双碳目标背景下，新型电力系统将会是以风光为发电主体、多种能源形式共同构成的复杂多元的能源体系。然而风、光发电具有随机性、波动性等特点，用户侧用电也呈现出随机性及不可预测性，这种双重随机性给新型电力系统的稳定提出了挑战[1]。储能可通过电能的存储与释放，实现电能量的转移，解决发电与用电不平衡的问题，是优质的灵活性调节资源，可有效缓解构建新型电力系统时供需矛盾关系[2]。特别是以磷酸铁锂为代表的电化学储能技术，具有建设周期短、调节性能优异等特性，能够迅速响应电力系统需求，为系统引入灵活性和可调度性，提高能源网络的稳定性和安全性[3]。目前电化学储能技术正在向着规模化、产业化的方向高速发展，在电源侧、电网侧、用户侧均有较好应用，形成了一系列典型应用的示范案例。

1、电化学储能技术特点

1.1 磷酸铁锂电池技术

锂离子电池储能技术是通过电池的正负极化学材料发生可逆的氧化还原反应，实现电能的存储与释放，是典型的二次电池。除去正负极材料外，锂离子电池还包括了隔膜以及以有机锂盐为电解质的有机电解液。目前，锂离子电池主要根据正极材料的不同进行分类，包括钴酸锂电池、锰酸锂电池、磷酸铁锂电池、三元锂电池等。其中在储能领域规模化应用最为广泛的是磷酸铁锂(LiFePO4)电池，其正极采用的是橄榄石型结构的磷酸铁锂，涂敷在铝箔集流体上；负极材料采用石墨，涂敷在铜箔集流体上；正负极材料之间，采用聚合物的隔膜进行隔离，锂离子可以通过隔膜而电子不能通过隔膜；电池反应体系内充满了锂离子的有机电解液，用以提供锂离子以实现电荷的流动；电池整体采用金属或者塑料外壳封装。

磷酸铁锂电池在充放电过程中，电极的反应如式(1)～(3)所示。

磷酸铁锂电池在充电的过程中，在外电路电压的作用下正极材料失去一个电子，并释放进入外电路中，同时正极材料上脱离一个Li+进入电池电解液的溶液中。由于磷酸铁锂电池的电解质采用的是锂离子的有机盐，此时在负极材料附近电解液中电解质的Li+首先与负极材料发生吸附，同时在外电路的作用下得到一个电子形成锂单质，并嵌入到负极石墨材料上。此时在正极材料附近脱离的Li+，会在正负极材料两端Li+浓差作用下，逐渐穿过隔膜并向负极材料移动，用以补充负极材料附近所消耗的锂离子。反之，在放电的过程中，由于负极材料与正极材料的电势差，放电反应可以自发的进行，此时负极材料的锂单质失去一个电子，并释放到外电路中，锂单质变为锂离子并重新回到电池电解液体系中，而正极材料从外电路得到一个电子，并重新与电解液中的Li+相结合，还原成LiPO4材料。由锂离子电池的工作原理可发现，无论是充电还是放电，电池总是满足电荷守恒。

磷酸铁锂电池的特殊性在于，LiFePO4三维空间网状橄榄石结构，形成各自独立的Li+传输通道，从而实现了限制Li+扩散的目的(图1)，同时FeO6八面体结构使得电子电导率较低，在大倍率放电时极化较大，因此可以实现Li+缓慢的释放，以及体系中电流持续不断的形成，从而实现一定时间尺度的能量存储[4]。

图1 磷酸铁锂结构示意图[4]  

磷酸铁锂广泛地应用于储能技术中，是目前主要的电化学储能手段，一方面得益于新能源电动汽车的发展实现了磷酸铁锂电池高度的规模化、产业化，成本得以大幅下降，另一方面在于磷酸铁锂具有独特的性能优势，主要体现在：一是具有较好的电池循环性能，目前广泛应用于储能领域的0.5P磷酸铁锂电池单体电芯的循环次数基本上可保证在8000次以上，同时循环次数高达12000次以上的磷酸铁锂技术也实现了突破；二是具有更好的安全性，磷酸铁锂工作的温度区间较宽，同时具有较高的热失控温度，因此在正常使用工况下不容易发生事故，磷酸铁锂热失控的反应相比于三元锂相对温和，即使发生事故危险性相对较低；三是磷酸铁锂的原材料较易获得，资源储量丰富，同时电极材料对于环境友好，不会带来环境污染[5]。

