超级“充电宝”两小时储满38万度电！中国将成为全球最大电化学储能市场，附项目方案、专家PPT、实用标准
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电化学储能发展历程、技术路线
1、电化学储能定义
电化学储能指通过电池所完成的能量储存、释放与管理的过程。其额定功率和存储电量较为灵活，但普遍存在安全或环保问题，主要用于新能源消纳、峰谷价差套利、电力系统调峰调频以及UPS 等领域。具有响应时间短、能量密度大、维护成本低、灵活方便等优点，是大容量储能技术的重要发展方向。
2、电化学储能系统构成
电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。
3、电化学储能发展历程
我国电化学储能市场发展可分为四个阶段，目前，中国电化学储能市场逐渐完善，电化学储能产业向规模化方向发展。
（1）2000~2010年（技术验证）截至2010年底电化学储能累计装机规模 2.7MW。
（2）2011~2015年（示范应用）截至2015年底电化学储能累计装机规模 164.1MW。
（3）2016~2020年（商业化初期）截至2020年底电化学储能累计装机规模 3.27GW。
（4）2021~2025年（产业规模化发展）预计2025年中国电化学储能累计装机量将达到 55GW。
4、电化学储能技术路线
（1）锂离子电池主要应用于新能源消纳、电力系统调峰调频、峰谷价差套利，其寿命长、能量密度高，响应速度快，但是价格偏高、存在一定安全风险。
（2）钠离子电池主要用于新能源消纳、电力系统调峰调频，成本低、快充性能优、资源丰富，但寿命短、能量密度低、商业化程度低。
（3）铅蓄电池主要应用于UPS，其技术成熟、成本低，但寿命短、能量密度低、不宜大功率充放电。
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电化学储能应用场景、商业模式
1、应用场景
电源侧：电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网
国内电源侧储能装机规模占比为41%，可解决光伏、风电因随机性和不确定性而导致的弃风弃光等并网消纳问题，起到平滑发电输出的作用，进而提高新能源利用率。主要的方式为在光伏超过负荷的情况下充电以消纳弃电，在光伏低谷时期释放电能，平滑电力输出。
电网侧：缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级
国内电网侧储能装机规模占比为35%，主要参与电力辅助中的调峰调频环节。调峰是指在用电高峰为电网提供额外电量，调频是指精准调节波动电压及功率。储能系统可以在用电谷段充电，在用电峰段放电来进行调峰，实现调峰收益，同时提高资源利用效率。
用户侧：峰谷价差套利、容量电费管理、提高供电可靠性
国内用户侧储能装机规模占比为24%，削峰填谷是指利用储能系统在用电低谷时段充电，高峰时段放电的方式，达到利用峰电电价差异减少度电成本的目的。
2、商业模式
用户侧收益来源： 减少变压器容量收益：采用专用变压器供电的大工业用户，通常根据自身最大负荷确定专用变压器容量，若建设储能系统，则可减少专用变压器的容量。
减少电费收益 ： 对于新投产用户来说，若安装储能系统，变压器规划容量可适当降低，也就相应减少了用户每月所交纳基本电费。
峰谷分时电价应用于用户侧储能系统之后，用户侧利用储能装置在低谷时充电，在高峰时放电，从而实现峰谷价差套利，减少电量电费。
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电化学储能市场容量、特点
1、中国电化学储能市场容量
根据 CNESA 发布的相关数据，2020 年中国电化学储能累计投运装机功率3.27GW，预计在基准情景下 2025 年全年将增长至 35.52GW；在乐观情景下，2025年中国新增电化学储能装机功率将进一步提升至 55.88GW。
据BNEF发布的《2020 年全球储能市场长期展望》， 预计中国最早可在2026 年成为全球最大的电化学储能市场。
至 2030 年，预计中国和美国两个最大的市场将占全球总装机容量的 54%。从整个电力系统的角度看，储能可应用于发电侧储能、电网侧能和用户侧储能等场景。未来五年，随着分布式光伏、分散式风电等分布式能源的大规模推广，电化学储能不仅可配合新能源高质量发展，助力实现“双碳”目标，还将形成一个技术含量高、增长潜力大的全新产业。
2、中国电化学储能市场特点
（1）储能装机增量主要来源于发电侧和电网侧
2021 年以来，山东、宁夏、青海等省份相继出台新能源强制配储政策，要求新能源装机必须搭配一定比例功率的储能系统。上述政策的出台和实施将有力推动我国发电侧和电网侧的储能装机需求。
电价方面，根据 Global Petrol Prices 提供的数据，截至 2022 年 3 月，德国居民平均电价在统计的国家中排名第二，仅次于丹麦，达到 0.429 美元/kWh；而中国居民平均电价仅为 0.076 美元/kWh，远低于主要发达经济体，因此用户侧安装储能系统在峰谷间的充放电性价比相对较低。
（2）高电价地区储能市场发展更为迅速
2021年6月7日，国家发改委发布《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，各省市风电、光伏发电项目上网指导价差异较大。对于上网电价较高的地区，安装储能系统实现可再生能源并网的收益更明显，因此高电价地区储能系统需求更明显。
