道运氢成本主要来源于与输送距离正相关的管材折旧及维护费用,业内人士表示,以运力利用率 100%测算,当管道运输距离由 50 千米增加到 500 千米,运输成本仅从每千克 0.8 元增至 2.3 元,显著低于气氢长管拖车、液氢槽车等运输成本。但对15 于管道纯氢运输方式来说,由于前期管道建设投入大,在当下用氢规模较小且分散的情况下经济性有限。未来氢能全面普及到各领域后,管道输氢将成为最具潜力的输氢方式,相关研究预计,全球范围内新建管道的输送距离可达 4000 千米,改造管道的输送距离可达 8000 千米,前提是项目要有足够的输送量;国内方面,预计管道输氢量占比达 20%,约 3000 亿标准立方米,可解决资源错配问题和调峰需求。在管道建设过程中,需要配套相应的增压站、集输站点,因此相应的氢气压缩设备、储氢槽罐的需求量有望显著增加。预计增压站压缩设备以离心式的大排量压缩机为主,小型集输站点或采用隔膜/液驱类等中等排量压缩机。中信证券指出,压缩机和储氢槽罐的投资预计可占管道投资的 10。氢能成本的降低也有助于促进加氢站建设,改善其盈利水平。据预测,氢能储运设备市场规模将达千亿元级别。(六)(六)氢燃料电池公司盈利能力存挑战氢燃料电池公司盈利能力存挑战 根据市场公开数据,全球氢燃料电池市场规模预计将从 2021 的 145.73 亿美元增长至 2030 年的 786.3 亿美元。我国氢燃料电池汽车保有量超万辆,已成为全球最大的氢燃料电池商用车生产和应用市场。随着我国加氢站网络初步形成,氢燃料电池产业趋于完善,氢燃料电池系统成本下降,预计到 2023 年我国氢燃料电池产业市场规模将达到 230 亿元。相较于 2020 年 30 亿元的市场规模增长6.7 倍。近两年间,以燃料电池制备为主体的中游环节是资本重仓的热点领域,然而2023 年氢能及燃料电池产业受经济形势和资本市场遇冷影响,全年融资金额总体下降,部分头部企业估值出现一二级市场倒挂现象,一级市场燃料电池企业估值高、退出难,融资难度有所增加,初步估计一级市场融资总额不超过 30 亿元,但国鸿氢能等相关企业成功上市以及近期氢能行业利好政策比较密集,明显提振了市场信心。德勤发布的 2023 年新能源行业投资并购交易分析及趋势展望 报告显示,2023 年,氢能及燃料电池投资交易金额 32.3 亿元,同比下降 66%,交易数量 60 笔,同比增长 40%。从中也可以看出,投资人在选择项目上相对谨慎,单笔投资金额较小。16 (来源:CVSource)图图 5 我国氢能及燃料电池产业链投资并购情况我国氢能及燃料电池产业链投资并购情况 需要关注的是,目前氢能电池公司大多未能盈利。对于氢能电池公司而言,想要获得资本市场青睐仍有待考验。据悉,捷氢科技仍坚持赴科创板 IPO,氢能材料公司东岳氢能正上市辅导,氢燃料电池公司国富氢能撤回科创板 IPO 后仍进行上市辅导,氢能部件制造商治臻股份已终止其科创板上市计划。作为较早进入氢燃料电池领域的高科技企业,在成立的 7 年间,国鸿氢能在一级市场已受到众多资本青睐。招股书显示,2016 年 11 月2022 年 9 月,国鸿氢能共经过 10轮外部投资。从国鸿氢能的历年业绩看,招股书显示,2020 年、2021 年、2022年、2023 年前 5 个月的营收分别为 2.27 亿元、4.57 亿元、7.48 亿元、1.43 亿元,亏损分别为 2.21 亿元、7.03 亿元、2.8 亿元、0.88 亿元。也就是说,自 2020 年至 2023 年 5 月,累计净亏损达 12.92 亿元。再例如近期转战港股 IPO 的重塑能源,财务数据显示,2021 年、2022 年及 2023 年前 9 月,该公司实现营收分别是5.24 亿元、6.05 亿元、2.19 亿元,期内亏损分别是 6.54 亿元、5.46 亿元、4.6 亿元,不到三年累计亏损额合计高达 16.6 亿元。氢能产业的不成熟和高昂的产业成本是导致公司持续亏损的主要原因。目前,国内销售的氢燃料汽车主要集中在商用车领域,如大型客车、重卡等。华福证券的研报指出,在无补贴的情况下,氢燃料电池车的购置成本和包括加氢在内的运营成本均显著高于同重量级别的燃油汽车,这一成本差异限制了氢能源汽车的广泛推广。根据中国汽车工业协会的数据,预计在 2024 至 2025 年间,随着更多利好政策的出台,氢能源汽车数量有望实现大幅增长。燃料电池相关核心零部件,电堆、17 系统、膜电极、车载储氢瓶等需求将受到带动。高温电堆等氢燃料电池创新技术的发展将受到资本方更多关注。

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    德国莱茵 TV 2024年储能白皮书版权声明本报告版权为德国莱茵TV所有,由德国莱茵TV负责发送和提供相关咨询服务。德国莱茵TV对白皮书拥有唯一著作权。报告有偿提供给限定客户,应限于客户内部使用,仅供客户在分析研究过程中参考。如客户引用报告内容进行对外使用,所产生的误解和诉讼由客户自行负责,本单位不承担责任。如将来用作商业或其他用途,未经本公司同意,不得以任何异于本报告原样之装订或包装形式将本报告出借、转售、出租、或在网上发布。凡使用本报告者均受本条款及本报告一切有关版权之条款约束。如未获得德国莱茵TV书面允许,不得用任何方式抄袭或翻印本报告任何部分之文字及图片,在任何媒体上(包括互联网)公开引用本报告的数据和观点,否则引起的一切法律后果由该使用者自行承担,同时其行为亦涉嫌侵犯了德国莱茵TV的著作权,德国莱茵TV有权依法追究其法律责任。报告的所有图片、表格及文字内容的版权归德国莱茵TV所有。其中,部分图表在标注有数据来源的情况下,版权归属原数据所有公司。凡有侵权行为的个人、法人或其它组织,必须立即停止侵权并对其因侵权造成的一切后果承担全部责任和相应赔偿。否则我们将依据中华人民共和国著作权法等相关法律、法规追究其经济和法律责任。德国莱茵 TV 大中华区市场部前言李卫春TV 莱茵全球电力电子产品服务副总裁兼大中华区太阳能与商业产品服务总经理近年来,全球储能行业经历了迅猛的发展,尤其在中国,储能技术已成为新能源领域的重要支柱,对稳定电网、提升能源效率具有举足轻重的战略意义。据数据显示,新型储能装机已提前两年完成了国家“十四五”规划中设定的3000万千瓦目标,这充分证明了储能在实现双碳目标中的不可替代作用。然而,随着行业的快速发展,新型储能技术的重要性日益凸显,相较于传统储能,新型储能具备更高的能量密度、更快的充放电速度及更低的维护成本等优势。但与此同时,市场也暴露出无序竞争、价格战激烈以及供需失衡等问题,亟待行业内部的规范与整合。此外,储能设备的安全运行,特别是防止火灾和爆炸等事故,已成为行业当前急需攻克的安全技术难题。TV 莱茵始终致力于可再生能源领域的深耕,持续关注储能行业的现状、未来趋势及所面临的挑战。继2020年推出储能白皮书2.0后,我们再次推出全新升级版。新版白皮书不仅全面更新了全球及中国储能行业的最新动态,深入调研业界专家观点,为行业提供全面、及时的市场信息,还强调了新的欧盟电池法案的重要性以及注意事项等,为新老企业进入全球各地市场提供有力的工具手册,助力企业突破市场壁垒。同时,白皮书还重点突出了储能安全的重要性,探讨了消防和防爆设计的关键性,以及随着储能产品智能化发展所带来的信息安全和功能安全挑战。我们期望通过这份白皮书,为储能产业的健康发展贡献我们的力量。储能行业在新能源领域中的价值不容忽视,其广泛的应用场景与可再生能源的紧密结合,为解决能源供需矛盾、提高能源利用效率、减少对传统能源的依赖以及实现能源的可持续发展提供了有力支持。尽管储能技术仍面临诸多挑战,但其巨大的潜力和价值在全球新能源领域将持续被发掘,为推动和加速零碳未来发挥积极作用。TV 莱茵将继续深耕细作,为产品质量保驾护航,助力储能行业健康、有序、蓬勃发展。第四章 储能应用的技术挑战与安全风险4.1 储能应用场景及商业价值 4.2 储能安全风险及技术要求 4.2.1 储能系统架构 4.2.2 电芯 4.2.3 电池系统 4.2.4 电源转换装置 4.2.5 储能系统5563第六章 品质坚守 安全为本“质胜之道”6.1“一测定乾坤”突破兆瓦级储能安全69707172737475第七章“质胜中国 以质取胜”76834.3 前车之鉴-应用挑战 第五章 TV莱茵技术解决方案6667685.2 全球化服务体系与网络5.1 一站式技术解决方案瓶颈,攻略北美储能市场6.2“纵横新能源”合纵新能源产业链,连横储能全球市场 6.3“心无旁骛”押宝户用储能高端市场6.4“卧薪尝胆”行业先锋,潜心耕耘 6.5“十年磨剑”坚守品质,成就卓越 6.6“生于忧患”产业升级阵痛期第八章 储能行业领袖高瞻 目录第一章 全球储能行业概况1.1 2023全球储能市场新增装机规模1.2 2023全球主要储能市场表现 2.2 2023年中国储能市场发展特点 第二章 中国储能行业概况2.1 中国储能市场规模2.3 中国新型储能市场发展预测 第三章 储能行业市场调研 050607120809101120212223243139474.2.6 消防及防爆05德国莱茵TV2024年储能白皮书第一章 全球储能行业概况德国莱茵TV2024年储能白皮书根据彭博新能源财经预测,全球新型储能新增储能装机容量有望在2023年创下纪录,新增装机容量有望达到42GW/99GWh,同比增长163%/183%。随后直至2030年将以27%的复合年增长率增长,其中2030年年新增装机容量达110GW/372GWh,是2023年预期数字的2.6倍。1.1 2023全球储能市场新增装机规模06Global gross energy storage capacity additions by key market5020162017201820192020202120222023E0100数据来源:BloombergNEFUSUKGermanyOther Europe Latin AmericaChinaIndiaAustraliaSouth Korea and JapanRest of the worldBuffer2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E42GW99GWCAGR27%GW德国莱茵TV2024年储能白皮书从区域市场来看,2023年全球储能市场依然以中国、北美和欧洲为主导。中国市场的储能电池需求持续旺盛,占据了全球市场的显著份额。与此同时,北美和欧洲市场也表现出对储能电池的强劲需求。这些区域市场的持续发展和对可再生能源的重视,推动了全球储能市场的增长。中国欧盟美国2023年,中国新增投运的新型储能项目装机规模超过21.5GW/46.6GWh,同比增长超过150%,首次超越抽水蓄能,增长近四倍。其中,超过100个百兆瓦级项目投运,同比增长370%。中国共发布了653项与储能相关的政策,其中60项为国家层面政策。中国储能产业凭借技术、成本和产业链优势,已成为全球领先产业。鉴于国内储能电池产能扩张过快和商业模式待改善,海外市场成为众多储能企业的盈利新选择。2023年8月,欧盟实施了电池法规,要求自2025年2月起,动力电池和工业电池进入欧盟市场需申报碳足迹。这一“碳门槛”对中国锂电池出口构成新挑战,企业需要降低碳排放以满足要求。美国推出了电网弹性和创新伙伴关系计划(GRIP),首期拨款34.6亿美元,主要用于支持超过35GW的独立储能和400个独立微电网项目,这是美国政府历史上对关键电网基础设施的最大直接投资。为实现净零经济目标,美国电网到2050年可能需要225-460GW的长时储能,预计累计投资将达到3300亿美元。1.2 2023全球主要储能市场表现英国11月26日,英国政府发布了英国电池战略,旨在通过政府的一系列措施,到2030年建立一个具有全球竞争力的电池供应链,以推动经济繁荣和实现净零排放目标。该战略以“设计-制造-可持续”为核心理念,并配套了一系列政策措施数据来源:CNESA中关村储能产业技术联盟0708德国莱茵TV2024年储能白皮书第二章 中国储能行业概况德国莱茵TV2024年储能白皮书95-90充电:0-60 放电:-20-60适合15-85%SOC,深度充放电影响寿命衰减后不可恢复较差一般,存在过热起火,爆炸风险,当前主流技术路线锂离子电池(三元锂)兆瓦级180-3001500-350090-95-90充电:0-60 放电:-30-60适合15-85%SOC,深度充放电影响寿命衰减后不可恢复较差当前主流技术路线之一钠离子电池兆瓦级100-1802000-350090-95-90充电:0-60 放电:-20-600-100%SOC,深度充放电对 寿命基本无影响衰减后不可恢复较差比较好已有相应型号生产全钒液流电池百兆瓦级15-501600065-80-70%无自放电5-400-100%SOC,深度充放电对寿命无影响可在线再生好好锌溴液流电池百兆瓦级75-852500-500065-80-70%无自放电20-600-100%SOC,深度充放电对寿命无影响可在线再生好比较好,十兆瓦级100-2502000-45009000-350约3%电化学电网储能环境适应性强环境适应性强15-20年寿命;工作温度范围宽15-20年寿命;工作温度范围宽能量密度低、寿命短,挑战能量密度低、能量密度偏低;能量密度偏低;阳极的金属钠是易燃物,高温运行,不宜深度充放电荷大功率放电存在一定安全风险存在一定安全风险材料成本限制充放电倍率低;效率较低充放电倍率低;效率较低因而存在一定的安全风险衰减后不可恢复好适合15-85%SOC,深度充放电严重影响寿命,对安全性有影响中,不可过充电,钠、近三年约5%的储能项目运用液流电池,适用于更大型电站储能安全性能已有较大突破存在溴蒸汽泄漏风险硫泄露存在安全隐患系统成本(元/kWh)400-600500-600600-700/4500-60002000-35002000-3000度电成本(元/kWh)0.15-0.30.2-0.30.2-0.3/0.7-1.00.8-1.20.9-1.2MV级占地(平米/MV)150-200100-150100-150/800-1500800-1500150-200钠硫电池一般,存在过热起火,爆炸风险优势技术成熟、结构简单、价格低廉、维护方便长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、钠元素丰富,低成本,环境友好适用范围广泛,原材料资料丰富(锌、铁);适用范围广泛,原材料资料丰富(锌、铁);能量密度高、循环寿命长、功率特性好、响应速度快德国莱茵TV2024年储能白皮书264.2.2.3 发展趋势随着工艺和技术创新的提升,锂离子电池将呈现成本持续下降,能量密度持续提高,安全性显著提升的趋势。综合技术和成本,目前锂离子电池优势明显,尤其磷酸铁锂广泛应用,占据市场主导地位。0101固态电池,顾名思义就是将液态电池中的可燃液体成分替换为固体成分。因为整个电池都由固体成分组成,所以它不具有可燃缺陷,能够大大提高安全性。与此同时,对固态电解质的使用也能导致电池可匹配更高的正极材料和锂金属材料,进而大大提升能量密度。0202钠电池有锂电池没有的优点钠离子电池较高有充放电倍率,无过放电特性,允许放电到零伏,便于运输;钠离子电池也具有更宽的温度范围适应性,在-40C 低温下钠离子电池容量保持率 70%,高温 80C 也可以循环充放使用;此外,理论上钠离子电池的安全性能提升,这是由于钠离子电池内阻稍高,短路情况下瞬间发热量少、温升较低。而相较于铅酸电池,钠离子电池在能量密度、循环次数、成本等方面均具有优势,有望率先替代铅酸电池,应用于电动两轮车、储能、低速电动车等细分市场。0303液流电池能够深度充放电,循环寿命长,电池一致性好,功率上限高,虽然占地面积较大,大型项目通常对土地占用面积不敏感,目前处于早期商业化阶段,长期看未来趋势液流电池在大型项目应用中值得期待。0404随着能源转型加速,全球电池需求量持续上升,电池的制造、使用和报废处理带来一系列挑战,电池可持续性、环保和能效的重要性也更加凸显。欧盟作为世界上最大的经济体之一,其电池产业具有重要的战略意义。然而,现行的电池指令在监管范围和内容上存在局限性,已无法满足当前电池产业发展的需求。8月17日,欧盟电池和废电池法规(EU 以下简称“新电池法”)正式落地生效。“新电池法”规范了电池从设计、生产、使用和回收的整个生命周期,并确保其安全、可持续和具有竞争力。新的规定将对欧盟地区电池产业链全生命周期的各环节产生深远影响。0505性能磷酸铁锂电池三元锂电池固态锂电池镍钴锰酸锂(NCM)镍钴铝酸锂(NCA)锂硫电池(Li/S)钠离子电池电压3.2-3.3V3.6V3.7V可实现5V3.0V实际比容量140mAh/g160mAh/g190mAh/g1675mAh/g248 mAh/g理论比容量170mAh/g280mAh/g280mAh/g2500mAh/g372 mAh/g可提升空间21uGIP%目前能量密度150kW/kg170kW/kg230kW/kg300400kW/kg100160Wh/kg预估最大值200kW/kg300kW/kg330kW/kg900kW/kg200Wh/kg德国莱茵TV2024年储能白皮书274.2.2.4 技术要求环境电芯是电池系统的重要组成部分,它的可靠性,安全性对整个系统有 着重要的作用。电芯的能量密度不断提升,充放电 能力的不断提高,对电芯的寿命,安全性有着更高的要求。电气安全性能电池指令过充过放短路挤压燃烧振动高温热失控循环寿命容量能量密度充放电倍率截止电压高低温性能重金属白色污染碳足迹再生原材料电化学性能和耐久性二维码标签电池护照尽职调查有害物质德国莱茵TV2024年储能白皮书284.2.2.5 安全风险电芯的安全风险主要是起火、爆炸、释放有毒有害气体。物 质隔离膜(聚炳烯,聚乙烯等)隔离膜(聚炳烯,聚乙烯等)跌落,冲击,振动,挤压,内部短路 隔离膜破损,正负极短路 正负极短路出现大电流 泄放阀,隔离膜石蜡封闭电解液中锂盐(LiPE6,LiCIO4,KCLO4)有机溶液(碳酸丙烯酯(PC),碳酸二甲脂(DMC)等)负极材料(由焦炭(PC),中间相碳微珠(MCMB),炭纤维(CF),石墨(C)正极材料正极材料危险现象环境老化,过充,过放,短路过充,过放,高纬度环境,高温环境,燃烧,短路过充,过放,高纬度环境,高温环境,燃烧,短路过充,过放,高纬度环境,高温环境,燃烧,短路电池反接,短路原 理由于温度上升,隔离膜热氧老化由于电压上升,在电压作用下分解出CH4,CO;或电解液锂盐KCLO4分解释放氧气与水反应成强酸,腐蚀隔离膜由于温度上升,其中的C元素与氧反应,或者析出的锂离子与有机溶液PC反应生成C2H4。由于温度上升或者电流或者电压过大。正极材料在充电过程中,锂离子析出后,氧从晶体中脱出的速度随着温度而增加单颗电芯容量或电压不同,在串联电池中出现反充结 果正负极短路出现大电流电芯内膨胀出易燃气体,腐蚀隔离膜,正负极短路电芯内膨胀出易燃气体氧含量增加更易燃易爆正极出现易燃易爆物质防 护(效果差)泄放阀,PTC,隔离膜石蜡封闭泄放阀,PTC,隔离膜石蜡封闭泄放阀,PTC,隔离膜石蜡封闭泄放阀,PTC,隔离膜石蜡封闭泄放阀,PTC,隔离膜石蜡封闭隔离膜融化涂层崩溃高温有机溶液析出C2H4等可燃气体热失控是由副反应引发的链式反应,发热量可使电池温度升高400-1000度热滥用热失控发生热失控,温度突升,电压急剧下降至零温度()电压(v)SEI膜分解1000 温度800600400200543210电解液燃烧IVIIIIIIIIIIIIIV规模内短路?正极分解电解质分解隔膜溶基化质涂崩层溃反温应度电压热电失压控变中化温全度过与程放热速率负极与电解液反应德国莱茵TV2024年储能白皮书294.2.2.6 市场准入市 场安 规性 能法 规/化 学中国GB/T 36276GB/T 36276-德国EN 62619EN 62620EU Battery Directive欧盟EN 62619EN 62620EU Battery Directive北美日本韩国澳大利亚JIS C 8715-2SAE J 2464(4.3.3 Penetration,4.3.6 Crush)SPA-KBIA-10104-03-7312 KS C 62619IEC 62619-KS C 62620IEC 62620-ANSI/CAN/UL 1973UL 1642UL 9540A备注:上述仅为部分市场准入标准。德国莱茵TV2024年储能白皮书304.2.2.7 莱茵洞察磷酸铁锂电池是目前储能应用的最佳选择随着储能电池系统不断发展,电芯容量要求一直在上升,但是更高容量的电芯,稳定性和成本要求也同样迫切。三元材料电池有更高的能量密度和放电效率,但是材质中的钴,镍,铝等价格一直较 高,并且稳定性较低,温度和安全性较好的磷酸铁锂电芯在储能应用中越来越广泛。实际的应用 中,电芯类型的选择至关重要,在未来的储能系统中,磷酸铁锂电芯是否是最佳选择也颇受关注,寻求安全,性能,成本的平衡,未来5-10年磷酸铁锂仍将是储能应用最好的选择,也会在生产工艺 更加创新的带动下更加被广泛应用。更远的未来呢?电芯安全把控:电芯热失控的测试与验证锂离子电芯一旦因为外部或者内部的原因触发电芯内部正负极物质的剧烈反应导致的热失控是难以控制的,尤其众多的电芯组成的电池系统,热失控的威力更是巨大。所以,电芯级别的热失控的测 试和验证都是后端电池系统的最重要保证,其测试方法包括:电芯刺穿,电芯加热,电芯短路,过 充,过放等,这些都是电池系统级别的热失控可选的方法,也是电芯设计和验证的重中之重。电池全生命周期价值链可持续发展随着欧盟提出了新的电池法,电池在整个生命周期中都应该变得可持续,高性能和安全。这意味着使用完全尊重人权以及社会和生态标准的材料生产的电池,对环境的影响尽可能小。电池必须 经久耐用且安全,在使用寿命结束时,应重新利用,重新制造或回收电池,将有价值的材料重新投 入经济。单体容量不断提升,风险评估难度增加随着储能应用的需求越来越广泛,电芯容量不断提升,能量密度也同步增大,在热特性等安全方面带来新的挑战,除了单体的评估,还应结合实际应用来综合考评电芯安全性。德国莱茵TV2024年储能白皮书31电池系统主要由模组或者Pack(电芯的串并联)和电池管理系统(BMS)两大块组成。电池系统一般是由电芯串联或者并联后,安装在保护外壳里,再加上电池管理,监控系统,作为储能系统的储能零部 件使用。4.2.3 电池系统4.2.3.1概述电池系统框图电池模组BMS热管理系统BMSBMMBatteryBatteryBatteryBatteryAuxilliaryBatteryEquipmentBMMEnclosure德国莱茵TV2024年储能白皮书324.2.3.2 技术路线从应用角度,电池系统主要分为户用型、工商业型、电力系统型、便携式场 景电 压/容 量循环寿命 BMS 功 能 电芯类型户用型48-1000V/1-40kWhV/T/I保护8-10年 均衡管理 磷酸铁锂SOC估计工商业型1500V/100-500kWhV/T/I保护 分布式三层5-10年 均衡管理 磷酸铁锂SOC估计 绝缘电阻检测电力系统型1500V/10-100MWhV/T/I保护 分布式三层5-10年 均衡管理 磷酸铁锂SOC估计 绝缘电阻检测便携式300-3000WhV/T/I保护 5-10年 SOC估计 三元锂/磷酸铁锂备注:上述仅为部分市场准入标准。德国莱茵TV2024年储能白皮书334.2.3.3 发展趋势可再生能源的大规模发展,储能应用持续增加,应用场景随之多样化,电池系统未来将主要体现在:高能量密度、大功率输出、多模式输入,携带方便,用途广泛0102030401020304户用型/阳台储能系统工商业型电力系统型便携式型一体化、智能化、高寿命、免维护、安装简便模块化、集成化、保障电力连续性和稳定性规模化、系统化、一体化德国莱茵TV2024年储能白皮书344.2.3.4 技术要求电池系统就是电芯的容量、电压、电流、温度和能量的集成,同样也是安全隐患起火、爆炸、高压电击和化学危险等集成。电池系统的安全性对整个系统有着重要的作用,随着储能系统的电压、电流和容量等级的不断提升,其对应的充放电系统和BMS系统的要求也更加严格,尤其是针对电池热管理的要求。触电危害热危害能量危害火灾危害机械危害噪声危害化学危害电气安全电磁干扰度电磁抗扰度发射性能接收性能电磁场评估电磁兼容/无线电电压保护电流保护温度保护绝缘检测电池安全功能安全管理系统及硬件软件信息安全通讯协议功能安全/信息安全消防监测消防控制灭火泄爆仿真评估通风仿真评估消防/防爆海运空运道路运输运输安全循环寿命容量能量密度充放电倍率截止电压高低温性能效率性能温湿度海拔雨雪风沙盐雾地震环境有害物质碳足迹再生原材料电化学性能和耐久性二维码标签电池护照尽职调查电池指令德国莱茵TV2024年储能白皮书354.2.3.5 安全风险触电危害工作电压超过30 Va.c.(42.4 V peak)或 60Vd.c.的回路会造成触电危害,因此应具有防触电措施,防止在工作过程中对该回路直接或间接接触。热危害电池系统在运行过程中,部分元器件,尤其电池会产生较高的温度,一旦超过其能承受的温度范围,就会产生起火的风险。同时,可接触表面也会产生较高温度,进而会对人员造成烫伤危害。应通过合理的元器件选型和警示标识降低热危害。能量危害以下两种情况均有可能产生能量危害,应采取防护措施:电压不低于2V,且能持续60秒输出能量超过240VA的电气回路;电压不低于2V,且存储能量超过20J的储能器件。化学危害电池系统在运行过程中存在大量的化学反应,应确保这些化学反应不会向外部释放有害化学物质。噪声危害如果电池系统在运行过程中会产生过大的噪声,应采取措施进行降噪,确保不会对人员和环境造成噪声危害。机械危害电池系统中可移动的部件、尖锐的表面、强度较弱的安装支架等因素均有可能会导致机械危害,因此应采取合理有效的防护措施。功能安全风险电池管理系统是储能系统的核心部件之一,其功能安全(function safety)是设备安全的重要组成部分,主要是从电子电路相关的控制系统考虑,着重防止由于受控设备及其相关系统在故障或者失效的情况下导致的风险。从系统的危险识别和风险分析、整体安全要求确定和安全功能分配、安全完整性实现及验证三个重要分析步骤,参照IEC 61508、IEC 60730-1等相关参考标准梳理电池系统BMS功能安全的分析与设计过程。火灾及爆炸危害电池系统的火灾危害主要由于电芯的热失控引发过热,进而引起火灾。电池系统的爆炸危害主要由电芯损坏时产生的危险可燃气体聚集而产生,可通过泄爆和通风措施来降低爆炸风险电磁兼容及无线电危害电磁兼容包含电磁干扰和电磁抗扰度,一方面是指电池系统在正常运行过程中对所在环境产生的电磁干扰不能超过一定的限值;另一方面是指电池系统对所在环境中存在的电磁干扰具有一定程度的抗扰度,即电磁敏感性。随着现代科学技术的发展,电气及电子设备的数量及种类不断增加,使电磁环境日益复杂。在这种复杂的电磁环境中,如何减少相互间的电磁骚扰,使各种设备正常运转,是一个亟待解决的问题;另外,恶劣的电磁环境还会对人类及生态产生不良的影响。德国莱茵TV2024年储能白皮书364.2.3.5 安全风险电池系统的风险程度与电芯数量,失效原因密切相关Risk Level 风险程度Number of Cells 电芯数量Failure Cause 失效原因重大事故严重事故100Ah 失控后的能量相当于212g TNT 炸药 喷射高温有机物以及可燃或有毒气体O2,H2,CO,CH4,C2H4130C-450C(电解液燃烧)-1000C90C-130C(隔离膜融化)轻微事故电池模组起火爆炸 电池模组鼓胀,泄放48V(安全低电压)电芯起火爆炸 电芯鼓胀,泄放4.2V(安全低电压)电池系统起火爆炸电池系统鼓胀,泄放 电击事故60V-1500V(危险电压)操作失误系统滥用失控 系统外部撞击高温高湿失控 功能安全失效 环境失控软件失效 绝缘失效 BMS失效模组连接导线短路 模组内部热失控 电芯一致性失效模组外部短路模组内部短路 模组外部撞击机械冲击电芯被加热 电芯被撞击电芯内部失效电芯外部短路 电芯内部短路过充过放100Ah212g5048464442402017-2023期间,全球至少发生60起以上储能电站火灾事故。2021 年以前多数由三元锂电池引发;2021 年以后,中国、美国、欧洲、澳洲等储能发展迅速的地区均发生了多起严重事故。德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.3.6 市场准入市 场 安 规 功能安全 电磁兼容中国 GB/T 36276-GB/T 36558北美欧盟德国日本韩国澳大利亚IEC 62619,IEC 63056IEN 62477-12PfG 2698VDE-AR-N-2510-50EN 62619IEC 63056EN 62477-1JIS C 8715-2SPA-KBIA-10104-03-7312KS C 62619IEC 62619IEC 62040-1IEC 60730-1 Annex H IEC 61508 seriesISO 13849-1/-2UL 60730-1 Annex H UL 991 UL 1998IEC 61508 seriesEN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4EN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4FCCJIS C 4411-2(JIS 61000-3-2)-EN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4IEC 60730-1 Annex H IEC 61508 seriesISO 13849-1/-2IEC 60730-1 Annex H IEC 61508 seriesIEC 60730-1 Annex H IEC 61508 seriesIEC 60730-1 Annex H IEC 61508 seriesANSI/CAN/UL 1973 UL 9540A37备注:上述仅为部分市场准入标准。德国莱茵TV2024年储能白皮书384.2.3.7 莱茵洞察标准体系持续完善是基石随着电池系统的容量和规模越来越大,产生的危害:如电池起火,爆炸,有害气体泄放,高压电击等也越来越大,这对于产品和厂家都是致命的打击。随着低碳环保和新能源的国际潮 流到来,全球市场产品的电气安全,功能安全,电磁兼容,运输安全,性能准入标准也日趋 完整,目前储能行业的标准还稍显不足,TV莱茵也将和储能行业一起完善标准体系,更好 的协助电池系统的发展。BMS不断优化加强双重保护BMS作为电池系统的大脑,安全可靠性是重中之重。随着产业不断发展,BMS的功能也在不断的创新与优化,优化不仅要经过多重环境的测试考验,也要持续完善保护功能。BMS的双 重保护必须要保证,设计分断开关的冗余等。电池系统的热管理是安全守卫电池系统的安全最大考验是电池的安全性,事故的发生都是电池热失控引起的连锁反应,电池系统的热设计,热管理也是整个安全性的重要一环。功能安全重要性凸显电池系统功能安全的全面评估,对整个电池系统性能和使用寿命有很大的提升,评估包含测量功能,保护功能,故障报警,通信,继电器控制等其他功能,电池系统的电压,电流,温度测 量保护是主要功能,电压的保护裕值要严格根据电芯的参数设定,电流的设定要严格满足电池 系统电芯的要求。德国莱茵TV2024年储能白皮书39电源转换装置(Power Conversion Equipment,PCE)功率调节器或变流器(Power ConversionSystem,PCS)是指使用电力电子技术将电能从一种形式转换为另一种形式的设备。如今,可再生能源的大量接入使 PCS 成为连接直流电能(光伏、燃料电池)或可变交流电能(风能)等能源 与 电网侧实现电能双向变换的核心部件。通过现代电力电子控制技术,电源转换装置可以使电压、频率、相数及其他电气参数或特性按需要改变,衍生出的专用电气设备众多。若以电能转换方式分类,则有以下几种常见产品。整流器、逆变器、变频器、不间断电源、电动汽车充电装置、储能变流器、DCDC变换器等。4.2.4 电源转换装置4.2.4.1概述电源转换装置常见产品电源转换装置整流器逆变器储能变流器变频器不间断电源电动汽车 充电装置光伏 PV风能 Wind其他 Others电池 Battery储能变流器 PCS电网 Grid负载 LoadBAT 直流防雷器直流防雷器直流保险负荷开关软启动电路LC滤波器直流接触器直流接触器交流断路器直流EMC滤波器UVWPE双向DC/ACBAT-PE直流EMC滤波器DCDC变换器德国莱茵TV2024年储能白皮书40早期变流器功率较小,大多采用隔离型设计,输出交流波形不完美,且大多只具备离网功能,配合 铅酸电池使用,通常仅作为应急电源使用。随着电力电子变流技术和储能技术的发展,储能变流器功率逐渐增大,具有并网和离网以及两者结合的多种工作模式,控制电能具备双向流动的能力,使储能系统应用的灵活性大为提高。同时出现了光伏和储能电池同步输入的储能变流器,将储能系统与新能源相结合,两者互为补充,应用场景更为广泛。光伏 储能已成为储能系统应用场景中的典型模式。光储电站的增多,对变流器的电能转换效率要求逐渐提高,为降本增效,出现了高直流电压输入,高交流电压输出并网的技术方案。随着电动汽车行业的迅猛发展,具备光储充一体功能的储能变流器应用也逐渐增多。变流器技术发展的成熟,从单一的离网备用电源,到光储一体并/离网变流器,再到光储充一体,使得储能系统能够在更多的领域发挥作用,促进了新能源产业的发展。4.2.4.2 技术路线微型变流器因其低直流电压、隔离型设计、高安全性的特点,近年来得到快速发展。虽然产品功率较小,但应用场景灵活,使得传统的工业发电设备呈现家电化的特征。技术类别微型组串式(小型)组串式(中型)集中式(大型)应用场景户用、阳台户用、家庭住宅工商业楼宇屋顶、农光渔光、水面、山地丘陵等大型地面电站电气隔离隔离型非隔离非隔离隔离型直流能源接入光伏组件及小型储能电池各类光伏阵列、中小型储能电池单元各类光伏阵列、中小型储能电池单元大型光伏阵列、集装箱储能电池单元交流电网接入低压(无变压器接入)或离网应用(不过电表)低压(无 变压器接入)低压(无变压器接入)、中、高压(变压器接入)中、高压(变压器接入)安装方式支架、墙面支架、墙面支架、墙面配电房、集装箱运维要求极低低中高德国莱茵TV2024年储能白皮书414.2.4.3 发展趋势低功耗、快运算、新拓扑基于 SiC、CaN 等新材料开发的半导体功率器件损耗小,内阻低。基于功能强大,运算高速的 DSP 等控制器件以及多电平新型电路拓扑的应用,将使变流器的电能转换效率,谐波等电能质量指标进一步提高,终端产品的机械结构、重量体积等也有望更趋于优化。易安装、家电化、智能化组串式小功率变流器主要应用于户用住宅,小型轻量化,便于安装的结构设计是关键。另外,其家电化、智能化也是大势所趋。无内部风扇、无大显示面板及无按键的设计更受市场青睐。能源管理正从工业领域悄然在人们日常生活中延伸。配合各种传感设备、利用无线通信技术以及特定通讯协议,将众多家用电器互联互通,并集成能源管理控制方案于变流器,使其成为家庭能源管理系统(HEMS)的核心。多应用、高功率、易运维组串式中功率变流器广泛应用于工商业屋顶,山地丘陵,农光渔光互补等分布式电站项目。近来,组串式变流器单机功率50kW至350kW 不断提高。因地制宜,充分考虑安装的便捷性,减少现场配线施工等。无内部风扇设计,维护维修也多趋向免开盖设计。直流侧输入路数的增加,减少了汇流中间环节,不仅节省电缆及施工成本,还提高了可靠性。这些都是主流的设计理念。中高压、强支撑、一体化大型电厂(风光储电站)为降本增效,要求变流器功率进一步提升(1MW以上)。直流与交流侧接入电压越来越高。例如,直流侧1500V 接入已非常普遍,直流2000V也在开发或示范应用中。交流侧通过集成变压器直接接入中高压电网。需求响应则要求需具备调频、调压、调峰、惯量响应、黑启动、电池充放电、并离网运行、电网电压故障穿越功能及有功无功调节等功能。集成变流器、中高压变压器一体化的集装箱式解决方案将系统简化,方便安装施工,提高大型电站的可靠性。0102 0403 半导体新材料的应用户用型商用型电站型01020304德国莱茵TV2024年储能白皮书424.2.4.4 技术要求触电危害热危害能量危害火灾危害机械危害噪声危害化学危害电弧危害电气安全发射抗扰度无线电磁兼容/无线电电网适应性防孤岛效应故障穿越有功/无功控制协议并网功能安全管理系统及硬件软件信息安全通讯协议功能安全/信息安全效率自动开关机软启动过载能力通讯性能温湿度海拔雨雪风沙盐雾地震环境德国莱茵TV2024年储能白皮书43触电危险电压值高于安全电压的电压都可能导致触电危险。变流器应确保可靠接地,若有必要,则应增设第二保护接地点。电气间隙与爬电距离应按照标准要求设计。热危险机械危险风扇等运动部件应施加防护,以防止人接触。应考虑在正常安装位置产品的稳定性,并且门或其它可打开的装置应在最不利的位置。挂墙安装的变流器应考虑其结构的机械承载能力。电磁兼容电气电子产品运行时所收发的电磁波可能干扰周边其他电子电气产品,也会受到周围设备的影响。变流器中的一些部件工作时对周边电磁环境有很大影响,需依据相应标准和法规充分评估与测试。4.2.4.5 安全风险合理布局,充分考虑热设计,使大功率发热器件在合理的安全温度范围内工作。并考虑器件在特殊环境,长期时间工作条件下的不利因素。并选择和使用能够降低自燃或引燃的材料。能量危险使用者可接触区域不得出现危险能量,维修者可触及区无法避免的,应在相应位置施加警示,并且应在产品说明书中阐述安全的操作方式。火灾危险产品非正常工作或发生故障而引起的火灾。例如,拉弧、过流、短路、电机堵转等部件过温而引发的火灾。噪声危险凡是使人感到厌烦或不需要声音都可以叫噪声。如果距离逆变器1米外的地方测得的噪声大于80分贝,则认为存在噪声危险。对于中小功率,虽不至于有噪声危险,但由于使用环境是居住的区域,故应该尽可能低的降低噪声风险,不带来任何影响人们生活的噪声。而对大功率逆变器,如果存在噪声风险,应该标识出风险,同时给出指导方法来降低噪声。化学危险产品中的某些部件或者材料在一定条件下产生化学物质的释放。例如,电容、电池故障情况时,其中的电解液泄漏,导电部件因电化学作用而腐蚀等。并网保护分布式电源占比不断提高对电网的影响不可忽视。故此,要求变流器能检测电网侧和电源侧发生的故障或各种异常情况,并适时响应电网变化,必要时断开电网,避免危及电网正常运行或损坏供电装置。环境影响应用场景中的环境因素,是影响产品安全、性能、可靠性的主要外因。日照辐射、温湿度、风力、污染、雨雪、极端天气等,对变流器中各个部件的持久可靠运行带来极大的挑战。功能安全产品功能越来越多的依赖软件来实现,软件在产品安全功能的实现中发挥的作用与日俱增,潜在的风险必须要加以识别和充分评估。德国莱茵TV2024年储能白皮书444.2.4.6 市场准入中国北美欧盟德国日本韩国 SPS-SGSF-025-4-1972 SPS-SGSF-025-4-1972 SPS-SGSF-025-4-1972澳大利亚安 规GB/T 34120GB/T 34133UL 1741CSA C22.2 No.107.1EN 62109-1(有光伏输入)/EN 62477-1(无光伏输入)EN 62109-1(有光伏输入)/EN 62477-1(无光伏输入)50kW:IEC 62109-1(有光伏输入)/IEC 62477-1(无光伏输入)IEC 62109-1/-2(有光伏、电池输入)IEC 62477-1(其他能源输入)GB/T 34120GB/T 34133FCCEN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4EN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4IEC 61000-6-1IEC 61000-6-2IEC 61000-6-3IEC 61000-6-4JIS C 4411-2IEC 61000-6-1IEC 61000-6-2IEC 61000-6-3IEC 61000-6-4GB/T 34120GB/T 34133IEEE 1547IEEE 1547.1UL 1741 SBEN 50549-1EN 50549-2VDE-AR-N 4105VDE-AR-N 4110VDE-AR-N 412050kW:JEAC 9701AS/NZS 4777.2电磁兼容并 网市 场备注:上述仅为部分市场准入标准。德国莱茵TV2024年储能白皮书45设计冗余保护防护高压直流电弧4.2.4.7 莱茵洞察1.识别风险 安全设计变流器的安全是最基本的要求。贯穿整个产品生命周期,从产品设计之初就应充分考虑所安全所涉及的防触电、防火、防机械危险、防化学危险、电磁兼容等方面的重要问题。VDCRconductor Rbattery1000 VArrayLineNeutralInvertera1a2Control A Control Bb1b2Touch point with potential hazard to earth or neutralOpen mains disconnect switchEarthed neutral is safe to touch接入可再生能源的电源转换装置,即使在断开交流电网后,通常输入端也仍然会存在危险电压。为了确保断开电网后维保人员的安全,在非隔离型拓扑结构中,采用双CPU分别独立控制两组串联断开装置的冗余设计方案,成为PCS安全设计的基本要求,这一重要安全防护要求在 IEC 62109-2 标准中也已明确规定。例如,使用继电器作为交流并网断开装置。即使其中一组继电器失效,另外一组继电器仍可动作,以此,便可有效保持前级危险电压与电网侧的基本隔离,确保了维保人员的人身安全。随着多模逆变器广泛应用,该设计要求也变得复杂和多变。直流接入电压高压化是未来发展趋势。特别是商用、户用系统的光伏组件大多安装在住宅、楼宇屋顶,储能电池部件也就近安装。故此,防火安全尤其关键。高压直流电弧是导致系统火灾的主要原因之一,所以,具备直流拉弧检测关断装置或者集成该装置的变流器,可检测出直流拉弧,将有效保障系统直流侧安全。随着光伏系统直流电弧故障保护标准IEC 63027的正式发布,巴西成为第一个正式应用该标准的国家,欧洲多个国家也在也在酝酿推出相关法规要求。与此相比,储能电池系统的直流电弧故障保护标准亟待推出。德国莱茵TV2024年储能白皮书462.提升可靠性关注噪声与电磁兼容问题并网接入要求提高4.2.4.7 莱茵洞察储能变流器应用场景众多且要求较长使用寿命,即在设计寿命内应保持较高的可靠性。故此,应考虑产品应用的实际环境,例如,自然环境包括温湿度、海拔、雨雪、风沙、盐雾等;电力环境包括电磁干扰、电网冲击等。变流器的可靠性在设计选型之初就应充分考虑。关键功能器件或安全保护类器件,例如,防雷器、断路器、熔断器、功率模块、接触器、继电器、光耦等,应选用通过测试有相应认证的器件。研发设计阶段应考虑产品可能应用的特殊环境,预设尽可能大的设计余量。IEC 62093 讨论了变流器的环境可靠性测试,并将逐步成为一个被接受的鉴定标准而推广应用。利用专业实验室的测试能力和先进测试设备,进行各类环境测试,模拟并验证产品全生命周期的可靠性运行能力。变流器内部器件,例如变压器,继电器,风扇等工作时都会发出声音。由于商用、户用变流器安装在相对人员众多的场所,当声级过高引起人的烦躁时就成为了噪声。这将直接妨碍人们的正常生活休息,长久以往还将对人的生理心理健康造成损害。