1.2 液流电池技术

液流电池主要是通过电解液中的活性物质在正负电极上发生电化学氧化还原反应来实现电能和化学能的相互转化，是由美国科学家Thaller于1974年提出的一种电化学储能技术。目前液流电池已发展出较多的技术路线，主要是根据液流电池电解质中活性电对种类的不同，分为铁铬液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、全钒液流电池等。其中，全钒液流电池由于其正负极氧化还原电对均采用了钒元素，使得液流电池发生交叉污染后，不至于造成电池容量难以复原的困境，电解液可以在长时间运行后进行再生。另一方面，全钒液流电池两个氧化还原半反应的电化学反应动力学较好，在无外加催化剂的情况下即可达到较高的功率密度。目前，全钒液流电池技术已经步入了商业化发展，处于市场开拓阶段[6]。

全钒液流电池充放电过程的反应如公式(4)～(6)所示，在正极和负极反应中，钒元素是液流电池唯一的能量载体，实现化学能与电能之间的转化过程。充电过程中，正极电解槽中的钒失去一个电子由V4+变为V5+，从VO2+转变为VO2+，同时负极电解槽中的钒得到一个电子由V3+变为V2+，总反应上看是由一个V4+与V3+变为了V5+与V2+，类似于歧化反应。放电过程则相反，类似于归中反应。

在全钒液流电池中，钒作为能量载体是电池体系里最重要的一部分，成本约占总成本的40%。如图2所示，全钒液流电池采用两个独立的电解液储能罐进行了分装，储能罐的容量决定了全钒液流电池的容量，而电解槽的大小、面积等设计参数，决定了全钒液流电池的功率[7]。

图2 液流电池示意图[7]   

1.3 钠离子储能技术

钠离子电池是一种新型的化学电池，与锂离子电池的基本原理相似，通过正负极材料上钠离子的氧化还原实现电能与化学能的转化。钠离子电池同样按照正极材料进行分类，正极材料主要有层状氧化物、普鲁士蓝类化合物和聚阴离子型化合物体系等。以正极材料为层状氧化物NaxMO2，负极材料为硬碳为例分析钠离子电池充放电时的化学反应，如公式(7)～(9)所示。

充电时，正极材料在外电路的作用下失去电子，同时Na+从正极脱出，负极材料在外电路的作用下将电子给到电解液中的Na+，此时Na+被还原为单质钠并吸附在负极碳材料上。放电过程则相反，负极材料上的单质钠失去电子变为Na+，并从负极材料脱出进入电解液，正极材料得到电子后与电解液中的Na+形成NaxMO2。

钠离子电池作为新型的电化学电池，其优势在于原料钠储量丰富，更容易获得，在锂盐价格动荡的情况下，发展钠离子电池技术不失为一种可行的替代手段，另外钠离子电池的生成工艺与锂离子电池技术非常接近，对于锂离子电池厂商来说，钠离子电池可基本采用锂离子电池的产线，替代的成本更小。目前钠离子电池技术仍处于示范验证的阶段，正在向商业化应用发展。

2、电化学储能技术应用场景

2.1 新能源场站配置储能

与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。随着新能源大规模开发、高比例并网，电力电量平衡、安全稳定控制等将面临前所未有的挑战[8]。可利用储能等灵活调节资源缓解新能源消纳压力，保障电网安全稳定运行。

新能源场站配置储能可实现以下功能：一是提升风光预测精度，降低对电网波动的影响，减免考核费用；二是为新能源场站提供调节能力，提升新能源的灵活性，降低新能源弃电率；三是丰富新能源参与电力市场交易的品种(如调频)，提升效益；四是提升新能源发电稳定性和并网电能质量。

目前，新能源场站配置储能项目大部分属于配建储能项目，一般与新能源场站捆绑进行工程设计及建设。尽管已有较多新能源场站配置电化学储能项目投运或进入建设期，但总体上项目在可研设计阶段对于新能源配置储能的技术选型、配置容量及比例、功能定位、经济性分析等方面缺乏深入分析研究，储能按照不产生收益，以纯增量投资形式纳入新能源场站投资回报率测算。同时，在运新能源场站配置储能项目在调用方式、充放电运行策略、所创造的经济性效益等方面的运行数据尚不充足，暂难以总结形成可推广的商业应用模式，需进一步积累运行经验。