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电化学储能行业发展前景、趋势
1、电化学行业发展前景
（1）国家政策支持
行业发展储能可有效解决新能源供给间歇性与用户用电需求持续性之间的矛盾，提高能源利用效率，促进“双 碳”目标的实现。近年来，国家大力支持储能行业发展，如《“十四五”能源领域科技创新规划》指出，突破能量型、功率型等储能本体及系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不应用场景储能发展需要。国家政策支持为电化学储能行业带来了广阔的发展前景。
（2）电力市场化有望实现储能行业跨越式发展
随着电力交易市场化程度不断提高，储能资源可通过“虚拟电厂”等形式参与现货市场、辅助服务等多种类型电力市场并从中获益。在电力市场中，储能的充放电安排对市场的竞争、价格信号的产生、市场成员的收益等都将产生重要的影响。因此，储能环节将成为整个能源互联网的关键环节，并有望助推储能行业实现跨越式的发展。
（3）储能需求大幅增长提高行业渗透率
目前，我国电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”“双峰”双侧随机性等特征，市场对电网安全性和稳定性提出了更高的要求，对储能调峰调频、稳定运行等需求增加。预2025年国内新能源发电占比将超过20%，新能源装机的快速增长将带动电化学储能渗透率的提升。
2、电化学行业发展趋势
（1）新能源发电装机量增长，发电侧和电网侧将会迎来进一步发展
由于风电、光伏等新能源发电技术存在波动性、间歇性和不可预测性等特征，因此，随着新能源发电装机量的提升，储能的需求也将随之提升。
储能技术可以起到削峰填谷的功效，减轻电网的波动，保障电力系统安全运行。电化学储能装机规模的不断提升，能够支撑国内大规模发展新能源、并保障能源安全，预计未来发电侧和电网侧电化学储能装机规模会跟随新能源装机规模同步提升。
（2）分时电价机制完善打开电价浮动空间，有望为用户侧带来发展机遇
2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，旨在通过完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制对分时电价机制进行优化，规定上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地区，其峰谷电价价差原则上不低于 4:1，其余地区原则上不低于 3:1；同时建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。
在用户侧，对于户用储能用户，储能系统获取收益的方式主要取决于峰谷价差，峰谷价差越大，通过户用储能系统参与峰谷价差获利的收益率越高；对于工商业用户，在中国现行的两部制电价下，除缴纳与用电量正相关的电度电费之外，还需缴纳基于变压器容量或最大需量的容量电费。
随着电价市场化改革进程加速以及电力交易机制的完善，用户侧储能系统参与峰谷价差获利的可行性不断增强，储能系统的经济效益日益显现，有助于电化学储能市场规模的进一步扩大。
（3）储能技术研发不断加快，储能标准体系日益健全
2019年6月25日，国家发改委、科技部、工信部、国家能源局共同印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020 年行动计划》，明确提出由科技部牵头推动储能技术研发，计划在国家重点研发计划中，着力加强对先进储能技术研发任务的部署，集中攻克制约储能技术应用与发展的规模、效率、成本、寿命、安全性等方面的瓶颈技术问题，使中国储能技术在未来 5-10 年甚至更长时期内处于国际领先水平，形成系统、完整的技术布局，以及具有核心竞争力的产业链。
随着储能技术，特别是电化学储能技术的持续发展，储能效率、稳定性、经济性均有望得到进一步的提升，结合我国日益完善的储能行业标准，已为储能产业的长远发展打下了坚实的基础。
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电化学储能干货资料
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1、电化学储能项目设计实践与思考PPT：
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电化学储能发展非常必要，但空间上发展不均，呈现地域集中化； 电 源侧、电网侧、用户侧多点开花，西部、北部地区以电源侧、电网侧为主，东部、南部地区以电网侧、用户侧为主。
行业政策、配套市场正在建立当中，盈利模式短期存在困难，长期向好趋势仍然未变。 行业规范正在完善，建设、设计、试验、并网、调度、运行逐步规范化，掌握行业规范至关重要。
电化学储能集成技术百花齐放百家争鸣，迭代技术快。 安全防护要求明确，具体实现技术路径不一，亟待解决。
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2、项目方案
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