另外,除了熟知的防火、防水、防尘、防雷、防触电等安全问题外,变流器工作时的电磁辐射会否影响人体健康、会否对周边其他电器设备造成干扰等问题也越来越受到终端用户的关注。越来越多产品将无线功能集成在产品内部,使得无线相关要求成为必需的考核项。与此同时,变流器(PCS)随之带来的并网接入风险也同样值得关注。全球主流市场对变流器并网准入要求逐年提高,一些新兴市场也在逐步规范与完善并网准入要求。例如,2020年3月,在第一版IEEE1547-2018发布2年后,其测试方法IEEE 1547.1-2020正式发布,标志着北美并网准入要求的更新工作正式开始。加州正在修订当地准入法规,以符合IEEE 1547.1-2020的要求。夏威夷已率先制定了相应法规,认可最新IEEE 1547的技术要求。2020年12月 AS 4777.2-2020发布,澳洲进一步提高了其并网和安规准入要求,使储能系统进入澳洲市场的门槛再次升高。标准新版本也已在修订中,预计即将在不久的未来就会发布。同年,欧洲国家在RfG法规的要求下,纷纷制定或更新了各国并网要求。英国,法国,意大利等主要欧洲市场均更新了各自的并网要求。德国作为新能源应用技术领先的国家也推出了中高压并网要求如VDE4110,VDE4120.在大规模光储电站场景中,提升直流侧电压成为大功率PCS提高效率、降低成本的设计措施之一。但在IEC标准如IEC 62109光伏PCE标准中,DC 1500V是区分低压和中压的分界线,现有标准仅覆盖低压产品。目前在北美地区UL 1741已加入中压产品要求,但相应IEC中压标准未见起草或发布。超越DC 1500V的产品设计一方面在元器件选型时捉襟见肘,另一方面缺少标准支撑,成为掣肘产品往中高压技术路线发展的关键因素。中高压直流产品IEC标准建设德国莱茵TV2024年储能白皮书储能是指通过能量介质或设备,把一种能量通过某种形式存储起来,然后基于具体应用或需求,以一种特定能量形式释放出来的能量循环过程。目前广泛使用的储能系统是指电化学储能系统,即将太阳能、热能、动能、电能、化学能等多种形式的能量转化为电能并存储起来,然后根据需求进行释放的系统。4.2.5 储能系统4.2.5.1 概述储能基于锂离子电池的储能技术近年来发展迅猛,并得到广泛应用。不管是分布式发电系统、电力系统,还是微网系统,储能系统的引入,都可以有效提升电力供应的稳定性、连续性和经济性。电化学储能抽水储能典型额定功率1002000MW额定能量410hrs特 点应用场合储能类型规模大,技术成熟响应慢,需要地理资源负荷调节,频率控制和系统备用,电网稳定控制压缩空气 1MW300MW 120hrs规模大,技术成熟响应慢,需要地理资源调峰,系统备用,电网稳定控制超导储能kW1MW2s5mins响应快,比功率高 成本高,维护困难暂态/动态控制,电能质量控制,UPS和电能质量飞轮储能kW30MW15s30mins比功率较大,成本高,噪音大暂态/动态控制,频率控制,电压控制,UPS和电能质量铅酸电池kW50MW1min3hrs技术成熟,成本较小 寿命低,环保问题电站备用,黑启动,UPS,能量平衡超级电容kW1MW130s响应快,比功率高 成本高,储能低电能质量控制,UPS和电能质量液流电池kW100MW120hrs电池循环次数长,可深充深放,适于组合;储能密度低电能质量,备用电源,调峰填谷,能量管理,可再生储能钠硫电池1kW100MW数小时比能量较高,成本高,运行安全问题有待改进电能质量,备用电源,调峰填谷,能量管理,可再生储能锂离子电池kW100MW数小时比能量较高,成本较高,安全问题有待改进暂态/动态控制,频率控制,电压控制,UPS和电能质量机械储能电化学储能电磁储能电源转换装置 (PCS)能量管理系统 (EMS)电池组电池管理系统 (BMS)储能电池系统 控制信息控制信息状态信息状 态 信 息状态信息控制信息状态信息控制信息 状态信息电化学储能系统及控制策略47德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.2 技术路线从能源输入角度:从耦合方式:直流耦合:能量的汇集点是在直流电池侧交流耦合:能量的汇集点是在交流侧交流耦合系统电网接入:通过电网对电池进行充放电光伏接入:通过光伏输入对电池充电混合接入:风、光、电网混合输入风能接入:通过风能输入对电池充电直流耦合系统 “光伏充电”光储充融合:光伏 储能 充电技术直流耦合系统 “混合输入”4801010202德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.3 发展趋势规模化、系统化、一体化,高能量密度规模化:可灵活配置,扩大应用规模,系统化:集成调频、调峰、削峰平谷等功能,为电力系统提供有效支撑一体化:与光伏发电系统、风电系统、传统电网相融合;同时结合升压变压器和配套中压设备,接入中压电网一体化、智能化、高寿命、免维护一体化:将PCS和电池系统集成为一体,方便安装,占地面积小智能化:与用电负荷、峰谷时段、电网调度等相结合,同时利用无线通讯,实现智能控制和调节高寿命:电池循环寿命进一步提升,质保周期可达1015年免维护:提升产品可靠性户用储能系统高能量密度、大功率、多模式输入高能量密度:通过提升能量密度来降低产品体积和重量大功率:输出功率和输入侧充电功率进一步提升,可达500W3kW,满足用户大功率负载需求,同时降低充时间多模式输入:支持市电、光伏、风电等输入源模块化、集成化,并离网应用兼容模块化:可灵活配置,扩大应用规模,集成化:光储充一体化系统的应用将解决三个方面的问题:增加新能源的消纳利用储能系统削峰平谷,节省发电和配电增 容的费用利用峰谷价差和V2G技术,提升经济效益并离网切换兼容:便于多场景应用,满足并离网切换需求便携式储能系统工商业储能系统电力储能系统阳台储能系统应用逐渐增多:一体化,智能化,安装便捷,使用方便高能量密度:系统能量提升,高性能,高性价比010102020303040449德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.4 技术要求触电危害热危害能量危害火灾危害机械危害噪声危害化学危害安装法规要求电气安全电磁干扰度电磁抗扰度发射性能接收性能电磁场评估电磁兼容/无线电电压保护电流保护温度保护绝缘检测电池安全功能安全管理系统及硬件软件信息安全通讯协议功能安全/信息安全消防监测消防控制灭火泄爆仿真评估通风仿真评估消防/防爆海运空运道路运输运输安全循环寿命容量能量密度充放电倍率截止电压高低温性能效率性能温湿度海拔雨雪风沙盐雾地震环境电网适应性防孤岛效应故障穿越电能质量有功/无功控制并离网切换并网50德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.5 安全风险电气安全随着储能技术的不断进步,单个储能系统的容量不断提升,与此同时,系统电压 也由过去的安全低压系统(60 Vd.c.)逐步提升,系统电压达到1000Va.c.和 1500Vd.c.系统电压的提升为储能系统在成本、效率等方面带了诸多优势,但是也 使得电气安全的问题日益凸显。电池安全锂离子的活跃性很高,导致锂离子电池易燃易爆。而储能系统具有容量大、电压 高等特点,使得储能系统的电池安全特性尤为突出。为了保障储能系统的电池安 全性,应在电芯及电池系统的设计、制造和品控等方面加以控制,并结合大量的 测试来验证其安全性。运输安全储能电池在运输过程中会受到振动、冲击等机械特性的影响,进而会影响其电化 学特性,增加其安全隐患。随着储能系统容量的不断增加,这种安全隐患同样日 益突出。降低储能电池运输安全隐患的措施涉及多个环节,诸如产品设计、制 造、包装、运输规范以及相应的测试验证。电磁兼容/无线电由于储能系统包含大量的电子元器件,因此在工作过程中会存在电磁兼容的问 题。储能系统应具有在一定电磁环境中能够正常工作(抗扰度)并且不对该环境 中的任何事物构成不能承受的电磁骚扰(发射)的能力。因此对于储能系统的电磁兼容性测试应包含两个方面:电磁干扰(EMI)测试和电磁抗扰度(EMS)测试。其中电磁干扰测试包括传导干扰测试和辐射干扰测试,电磁抗扰度测试包括传导抗扰度测试、辐射抗扰度测试和静电放电测试。无线通讯功能日趋融入储能产品,蓝牙、WIFI、4G等技术广泛应用,射频风险的评估也日趋重要。51德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.5 安全风险功能安全由于储能产品的特殊性,其安全性需要结合多项安全功能来实现,包括电压保护功能、电流保护功能、温度保护功能、通信检测功能、并网接口保护功能,并离网切 换功能等。因此其安全功能的完整性和可靠性直接决定了储能系统的安全特性。储 能系统制造商应对储能系统进行完整的、有效的风险评估,具体包括风险分析、风 险评估和风险降低三个方面,具体步骤如下:确定在储能系统的预期使用寿命内与储能系统相关的所有可预见的危险和事故;对于上述危险的发生概率及其严重性进行风险评估;在设计过程中消除或减少所评估风险的发生概率和严重性;对于未消除或无法消除的风险采取必要的防护措施,包括提供报警和安全防护装置;告知用户需要采用的附件安全防护措施。并网要求目前储能系统的应用中,包含了大量的并网应用。即储能系统除了从电网输入电能来充电之外,还需要向电网反馈电能,与电网产生能量的交互。这个过程就需要储能系统满足并网相关要求,主 要包括电网接口保护、电能质量、电网支撑三大方面。户用及工商业储能系统兼容并离网功能目前已经成为一个趋势,以满足更多更复杂的应用场景。但是并离网切换的拓扑结构、器件选型,切换时间等方面还存在很多技术问题以及应用问题亟待解决。IEC 60730-1 Annex H V-Model SWarchitecturespecicationSW safety requirements specicationTest concept:SW system tests,integration testsModule test conceptSSTCodeSafety requirements specicationSystem levelSoftware level ValidationValidated softwareArchitecturespecicationValidation testingIntegration testing Module testingModule testingCoding S TTLegendOutputVericationTest documenDesign document;specicationTs 安装法规要求随着储能系统的广泛应用,涉及户用,工商业,大型电力,各国各地区对储能系统的电气安装要求不断规范化,陆续出台针对储能系统的安装法规。从电气安全,设备及器件选型,接地,布线规则,安装环境,消防及防爆等多方面对储能系统的安装和设计加以要求。52德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.6 市场准入安 规GB/T 36558功能安全电磁兼容并 网市 场GB/T 36558GB/T 36547GB/T 36548SPS-SGSF-025-4-197210kW:KS C 856510kW:KS C 8565IEC 62933 seriesEN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4EN 50549 seriesIEC 61508 seriesIEC 60730-1 Annex H-IEC 62109-1(有光伏输入)IEC 62040-1(无光伏输入)IEC 61000-6-1IEC 61000-6-2IEC 61000-6-3IEC 61000-6-4AS/NZS 4777.22PfG 2698VDE-AR-N 2510-50 IEC 62933 seriesEN 61000-6-1EN 61000-6-2EN 61000-6-3EN 61000-6-4IEC 61000-6-7VDE-AR-N 4105VDE-AR-N 4110VDE-AR-N 4120IEC 61508 seriesISO 13849-1/-2IEC 60730-1 Annex HUL 9540 UL 9540AUL 9540同逆变器要求UL 60730-1 Annex H UL 991 UL 1998IEC 61508 series50kW:IEC 62109-1(有光伏输入)/IEC 62477-1(无光伏输入)JIS C 4411-2(JIS 61000-3-2)IEC 61000-6-1IEC 61000-6-2IEC 61000-6-3IEC 61000-6-450kW:JEAC 9701中国韩国欧盟澳大利亚德国北美日本IEC 60364 seriesIEC 60364 seriesNFPA 70NFPA 855AS NZS 3000AS NES 5139安装法规-GB/T 3413153备注:上述仅为部分市场准入标准。德国莱茵TV2024年储能白皮书4.2.5.7 莱茵洞察发展储能安全为本随着行业的发展,对储能系统认知的深入,全球各地区对于储能系统的市场准入要求也逐渐趋于一致。即从电池安全、电气安全、功能安全、电磁兼容/无线、并网,安装要求等多个维度全方位提出要求,确保储能 系统的安全性。虽然一定程度上加大了储能系统的设计难度,但是从长远来看,对整个行业的发展 有着非常积极的促进作用。功能安全愈加重视基于储能系统的高风险性,功能安全的完整性和可靠性是储能系统安全特性的核心。无视功能安全评估,或者仅仅采用文档评估等流于形式的功能安全评估会导致安全功能的缺陷,进而放大储能系 统的风险性。因此,必须从开发流程、系统架构、硬件设计、软件设计等方面深入全面评估,同时 结合软硬件的故障插入测试,确保产品安全。储能热管理趋势:液冷全面化液冷方案在冷却效果和温度一致性方面都具有明显优势,采用液冷方案的储能系统不管是在温度特性、效率和寿命方面均有显著提升。由于储能系统的复杂性和危险性,各国各地区对储能产品的安装要求日趋细致和严格,制造商在设计储能产品时应参考并遵循目标市场的安装法规,设计出符合当地安装法规的合格产品。系统能量密度显著提高随着电芯容量的持续提升,电力储能集装箱的容量持续提升,有利于企业降低成本。但是风险也在持续增加。对于企业的热管理,防火防爆设计,消防管理提出了更高的要求。安装法规一致性并离网切换应用为适应多应用场景的需求,并离网切换功能被广泛应用,应根据实际系统配置和应用,选择合适的切换装置及控制逻辑,避免由于切换装置应用导致新的安全风险出现。54德国莱茵TV2024年储能白皮书55从电化学的角度看,锂离子电池本质上是不安全的。一旦有设计、制程方面的 缺陷,或者使用、运输过程中出现短路、撞击、加热等滥用状态,很容易导致 热失控。而热失控时排除的气体是易燃的,容易引起起火和爆炸。因此,储能 系统的设计时需要考虑消防安全。一方面从设计、制程和使用等多个方面降低热失控概率,另一方面从系统层面 增加消防措施。当电池热失控产生的可燃性气体聚集在密闭空间内极易产生爆炸风险,因此储能系统的防爆措施已经成为必不可少的一部分。图片来源:网络4.2.6 消防及防爆4.2.6.1 概述德国莱茵TV2024年储能白皮书气体灭火剂卤代烷1301、哈龙1211销毁燃烧过程中产生的游离基,形成稳 定分子或低活性游离基CO2、IG-541、IG-100稀释燃烧区外的空气,窒息灭火洁净气体灭火剂如:HFC-227ea/FM-200(七氟丙烷)HFC-236fa(六氟丙烷)、Novec1230、ZF2088分子汽化迅速冷却火焰温度,窒息并化学抑制4.2.6.2 技术路线灭火剂种类水基灭火剂干粉灭火剂气溶胶灭火剂常用灭火剂名称灭火机理固体或液体小质点分散并悬浮在气体介质中形成的 胶体分散体系(混合金属盐、二氧化碳、氮气)瞬间蒸发火场大量热量,表面形成水膜,隔氧 降温,双重作用特定发泡剂与稳定剂,强化窒息作用化学抑制或隔离窒息灭火氧化还原反应大量产生烟雾窒息水、AF-31、AF-32、A-B-D灭火剂水成膜泡沫灭火剂超细干粉(磷酸铵盐、氯化钠、硫酸铵)消防技术路线01防爆技术路线02通风系统仿真示意图泄爆系统仿真示意图通风系统:通过防爆系统来预防储能系统因失效所产生的爆燃及爆炸风险可分为减小氧化剂浓度,减小可燃气体浓度及利用惰性气体防止爆燃爆炸等相关措施。其中最主要的措施为减小可燃气体浓度,暨将锂电出储能系统因电池失效所产生的可燃气体通过强制排风的方式排出箱体,以达到预防可燃气体爆燃及爆炸的目的。泄爆系统:泄爆系统设计是为当系统发生爆燃时将压力卸放至指定区域,减小爆燃对于储能系统自身结构损害以及避免对周边财产及人身安全产生危害。56德国莱茵TV2024年储能白皮书574.2.6.3 发展趋势02 01基于UL9540A对于储能系统热失控及热蔓延的评估方法衍生出对于储能系统大规模火烧试验的评估,目的在于探究系统大规模火灾对于相邻系统以及周围建筑及设施的影响,评估火灾蔓延的可能性,为储能项目现场安装及消防评估提供指导。通过建模仿真的评估手段对储能系统不同失效方式及危害程度的测试情况及结构设计进行失效场景的假定,同时以储能系统失效所排放可燃气体的性质确定安全浓度范围,最后将结合系统结构设计及通风能力设计来模拟相关假定情况下系统的通风能力及系统触发逻辑。以此验证系统消防设计能力并展示系统在失效及消防系统动作内部的细节,识别潜在风险。相较于计算和实测的评估方法,建模仿真兼顾有效性和经济性,并可对多种失效场景进行探究,对系统设计提供更全面的支撑。通风系统03 04泄爆系统的设计是基于系统失效是所产生的可燃气体性质,如燃烧速率,最大爆炸压力及混合气体热容比等,对箱体因失效所产生的最大风险点时所产生的爆燃危害进行建模仿真。最终验证系统泄爆设计有效性,同时也可对系统设计进行指导与,更可以为后续爆炸试验提供有力的场景设置依据。相较于计算和实测的评估方法,建模仿真兼顾有效性和经济性,并可对多种失效场景进行探究,对系统设计提供更全面的支撑。05 大规模火烧测试评估泄爆系统水源供应及外壳耐火灭火介质随着储能产品能量密度的不断提升,应用规模不断扩大,为提升消防措有效性的同时兼顾环境友好性,高效和环保已逐步为灭火介质的基础要求稳定的水源供应日趋为储能系统消防措施的必备条件之一。同时,外壳、防火墙等设施的耐火能力也在同步提升,为储能产品安全增加保障。0102030405德国莱茵TV2024年储能白皮书584.2.6.4 技术要求选择优质电芯安全性高,一致性好的电芯,从根本上降低热失控发生概率。合理电气设计a.各电气回路设计合理的过流保护机制和器件,以应对过载和短路故障b.元器件选型方面增加温度范围的考量,确保工作过程中不超过器件的温度上限c.适宜的散热方式d.在布线和配电方面,避免发热部件直接或间接影响电芯电池管理系统正常工作和单一故障下,BMS均应正常执行保护动作,确保电芯工作在安全操作范围内功能安全a.基于电芯的安全操作范围,确定BMS的保护阈值,包括电压、电流、温度等b.正常工作和单一故障下,BMS均应正常执行保护动作,确保电芯工作在安全操作范围内a.火灾检测和预警装置锂电池储能系统在发生热失控进而发生自燃的过程中,会伴有气体、烟雾及能量的释放,甚至还会有明火燃烧。火灾检测和预警装置应包含烟感、温感和光感等探测装置,同时可根据不同电池特性,有针对性的增加气体探测器。火灾检测和预警装置可以在电池发生热失控的初期检测到温度、气体浓度等参数的异常变化,进而上传报警信号,并联动自动灭火装置。b.自动灭火装置由于锂离子电池热失控机理和燃烧过程的特殊性,对于灭火装置尤其是灭火介质提出了新的要求。非金属材料选型a.根据各部位非金属材料的最高工作温度,确定非金属材料温度范围的选型b.根据非金属材料的作用、应用位置、与带电体接触情况,确定非金属材料的阻燃等级。防火外壳,阻燃需要满足5VA与带电体直接接触的非金属材料,阻燃等级不低于V1消防设计消防设计需按照“预防为主,防消结合”的原则。即消防系统应包括火灾检测和预警装置、自动灭火装置两大部分。德国莱茵TV2024年储能白皮书594.2.6.4 技术要求通风系统是控制爆燃的风险主动措施,通过一系列的检测,控制和排风的安全联动控制来降低箱体内可燃气体的浓度,避免爆燃危害的发生。通风系统设计主要由以下几点要求:a.可燃气体传感器的种类,数量,位置需要配置合理以便检测箱体内气体浓度b.气体传感器触发浓度阈值需要设置合理以有效触发安全联动系统c.进出风口位置及箱体内部流场需设计合理,达到最佳的换气效果,避免产生死角导致气体聚集d.进排风风机需要预留足够的排风量来有效降低箱体内可燃气体浓度通过主动排风的系统将箱体内的可燃气体平均浓度维持在25%LFL限值以下,以预防爆燃及爆炸风险。通风设计泄爆系统是减缓爆燃风险的被动措施,通过在箱体上布置泄爆板等泄压装置,在爆燃发生时通过定向泄爆的方式将爆燃产生的压力及火焰卸放至外部环境,达到控制爆燃风险的目的。泄爆设计主要由以下几点要求:泄爆设计a.泄爆板等泄压装置的开启压力与面积大小需要满足泄爆需求b.泄压出口位置选择及排布需要考虑爆燃发生位置及压力传播路径c.泄压出口需要保证无遮挡,以避免泄爆板无法完全打开,影响泄爆效果d.必要时可使用导流装置或灭炎装置来辅助泄爆泄爆系统设计需要将箱体内的受控爆炸压力减缓至箱体设计强度以下,让箱体结构保持完整的同时最大程度上减小对周围环境的危害。通风系统仿真示意图泄爆系统仿真示意图德国莱茵TV2024年储能白皮书604.2.6.5 安全风险储能系统火灾特点:1、反应源在电池内部,反应较隐蔽,热失控前期无明火等明显现象2、火焰形状为喷射状,燃烧速度快,温度高,喷射距离远,同时伴有熔融物飞出3、逸出的气体成分复杂且有强烈毒性4、电池内部热量会持续积累,即使明火熄灭,无氧条件下也能产生反应和复燃。5、电芯热失控释放的可燃气体若第一时间没有遇到点火源,会在箱体内快速累积并达到爆炸浓度,产生爆燃及爆炸风险电芯电芯设计或制程中存在缺陷,容易发生热失控电气设计电气设计不合理,系统易发生短路、过流等异常现象功能安全安全功能不完整,BMS缺少足够的能力将电芯有效控制在安全范围内,EMS缺少统筹协调主回路系统和辅助控制系统的能力。非金属材料选项非金属材料选项不当,工作温度、阻燃等级不满足要求,不能起到隔热阻燃等作用消防设计消防设计缺失或不充分,在系统产生起火等现象时,不能及时预警或不能提供有效灭火措施,同时外壳或建筑外墙需要具有一定时间的耐火能力。助燃剂OxygenHeatFireFuel可燃物锂离子电池的自身构造和材料特性提供了可燃物,包括释放可燃气体,氢气及其他碳氢化合物系统中的非金属材料也提供了可燃物和助燃物引火源正负极的反应热,电极与电解液的反应热,电解液分解的反应热,系统过流产生的热量锂离子电池热失控后正极材料分解产生氧分子防爆设计若可燃性气体在箱体或建筑内累积达到一定浓度无法及时排出,则有极大爆燃或爆炸风险,需要特定设计有效排出可燃气体或减小爆燃或爆炸产生的危害。德国莱茵TV2024年储能白皮书614.2.6.6 市场准入市 场中国 GB4715,GB4716,GB4717,GB50898,CECS386,GB50370,GB 51048,GB/T 36547北美欧盟德国 2PfG 2698,VDE-AR-N 2510-50,IEC 62933 series,IEC 60079 series日本韩国澳大利亚 AS/NZS 5139标准及法规EN 54-7,EN 54-5,EN54-2/A1,IEC 62933series,IEC 60079 seriesUL 9540A,UL 9540,NFPA 855,NFPA 1,NFPA750,NFPA2001,NFPA 68,NFPA 69,NFPA 72消防法,防火条例,建筑标准法-备注:上述仅为部分市场准入标准。德国莱茵TV2024年储能白皮书624.2.6.7 莱茵洞察储能系统热失控及蔓延测试评估在电芯发生热失控时,储能系统内部是否发生显著着火,火焰是否会蔓延到附近的电池,释放的气体成分,热释放率现象和指标成为评判储能系统燃烧特性及对应消防措施制定的主要依据。UL 9540A针对储能系统的大规模燃烧测试提供了四个层面的测试方法,分别包括电芯、模组、电池系统和储能系统装置。功能安全不容忽视基于储能系统的高风险性,安全功能的完整性和可靠性是储能系统安全特性的核心。无视功能安全评估,或者仅仅采用文档评估等流于形式的功能安全评估会导致安全功能的缺陷,进而放大储 能系统的风险性。因此,必须从开发流程、系统架构、硬件设计、软件设计等方面深入全面评 估,同时结合软硬件的故障插入测试,确保产品安全。消防设计必不可少为了及时发现储能系统的起火事件,并启动灭火措施,储能系统应该考虑配备完善的消防设施。消防设施的配置和选型可以基于UL 9540A的测试结果。灭火剂的选项应考虑吸热降温能力高、安全无毒、稳定性好等特征。大规模火烧测试评估目前全球针对储能系统的现场安装提出了更高的要求,需要通过大规模火烧测试来评估火灾对相邻系统及周边环境的影响,进而确定现场安装方式及距离,避免大规模灾害的发生,减少财产损失。防爆设计势在必行当电芯发生热失控时会释放大量可燃气体,并在箱体内快速聚集。当达到一定浓度后有潜在的爆燃或爆炸风险。为了消除或减缓爆炸产生的潜在风险,通风及泄爆系统设计逐渐成为必不可少的配置。CFD建模仿真作为一种高效,直观以及综合性强的评估方式,可有效验证通风及泄爆设计的有效性,过程中可以发现潜在风险点,也可为产品设计提供指导。德国莱茵TV2024年储能白皮书63自2018年5月开始,韩国储能行业连续发生了23起严重火灾,其中14起在充电后发生,6起发生在充放电过程中,3起是在安装和施工途中发生火灾。来自学术界,研究机构,测试和认证机构等19名储能领域专家组成调查小组,对23个事故现场的数据进行了分析。电力安全公司和韩国电力公司在内的9家机构的约90人参加了火灾原因测试,最终于2019年6月11日,韩国政府正式公布调查结果。事故调查结果的原因主要为四个方面:电击保护系统不良;运营操作环境管理不善;安装疏忽;储能系统集成控制(BMS EMS)保护系统管理不善。4.3 前车之鉴-应用挑战4.3.1 韩国储能电站火灾调查根据火灾事故调查结果,政府决定加强储能系统制造、安装和运行阶段的安全管理,并通过制定新的消防标准,实施全面的安全增强措施,提高火灾应对能力。从2018年12月27日起政府着手调查事故原因,近5个月内储能设备都被要求停机以防止人员伤亡。LG化学公司、三星SDI公司和LS工业系统公司等储能企业由于政府多次推迟公布火灾原因而陷入经营危机。LG化学在第一季度总共损失了1200亿韩元,其他公司的利润也大幅下降。仅此一项,数月之间韩国整个储能行业估计已经遭受了2000亿韩元的损失。TV莱茵点评:从专业严谨的第三方角度讲,韩国23起储能电站所遇到的问题大多都并 非是非常大的技术挑战或瓶颈,第三方公司在对储能电站进行系统性安全 排查过程中,对于电气保护、安装、管理系统等都有完整的标准和成熟的经 验。“行成于思而毁于随”,安全之路,用心方能守护。德国莱茵TV2024年储能白皮书642019年4月19日晚,亚利桑那州公用事业厂商APS公司在亚利桑那州皮奥里亚部署的电池储能电站发生爆燃,在随后当地多家消防机构的救援实施过程中,在消防员在打开舱门后瞬间再度引发了爆炸,造成8民消防员受伤,其中几名伤势严重。在APS公司与第三方公司DNV-GL的事故报告中,对于事故发生的原因归结为锂电池发生枝晶生长并导致电池短路失效引发热失控,随着数百个电芯燃烧殆尽,释放出爆炸性气体,气体在没有逃生途径的容器内积聚起来。在消防员打开集装箱式电池储能系统的大门之后,点燃了设施内积聚的可燃性气体,由此酿成事故。尽管电芯的供应商LG Chem对于电池是因为枝晶生长还是受到了外部热源的影响才导致的热失控持不同的观点和调查报告,但是LG Chem与APS都一致认可,安装在该储能设施中的清洁剂灭火系统4.3.2 美国APS公司储能电站爆炸事件不足以阻止热失控事件,这一点也得到了当地消防系统的认可。事故发生后,APS被迫中止和暂缓了数个计划中的储能项目,尽管该公司对于储能的应用前景信心十足,但是严重的爆炸事件引发政府以及民众的怀疑态度无疑会对该公司的战略以及储能行业的未来增添一丝不确定影响。TV莱茵点评:爆炸之后,没有赢家;储能电站,安全第一。德国莱茵TV2024年储能白皮书652021年2月,一场致命的暴风雪席卷德克萨斯州,气温骤降,降雪量创下历史记录。暴风雪重创了德州电网系统,使该州多地企业和居民的供电中断长达一周,数百万人的供暖受到影响,难以抵御严寒。这一悲剧性事件造成德克萨斯州大约30人死亡,美国政界人士和媒体随后对于该州采用可再生能源发电设施供电进行了指责。然而事实上,德州有近30GW的发电设备无法工作,其中26GW是以天然气为主的火电厂,受天然气供应等影响无法发电,另外4GW是风电,因为受冻不能发电。德州总共的电力供应约为80多GW。相当于也1/3电厂无法发电。德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)指出关键问题:电网有供需平衡的要求,在没有足有备用容量的情况下,唯一的方法就是通过切断用电负荷来保障电网平衡。而相对独立、自成一体的德州电4.3.3 美国德州电力系统崩盘始末网从商业运营的角度来部署储能系统,大多部署的是持续时间较短的(一到两个小时)电池储能系统。从短时辅助的角度来看,这些储能系统发挥了一定的作用,但就对电力系统的总体规模而言,其贡献还很小。至少,储能系统在对电力系统提供可靠性,构建更具弹性的电力系统方面本可以做出更有价值的贡献,当然,前提是有人为这部分的价值买单。此外,电网资源的多样性通常可以提高可靠性,因此,虽然部署更多的可再生能源发电设施和电池储能系统可能无法从根本上解决电网可靠性问题,但肯定有助于缓解这些问题。从家庭用户的用电安全而言,部署储能系统则将实现电力来源的多样化,帮助用户应对电力中断,尤其是在更长时间内支持关键负载方面。TV莱茵点评:随着极端恶劣天气的频繁出现,我们可以预计全球范围内类似德克萨斯州发生的大规模停长时电的事件绝非是个案,更糟糕的是,全球范围内主要国家的电网都面临着老化或者容量 不够的问题,因此在未来用电的安全及可靠性将越来越多的受到各国政府以及普通民众的关注,而部署更多长时储能解决方案,同时让电池储能系统等分布式能源在多用途框架中运 行,这对于未来能源安全而言,都将是一种必然的趋势。德国莱茵TV2024年储能白皮书66第五章 TV莱茵技术解决方案德国莱茵TV2024年储能白皮书675.1 一站式技术解决方案电芯电池管理系统电池系统电源转换装置能源管理系统储能系统价值链可持续 能源解决方案绿色能源管理 解决方案保险金融技术 解决方案废旧电池处理 及回收体系服务电池梯次利用性 能及可用性评估资源化利用效率 与材料回收目标标准培训操作培训人员培训人员资格认证流程审核体系审核质量控制工厂审核尽职调查供应链审核供应商评估风险评估失效分析电池数据与 信息核查生命周期碳足迹生产监造出货检验安装检验运行检验工厂验收现场验收建模比对消防评估电池可再生料 成份验证电气安全 电池安全 电磁兼容 运输安全 功能安全 信息安全 网络安全并网接入 无线测试 基准测试 性能测试 研发测试 循环测试 寿命测试 渗透测试可靠性测试热失控测试热蔓延评估样本验证测试大规模火烧测试防爆设计评估国际认证欧盟认证北美认证日本认证韩国认证中国标志认证CB互认体系全球市场准入产品市场列名电池指令符合一站式技术解决方案咨询培训检测检验认证审核澳洲认证德国莱茵TV2024年储能白皮书685.2 全球化服务体系与网络我们的十大测试中心分别位于德国科隆、德国亚琛、意大利米兰、中国上海、中国深圳、中国台湾、美国普莱森顿、美国波士顿、日本横滨和印度班加罗尔,具备完善的认证能力,拥有最先进的设备和资深工程师团队。作为储能行业公认的第三方测试认证领军品牌,可以快速响应当地制造商、零售商和投资者的需求,竭力帮助您克服挑战。多元化的技术能力和服务组合使我们成为您值得信赖的合作伙伴。我们为您建言献策,致力于提供最全面的支持,助您在全球各地市场取得成功。100 专家No.1 的储能产品测试与认证机构500 个地区10 年从业经验德国莱茵TV2024年储能白皮书69第六章 品质坚守 安全为本“质胜之道”德国莱茵TV2024年储能白皮书70长久以来,储能领域与新能源汽车领域相互依存、齐头并 进,多家世界级领军企业从中脱颖而出。但与此同时,储能安全 问题始终如影随形、如鲠在喉。特别是对于兆瓦级储能企业来 说,大容量储能项目“牵一发而动全身”的特点和验证的高难度,困扰并阻碍着企业的快速发展。2021年1月,TV莱茵受业内世界级领军企业委托,对其兆瓦 级储能系统完成了UL 9540A测试,成为国内首个顺利通过该测 试的兆瓦级储能系统,意味着其满足了NFPA855颁布的规范,以及北美当地建筑消防监管部门、业主、金融保险机构等的认可,将极大地帮助企业占领北美储能市场。随着该项目测试的顺利完成,有望为企业赢得超GWh的项目 总量,而2020年北美储能市场发展迅速,整体市场容量在1GWh 左右。也就意味着该项目为企业带来的项目总量有望突破2020年北美储能项目的总和,远超该企业历年储能项目之和,将带 来巨大的经济效益和市场影响力,真可谓是“一测定乾坤”!6.1 一测定乾坤:突破兆瓦级储能安全瓶颈,攻略北美储能市场德国莱茵TV2024年储能白皮书716.2 纵横新能源:合纵新能源产业链,连横储能全球市场新能源行业波澜壮阔、风起云涌,孕育了众多具有国际视野 的本土企业,历经十多年的成长与发展,如今早已成为行业龙头。在瞬息万变的市场环境中,他们布局长远,谋求发展,演绎着新能 源行业的“合纵连横”画卷。他们贯通产业链上下游,或发挥优势攻克上游各环节中的 核心技术以赢得安全,或顺应行业利润流通路线布局中下游以 塑造品牌,抑或紧跟政策趋势于新能源发电-储能-充电桩-智能电 网的循环中把握先机,此乃“合纵”;他们由点及面,在单元业 务的地域纵深中,充分发挥品牌、技术、渠道等优势并将其转化 为胜势,全面覆盖市场创造利润和价值,此乃“连横”。自2008年颁发了全球首张光伏逆变器证书之后,TV莱茵为 国内某行业龙头的“纵横之路”铺垫相随:从“光”到“储”、从“储”到“充”、从“充”到“氢”,不断创新,一路助力。2018年,TV莱茵为其颁发了国内首张北美UL 9540储能系统 认证,自此开始见证了其参与的全球储能系统被广泛应用 于美国、英国、加拿大、德国、日本、澳大利亚、印度等国家,并以全球储能市场准入服务从始至终提供一站式服务保障。深耕新能源领域,行业龙头们勇于创新、跨界求变,既能在 扎根国内市场稳如磐石,也能走向国际市场“乘风破浪”,以自 身的实践和努力塑造着崭新的全球化合作秩序。德国莱茵TV2024年储能白皮书726.3 心无旁骛:押宝户用储能高端市场天道酬勤,业道酬精。所谓“精”,一方面是对于细分领域 的专精,集中优势攻略一点,以局部的胜利获得全局的领先;另一 方面,是对于技术和产品的专精,把握产品链条上所有的关键核心 技术;再有,是对于目标市场的专精,准确定位产品与目标市场之 间联系。作为目前国内少有的同时具备电芯、模组、电池管理系统等 储能核心部件自主研发和制造能力的企业,成立之初就主动放弃了 动力电池的技术路线,专攻储能领域并定位于户用储能海外高端 市场。据统计,2018-2020年连续三年该企业80%的产品销往海 外高端市场,在全球家储市场中占有量位居前三。台上一分钟,台下十年功。在家储赛道脱颖而出之前,历尽 了漫长而挣扎的匍匐期和彷徨期。从家储市场来看,全球以欧洲 为最,而欧洲又以德国为最,其对准入的技术规范和产品的品质要 求,对于本土企业而言都是巨大挑战。2017年,德国推行储能系 统规范VDE 2510,同年11月该企业就顺利通过了TV莱茵的测试 并获颁国内首张VDE2510储能系统认证证书,就此打开了通往德 国、欧洲乃至全球高端市场的大门。以德国为起点,该企业陆续完成了与欧洲排名前列的几家储 能系统集成商的深度合作,迅速在欧洲市场打开了局面,随后又 逐步在英国、意大利、美国等海外高端市场扩大战果并进一步站 稳脚跟。短短几年间,其业绩呈指数级增长,在2020年受到资本 市场的青睐,辉煌上市。德国莱茵TV2024年储能白皮书736.4 卧薪尝胆:行业先锋 潜心耕耘苦心人天不负,三千越甲可吞吴。吴越大地曾孕育过激励人 心的历史,而在新能源的创业江湖中,这里也诞生了一个又一个传 奇的故事。光伏行业从2008年开始,短短3年时间内实现了突飞猛进,不 单单创造了一个又一个的首富,也带动了一大批先进者们的财富自 由。作为国内最早踏足光伏行业的组件制造商之一,在光伏行业最 鼎盛的时期,另立门户,成立逆变器公司并进军储能领域。或许 谁都无法预料到2012年之后光伏行业的跌宕起伏,但先行者们之 所以成为先行者,不仅是凭借他们敏锐的商业嗅觉和超强的行动 力,更是源自他们卧薪尝胆的定力和十年磨一剑的魄力。从光伏到储能,TV莱茵既是先行人,也是磨剑人。或许是 相似的经历所引起的共鸣,2019年,TV莱茵与这家颇具传奇色 彩的行业先锋达成战略合作,共同解决储能产品的全球市场准入,并在2021年初成功拿下日本户用储能产品认证这一公认的高 门槛、高要求标准认证。颁证当日,群情激奋:“我们在日本市场布局多年,不缺成 熟的渠道,也不缺稳定的合作伙伴,更不缺对这个市场的长期信 心,唯一所缺的就是市场准入的钥匙。我们知道这一切很难,因为这或许意味着要打破某种地方保护主义,但我们最终还是 做到了!”德国莱茵TV2024年储能白皮书746.5 十年磨剑:坚守品质 成就卓越时光不负有心人,星光不负赶路人。从光伏到储能,在新能 源的江湖里,产品轮动快、技术迭代快、市场和标准变化快从来不以一时成败论英雄。在这个节奏如此之快、变化如此之 多的行业中,似乎很难有企业能保证自己是常胜将军,但恰恰有些 企业就能将“常胜”分解,变成针对品质的制度,融汇成品质的 文化,淬炼成品质的灵魂。TV莱茵自2014年开始,每年号召行业中的翘楚将当年某个 领域、某个应用场景下品质最好、数据最高的产品拿出来,在同一 测试平台进行横向比较,并授予冠军产品“质胜中国”荣誉。由于 评测标准专业严谨、评测数据公开透明、评测流程客观公正,“质胜 中国”评选如今已是业内头部企业比拼产品硬实力的舞台,也是 海内外业主、买家、投资方、金融单位选择优秀产品的重要参考意见。自2014年至2020年的历届“质胜中国”评选中,唯有一家企 业实现了六连冠。每年的产品不一样,每年的奖项不一样,每年 的测试要求也不一样,该企业之所以能够常胜,源自于其对每一 年、每一代、每一款产品都奉行品质至上的原则。在TV莱茵与 其深度合作的数年间,不仅见证了其在产品研发方面不断创新突 破,在海外市场披荆斩棘,畅销全球80多个国家,更是见证了 其在资本市场上成功上市,威名远扬。德国莱茵TV2024年储能白皮书756.6 生于忧患:产业升级阵痛期在“2025中国制造”的宏伟蓝图下,新兴的创新型企业一往 无前,而那些上百亿的大型传统制造企业则面临着一场艰难卓绝的 生死转型战:大型传统制造业积重难返,带着很多历史遗留的沉 疴逆流航行,不进则退已属不易,若要调转航向寻求新航线则更 是艰难,力度大了容易翻船,力度小了则可能随着巨大的惯性一 步步驶向旋涡,再难有摆脱的动能与空间。起源于第二次工业革命的TV莱茵,在过去150年间服务于各 行各业,见证了诸多行业历史上的兴衰交替。往昔的朝阳行业,在 今日成了传统行业;今日的新兴行业,也必然会随着历史车轮的滚 动慢慢陈旧。如此来看,或许只有“变”才是永远不变的。得益于此,TV莱茵有机会在产业转型浪潮中,为雄踞中国 内陆的一些大型传统制造企业提供专业意见和技术支持,并在 这期间深刻体会到了企业对于未来的忧患,也惊叹于企业庞大身 躯之下的灵活腾挪。自2020年起,经过TV莱茵在行业、产品、技术、市场准入等一系列服务助力后,终于出现了多个佼佼者,乘着储能发展的东风,或在异域海外,或在细分市场,搏杀 出了新的希望。德国莱茵TV2024年储能白皮书76第七章“质胜中国 以质取胜”德国莱茵TV2024年储能白皮书77行 销 全 球以 质 取 胜创 新 驱 动推 动 光 储 行 业 高 质 量 全 球 化 可 持 续 发 展德国莱茵TV2024年储能白皮书78质胜中国行业峰会 颁奖典礼 创新 品质 品牌质胜奖 白皮书新技术新趋势德国莱茵TV2024年储能白皮书79参与“质胜中国优胜奖”评选,是展示您产品创新性和品质优势的绝佳机会,并且能够获得全球买家、市场和行业的认可,是光储产业产品质量的最高荣誉。报名参赛和提交申请 现场抽样和样品封样 根据测试结果结合创新性进行全维度评估 对封样产品进行精确测试 发布评选规则和评测标准德国莱茵TV2024年储能白皮书80德国莱茵TV2024年储能白皮书81德国莱茵TV2024年储能白皮书82德国莱茵TV2024年储能白皮书83第八章 储能行业领袖高瞻德国莱茵TV2024年储能白皮书84储能行业领袖高瞻“化学储能不受地理、气候条件的限 制,规模可大可小,特别是其能量转换 效率高达80%甚至90%以上,且伴随技 术进步,价格不断下降,是可再生能源 高效利用的利器,可用以彻底解决“弃 风”、“弃光”问题,在未来能源体系中 占有十分重要的位置。”杨裕生 中国工程院院士“储能是未来电力系统必要的组成 部分,是不可少的。储能可以实现能 量的时移应用,平抑风、光的间歇性,即用即发,通过削峰填谷实现收益,将 电力供需之间的实时耦合改为跨时段耦 合,丰富电力平衡的手段,实现低密度、波动性能源的高密度、可控性应用,达到类常规电源效果,成为高竞争力 的能源。”杜祥琬 中国工程院院士资料来源:网络“几类技术整体突破的颠覆性影响,一个是高效低成本太阳能、风能发电 和电网友好技术。第二点高效低成本 长寿命储能技术,它的规模化广泛应 用,将颠覆传统电力系统运行方式,开启全新的电力生产分配新模式,为 实现高比例,可以高到100%可再生能 源的新一代电力系统奠定基础。”周孝信 中国科学院院士资料来源:中国能源报资料来源:网络德国莱茵TV2024年储能白皮书85“能源互联网实际上是用先进的电力电子技术 信息技术 智 能管理技术,将分布式能量采集装置、储存装置和各种负载 互联起来,实现能量双向流动的一种共享网络。能源互联网 有五个特征,第一个是可再生,第二个是互联,第三个是分 布式,第四个是开放性,第五个是智能化,这中间是储能,储能实际上是能源互联网的基础。能源形势逼人,挑战逼人,使命逼人,我们一定要大力发展储能,构建能源互联网,保证能源安全。”陈立泉 中国工程院院士“可再生能源的关键在于储能,储能的关键则在于新能源汽 车的规模化,而只有实现新能源汽车大规模发展,才能实现 新能源革命。既要利用电动汽车的储能潜力抑制电网的波动,也 要采用有序充电、车与电网双向充电、储能放电、换电池和充 换电一体化等各种智能充电方式将充电功率大幅收窄。”刘吉臻 中国工程院院士资料来源:网络资料来源:网络为安全而莱,茵品质而生Here for safety.Born for quality.德国莱茵TV大中华区TV Rheinland Greater China联系人:梁英电话: 86 21 6081 4532gc-marketing-LEGAL DISCLAIMERThis document remains the property of TV Rheinland.It is supplied in confidence solely for information purposes for the recipient.Neither thisdocument nor any information or data contained therein may be used for any other purposes,or duplicated or disclosed in whole or in pary,to anythind pary,without 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    版权与免责声明储能领跑者联盟负责撰写本报告,拥有报告及其后续修改的著作权和其他相关知识产权。