2.2 独立储能电站

独立储能电站由于规模化效应可降低一定的投资成本，同时可提供更多调节能力支撑，山东、宁夏、浙江等十多个省份已发文鼓励开展独立共享储能电站建设，尤其是磷酸铁锂储能电站，并采用示范项目申报的方式，为纳入示范的备案项目提供一定政策支持。各投资主体对于独立共享储能电站具有较高的投资建设热情，尤其是对于新能源配建储能需求较大的企业，可通过建设独立共享储能电站提升储能的投资收益，同时通过共享租赁的形式完成新能源场站配储指标[9]。

独立储能电站由于规模化效应及地方政府支撑，在投资经济性上有较为明显的优势，同时通过共享储能模式可解决新能源配置储能的问题，因此，独立共享储能电站受到较高的投资建设热情。

目前独立储能电站项目所测算的投资回报率距离投资管理要求仍存在一定差距，需充分挖掘独立储能电站的经济价值，研究独立储能电站的商业模式是推动项目建设的关键。一方面可借鉴国内外优秀储能项目案例，发掘新的商业模式以及盈利点，提升项目盈利能力；另一方面可通过充分调研市场环境，与地方政府及电网加强沟通，获取更为有利的政策支持。

2.3 储能辅助火电机组调频

为满足电网调频需求，火电机组需频繁升降负荷。机组长时间在特殊工况下运行会严重损害设备使用寿命，不仅会导致检修频率和维护成本的增加，甚至可能致使机组非计划停运次数增多，严重威胁机组、电网和运行人员安全。

部分火电机组的AGC性能与电网的调节期望相比尚有差距，无法完全满足电网AGC调节速率快、精度高、频繁转换功率方向等较高要求，会出现调节延迟、偏差(超调和欠调)等问题，致使机组调频性能不佳，调频收益有限。

电化学储能系统的调节能力数倍于传统机组，在响应时间和响应精度上具有明显优势。通过配置储能替代(或部分替代)机组响应电网调频指令，一方面，可避免机组频繁升降负荷，提升运行安全稳定性；另一方面，可提升机组综合调频性能，获取更高调频收益[10]。

3、典型商业应用案例分析

3.1 火电机组配置储能调频典型项目

广东某火电机组配置储能调频项目分析：

3.1.1 项目概况

广东某火电厂两台350 MW燃煤机组响应电网调频指令时，调节速率与调节精度不足，致使机组调频性能不佳，调频收益有限。为满足电网调频需求，项目配置10 MW/5.6 MWh高功率磷酸铁锂电池储能系统，接收AGC指令、监测火电机组出力、储能系统出力与储能系统运行状态。根据实时运行数据判断系统总体状态，确定储能系统对机组出力的修正模式和修正量，同时控制储能系统运行状态保持在正常运行区间。

3.1.2 经济性分析

项目设计运行期10年，第7年需更换电池。采用能源合同管理模式，电厂与储能投资方签署能源管理合同，储能厂家提供设备、工程服务及维保服务，收益按照5∶5比例分成。在出清价格13元/MWh(含税)、机组综合K值2.6的前提下，项目年均收益(含税)约为3000多万元，资本金净利润率超过10%。

3.2 新能源场站配置储能典型项目

3.2.1 新疆某光储项目分析

3.2.1. 1 项目概况

为满足50 MW光伏场站储能容量配置需求，配套建设5MW/10 MWh预制舱式磷酸铁锂电池储能系统，起到减少场站弃光、平滑可再生能源出力、提高光伏场站电能质量及供电可靠性等作用。运行策略为白天将储能系统充满，晚上光伏区不发电时投入储能系统，减少现场每日晚间厂用电量。

3.2.1. 2 经济性分析

截至2022年底，储能系统试运行5个月，已完成充放电超百次，共节约厂用电量超十万k Wh。但按照投资收益估算，项目暂无法实现成本回收。

3.2.2 青海某光储项目分析

3.2.2. 1 项目概况

光伏电站弃光率较高，且长期承受“两个细则”考核。配置2.5 MW/5 MWh预制舱式磷酸铁锂电池储能系统，为光伏场站内的50 MW光伏提供跟踪计划出力、平滑输出和削峰填谷支撑，同时减少弃光损失，增发电量。

3.2.2. 2 经济性分析

项目运营期12年，每天一充一放，在获得增发电量的同时，为场站减少“两个细则”的考核，预期全投资回收期(税后)约在10年左右。

3.3 独立储能电站典型项目

3.3.1 山东某独立储能项目分析

3.3.1. 1 项目概况

该储能项目为山东省首批调峰类储能示范项目之一，建设规模为101 MW/202 MWh，其中包括100 MW/200 MWh磷酸铁锂电池储能系统和1 MW/2 MWh液流电池储能系统。该项目商业模式为经营性租赁，同时可作为独立储能项目参与现货市场，获取电力现货价差收益，允许参与调频市场，获得调频收益。为促进新型储能的发展，山东市场规则允许新型独立储能参与容量电费的分摊。