本报告中的信息仅供一般参考之用既不可视为详尽的说明也不构成其他专业建议。本文仅为提供一般性信息之目的,不应用于替代专业咨询者提供的咨询意见。任何人引用白皮书内容对外使用,所产生的误解和诉讼均由使用者自己承担。如用作商业或其他用途,未经同意不得以任何异于本报告原始的电子,装订或包装形式将本报告出借,转售,出租或在网上发布。凡使用本报告者均受本条款及本报告一切有关版权条款约束。报告内的所有图片,表格及文字内容的版权归储能领跑者联盟所有。其中,部分图表及数据的在有明确数据来源的标注下,版权归属原数据所有公司。凡有侵权行为的个人,法人或其他组织,必须立即停止侵权并对其因侵权造成的一切后果承担相应的法律责任和赔偿。否则我们将依据中华人民共和国著作权法等相关法律,法规追究其经济和法律责任。储能领跑者联盟ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE储 能 领 跑 者 联 盟ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE储 能 领 跑 者 联 盟中国新型储能行业发展白皮书?机遇与挑战前言 随着全球碳中和及能源转型进程的推进,新型储能在世界范围内正迎来前所未有的发展机遇。作为全球最大的能源生产和消费国,中国既面临着能源安全和环境可持续性的挑战,同时也蕴藏着巨大的发展潜力。2023年,中国储能产业在政策、商业模式等多方利好下取得跨越式发展,已经成为我国实现能源转型道路上强有力的支撑。这一年,我国储能完善的产业链优势持续凸显,工商业、共享储能等应用场景展现出强劲的发展潜力;这一年,储能企业发力突围,新材料、新技术、新工艺、新产品不断涌现。笃行如初,行稳致远,储能是我国实现碳中和,构建清洁、低碳、安全、高效的新型电力系统时不可或缺的力量。新的一年,我们感叹储能产业前程似锦的同时,也略嗅一丝寒意;新的一年,我们要识变、应变、求变,在大战大考,大风大浪中守望相助;新的一年,保安全、降成本、提效益仍是我们必解的课题。因此,我们迫切需要产业链上下游企业,潜心攻关、精研产品、协同创新,共同推动碳中和大背景下的能源变革。储能领跑者联盟,简称EESA(ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE)作为致力于深度赋能行业的平台,在本次白皮书中,我们将全面展示碳中和背景下的储能行业机遇与挑战。与此同时,为了更好地展示不同储能技术在这个变革节点上的发展,我们邀请了部分企业共同发声,一起探讨未来储能技术趋势。此外,我们也希望通过深入研究和分析,为政府、企业和投资者提供有用的参考和决策支持,推动新型储能行业的可持续、健康和创新发展。在未来我们也将竭尽所能,为中国储能产业的发展添砖加瓦、建言献策,同时也欢迎各位同行对我们批评指正,让我们携手迎接碳中和目标下的机遇与挑战,共同铸就新型储能行业的美好未来!储能领跑者联盟理事长2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战012024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战碳中和背景下全球新型储能 市场概况第一章1第一节 碳中和背景下全球新型储能市场概况.1全球源网侧储能市场.3全球工商业储能市场.4全球户用储能市场.4第二节 中国储能市场概况.5中国源网侧储能市场.6中国工商业储能市场.11第三节 碳中和背景下储能技术创新与发展趋势.17储能系统集成.19储能电池.20储能变流器.24储能电池管理系统.27储能能量管理系统.34储能出海数据安全.36储能温控技术.39储能消防技术.42第四节 碳中和背景下储能市场机遇与挑战.44储能发展的长期确定性.45储能发展的周期波动性.46储能市场发展的机遇与挑战.48目录012024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战碳中和背景下全球新型储能 市场概况第一章1第一节 碳中和背景下全球新型储能市场概况.1全球源网侧储能市场.3全球工商业储能市场.4全球户用储能市场.4第二节 中国储能市场概况.5中国源网侧储能市场.6中国工商业储能市场.11第三节 碳中和背景下储能技术创新与发展趋势.17储能系统集成.19储能电池.20储能变流器.24储能电池管理系统.27储能能量管理系统.34储能出海数据安全.36储能温控技术.39储能消防技术.42第四节 碳中和背景下储能市场机遇与挑战.44储能发展的长期确定性.45储能发展的周期波动性.46储能市场发展的机遇与挑战.48目录 中国市场在全球储能市场中始终扮演着不可或缺的角色。中国储能新增装机规模已连续两年超过美国,成为全球储能市场新增占比最高的国家。根据EESA统计,2023年中国储能市场新增装机规模达到了51GWh,约占全球储能市场新增装机规模的49%,远超美国、欧洲、亚太等其他主要地区。与此同时,全球储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势,全球储能市场CR3地区(中、美、欧)新增占比自2020年以来就一直维持在80%以上,尤其是2023年,达到了历史最高份额(88%)。1新型储能是除抽水蓄能以外的储能形式,其可以改变电力系统即发即用的传统运营方式,提高系统灵活性调节能力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等。新型储能不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性、随机性可再生能源开发消纳,实现碳达峰碳中和目标的关键支撑,还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。2按照统计口径来说,国外源网侧储能项目通常称为Utility-Scale(公用事业级规模)/Grid-Scale(电网级规模)项目,通常统称为表前储能或大储,分类内通常不再进行细分。国内前期将大储项目分类为电源侧(发电侧)和电网侧两类,不同的能应用场景所发挥的作用不同。3净零排放(Net-zero emission)是指基于一个基准目标,尽可能快速地减少温室气体排放,将剩余温室气体排放量相等的温室气体从大气中移除,以平衡排放,达到净零(碳中和目标只与二氧化碳有关,而“净零”目标包括所有温室气体)。在全球碳中和的大背景下,能源转型在世界范围内已呈现不可逆趋势,在此基础上,全球储能市场也步入了飞速发展的阶段。根据EESA统计,2017-2023全球储能新增装机规模(GWh)平均增速超过了85%,尤其是在2020年后,呈现出近乎每年翻一番的增长趋势。2023年全球储能市场新增装机规模达到了103.5GWh,已超过全球储能装机的历史累计规模(101GWh)。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 1 2017-2023全球储能市场新增规模(GWh)根据国际能源署(IEA)全球能源部门2050净零排放3路线图,全球能源部门碳排放主要可以划分为电力和供热(Electricity and heat sectors)、终端耗能(Final consumption)以及其他能源部门(Other energy sector)。按照全球能源部门2050净零排放路线计划,若要实现巴黎协定中全球碳中和的共同目标,电力&供热部门的碳减排是各个国家在未来主要的努力方向,在2030年需要降低到接近于2010年的水平(接近12,000 Mt CO2),这也是直接推动全球源网侧储能发展的关键因素。数据来源:国家能源局数据来源:EESA数据库图 2 2023全球储能新增装机(地域细分)图 3 2010-2030E全球二氧化碳排放(Mt CO )全球源网侧2储能市场 02032024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场3461123441042017201820192020202120222023中国美国欧洲APEC其他49#%5%8%中国美国欧洲APEC其他125112010145892021148222022123022030E电力供热终端消耗其他能源部门 源网侧储能对未来全球能源转型起主要支撑作用,也是各个国家构建新型(以新能源为主的)电力系统的重要支柱。在过去全球储能发展的过程中,源网侧储能一直是全球储能市场的主要增长点,2020-2023年的平均年增长率达到了111%,和全球储能市场增速相当,呈每一年翻一番的增长态势。尽管全球源网侧储能市场装机规模增速较快,但整体新增规模占比正在呈逐年递减的状态,虽然从数据上看近4年来降幅不大,但也反映了近年来全球表后储能市场的兴起。图 4 2020-2023全球源网侧储能市场新增装机(GWh)120009(83%)20202083 213478 227875 23 111%源网侧储能其他 136% 88% 111%中国市场在全球储能市场中始终扮演着不可或缺的角色。中国储能新增装机规模已连续两年超过美国,成为全球储能市场新增占比最高的国家。根据EESA统计,2023年中国储能市场新增装机规模达到了51GWh,约占全球储能市场新增装机规模的49%,远超美国、欧洲、亚太等其他主要地区。与此同时,全球储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势,全球储能市场CR3地区(中、美、欧)新增占比自2020年以来就一直维持在80%以上,尤其是2023年,达到了历史最高份额(88%)。1新型储能是除抽水蓄能以外的储能形式,其可以改变电力系统即发即用的传统运营方式,提高系统灵活性调节能力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等。新型储能不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性、随机性可再生能源开发消纳,实现碳达峰碳中和目标的关键支撑,还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。2按照统计口径来说,国外源网侧储能项目通常称为Utility-Scale(公用事业级规模)/Grid-Scale(电网级规模)项目,通常统称为表前储能或大储,分类内通常不再进行细分。国内前期将大储项目分类为电源侧(发电侧)和电网侧两类,不同的能应用场景所发挥的作用不同。3净零排放(Net-zero emission)是指基于一个基准目标,尽可能快速地减少温室气体排放,将剩余温室气体排放量相等的温室气体从大气中移除,以平衡排放,达到净零(碳中和目标只与二氧化碳有关,而“净零”目标包括所有温室气体)。在全球碳中和的大背景下,能源转型在世界范围内已呈现不可逆趋势,在此基础上,全球储能市场也步入了飞速发展的阶段。根据EESA统计,2017-2023全球储能新增装机规模(GWh)平均增速超过了85%,尤其是在2020年后,呈现出近乎每年翻一番的增长趋势。2023年全球储能市场新增装机规模达到了103.5GWh,已超过全球储能装机的历史累计规模(101GWh)。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 1 2017-2023全球储能市场新增规模(GWh)根据国际能源署(IEA)全球能源部门2050净零排放3路线图,全球能源部门碳排放主要可以划分为电力和供热(Electricity and heat sectors)、终端耗能(Final consumption)以及其他能源部门(Other energy sector)。按照全球能源部门2050净零排放路线计划,若要实现巴黎协定中全球碳中和的共同目标,电力&供热部门的碳减排是各个国家在未来主要的努力方向,在2030年需要降低到接近于2010年的水平(接近12,000 Mt CO2),这也是直接推动全球源网侧储能发展的关键因素。数据来源:国家能源局数据来源:EESA数据库图 2 2023全球储能新增装机(地域细分)图 3 2010-2030E全球二氧化碳排放(Mt CO )全球源网侧2储能市场 02032024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场3461123441042017201820192020202120222023中国美国欧洲APEC其他49#%5%8%中国美国欧洲APEC其他125112010145892021148222022123022030E电力供热终端消耗其他能源部门 源网侧储能对未来全球能源转型起主要支撑作用,也是各个国家构建新型(以新能源为主的)电力系统的重要支柱。在过去全球储能发展的过程中,源网侧储能一直是全球储能市场的主要增长点,2020-2023年的平均年增长率达到了111%,和全球储能市场增速相当,呈每一年翻一番的增长态势。尽管全球源网侧储能市场装机规模增速较快,但整体新增规模占比正在呈逐年递减的状态,虽然从数据上看近4年来降幅不大,但也反映了近年来全球表后储能市场的兴起。图 4 2020-2023全球源网侧储能市场新增装机(GWh)120009(83%)20202083 213478 227875 23 111%源网侧储能其他 136% 88% 111%图 6 2020-2023全球工商业储能新增装机(GWh)图 5 IEA 减碳方向数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 7 2021-2023全球户用储能市场新增装机(GWh)2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战0405 根据IEA全球能源部门2050净零排放路线图,IEA将终端耗能部门的碳减排分为了工业、住宅、交通三大领域,其中工业领域的节能减排是碳中和道路中最重要的方向之一。针对工业应用场景,工商业储能近年来处于高增速阶段,2021-2023年全球工商业储能的年平均增长率达到了169%。工商业储能的主要需求也从最初应急备电的刚需,逐渐转变为工商业节能减排,高能耗改造,光储充一体等多元且成熟的商业场景。全球工商业储能市场户用储能对应IEA净零排放路线中住宅耗能碳减排的应用场景,按照装机容量统计,2021-2023年全球户用储能市场新增装机平均增速达到了84%。根据EESA统计,2023年 全 球 户 用 储 能 市 场 装 机 规 模 约 为16.1GWh,同比增长91%。德、意、美、日、澳仍是全球范围内户用储能市场发展较好的国家。CR5地区合计新增装机规模占比达到全球总量的71%,德国、美国、日本以及澳大利亚市场仍是全球需求较稳定的户用储能市场。全球户用储能市场2010202120222030E工业住宅交通20202021202220230.40.72.37.8 169%工商业储能新增装机(GWh)2021202220231685 84%其他比利时瑞士奥地利西班牙南非英国澳大利亚日本美国意大利德国中国储能市场概况第二章图 6 2020-2023全球工商业储能新增装机(GWh)图 5 IEA 减碳方向数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 7 2021-2023全球户用储能市场新增装机(GWh)2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战0405 根据IEA全球能源部门2050净零排放路线图,IEA将终端耗能部门的碳减排分为了工业、住宅、交通三大领域,其中工业领域的节能减排是碳中和道路中最重要的方向之一。针对工业应用场景,工商业储能近年来处于高增速阶段,2021-2023年全球工商业储能的年平均增长率达到了169%。工商业储能的主要需求也从最初应急备电的刚需,逐渐转变为工商业节能减排,高能耗改造,光储充一体等多元且成熟的商业场景。全球工商业储能市场户用储能对应IEA净零排放路线中住宅耗能碳减排的应用场景,按照装机容量统计,2021-2023年全球户用储能市场新增装机平均增速达到了84%。根据EESA统计,2023年 全 球 户 用 储 能 市 场 装 机 规 模 约 为16.1GWh,同比增长91%。德、意、美、日、澳仍是全球范围内户用储能市场发展较好的国家。CR5地区合计新增装机规模占比达到全球总量的71%,德国、美国、日本以及澳大利亚市场仍是全球需求较稳定的户用储能市场。全球户用储能市场2010202120222030E工业住宅交通20202021202220230.40.72.37.8 169%工商业储能新增装机(GWh)2021202220231685 84%其他比利时瑞士奥地利西班牙南非英国澳大利亚日本美国意大利德国中国储能市场概况第二章图 8 2018-2023中国储能市场新增装机规模2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0607中 国 储 能 市 场 在“十 四 五”期 间 增 速 迅 猛,2 0 2 3 年 新 增 装 机 规 模 达 到 了 约23.22GW/51.13GWh,同比增长221%;源网侧仍占据国内储能市场的主要地位,按照装机功率统计2023国内源网侧新增装机占比高达90%;国内储能在用户侧应用则以工商业储能为主,2023新增装机(GW)占比达到了10%,其中99%为工商业储能。0.641.852.117.1623.221.213.715.9451.1302040608010012014016018020022024026005101520253035404550552019206 2020 21260 22221 234.43YoY%)GWGWh数据来源:EESA数据库图12 2017-2023全球储能市场新增规模(GWh)图 10 2023年中国源网侧新型储能新增装机规模 图 11 2023源网侧储装机地域分布2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条,其中电力市场政策发布最多且较2022年有所增加,这也反映了我国电力市场建设进程进一步加快;规划类政策中,2023年共11个省份出台了新的储能装机目标,其中山西省以“2025年10GW”的装机规划位列第一;以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为储能装机的核心驱动。其中,内蒙古、新疆、贵州、山东、湖南、宁夏四地区装机量均超1.5GW,位列前六。2022年9月湖南省发改委出台的关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知指出,对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目,在计算其作为新能源发电项目配建的容量时,分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算,这是2023年导致湖南储能装机容量增长较快,且80%的新增装机容量都在2023年6月并网运行的主要原因。电网侧电源侧用户侧独立/共享储能 97%台区及其他 3%光伏配储 57%风电配储 39.8%工商业储能 99%火储调频 2.2%电网侧52.4%电源侧37.6%用户侧10.0 23年国内新能源市场规模持续提升,光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。根据中华人民共和国工业和信息化部及其他专业机构统计数据,2023年国内集中式光伏新增中国源网侧储能市场分析图 9 2023中国储能市场新增装机(GW)应用场景细分政策分析1227211441646-50050100150200250300051015202530354045502019202020212022202320.01.0 6.0&0.0%甘肃安徽陕西河北辽宁黑龙江宁夏重庆河南北京天津台湾湖北江苏浙江湖南江西福建海南贵州广西四川广东香港山东云南内蒙古吉林山西新疆西藏上海澳门青海南沙群岛100X500500X10001000X15001500X2000X2000电力市场19%规划类13%配储类9%其他类49%放电补贴8%投资补贴13%功率补贴8%其他补贴50%容量补贴13%营收补贴8%补贴类10%数据来源:EESA 数据库(注:此图只显示装机功率在100MW及以上的地区)装机120.014GW,同比增长148%,风电装机45.9GW,同比增长102%。我国风光大基地项目建设持续发力,在完成首批约97GW风光基地建设后,后续还有超过450GW风光大基地项目待建。根据EESA统计,2023年中国源网侧储能新增装机21.46GW/46.40GWh,同比增长近2 0 0%,占 全 国 新 型 储 能 新 增 装 机 的96%,在我国新型储能装机结构中仍据主导地位。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 8 2018-2023中国储能市场新增装机规模2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0607中 国 储 能 市 场 在“十 四 五”期 间 增 速 迅 猛,2 0 2 3 年 新 增 装 机 规 模 达 到 了 约23.22GW/51.13GWh,同比增长221%;源网侧仍占据国内储能市场的主要地位,按照装机功率统计2023国内源网侧新增装机占比高达90%;国内储能在用户侧应用则以工商业储能为主,2023新增装机(GW)占比达到了10%,其中99%为工商业储能。0.641.852.117.1623.221.213.715.9451.1302040608010012014016018020022024026005101520253035404550552019206 2020 21260 22221 234.43YoY%)GWGWh数据来源:EESA数据库图12 2017-2023全球储能市场新增规模(GWh)图 10 2023年中国源网侧新型储能新增装机规模 图 11 2023源网侧储装机地域分布2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条,其中电力市场政策发布最多且较2022年有所增加,这也反映了我国电力市场建设进程进一步加快;规划类政策中,2023年共11个省份出台了新的储能装机目标,其中山西省以“2025年10GW”的装机规划位列第一;以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为储能装机的核心驱动。其中,内蒙古、新疆、贵州、山东、湖南、宁夏四地区装机量均超1.5GW,位列前六。2022年9月湖南省发改委出台的关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知指出,对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目,在计算其作为新能源发电项目配建的容量时,分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算,这是2023年导致湖南储能装机容量增长较快,且80%的新增装机容量都在2023年6月并网运行的主要原因。电网侧电源侧用户侧独立/共享储能 97%台区及其他 3%光伏配储 57%风电配储 39.8%工商业储能 99%火储调频 2.2%电网侧52.4%电源侧37.6%用户侧10.0 23年国内新能源市场规模持续提升,光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。根据中华人民共和国工业和信息化部及其他专业机构统计数据,2023年国内集中式光伏新增中国源网侧储能市场分析图 9 2023中国储能市场新增装机(GW)应用场景细分政策分析1227211441646-50050100150200250300051015202530354045502019202020212022202320.01.0 6.0&0.0%甘肃安徽陕西河北辽宁黑龙江宁夏重庆河南北京天津台湾湖北江苏浙江湖南江西福建海南贵州广西四川广东香港山东云南内蒙古吉林山西新疆西藏上海澳门青海南沙群岛100X500500X10001000X15001500X2000X2000电力市场19%规划类13%配储类9%其他类49%放电补贴8%投资补贴13%功率补贴8%其他补贴50%容量补贴13%营收补贴8%补贴类10%数据来源:EESA 数据库(注:此图只显示装机功率在100MW及以上的地区)装机120.014GW,同比增长148%,风电装机45.9GW,同比增长102%。我国风光大基地项目建设持续发力,在完成首批约97GW风光基地建设后,后续还有超过450GW风光大基地项目待建。根据EESA统计,2023年中国源网侧储能新增装机21.46GW/46.40GWh,同比增长近2 0 0%,占 全 国 新 型 储 能 新 增 装 机 的96%,在我国新型储能装机结构中仍据主导地位。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 13 源网侧储能重要政策发布时间轴(部分)2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0809 2023年是独立储能发展元年,关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台,促进独立储能盈利路径拓宽,市场化进程进一步加快:据EESA统计,国家及多地政府全年共发布相关政策45条,我国电力市场改革取得突破性进展。其中,关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点,为省级电力现货市场建设指明了方向;关于建立煤电容量电价机制的通知通过容量电价补偿的形式使煤电回收一部分固定成本,其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变,为风光逐步让出市场,进而推动储能装机进一步提升,成为我国电力系统转型史上的里程碑事件;内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则(暂行)按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高0.35元/千瓦时的容量补偿,一定程度上保障储能固定成本回收。政策驱动下,我国源网侧储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式。根据各地政策推进速度的差异,其盈利模式略有区别:表 1政策驱动下我国不同地区大储盈利模式部分成熟市场政策出台密集,独立储能盈利模式更为明确:山东、山西、蒙西等地区是我国首批电力现货市场建设区域,现货市场峰谷价差较为可观,存在一定套利空间,盈利模式以“现货市场 容量租赁/容量补偿 辅助服务”为主;河南省、宁夏容量租赁市场化程度较高,已有多个项目中标,加之调峰辅助服务政策出台,经济性尚可。据EESA测算,在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh,储能系统单价0.8元/Wh,电芯采购单价0.45元/Wh,初始容量80%租赁(降低5%/3年)的情况下,上述地区均可实现不同程度盈利。4现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题,故“共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平,缺乏稳定可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此,加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化,现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深,未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。从容量补偿收益来看,已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策,刺激省内储能装机放量,如山西、山东、内蒙古;但从2022-2023年底山东政策调整过程来看,容量补偿退坡是确定性趋势,以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标,在容量资源配置中引入市场竞争,促进容量市场化定价将是未来建设重点。从现货市场来看,随着2023年国家发改委、能源局关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知的发放,2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集,浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展;现货市场还原了电力的商品本质,构建了由供需决定的电力价格体系,预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大,促进储能长期收益灵活性。从辅助服务市场来看,前期我国辅助服务市场定价均为政策规定,且初期价格较高;随着电力辅助服务市场的发展,储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势:辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。总之,随着规模化降本及收益模式拓宽的双轮驱动下,未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动,促进储能行业稳定健康发展。近年来,随着我国能源转型战略的持续推进,分布式光伏迅速发展。据统计,2023年全国新增分布式光伏装机约96GW,与此同时,近期,随着我国分布式光伏大规模接入电网,光伏发电消纳矛盾更加突出,也给配电网带来一定压力,已经对当地发用电平衡产生较大影响。2023年底,一些地区已经暂停或暂缓分布式光伏项目备案、建设和并网。台区储能是指在配电网中,通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放,以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内,用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求,提高电网的稳定性和响应速度,解决分布式光伏消纳难题。相较于配电网改造,台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题,发展前景广阔。目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项,收益模式有租赁、峰谷套利等,项目经济性较差,未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收益。区域分析中长期市场现货市场调峰一次调频二次调频黑启动爬坡备用内蒙古蒙东蒙西蒙西蒙东山西山东宁夏广东河南甘肃新疆河北湖南湖北浙江广西成熟市场潜力市场容量租赁地区电能量市场辅助服务市场容量补偿图 14 成熟市场独立储能项目内部收益率012345678910111213141516170,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,05,56,06,57,07,5山西内蒙古(蒙西)河南宁夏山东IRR(%)投资回收期(年)42小时储能系统EPC1.4元/Wh,4小时储能系统EPC1.15元/Wh;不同省份容量租赁指导价格及市场价格存在差异,已作相应调整。此内容仅供学习交流,不构成任何投资依据。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 13 源网侧储能重要政策发布时间轴(部分)2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0809 2023年是独立储能发展元年,关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台,促进独立储能盈利路径拓宽,市场化进程进一步加快:据EESA统计,国家及多地政府全年共发布相关政策45条,我国电力市场改革取得突破性进展。其中,关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点,为省级电力现货市场建设指明了方向;关于建立煤电容量电价机制的通知通过容量电价补偿的形式使煤电回收一部分固定成本,其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变,为风光逐步让出市场,进而推动储能装机进一步提升,成为我国电力系统转型史上的里程碑事件;内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则(暂行)按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高0.35元/千瓦时的容量补偿,一定程度上保障储能固定成本回收。政策驱动下,我国源网侧储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式。根据各地政策推进速度的差异,其盈利模式略有区别:表 1政策驱动下我国不同地区大储盈利模式部分成熟市场政策出台密集,独立储能盈利模式更为明确:山东、山西、蒙西等地区是我国首批电力现货市场建设区域,现货市场峰谷价差较为可观,存在一定套利空间,盈利模式以“现货市场 容量租赁/容量补偿 辅助服务”为主;河南省、宁夏容量租赁市场化程度较高,已有多个项目中标,加之调峰辅助服务政策出台,经济性尚可。据EESA测算,在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh,储能系统单价0.8元/Wh,电芯采购单价0.45元/Wh,初始容量80%租赁(降低5%/3年)的情况下,上述地区均可实现不同程度盈利。4现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题,故“共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平,缺乏稳定可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此,加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化,现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深,未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。从容量补偿收益来看,已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策,刺激省内储能装机放量,如山西、山东、内蒙古;但从2022-2023年底山东政策调整过程来看,容量补偿退坡是确定性趋势,以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标,在容量资源配置中引入市场竞争,促进容量市场化定价将是未来建设重点。从现货市场来看,随着2023年国家发改委、能源局关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知的发放,2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集,浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展;现货市场还原了电力的商品本质,构建了由供需决定的电力价格体系,预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大,促进储能长期收益灵活性。从辅助服务市场来看,前期我国辅助服务市场定价均为政策规定,且初期价格较高;随着电力辅助服务市场的发展,储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势:辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。总之,随着规模化降本及收益模式拓宽的双轮驱动下,未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动,促进储能行业稳定健康发展。近年来,随着我国能源转型战略的持续推进,分布式光伏迅速发展。据统计,2023年全国新增分布式光伏装机约96GW,与此同时,近期,随着我国分布式光伏大规模接入电网,光伏发电消纳矛盾更加突出,也给配电网带来一定压力,已经对当地发用电平衡产生较大影响。2023年底,一些地区已经暂停或暂缓分布式光伏项目备案、建设和并网。台区储能是指在配电网中,通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放,以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内,用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求,提高电网的稳定性和响应速度,解决分布式光伏消纳难题。相较于配电网改造,台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题,发展前景广阔。目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项,收益模式有租赁、峰谷套利等,项目经济性较差,未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收益。区域分析中长期市场现货市场调峰一次调频二次调频黑启动爬坡备用内蒙古蒙东蒙西蒙西蒙东山西山东宁夏广东河南甘肃新疆河北湖南湖北浙江广西成熟市场潜力市场容量租赁地区电能量市场辅助服务市场容量补偿图 14 成熟市场独立储能项目内部收益率012345678910111213141516170,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,05,56,06,57,07,5山西内蒙古(蒙西)河南宁夏山东IRR(%)投资回收期(年)42小时储能系统EPC1.4元/Wh,4小时储能系统EPC1.15元/Wh;不同省份容量租赁指导价格及市场价格存在差异,已作相应调整。此内容仅供学习交流,不构成任何投资依据。图 16 2019-2023全社会及分产业用电情况(亿千瓦时)近五年来,我国第二产业5用能不断增长,2023年全国工业和信息化工作会议指出,我国将大力推进新型工业化,锻长板,补短板,培育新兴产业,非高载能6第二产业用电将呈现刚性增长。根据电力规划总院数据,中国第二、第三产业用电量在近5年间持续上涨,截至2023年中国全社会用电量总计92,241亿千瓦时,同比增长6.86%,二、三产业用电量保持逐年增长态势。其中第二产业中高技术及装备制造业的用电表现尤为亮眼,全年用电量同比增长11.3%,超过制造业整体增长水平3.9个百分点,此外光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.8%,新能源车整车制造用电量同比增长38.8%,消费品制造业各季度的同比增速及两年平均增速呈逐季上升态势。因此,在国内全面落实工业领域及重点行业碳达峰实施方案,同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业的影响的大背景下,倒逼我国第二、第三产业需要进行节能以及绿色用能改造。在用电量不断提升的同时,以工商业为主的第二、第三产业需要加速低碳转型,这也进一步推进了工商业储能市场在国内的发展。中国工商业储能市场市场分析2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场10115中国的三次产业划分是:第一产业是指农、林、牧、渔业。第二产业是指采矿业,制造业,电力、热力、燃气,建筑业。第三产业是指除第一产业、第二产业以外的其他行业。6我国非高载能第二产业指,除了钢铁、有色、建材及化工行业外的第二产业。20192020202120222023第二产业用电量第三产业用电量全社会用电量据中国电力企业联合会数据,2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时,同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦,其中光伏新增装机171GW,集中式光伏占比约48%,新增装机85.44GW;风电新增89GW,新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。按 照 平 均“1 0%,2.4 h”配 储 比 例 计 算,预 计 2 0 2 4 年 电 源 侧 储 能 新 增 装 机 可 达 到16.3GW/39.2GWh。电网侧储能可支撑电力保供、提升地区电力系统调节力、替代输变电工程投资,是构建新型电力系统的重要支撑。根据电规总院预测,支撑电力保供的电网侧储能在十四五后期预计需求约为 25GW;其次,在充分利用火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施的同时,十四五后期仍需进一步增加新型储能以提升系统的调节能力,此部分需求约在15GW左右;再次,在新能源大规模并网的情况下,还需配置一定规模的电网侧储能以缓解配电网压力,替代输变电工程投资,预计此部分需求约为2GW。综合考虑以上场景,预计2024-2025期间电网侧储能装机约在40GW以上,储能时长2-4h。据近年电网侧储能装机增速及发展情况来看,EESA预计2024年电网侧储能装机量约在19GW/46GWh。因此2024年源网侧储能装机约可达到35GW/84GWh,同比增长90%。