3.3.1. 2 经济性分析

根据山东省调公开数据，项目总投资约4.3亿元，项目年收益约5352万元，包括每年向新能源电站收取租赁费2700万元、预估容量电价600万元、峰谷差套利2052万元。项目年成本5198.1万元(包含折旧、工资、维修等)，估算储能电站年净收益约154万元，仅刚好收回成本。

3.3.2 甘肃某独立储能项目分析

3.3.2. 1 项目概况

该储能项目为甘肃网域大规模电池储能国家试验示范项目，建设规模为60 MW/240 MWh，全部采用磷酸铁锂储能技术。随着项目投产，甘肃省调探索建立电网侧储能与新能源电厂打捆，以虚拟电厂身份参与调峰、调频辅助服务市场的商业模式：一是电能量市场中储能通过与新能源签订中长期协议明确充电电量以及电价，以省内标杆电价放电获取能量市场价差；二是电网调峰时段，通过优先调用完成充电并获取调峰补偿费用，充电结束后参与调频市场放电获取调频里程补偿。该示范项目在调频、调峰的调用政策上获得有利支持。

3.3.2. 2 经济性分析

项目总投资4.01亿元，储能电站通过与5家新能源电厂签订双边协议形成虚拟电厂，为储能电站提供充电电量，累计合同电量5300万kWh，双边协议充电价格为0.1元/kWh，考虑储能转换效率(85%)和网损(1.5%)，充电价格折算为0.1221元/kWh。项目2022年调峰收益2457万元(占全省调峰市场收益14%)；调频里程收益6450万元(占全省调频市场收益41%)；电能量收益1286万元，扣除购电成本后电能量收益685万元，合计收益9592万元，按照该盈利能力推算，预计全投资回收期在5年左右。项目具有较好盈利能力，但该项目属于示范验证项目，据甘肃省调反馈，该项目不具备复制推广的可能性。

3.3.3 浙江某独立储能项目分析

3.3.3. 1 项目概况

项目建设100MW/200MWh预制舱式磷酸铁锂电池储能电站，采用融合CTP成组理念的电池串联数较多的高压液冷系统。聚合周边分布式电源与可控负荷，建设以储能为主体的新型虚拟电厂。

3.3.3. 2 经济性分析

根据可行性研究报告，项目运行寿命20年，第9年需更换电池。本项目入选浙江省新型储能示范项目，示范规模为50 MW/100 MWh，可获浙江省新型储能退坡补贴2750万元。根据浙江省政策，项目第一年运行小时数暂按600 h(每天充放电1次，每次2 h，年运行300天)，年运行小时6%增长率考虑(年运行次数到600次之后不再增长)，参与填谷调峰和削峰调峰，项目资本金内部收益率在8%左右。

4、结语

本文重点梳理分析了磷酸铁锂电池、全钒液流电池、钠离子电池三类电化学储能的技术特点，梳理了电化学储能应用目的及盈利模式。同时结合典型应用案例，分析了电化学储能实际参与不同类型的商业模式下，获得多重收益的经济性，为电化学储能技术未来市场化应用提供参考。

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[2]周天舒,迟东训,艾明晔.双碳背景下可再生能源面临的挑战及对策建议[J].宏观经济管理,2022(07):59-65.

[3]林伯强,谢永靖.中国能源低碳转型与储能产业的发展[J].广东社会科学,2023(05):17-26+286.

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[7]刘涛,葛灵,张一敏.全钒液流电池关键技术进展与发展趋势[J].中国冶金,2023,33(04):1-8+133.

[8]辛保安.加快建设新型电力系统助力实现“双碳”目标[J].国家电网,2021(08):10-12.

[9]刘璐瑶,杨苹,杨康,等.独立储能电站参与电力市场多交易品种的调控策略[J].电气自动化,2023,45(05):42-45.

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基金资助:国家能源集团政研课题(202312);国家能源集团储能技术标准体系研究项目(GJNY-23-97);国家能源集团科技项目(GJNY-20-124);中国神华能源股份有限公司科技项目(SHGF-22-12);

文章来源:杜昊易,李尧,陈换军等.电化学储能技术及应用案例综述[J].广东化工,2023,50(22):50-52.