未来趋势分析21354484121-500501001502000102030405060708090100110120130202390 24E43 25E195HYoY(%)GWGWh图 15 中国源网侧储能装机量预测(2023-2025E)数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 16 2019-2023全社会及分产业用电情况(亿千瓦时)近五年来,我国第二产业5用能不断增长,2023年全国工业和信息化工作会议指出,我国将大力推进新型工业化,锻长板,补短板,培育新兴产业,非高载能6第二产业用电将呈现刚性增长。根据电力规划总院数据,中国第二、第三产业用电量在近5年间持续上涨,截至2023年中国全社会用电量总计92,241亿千瓦时,同比增长6.86%,二、三产业用电量保持逐年增长态势。其中第二产业中高技术及装备制造业的用电表现尤为亮眼,全年用电量同比增长11.3%,超过制造业整体增长水平3.9个百分点,此外光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.8%,新能源车整车制造用电量同比增长38.8%,消费品制造业各季度的同比增速及两年平均增速呈逐季上升态势。因此,在国内全面落实工业领域及重点行业碳达峰实施方案,同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业的影响的大背景下,倒逼我国第二、第三产业需要进行节能以及绿色用能改造。在用电量不断提升的同时,以工商业为主的第二、第三产业需要加速低碳转型,这也进一步推进了工商业储能市场在国内的发展。中国工商业储能市场市场分析2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场10115中国的三次产业划分是:第一产业是指农、林、牧、渔业。第二产业是指采矿业,制造业,电力、热力、燃气,建筑业。第三产业是指除第一产业、第二产业以外的其他行业。6我国非高载能第二产业指,除了钢铁、有色、建材及化工行业外的第二产业。20192020202120222023第二产业用电量第三产业用电量全社会用电量据中国电力企业联合会数据,2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时,同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦,其中光伏新增装机171GW,集中式光伏占比约48%,新增装机85.44GW;风电新增89GW,新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。按 照 平 均“1 0%,2.4 h”配 储 比 例 计 算,预 计 2 0 2 4 年 电 源 侧 储 能 新 增 装 机 可 达 到16.3GW/39.2GWh。电网侧储能可支撑电力保供、提升地区电力系统调节力、替代输变电工程投资,是构建新型电力系统的重要支撑。根据电规总院预测,支撑电力保供的电网侧储能在十四五后期预计需求约为 25GW;其次,在充分利用火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施的同时,十四五后期仍需进一步增加新型储能以提升系统的调节能力,此部分需求约在15GW左右;再次,在新能源大规模并网的情况下,还需配置一定规模的电网侧储能以缓解配电网压力,替代输变电工程投资,预计此部分需求约为2GW。综合考虑以上场景,预计2024-2025期间电网侧储能装机约在40GW以上,储能时长2-4h。据近年电网侧储能装机增速及发展情况来看,EESA预计2024年电网侧储能装机量约在19GW/46GWh。因此2024年源网侧储能装机约可达到35GW/84GWh,同比增长90%。未来趋势分析21354484121-500501001502000102030405060708090100110120130202390 24E43 25E195HYoY(%)GWGWh图 15 中国源网侧储能装机量预测(2023-2025E)数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 17 2019-2023我国分布式光伏新增装机情况(GW)图 19 2023中国工商业储能项目备案容量地图(MWh)图 18 2019-2023中国工商业储能新增装机量2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场1213政策分析与此同时,因2021国家取消工商业目录销售电价,推动工商业用户进入电力市场直接购电,各省电网代理购电价格总体呈持续上涨趋势,工商业业主安装光伏意愿大幅加强,自2022年以来工商业分布式光伏装机大幅增长,并于23年维持高增态势。根据EESA统计,2023年我国分布式光伏新增装机96.286GW,其中工商业光伏新增装机52.8GW,增长势头较猛。结合工商业分布式光伏高增和企业峰谷套利等需求因素,工商业储能也在2023年迎来了快速增长。根据EESA统计,2023年中国用户侧储能新增装机4.77GWh,同比增长超过200%,而当前中国用户侧储能主要以工商业储能为主(户用储能市场微乎其微),且近五年工商业储能总体呈上升态势。其中2021年因宏观环境影响导致工商业储能新增装机量下降,但22年迅速反弹并于2023年突破GWh规模,正式进入快速发展阶段。项目备案方面,据EESA统计,2023年中国工商业储能项目备案总数共计4,666个,规模总计2,125MW/4,400MWh。其中浙江省项目备案1,188个领跑全国,广东、江苏位列第二、三位,得益于峰谷价差和分时段及补贴政策的支持,使得该三省项目备案数量占全国约60%,成为2023年工商业储能发展的主舞台。2023年作为中国工商业储能快速发展的一年,离不开国家和各省市及地方的从规划、补贴等角度所制定的政策支持。据EESA统计,2023年中国出台关于工商业储能的政策共计231条,其中补贴政策共计32条,补贴手段主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴,补贴政策已成为继峰谷套利后又一推动中国工商业储能发展的有力手段。858265341022254320192020202120222023工商业光伏户用光伏201920202021202220230.470.190.380.170.190.330.260.931.894.77GWGWh图 20 2023中国工商业储能政策构成补贴政策方面,据EESA统计,2023年中国共10个省份发布专项补贴鼓励工商业储能发展。放电补贴中,温州、芜湖、深圳等15个地区按照储能设施年放电量给予度电补贴,补贴标准为0.2-0.8元/kWh且补贴年限2-5年不等;容量/功率补贴中,重庆铜梁、浙江永康、江苏无锡等15个地区按照储能设施容量或功率给予补贴,项目建成并网后一次性给予或三年逐步退坡的补贴,补贴标准为100-300元/kW、kWh/年;投资补贴中,浙江平湖、浙江、山西太原等6个地区按照储能设施投资额给予补贴,项目建成后按投资额2%-30%比例给予补贴。上述政策成为工商业储能项目重要获利来源,多模式增厚电站收益,助力投资方降低项目回收期从而降低投资风险,极大程度上推动了工商业储能在补贴政策覆盖区域内的发展进度。规划类13.85%电价类16.02%其他类54.55%容量/功率补贴38.89%放电补贴38.89%投资补贴22.22%补贴类14.72%数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库图 17 2019-2023我国分布式光伏新增装机情况(GW)图 19 2023中国工商业储能项目备案容量地图(MWh)图 18 2019-2023中国工商业储能新增装机量2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场1213政策分析与此同时,因2021国家取消工商业目录销售电价,推动工商业用户进入电力市场直接购电,各省电网代理购电价格总体呈持续上涨趋势,工商业业主安装光伏意愿大幅加强,自2022年以来工商业分布式光伏装机大幅增长,并于23年维持高增态势。根据EESA统计,2023年我国分布式光伏新增装机96.286GW,其中工商业光伏新增装机52.8GW,增长势头较猛。结合工商业分布式光伏高增和企业峰谷套利等需求因素,工商业储能也在2023年迎来了快速增长。根据EESA统计,2023年中国用户侧储能新增装机4.77GWh,同比增长超过200%,而当前中国用户侧储能主要以工商业储能为主(户用储能市场微乎其微),且近五年工商业储能总体呈上升态势。其中2021年因宏观环境影响导致工商业储能新增装机量下降,但22年迅速反弹并于2023年突破GWh规模,正式进入快速发展阶段。项目备案方面,据EESA统计,2023年中国工商业储能项目备案总数共计4,666个,规模总计2,125MW/4,400MWh。其中浙江省项目备案1,188个领跑全国,广东、江苏位列第二、三位,得益于峰谷价差和分时段及补贴政策的支持,使得该三省项目备案数量占全国约60%,成为2023年工商业储能发展的主舞台。2023年作为中国工商业储能快速发展的一年,离不开国家和各省市及地方的从规划、补贴等角度所制定的政策支持。据EESA统计,2023年中国出台关于工商业储能的政策共计231条,其中补贴政策共计32条,补贴手段主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴,补贴政策已成为继峰谷套利后又一推动中国工商业储能发展的有力手段。858265341022254320192020202120222023工商业光伏户用光伏201920202021202220230.470.190.380.170.190.330.260.931.894.77GWGWh图 20 2023中国工商业储能政策构成补贴政策方面,据EESA统计,2023年中国共10个省份发布专项补贴鼓励工商业储能发展。放电补贴中,温州、芜湖、深圳等15个地区按照储能设施年放电量给予度电补贴,补贴标准为0.2-0.8元/kWh且补贴年限2-5年不等;容量/功率补贴中,重庆铜梁、浙江永康、江苏无锡等15个地区按照储能设施容量或功率给予补贴,项目建成并网后一次性给予或三年逐步退坡的补贴,补贴标准为100-300元/kW、kWh/年;投资补贴中,浙江平湖、浙江、山西太原等6个地区按照储能设施投资额给予补贴,项目建成后按投资额2%-30%比例给予补贴。上述政策成为工商业储能项目重要获利来源,多模式增厚电站收益,助力投资方降低项目回收期从而降低投资风险,极大程度上推动了工商业储能在补贴政策覆盖区域内的发展进度。规划类13.85%电价类16.02%其他类54.55%容量/功率补贴38.89%放电补贴38.89%投资补贴22.22%补贴类14.72%数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库表 2 2023年工商业储能补贴政策汇总表表 3 我国工商业储能发展较好地区图 22 中国工商业储能规模预测(GWh)图 21 2023年全年各地峰谷价差均值(1-10kV)2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场1415补贴政策涉及地区浙江省:温州瓯海、温州龙岗、金华金东、义乌;广东省:东莞、深圳福田、广州黄埔;江苏省:常州、苏州工业园区、无锡;其他:安徽合肥和芜湖、天津滨海高新区、湖南长沙、重庆铜梁;浙江省:杭州萧山、诸暨、温州瓯海区、嘉善、金华婺城、永康、嵊州;广东省:肇庆高新区、东莞东城街道;其他:重庆两江新区和铜梁、四川成都、安徽蚌埠、江苏无锡高新区、河南;浙江省:平湖、海盐县、舟山普陀;其他:广东深圳、山西太原、北京朝阳区;放电补贴容量/功率补贴投资补贴电价政策方面,2023年以来,中国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大,工商业储能经济性逐步凸显。峰谷价差方面,据EESA统计,2023年12月全国近80%地区峰谷价差环比增从,峰谷电价差超4:1的省份多达17个,且全年平均峰谷价差超0.7元/kWh省份数量达20(单一制1-10kV)和21(两部制1-10kV);峰谷时段方面,超20个省份可满足两充两放充放电策略,部分省份为“谷-峰”策略,多数省份为“谷-峰 平-峰”策略,理论上给予工商业储能发展土壤和盈利空间。00.20.40.60.811.2广东珠三角五市广东江门市广东惠州市海南省湖南省湖北省广东东西两翼地区浙江省江苏省重庆市广东粤北山区山东省河南省安徽省吉林省黑龙江省辽宁省四川省江西省天津市陕西榆林地区河北南部蒙东地区陕西省福建省北京市广西壮族自治区河北北部上海市山西省新疆维吾尔自治区云南省青海省宁夏回族自治区甘肃省贵州省单一制两部制区域分析未来趋势分析结合上述补贴政策及各省峰谷价差情况,当前浙江、江苏和广东三省工商业储能经济性优越,行业发展高增。假设配置1MW/2MWh工商业储能系统,变压器容量满足储能充电需求,项目EPC投资成本1.5元/Wh,每天2次充放,年工作天数300天,充、放电效率95%且其他装置效率98%,电池衰减2%/年,系统每年运维费率2%,相应税率及折现考虑在内,仅考虑峰谷套利的测算下,广东省珠三角五市项目IRR17%(项目回收期5年),浙江省项目IRR11%(项目回收期7年),江苏省项目IRR15%(项目回收期6年),具备优越经济性。市场空间方面,虽然现阶段工商业储能市场情绪仍高于实际需求,且工商业储能项目的推动仍存在诸多因素牵制(如场地、变压器容量、价格不确定性及安全问题等),但未来随着成本下降、市场运作机制相应成熟后,已有的存量厂房和园区叠加更多新的应用场景将会为工商业储能提供更大市场空间。一方面,目前我国存量工业、商业竣工面积分别为 67、34 亿平米,且每年新增工业、商业竣工面积分别为 5、2.5 亿平米,以5%-6%进度开发存量屋顶且以20%-30%进度开发新增屋顶并以配储比例8%计算,预计2024年和2025年工商业储能装机分别为4.8GW和6.15GW;另一方面,全国商业综合体近3W个,此类新型应用场景也将为工商业储能装机带来新的空间。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库表 2 2023年工商业储能补贴政策汇总表表 3 我国工商业储能发展较好地区图 22 中国工商业储能规模预测(GWh)图 21 2023年全年各地峰谷价差均值(1-10kV)2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场1415补贴政策涉及地区浙江省:温州瓯海、温州龙岗、金华金东、义乌;广东省:东莞、深圳福田、广州黄埔;江苏省:常州、苏州工业园区、无锡;其他:安徽合肥和芜湖、天津滨海高新区、湖南长沙、重庆铜梁;浙江省:杭州萧山、诸暨、温州瓯海区、嘉善、金华婺城、永康、嵊州;广东省:肇庆高新区、东莞东城街道;其他:重庆两江新区和铜梁、四川成都、安徽蚌埠、江苏无锡高新区、河南;浙江省:平湖、海盐县、舟山普陀;其他:广东深圳、山西太原、北京朝阳区;放电补贴容量/功率补贴投资补贴电价政策方面,2023年以来,中国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大,工商业储能经济性逐步凸显。峰谷价差方面,据EESA统计,2023年12月全国近80%地区峰谷价差环比增从,峰谷电价差超4:1的省份多达17个,且全年平均峰谷价差超0.7元/kWh省份数量达20(单一制1-10kV)和21(两部制1-10kV);峰谷时段方面,超20个省份可满足两充两放充放电策略,部分省份为“谷-峰”策略,多数省份为“谷-峰 平-峰”策略,理论上给予工商业储能发展土壤和盈利空间。00.20.40.60.811.2广东珠三角五市广东江门市广东惠州市海南省湖南省湖北省广东东西两翼地区浙江省江苏省重庆市广东粤北山区山东省河南省安徽省吉林省黑龙江省辽宁省四川省江西省天津市陕西榆林地区河北南部蒙东地区陕西省福建省北京市广西壮族自治区河北北部上海市山西省新疆维吾尔自治区云南省青海省宁夏回族自治区甘肃省贵州省单一制两部制区域分析未来趋势分析结合上述补贴政策及各省峰谷价差情况,当前浙江、江苏和广东三省工商业储能经济性优越,行业发展高增。假设配置1MW/2MWh工商业储能系统,变压器容量满足储能充电需求,项目EPC投资成本1.5元/Wh,每天2次充放,年工作天数300天,充、放电效率95%且其他装置效率98%,电池衰减2%/年,系统每年运维费率2%,相应税率及折现考虑在内,仅考虑峰谷套利的测算下,广东省珠三角五市项目IRR17%(项目回收期5年),浙江省项目IRR11%(项目回收期7年),江苏省项目IRR15%(项目回收期6年),具备优越经济性。市场空间方面,虽然现阶段工商业储能市场情绪仍高于实际需求,且工商业储能项目的推动仍存在诸多因素牵制(如场地、变压器容量、价格不确定性及安全问题等),但未来随着成本下降、市场运作机制相应成熟后,已有的存量厂房和园区叠加更多新的应用场景将会为工商业储能提供更大市场空间。一方面,目前我国存量工业、商业竣工面积分别为 67、34 亿平米,且每年新增工业、商业竣工面积分别为 5、2.5 亿平米,以5%-6%进度开发存量屋顶且以20%-30%进度开发新增屋顶并以配储比例8%计算,预计2024年和2025年工商业储能装机分别为4.8GW和6.15GW;另一方面,全国商业综合体近3W个,此类新型应用场景也将为工商业储能装机带来新的空间。数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库数据来源:EESA数据库2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战1617政策方面,关于峰谷价差方向,现虽已出现个别省份峰谷价差有所减少的情况,但因我国当前仍需通过峰谷价差和时段来引导负荷侧的用电习惯,且当前工商业储能仍靠峰谷套利盈利,短期内峰谷价差并不会出现大幅度降低;关于峰谷时段方向,现河南省因分布式光伏消纳问题已调整峰谷时段使得该地区只能满足一充一放策略,未来全国一充一放或成大趋势。综上,峰谷价差降低叠加两充两放策略变为一充一放,工商业储能以现阶段模型测算的盈利性将大幅下降,但未来随着电力现货市场的全面开启,工商业储能通过虚拟电厂进行电力现货交易、需求侧响应和提供辅助服务或将成为继峰谷套利后另一盈利方向。商业模式方面,目前共有四种商业模式,分别为合同能源管理、融资租赁 合同能源管理、业主自投以及纯租赁模式。当下工商业储能仍处发展早期,初始投资过高所带来的资金压力和对于设备存在的安全顾虑削弱了业主自投的意愿度,而在合同能源管理模式下无需业主自投且投资方和业主方均可获得储能收益,此外再引入融资租赁方可进一步降低能源服务商的资金压力,故当前主要以合同能源管理和融资租赁模式成为主流。在未来发展到主流阶段,工商业储能的性能、安全和价值均已得到市场充分认可的时候,业主将不再存在投资决策压力,同时纯租赁模式的动态扩容和轻资产运营的优势更适用于用电企业临时增加储能的需求,故在未来业主自投和融资租赁的模式将占比更高。盈利模式方面,虽工商业储能有峰谷套利、需量管理、需求侧响应和提供辅助服务等盈利模式,但现阶段峰谷套利仍是最主要盈利来源,而未来虚拟电厂将为工商业储能增厚利润又一途径,或成为主要盈利来源。未来受一充一放策略和峰谷价差变动影响,峰谷套利所带来的利润呈现不稳定性,但随着虚拟电厂的不断发展以及我国各省电力现货市场的不断开启,作为虚拟电厂重要的聚合资源将按照虚拟电厂所制定的策略参与到电力现货交易中,同时仍可提供辅助服务和需求侧响应,并与虚拟电厂进行利润分成,实现新的盈利模式。未来潜力市场方面,综合考虑充放电策略、峰谷价差、政策补贴和工业发展情况,预计安徽、湖北和湖南三省的工商业储能在未来具备较大发展潜力。首先,安徽、湖北和湖南三省具备两充两放条件;其次,安徽、湖北和湖南三省可再生能源发电占比和第三产业占比较高,因此日间能量供需错配且日内负荷曲线波动较大,在此背景下分时电价机制存在一定可持续性;再次,安徽和湖南两省均于2023年发布工商业补贴政策用以推动项目落地和行业发展;最后,安徽、湖北和湖南三省分别拥有超2万家规上工业企业,完全具备工商业储能发展所依赖的工业基础。综上,现阶段广东、浙江和江苏三省为工商业储能较为成熟的发展市场,未来安徽、湖北和湖南三省将成为江、浙、粤外具备发展潜力的市场。碳中和背景下储能技术创新与发展趋势第三章2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战1617政策方面,关于峰谷价差方向,现虽已出现个别省份峰谷价差有所减少的情况,但因我国当前仍需通过峰谷价差和时段来引导负荷侧的用电习惯,且当前工商业储能仍靠峰谷套利盈利,短期内峰谷价差并不会出现大幅度降低;关于峰谷时段方向,现河南省因分布式光伏消纳问题已调整峰谷时段使得该地区只能满足一充一放策略,未来全国一充一放或成大趋势。综上,峰谷价差降低叠加两充两放策略变为一充一放,工商业储能以现阶段模型测算的盈利性将大幅下降,但未来随着电力现货市场的全面开启,工商业储能通过虚拟电厂进行电力现货交易、需求侧响应和提供辅助服务或将成为继峰谷套利后另一盈利方向。商业模式方面,目前共有四种商业模式,分别为合同能源管理、融资租赁 合同能源管理、业主自投以及纯租赁模式。当下工商业储能仍处发展早期,初始投资过高所带来的资金压力和对于设备存在的安全顾虑削弱了业主自投的意愿度,而在合同能源管理模式下无需业主自投且投资方和业主方均可获得储能收益,此外再引入融资租赁方可进一步降低能源服务商的资金压力,故当前主要以合同能源管理和融资租赁模式成为主流。在未来发展到主流阶段,工商业储能的性能、安全和价值均已得到市场充分认可的时候,业主将不再存在投资决策压力,同时纯租赁模式的动态扩容和轻资产运营的优势更适用于用电企业临时增加储能的需求,故在未来业主自投和融资租赁的模式将占比更高。盈利模式方面,虽工商业储能有峰谷套利、需量管理、需求侧响应和提供辅助服务等盈利模式,但现阶段峰谷套利仍是最主要盈利来源,而未来虚拟电厂将为工商业储能增厚利润又一途径,或成为主要盈利来源。未来受一充一放策略和峰谷价差变动影响,峰谷套利所带来的利润呈现不稳定性,但随着虚拟电厂的不断发展以及我国各省电力现货市场的不断开启,作为虚拟电厂重要的聚合资源将按照虚拟电厂所制定的策略参与到电力现货交易中,同时仍可提供辅助服务和需求侧响应,并与虚拟电厂进行利润分成,实现新的盈利模式。未来潜力市场方面,综合考虑充放电策略、峰谷价差、政策补贴和工业发展情况,预计安徽、湖北和湖南三省的工商业储能在未来具备较大发展潜力。首先,安徽、湖北和湖南三省具备两充两放条件;其次,安徽、湖北和湖南三省可再生能源发电占比和第三产业占比较高,因此日间能量供需错配且日内负荷曲线波动较大,在此背景下分时电价机制存在一定可持续性;再次,安徽和湖南两省均于2023年发布工商业补贴政策用以推动项目落地和行业发展;最后,安徽、湖北和湖南三省分别拥有超2万家规上工业企业,完全具备工商业储能发展所依赖的工业基础。综上,现阶段广东、浙江和江苏三省为工商业储能较为成熟的发展市场,未来安徽、湖北和湖南三省将成为江、浙、粤外具备发展潜力的市场。碳中和背景下储能技术创新与发展趋势第三章2024中国新型储能行业发展白皮书储能系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能系统1819储能系统集成技术对于储能应用具有重要意义。从应用角度出发,电池、PCS等设备能够以集成系统为单元,统一接受上层能量管理系统的调度与控制,上层能量管理系统不必协调底层设备的运行与控制,即可实现彼此间控制范围与时间尺度上的清晰划分。从设备研制角度出发,储能系统集成技术可实现设备与应用领域的衔接,为设备的模块化、标准化和低成本提供保障。高压级联技术是一种在储能系统中应用的拓扑结构,其主要优势在于能够直接输出高压,无需经过变压器。高压级联技术在减小系统损耗、提高效率的同时,降低土地建设施工成本,提高单位建设面积的能量密度。高压级联式储能系统和低压并联分布式储能系统方案相比,省去工频变压器,提高运行效率,整体工作效率可达到98%以上。并且由于省去工频变压器和分布式储能电站储能变流器(DC/AC变换器),可以实现直挂于中高压电网,减小占地约20%。另外,由于高压级联技术无需使用变压器表现出整体成本优势,可以节省一部分设备成本,同时减小了系统损耗,降低了运行成本。虽然高压级联技术在单体设备投入方面可能略高于传统技术,但因其运行效率高、损耗小等优势,总体成本仍然具有竞争力。并且,高压级联式储能系统可通过一套装备实现“传统储能变流器 无功补偿SVG”两套装置的功能,同时提供有功支撑和无功调节,为系统提供转动惯量,减少了无功补偿SVG装置的投资和工程建设成本,在大容量情况下具有经济优势。随着技术的不断发展,储能系统集成技术也在不断创新和迭代。目前,储能系统集成的技术路线主要包括集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式。其中,集中式储能系统主要适用于低压大功率场景,通过电池多簇并联后与PCS相连,实现大功率、高效率的能源储存和输出。分布式储能系统则更适用于低压小功率场景,每一簇电池都与一个PCS单元连接,实现小功率、分布式的能源储存和管理。智能组串式储能系统则基于分布式储能系统架构,通过电池模组级能量优化、电池单簇能量控制等创新技术,实现储能系统的高效应用。高压级联式储能系统则直接将电池单簇逆变接入高压电网,实现大容量、高效率的能源储存和输出。集散式储能系统则通过直流侧多分支并联和DC/DC变换器等方式,实现电池的隔离和汇集,提高系统的可靠性和效率。从当前的技术发展趋势来看,交直流一体化储能系统、高压级联式储能系统和站房式储能系统有望在储能系统中得到更广泛的应用。高压级联式储能系统在传统储能系统中,电池直流舱与PCS交流舱是相互独立的,电池单元与PCS设备到项目场地后再进行并网测试。交直流一体方案,通过将以电池单元为核心的直流系统与以PCS为核心的交流系统在结构和应用上实现一体融合,不仅结构更优更简,而且整个储能系统的性能、效率、安全均得到提升。在性能方面,交直流一体方案可实现电池的簇级管理,解决电池不一致性的短板效应、减少了转化层级,同时可提高能量转换效率,减少故障损失率。交直流一体方案在储能系统全生命周期中整体提升了电池放电量。与传统DCDC 集中式PCS两级转化相比,交直流一体方案也减少了转化层级,使系统循环效率RTE得到提升。在交付方面,交直流一体化储能系统可以在工厂内完成装配,免去现场PCS安装、直流接线、通讯测试、充放电测试四大环节,做到到站即并网、节约工期,大幅提升项目施工效率。在安全方面,交直流一体化储能系统的电池与PCS间采用标准化短线缆连接,并内置于全液冷散热空调房,可大大降低拉弧风险,且无需直流防雷,从而大大提高储能系统的安全性。交直流一体化储能系统目前,典型的锂离子电池储能系统多采用分散式布置方式,面临建设成本高、运维难度大、环境兼容性差等问题。在单体储能系统装机规模的不断扩大的背景下,上述问题愈发凸显。开发具备低建设成本、低运维难度及低环境依赖性的高效储能系统迫在眉睫。站房式储能系统集成技术应运而生,是一种将电池系统等储能核心设备放置在建筑物内的储能集成方式。站房式储能系统集成技术具有占地面积小、建造成本低、设备统筹管理方便等技术经济优势,在空间利用率、运维操作友好性等方面优于预制舱布置方式。同时,站房式储能系统集成技术具有更好的隔热效果,有利于降低系统热管理损耗,提高电站综合效率。采用站房式储能路线可实现对站内设备的集约化高效利用和统筹管理,进一步降低设备成本,在大容量电池储能领域应用前景广阔。储能集成技术具有迭代速度快、多专业融合度高的特点。总体来看,以上三种技术作为先进的储能系统集成技术,具有广阔的应用前景和巨大的发展潜力。虽然这些技术也存在一些潜在问题需要在实际应用中加以解决和完善,例如对系统布局和组装的要求较高、单个电池的绝缘性能要求变高等。但是,随着技术的不断进步和应用场景的不断拓展,它们将成为储能系统发展的重要趋势之一。在双碳目标指引下,储能集成技术将不断适应新型电力系统的特征和需求,系统化构建满足调峰、调频、应急响应等场景的“三电架构”,加强对新型电力系统的支撑能力,成为实现能源科技革命的重要保障。站房式储能系统集成技术储能系统集成图 23 新一代液冷储能系统图片来源:海博思创2024中国新型储能行业发展白皮书储能系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能系统1819储能系统集成技术对于储能应用具有重要意义。从应用角度出发,电池、PCS等设备能够以集成系统为单元,统一接受上层能量管理系统的调度与控制,上层能量管理系统不必协调底层设备的运行与控制,即可实现彼此间控制范围与时间尺度上的清晰划分。从设备研制角度出发,储能系统集成技术可实现设备与应用领域的衔接,为设备的模块化、标准化和低成本提供保障。高压级联技术是一种在储能系统中应用的拓扑结构,其主要优势在于能够直接输出高压,无需经过变压器。高压级联技术在减小系统损耗、提高效率的同时,降低土地建设施工成本,提高单位建设面积的能量密度。高压级联式储能系统和低压并联分布式储能系统方案相比,省去工频变压器,提高运行效率,整体工作效率可达到98%以上。并且由于省去工频变压器和分布式储能电站储能变流器(DC/AC变换器),可以实现直挂于中高压电网,减小占地约20%。另外,由于高压级联技术无需使用变压器表现出整体成本优势,可以节省一部分设备成本,同时减小了系统损耗,降低了运行成本。虽然高压级联技术在单体设备投入方面可能略高于传统技术,但因其运行效率高、损耗小等优势,总体成本仍然具有竞争力。并且,高压级联式储能系统可通过一套装备实现“传统储能变流器 无功补偿SVG”两套装置的功能,同时提供有功支撑和无功调节,为系统提供转动惯量,减少了无功补偿SVG装置的投资和工程建设成本,在大容量情况下具有经济优势。随着技术的不断发展,储能系统集成技术也在不断创新和迭代。目前,储能系统集成的技术路线主要包括集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式。其中,集中式储能系统主要适用于低压大功率场景,通过电池多簇并联后与PCS相连,实现大功率、高效率的能源储存和输出。分布式储能系统则更适用于低压小功率场景,每一簇电池都与一个PCS单元连接,实现小功率、分布式的能源储存和管理。智能组串式储能系统则基于分布式储能系统架构,通过电池模组级能量优化、电池单簇能量控制等创新技术,实现储能系统的高效应用。高压级联式储能系统则直接将电池单簇逆变接入高压电网,实现大容量、高效率的能源储存和输出。集散式储能系统则通过直流侧多分支并联和DC/DC变换器等方式,实现电池的隔离和汇集,提高系统的可靠性和效率。从当前的技术发展趋势来看,交直流一体化储能系统、高压级联式储能系统和站房式储能系统有望在储能系统中得到更广泛的应用。高压级联式储能系统在传统储能系统中,电池直流舱与PCS交流舱是相互独立的,电池单元与PCS设备到项目场地后再进行并网测试。交直流一体方案,通过将以电池单元为核心的直流系统与以PCS为核心的交流系统在结构和应用上实现一体融合,不仅结构更优更简,而且整个储能系统的性能、效率、安全均得到提升。在性能方面,交直流一体方案可实现电池的簇级管理,解决电池不一致性的短板效应、减少了转化层级,同时可提高能量转换效率,减少故障损失率。交直流一体方案在储能系统全生命周期中整体提升了电池放电量。与传统DCDC 集中式PCS两级转化相比,交直流一体方案也减少了转化层级,使系统循环效率RTE得到提升。在交付方面,交直流一体化储能系统可以在工厂内完成装配,免去现场PCS安装、直流接线、通讯测试、充放电测试四大环节,做到到站即并网、节约工期,大幅提升项目施工效率。在安全方面,交直流一体化储能系统的电池与PCS间采用标准化短线缆连接,并内置于全液冷散热空调房,可大大降低拉弧风险,且无需直流防雷,从而大大提高储能系统的安全性。交直流一体化储能系统目前,典型的锂离子电池储能系统多采用分散式布置方式,面临建设成本高、运维难度大、环境兼容性差等问题。在单体储能系统装机规模的不断扩大的背景下,上述问题愈发凸显。开发具备低建设成本、低运维难度及低环境依赖性的高效储能系统迫在眉睫。站房式储能系统集成技术应运而生,是一种将电池系统等储能核心设备放置在建筑物内的储能集成方式。站房式储能系统集成技术具有占地面积小、建造成本低、设备统筹管理方便等技术经济优势,在空间利用率、运维操作友好性等方面优于预制舱布置方式。同时,站房式储能系统集成技术具有更好的隔热效果,有利于降低系统热管理损耗,提高电站综合效率。采用站房式储能路线可实现对站内设备的集约化高效利用和统筹管理,进一步降低设备成本,在大容量电池储能领域应用前景广阔。储能集成技术具有迭代速度快、多专业融合度高的特点。总体来看,以上三种技术作为先进的储能系统集成技术,具有广阔的应用前景和巨大的发展潜力。虽然这些技术也存在一些潜在问题需要在实际应用中加以解决和完善,例如对系统布局和组装的要求较高、单个电池的绝缘性能要求变高等。但是,随着技术的不断进步和应用场景的不断拓展,它们将成为储能系统发展的重要趋势之一。在双碳目标指引下,储能集成技术将不断适应新型电力系统的特征和需求,系统化构建满足调峰、调频、应急响应等场景的“三电架构”,加强对新型电力系统的支撑能力,成为实现能源科技革命的重要保障。站房式储能系统集成技术储能系统集成图 23 新一代液冷储能系统图片来源:海博思创2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2021叠片工艺是大电芯宽薄化的必选制造工艺。280Ah电芯使用卷绕工艺,使用2个卷芯在71173平台下实现280Ah。继续增加体积提升电芯单体电量,卷绕工艺的弱点将被放大,例如极耳变形、圆弧角处应力集中、膨胀力、电解液浸润、电流密度均匀性等。Z字折叠的叠片工艺,由于无圆弧设计,解决了极耳变形、圆弧角应力集中,以及由此引出的更大膨胀力问题。因此,叠片工艺赋能大电芯降低故障率。在生产节拍方面,叠片工艺慢与卷绕,但是,大尺寸极片将平衡此问题。随着电芯尺寸往宽度扩展,一方面大JR卷绕对于卷绕效率的提升要求更苛刻,影响卷绕良率和效率;另一方面叠片工艺1次极片尺寸相当于卷绕电芯动作24次,将大幅提升叠片效率,结合良率的提升,实现低节拍高产量的需求。除此之外,使用叠片工艺能为电芯隔膜提供4个方向的浸润,缩短注入电解液后的静置时间,提高电芯生产效率。叠片工艺下还可使用全极耳设计,带来更高的电流密度均匀性,从而提升大电芯的电流承载能力。综上所示,叠片是现阶段匹配大电芯的最优选择之一。进一步提升叠片生产节拍、增大叠片尺寸、提升制造良率是充分兑现大电芯成本、性能优势,提高产业高质量发展的方此外,安全是电化学储能产业健康、高质量发展的基石。温度是电芯安全运行的首要参数。为了攻克大电芯的高产热所带来的安全挑战,采用低粘高导电解液,降低液相阻抗;多元掺杂磷酸铁锂正极和低表面缺陷石墨负极,减少热效应、提升热稳定性和结构稳定性;低直流内阻(DCR);更新的电芯结构,提升电芯隔膜与电芯壳体之间的散热通道特性;都是各个电芯厂家提高大电芯自身安全性的技术手段。随着碳酸锂价格恢复常态,储能系统的价格竞争日益白热化。大电芯的成本优势对储能系统在价格战之下集成更多技术要素,为客户和产业带来更多价值提供了可能。EIS电化学阻抗谱和高精度状态观测是BMS的重要发展方向。单电芯内置先进BMS的方案,只有通过超大电芯才能在空间、性能和成本之间求得最优解。集成在电芯内部的BMS方案不仅能提升BMS的检测精度、还增加了BMS的检测维度。基于状态观测模型的数字孪生技术,将大幅提升从电芯到系统的预测性维护准确度。储能系统的循环效率RTE 循环效率(Round-trip Efficiency,RTE):考虑充放电时的设备损耗及自耗电后,电池充满状态下AC端放出的全部电量与AC端充满所需的电量之比。是客户价值最为重要的指标之一。在储能系统不间断工作的20年,维持高RTE是整个行业致力的方向。随着电芯越做越大,传统的均衡技术不再奏效。大电芯大幅降低了电芯的瓦时成本,为下一代主动均衡技术导入产业挤压出成本空间。通过使用高效高密、高可靠的电力电子技术,配合超大电芯优越的热表 4 大电芯应用示范(200MWh电站为例)图 24 卷绕工艺与叠片工艺电芯示意图表 5 部分厂商大电芯产品规格200MWh电站电芯数量PCS数量储能柜数量排列组合280Ah 226,560 15 59 15排x4列 1130Ah 56,576 17 34 9排x4列 产品 蜂巢能源 海基新能源 雄韬股份 亿纬锂能 海辰储能 规格 325Ah 375Ah 580Ah 628Ah 1130Ah 宽mm 500 45 352 346 580 厚度mm21 360 71 71 75 电芯外形宽薄化大电芯大容量电芯技术随着可再生能源渗透率的不断提升,为了保证新型电力系统的的长期稳定性,所需配置储能的时长将越来越长,长时储能的需求将在未来的电力系统中不断催生。伴随储能系统时长走向4小时、8小时,单体储能电站的电量也将从百MWh迈向GWh时代。以1GWh的储能电站为例,使用24年新进入市场的314Ah电芯,整个电站需要监控和管理的电芯数量达到100万颗。巨量的电芯,从电芯的监控管理,到单个储能产品的监控管理,再到整个电站的监控管理,都带来极大挑战。集成度更高、一致性更好的电芯是解决路径之一,提升电芯Ah数成为行业发展共识。2020年,宁德时代将280Ah电芯引入电力储能市场,71173尺寸平台成为当前行业的不二选择。2023年,多家电芯厂家相继发布314Ah电芯,“单芯一度电”。71173平台完成了第一次行业升级,电芯走进了300Ah 时代。匹配液冷技术,推动储能系统进入了单柜5MWh时代,大幅降低了储能系统的CAPEX。与此同时,电芯厂家仍在关注基于71173平台的电量升级,持续降低电芯和储能系统的Wh成本。瑞浦兰钧的问顶系列320Ah、345Ah,海辰储能、鹏辉能源、楚能新能源的320Ah,部分厂家还在开发350Ah电芯。然而,尽管300Ah 大容量电池不断,但这些尝试并未真正满足储能场景的快速变化。为了实现电芯瓦时成本的进一步降低,不少厂家正在尝试突破现有尺寸。蜂巢能源的L500型325Ah电力储能专用电芯、捷威动力360Ah磷酸铁锂方形储能电芯、海基新能源375Ah大容量储能电芯、雄韬股份的580Ah储能锂电池、亿纬锂能的Mr.BIG 628Ah电芯,以及海辰储能的长时储能专用电芯MIC1130Ah。大电芯纷纷指向以更低的瓦时成本、更高的集成度且满足电网侧储能系统20年的运营需求。得益于能量密度的提升,大电芯在电芯、系统集成、产线投资方面都大幅降低投资成本。电芯重新设计了电芯本体的结构和化学配方,内部结构件的大量简化,结合正负极配方的提升,促进电芯单瓦时成本的降低;制造方面,单位时间内电芯的产能效率提升1-3倍,降低产线的单瓦时投资与电芯的制造成本;系统集成方面,电芯数量的大幅减少,显著降低了高压盒、线束等零部件的数量,同时为安装效率的提升提供可能。降本增效的同时减少故障点,提高储能系统可靠性。大电芯带来储能系统产品的能量密度的提升,大幅降低项目占地面积,吊装系统的数量。使用大电芯可以将20尺储能标准柜的电量提升到6MWh。相比使用280Ah电芯的20尺单箱3.44MWh储能系统,能量密度、单位面积电量提升了45%。以50MW/200MWh的储能电站为例,使用大电芯的储能系统,能够减少43%集装箱数量和40%的占地面积。对于集中式储能系统,大电芯通过减少了并联的电芯组串数量,减少并联适配木桶效应带来的可用电量衰减问题,确保系统层级的长寿命使用,增加全生命周期的总放电量,保证储能项目的高盈利能力。储能电池表格来源:海辰储能图片来源:海辰储能2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2021叠片工艺是大电芯宽薄化的必选制造工艺。280Ah电芯使用卷绕工艺,使用2个卷芯在71173平台下实现280Ah。继续增加体积提升电芯单体电量,卷绕工艺的弱点将被放大,例如极耳变形、圆弧角处应力集中、膨胀力、电解液浸润、电流密度均匀性等。Z字折叠的叠片工艺,由于无圆弧设计,解决了极耳变形、圆弧角应力集中,以及由此引出的更大膨胀力问题。因此,叠片工艺赋能大电芯降低故障率。在生产节拍方面,叠片工艺慢与卷绕,但是,大尺寸极片将平衡此问题。随着电芯尺寸往宽度扩展,一方面大JR卷绕对于卷绕效率的提升要求更苛刻,影响卷绕良率和效率;另一方面叠片工艺1次极片尺寸相当于卷绕电芯动作24次,将大幅提升叠片效率,结合良率的提升,实现低节拍高产量的需求。除此之外,使用叠片工艺能为电芯隔膜提供4个方向的浸润,缩短注入电解液后的静置时间,提高电芯生产效率。叠片工艺下还可使用全极耳设计,带来更高的电流密度均匀性,从而提升大电芯的电流承载能力。综上所示,叠片是现阶段匹配大电芯的最优选择之一。进一步提升叠片生产节拍、增大叠片尺寸、提升制造良率是充分兑现大电芯成本、性能优势,提高产业高质量发展的方此外,安全是电化学储能产业健康、高质量发展的基石。温度是电芯安全运行的首要参数。为了攻克大电芯的高产热所带来的安全挑战,采用低粘高导电解液,降低液相阻抗;多元掺杂磷酸铁锂正极和低表面缺陷石墨负极,减少热效应、提升热稳定性和结构稳定性;低直流内阻(DCR);更新的电芯结构,提升电芯隔膜与电芯壳体之间的散热通道特性;都是各个电芯厂家提高大电芯自身安全性的技术手段。随着碳酸锂价格恢复常态,储能系统的价格竞争日益白热化。大电芯的成本优势对储能系统在价格战之下集成更多技术要素,为客户和产业带来更多价值提供了可能。EIS电化学阻抗谱和高精度状态观测是BMS的重要发展方向。单电芯内置先进BMS的方案,只有通过超大电芯才能在空间、性能和成本之间求得最优解。集成在电芯内部的BMS方案不仅能提升BMS的检测精度、还增加了BMS的检测维度。基于状态观测模型的数字孪生技术,将大幅提升从电芯到系统的预测性维护准确度。储能系统的循环效率RTE 循环效率(Round-trip Efficiency,RTE):考虑充放电时的设备损耗及自耗电后,电池充满状态下AC端放出的全部电量与AC端充满所需的电量之比。是客户价值最为重要的指标之一。在储能系统不间断工作的20年,维持高RTE是整个行业致力的方向。随着电芯越做越大,传统的均衡技术不再奏效。大电芯大幅降低了电芯的瓦时成本,为下一代主动均衡技术导入产业挤压出成本空间。通过使用高效高密、高可靠的电力电子技术,配合超大电芯优越的热表 4 大电芯应用示范(200MWh电站为例)图 24 卷绕工艺与叠片工艺电芯示意图表 5 部分厂商大电芯产品规格200MWh电站电芯数量PCS数量储能柜数量排列组合280Ah 226,560 15 59 15排x4列 1130Ah 56,576 17 34 9排x4列 产品 蜂巢能源 海基新能源 雄韬股份 亿纬锂能 海辰储能 规格 325Ah 375Ah 580Ah 628Ah 1130Ah 宽mm 500 45 352 346 580 厚度mm21 360 71 71 75 电芯外形宽薄化大电芯大容量电芯技术随着可再生能源渗透率的不断提升,为了保证新型电力系统的的长期稳定性,所需配置储能的时长将越来越长,长时储能的需求将在未来的电力系统中不断催生。伴随储能系统时长走向4小时、8小时,单体储能电站的电量也将从百MWh迈向GWh时代。以1GWh的储能电站为例,使用24年新进入市场的314Ah电芯,整个电站需要监控和管理的电芯数量达到100万颗。巨量的电芯,从电芯的监控管理,到单个储能产品的监控管理,再到整个电站的监控管理,都带来极大挑战。集成度更高、一致性更好的电芯是解决路径之一,提升电芯Ah数成为行业发展共识。2020年,宁德时代将280Ah电芯引入电力储能市场,71173尺寸平台成为当前行业的不二选择。2023年,多家电芯厂家相继发布314Ah电芯,“单芯一度电”。71173平台完成了第一次行业升级,电芯走进了300Ah 时代。匹配液冷技术,推动储能系统进入了单柜5MWh时代,大幅降低了储能系统的CAPEX。与此同时,电芯厂家仍在关注基于71173平台的电量升级,持续降低电芯和储能系统的Wh成本。瑞浦兰钧的问顶系列320Ah、345Ah,海辰储能、鹏辉能源、楚能新能源的320Ah,部分厂家还在开发350Ah电芯。然而,尽管300Ah 大容量电池不断,但这些尝试并未真正满足储能场景的快速变化。为了实现电芯瓦时成本的进一步降低,不少厂家正在尝试突破现有尺寸。蜂巢能源的L500型325Ah电力储能专用电芯、捷威动力360Ah磷酸铁锂方形储能电芯、海基新能源375Ah大容量储能电芯、雄韬股份的580Ah储能锂电池、亿纬锂能的Mr.BIG 628Ah电芯,以及海辰储能的长时储能专用电芯MIC1130Ah。大电芯纷纷指向以更低的瓦时成本、更高的集成度且满足电网侧储能系统20年的运营需求。得益于能量密度的提升,大电芯在电芯、系统集成、产线投资方面都大幅降低投资成本。电芯重新设计了电芯本体的结构和化学配方,内部结构件的大量简化,结合正负极配方的提升,促进电芯单瓦时成本的降低;制造方面,单位时间内电芯的产能效率提升1-3倍,降低产线的单瓦时投资与电芯的制造成本;系统集成方面,电芯数量的大幅减少,显著降低了高压盒、线束等零部件的数量,同时为安装效率的提升提供可能。降本增效的同时减少故障点,提高储能系统可靠性。大电芯带来储能系统产品的能量密度的提升,大幅降低项目占地面积,吊装系统的数量。使用大电芯可以将20尺储能标准柜的电量提升到6MWh。相比使用280Ah电芯的20尺单箱3.44MWh储能系统,能量密度、单位面积电量提升了45%。以50MW/200MWh的储能电站为例,使用大电芯的储能系统,能够减少43%集装箱数量和40%的占地面积。对于集中式储能系统,大电芯通过减少了并联的电芯组串数量,减少并联适配木桶效应带来的可用电量衰减问题,确保系统层级的长寿命使用,增加全生命周期的总放电量,保证储能项目的高盈利能力。储能电池表格来源:海辰储能图片来源:海辰储能2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2223此外,聚阴离子在能效、循环寿命、安全性等性能具有突出优势,并已经具备成熟的电池制备技术。不过,受限于目前聚阴离子材料原料供应、成本和能量密度问题,聚阴离子的产业化道路发展相对层状氧化物较慢。不管是层状氧化物还是聚阴离子,面对碳酸锂价格的下滑,这两大技术路线可能都会受到一些冲击和影响,主要原因在于钠离子电池目前的性价比无法体现出来。整个产业仍然处于推广期,正负极材料性能仍有待进一步优化,规模化效应尚未能形成,电芯成本仍然较高。不过,钠电具有自身独特的电化学特性,尤其是低温放电特性和高倍率特性优异,能适配寒冷地区的应用需要,存在差异化竞争的可能性。钠离子电池是基于钠资源丰富、成本低的特性而受到关注,尽管在能量密度和循环寿命等方面不及锂电池,但其在安全性和高低温性能上有优势。钠离子电池的工作原理和锂电池类似,但正负极材料、电解液等不同,使其具有更高的安全性和优异的高低温性能。但目前不管是性能还是成本,在现阶段钠电相比铁锂都会有一定的差距,随着钠电材料的逐步成熟,规模化效应形成,性能和成本将会得到有效改善,这有助于钠电的竞争力的体现。针对于层状氧化物和聚阴离子的应用场景,则需要根据产品的性能特性来做选择。如层状氧化物的能量密度会比聚阴离子高一些,循环寿命和能量密度均比铅酸电池要好,一旦规模化成本降低后,在低速车、启停领域可能会率先应用。其中,启停电源的装置靠近发动机,温度很高,长期高温环境下对钠电也是一个考验。聚阴离子因其高能效、循环性能优异、安全性好等特点,主要面向储能端应用。钠离子电池在基站电池方面的应用也比较合适,比如在西北、东北等地区,基站会有小房间,能解决充电的问题。此外,随着换电厂家,两/三轮车厂家对钠电的关注逐渐增加,钠离子电池在两轮车、三轮车、换电、共享电单车等领域也有望率先突破应用,其中,钠电在共享电单车的需求量甚至会比换电还要大。因此,国内钠离子电池尚处于初期发展阶段,成本问题依然是最制约钠电产业化发展的因素之一。尽管其预期成本优势明显,但由于产业化程度不高,需要产业链完善后方可发挥其优势。同时,在新能源汽车电池需求不断增长和储能领域需求提升的情况下,钠离子电池仍受能量密度限制,应用场景仍较为受限,需要更多的政策和产业支持。图 25 青岛北岸控股大数据中心5MW/10MWh钠离子储能电站示范项目电芯 循环效率(Round-trip Efficiency,RTE):考虑充放电时的设备损耗及自耗电后,电池充满状态下AC端放出的全部电量与AC端充满所需的电量之比。均衡能力和制造端不断提升的产品一致性。光储同寿,在大电芯储能系统与客户相伴的后10年,能够始终维持高RTE,在千行百业中,自始至终为客户创造最大的价值。作为电网支撑、新能源消纳的重要支撑,未来电化学储能必将配合风光发电在祖国的碳中和事业中发挥重要角色,大电芯已经成为电化学储能产业高质量繁荣发展的重要产品技术方向,其将在未来为整体储能行业带来根本性的变革。随着能源领域的不断发展,从锂离子电池到光伏发电再到储能系统,钠离子电池被视为下一个有潜力的技术。尽管钠离子电池具有较低的能量密度,但其成本优势、安全性和高低温性能为其带来了潜在的应用前景。现阶段,商业化钠离子电池使用的负极材料都是硬碳,且三类主要正极材料都已经有实现商业化生产的例子。英国的Faradion公司、中国的中科海钠公司都开发出了具有较高比容量的层状氧化物正极材料,由其构成的全钠离子电池路线电池甚至可以超过锂离子电池中的磷酸铁锂电池。聚阴离子类的快离子导体以及PBA类材料的正极材料能量密度低一些,但却可以实现极高的功率密度,适用于高功率输出设备的需求。美国的Novasis Energies、隶属于斯坦福的Natron Energy公司则成功开发出了以PBA为正极的的钠离子电池。目前国内部分领先厂家已有针对层状氧化物体系的钠离子电池已经量产下线,并用于钠离子储能电站(鹏辉&青岛北岸控股大数据中心5MW/10MWh钠离子储能电站示范项目)及各类储能项目中,这也是钠离子电芯在北方储能电站的大规模应用,标志着钠离子电芯正式导入市场,进入规模化商业应用阶段,对于钠电产业化具有标志性意义。图片来源:鹏辉能源2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池2223此外,聚阴离子在能效、循环寿命、安全性等性能具有突出优势,并已经具备成熟的电池制备技术。不过,受限于目前聚阴离子材料原料供应、成本和能量密度问题,聚阴离子的产业化道路发展相对层状氧化物较慢。不管是层状氧化物还是聚阴离子,面对碳酸锂价格的下滑,这两大技术路线可能都会受到一些冲击和影响,主要原因在于钠离子电池目前的性价比无法体现出来。整个产业仍然处于推广期,正负极材料性能仍有待进一步优化,规模化效应尚未能形成,电芯成本仍然较高。不过,钠电具有自身独特的电化学特性,尤其是低温放电特性和高倍率特性优异,能适配寒冷地区的应用需要,存在差异化竞争的可能性。钠离子电池是基于钠资源丰富、成本低的特性而受到关注,尽管在能量密度和循环寿命等方面不及锂电池,但其在安全性和高低温性能上有优势。钠离子电池的工作原理和锂电池类似,但正负极材料、电解液等不同,使其具有更高的安全性和优异的高低温性能。但目前不管是性能还是成本,在现阶段钠电相比铁锂都会有一定的差距,随着钠电材料的逐步成熟,规模化效应形成,性能和成本将会得到有效改善,这有助于钠电的竞争力的体现。针对于层状氧化物和聚阴离子的应用场景,则需要根据产品的性能特性来做选择。如层状氧化物的能量密度会比聚阴离子高一些,循环寿命和能量密度均比铅酸电池要好,一旦规模化成本降低后,在低速车、启停领域可能会率先应用。其中,启停电源的装置靠近发动机,温度很高,长期高温环境下对钠电也是一个考验。聚阴离子因其高能效、循环性能优异、安全性好等特点,主要面向储能端应用。钠离子电池在基站电池方面的应用也比较合适,比如在西北、东北等地区,基站会有小房间,能解决充电的问题。此外,随着换电厂家,两/三轮车厂家对钠电的关注逐渐增加,钠离子电池在两轮车、三轮车、换电、共享电单车等领域也有望率先突破应用,其中,钠电在共享电单车的需求量甚至会比换电还要大。因此,国内钠离子电池尚处于初期发展阶段,成本问题依然是最制约钠电产业化发展的因素之一。尽管其预期成本优势明显,但由于产业化程度不高,需要产业链完善后方可发挥其优势。同时,在新能源汽车电池需求不断增长和储能领域需求提升的情况下,钠离子电池仍受能量密度限制,应用场景仍较为受限,需要更多的政策和产业支持。图 25 青岛北岸控股大数据中心5MW/10MWh钠离子储能电站示范项目电芯 循环效率(Round-trip Efficiency,RTE):考虑充放电时的设备损耗及自耗电后,电池充满状态下AC端放出的全部电量与AC端充满所需的电量之比。均衡能力和制造端不断提升的产品一致性。光储同寿,在大电芯储能系统与客户相伴的后10年,能够始终维持高RTE,在千行百业中,自始至终为客户创造最大的价值。作为电网支撑、新能源消纳的重要支撑,未来电化学储能必将配合风光发电在祖国的碳中和事业中发挥重要角色,大电芯已经成为电化学储能产业高质量繁荣发展的重要产品技术方向,其将在未来为整体储能行业带来根本性的变革。随着能源领域的不断发展,从锂离子电池到光伏发电再到储能系统,钠离子电池被视为下一个有潜力的技术。尽管钠离子电池具有较低的能量密度,但其成本优势、安全性和高低温性能为其带来了潜在的应用前景。现阶段,商业化钠离子电池使用的负极材料都是硬碳,且三类主要正极材料都已经有实现商业化生产的例子。英国的Faradion公司、中国的中科海钠公司都开发出了具有较高比容量的层状氧化物正极材料,由其构成的全钠离子电池路线电池甚至可以超过锂离子电池中的磷酸铁锂电池。聚阴离子类的快离子导体以及PBA类材料的正极材料能量密度低一些,但却可以实现极高的功率密度,适用于高功率输出设备的需求。美国的Novasis Energies、隶属于斯坦福的Natron Energy公司则成功开发出了以PBA为正极的的钠离子电池。目前国内部分领先厂家已有针对层状氧化物体系的钠离子电池已经量产下线,并用于钠离子储能电站(鹏辉&青岛北岸控股大数据中心5MW/10MWh钠离子储能电站示范项目)及各类储能项目中,这也是钠离子电芯在北方储能电站的大规模应用,标志着钠离子电芯正式导入市场,进入规模化商业应用阶段,对于钠电产业化具有标志性意义。图片来源:鹏辉能源构网型PCS应用背景国家能源生产和消费革命战略(20162030)明确提出非化石能源占比在2020 年、2030 年及 2050 年分别达到 15%、20%及 50%以上。随着光伏发电、风力发电等新能源和以新能源电动汽车为代表的新型负荷通过电力电子变换设备大规模接入电网,由此导致的高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性为新型电力系统的主要特征之一,我国新型电力系统也将面临严峻的挑战:1)高比例可再生能源接入:新能源占比的不断提高,其间歇性、随机性、波动性特点快速消耗电力系统灵活调节资源。未来,新能源大规模高比例发展对系统调节能力提出了巨大需求,但调节性电源建设面临诸多约束,区域性新能源高效消纳风险增大,制约新能源高效利用。2)高比例电力电子设备接入:伴随风、光等可再生能源大量接入,电力电子发电设备在电力系统中占比不断提升,由于可再生能源发电与传统同步发电机的控制特性差异、电网中诸多电力电子设备控制方案不同,低惯量、低阻尼、弱电压支撑已成为新型电力系统的显著特征。同时,输电侧的换流站和潮流控制(如统一潮流控制器,静止同步串联补偿器)、用电侧的充电桩等电力电子设备大量接入进一步增加了电网复杂性,对电网稳定运行提出新挑战。3)高比例特高压直流输电:我国能源生产、消费呈现逆向分布,风、光能源大基地、大水电、大核电等集约化开发主要集中在西南、西北、东北、华北地区电力负荷中心主要集中在中东部地区,以特高压为骨干网架的大容量、远距离能源输送大通道建设全面加速,不断深化“西电东送”扩大“北电南送”的能源配置格局。大容量远距离能源输送通道下,由严重故障引发的局部电网间解列会引起全网功率大范围转移。目前特高压直流母线电压高达1100KV,当发生换相失败、直流闭锁,导致功率不平衡、瞬时过电压等问题时会增加系统频率和电压失稳风险,对变流设备性能如惯量支撑、频率支撑、电压支撑提出更高要求。4)发电系统异常失电时通常是通过柴油机给变压器建立励磁,相对成本高,需要变流器可以自行完成交流电压的建立,为主发电单元提供所需要的励磁,甚至需要发电单元能自行组建电网。因此需要提前应对分布式电源渗透率逐步提高和源网荷储灵活互动的需要,推进变流器并网及电压协调控制技术,实现发配电网大规模分布式电源有序接入、灵活并网和多种能源协调优化调度,推动提升发配电网运行效能势在必行。其中变流器并网及电压协调控制技术尤为关键。并网变流器控制技术随着新能源的发展逐步发展,其主要分三个阶段:电网跟随阶段(Grid-following,GFL):2005年以前新能源渗透率相对较低,此时电网的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)相对较高,新能源对其影响相对较小,故电网对并网变流器没有提出更高需求2024中国新型储能行业发展白皮书储能变流器2024中国新型储能行业发展白皮书储能变流器储能变流器构网型变流器的设计与功能电网支撑阶段(Grid-support,GST):2005-2020年,以光伏和风电为代表的新能源大规模接入电网,导致新能源渗透率相对较高,个别地区超过20%,此时电网的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)逐步下降,新能源对其影响较大。因此必须考虑各种运行状态下电网故障时变流器对电网的支撑作用,主要包括稳态电压控制和动态无功支撑,如自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)和低电压穿越(Low Voltage Ride Through,LVRT),在电网电压出现跌落时变流器需要发出无功功率,支撑电网恢复到正常运行状态,不能脱离电网,如图3.2所示电网故障时,变流器需要持续运行并发出对应无功支撑电网。电网构建阶段(Grid-forming,GFM):2020年后,光伏等新能源更大规模接入电网,导致新能源渗透率较高,个别地区超过60%,此时电网的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)将大幅降低,甚至个别地区SCR低于1.5,由于新能源固有的间歇性、随机性和波动性导致其对电网影为了保证未来电力电子高渗透率(甚至100%渗透率)下新型电力系统的稳定运行,需要将其中部分变流器控制成电压源而非电流源。虽然在不同文献中,构网型变流器控制架构的具体实现细节有所差别,但它们均遵循着相同的本质,即:1)将变流器控制成电压源而非电流源。2425变流器控制技术演变图 26 电网跟随阶段系统等效图图 27 德国BDEW对LVRT的要求图 28 电网构建阶段系统等效图图 29 构网型变流器系统等效图,只需要跟踪电网的电压、相位以控制变流器的能量输出,控制相对简单,不足之处是它需要依赖于稳定的电网,无法应对电网的扰动。如图3.1所示,跟网型变流器表现为并联高阻抗的可控电流源,P*和Q*分别表示变流器输出有功功率和无功功率参考值。响极大,因此变流器不仅仅只是需要其支撑电网,还必须一同构建电网。特别是2050年后,新能源渗透率将全面超过50%,同步发电机在电网系统的占比过低,发电单元主要由电力电子变流器构成,此时必须考虑变流器工作在电压源模式来构建电网,尤其是VSG技术的持续发展,将使变流器逐步具备同步电机的发电特性,进一步保证电网稳定。2)通过控制变流器自身输出功率(或直流电压)而非仅采样外部交流电网电压来实现同步。上述两条核心控制思想保证了构网型变流器可以在不依赖外界交流系统的情况下,自行构建交流侧输出电压,以便交流电力系统在正常、干扰、紧急情况下均能运行。因此构网型变流器可以孤岛运行,也可以接入极弱电网运行。如图3.3所示为构网型变流器等效图。由于上述优势,构网型变流器在电力系统中的应用在近年来得到了广泛的关注。图片来源:阳光电源图片来源:阳光电源图片来源:阳光电源图片来源:阳光电源构网型PCS应用背景国家能源生产和消费革命战略(20162030)明确提出非化石能源占比在2020 年、2030 年及 2050 年分别达到 15%、20%及 50%以上。随着光伏发电、风力发电等新能源和以新能源电动汽车为代表的新型负荷通过电力电子变换设备大规模接入电网,由此导致的高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性为新型电力系统的主要特征之一,我国新型电力系统也将面临严峻的挑战:1)高比例可再生能源接入:新能源占比的不断提高,其间歇性、随机性、波动性特点快速消耗电力系统灵活调节资源。未来,新能源大规模高比例发展对系统调节能力提出了巨大需求,但调节性电源建设面临诸多约束,区域性新能源高效消纳风险增大,制约新能源高效利用。2)高比例电力电子设备接入:伴随风、光等可再生能源大量接入,电力电子发电设备在电力系统中占比不断提升,由于可再生能源发电与传统同步发电机的控制特性差异、电网中诸多电力电子设备控制方案不同,低惯量、低阻尼、弱电压支撑已成为新型电力系统的显著特征。同时,输电侧的换流站和潮流控制(如统一潮流控制器,静止同步串联补偿器)、用电侧的充电桩等电力电子设备大量接入进一步增加了电网复杂性,对电网稳定运行提出新挑战。3)高比例特高压直流输电:我国能源生产、消费呈现逆向分布,风、光能源大基地、大水电、大核电等集约化开发主要集中在西南、西北、东北、华北地区电力负荷中心主要集中在中东部地区,以特高压为骨干网架的大容量、远距离能源输送大通道建设全面加速,不断深化“西电东送”扩大“北电南送”的能源配置格局。大容量远距离能源输送通道下,由严重故障引发的局部电网间解列会引起全网功率大范围转移。目前特高压直流母线电压高达1100KV,当发生换相失败、直流闭锁,导致功率不平衡、瞬时过电压等问题时会增加系统频率和电压失稳风险,对变流设备性能如惯量支撑、频率支撑、电压支撑提出更高要求。4)发电系统异常失电时通常是通过柴油机给变压器建立励磁,相对成本高,需要变流器可以自行完成交流电压的建立,为主发电单元提供所需要的励磁,甚至需要发电单元能自行组建电网。因此需要提前应对分布式电源渗透率逐步提高和源网荷储灵活互动的需要,推进变流器并网及电压协调控制技术,实现发配电网大规模分布式电源有序接入、灵活并网和多种能源协调优化调度,推动提升发配电网运行效能势在必行。其中变流器并网及电压协调控制技术尤为关键。并网变流器控制技术随着新能源的发展逐步发展,其主要分三个阶段:电网跟随阶段(Grid-following,GFL):2005年以前新能源渗透率相对较低,此时电网的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)相对较高,新能源对其影响相对较小,故电网对并网变流器没有提出更高需求2024中国新型储能行业发展白皮书储能变流器2024中国新型储能行业发展白皮书储能变流器储能变流器构网型变流器的设计与功能电网支撑阶段(Grid-support,GST):2005-2020年,以光伏和风电为代表的新能源大规模接入电网,导致新能源渗透率相对较高,个别地区超过20%,此时电网的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)逐步下降,新能源对其影响较大。因此必须考虑各种运行状态下电网故障时变流器对电网的支撑作用,主要包括稳态电压控制和动态无功支撑,如自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)和低电压穿越(Low Voltage Ride Through,LVRT),在电网电压出现跌落时变流器需要发出无功功率,支撑电网恢复到正常运行状态,不能脱离电网,如图3.2所示电网故障时,变流器需要持续运行并发出对应无功支撑电网。电网构建阶段(Grid-forming,GFM):2020年后,光伏等新能源更大规模接入电网,导致新能源渗透率较高,个别地区超过60%,此时电网的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)将大幅降低,甚至个别地区SCR低于1.5,由于新能源固有的间歇性、随机性和波动性导致其对电网影为了保证未来电力电子高渗透率(甚至100%渗透率)下新型电力系统的稳定运行,需要将其中部分变流器控制成电压源而非电流源。虽然在不同文献中,构网型变流器控制架构的具体实现细节有所差别,但它们均遵循着相同的本质,即:1)将变流器控制成电压源而非电流源。2425变流器控制技术演变图 26 电网跟随阶段系统等效图图 27 德国BDEW对LVRT的要求图 28 电网构建阶段系统等效图图 29 构网型变流器系统等效图,只需要跟踪电网的电压、相位以控制变流器的能量输出,控制相对简单,不足之处是它需要依赖于稳定的电网,无法应对电网的扰动。如图3.1所示,跟网型变流器表现为并联高阻抗的可控电流源,P*和Q*分别表示变流器输出有功功率和无功功率参考值。响极大,因此变流器不仅仅只是需要其支撑电网,还必须一同构建电网。特别是2050年后,新能源渗透率将全面超过50%,同步发电机在电网系统的占比过低,发电单元主要由电力电子变流器构成,此时必须考虑变流器工作在电压源模式来构建电网,尤其是VSG技术的持续发展,将使变流器逐步具备同步电机的发电特性,进一步保证电网稳定。2)通过控制变流器自身输出功率(或直流电压)而非仅采样外部交流电网电压来实现同步。上述两条核心控制思想保证了构网型变流器可以在不依赖外界交流系统的情况下,自行构建交流侧输出电压,以便交流电力系统在正常、干扰、紧急情况下均能运行。因此构网型变流器可以孤岛运行,也可以接入极弱电网运行。如图3.3所示为构网型变流器等效图。由于上述优势,构网型变流器在电力系统中的应用在近年来得到了广泛的关注。图片来源:阳光电源图片来源:阳光电源图片来源:阳光电源图片来源:阳光电源2024中国新型储能行业发展白皮书储能变流器2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2627图 30 涠洲岛5MW/10MWh构网型储能项目构网型技术项目分析广西涠洲岛构网项目储能BMS热失控管理技术在广西北海北部湾中部,坐落着“中国最美海岛之一”涠洲岛,这里的民生和生产用电主要来自燃气、余热、光伏等清洁能源。由于高比例新能源的接入,以及不与大电网相连。涠洲孤网不仅要解决电压频率波动、惯量不足等问题,还需要在发生失电情况时,依靠“黑启动”快速恢复供电,在黑启动中作为电压源,构建独立稳定的系统电压,是构网型储能系统必要要求。由中国海油建设的全球首个海上构网型储能项目涠洲岛5MW/10MWh储能电站成功投运,借助阳光电源的构网型储能技术,解决了以上难题,打造出中国首个源网荷储一体、多能互补的海上油田群智慧电力系统。储能电站(系统)在电网中的应用目的主要考虑“负荷调节、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷”等几大功能应用。涠洲电网接入风光新能源发电系统后,为原来稳定的燃气透平电源系统增加了可变因素,需同时配套储能系统,提高电网的稳定性。当燃气透平机组全部停机后,由储能作为电压源,启动透平机组,从而恢复岛上发电,保证岛上用电的可靠性。图 31 电池热失控触发方式储能电池管理系统图片来源:阳光电源图片来源:华塑科技图片来源:华塑科技热失控是电池在特定条件下,如高温、过充、内部短路等,导致电池内部化学反应失控,产生大量热量并可能引发火灾或爆炸的现象。对于电化学储能系统来说,热失控可能带来以下痛点:1.安全问题:热失控可能引发火灾或爆炸,对人员和设备安全构成严重威胁。同时,这也可能导致储能系统的损坏,影响其正常运行。2.设备损坏:热失控过程中产生的高温可能破坏电池和其他相关设备,导致设备损坏和失效。3.能源损失:热失控可能导致电池内部的能量迅速释放,造成能源损失,影响储能系统的性能和经济性。4.环境污染:电池在热失控过程中可能产生有害热失控抑制管理主要是针对电池等设备的热失控问题而进行的。以下是两种常见的热失控抑制管理方法:1.热管理设计预防:这种方法主要是通过提高电池的散热效率来预防热失控。相比较自然冷却和强制风冷,液冷是一种散热效率较高的热管理方式。因此,增加液冷系统是一种有效预防电池系统热失控的手段。其主要目的是从抑制热扩散方面来减轻热失控对电池的损伤。2.BMS监控:BMS(电池管理系统)监控是一种针对电气滥用和热滥用的有效抑制手段。它主要是通过提高电池状态的估计精度,避免过充放造成的热失控。此外,BMS监控还可以设置温度分级报警,在热滥用发生之初就对系统发出警告,从而及图 32 热管理抑制热失控传播示意图气体和烟雾,对环境造成污染。为了解决这些问题,研究者们正在努力提高电池的安全性和稳定性,如通过改进电池材料、优化电池设计、加强电池管理等措施来降低热失控的风险。此外,研发具有高效灭火和抑制热失控功能的设备,如储能舱自动灭火系统,也是解决这一痛点的重要途径。时采取应对措施,防止热失控的发生。总的来说,热失控抑制管理需要综合考虑多种因素,包括设备的散热性能、电池管理系统的监控能力、环境温度等。在实际应用中,需要根据具体情况选择合适的热失控抑制管理策略,以确保设备的安全稳定运行。2024中国新型储能行业发展白皮书储能变流器2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2627图 30 涠洲岛5MW/10MWh构网型储能项目构网型技术项目分析广西涠洲岛构网项目储能BMS热失控管理技术在广西北海北部湾中部,坐落着“中国最美海岛之一”涠洲岛,这里的民生和生产用电主要来自燃气、余热、光伏等清洁能源。由于高比例新能源的接入,以及不与大电网相连。涠洲孤网不仅要解决电压频率波动、惯量不足等问题,还需要在发生失电情况时,依靠“黑启动”快速恢复供电,在黑启动中作为电压源,构建独立稳定的系统电压,是构网型储能系统必要要求。由中国海油建设的全球首个海上构网型储能项目涠洲岛5MW/10MWh储能电站成功投运,借助阳光电源的构网型储能技术,解决了以上难题,打造出中国首个源网荷储一体、多能互补的海上油田群智慧电力系统。储能电站(系统)在电网中的应用目的主要考虑“负荷调节、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷”等几大功能应用。涠洲电网接入风光新能源发电系统后,为原来稳定的燃气透平电源系统增加了可变因素,需同时配套储能系统,提高电网的稳定性。当燃气透平机组全部停机后,由储能作为电压源,启动透平机组,从而恢复岛上发电,保证岛上用电的可靠性。图 31 电池热失控触发方式储能电池管理系统图片来源:阳光电源图片来源:华塑科技图片来源:华塑科技热失控是电池在特定条件下,如高温、过充、内部短路等,导致电池内部化学反应失控,产生大量热量并可能引发火灾或爆炸的现象。对于电化学储能系统来说,热失控可能带来以下痛点:1.安全问题:热失控可能引发火灾或爆炸,对人员和设备安全构成严重威胁。同时,这也可能导致储能系统的损坏,影响其正常运行。2.设备损坏:热失控过程中产生的高温可能破坏电池和其他相关设备,导致设备损坏和失效。3.能源损失:热失控可能导致电池内部的能量迅速释放,造成能源损失,影响储能系统的性能和经济性。4.环境污染:电池在热失控过程中可能产生有害热失控抑制管理主要是针对电池等设备的热失控问题而进行的。以下是两种常见的热失控抑制管理方法:1.热管理设计预防:这种方法主要是通过提高电池的散热效率来预防热失控。相比较自然冷却和强制风冷,液冷是一种散热效率较高的热管理方式。因此,增加液冷系统是一种有效预防电池系统热失控的手段。其主要目的是从抑制热扩散方面来减轻热失控对电池的损伤。2.BMS监控:BMS(电池管理系统)监控是一种针对电气滥用和热滥用的有效抑制手段。它主要是通过提高电池状态的估计精度,避免过充放造成的热失控。此外,BMS监控还可以设置温度分级报警,在热滥用发生之初就对系统发出警告,从而及图 32 热管理抑制热失控传播示意图气体和烟雾,对环境造成污染。为了解决这些问题,研究者们正在努力提高电池的安全性和稳定性,如通过改进电池材料、优化电池设计、加强电池管理等措施来降低热失控的风险。此外,研发具有高效灭火和抑制热失控功能的设备,如储能舱自动灭火系统,也是解决这一痛点的重要途径。时采取应对措施,防止热失控的发生。总的来说,热失控抑制管理需要综合考虑多种因素,包括设备的散热性能、电池管理系统的监控能力、环境温度等。在实际应用中,需要根据具体情况选择合适的热失控抑制管理策略,以确保设备的安全稳定运行。热管理控制和热失控分析1.热管理控制:A.根据电芯排布(风道走向、液体流向)对电芯温度建模,通过软件对电芯温度进行分析,进行调温;B.总正、负、模组连接排温度点和电芯分开,软件控制策略不同;C.联合电池包热仿真数据,找到最低、最高温度点,进行温度测量;D.温度采样分辨率0.1;E.多维度对比电池面温度传感检测技术及高速高精度温度采集及补偿;2.热失控分析:A.CO/VOC浓度检测B.U和T检测C.热扩散模型分析2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统28 29图 34 热失控传播示意图图 33 华塑BMS热管理控制储能BMS(电池管理系统)热失控发展趋势是一个复杂且关键的问题,涉及到电池技术、系统设计、运行环境等多个方面。随着电池储能系统的广泛应用,热失控问题逐渐受到业界的重视。需要明确的是,热失控是电池在特定条件下,如高温、过充、内部短路等,导致电池内部化学反应失控,产生大量热量并可能引发火灾的现象。因此,对于储能BMS来说,预防和控制热失控是保障系统安全的关键。从发展趋势来看,随着电池技术的不断进步,新型电池材料的应用以及电池管理系统的智能化发展,储能BMS热失控的风险有望逐渐降低。1.新型电池材料:目前,锂电池是主要的储能电池类型。未来,随着固态电池等新型电池技术的研发和应用,电池的热稳定性和安全性有望得到显著提升,从而降低热失控的风险。2.电池管理系统的智能化:智能化是储能BMS的重要发展方向。通过引入先进的算法和传感器技术,可以实现对电池状态的实时监测和预警,及时发现并处理可能导致热失控的异常情况,从而避免热失控的发生。3.系统设计的优化:在储能系统的设计中,通过优化电池包的结构、散热系统、安全防护措施等,可以降低电池在工作过程中产生的热量,提高系统的散热效率,从而减少热失控的风险。然而,尽管有这些积极的发展趋势,储能BMS热失控问题仍然存在挑战。例如,电池的老化、外部环境的变化等因素可能导致电池状态的不确定性增加,使得热失控的预防和控制更加困难。因此,未来仍需要持续加强对储能BMS热失控问题的研究和实践,不断提高系统的安全性和可靠性。综上所述,储能BMS热失控发展趋势呈现出逐渐降低的风险,但仍需持续关注和研究。通过技术创新和系统优化,有望进一步提高储能系统的安全性和可靠性,推动储能技术的广泛应用和发展。图片来源:华塑科技图片来源:华塑科技图片来源:华塑科技图 35 华塑气体检测BMS热管理控制和热失控分析1.热管理控制:A.根据电芯排布(风道走向、液体流向)对电芯温度建模,通过软件对电芯温度进行分析,进行调温;B.总正、负、模组连接排温度点和电芯分开,软件控制策略不同;C.联合电池包热仿真数据,找到最低、最高温度点,进行温度测量;D.温度采样分辨率0.1;E.多维度对比电池面温度传感检测技术及高速高精度温度采集及补偿;2.热失控分析:A.CO/VOC浓度检测B.U和T检测C.热扩散模型分析2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统28 29图 34 热失控传播示意图图 33 华塑BMS热管理控制储能BMS(电池管理系统)热失控发展趋势是一个复杂且关键的问题,涉及到电池技术、系统设计、运行环境等多个方面。随着电池储能系统的广泛应用,热失控问题逐渐受到业界的重视。需要明确的是,热失控是电池在特定条件下,如高温、过充、内部短路等,导致电池内部化学反应失控,产生大量热量并可能引发火灾的现象。因此,对于储能BMS来说,预防和控制热失控是保障系统安全的关键。从发展趋势来看,随着电池技术的不断进步,新型电池材料的应用以及电池管理系统的智能化发展,储能BMS热失控的风险有望逐渐降低。1.新型电池材料:目前,锂电池是主要的储能电池类型。未来,随着固态电池等新型电池技术的研发和应用,电池的热稳定性和安全性有望得到显著提升,从而降低热失控的风险。2.电池管理系统的智能化:智能化是储能BMS的重要发展方向。通过引入先进的算法和传感器技术,可以实现对电池状态的实时监测和预警,及时发现并处理可能导致热失控的异常情况,从而避免热失控的发生。3.系统设计的优化:在储能系统的设计中,通过优化电池包的结构、散热系统、安全防护措施等,可以降低电池在工作过程中产生的热量,提高系统的散热效率,从而减少热失控的风险。然而,尽管有这些积极的发展趋势,储能BMS热失控问题仍然存在挑战。例如,电池的老化、外部环境的变化等因素可能导致电池状态的不确定性增加,使得热失控的预防和控制更加困难。因此,未来仍需要持续加强对储能BMS热失控问题的研究和实践,不断提高系统的安全性和可靠性。综上所述,储能BMS热失控发展趋势呈现出逐渐降低的风险,但仍需持续关注和研究。通过技术创新和系统优化,有望进一步提高储能系统的安全性和可靠性,推动储能技术的广泛应用和发展。图片来源:华塑科技图片来源:华塑科技图片来源:华塑科技图 35 华塑气体检测BMS2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统3031储能BMS均衡技术主动均衡技术方案1:光耦继电器切换均衡充放电技术方案2:外界辅助型被动均衡放电 均衡充电技术在配备BMS的锂离子电池系统实际应用的过程中,初始满足均衡条件需要进行均衡的电池组差异性配比一般为3%-8%。其中被动均衡主要以电阻消纳法拉低容量/电压偏高的电池单体,进而实现电池组一致性的缩小而改善;主动均衡以高向低能量转移的方式进行电池组一致性的优化。行业典型的被动均衡能力为100mA,均衡效率0%,典型的主动均衡能力为2A10%,均衡效率为85%-90%。早期的BMS主动均衡技术有采用分立器件采集,加上系列光耦继电器切换实现单元内单一的单体均衡充放电,主要局限性如下:1)外围电路复杂,产品体积大,抗干扰性能差,在共模干扰环境下易造成采集偏差较大、跳动,甚至无法采集;2)光耦继电器存在误导通风险,可能造成电池直接短路;3)采集速度慢,采集精度低,商业级性能低。此项主动均衡技术类似补电维护设备,原理策略相对简单,类似在被动均衡的基础上减小电阻进而加大均衡电流,同时增加ACDC补电模块对电压/电量低的进行补电,主要技术应用的局限性如下:1)独立开关电源对落后或电压低的单体电池充电维护,硬件成本高,集成性低;2)独立放电电阻,对电压高的单体电池进行放电维护,发热量往往更大,充放电转化效率低;3)大号电阻均衡放电为能量消耗型,无法实时高效向平均性能靠拢,均衡放电只能在充电末期实施;随着锂离子电池在新能源领域的广泛应用和发展,锂离子电池以电池组(电池簇或电池堆)的形式作为系统级应用成为标配。整个电池系统里单体电池间的差异可近似满足正态分布,由上图可以看出,在电池组全生命周期,随着时间的延续,上百节电池成组后实际可用的有效容量不断减小,电池组呈现更大的离散性,变得越来越大。主要特性:1、电池组实际有效容量小于组内的实际单体容量;2、电池组容量的衰减速度大于单体电池容量的衰减速度;电池组里单体电池的离散性越大,一致性即越差,电池系统的充放电能力就越差,对应的电池应用经济效益同样越差。基于电池组一致性优化改善的需求,储能BMS均衡技术应运而生。常见的储能BMS均衡技术为被动均衡和主动均衡两大类,在BMS标准GBT34131-2023电力储能用电池管理系统的6.7中,更是明确了BMS需要具备均衡功能,均衡技术属于BMS的标配功能。锂离子电池、钠离子电池和铅酸(炭)电池管理系统应具有均衡功能,均衡方式可采用主动均衡方式和被动均衡方式中的一种或两种。图 36 电池组有效容量图 38 技术图示图 39 技术图示图 37 均衡方式对比图片来源:高特电子图片来源:高特电子图片来源:高特电子图片来源:高特电子2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统3031储能BMS均衡技术主动均衡技术方案1:光耦继电器切换均衡充放电技术方案2:外界辅助型被动均衡放电 均衡充电技术在配备BMS的锂离子电池系统实际应用的过程中,初始满足均衡条件需要进行均衡的电池组差异性配比一般为3%-8%。其中被动均衡主要以电阻消纳法拉低容量/电压偏高的电池单体,进而实现电池组一致性的缩小而改善;主动均衡以高向低能量转移的方式进行电池组一致性的优化。行业典型的被动均衡能力为100mA,均衡效率0%,典型的主动均衡能力为2A10%,均衡效率为85%-90%。早期的BMS主动均衡技术有采用分立器件采集,加上系列光耦继电器切换实现单元内单一的单体均衡充放电,主要局限性如下:1)外围电路复杂,产品体积大,抗干扰性能差,在共模干扰环境下易造成采集偏差较大、跳动,甚至无法采集;2)光耦继电器存在误导通风险,可能造成电池直接短路;3)采集速度慢,采集精度低,商业级性能低。此项主动均衡技术类似补电维护设备,原理策略相对简单,类似在被动均衡的基础上减小电阻进而加大均衡电流,同时增加ACDC补电模块对电压/电量低的进行补电,主要技术应用的局限性如下:1)独立开关电源对落后或电压低的单体电池充电维护,硬件成本高,集成性低;2)独立放电电阻,对电压高的单体电池进行放电维护,发热量往往更大,充放电转化效率低;3)大号电阻均衡放电为能量消耗型,无法实时高效向平均性能靠拢,均衡放电只能在充电末期实施;随着锂离子电池在新能源领域的广泛应用和发展,锂离子电池以电池组(电池簇或电池堆)的形式作为系统级应用成为标配。整个电池系统里单体电池间的差异可近似满足正态分布,由上图可以看出,在电池组全生命周期,随着时间的延续,上百节电池成组后实际可用的有效容量不断减小,电池组呈现更大的离散性,变得越来越大。主要特性:1、电池组实际有效容量小于组内的实际单体容量;2、电池组容量的衰减速度大于单体电池容量的衰减速度;电池组里单体电池的离散性越大,一致性即越差,电池系统的充放电能力就越差,对应的电池应用经济效益同样越差。基于电池组一致性优化改善的需求,储能BMS均衡技术应运而生。常见的储能BMS均衡技术为被动均衡和主动均衡两大类,在BMS标准GBT34131-2023电力储能用电池管理系统的6.7中,更是明确了BMS需要具备均衡功能,均衡技术属于BMS的标配功能。锂离子电池、钠离子电池和铅酸(炭)电池管理系统应具有均衡功能,均衡方式可采用主动均衡方式和被动均衡方式中的一种或两种。图 36 电池组有效容量图 38 技术图示图 39 技术图示图 37 均衡方式对比图片来源:高特电子图片来源:高特电子图片来源:高特电子图片来源:高特电子2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统3233主动均衡技术的痛点及前景趋势主动均衡技术的痛点方案3:“丢手帕”式相邻单体间能量转移均衡双向主动均衡技术方案4:PACK均衡技术此项主动均衡技术可以实现整个电池簇里电压/电量高的电池单体向电压/电量低的电池单体转移,实现技术上的主动均衡,但相邻单体每均衡转移一次存在效率因数,当电压/电量的极差值发生在电池组的首末两端时,此时均衡效率相对最低,同时均衡周期也相对最长,硬件铺设成本也较高;(1)设备采购成本较高 当前新能源板块发展突飞猛进,每个从业单位参与的项目单量和项目数量越来越多,很多项目前期的方案搭建以及交付投运,较大权重地考虑“以卷优先”,在刚好满足下级用户当前技术需求的前提下,以尽可能便宜的原则选择均衡产品。导致很多项目选型环节,下级用户认可主动均衡的产品和技术,也了解全生命周期主动均衡经济性的更加合理性,但考虑当前量级的项目因为选择采购主动均衡BMS要多花¥0.01-0.02/Wh的时候,往往很可能还是选择当前就满足下级用户的被动均衡产品。在“短平快”的时代环境下,主动均衡仅在被强制要求时才被选择成为当下的现状,根据第三方头部BMS企业高特电子的出货量统计显示,截止2023年,主动均衡累计占比约为15%。(2)主动均衡相对增加了风险点基于不同厂家主动均衡技术的差异性,主动均衡在BMS内部增加了分离式或集成式的均衡电路,其中包括均衡充放电模块装置、均衡电源驱动装置、均衡控制状态等,这些从硬件增加的角度增加了可能失效的风险点。部分BMS企业从自身的产品考虑,可能存在忽略系统匹配性的情况。如过于追求3A、5A甚至更高的大电流均衡,于均衡技术本身没有什么技术难点,但对系统既有的协配件的选型匹配存在挑战与风险。行业PACK包内采集线束的线径可能只有0.3方甚至更细、CCS方案铜膜的载流能力、PACK内的发热及散热、相对热的环境下电池的寿命等都可能是关联影响因素。随着锂离子电池技术的飞速发展,锂离子电池的自身发展会到达一个相对平稳的阶段,行业对锂离子电池组的一致性标准提升的要求不会停滞,此时为了弥补锂离子电池相对极致的一致性需求,主动均衡是必备的BMS技术。与此同时,工商业储能追求极短的“回本周期”,某一种程度上与政策赛跑。根据所规划投运区域的分时电价政策,设计最优的营运策略,在后台平台上,每一天的收益可视化的展现与相对结算,因此追求极致的电池一致性,电池一致性直接影响每天的收益数据,因此BMS主动均衡技术有很好的展现机会,通过对电池组更优于被动均衡的数据表现,往往更容易被选择。双向主动均衡技术,是目前均衡技术中同时具有高效率、低成本两大优点的BMS技术解决方案,是基于单体电压、单体 SOC、单体 SOH 以及历史数据等因素的综合均衡策略机制。该方案可以实时的对电池各项特征数据进行分析,挑选出电池簇中需要进行维护充电及维护放电的单体电池,通过需要均衡的程度执行主动均衡,可快速提高电池簇内单体电池电压和性能的一致性,同时提高电池堆性能的一致性,进一步延长电池系统的循环寿命和提升全生命周期内储能系统的收益。均衡无需分级,可实现簇内跨模组、跨PACK之间内任意单体间的双向能量转移,无需通过模组级二次均衡。PACK均衡技术原理类似于PACK补电,可以一定程度上优化电池的充放电能力,无法从根源上从始端改善单体的一致性。随着技术的沉淀,在此 技 术 基 础 上 延 伸PACK旁路技术,可以进一步优化电池簇的充放电能力,但对系统策略、电池维护、电池全生命周期的一致性应用、成本同步增加了挑战。图 40 技术图示图 41 技术图示图 42 技术图示主动均衡技术的前景趋势 图片来源:高特电子图片来源:高特电子图片来源:高特电子2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能电池管理系统3233主动均衡技术的痛点及前景趋势主动均衡技术的痛点方案3:“丢手帕”式相邻单体间能量转移均衡双向主动均衡技术方案4:PACK均衡技术此项主动均衡技术可以实现整个电池簇里电压/电量高的电池单体向电压/电量低的电池单体转移,实现技术上的主动均衡,但相邻单体每均衡转移一次存在效率因数,当电压/电量的极差值发生在电池组的首末两端时,此时均衡效率相对最低,同时均衡周期也相对最长,硬件铺设成本也较高;(1)设备采购成本较高 当前新能源板块发展突飞猛进,每个从业单位参与的项目单量和项目数量越来越多,很多项目前期的方案搭建以及交付投运,较大权重地考虑“以卷优先”,在刚好满足下级用户当前技术需求的前提下,以尽可能便宜的原则选择均衡产品。导致很多项目选型环节,下级用户认可主动均衡的产品和技术,也了解全生命周期主动均衡经济性的更加合理性,但考虑当前量级的项目因为选择采购主动均衡BMS要多花¥0.01-0.02/Wh的时候,往往很可能还是选择当前就满足下级用户的被动均衡产品。在“短平快”的时代环境下,主动均衡仅在被强制要求时才被选择成为当下的现状,根据第三方头部BMS企业高特电子的出货量统计显示,截止2023年,主动均衡累计占比约为15%。(2)主动均衡相对增加了风险点基于不同厂家主动均衡技术的差异性,主动均衡在BMS内部增加了分离式或集成式的均衡电路,其中包括均衡充放电模块装置、均衡电源驱动装置、均衡控制状态等,这些从硬件增加的角度增加了可能失效的风险点。部分BMS企业从自身的产品考虑,可能存在忽略系统匹配性的情况。如过于追求3A、5A甚至更高的大电流均衡,于均衡技术本身没有什么技术难点,但对系统既有的协配件的选型匹配存在挑战与风险。行业PACK包内采集线束的线径可能只有0.3方甚至更细、CCS方案铜膜的载流能力、PACK内的发热及散热、相对热的环境下电池的寿命等都可能是关联影响因素。随着锂离子电池技术的飞速发展,锂离子电池的自身发展会到达一个相对平稳的阶段,行业对锂离子电池组的一致性标准提升的要求不会停滞,此时为了弥补锂离子电池相对极致的一致性需求,主动均衡是必备的BMS技术。与此同时,工商业储能追求极短的“回本周期”,某一种程度上与政策赛跑。根据所规划投运区域的分时电价政策,设计最优的营运策略,在后台平台上,每一天的收益可视化的展现与相对结算,因此追求极致的电池一致性,电池一致性直接影响每天的收益数据,因此BMS主动均衡技术有很好的展现机会,通过对电池组更优于被动均衡的数据表现,往往更容易被选择。双向主动均衡技术,是目前均衡技术中同时具有高效率、低成本两大优点的BMS技术解决方案,是基于单体电压、单体 SOC、单体 SOH 以及历史数据等因素的综合均衡策略机制。该方案可以实时的对电池各项特征数据进行分析,挑选出电池簇中需要进行维护充电及维护放电的单体电池,通过需要均衡的程度执行主动均衡,可快速提高电池簇内单体电池电压和性能的一致性,同时提高电池堆性能的一致性,进一步延长电池系统的循环寿命和提升全生命周期内储能系统的收益。均衡无需分级,可实现簇内跨模组、跨PACK之间内任意单体间的双向能量转移,无需通过模组级二次均衡。PACK均衡技术原理类似于PACK补电,可以一定程度上优化电池的充放电能力,无法从根源上从始端改善单体的一致性。随着技术的沉淀,在此 技 术 基 础 上 延 伸PACK旁路技术,可以进一步优化电池簇的充放电能力,但对系统策略、电池维护、电池全生命周期的一致性应用、成本同步增加了挑战。图 40 技术图示图 41 技术图示图 42 技术图示主动均衡技术的前景趋势 图片来源:高特电子图片来源:高特电子图片来源:高特电子 虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂,而是一种基于能源互联网技术的“看不见的电厂”。其核心是通过先进信息通信技术和软件系统,把工厂、商场甚至居民家的屋顶光伏、电锅炉、电动汽车、空调等各类分散、可调节资源汇聚起来,统一协调控制,形成一个虚拟的“电厂”储能EMS之于储能,就像操作系统之于计算机,人脑之于人体,重要性不言而喻。储能EMS从广义上看,结合储能场景一般可以分为两大类:源网侧储能EMS和用户侧储能EMS。EMS之所以分成这两大类,是因为由于场景的差异,导致EMS在硬件配置,功能需求,成本要求等方面有明显的差异。具体来说:源网侧储能EMS,通常也称为储能电站监控系统,已有相关国家标准,在网络安全,性能要求,高可用性等有非常高的要求,且为了安全性,往往都是本地运行,和公网有很好的隔绝。通常配置高性能服务器,设置工作站,为现场运维人员日常就地使用。因此配置复杂,冗余性大,成本高。而用户侧储能EMS,暂无相关国家标准,且用户侧储能电站容量较小,投资规模小,位置分散,鲜有安排有人就地值守,因此用户侧储能EMS天然需要支持远程监控,且成本要求低,在硬件配置,性能要求方面都会逊于源网侧。问题和技术趋势随着近几年行业的快速发展,储能电站在不断落地应用的过程中,面临如下问题的挑战,需要EMS在技术上做进一步的提升:数据上云难由于源网侧储能电站规模大,数据量大,因此一般数据大都在本地存储,很少上送到云端。但随着国家储能监控云平台的建立,要求电站要将数据上送到指定平台,倒逼储能电站通过各种方式实现数据上云。由于数据量巨大,除非舍弃单体电芯数据,否则巨大数据量在传输和存储方面都面临巨大挑战。用户侧储能电站天然要上云端,因此同样面临这个问题。即使是中小型电站,单体电芯的数据依然很多;加上高频采集,以及很多电站采用4G通信的方式,如何保障全量数据上云,且控制通信传输成本是EMS需要挑战的。因此在这个问题上,EMS需要结合储能数据特点,研究数据压缩等技术,来有效解决。例如构建云边一体的时序数据库,支持站端和云端的智能压缩算法,做到201甚至更高的压缩率,从而让传输和存储成本得到有效控制。电池SOC误差大大量电芯长时运行后的必然会出现的不一致性,而BMS电池管理系统的硬件算力有限,以当前主流的安时积分法加一些修正依然无法保障SOC估算的准确性,随着时间的推移。很多电站都会出现SOC跳变的状况。而SOC是EMS能量策略的主要输入参数,SOC误差大,势必影响电站的正常使用。面对这个问题,EMS可以考虑结合云平台,将大量电芯数据通过云端强大算力来使用更智能的算法来估算SOC,以实现比BMS更好的效果,类似技术方案已在汽车领域落地,实现更精准的车载动力电池的SOC、SOH的估算。策略智能化当前EMS的能量策略大多是规则驱动,静态配置的、例如发电侧的功率平滑,用户侧的削峰填谷等场景。而结合AI算法,例如预测算法,运筹规划,动态生成的智能型策略还比较少。相比常规策略,智能策略可以让储能电站更聪明,随机应变,从而在经济性上做到更佳。热管理优化无论是风冷还是液冷,热管理是储能电站最重要的子系统之一,关乎电池安全,效率和衰减。但目前热管理大多还是依靠风冷或液冷设备自身的内置逻辑,调节能力有限。EMS可以开发更优的热管理策略,控制温控设备,达到更加的温控效果。电池预警结合采集的高频电芯数据,使用云端的强大算力,EMS还可以对电池的软故障进行预警,即对亚健康的电池,包括微短路,容量不足等还未真正发生故障的电池,提前发现和介入,提升电站健康度和安全性。储能能量管理系统构建云控大脑当大量的储能电站在各地投运后,下一步的挑战是如何在云端聚合,从而去参与电力辅助服务,需求侧响应,甚至电力交易等场景中,让储能电站的收益方式更加多样,让储能资产得到更充分的使用。此处,EMS本身扮演的依然是站端控制大脑的角色,但必须和云端的大脑,我们可以称之为云控大脑,安全和高效地通信,从而实现储能电站聚合平台,甚至打造虚拟电厂 虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂,而是一种基于能源互联网技术的“看不见的电厂”。其核心是通过先进信息通信技术和软件系统,把工厂、商场甚至居民家的屋顶光伏、电锅炉、电动汽车、空调等各类分散、可调节资源汇聚起来,统一协调控制,形成一个虚拟的“电厂”(VPP)。虚拟电厂本质是一种通过先进的信息通信技术和软件系统,实现分布式能源资源(如分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等)的聚合和协调优化,以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。现阶段虚拟电厂一般分为三层:资源层,集控层,市场层。资源层包含各种被聚合的能源资源,包括储能。集控层是虚拟电厂的计算核心,对资源进行合理调度控制,以满足市场层的需求。市场层则是虚拟电厂业务的来源,以电网平衡服务和电力交易为主。和国外相比,目前我国的虚拟电厂发展尚在早期。结合国内电力市场改革的大背景,相关技术也基本发展成熟,部分从业人士认为当前提前布局,未来大有可为。然而,目前我国从顶层设计,到行业规范,再到市场需求都不成熟,严重制约了虚拟电厂的发展潜力。首先,顶层设计是目前面临的最大的问题,虚拟电厂模式本质上是从中心化的计划经济,走向分散灵活的市场经济。然而,旧管理模式和思维方式很难在短时间内改变,从时间尺度上,需要着眼长远,久久为功。其次,市场需求当前主要来自电网的需求侧响应,调峰调频,存在需求单一,数量偏少,交易体量小的问题,制约虚拟电厂的盈利空间。最后,相关行业规范,通信标准,协议适配的缺失,增加了虚拟电厂的建设成本。因此,业内有专家认为,虚拟电厂类似互联网下的网约车的方式去实现供需双方的连接,而不是用出租车公司的形式去打造。前国内虚拟电厂的需求方很单一,只有电网,供给方刚开始发力,现存的以可调负荷为主,储能接入还较少,供给也相对有限。与此同时,现阶段撮合平台并不完善,很多环节依赖人工,虚拟电厂的本质是市场模式、商业模式的创新,将分散的需求方和供给方便捷快速的撮合。这就要求,供需双方都有非常大的体量,并通过价格机制,将服务和交易进行动态的调节。而储能的发展,可以在供给侧,丰富和提升虚拟电厂的供给能力。相比可调负荷,有更大的调节能力,以及未来电力现货交易场景中,依据价格机制更好的买入和卖出电力。未来虚拟电厂建设与发展1)标准形成降低接入难度例如当前各家虚拟电厂对充电桩,储能等资源接入要求的遥测遥调的字段不统一,协议约定各有不同,接入方式也各有考量。因此在接入方面需要形成相关标准规范,降低虚拟电厂的接入难度。同时在物联网通信上安全性和时效性也会逐渐提升要求。2)集控层算法精进结合逐渐增多的储能资产,虚拟电厂集控层在资源评估,运行预测,动态调节等算法都需要进一步优化精进,从而实现对大规模的能源资源的调控做到更好的完成率,更小的偏差。3)市场层更自动的接入 虚拟电厂对市场层的通信,当前成熟度不高,很多都依赖人工将两侧信息打通,效率极低。这个问题,需要推动电网打造更易接入的机制和平台,而虚拟电厂据此实现更自动的接入,从而让整体效果和成本能达成最优。2024中国新型储能行业发展白皮书储能能量管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能能量管理系统3435储能EMS概述 虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂,而是一种基于能源互联网技术的“看不见的电厂”。其核心是通过先进信息通信技术和软件系统,把工厂、商场甚至居民家的屋顶光伏、电锅炉、电动汽车、空调等各类分散、可调节资源汇聚起来,统一协调控制,形成一个虚拟的“电厂”储能EMS之于储能,就像操作系统之于计算机,人脑之于人体,重要性不言而喻。储能EMS从广义上看,结合储能场景一般可以分为两大类:源网侧储能EMS和用户侧储能EMS。EMS之所以分成这两大类,是因为由于场景的差异,导致EMS在硬件配置,功能需求,成本要求等方面有明显的差异。具体来说:源网侧储能EMS,通常也称为储能电站监控系统,已有相关国家标准,在网络安全,性能要求,高可用性等有非常高的要求,且为了安全性,往往都是本地运行,和公网有很好的隔绝。通常配置高性能服务器,设置工作站,为现场运维人员日常就地使用。因此配置复杂,冗余性大,成本高。而用户侧储能EMS,暂无相关国家标准,且用户侧储能电站容量较小,投资规模小,位置分散,鲜有安排有人就地值守,因此用户侧储能EMS天然需要支持远程监控,且成本要求低,在硬件配置,性能要求方面都会逊于源网侧。问题和技术趋势随着近几年行业的快速发展,储能电站在不断落地应用的过程中,面临如下问题的挑战,需要EMS在技术上做进一步的提升:数据上云难由于源网侧储能电站规模大,数据量大,因此一般数据大都在本地存储,很少上送到云端。但随着国家储能监控云平台的建立,要求电站要将数据上送到指定平台,倒逼储能电站通过各种方式实现数据上云。由于数据量巨大,除非舍弃单体电芯数据,否则巨大数据量在传输和存储方面都面临巨大挑战。用户侧储能电站天然要上云端,因此同样面临这个问题。即使是中小型电站,单体电芯的数据依然很多;加上高频采集,以及很多电站采用4G通信的方式,如何保障全量数据上云,且控制通信传输成本是EMS需要挑战的。因此在这个问题上,EMS需要结合储能数据特点,研究数据压缩等技术,来有效解决。例如构建云边一体的时序数据库,支持站端和云端的智能压缩算法,做到201甚至更高的压缩率,从而让传输和存储成本得到有效控制。电池SOC误差大大量电芯长时运行后的必然会出现的不一致性,而BMS电池管理系统的硬件算力有限,以当前主流的安时积分法加一些修正依然无法保障SOC估算的准确性,随着时间的推移。很多电站都会出现SOC跳变的状况。而SOC是EMS能量策略的主要输入参数,SOC误差大,势必影响电站的正常使用。面对这个问题,EMS可以考虑结合云平台,将大量电芯数据通过云端强大算力来使用更智能的算法来估算SOC,以实现比BMS更好的效果,类似技术方案已在汽车领域落地,实现更精准的车载动力电池的SOC、SOH的估算。策略智能化当前EMS的能量策略大多是规则驱动,静态配置的、例如发电侧的功率平滑,用户侧的削峰填谷等场景。而结合AI算法,例如预测算法,运筹规划,动态生成的智能型策略还比较少。相比常规策略,智能策略可以让储能电站更聪明,随机应变,从而在经济性上做到更佳。热管理优化无论是风冷还是液冷,热管理是储能电站最重要的子系统之一,关乎电池安全,效率和衰减。但目前热管理大多还是依靠风冷或液冷设备自身的内置逻辑,调节能力有限。EMS可以开发更优的热管理策略,控制温控设备,达到更加的温控效果。电池预警结合采集的高频电芯数据,使用云端的强大算力,EMS还可以对电池的软故障进行预警,即对亚健康的电池,包括微短路,容量不足等还未真正发生故障的电池,提前发现和介入,提升电站健康度和安全性。储能能量管理系统构建云控大脑当大量的储能电站在各地投运后,下一步的挑战是如何在云端聚合,从而去参与电力辅助服务,需求侧响应,甚至电力交易等场景中,让储能电站的收益方式更加多样,让储能资产得到更充分的使用。此处,EMS本身扮演的依然是站端控制大脑的角色,但必须和云端的大脑,我们可以称之为云控大脑,安全和高效地通信,从而实现储能电站聚合平台,甚至打造虚拟电厂 虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂,而是一种基于能源互联网技术的“看不见的电厂”。其核心是通过先进信息通信技术和软件系统,把工厂、商场甚至居民家的屋顶光伏、电锅炉、电动汽车、空调等各类分散、可调节资源汇聚起来,统一协调控制,形成一个虚拟的“电厂”(VPP)。虚拟电厂本质是一种通过先进的信息通信技术和软件系统,实现分布式能源资源(如分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等)的聚合和协调优化,以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。现阶段虚拟电厂一般分为三层:资源层,集控层,市场层。资源层包含各种被聚合的能源资源,包括储能。集控层是虚拟电厂的计算核心,对资源进行合理调度控制,以满足市场层的需求。市场层则是虚拟电厂业务的来源,以电网平衡服务和电力交易为主。和国外相比,目前我国的虚拟电厂发展尚在早期。结合国内电力市场改革的大背景,相关技术也基本发展成熟,部分从业人士认为当前提前布局,未来大有可为。然而,目前我国从顶层设计,到行业规范,再到市场需求都不成熟,严重制约了虚拟电厂的发展潜力。首先,顶层设计是目前面临的最大的问题,虚拟电厂模式本质上是从中心化的计划经济,走向分散灵活的市场经济。然而,旧管理模式和思维方式很难在短时间内改变,从时间尺度上,需要着眼长远,久久为功。其次,市场需求当前主要来自电网的需求侧响应,调峰调频,存在需求单一,数量偏少,交易体量小的问题,制约虚拟电厂的盈利空间。最后,相关行业规范,通信标准,协议适配的缺失,增加了虚拟电厂的建设成本。因此,业内有专家认为,虚拟电厂类似互联网下的网约车的方式去实现供需双方的连接,而不是用出租车公司的形式去打造。前国内虚拟电厂的需求方很单一,只有电网,供给方刚开始发力,现存的以可调负荷为主,储能接入还较少,供给也相对有限。与此同时,现阶段撮合平台并不完善,很多环节依赖人工,虚拟电厂的本质是市场模式、商业模式的创新,将分散的需求方和供给方便捷快速的撮合。这就要求,供需双方都有非常大的体量,并通过价格机制,将服务和交易进行动态的调节。而储能的发展,可以在供给侧,丰富和提升虚拟电厂的供给能力。相比可调负荷,有更大的调节能力,以及未来电力现货交易场景中,依据价格机制更好的买入和卖出电力。未来虚拟电厂建设与发展1)标准形成降低接入难度例如当前各家虚拟电厂对充电桩,储能等资源接入要求的遥测遥调的字段不统一,协议约定各有不同,接入方式也各有考量。因此在接入方面需要形成相关标准规范,降低虚拟电厂的接入难度。同时在物联网通信上安全性和时效性也会逐渐提升要求。2)集控层算法精进结合逐渐增多的储能资产,虚拟电厂集控层在资源评估,运行预测,动态调节等算法都需要进一步优化精进,从而实现对大规模的能源资源的调控做到更好的完成率,更小的偏差。3)市场层更自动的接入 虚拟电厂对市场层的通信,当前成熟度不高,很多都依赖人工将两侧信息打通,效率极低。这个问题,需要推动电网打造更易接入的机制和平台,而虚拟电厂据此实现更自动的接入,从而让整体效果和成本能达成最优。2024中国新型储能行业发展白皮书储能能量管理系统2024中国新型储能行业发展白皮书储能能量管理系统3435储能EMS概述2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全3637传统的储能软件定位是硬件设备的配套设施,解决设备远程控制问题。随着新型电力系统的快速发展,储能作为一个可调节资源的重要性愈发凸显,对储能软件的智能化能力提出更高要求,从传统储能走向“全过程友好型”储能是市场的必然趋势。提高收益率,做“投资友好型”储能。储能的实时可调节性提供了两充两放之外的变现能力,使储能的资产属性更强,投资回报期更短。因此,新型电力系统下,市场需要的是储能资产管理工具,而非仅仅的储能控制软件。提高安全性,做电网友好型储能。新型储能从集中式向分布式演进,对储能系统的安全性提出了更高的要求。与集中式储能相比,分布式储能参与电网调节的频次更高,且往往没有单独的值班人员,因此储能软件需要具备智能化分析能力,从故障维修向预防性维护转变。提高可调节性,做电力市场友好型储能。传统储能往往采用固定策略调节,通过预设指令参与电力市场。随着电力市场的快速发展,交易品类和交易频次大幅扩展,固定策略已经不适应新形态的电力市场。根据储能的实时状态(SOC/SOH)动态计算可调节能力,并以此为基准参与电力市场的能量和调频市场是新型储能所必备的能力。为了实现以上三个友好型,单纯靠拼设计、生产、营销等全过程效率远远不够,因为友好型的要求是不断变化和升级的,所以做好数字化支撑基础适应变化成为必然选择。我们的最佳实践是通过结合云计算与智能化,使储能从一个孤立的能量储存单位成为数字化在线的灵活可调节资源,并以虚拟电厂为载体,不断挖掘储能及其关联分布式系统的潜在价值。云计算可提供覆盖全球的算力基础设施,可为储能智能化提供所必须的实时、低成本、高性能计算能力,储能上云是储能智能化发展的必然趋势。要做到真正的、持续的三个友好型储能,做好储能数据上云的同时,储能企业还需要思考怎样打造具备各自独特优势的“云上储能”产品,用计算资产运营自动化驱动能源资产运营。1、“储能上云”需要云原生化架构:对比传统上云(仅部署软件到云服务器),云原生化能带来每设备数字化成本最高可降低 40%。与普通新能源设备相比,储能的最大特点是海量的数据,平均每块电池有5个测点,一个2MWh的工商业储能设备产生的数据超过一个200MW装机的水电站。据统计,同等规模下,储能设备产生的数据是光伏5倍,是风电的10倍,传统发电设备的100倍以上。同时储能作为灵活调节设备,对数据处理结果的实时性要求很高,因此在做储能上云架构的整体设计时应重点考虑数据接入能力与海量数据实时处理能力。为实现云原生化,针对储能设备的特点,将整体架构分为三层,分别是物联接入区、数据处理区和业务服务区。(1)物联接入区:物联接入区的主要功能是实现储能各类数据的标准化接入和海量数据的实时转发。储能点表点位多、定制化配置多,现场接数据耗时长,需要进行反复数据链路调试,因此需要搭建云边协同管理技术,储能出海数据安全从传统储能走向“三个友好型”储能从“储能上云”到“云上储能”的最佳实践“云上储能”需要数据运营平台提升效率和收益对储能设备内部的联网和非联网设备进行标准化接入,通过页面配置的形式进行数据的接入,大幅度减少现场实施时间。同时,为了满足海量数据的实时转发能力,需要构建云边协同体系,通过站端的边缘一体机与云端的物联管理平台结合,实现海量输出的边缘处理。(2)数据处理区:数据处理区主要对站端接入的海量数据根据业务系统的需要进行实时处理。通过流批一体的技术,结合云计算的弹性伸缩能力建设完成一套具备分布式、实时离线一体化的数据处理平台。具备交互式分析引擎、实时数据仓库等能力,以满足业务系统在海量数据中进行实时查询和实时分析的能力。(3)业务服务区:业务服务区则包含储能设备的运行监控、设备优化、辅助服务、需求响应、电力交易等模块,并根据不同模块的要求匹配对应的数据库系统。对业务系统库提供关系型数据库,满足业务系统的日常操作的记录;为运行监控提供量测数据库,满足曲线展示、点位补齐等功能;为告警模块提供内存数据库,以满足实时性展示的要求等。通过数据上云经过以上三个区的过程,将相对固定的硬件储能产品,转化为能柔性适应市场和电力系统变化的智能产品,提升产品的灵活度和运营效率。在储能长达数十年的运营周期当中,最大的挑战是市场变化对于储能收益的影响,控制预防风险和尽可能争取增量收益成为摆在储能运营者们面前的主要问题。解决方案没有标准答案,但用储能数据支撑运营决策的手段逐渐成为共识,如何建设好储能数据运营平台成为影响今后储能运营好坏的关键。数据运营平台需要能实现以下能力:(1)汇:数据整合和处理利用一站式大数据开发与管理平台高效集成来自新能源设备、储能系统、电网调度中心等各种源头的实时或历史数据。通过数据集成、数据清洗、转换等ETL流程,实现多源异构数据的标准化和集中化管理。(2)算:智能分析与优化利用强大的机器学习和人工智能算法支持,能够基于海量的新能源发电量预测、储能效率分析、电力负荷预测等相关数据进行深度学习建模。通过对储能系统的运行状态、充放电策略等进行智能分析,有助图 43 三区图示图片来源:阿里云2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全3637传统的储能软件定位是硬件设备的配套设施,解决设备远程控制问题。随着新型电力系统的快速发展,储能作为一个可调节资源的重要性愈发凸显,对储能软件的智能化能力提出更高要求,从传统储能走向“全过程友好型”储能是市场的必然趋势。提高收益率,做“投资友好型”储能。储能的实时可调节性提供了两充两放之外的变现能力,使储能的资产属性更强,投资回报期更短。因此,新型电力系统下,市场需要的是储能资产管理工具,而非仅仅的储能控制软件。提高安全性,做电网友好型储能。新型储能从集中式向分布式演进,对储能系统的安全性提出了更高的要求。与集中式储能相比,分布式储能参与电网调节的频次更高,且往往没有单独的值班人员,因此储能软件需要具备智能化分析能力,从故障维修向预防性维护转变。提高可调节性,做电力市场友好型储能。传统储能往往采用固定策略调节,通过预设指令参与电力市场。随着电力市场的快速发展,交易品类和交易频次大幅扩展,固定策略已经不适应新形态的电力市场。根据储能的实时状态(SOC/SOH)动态计算可调节能力,并以此为基准参与电力市场的能量和调频市场是新型储能所必备的能力。为了实现以上三个友好型,单纯靠拼设计、生产、营销等全过程效率远远不够,因为友好型的要求是不断变化和升级的,所以做好数字化支撑基础适应变化成为必然选择。我们的最佳实践是通过结合云计算与智能化,使储能从一个孤立的能量储存单位成为数字化在线的灵活可调节资源,并以虚拟电厂为载体,不断挖掘储能及其关联分布式系统的潜在价值。云计算可提供覆盖全球的算力基础设施,可为储能智能化提供所必须的实时、低成本、高性能计算能力,储能上云是储能智能化发展的必然趋势。要做到真正的、持续的三个友好型储能,做好储能数据上云的同时,储能企业还需要思考怎样打造具备各自独特优势的“云上储能”产品,用计算资产运营自动化驱动能源资产运营。1、“储能上云”需要云原生化架构:对比传统上云(仅部署软件到云服务器),云原生化能带来每设备数字化成本最高可降低 40%。与普通新能源设备相比,储能的最大特点是海量的数据,平均每块电池有5个测点,一个2MWh的工商业储能设备产生的数据超过一个200MW装机的水电站。据统计,同等规模下,储能设备产生的数据是光伏5倍,是风电的10倍,传统发电设备的100倍以上。同时储能作为灵活调节设备,对数据处理结果的实时性要求很高,因此在做储能上云架构的整体设计时应重点考虑数据接入能力与海量数据实时处理能力。为实现云原生化,针对储能设备的特点,将整体架构分为三层,分别是物联接入区、数据处理区和业务服务区。(1)物联接入区:物联接入区的主要功能是实现储能各类数据的标准化接入和海量数据的实时转发。储能点表点位多、定制化配置多,现场接数据耗时长,需要进行反复数据链路调试,因此需要搭建云边协同管理技术,储能出海数据安全从传统储能走向“三个友好型”储能从“储能上云”到“云上储能”的最佳实践“云上储能”需要数据运营平台提升效率和收益对储能设备内部的联网和非联网设备进行标准化接入,通过页面配置的形式进行数据的接入,大幅度减少现场实施时间。同时,为了满足海量数据的实时转发能力,需要构建云边协同体系,通过站端的边缘一体机与云端的物联管理平台结合,实现海量输出的边缘处理。(2)数据处理区:数据处理区主要对站端接入的海量数据根据业务系统的需要进行实时处理。通过流批一体的技术,结合云计算的弹性伸缩能力建设完成一套具备分布式、实时离线一体化的数据处理平台。具备交互式分析引擎、实时数据仓库等能力,以满足业务系统在海量数据中进行实时查询和实时分析的能力。(3)业务服务区:业务服务区则包含储能设备的运行监控、设备优化、辅助服务、需求响应、电力交易等模块,并根据不同模块的要求匹配对应的数据库系统。对业务系统库提供关系型数据库,满足业务系统的日常操作的记录;为运行监控提供量测数据库,满足曲线展示、点位补齐等功能;为告警模块提供内存数据库,以满足实时性展示的要求等。通过数据上云经过以上三个区的过程,将相对固定的硬件储能产品,转化为能柔性适应市场和电力系统变化的智能产品,提升产品的灵活度和运营效率。在储能长达数十年的运营周期当中,最大的挑战是市场变化对于储能收益的影响,控制预防风险和尽可能争取增量收益成为摆在储能运营者们面前的主要问题。解决方案没有标准答案,但用储能数据支撑运营决策的手段逐渐成为共识,如何建设好储能数据运营平台成为影响今后储能运营好坏的关键。数据运营平台需要能实现以下能力:(1)汇:数据整合和处理利用一站式大数据开发与管理平台高效集成来自新能源设备、储能系统、电网调度中心等各种源头的实时或历史数据。通过数据集成、数据清洗、转换等ETL流程,实现多源异构数据的标准化和集中化管理。(2)算:智能分析与优化利用强大的机器学习和人工智能算法支持,能够基于海量的新能源发电量预测、储能效率分析、电力负荷预测等相关数据进行深度学习建模。通过对储能系统的运行状态、充放电策略等进行智能分析,有助图 43 三区图示图片来源:阿里云2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全3839通过打造基于储能数据的云上运营平台,不仅实现了从数据接入到智能分析的全链路解决方案,而且有力推动了该行业向智能化、精细化运营方向发展。借助云上平台,储能厂商能为客户提供储能数十年运营生命周期内的增量价值,也为自己带来竞争优势。云原生和数据运营平台在保障储能数据出海安全方面扮演着至关重要的角色,其主要功能和措施包括以下几个核心点:(1)数据合规性管理:云上数据运营平台通过内置的数据分类分级、标签化管理等功能,确保储能数据按照国内外相关法律法规进行合规处理。例如,在数据出境前明确敏感信息类别,并采取相应脱敏、加密等手段,以满足不同国家和地区对数据保护的要求。(2)安全传输与存储:在数据跨境传输过程中,云上数据运营平台支持安全传输协议(如SSL/TLS)及专用的通道服务,确保数据在公网上的安全传输,防止数据泄露或被非法截取。(3)对于海外存储,采用符合国际标准的安全存储方案,比如加密存储、多重备份以及访问控制策略,确保即使数据存储在海外数据中心,也能有效防止未经授权的访问。(4)审计与追溯:云上数据运营平台具备全面的日志管理和审计追踪能力,能够记录所有数据操作行为,包括数据出海的全过程,便于企业及时发现异常情况并进行追溯调查,同时满足监管机构对于数据活动透明度的要求。(5)权限控制与隔离:建立严格的数据权限管理体系,针对不同的用户角色设定精细的访问控制策略,保证只有授权人员才能访问到相关的储能数据,避免因权限滥用导致的数据安全问题。(6)合作伙伴评估与管理:对于涉及储能数据出海的合作项目,云上数据运营平台可协助企业对合作伙伴的数据安全能力进行评估,并在合作协议中明确数据安全责任和保密条款,确保合作方遵循共同的数据安全规范。(7)法律法规咨询服务:配合专业的法律团队,云上数据运营平台提供相应的法律法规咨询服务,帮助企业实时跟进全球各地的数据保护政策变化,指导企业在数据出海时制定合法、合规的数据使用策略。综上所述,一个健全的云原生和数据运营平台体系能够通过技术和管理层面的一系列措施,全方位地为储能企业的数据出海保驾护航,确保数据在跨境流动过程中的安全性和合规性。储能温控技术图 44 云上运营平台图示图 45 常见储电风冷机组简易原理图储能电池的充放电过程会大量生热,而电池本身又是对温度极其敏感的部件,维持稳定、适中的工作温度会对提高电池效率、延长电池寿命、防止热失控都起到至关重要的作用,因而储电配套的温控系统不可或缺。新型的储能温控系统主要应用于储能集装箱的电池环境控制,通过节能变频制冷机组耦合电辅热等方案,实现箱内外高效换热、箱内温度自动调节,以保障电池的安全、稳定、高效运行。为了便于运输及安装同时提高箱内空间利用率,大多储能温控设备已舍弃传统空调区分内机外机的分体式设计,转而将蒸发侧与冷凝侧进行一体化集成,故此处仅针对一体式系统设备进行介绍。以载冷导热的形式划分,目前主流的储能温控技术主要有液冷与风冷两种。“液冷”指在发热端与机组蒸发侧间以冷液作为载体的冷却换热形式,水侧媒介一般使用乙二醇水溶液;冷凝侧同样有风冷和水冷两种形式,以风冷强制对流换热为主。作为一种新兴的储能温控解决方案,液冷凭借其与电芯冷却的高契合度优势快速占领市场。液冷机组温控散热的主要应用优势如下:1.调温快,控温准:液冷温控响应快、精度高,通过变频、整流混水等方式为电池侧供水,自动控制水温,最高能达成0.5的精度,且在负载功率、环境温度等关键工况变化时可快速调节以实现供液温度稳定。2.高效换热,需求空间小:液冷的蒸发侧为水-氟换热器(一般使用板式或管壳式换热器),换热效率高、上限高,相同能力下相较于风冷适用的翅片换热体积可成倍缩小,极大程度地节省了机组空间与占地面积,进而可有效提升电池集装箱体内能量密度、扩大储能应用场景。3.有效减小电芯温差,促进电池均温:液冷冷板流道与管路设计自由度高,可根据需求合理分配流量;同时,因载冷剂的比热容较大,PACK前端与末端间水温相差小(一般在3以内),可使电池端的整体温差都控制在5左右,有效提升电池概况的异质性水平,提高电池能量利用率及延长寿命。4.适应复杂场景:传统风冷受风道影响强,对电池箱内部结构设计要求高,易受干扰。液冷水路设计自由,形式多样,可适配各种复杂的应用场景与结构形式,对于储能形式的不断丰富有较好支持。然而,目前液冷技术的发展尚不完全充分,仍有一些行业痛点亟待解决:1.存在漏液可能,时有补液需求:目前难以保证不漏液,存有漏液风险。为此,不得不为机组设备增设自于提升储能系统的利用率和经济效益,同时为新能源电站优化运营决策提供科学依据。(3)实时监控与预警:结合数据处理能力与实时计算功能,可以构建实时监控体系,对储能设施的状态参数进行实时监测和异常检测,提前预警潜在故障风险,确保储能系统安全稳定运行。(4)析:能源管理和调度决策针对新能源和储能项目的运营管理需求,可利用模型预测未来一段时间内的能源供需情况,结合数据平台构建的数据服务,助力运营商制定更精准的储能调控策略和电网调度计划,从而更好地响应市场需求,平衡电力供需关系,并降低整储能出海需要云数结合完整保障数据安全储能液冷温控技术体运营成本。(5)用:业务洞察与创新应用通过大数据分析和挖掘能力,可以帮助新能源企业和储能运营方发现隐藏在大量数据中的模式和规律,驱动产品和服务创新,例如基于用户用电行为预测的增值服务、储能资产健康度评估与寿命预测等。图片来源:阿里云图片来源:英维克2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全3839通过打造基于储能数据的云上运营平台,不仅实现了从数据接入到智能分析的全链路解决方案,而且有力推动了该行业向智能化、精细化运营方向发展。借助云上平台,储能厂商能为客户提供储能数十年运营生命周期内的增量价值,也为自己带来竞争优势。云原生和数据运营平台在保障储能数据出海安全方面扮演着至关重要的角色,其主要功能和措施包括以下几个核心点:(1)数据合规性管理:云上数据运营平台通过内置的数据分类分级、标签化管理等功能,确保储能数据按照国内外相关法律法规进行合规处理。例如,在数据出境前明确敏感信息类别,并采取相应脱敏、加密等手段,以满足不同国家和地区对数据保护的要求。(2)安全传输与存储:在数据跨境传输过程中,云上数据运营平台支持安全传输协议(如SSL/TLS)及专用的通道服务,确保数据在公网上的安全传输,防止数据泄露或被非法截取。(3)对于海外存储,采用符合国际标准的安全存储方案,比如加密存储、多重备份以及访问控制策略,确保即使数据存储在海外数据中心,也能有效防止未经授权的访问。(4)审计与追溯:云上数据运营平台具备全面的日志管理和审计追踪能力,能够记录所有数据操作行为,包括数据出海的全过程,便于企业及时发现异常情况并进行追溯调查,同时满足监管机构对于数据活动透明度的要求。(5)权限控制与隔离:建立严格的数据权限管理体系,针对不同的用户角色设定精细的访问控制策略,保证只有授权人员才能访问到相关的储能数据,避免因权限滥用导致的数据安全问题。(6)合作伙伴评估与管理:对于涉及储能数据出海的合作项目,云上数据运营平台可协助企业对合作伙伴的数据安全能力进行评估,并在合作协议中明确数据安全责任和保密条款,确保合作方遵循共同的数据安全规范。(7)法律法规咨询服务:配合专业的法律团队,云上数据运营平台提供相应的法律法规咨询服务,帮助企业实时跟进全球各地的数据保护政策变化,指导企业在数据出海时制定合法、合规的数据使用策略。综上所述,一个健全的云原生和数据运营平台体系能够通过技术和管理层面的一系列措施,全方位地为储能企业的数据出海保驾护航,确保数据在跨境流动过程中的安全性和合规性。储能温控技术图 44 云上运营平台图示图 45 常见储电风冷机组简易原理图储能电池的充放电过程会大量生热,而电池本身又是对温度极其敏感的部件,维持稳定、适中的工作温度会对提高电池效率、延长电池寿命、防止热失控都起到至关重要的作用,因而储电配套的温控系统不可或缺。新型的储能温控系统主要应用于储能集装箱的电池环境控制,通过节能变频制冷机组耦合电辅热等方案,实现箱内外高效换热、箱内温度自动调节,以保障电池的安全、稳定、高效运行。为了便于运输及安装同时提高箱内空间利用率,大多储能温控设备已舍弃传统空调区分内机外机的分体式设计,转而将蒸发侧与冷凝侧进行一体化集成,故此处仅针对一体式系统设备进行介绍。以载冷导热的形式划分,目前主流的储能温控技术主要有液冷与风冷两种。“液冷”指在发热端与机组蒸发侧间以冷液作为载体的冷却换热形式,水侧媒介一般使用乙二醇水溶液;冷凝侧同样有风冷和水冷两种形式,以风冷强制对流换热为主。作为一种新兴的储能温控解决方案,液冷凭借其与电芯冷却的高契合度优势快速占领市场。液冷机组温控散热的主要应用优势如下:1.调温快,控温准:液冷温控响应快、精度高,通过变频、整流混水等方式为电池侧供水,自动控制水温,最高能达成0.5的精度,且在负载功率、环境温度等关键工况变化时可快速调节以实现供液温度稳定。2.高效换热,需求空间小:液冷的蒸发侧为水-氟换热器(一般使用板式或管壳式换热器),换热效率高、上限高,相同能力下相较于风冷适用的翅片换热体积可成倍缩小,极大程度地节省了机组空间与占地面积,进而可有效提升电池集装箱体内能量密度、扩大储能应用场景。3.有效减小电芯温差,促进电池均温:液冷冷板流道与管路设计自由度高,可根据需求合理分配流量;同时,因载冷剂的比热容较大,PACK前端与末端间水温相差小(一般在3以内),可使电池端的整体温差都控制在5左右,有效提升电池概况的异质性水平,提高电池能量利用率及延长寿命。4.适应复杂场景:传统风冷受风道影响强,对电池箱内部结构设计要求高,易受干扰。液冷水路设计自由,形式多样,可适配各种复杂的应用场景与结构形式,对于储能形式的不断丰富有较好支持。然而,目前液冷技术的发展尚不完全充分,仍有一些行业痛点亟待解决:1.存在漏液可能,时有补液需求:目前难以保证不漏液,存有漏液风险。为此,不得不为机组设备增设自于提升储能系统的利用率和经济效益,同时为新能源电站优化运营决策提供科学依据。(3)实时监控与预警:结合数据处理能力与实时计算功能,可以构建实时监控体系,对储能设施的状态参数进行实时监测和异常检测,提前预警潜在故障风险,确保储能系统安全稳定运行。(4)析:能源管理和调度决策针对新能源和储能项目的运营管理需求,可利用模型预测未来一段时间内的能源供需情况,结合数据平台构建的数据服务,助力运营商制定更精准的储能调控策略和电网调度计划,从而更好地响应市场需求,平衡电力供需关系,并降低整储能出海需要云数结合完整保障数据安全储能液冷温控技术体运营成本。(5)用:业务洞察与创新应用通过大数据分析和挖掘能力,可以帮助新能源企业和储能运营方发现隐藏在大量数据中的模式和规律,驱动产品和服务创新,例如基于用户用电行为预测的增值服务、储能资产健康度评估与寿命预测等。图片来源:阿里云图片来源:英维克2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全2024中国新型储能行业发展白皮书储能温控技术40 41储能风冷温控技术储能温控技术未来发展趋势动补水装置、增加漏液监测措施、提高部件防水等级、考虑漏液排液问题。大型储能项目所在区域往往都较为偏远,罕有人烟,人工补液极为不便,同时漏液也可能对电芯及其控制系统造成严重影响,故必须尽可能的减少乃至避免泄露,降低补液频次。2.常用管路类型各有劣势:不锈钢管路成本高,加工与装配对工艺要求较高,公差难以把控,维护也相对困难;塑料管路虽成本较低,但其使用寿命短,易损坏,可靠性仍有待提升;铜管路易造成水质脏堵,影响换热,难以适配储能长期稳定、尽量避免人工干涉的需求。时下尚无能完美解决储能温控需要的液冷管路材质。“风冷”指在蒸发侧以空气作为载体的冷却换热形式,利用风机带动空气与翅片换热器进行强制对流传热,受海拔高度(气压)的影响较大。1.以发展完善液冷技术为主体,逐步改进风冷技术,同步开发直冷方案:不可否认的是,在未来一段时间内,液冷都会占据行业市场的主体且份额逐渐扩大,因而针对液冷可靠性与能力的设计验证、降本等会是业内的主要课题。风冷新增装机量难有爆发式增长,但因依然有无法替代的稳定需求,对其的研究改进不会停止。此外,随着未来电池能量功率密度的不断提升,纵然液冷模式也会逐渐触及性能上限出现边缘效应,开发换热效率更高理论上限更强的冷媒直冷方案也是重要议题。目前,尚无大批量应用的成熟储能直冷技术形式。2.整机小型化,换热效率提高,能量密度提升:储能箱柜内空间寸土寸金,配套设备的小型化意味着电芯数量增加的可能性,也就意味着储电成本造价的优势。在有限空间能尽可能地强化换热能力是空调机永恒的课题,为此主要有两个发展方向,即提高设备集成度与改进使用高效传热形式。除前文所提整机一体化处理外,电控系统的高度集成化、水氟系统在确保安全性与可靠性的前提下的部件“减负”都是重要手段。3.制冷剂环保化替换:2021年6月,中国政府接受了关于消耗臭氧层物质的蒙特利尔议定书基加利修正案这一国际化的通用标准要求,将对部分环境影响指数较大的制冷剂进行严格限制,相当于对行业提出了新的硬性规定。以性质与能力相近的环保冷媒进行直接替换是基本方案,但其系统安全性与兼容可靠性需要经过长时间的测试验证,对系统的设计也有特殊要求。更进一步的目标,可考虑天然制冷剂的适用可行性,如R744(二氧化碳)、R290(丙烷)等均已在其他行业大量应用并被证明对环境完全无害。下表为一些常用冷媒的短期替换方案供参考。作为一种相对传统的温控散热模式,风冷在应用广度上会略逊一筹,但由于介质的特性也决定了其在某些特殊场景中应用的必要性。例如,风冷温控系统在蒸发侧通过空气机组进行换热,使得其可以具备除湿功能,目前,常见的大型储能集装箱在标配液冷的同时往往也会增设风冷机组以降低箱内湿度,减少电池模组和附属器件因凝露渗水而受损的可能性;同时,风冷规避了水冷的漏液风险,适合为复杂BMS电气系统进行散热以保障安全性。此外,风冷系统的加工安装相对容易,现场工程量小,成本较低,在部分小型储电设备中也有一定优势。一直以来,风冷技术的难点痛点都较为突出,能否进一步改善与解决是扩展风冷适用面的关键所在。行业主要痛点如下:1.换热效率低下,尺寸难缩减:风冷换热性能有天然劣势,若要满足电池能量功率的增长需求则必须增大换热器尺寸,这与不断提升箱内电池能量密度的追求是相违背的,同时也增加了设备运输与安装的难度。只有改进换热器形式,提高换热器效率,才能在一定程度上缓解风冷设备的空间侵占问题。2.风机需求量大,噪音难限制:风量与换热性能正相关,为了提高制冷能力,风冷系统中内外风机均使用大功率、高转速风机,相互叠加,风噪也便难以控制。如何在限噪与性能间平衡取舍一直是风冷业内的一大难点。3.温控均匀性差,风道难设计:风冷始末两端温差大,对末端设备的温控能力较差,用于为储能电池散热无疑是不利的。风冷技术的风道设计尤为讲究,过大的风阻将严重影响性能,若流道覆盖性较差,或局部边缘生成涡旋多,则设备间的均温更难以达成,一般在设计阶段便需通过大量仿真验证合理性。图 46 常见储电风冷机组简易原理图图 47 冷媒图示现阶段常用冷媒逐步替代冷媒R410AR32、R454B等R134aR1234yf、R450A、R513A等R404AR452A、R290等R123R514A等4.高效节能化:除使用高能效的冷媒外,对压缩机、风机、水泵等大功率器件的智能变频控制也是节能省电的关键所在,后续的储电温控技术将对控制逻辑进一步深入优化,确保在工况频繁变动的前提下依然保持供需平衡。提升换热效率也是节能化的途径之一。目前有越来越多的机组正利用小区域冗余空间加装干冷器以强化自然散热,利用低温环境下的自然冷源,减小热交换时的耗能需求。全年低温时间区段占比越高,制冷时需要的总能耗就越低。未来的节能需求会愈发明显。5.可靠性与安全性提升:一方面通过更多的失效模拟分析、精确冗余设计和故障监测报警保证机组安全性,另一方面通过增加异常自动调节模式以减少人工干预,提高机组可靠性。同时对于器件可靠性选型也要更为精细,例如采用铜管翅片作为冷凝器在恶劣且长期使用的环境中,因其结构强度与器件材质,相比于微通道换热器更为可靠。6.PCS液冷方案:在当前储能项目正向着更大规模、更高能量密度趋势发展,对储能系统的寿命、安全性提出了更高的要求之下,将液冷技术应用到PCS上,可使得PCS在功率密度和系统效率上有较好的提图片来源:英维克表格来源:英维克2024中国新型储能行业发展白皮书储能出海数据安全2024中国新型储能行业发展白皮书储能温控技术40 41储能风冷温控技术储能温控技术未来发展趋势动补水装置、增加漏液监测措施、提高部件防水等级、考虑漏液排液问题。大型储能项目所在区域往往都较为偏远,罕有人烟,人工补液极为不便,同时漏液也可能对电芯及其控制系统造成严重影响,故必须尽可能的减少乃至避免泄露,降低补液频次。2.常用管路类型各有劣势:不锈钢管路成本高,加工与装配对工艺要求较高,公差难以把控,维护也相对困难;塑料管路虽成本较低,但其使用寿命短,易损坏,可靠性仍有待提升;铜管路易造成水质脏堵,影响换热,难以适配储能长期稳定、尽量避免人工干涉的需求。时下尚无能完美解决储能温控需要的液冷管路材质。“风冷”指在蒸发侧以空气作为载体的冷却换热形式,利用风机带动空气与翅片换热器进行强制对流传热,受海拔高度(气压)的影响较大。1.以发展完善液冷技术为主体,逐步改进风冷技术,同步开发直冷方案:不可否认的是,在未来一段时间内,液冷都会占据行业市场的主体且份额逐渐扩大,因而针对液冷可靠性与能力的设计验证、降本等会是业内的主要课题。风冷新增装机量难有爆发式增长,但因依然有无法替代的稳定需求,对其的研究改进不会停止。此外,随着未来电池能量功率密度的不断提升,纵然液冷模式也会逐渐触及性能上限出现边缘效应,开发换热效率更高理论上限更强的冷媒直冷方案也是重要议题。目前,尚无大批量应用的成熟储能直冷技术形式。2.整机小型化,换热效率提高,能量密度提升:储能箱柜内空间寸土寸金,配套设备的小型化意味着电芯数量增加的可能性,也就意味着储电成本造价的优势。在有限空间能尽可能地强化换热能力是空调机永恒的课题,为此主要有两个发展方向,即提高设备集成度与改进使用高效传热形式。除前文所提整机一体化处理外,电控系统的高度集成化、水氟系统在确保安全性与可靠性的前提下的部件“减负”都是重要手段。3.制冷剂环保化替换:2021年6月,中国政府接受了关于消耗臭氧层物质的蒙特利尔议定书基加利修正案这一国际化的通用标准要求,将对部分环境影响指数较大的制冷剂进行严格限制,相当于对行业提出了新的硬性规定。以性质与能力相近的环保冷媒进行直接替换是基本方案,但其系统安全性与兼容可靠性需要经过长时间的测试验证,对系统的设计也有特殊要求。更进一步的目标,可考虑天然制冷剂的适用可行性,如R744(二氧化碳)、R290(丙烷)等均已在其他行业大量应用并被证明对环境完全无害。下表为一些常用冷媒的短期替换方案供参考。作为一种相对传统的温控散热模式,风冷在应用广度上会略逊一筹,但由于介质的特性也决定了其在某些特殊场景中应用的必要性。例如,风冷温控系统在蒸发侧通过空气机组进行换热,使得其可以具备除湿功能,目前,常见的大型储能集装箱在标配液冷的同时往往也会增设风冷机组以降低箱内湿度,减少电池模组和附属器件因凝露渗水而受损的可能性;同时,风冷规避了水冷的漏液风险,适合为复杂BMS电气系统进行散热以保障安全性。此外,风冷系统的加工安装相对容易,现场工程量小,成本较低,在部分小型储电设备中也有一定优势。一直以来,风冷技术的难点痛点都较为突出,能否进一步改善与解决是扩展风冷适用面的关键所在。行业主要痛点如下:1.换热效率低下,尺寸难缩减:风冷换热性能有天然劣势,若要满足电池能量功率的增长需求则必须增大换热器尺寸,这与不断提升箱内电池能量密度的追求是相违背的,同时也增加了设备运输与安装的难度。只有改进换热器形式,提高换热器效率,才能在一定程度上缓解风冷设备的空间侵占问题。2.风机需求量大,噪音难限制:风量与换热性能正相关,为了提高制冷能力,风冷系统中内外风机均使用大功率、高转速风机,相互叠加,风噪也便难以控制。如何在限噪与性能间平衡取舍一直是风冷业内的一大难点。3.温控均匀性差,风道难设计:风冷始末两端温差大,对末端设备的温控能力较差,用于为储能电池散热无疑是不利的。风冷技术的风道设计尤为讲究,过大的风阻将严重影响性能,若流道覆盖性较差,或局部边缘生成涡旋多,则设备间的均温更难以达成,一般在设计阶段便需通过大量仿真验证合理性。图 46 常见储电风冷机组简易原理图图 47 冷媒图示现阶段常用冷媒逐步替代冷媒R410AR32、R454B等R134aR1234yf、R450A、R513A等R404AR452A、R290等R123R514A等4.高效节能化:除使用高能效的冷媒外,对压缩机、风机、水泵等大功率器件的智能变频控制也是节能省电的关键所在,后续的储电温控技术将对控制逻辑进一步深入优化,确保在工况频繁变动的前提下依然保持供需平衡。提升换热效率也是节能化的途径之一。目前有越来越多的机组正利用小区域冗余空间加装干冷器以强化自然散热,利用低温环境下的自然冷源,减小热交换时的耗能需求。全年低温时间区段占比越高,制冷时需要的总能耗就越低。未来的节能需求会愈发明显。5.可靠性与安全性提升:一方面通过更多的失效模拟分析、精确冗余设计和故障监测报警保证机组安全性,另一方面通过增加异常自动调节模式以减少人工干预,提高机组可靠性。同时对于器件可靠性选型也要更为精细,例如采用铜管翅片作为冷凝器在恶劣且长期使用的环境中,因其结构强度与器件材质,相比于微通道换热器更为可靠。6.PCS液冷方案:在当前储能项目正向着更大规模、更高能量密度趋势发展,对储能系统的寿命、安全性提出了更高的要求之下,将液冷技术应用到PCS上,可使得PCS在功率密度和系统效率上有较好的提图片来源:英维克表格来源:英维克2024中国新型储能行业发展白皮书储能消防技术2024中国新型储能行业发展白皮书储能消防技术42432023年,储能消防市场迎来了前所未有的变革,这一变革源于GB/T 42288电化学储能电站安全规程的颁布与实施。该国标从储能电站的设备设施、运行维护、检修试验、应急处置等方面提供了明确的安全规范。这一变革不仅标志着储能消防配置从建议性向强制性的转变,更是对整个储能消防行业产生了深远影响,为行业的健康发展注入了新的活力。在此之前,由于消防系统主要承担“防灾、减灾、救灾”的功能,其经济效益并不直接体现,且其功能并非持续发挥,因此在储能系统中,往往存在“不配、少配”等投机心理。这种心理在一定程度上影响了储能消防的配置和使用效果,给储能电站的安全运行带来了潜在风险。然而,电化学储能电站安全规程的出台,如同一道明亮的灯塔,照亮了储能消防的发展道路。它从国家标准的层面,以权威、严谨的态度,对储能消防的配置提出了明确要求,有效遏制了投机心理的存在,为储能电站的安全运行提供了有力保障。随着2023年国标的颁布,储能系统的消防方案配置也呈现出了新的态势。Pack级全氟己酮消防技术在储能消防领域的广泛应用和认可,越来越多的储能系统集成商开始将其作为首选的消防解决方案。这一趋势不仅推动了Pack级消防方案的成本降低,还促进了整个储能消防行业的标准化进程。同时,随着各家集成商发布自家的标准储能系统,储能系统的相对标准化进程正在稳步推进。虽然无法实现全行业的完全一致,但各集成商的系统已经相对统一,这为储能系统配件的集中采购和框架招标提供了便利条件。随着Pack级全氟己酮消防技术的安全性在储能消防领域的广泛应用和认可,越来越多的储能系统集成商开始将其作为首选的消防解决方案。集成商、业主集中采购和框架招标的实施,降低了Pack级消防方案的成本,这为Pack级消防方案的推广和应用提供了有力支持。可以预见,在未来,随着储能消防技术的不断进步和市场需求的不断增长,储能消防行业将迎来更加广阔的发展空间和更加激烈的市场竞争。2023年中下旬,国外的UL9540与NFPA855标准相继进行了更新,关于储能消防更新内容主要聚焦于电化学储能系统的防爆泄爆要求以及防火和爆炸测试两个方面。目前,国内针对防爆泄爆的解决方案主要依赖于可燃气体探测器与复合型探测器的浓度报警探测系统,该系统与防爆风机联动,通过气体置换降低储能预制舱内的可燃气体浓度,以达到防爆效果。而泄爆则主要依赖舱体上安装的泄压窗实现。从标准角度升。液冷PCS在高海拔和高温地区同样会拥有更好的适应性。当面对高海拔项目时,高效液冷散热方式将海拔变化带来的温度降额影响大大降低,极大程度保障产品的安全平稳运行。正是具备有保证系统安全稳定运行的可行性,目前已有多家PCS厂商都已经宣布有液冷PCS产品或者即将推出相关的液冷PCS。7.浸没式液冷方案:浸没式液冷通过将储能电池浸没在绝缘冷却液中,实现对于电池的直接接触式液冷。浸没式液冷有更高换热效率、更好的均温性以实现电池更长的寿命,同时相比于传统液冷更能减少热失控风险。但浸没式液冷在储能领域应用案例少,且存在成本高、安全隐患、难运维等问题。目前该方案在数据中心领域逐渐广泛应用,上述存在的问题在稳定推进解决,中长期来看存在在储能领域规模应用的可能性。在当前储能项目正向着更大规模、更高能量密度趋势发展,对储能系统的寿命、安全性提出了更高的要求之下,将液冷技术应用到PCS上,可使得PCS在功率密度和系统效率上有较好的提升。液冷PCS在高海拔和高温地区同样会拥有更好的适应性。当面对高海拔项目时,高效液冷散热方式将海拔变化带来的温度降额影响大大降低,极大程度保障产品的安全平稳运行。正是具备有保证系统安全稳定运行的可行性,目前已有多家PCS厂商都已经宣布有液冷PCS产品或者即将推出相关的液冷PCS。提升储能系统的寿命,保证系统安全稳定运行正是液冷PCS开始盛行的关键所在。储能PCS从技术本身而言能够做更低的成本、更高的效率和更高的可靠性,供应链的维度可以有更好的效益,可以拿到更稳定的产品,在最终的用户当中产生出价值的改善。储能消防技术看,这种设计思路并无不妥。然而,在实际应用中,防爆风机在探测到可燃气体浓度达到一定水平时会启动。但在火灾发生时,为维持储能预制舱内的灭火药剂浓度,需关闭事故防爆风机。这就引出了一个问题:在选择灭火药剂时,除了需满足国标GB/T-42288中规定的绝缘、降温、防复燃性能外,是否还应增加抑爆的要求?考虑到锂离子电池在热失控状态下扑灭明火只是初步目标,而在锂电池的能量未完全耗尽之前,其内部的化学反应仍会持续进行,并持续产生可燃有毒气体。因此,从安全策略角度出发,为了维持灭火药剂的浓度而关闭事故风机时,如果灭火药剂没有良好的抑爆作用,储能预制舱将成为一个巨大的事故风险点。这一风险不容忽视,毕竟,大红门储能事故牺牲的消防员的警钟还未散去。在国内外,UL9540与NFPA855等标准已对防爆提出了明确要求。同时,从公开资料中我们注意到,国家十四五重点研究课题里也已着手进行防爆抑爆的相关研究。这表明,未来的储能消防将不仅局限于探测预警、火灾抑制,而是需要向预警、抑制、防爆等全方位防护安全解决方案发展。对于储能安全,通常需要从三个方面进行综合考量:本质安全、过程安全和消防安全。其中,本质安全主要体现在电芯和系统设计的安全层面,电池在本体技术上尚无法做到绝对安全,且会受到成本的制约。在串并联成组使用后,单体安全不代表成组安全。由于充放电均衡性差异,长期使用工况的不同会导致电池之间不一致性,也是无法避免的。这就会引发某个电池单体的故障问题,进而引发电池群体的事故发生。在无法做到电池本体绝对安全的前提下,储能过程安全与消防系统的设计与应用显得尤为重要。而过程安全中,运维使用安全占据核心地位,消防安全则作为最后的防线。为了实现储能系统的全面安全,我们需要将消防安全与过程安全紧密结合,形成一套完整的安全体系。从相关法规条文和应急处置来看,消防系统应作为独立体系存在。然而,鉴于储能系统的巨大危险性,我们需要从各个角度共同应对这一挑战。仅仅依赖能量管理系统对储能系统进行过程运维监控是远远不够的,我们必须充分利用已有的数据资源,避免形成信息孤岛。通过将储能Pack消防监测预警系统与其他储能数据系统如能量管理系统相连接,我们可以从顶层端对储能系统进行全面监控,实现数据之间的相互验证、比对和佐证。储能系统平台与储能消防系统平台的对接或嵌入将成为趋势。这将使消防数据成为过程运维管理的重要辅助,从而实现真正的早期预警,提升储能系统的整体安全性。随着全球能源结构的转型和可再生能源的大规模应用,储能技术作为连接能源供应与需求的关键桥梁,正日益受到人们的关注。然而,储能系统的安全问题一直是制约其发展的瓶颈之一。因此,如何提升储能消防系统的效率和效果,降低运维成本,以及如何有效应对储能系统可能发生的火灾和爆炸事故,成为储能安全领域亟待解决的问题。在降本增效方面,未来的储能消防系统将更加注重技术创新和系统集成。一方面,通过储能系统集成商与业主的集采、框招等形式形成批量效应降低储能消防系统价格。另一方面,通过智能化、自动化的技术手段,实现储能消防系统的智能监控和预警,及时发现和处理安全隐患,减少人工干预和运维成本。在灭火系统的防爆抑爆技术方面,未来的研究将更加注重防爆抑爆材料的研发和应用。通过研发具有更高防爆抑爆性能的材料,提高储能系统的防爆抑爆能力,降低火灾和爆炸事故的风险。同时,还将探索更加有效的防爆抑爆技术,如主动抑爆、被动抑爆等,以适应不同场景下的应用需求。在储能消防平台的构建与储能系统数据融合方面,未来的发展趋势是建设更加智能、高效、集成的储能消防平台。通过集成储能系统的各种数据资源,实现信息的共享和协同处理,提高储能消防平台的综合分析和决策能力。同时,还将利用大数据、云计算等先进技术,对储能系统的运行数据进行实时监测和分析,发现潜在的安全风险,为灭火和防爆抑爆提供有力的数据支持。综上所述,未来的储能安全领域将更加注重技术创新和系统集成,通过提升储能消防系统的降本增效、灭火系统的防爆抑爆技术,以及储能消防平台的构建与储能系统数据融合,为储能技术的可持续发展提供坚实的保障。同时,随着新材料、新技术、新方法的不断涌现和应用,相信储能安全领域将会迎来更加广阔的发展空间和更加美好的未来。2024中国新型储能行业发展白皮书储能消防技术2024中国新型储能行业发展白皮书储能消防技术42432023年,储能消防市场迎来了前所未有的变革,这一变革源于GB/T 42288电化学储能电站安全规程的颁布与实施。该国标从储能电站的设备设施、运行维护、检修试验、应急处置等方面提供了明确的安全规范。这一变革不仅标志着储能消防配置从建议性向强制性的转变,更是对整个储能消防行业产生了深远影响,为行业的健康发展注入了新的活力。在此之前,由于消防系统主要承担“防灾、减灾、救灾”的功能,其经济效益并不直接体现,且其功能并非持续发挥,因此在储能系统中,往往存在“不配、少配”等投机心理。这种心理在一定程度上影响了储能消防的配置和使用效果,给储能电站的安全运行带来了潜在风险。然而,电化学储能电站安全规程的出台,如同一道明亮的灯塔,照亮了储能消防的发展道路。它从国家标准的层面,以权威、严谨的态度,对储能消防的配置提出了明确要求,有效遏制了投机心理的存在,为储能电站的安全运行提供了有力保障。随着2023年国标的颁布,储能系统的消防方案配置也呈现出了新的态势。Pack级全氟己酮消防技术在储能消防领域的广泛应用和认可,越来越多的储能系统集成商开始将其作为首选的消防解决方案。这一趋势不仅推动了Pack级消防方案的成本降低,还促进了整个储能消防行业的标准化进程。同时,随着各家集成商发布自家的标准储能系统,储能系统的相对标准化进程正在稳步推进。虽然无法实现全行业的完全一致,但各集成商的系统已经相对统一,这为储能系统配件的集中采购和框架招标提供了便利条件。随着Pack级全氟己酮消防技术的安全性在储能消防领域的广泛应用和认可,越来越多的储能系统集成商开始将其作为首选的消防解决方案。集成商、业主集中采购和框架招标的实施,降低了Pack级消防方案的成本,这为Pack级消防方案的推广和应用提供了有力支持。可以预见,在未来,随着储能消防技术的不断进步和市场需求的不断增长,储能消防行业将迎来更加广阔的发展空间和更加激烈的市场竞争。2023年中下旬,国外的UL9540与NFPA855标准相继进行了更新,关于储能消防更新内容主要聚焦于电化学储能系统的防爆泄爆要求以及防火和爆炸测试两个方面。目前,国内针对防爆泄爆的解决方案主要依赖于可燃气体探测器与复合型探测器的浓度报警探测系统,该系统与防爆风机联动,通过气体置换降低储能预制舱内的可燃气体浓度,以达到防爆效果。而泄爆则主要依赖舱体上安装的泄压窗实现。从标准角度升。液冷PCS在高海拔和高温地区同样会拥有更好的适应性。当面对高海拔项目时,高效液冷散热方式将海拔变化带来的温度降额影响大大降低,极大程度保障产品的安全平稳运行。正是具备有保证系统安全稳定运行的可行性,目前已有多家PCS厂商都已经宣布有液冷PCS产品或者即将推出相关的液冷PCS。7.浸没式液冷方案:浸没式液冷通过将储能电池浸没在绝缘冷却液中,实现对于电池的直接接触式液冷。浸没式液冷有更高换热效率、更好的均温性以实现电池更长的寿命,同时相比于传统液冷更能减少热失控风险。但浸没式液冷在储能领域应用案例少,且存在成本高、安全隐患、难运维等问题。目前该方案在数据中心领域逐渐广泛应用,上述存在的问题在稳定推进解决,中长期来看存在在储能领域规模应用的可能性。在当前储能项目正向着更大规模、更高能量密度趋势发展,对储能系统的寿命、安全性提出了更高的要求之下,将液冷技术应用到PCS上,可使得PCS在功率密度和系统效率上有较好的提升。液冷PCS在高海拔和高温地区同样会拥有更好的适应性。当面对高海拔项目时,高效液冷散热方式将海拔变化带来的温度降额影响大大降低,极大程度保障产品的安全平稳运行。正是具备有保证系统安全稳定运行的可行性,目前已有多家PCS厂商都已经宣布有液冷PCS产品或者即将推出相关的液冷PCS。提升储能系统的寿命,保证系统安全稳定运行正是液冷PCS开始盛行的关键所在。储能PCS从技术本身而言能够做更低的成本、更高的效率和更高的可靠性,供应链的维度可以有更好的效益,可以拿到更稳定的产品,在最终的用户当中产生出价值的改善。储能消防技术看,这种设计思路并无不妥。然而,在实际应用中,防爆风机在探测到可燃气体浓度达到一定水平时会启动。但在火灾发生时,为维持储能预制舱内的灭火药剂浓度,需关闭事故防爆风机。这就引出了一个问题:在选择灭火药剂时,除了需满足国标GB/T-42288中规定的绝缘、降温、防复燃性能外,是否还应增加抑爆的要求?考虑到锂离子电池在热失控状态下扑灭明火只是初步目标,而在锂电池的能量未完全耗尽之前,其内部的化学反应仍会持续进行,并持续产生可燃有毒气体。因此,从安全策略角度出发,为了维持灭火药剂的浓度而关闭事故风机时,如果灭火药剂没有良好的抑爆作用,储能预制舱将成为一个巨大的事故风险点。这一风险不容忽视,毕竟,大红门储能事故牺牲的消防员的警钟还未散去。在国内外,UL9540与NFPA855等标准已对防爆提出了明确要求。同时,从公开资料中我们注意到,国家十四五重点研究课题里也已着手进行防爆抑爆的相关研究。这表明,未来的储能消防将不仅局限于探测预警、火灾抑制,而是需要向预警、抑制、防爆等全方位防护安全解决方案发展。对于储能安全,通常需要从三个方面进行综合考量:本质安全、过程安全和消防安全。其中,本质安全主要体现在电芯和系统设计的安全层面,电池在本体技术上尚无法做到绝对安全,且会受到成本的制约。在串并联成组使用后,单体安全不代表成组安全。由于充放电均衡性差异,长期使用工况的不同会导致电池之间不一致性,也是无法避免的。这就会引发某个电池单体的故障问题,进而引发电池群体的事故发生。在无法做到电池本体绝对安全的前提下,储能过程安全与消防系统的设计与应用显得尤为重要。而过程安全中,运维使用安全占据核心地位,消防安全则作为最后的防线。为了实现储能系统的全面安全,我们需要将消防安全与过程安全紧密结合,形成一套完整的安全体系。从相关法规条文和应急处置来看,消防系统应作为独立体系存在。然而,鉴于储能系统的巨大危险性,我们需要从各个角度共同应对这一挑战。仅仅依赖能量管理系统对储能系统进行过程运维监控是远远不够的,我们必须充分利用已有的数据资源,避免形成信息孤岛。通过将储能Pack消防监测预警系统与其他储能数据系统如能量管理系统相连接,我们可以从顶层端对储能系统进行全面监控,实现数据之间的相互验证、比对和佐证。储能系统平台与储能消防系统平台的对接或嵌入将成为趋势。这将使消防数据成为过程运维管理的重要辅助,从而实现真正的早期预警,提升储能系统的整体安全性。随着全球能源结构的转型和可再生能源的大规模应用,储能技术作为连接能源供应与需求的关键桥梁,正日益受到人们的关注。然而,储能系统的安全问题一直是制约其发展的瓶颈之一。因此,如何提升储能消防系统的效率和效果,降低运维成本,以及如何有效应对储能系统可能发生的火灾和爆炸事故,成为储能安全领域亟待解决的问题。在降本增效方面,未来的储能消防系统将更加注重技术创新和系统集成。一方面,通过储能系统集成商与业主的集采、框招等形式形成批量效应降低储能消防系统价格。另一方面,通过智能化、自动化的技术手段,实现储能消防系统的智能监控和预警,及时发现和处理安全隐患,减少人工干预和运维成本。在灭火系统的防爆抑爆技术方面,未来的研究将更加注重防爆抑爆材料的研发和应用。通过研发具有更高防爆抑爆性能的材料,提高储能系统的防爆抑爆能力,降低火灾和爆炸事故的风险。同时,还将探索更加有效的防爆抑爆技术,如主动抑爆、被动抑爆等,以适应不同场景下的应用需求。在储能消防平台的构建与储能系统数据融合方面,未来的发展趋势是建设更加智能、高效、集成的储能消防平台。通过集成储能系统的各种数据资源,实现信息的共享和协同处理,提高储能消防平台的综合分析和决策能力。同时,还将利用大数据、云计算等先进技术,对储能系统的运行数据进行实时监测和分析,发现潜在的安全风险,为灭火和防爆抑爆提供有力的数据支持。综上所述,未来的储能安全领域将更加注重技术创新和系统集成,通过提升储能消防系统的降本增效、灭火系统的防爆抑爆技术,以及储能消防平台的构建与储能系统数据融合,为储能技术的可持续发展提供坚实的保障。同时,随着新材料、新技术、新方法的不断涌现和应用,相信储能安全领域将会迎来更加广阔的发展空间和更加美好的未来。2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战4445图 49 IEA全球净零路线下能源类型细分储能发展的长期确定性以中国市场为例,供给端,2023年,全国火力发电62657.4亿千瓦时,占66%,水力发电12858.5亿千瓦时,占14%,风力发电8858.7亿千瓦时,占9%,太阳能发电5844.5亿千瓦时,占6%,核能发电4347.2亿千瓦时,占5%。新能源发电量整体占比15%,已超过抽水蓄能发电14%,产业发展迅猛。因此,如何在保证能源供应稳定的情况下,对现阶段占比最高的火力发电进行减碳,是我国迈向碳达峰以及碳中和道路的重点方向,也是推动我国储能市场发展的主要驱动力之一。目前,全球所有部门处在快速电气化的阶段,电力在世界能源安全中的中心地位必将愈发凸显。一方面,由于化石燃料发电装机逐步退出,常规灵活性电源减少;而另一方面,灵活性电力系统到2050年要翻两番才可以平衡风能、太阳能和不断演变的需求。因此,全球能源转型需要以智能和数字化程度更高的电网为支撑,大力发展能提高灵活性的各种渠道,包括各种储能技术在内的需求侧响应和低碳灵活性发电厂。在实现全球净零排放的关键路径上,可再生能源对传统化石燃料能源的替代是目前全球能源改革的共识,也是全球各地碳减排最有效的且可行的手段。根据IEA最新数据统计,截至2022年底全球新能源发电装机占比41%,预计到2050年全球新能源发电装机占比将达到74%,其中,太阳能和风电发电装机将占所有电力供应的64%,而2021年这一比例仅为 23%。相反,传统化石燃料在电力供应中的占比预计将从2022年的52%降至15%,这是一个对称的替代关系。然而,可再生能源如太阳能和风能具有间歇性供电的特点,若缺少电网级储能,可再生能源,尤其是太阳能和风能只能间歇性地供电。根据全球各个国家的现有规划,伴随可再生能源装机比例的不断提高,电化学储能的装机量将从2022年底的45GW提高到2050E的2,352GW,CAGR将达到15.18%。图 48 净零路径上的关键里程碑图 50 2023年中国电力能源结构图片来源:IEA图片来源:IEA图片来源:国家能源局碳中和背景下储能市场机遇与挑战第四 章2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战4445图 49 IEA全球净零路线下能源类型细分储能发展的长期确定性以中国市场为例,供给端,2023年,全国火力发电62657.4亿千瓦时,占66%,水力发电12858.5亿千瓦时,占14%,风力发电8858.7亿千瓦时,占9%,太阳能发电5844.5亿千瓦时,占6%,核能发电4347.2亿千瓦时,占5%。新能源发电量整体占比15%,已超过抽水蓄能发电14%,产业发展迅猛。因此,如何在保证能源供应稳定的情况下,对现阶段占比最高的火力发电进行减碳,是我国迈向碳达峰以及碳中和道路的重点方向,也是推动我国储能市场发展的主要驱动力之一。目前,全球所有部门处在快速电气化的阶段,电力在世界能源安全中的中心地位必将愈发凸显。一方面,由于化石燃料发电装机逐步退出,常规灵活性电源减少;而另一方面,灵活性电力系统到2050年要翻两番才可以平衡风能、太阳能和不断演变的需求。因此,全球能源转型需要以智能和数字化程度更高的电网为支撑,大力发展能提高灵活性的各种渠道,包括各种储能技术在内的需求侧响应和低碳灵活性发电厂。在实现全球净零排放的关键路径上,可再生能源对传统化石燃料能源的替代是目前全球能源改革的共识,也是全球各地碳减排最有效的且可行的手段。根据IEA最新数据统计,截至2022年底全球新能源发电装机占比41%,预计到2050年全球新能源发电装机占比将达到74%,其中,太阳能和风电发电装机将占所有电力供应的64%,而2021年这一比例仅为 23%。相反,传统化石燃料在电力供应中的占比预计将从2022年的52%降至15%,这是一个对称的替代关系。然而,可再生能源如太阳能和风能具有间歇性供电的特点,若缺少电网级储能,可再生能源,尤其是太阳能和风能只能间歇性地供电。根据全球各个国家的现有规划,伴随可再生能源装机比例的不断提高,电化学储能的装机量将从2022年底的45GW提高到2050E的2,352GW,CAGR将达到15.18%。图 48 净零路径上的关键里程碑图 50 2023年中国电力能源结构图片来源:IEA图片来源:IEA图片来源:国家能源局碳中和背景下储能市场机遇与挑战第四 章2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战4647图 53 2h储能系统均价剖析2022下半年至2023上半年,由于国内储能(尤其是电池)产量增速较快(2023年储能电池产量185GWh,同比增长85%),高速增长的需求跟不上短期内产能爆发性的扩张,全球市场需求趋近饱和,但由于滞后性等综合因素,企业的生产行为还没有及时调整,于是企业库存增加,进入了被动补库存的阶段,这也进入了美林时钟的滞涨期。2023年全年来看,尽管国内储能市场以及全球户储市场新增装机量同比增长了200%,但对比锂电整体产能(根据相关机构统计约1172.5GWh),仍然出现了巨大的供需缺口,部分企业出现了增收不增利的情况。直至2023年下半年,以户用储能为例,企业开始减少产能,大部分户储企业进入了主动去库存阶段,全球户用储能市场下行,进入美林时钟的衰退期。截至2023年末,以电芯为主的储能企业仍处于主动去库存的阶段,头部电芯企业大规模出清,二三线电芯企业苦苦挣扎已成为近一年来业内常态。仅从目前的全球电芯供需情况来看,储能企业跑完一整个基钦周期,从主动去库存的阶段慢慢过渡到被动去库存的阶段仍需要接近7个月的时间。这也意味着储能产品,特别是电芯的价格或将在2024年Q2触底,Q3缓慢反弹。根据基钦周期,当市场需求开始回升,但企业仍对未来市场持观望态度时,企业产能将在短期内产生滞后性,未能及时跟进生产,库存会进一步下降,此时企业将进入被动去库存阶段,对应着美林时钟的复苏期。EESA认为头部企业订单的回暖将成为被动去库存转向复苏期的标志性的信号,不同市场的实际复苏期不同,预计全球储能产品库存周期将形成滚动效应,即形成从稳定大市场过渡到分散小市场,再从分散小市场过渡到稳定大市场的滚动循环。因此,企业在锁定几个有量的大市场的同时,不断开拓有潜力的小市场来对滚动性的周期需求风险,将会是未来可行的选择。与此同时,行业竞争本身也在不断变化,一般来说对于一个成熟且稳定的行业来说,CR8的市占率40%即呈现低集中寡占型的市场趋势。然而,根据EESA 2023年度数据统计,2023年全球储能电池CR2的出货量市占率已超过55%,储能电池制造行业目前处于过于集中的市场竞争格局。此外,以2h储能系统平均报价为例,整体储能系统在2022Q1-2023年Q4的均价已降低52%,其中电芯价格降幅约为58%,储能变流器约为35%,BMS约为60%,EMS约为20%,其余储能配套均价均有小幅度下降,整体储能系统价格承压严重。因此,在现阶段全球储能产业产能过剩,电池价格下探空间不大的情况下,如何熬过产能出清的周期,将不仅仅是电池制造企业需要考虑的问题。数据来源:EESA 数据库站在国内能源需求端考虑,第一产业(农、林、牧、渔业)等用电量最低,第二产业(采矿业(不含开采专业及辅助性活动),制造业(不含金属制品、机械和设备修理业),电力、热力、燃气及水生产和供应业,建筑业等)用电量占比最高,达到了66%,第三(服务业)第四(居民生活)产业用电均低于20%。因此,按照中国现阶段能源供给结构,增加非化石能源供应,减少第二产业的能耗将成为主要的碳排放手段。第二产业也成为了储能在未来达成碳中和目标的主要应用场景(采矿、制造业、电力、热力、供应以及建筑业等),随着国内电力改革的不断发展以及未来对于电力需求的不断提升,工商业储能市场围绕着第二产业的发展将成为必然且长久的趋势。储能行业的周期与制造业的行业周期有一些相似之处,但也有自己独特的特点。储能行业的周期通常受到能源政策、技术进步、供需关系、投资环境等因素的影响,其中供需关系是其最重要的影响因素之一。2021年底至2022年,全球储能产业整体呈现高速增长的趋势,整体储能市场需求持续提升,2022年度仅中国新型储能新增规模就到了15.9GWh,同比增张240%。多数企业尤其是海外户储即逆变器业务企业营收均有同比1倍至3倍增长,企业营业收入增加,且对未来经营抱有良好的预期,因此主动增加生产。以储能系统中成本占比最高的电池部分为例,根据国家工信部统计2022储能锂电产量超过了100GWh,同比增长213%,多数企业进入了主动补库存阶段。图 51 2023年中国电力能源结构图 52 基钦周期 美林时钟示意图储能发展的周期波动性图片来源:国家能源局2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战4647图 53 2h储能系统均价剖析2022下半年至2023上半年,由于国内储能(尤其是电池)产量增速较快(2023年储能电池产量185GWh,同比增长85%),高速增长的需求跟不上短期内产能爆发性的扩张,全球市场需求趋近饱和,但由于滞后性等综合因素,企业的生产行为还没有及时调整,于是企业库存增加,进入了被动补库存的阶段,这也进入了美林时钟的滞涨期。2023年全年来看,尽管国内储能市场以及全球户储市场新增装机量同比增长了200%,但对比锂电整体产能(根据相关机构统计约1172.5GWh),仍然出现了巨大的供需缺口,部分企业出现了增收不增利的情况。直至2023年下半年,以户用储能为例,企业开始减少产能,大部分户储企业进入了主动去库存阶段,全球户用储能市场下行,进入美林时钟的衰退期。截至2023年末,以电芯为主的储能企业仍处于主动去库存的阶段,头部电芯企业大规模出清,二三线电芯企业苦苦挣扎已成为近一年来业内常态。仅从目前的全球电芯供需情况来看,储能企业跑完一整个基钦周期,从主动去库存的阶段慢慢过渡到被动去库存的阶段仍需要接近7个月的时间。这也意味着储能产品,特别是电芯的价格或将在2024年Q2触底,Q3缓慢反弹。根据基钦周期,当市场需求开始回升,但企业仍对未来市场持观望态度时,企业产能将在短期内产生滞后性,未能及时跟进生产,库存会进一步下降,此时企业将进入被动去库存阶段,对应着美林时钟的复苏期。EESA认为头部企业订单的回暖将成为被动去库存转向复苏期的标志性的信号,不同市场的实际复苏期不同,预计全球储能产品库存周期将形成滚动效应,即形成从稳定大市场过渡到分散小市场,再从分散小市场过渡到稳定大市场的滚动循环。因此,企业在锁定几个有量的大市场的同时,不断开拓有潜力的小市场来对滚动性的周期需求风险,将会是未来可行的选择。与此同时,行业竞争本身也在不断变化,一般来说对于一个成熟且稳定的行业来说,CR8的市占率40%即呈现低集中寡占型的市场趋势。然而,根据EESA 2023年度数据统计,2023年全球储能电池CR2的出货量市占率已超过55%,储能电池制造行业目前处于过于集中的市场竞争格局。此外,以2h储能系统平均报价为例,整体储能系统在2022Q1-2023年Q4的均价已降低52%,其中电芯价格降幅约为58%,储能变流器约为35%,BMS约为60%,EMS约为20%,其余储能配套均价均有小幅度下降,整体储能系统价格承压严重。因此,在现阶段全球储能产业产能过剩,电池价格下探空间不大的情况下,如何熬过产能出清的周期,将不仅仅是电池制造企业需要考虑的问题。数据来源:EESA 数据库站在国内能源需求端考虑,第一产业(农、林、牧、渔业)等用电量最低,第二产业(采矿业(不含开采专业及辅助性活动),制造业(不含金属制品、机械和设备修理业),电力、热力、燃气及水生产和供应业,建筑业等)用电量占比最高,达到了66%,第三(服务业)第四(居民生活)产业用电均低于20%。因此,按照中国现阶段能源供给结构,增加非化石能源供应,减少第二产业的能耗将成为主要的碳排放手段。第二产业也成为了储能在未来达成碳中和目标的主要应用场景(采矿、制造业、电力、热力、供应以及建筑业等),随着国内电力改革的不断发展以及未来对于电力需求的不断提升,工商业储能市场围绕着第二产业的发展将成为必然且长久的趋势。储能行业的周期与制造业的行业周期有一些相似之处,但也有自己独特的特点。储能行业的周期通常受到能源政策、技术进步、供需关系、投资环境等因素的影响,其中供需关系是其最重要的影响因素之一。2021年底至2022年,全球储能产业整体呈现高速增长的趋势,整体储能市场需求持续提升,2022年度仅中国新型储能新增规模就到了15.9GWh,同比增张240%。多数企业尤其是海外户储即逆变器业务企业营收均有同比1倍至3倍增长,企业营业收入增加,且对未来经营抱有良好的预期,因此主动增加生产。以储能系统中成本占比最高的电池部分为例,根据国家工信部统计2022储能锂电产量超过了100GWh,同比增长213%,多数企业进入了主动补库存阶段。图 51 2023年中国电力能源结构图 52 基钦周期 美林时钟示意图储能发展的周期波动性图片来源:国家能源局2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战4849阿里云,是一家云计算及人工智能科技公司,以“数据中心就是一台计算机”的理念,坚持让计算成为公共服务,以全栈技术能力优势打造一朵“AI时代最开放的云”,让云计算和人工智能成为普惠科技。从全面上云到云上创新,阿里云改变了云的使用方式和云上应用开发范式,让不懂得代码的人具有使用云的能力,大大降低创新的门槛。随着AI在各行各业加速渗透,研发构建面向AI时代“云原生”的云计算基础设施,为全行业训练Al、全社会使用AI打造技术底座。阿里云和全球创新者一起,以科技应对挑战和机遇,为未来带来积极改变。黄振:阿里云电力新能源解决方案总监电话:13564467992邮箱:zhengren.hzalibaba-谢睿:阿里云电力行业线解决方案架构师电话:18621380187邮箱:mujiang.xralibaba-微信号:tutu2012黄泽凡(八易)阿里云电力行业线业务总监电话:15301933319邮箱:huangzefan.hzfalibaba-参与编辑人员:阿里云公众号如需进一步信息,请与阿里云团队联系图 54 2023-2024E中国储能市场新增装机规模预测(GW)储能市场发展的机遇与挑战储能市场发展的机遇与挑战宏观层面来看,世界正处于新一轮逆全球化的浪潮之中,地缘政治和极端天气频发引发的全球供应链矛盾加速了贸易保护主义的抬头,“去风险化”思潮上行。以美国商品进口为例,2022年至2023年,美国从墨西哥进口商品的价值增长了近5%,达到4750多亿美元。与此同时,美国从中国进口商品的价值下降了约20%,跌至4270亿美元。这是墨西哥时隔20多年来首次超过中国,成为美国进口商品的最大来源国。因此,在逆全球化的浪潮下,全球产业链的重构正在加速进行。光伏及锂电产业作为我国重要的新型制造产业已处于全球绝对领先的地位,以美欧为首的国家及地区正在通过各种政策及手段,例如:IRA、欧盟电池和废电池法规碳边境调节机制,建立北欧电池联盟等,不惜代价的试图摆脱对中国制造的依赖。全球贸易正在从效率模式转为安全模式,价值链趋于本土化,我国处于逆全球化暴风眼之中,也将直面世界产业链重构带来的冲击。新的定位下产能过剩以及需求不足等问题日益凸显,整体自上而下转型的阵痛仍将持续,企业需要可以适应储能产业在地缘格局中的不断再平衡,实时改变自身来迎接整体大环境重塑带来的挑战。微观层面来看,中国能源转型对电力的供应提出了巨大挑战。随着向脱碳目标的迈进,电动汽车、电器、热泵以及电气化工业、交通运输和农业等耗能需求将大幅增加。与此同时,5G、自动化、机器学习和人工智能的发展对数据需求激增,进一步加剧了中国对于电力的需求,尤其是清洁能源的需求。结构性较高的电力需求以及过渡性电力供应的不稳定相结合,在未来或将导致更大的电力波动。为了缓解日内和季节性电力的波动,并确保持续的电力供应,电网可能依赖两个支柱:大型储能系统和灵活性发电(例如:火电,煤电灵活性改造)。2023年国家能源局组织发布的新型电力系统发展蓝皮书中表示,发展日间级储能技术是我国碳达峰(2030年)前推动电网向动态平衡过渡的保障,多种新型储能技术路线共同发展是中国储能市场发展的趋势。因此,短期来看,我国储能行业仍处于发展初期,现阶段仍呈现商业化不足,应用场景单一等问题。但随着能源转型的不断推进,储能将在可以预见的未来深度参与我国的新型电力市场建设,并探索出更多应用场景及商业模式,随着碳中和进程发展逐渐成熟。根据 EESA预测,若保持现有增速,中国储能装机规模在2030年(碳达峰期间)将超过260GW,远超过IEA对2030中国电力部门净零排放所需储能(180GW)预期。数据来源:EESA 数据库版权与免责声明储能领跑者联盟负责撰写本报告,拥有报告及其后续修改的著作权和其他相关知识产权。本报告中的信息仅供一般参考之用既不可视为详尽的说明也不构成其他专业建议。本文仅为提供一般性信息之目的,不应用于替代专业咨询者提供的咨询意见。任何人引用白皮书内容对外使用,所产生的误解和诉讼均由使用者自己承担。如用作商业或其他用途,未经同意不得以任何异于本报告原始的电子,装订或包装形式将本报告出借,转售,出租或在网上发布。凡使用本报告者均受本条款及本报告一切有关版权条款约束。报告内的所有图片,表格及文字内容的版权归储能领跑者联盟所有。其中,部分图表及数据的在有明确数据来源的标注下,版权归属原数据所有公司。凡有侵权行为的个人,法人或其他组织,必须立即停止侵权并对其因侵权造成的一切后果承担相应的法律责任和赔偿。否则我们将依据中华人民共和国著作权法等相关法律,法规追究其经济和法律责任。储能领跑者联盟ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE储 能 领 跑 者 联 盟ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE储 能 领 跑 者 联 盟中国新型储能行业发展白皮书?机遇与挑战

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    2024年全球储能行业趋势预测报告2024 Global New Energy Industry Trend Forecast Report大东时代(深圳)信息咨询有限公司2023年12月20日2023年关键词KEYPOINT2工商业储能崛起2023年,全球工商业新型储能新增装机增长速度超过源网侧和户储端,达到115%。其中,中国工商储新增装机增速达到105%。全球支持政策密集出台美国去年出台的IRA法案于今年正式生效、欧盟的新电池法等政策,均对储能市场产生重要影响。2023年前三季度,中国出台402项储能产业相关政策,其中国家政策54条,地方政策348条,涉及储能补贴、新能源配储、储能参与电力市场等。集中式储能技术突破集中式储能由于其容量大、效率高、可靠性高的特征,能够满足大规模电力系统的需求。许继电气自2009年承接国内第一个集中式储能项目,研发了基于电池工作特性的SOC动态反馈自适应调整估算技术、基于物理实体数据切片的GW级储能信息处理技术等十大储能核心技术,突破行业瓶颈。工商业储能崛起、全球支持政策密集出台、集中式储能技术突破2023年关键词3内卷2022年中国新增注册储能企业3.7万余家,2023年以来新增5万余家,“两网五大六小”等能源央企已全部布局储能行业,互联网、化工、酒业、房地产、家电等纷纷跨界涌入储能。出海潮2023年以来,包括宁德时代、亿纬锂能、海辰储能、瑞浦兰钧等企业获得海外订单已超过150GWh,主要市场包括美国、欧洲、澳洲、印度等。高库存2023年全球新增库存31GWh,下半年欧洲户储库存6.4GWh。价格战、内卷、出海、高库存2023年关键词价格战产能过剩引发激烈的价格战。磷酸铁锂方形储能电芯均价已从年初的近1元/Wh降至11月的0.45元/Wh,降幅达52%,价格已经触及极大部分电池企业的底线。甚至有企业已报出储能电芯低于0.35元/Wh的价格。序号企业名称原业务跨界领域1浪莎针织服装储能电池2五粮液酒业储能系统3黑芝麻食品储能电池4康佳电子产品储能系统5戴森家用电器储能电池6长久物流物流电池回收7荣盛发展房地产储能电池8佳禾智能电子产品储能系统2023年以来典型跨界储能企业2023年1-11月储能电池企业获海外订单情况序号企业名称合作方合作规模1宁德时代Kwinana、Collie10亿澳元2瑞浦兰钧Powin、VENAENERGY、SUNPINSOLAR26.4GWh3亿纬锂能ABS、Powin23.39GWh4蜂巢能源在欧洲获得多个订单20GWh5厦门海辰阿特斯、Powin、Perfect Power11.6GWh6鹏辉能源Discover Energy Systems5.1GWh7远景动力Powin、Fluence/8国轩高科Ormat Technologies0.75GWh2023年全球储能系统库存量(GWh)4目录CONTENTS全球储能市场01主要国家储能市场概况022024 工商业储能机遇035全球储能市场PARTONE16全球储能市场2023年全球储能电池出货量增速60%,2024年有望实现35%的增速全球储能市场大东时代智库(TD)储能数据库显示,2023年全球储能电池出货量173GWh(以终端口径统计),同比增长60%,其中中国储能电池出货约159GWh,占比92%。2024年全球及中国储能电池出货量保持增长态势,中国储能电池出货量超过200GWh,占比88%。在海内外大环境下,全球储能呈现出上半年热,下半年冷的状态。2023年上半年,全球及中国储能市场仍呈现出高景气状态,吸引众多企业入局,进入三季度以来,以欧洲为代表的户储市场遇冷,美国大储并网延期等,储能电池库存高企,企业出货量持续下滑,部分户储电池企业面临零出货的局面。2024年,储能市场逐渐进入理性增长状态。低价竞争情况有望改善,储能电池及系统价格预计在二季度企稳。随着利率下行、供应链危机缓解以及IRA政策推进,美国大储和户储装机延期情况将得到改善,需求有望在2024年中释放。保守估计,欧洲户储经销商去库存持续至2024年上半年。2022年风光发电占欧盟电力的22.3%,首次超过化石燃料和煤电,欧盟提出的REPowerEU计划目标是,2030年该比例需达到45%,渗透率22.7%增长空间。数据来源:大东时代智库(TD)全球储能市场全球储能市场大东时代智库(TD)储能数据库显示,2023年全球新型储能新增装机量约35GW,同比增长72%,其中,锂电池储能项目新增装机34GW。预计2024年新增装机超过50GW,增速将超过50%。2023年,全钒液流电池、压缩空气储能等新技术竞相发展,但锂电池储能仍占据绝对主导地位。从累计装机情况来看,截至2022年底,全球新型储能累计装机规模首次突破40GW,达到45.7GW,至2023年底,累计装机规模约81GW。从各主要市场来看,2023年新增装机中,中国贡献了46%的市场,中国占比大幅提升主要是因为其在装机规模已比较大的基础上仍实现高速增长,2023年电源侧、电网侧以及工商业储能新增装机增长均超过100%。2023年,美国储能受并网装机延迟影响,但其工商业储能实现7倍以上增长,总体新增装机占比位居全球第二位,仅次于中国市场。新增装机:2023年全球新增装机增长72%,预计2024年增长超过50%全球储能市场应用场景:源网侧储能仍占据主导地位,2023年各应用场景均增长70%以上全球储能市场 源网侧:2022年,全球源网侧储能新增装机实现了124.69%的增长,2023年预计新增装机达到27GW,增速仍超过70%。中国、美国、欧洲是全球源网侧三大主要市场,其中中国于2022年超越美国位居第一位。2023年三大主要市场增速分别为119%、30%、83%。工商业:2022年,全球工商业储能增速仅14.58%,2023年预计新增装机达到1.8GW,同比增长115%。全球工商业储能主要集中在中国、美国、以德国为代表的欧洲,其中美国工商业储能主要以分布式光伏配储为主,在ITC最高70%的补贴下部分光储项目具备一定经济性,将会刺激工商储新增装机规模增长,预计2024年美国工商储增长速度超过180%。户储:2022年,全球户储新增装机大规模增长,增速超过工商业储能,达到60.29%,2023年仍延续快速增长态势,全年预计新增装机6.3GW,同比增长85%。欧洲、美国、澳大利亚和日本是全球最主要的户储市场,2023年户储增速分别为42%、172%、31%、12%。全球储能市场全球储能市场全球储能电池库存:2023年全球储能电池企业新增库存31GWh 整体库存:全球储能电池库存持续扩大,2022年库存6GWh,远低于动力电池164.8GWh的规模。2023年,预计新增库存达到31GWh,一方面由于2022年度经销商大规模囤货,导致2023年持续去库存,另一方面美国大储延迟并网装机、户储暂缓安装均加剧,同时不少企业跨界进入储能,已有企业持续扩产能,企业扩产速度已远超过终端市场需求增长速度,综合因素加剧了库存高企。户储:2023年上半年,欧洲整体户储市场新增装机5.1GWh,已基本消化2022年的库存水平(5.2GWh),2023年新增库存6.3GWh,因此2023年下半年欧洲户储市场约6.4GWh的库存,仍处于高位。全球储能市场产品特征:储能电芯迈入大容量时代,5MWh储能系统成为行业主流发展趋势全球储能市场2023年以来5MWh 储能系统产品序号企业产品尺寸额定容量电芯温控1中车株洲所5.X液冷储能系统产品CESS2.020尺5.016MWh/液冷2宁德时代5MWh EnerD系列液冷储能预制舱系统20尺5MWh314Ah液冷3双一力单机5MWh集装箱储能产品20尺5MWh314Ah液冷4中创新航20尺液冷储能集装箱解决方案20尺5.016MWh314Ah液冷5科华数能5.1MWh储能系统/5.1MWh320Ah液冷6明美新能源20尺集装箱5MWh液冷储能系统20尺5MWh/液冷7正泰电源POWER BLOCK 2.020尺5.1MWh280-320Ah液冷8欣旺达5MWh NoahX 2.0液冷储能系统20尺5.015MWh314Ah液冷9远景智慧液冷储能解决方案20尺5.03MWh315Ah液冷10海辰储能海辰储能5MWh储能系统ESS 2.020尺5MWh314Ah液冷11航天锂电5.2MWh储能系统44.8V360Ah电池箱20尺5.2MWh360Ah液冷12瑞浦兰钧Y104系列20尺5.11MWh320Ah液冷13阳光电源Power Titan2.020尺5MWh314Ah液冷14卧龙储能单机5.97MWh储能系统/5.97MWh300Ah 液冷15科力远单机6.6MWh储能系统40尺6.6MWh300Ah/16赢科储能赢科40尺5MWh集装箱储能系统20/30/40尺/液冷、风冷17南都电源Center40 1500-250/2805184F/5483F40尺5.18MWh250Ah风冷5.48MWh280Ah风冷18比亚迪MC10C-B5365-A-R4M01/5.365MWh刀片电池风冷19楚能新能源PF173-280A-C5677F40尺5.677MWh280Ah风冷2023以来主要企业300 Ah储能电芯进展情况序号企业产品进展1宁德时代314Ah已于8月量产交付2远景动力305Ah/315Ah已在过去两年里实现了305Ah量产交付,6月发布315Ah电芯产品3中创新航305Ah/314Ah已于9月量产交付4兰钧新能源314Ah已于9月量产5亿纬锂能306Ah,LF560K:560Ah306Ah于12月份量产6鹏辉能源314Ah已于10月量产7蜂巢能源325Ah已在成都基地下线8楚能新能源306Ah/314Ah/320Ah宜昌基地投产9海基新能源375Ah2月发布产品10海辰储能300Ah/320Ah4月发布320Ah产品11南都电源305Ah4月发布产品12正力新能314Ah5月发布产品13远东电池305Ah5月发布产品14捷威动力360Ah5月发布产品15雄韬股份580Ah7月发布产品16欣旺达314Ah9月发布产品储能电芯产品特征:储能电芯容量从早期的50Ah、100Ah发展到目前最大的560Ah、1130Ah,2024年将整体迈入300Ah 时代。储能系统产品特征:随着300Ah 大容量电芯迈入量产阶段,储能市场5MWh 液冷系统成为趋势,可显著减少储能电站建设的土地成本,能量密度与性能显著提升。11美观2024年储能行业发展6大趋势全球储能市场规模趋势:2024出货增长35%装机量:2024年全球将达到53GW,同比增长51%。增长点主要来源于中美市场,中国市场增长点主要源于新能源配储,存量省份以及配储比例、时长增加;工商业储能成为重要的增量市场。出货量:2024年全球超过280GWh,同比增长35%,行业将逐渐进入理性增长状态。010203040506价格趋势:2024Q2见底2023年底,储能电芯价格较年初已下降50%,目前行业平均0.4 元/Wh。预计2024年还将持续下降0.3元/Wh的水平。市场格局趋势宁德时代全球占比33%,2023年市场竞争白热化,仅中国新成立企业5万余家;从2023年Q4开始,批量公司开始出现经营困难。2024年市场出清,将有一部分企业面临被淘汰的局面。产品趋势电芯:300 Ah大电芯;系统:5MWh 大储能系统日趋成为主流。大储:方形电池长薄化,大容量趋势明显,如比亚迪刀片电池;户储:大圆柱LFP电池由于其性能、安全性、循环寿命等方面的显著优势,将在户储市场加速渗透。应用场景趋势:拓展电源侧:火储、光储、风储、储能常规机组等;电网侧:独立储能、变电站、汇集站、移动电源车等;用户侧:工商业、产业园、EV充电站、港口岸电、海岛/校园/社区等。技术趋势:多元化储能技术整体以锂电为核心,其他技术路线竞相发展。钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能等均迎来发展空间。12主要国家储能市场概况PARTTWO213全球储能市场大东时代智库(TD)储能数据库显示,2023年全年中国新型储能新增装机16GW,同比增长117%;2024年将达到24GW,同比增长50%。增长点主要源于新能源配储,存量省份以及配储比例、时长增加;工商业储能成为重要的增量市场。驱动因素:1)政策刺激。国家碳中和战略为储能行业发展提供长期确定趋势,2023年以来,地方出台储能相关政策超过400项。2)市场需求。储能可以提高电网的稳定性和灵活性,满足不断增长的能源需求,降低能源成本,因此市场需求持续增长。3)技术成熟。以储能锂电为例,储能时长从以前的1小时、2小时逐渐发展到4小时,锂电成本持续下跌。4)产业链逐渐完善。以储能锂电为核心,从上游的锂电池原材料,中游的储能电池、CPS、EMS、系统集成以及下游的场景应用,已形成良好的产业生态,有助于进一步降低成本,推动市场增长。电源侧占据主导地位。2023年,我国新增新型储能装机项目16GW,其中电源侧新型储能新增装机8.16GW,占比51%。装机量最大的省份包括湖南、山东。2022年9月湖南省出台关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知中提到,对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目,在计算其作为新能源发电项目配建的容量时,分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算,导致了湖南储能装机量的快速提升。用户侧(包含工商业)占比将提升。用户侧储能(包含工商业)自2021年占比低于源网侧,2022年占比进一步大幅下滑至7%。随着工商业储能的经济性逐渐凸显,2024年用户侧储能占比将会提升。规模:2023年新型储能新增装机增长超过100%,2024年同比增长50%中国储能市场全球储能市场大东时代智库(TD)储能数据库显示,2023年,电源侧新型储能新增装机规模8.16GW,同比增长133%,预计2024年电源侧新增装机规模超过13GW,同比增长超过60%。新能源配储占电源侧80%以上的份额。截至目前,全国有26个省市及自治区出台强制配储政策,多个省市配储比例10%,不少省份对新能源配储要求进一步提高。如湖北省能源局发布新能源项目配储规定,新能源项目申报必须满足20%/2小时(2.5小时)配储的基本条件;河南省要求在分布式光伏承载力较弱的区域配置不低于15%、2小时的储能装置;海南光伏配储比例要求25%等。因此,大东时代智库(TD)认为,配储省市增加,配储比例增加,均会加大储能装机规模,2024年4小时储能配比规模将会提升。电源侧&电网侧储能:新能源配储、独立储能分别占电源侧、电网侧绝对主导地位中国储能市场2023年,电网侧新型储能新增装机规模6720MW,同比增长104%,预计2024年电网侧新增装机规模超过8GW,同比增长30%。95%以上的新增来自于独立储能。2023年9月21日,国家能源局南方监管局、广东省能源局印发广东省独立储能参与电能量市场交易细则(试行),为独立储能入市提供机制支撑。11月,南方电网梅州宝湖独立储能电站在南方电力现货市场顺利完成首个月份31天的交易,标志着我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场。独立储能主要集中在山东、湖南、贵州、宁夏等地,主要为电网运行提供调峰、调频、需求响应等多种服务,有效实现电网削峰填谷,缓解高峰供电压力。全球储能市场2023年1-10月,美国新型储能新增装机5.9GW,较2022年全年增长23%,2023年全年预计新增装机7.9GW,同比增长65%。增速不及预期,一是因为并网研究流程繁琐和电网改造费用高昂导致多个大储项目并网延期或取消,大储实际投运低于规划装机量;二是2023年4月美国加州太阳能新政NEM3.0正式生效,NEM2.0向NEM3.0的切换中出现项目延期导致户储安装暂缓。美国储能新增装机仍将保持增长态势。大东时代智库(TD)预计,2024年美国新型储能新增装机将超过13GW,同比增长70%。主要驱动因素:1)美国能源自给率低,其中可再生能源发电占比22%,与2050年目标(44%)差距较大,且远低于我国同期水平(30%)。2)美国IRA法案正式生效,将大于5kWh独立储能纳入ITC减免政策,将释放出更多储能应用场景。3)美国极寒天气致能源价格暴涨,导致电价飙升,2023年12月初,德州电价涨至人民币65元/kWh,将推动工商业和家庭储能渗透率快速提升。美国储能主要分布在加州、德州、佛州等电力紧张的城市,三者新增装机占比高达80%。其中,加州占据美国60%的储能市场,源于其自我发电激励计划(SGIP)。美国表前储能市场占据75%以上的份额,主要由电力发电企业开发,按照项目制建设。典型储能系统集成商包括NextEra Energy、Fluence、Tesla Energy等企业。规模:2024年新型储能新增装机量超过13GW,同比增长70%美国储能市场全球储能市场规模:2023年新型储能新增装机同比增长51%,预计2024年增速与2023年相当欧洲储能市场2023年,欧洲新型储能新增装机预计达到6.8GW,同比增长51%。其中以德国为代表的家庭储能市场仍快速增长,增速超过80%,叠加意大利户储市场快速兴起,使得2023年欧洲户储市场新增装机同比增长将达到95%,占比57%。2023年,欧洲户储经销商库存高企,导致以中国为代表的电池企业对欧洲出货量持续下降,实际安装市场仍表现出强劲态势。大东时代智库(TD)预计,2024年欧洲新型储能新增装机将超过10GW,增速与2023年相当。表前储能:2023年欧洲表前储能新增装机2.6GW,同比增长13%,占比38%。英国、爱尔兰、法国、德国、比利时、荷兰等是欧洲主要的表前市场,合计占比达到80%。其中,英国作为四面环海的岛国,风力资源丰富,2022年风力发电占比26.8%,仅次于天然气发电。2020年英国政府发布英国能源安全战略提出2030 年的海上风电装机目标将达到50GW,由于风力发电的间歇性和波动性,对电网的可靠性、电能质量等带来比较大的压力,因此对储能的需求强劲。户储:2023年欧洲户储新增装机量约3.9GW,同比增长95%,目前欧洲户储市场渗透率1.5%,德国渗透率不及3%,未来仍有非常大的增长空间。德国、意大利、英国、奥地利等是欧洲主要的户储市场,占比80%以上。其中,德国是欧洲最大的户储市场,2023年户储新增装机约2.2GW,占比56%。全球储能市场规模:2023年新增装机同比增长27%,2024年增速接近20%澳洲储能市场2023年,澳大利亚新型储能新增装机预计达到0.65GW,同比增长27%。其中户储新增装机0.3GW,同比增长31%,占比47%;工商业储能新增装机0.05GW,同比下降24%,占比8%;表前储能新增装机0.29GW,同比增长27%,占比45%。大东时代智库(TD)预计,2024年澳大利亚新型储能新增装机将达到0.75GW,同比增速接近20%。主要驱动因素:由于未计划的煤炭发电中断以及与自然灾害相关的输电线路问题所致,澳大利亚国家电力市场(NEM)是全球电力价格最不稳定的市场,在全球39个电力市场中,NEM的日内电价波动幅度最大,其中,昆士兰州和南澳大利亚州的国内电价价差全球领先,迫切需要通过储能系统缓解电价波动。光照资源丰富。澳大利亚光照资源排名世界第一,光伏发电成本较低。同时,政府对户用光伏给与FIT补贴。在光照因素和政策因素双重利好条件下,澳洲户用光伏累计装机量高。政策刺激,维多利亚州实施了一项太阳能回款计划,为新安装的太阳能系统提供高达50%的退款,同时用户在户用光伏投资上可获得零息贷款。南澳大利亚州也实施了一个家庭电池计划(HBS),为电池存储容量提供补贴,每kWh补贴200美元等。2023年上半年,澳大利亚启动了一轮1.2亿澳元的社区电池储能项目补贴计划。截至2023年底,澳大利亚户储渗透率不到2%,电力价格大幅波动以及电池成本持续下行,将促使更多用户配置光储系统。全球储能市场大东时代智库(TD)储能数据库统计显示,2023年日本表后电化学储能市场新增装机约0.48GW,同比增长12%,预计2024年达到0.5GW,其中家庭储能市场达到0.45GW。日本储能系统集成厂商主要有:Panasonic(日本)、Toshiba(日本)、Sumitomo Electric Industries Ltd.(日本)、NGK Insulators(日本)、LG Chem(韩国)等。海外厂商要进入日本储能市场,需要本地化,在当地设立工厂或是与当地企业合资建厂等模式,方可进入日本储能市场。日本设立了储能产业专用投资基金,基金采用与东京都政府的公私合作伙伴关系,东京都政府将首次投资20亿日元(1363万美元)用于大型公用电池能源存储系统。日本表后市场发展稳定,2024年增长4%;韩国储能难以大幅增长日韩储能市场由于火灾事件频发,导致韩国储能市场萎缩。加之2021年韩国逐步取消可再生能源权重REC补贴以及工商业储能电价折扣,储能新增装机持续下滑。大东时代智库(TD)预计短期内,韩国储能市场难以出现大幅增长。韩国为重振本土储能产业发展,近期制定了一项储能系统(ESS)战略,至2030年短时储能与长时储能项目合计装机4.26GW/14.4GWh,2036年达到26.2GW/120GWh。至2036年与中国、美国共同成为全球储能系统行业的三大强国之一,计划占领全球35%的储能市场。韩国储能系统集成厂商主要有:LG Chem(韩国)、Samsung SDI(韩国)、Kokam(英国)、MaxwellTechnologies(美国)。2024 工商业储能机遇PARTTHREE320全球储能市场2023年,用户侧新型储能新增装机量首次超过1GW,装机规模实现翻番。大东时代智库(TD)预计,2024年,用户侧新型储能新增装机规模将超过2GW,同比增长翻倍。我国用户侧储能基本为工商业储能。2023年,工业和产业园是最主要的应用场景,合计占比在90%以上。此外,新的应用场景如EV充电站开始应用储能系统。工商业储能行业的盈利模式逐渐清晰。其收益来自:1)帮助用户节约电费(电量电费 容量电费);2)需求侧响应奖励;3)参与电力现货市场交易。目前,峰谷价差套利占据了工商业储能的大部分收入。中国工商业储能规模:2024年装机规模再次实现翻番2024 工商业储能机遇随着我国能源消费的持续攀升,工商业储能市场需求强劲,2023年工商储市场爆发。工商业储能系统在提高能源利用效率、降低能源成本以及保障电力供应安全方面具有重要作用,受到企业的广泛关注和投资。从地区分布来看,我国工商业储能主要分布在峰谷价差较大以及补贴力度较大的省市,浙江、广东、江苏等地。全球储能市场中国工商业储能盈利模式:未来合同能源管理 融资租赁模式逐渐流行2024 工商业储能机遇 工商储4种商业模式:1)合同能源管理,能源服务方(投资方)投资购买储能系统,按照事先约定的比例分享储能收益;2)融资租赁 合同能源管理,引入了融资租赁方作为储能资产的出租方,以此降低业主或能源服务方的资金压力;3)业主自投,用户作为业主方投资购买储能系统;4)纯租赁,租赁储能设备,用电企业固定向资产方支付固定的租金。目前工商储主要模式:以合同能源管理为主。从国内情况来看,由于投资成本相对较高、以及对项目运营不熟悉,早期市场更偏向于合同能源管理模式,此模式下业主只需提供土地即可获得分成,能够有效规避风险,成为当下主流。为缓解资金压力,合同能源管理 融资租赁模式逐渐流行。资料来源:大东时代智库(TD)销售设备商能源服务方销售储能业主建设运维服务分成(储能收益*比例)合同能源管理设备商建设、运维储能业主服务设备费用、运维费用业主自投建设、运维设备商(出租方)持有储能业主租赁租金纯租赁设备商能源服务方供货储能业主承租方建设、运维技术服务费合同能源管理 融资租赁融资租赁方持有服务融资利息(储能收益的一部分作为还款)工商业储能四种商业模式(红色方框表示持有方,虚线表示资金流向)22全球储能市场中国工商业储能经济性:峰谷价差扩大叠加“两充两放”渗透率提高2024 工商业储能机遇分时电价政策频出:2023年以来多省市发布分时电价政策,11月28日福建省发布福建省发展和改革委员会关于完善分时电价政策的通知,调整峰时上浮幅度为58%、谷时下浮幅度为63%,并设立尖峰电价,上浮幅度为80%,旨在引导电力用户削峰填谷,服务以新能源为主体的新型电力系统建设。分时电价政策出台将会对工商业储能产生以下影响:1)峰谷价差进一步扩大,提升工商业储能盈利上限;2)延长峰谷电价的执行时间,工商储峰谷套利时间更持久;3)引入白天谷时电价,压实充放电套利深度,打开分布式光伏配储空间。多地平均峰谷价差已具备经济性:大东时代智库(TD)对一般工商业10kV电价变化和各地电网代购电最大峰谷电价差平均值统计,0.7元/kWh是工商业储能实现经济性的门槛价差,2023年全年统计的32个省/市/地区的总体平均价差为0.720元/kWh,其中有18个省/市/地区超过0.7元/kWh。23全球储能市场中国工商业储能补贴政策:超过31个城市出台补贴政策鼓励工商业储能发展2024 工商业储能机遇据不完全统计,目前有10个省份31个地区出台了工商业储能补贴政策,补贴方式主要有放电量补贴、容量补贴和投资补贴三种。放电量补贴:温州、芜湖、深圳等14个地区,按照储能设施每年实际放电量给予补贴,度电补贴标准在0.20.8元/kWh,补贴年限2-5年,补贴总额100-500万元。容量补贴:重庆铜梁、浙江永康、江苏无锡等14个地区出台了按电站容量补贴的政策,建成并网后,给予一次性补贴或3年逐年退坡补贴。补贴标准基本在100-300元/kW/年。其中,浙江嘉善、浙江金华婺城、浙江永康、河南省是分3年逐年退坡补贴。投资补贴:平湖、海盐、太原、朝阳等6个城市出台按电站投资额补贴的政策,建成后给予一次性补贴,补贴比例2%-30%,单个项目补贴限额在30-1000万元。全球储能市场中国工商业储能经济性分析2024 工商业储能机遇峰谷套利:0.7元/kWh是用户侧储能实现经济性的门槛价差,2023年有18个省/市/地区超过0.7元/kWh,包括广东(珠三角五市)、湖南、海南、湖北、江苏、浙江、吉林、重庆、辽宁、黑龙江、山东、河南、安徽、江西、四川、河北(南网)、内蒙古(蒙东)以及天津。其中,浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达地区的峰谷价差分布可以实现两充两放,将扩大项目套利空间,提升项目经济型,缩短投资回收期。需量管理:2023年5月15日,国家发改委引发关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知,用电量在100-315千伏安的工商业用户可自主选择执行输配电价中的单一制或两部制。需求响应:已有近30个省/市制定需求响应相关政策,近10个省份明确储能可作为主体参与需求响应,包括江苏、宁夏、山东、福建、广东、安徽、湖北、山东临沂。政策补贴:浙江放电补贴给予储能运营主体0.8元/kWh补贴;重庆、四川、安徽等地容量补贴力度较大,100-300元/kWh;广东给予2%-30%的储能投资补贴。全球储能市场美国工商业储能:IRA政策推动工商业储能发展2024 工商业储能机遇2023年,美国工商业新型储能新增装机达到0.29GW,同比增长7倍多。大东时代智库(TD)预计,2024年,美国工商业新型储能新增装机规模将超过0.8GW,同比增长接近2倍。美国IRA正式生效,其中的ITC减免政策对工商业储能给予更大力度补贴。IRA发布前,工商业储能 ITC(投资税收抵免)补贴在光伏发电比例为 75%/80%/90%/100%时,分别可获得补贴比例为 19.50%/20.8%/23.4%/26%,其补贴退坡和停止时间分别为 2023/2036 年,相比之下,户储 ITC 仅在光伏发电占比达到 100%时,才能获得 22%的补贴,并且补贴退坡和停止时间为 2022/2023 年,工商业储能所获得的补贴政策更优。在 IRA 法 案发布后,工商业储能 ITC 将获得更高的补贴力度,最高 30%的补贴比例将持续到 2032 年(作为对比,IRA 发布前,这一比例为 10%),2033 年开始下降,直至 2035 年降为 15%,2036 年补贴停止。全球储能市场其他市场工商业储能新增装机2023年同比增长42%,欧洲、东南亚市场将起量2024 工商业储能机遇2023年,除中、美以外的市场工商业新型储能新增装机达到0.44GW,同比增长42%。大东时代智库(TD)预计,2024年,中美以外的市场工商业新型储能新增装机规模将超过0.6GW,同比增长超过50%。欧洲市场:2022年欧洲工商业企业数量超过2300万个,按照25%的比例可装光伏屋顶计算,2022年工商业光储渗透率0.53%,工商业储能渗透率仅0.08%,未来发展空间非常大。东南亚市场:由于欧洲户储持续去库存,在欧洲占有一定市场份额的户储企业开始转向东南亚发力工商业储能,如科士达、古瑞瓦特、首航新能源、阳光电源、固德威等,均在东南亚设厂或成立分公司建立销售渠道。27

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    中国能源发展现状20231编制人员数据支持编制团队焦敬平 北京能研管理咨询公司成 功 能研智库李晓平 三江达(北京)科技有限责任公司江 皎 北京能研管理咨询公司朱皓轩 北京大学李素清 三江达(北京)科技有限责任公司衡浩宇 纽卡斯尔大学陈鲁佳 香港中文大学邹妙洁莫纳什大学能研智库可提供以下企业服务(前四项)和个人服务(后四项),详见下栏,每张图片均超链接相关业务的详细介绍。2主要内容2345石油中国能源资源情况能源生产与消费概况煤炭天然气16电力及其他3中国能源资源情况14中国能源资源情况数据来源:Energy Institute*:储量为探明总储量。中国化石能源储采比均低于全球平均水平。中国储量*占全球比重储采比全球总储量全球平均储采比煤炭/亿吨143213.36.710741.1139.2石油/亿吨35.41.5.22444.253.5天然气/万亿立方米8.44.5C.3188.148.8山西内蒙古新疆陕西贵州云南安徽宁夏河南甘肃黑龙江山东河北其他山西、内蒙古、新疆为我国煤炭储量前三的省(区),占比约为23%、20%和17%。数据来源:自然资源部5截至2022年年底,全国石油储量约38.06亿吨,其他新疆(6.70亿吨,17.59%)、甘肃(4.82亿吨,12.67%)和陕西(3.51亿吨,9.23%)位列前三位。数据来源:自然资源部截至2022年年底,全国天然气储量约6.60万亿吨,其他四川(1.65亿吨,25.19%)、陕西(1.18亿吨,17.92%)和新疆(1.15亿吨,17.48%)位列前三位。中国能源资源情况新疆甘肃陕西黑龙江山东河北吉林辽宁内蒙古其他四川陕西新疆内蒙古重庆黑龙江山西青海其他6截至2022年年底,全国锂矿(氧化锂)储量约为635.27万吨,主要分布在6个省(区、市)。其中江西、青海和四川储量最高,占比分别约为40.2%、29.4%和21.3%。数据来源:自然资源部截至2022年年底,全国钴矿(钴)储量约为15.87万吨,主要分布在甘肃、青海、内蒙古、新疆、吉林和河南等省(区、市)。甘肃一省钴矿(钴)储量约占全国30%。中国能源资源情况锂钴、锂都有钴72能源生产和消费概况81992年开始,我国能源自给率开始低于100%。数据来源:国家统计局能源生产和消费概况0.00.00.000.00000004000006000001980198219841986198819901992199419961998200020022004200620082010201220142016201820202022一次能源生产总量(万吨标准煤)能源消费总量(万吨标准煤)能源自给率0.00 .00.00.00.000.000.000.000.0080198219841986198819901992199419961998200020022004200620082010201220142016201820202022煤炭石油天然气数据来源:国家统计局2022年,煤炭、石油、天然气自给率约为103.3%、30.3%、60.5%。92022年,我国能源消费总量为54.10亿吨标煤(发电耗煤计算法),其中煤炭占比56.2%、是有占比17.9%、天然气占比为8.4%,非化石能源占比16.6%。数据来源:国家统计局能源生产和消费概况0.00150000.00300000.00450000.00600000.00198019821984198619881990199219941996199820002002200420062008201020122014201620182020煤炭石油天然气水电核电其他56%8%煤炭石油天然气一次电力及其他能源20220102030405060708090煤炭石油天然气非化石能源数据来源:国家统计局102021年,我国终端能源消费总量为37.36亿吨标煤(电热当量法),是2010年(22.75亿吨标煤)的约1.64倍。分行业看,工业和居民生活部门占比“此消彼长”,其余部门份额变化不大。分品种看,煤炭的份额被电力、天然气(含液化天然气)及其他“瓜分”。数据来源:国家统计局能源生产和消费概况24474.18 46338.330.00140000.00280000.00420000.0020102021农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活数据来源:国家统计局0.00140000.00280000.00420000.0020212010煤炭焦炭及其副产品等石油天然气液化天然气热力电力其他112021年,交通运输业电气化率最低,约为6.1%。批发和零售业、住宿和餐饮业电气化率最高,约为57.75%。主要能源品种中,工业是终端能源消费中煤炭消费占比最高的行业,约为81.74%;也是石油消费占比最高的行业,约为37.79%。能源生产和消费概况0.0040000.0080000.00120000.00煤炭石油天然气热力电力其他农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活0.0070000.00140000.00210000.00280000.00煤炭石油天然气热力电力其他数据来源:国家统计局数据来源:国家统计局123煤炭13煤炭我国煤炭自给率接近100%。20112021年我国年煤炭进口量未2.23.3亿吨之间。数据来源:国家统计局0153045消费生产01.534.5进口出口煤炭消费煤炭消费万吨占比加工转换火力发电233486.7554.35%供热44184.7110.29%洗选煤10111.042.35%炼焦65333.6815.21%炼油3745.60.87%制气3667.380.85%煤制品加工218.110.05%小计360747.2783.98%终端消费农、林、牧、渔业1790.440.42%工业56837.6513.23%建筑业444.420.10%交通运输、仓储和邮政业119.590.03%批发和零售业、住宿和餐饮业1489.230.35%其他2217.840.52%居民生活5929.171.38%小计68828.3416.02%合计429575.61100.00 21数据来源:国家统计局原煤直接消费以加工转换为主,占比约为83.98%。14煤炭数据来源:国家统计局1-10001000-50005000-1000010000 2023年,规上2023年,规模以上原煤产量超过1亿吨的产煤省(区、市)一共7个,约占全国规上原煤产量的约88.7%。煤炭生产中心继续西移,山西、内蒙古、陕西、新疆原煤产量均保持同比增长。15煤炭2022年,我国进口煤炭的主要品种为褐煤、炼焦煤、其他烟煤、其他煤。褐煤主要进口国是印度尼西亚、菲律宾和俄罗斯;炼焦煤主要进口国为蒙古国、俄罗斯和加拿大;其他烟煤主要来自俄罗斯和印度尼西亚。数据来源:海关总署印度尼西亚41.1%澳大利亚20.6%蒙古国7.7%俄罗斯7.0%越南6.0%南非4.9%朝鲜4.1%其他8.6%印度尼西亚59.1%俄罗斯23.6%蒙古国10.8%加拿大3.0%其他3.5 12年2022年16煤炭2021年,煤炭消费量超过5亿吨的省(区市)一共2个,分别是山西和内蒙古。数据来源:国家统计局 *不含港、澳、台1-50005000-1000010000-5000050000 2021年*煤炭消费量超过1亿吨的省(区市)一共15个,从高到低一次是山东、新疆、河北、江苏、陕西、广东、河南、辽宁、安徽、浙江、宁夏、黑龙江、贵州、湖北和福建。2021年,东部占煤炭总消费的约30.5%,中部占比约为25.6%,西部占比约为35.1%,东北占比约为8.8%。17煤炭数据来源:国家统计局 *不含港、澳、台2021年*各省(区、市)煤炭消费结构大相径庭。广西终端能源消费中工业部门煤炭占比最高,为99.99%,黑龙江工业煤炭消费占比最低,约为52.74%。0.00.00 .000.00.00P.00.00p.00.00.000.00%山西内蒙古陕西新疆贵州安徽河南宁夏山东云南黑龙江甘肃河北辽宁四川湖南吉林江苏浙江青海福建广西广东江西湖北海南北京天津上海重庆农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活内蒙古终端能源消费中工业煤炭消费量最高,达到6432.59万吨,且用作原料、材料的煤炭消费也最高,为3448.01万吨。184石油19石油石油消费集中于终端部门,工业和交通是主要消费部门。数据来源:国家统计局2017年开始,石油对外依存度超过70%。01234562010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021生产进口消费量万吨标煤占比加工转换3179.263.24%农、林、牧、渔业2892.42.95%工业35854.3636.56%建筑业5775.965.89%交通运输、仓储和邮政业32119.3332.75%批发和零售业、住宿和餐饮业962.420.98%其他5583.65.69%居民生活11697.3711.93%合计98064.7100.00 21年20石油数据来源:国家统计局汽油、柴油、煤油均能完全自给。2021年00.61.21.8消费生产进口出口汽油柴油煤油终端消费0.00.00 .000.00.00P.00.00p.00.00.000.00%农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活数据来源:国家统计局21石油数据来源:海关总署2022年以来,尽管经历了新冠肺炎疫情、俄乌冲突导致的全球石油贸易重塑,我国原油进口来源地变化不大。俄罗斯19%沙特阿拉伯15%伊拉克11%马来西亚10%阿联酋7%阿曼7%巴西7%安哥拉5%科威特4%美国3%其他国家12 23年沙特阿拉伯17%俄罗斯17%伊拉克11%阿联酋8%阿曼8%马来西亚7%科威特6%安哥拉6%巴西5%哥伦比亚2%其他国家13 22年排名国家进口量(万吨)占比1俄罗斯10702.4518.98%2沙特阿拉伯8595.9115.24%3伊拉克5926.0910.51%4马来西亚5479.289.72%5阿联酋4181.697.41%6阿曼3914.696.94%7巴西3774.596.69%8安哥拉3002.815.32%9科威特2453.324.35美国1428.742.53卡塔尔1046.411.86哥伦比亚931.251.65刚果(布)851.641.51加拿大749.641.33哈萨克斯坦640.691.14 23年我国石油进口来源国top15数据来源:海关总署22石油数据来源:国家统计局2021年2021年,原料用能中,石油占比达到约60.17%。0.00.00 .000.00.00P.00.00p.00.00.000.00%山西内蒙古陕西新疆贵州安徽河南宁夏山东云南黑龙江甘肃河北辽宁四川湖南吉林江苏浙江青海福建广西广东江西湖北海南北京天津上海重庆农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活235天然气24天然气数据来源:国家统计局2021年2021年,我国天然气产量为2075.8亿立方米,进口量为1673.5亿立方米,对外依存度约为45.3%。0.00.002.00H.000010001500200025002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021生产进口对外依存度消费量(万吨标煤)占比加工转换发电5925.7918.11%供热2524.657.72%终端消费农、林、牧、渔业20.82 0.06%工业8646.92 26.42%建筑业40.28 0.12%交通运输、仓储和邮政业3492.51 10.67%批发和零售业、住宿和餐饮业881.58 2.69%其他766.12 2.34%居民生活7433.38 22.72%数据来源:国家统计局25土库曼斯坦56%俄罗斯25%哈萨克斯坦8%缅甸7%乌兹别克斯坦4%天然气数据来源:Energy Institute2022年,我国管道气贸易最大来源国为土库曼斯坦,占比约为56%。液化天然气(LNG)贸易最大来源国为澳大利亚,占比38%。澳大利亚38%卡塔尔27%马来西亚11%俄罗斯6%印度尼西亚5%巴布亚新几内亚3%美国3%其他7 22年数据来源:Energy Institute26天然气数据来源:国家统计局2021年2022年,我国天然气产量前六的省(区)占全国总产量的约83%,天然气消费基本集中在主产地和沿海省份。数据来源:国家统计局 单位:亿立方米200 10020050100050山西6%内蒙古14%广东6%重庆4%四川25%陕西14%新疆18%其他13 22年27天然气数据来源:国家统计局2021年不同省(区、市)终端能源消费中天然气消费结构差异很大。海南工业部门占其天然气消费的约87.70%,而在北京仅为18.35%。0.00.00 .000.00.00P.00.00p.00.00.000.00%山西内蒙古陕西新疆贵州安徽河南宁夏山东云南黑龙江甘肃河北辽宁四川湖南吉林江苏浙江青海福建广西广东江西湖北海南北京天津上海重庆农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活286电力及其他29电力及其他数据来源:wind2023年,全国用电量约为92241亿千瓦时,约为2003年的4.9倍;同比增长6.70%。数据来源:国家统计局300.006.0012.0018.000.0031,000.0062,000.0093,000.002003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年全社会用电量(亿千瓦时)同比(%)0.00.00 .000.00.00P.00.00p.00.00.000.00 10 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021农、林、牧、渔业工业建筑业交通运输、仓储和邮政业批发和零售业、住宿和餐饮业其他居民生活31电力及其他数据来源:中电联截至2023年底,全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦,其中,非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦,占总装机容量比重在2023年首次突破50%,达到53.9%。2023年,全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时,同比增长5.2%。水电发电量同比下降,煤电发电量占比仍接近六成,充分发挥兜底保供作用。0.0030,000.0060,000.0090,000.002000年2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年火电水电风电太阳能发电其他数据来源:国家统计局火电70%水电13%风电9%太阳能发电3%其他5 23年010000020000030000020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022火电水电核电风电太阳能发电火电水电核电风电太阳能发电2023年32电力及其他数据来源:中电联云南自给率最高,东部多数省(区、市)依靠外调。050P10001500% 33电力及其他数据来源:水电总院2022年,中国生物质能商业化开发利用规划约6302万吨标准煤,约占生物质能总量的10.0%。农作物秸秆57%林业剩余物27%其他有机废弃物8%生活垃圾8 22年生物质总量构成图发电,73.2%气体燃料,0.5%固体燃料,19.0%液体燃料,7.2 22年生物质利用量结构数据来源:水电总院34电力及其他数据来源:水电总院2022年,生物质发电新增装机容量同比下降,发电量显著增加,生活垃圾焚烧发电仍是主要增长来源。装机容量(万千瓦)发电量(亿千瓦时)农林生物质发电1623 517生活垃圾焚烧发电2386 1268沼气发电122 402022年中国生物质发电情况35电力及其他数据来源:水电总院、国家能源局中国氢能产量0.00.00$.006.0030026003900201720182019202020212022氢能产量(万吨)同比中国新型储能装机0.000.00 0.0000.0030026003900201520162017201820192020202120222023中国新型储能装机(万千瓦)同比数据来源:水电总院、国家能源局

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