锂电储能研究论文成功见刊的文献2篇

　　锂电储能研究论文范文一：

　　当前，在“双碳”倡议背景下，能源转型进程持续深入，电力系统的结构正在逐步优化调整。然而，电源、电网、负荷等结构性变化，逐渐与用户对电能质量、能源效率等方面的要求产生矛盾。储能技术凭借其高效利用和灵活智能的优势，成为解决上述问题的有效方式。近年来，储能技术的研究已成为国内外工程研究领域的前沿课题之一。作为智能电网领域中不可或缺的重要部分，储能技术发挥的作用日益凸显。尽管全球储能产业正处在快速发展时期，但国内外在储能技术、市场发展现状与发展趋势方面仍存在显著差异。

　　一、储能技术发展现状

　　(一)国际方面

　　国际上，欧美日韩等国家和地区的储能产业发展较早，并结合自身资源禀赋和产业技术现状进行多场景应用开发，在储能功能布局和形式上形成了很多领先产品。中国与全球主要储能技术水平对比情况如图1所示。

　　在储能功能布局方面，美国、韩国的电池企业已开发出针对不同能量型和功率型的储能产品。例如，PJM和CAISO分别是美国储能功率规模和能量规模最大的龙头企业;韩国LG Chem、三星SDI、Kokam等则是具有针对应用场景开发高品质产品能力的韩国储能巨头。

　　在储能形式开发方面，欧美日韩等国在飞轮储能、储热蓄冷、钠硫电池、全钒液流电池、氢储能、钛酸锂电池等领域水平领先。

　　(二)国内方面

　　与国际领先国家相比，我国在抽水蓄能与电化学储能技术上与其水平相当，但在飞轮储能、储热蓄冷等技术水平上存在一定差距。

　　抽水蓄能是当前成本最低、技术最成熟、寿命最长、功率和容量极大的储能方式。当储能电站的储能利用小时数达到2000h时，度电成本约0.46元，目前在电力辅助服务市场中已实现商业化运营。与抽水蓄能相比，电化学储能具备占地面积小、项目开发周期短、成本持续下降等优势，同时具有较高的能量密度和功率密度，决定了其广泛的技术适用性。特别是锂电储能因使用寿命长、能量密度高等优点，在电化学储能中应用最广，多方面技术参数提升显著。当前锂电池循环寿命通常在6000–10000次之间，发电成本约为0.51元/度，低于全国多数发达省份的居民用电价格，已基本具备收益空间。

　　但现阶段我国在飞轮储能、储热蓄冷、钠硫电池技术等方面正处于小型系统示范或样机研制阶段，核心部件国产化问题增加了储能系统的集成难度，储能的效率、成本、寿命局限性较大。

　　二、储能市场发展现状

　　(一)国际方面

　　目前主要发达国家及部分发展中国家均高度重视储能技术的发展，储能市场在各国政府的政策鼓励下得到了积极发展。美国权威机构数据显示，近十年，全世界储能系统装机增长了70%以上。《储能产业研究白皮书2024》数据显示，截至2023年年底，全球储能市场累计装机规模289.2GW，年增长率21.9%。其中，抽水蓄能累计装机规模占比降幅较大，首次低于70%，与2022年同期相比下降12.3个百分点，新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。其中锂离子电池继续高速增长，年增长率超过100%，其他储能(熔融盐储热)占比1.4%(见图2)。

　　全球储能市场中，抽水蓄能约占全球储能装机容量的67%，但受自然条件的限制，其未来装机增幅不会很大。压缩空气储能作为一种具有推广应用前景的大规模储能技术，引起了美国和德国的高度重视，两国在率先进行商业化应用之后，又分别建设多座大型压缩空气储能电站，且仍在积极布局建设中。此外，多个研究单位在压缩空气储能系统技术方面不断提出创新性方案，以提高系统效率。飞轮储能主要分布在英国、美国和德国等技术先进和产业实力较强的国家;储热蓄冷储能主要分布在光热资源丰富的国家，如智利、美国、西班牙、摩洛哥等;钠基电池主要分布在日本、意大利和美国;氢储能主要集中在德国、意大利、英国和挪威。从储能市场的总体发展趋势来看，美国、中国和日本领跑当前世界储能市场，尽管2019年中国储能市场遇冷，但仍在全球市场占据了重要份额。从发展差异性来看，欧洲储能市场呈现多元化发展趋势，尤其是英国储能市场，近年来呈爆发式增长势头。韩国部署的储能项目则朝着规模大型化方向发展，其中包括了世界上最大的用户侧150MW储能项目。

　　(二)国内方面

　　随着产业推进方向不断明确，我国在储能技术研发、项目示范、参与电力辅助服务市场政策等方面支持力度逐步加大，国内储能市场规模正日益扩大。

　　1. 从市场占比情况看，我国市场增长稳定，抽水储能仍占主导地位，电化学储能处于快速增长期。

　　(1)抽水蓄能装机规模占绝对优势。数据显示，截至2023年年底，我国储能市场累计装机规模86.5GW，占全球市场总规模的30%，同比增长45%。其中，抽水蓄能累计装机占比同样首次低于60%，与2022年同期相比下降17.7个百分点;新型储能累计装机规模首次突破30GW，达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%，其他储能(熔融盐储热)占比0.7%(见图3)。

　　(2)锂电池作为最主流的电化学储能技术路线，在全球及中国市场均占据主导地位，市场占比超过90%。锂离子电池以其高能量密度、长循环寿命和相对成熟的技术路径，成为储能系统中应用最广泛的技术之一。2016–2023年，全球电化学储能总装机由3GW跃升至86GW，年复合增长率高达61.51%，保持高增长态势。我国电化学储能累计装机规模31.35GW/68.70GWh，较2022年同期实现了大幅增长，其中锂离子电池储能规模累计30.5GW，占比97.48%。

　　在其他类型的电化学储能技术中，液流电池容量大，技术比较成熟，安全性高，正逐步面向电能质量、削峰填谷、调频等大规模电力储能需求市场，但能量效率低是其面临的短板。钠硫电池则具有较高的能量密度和效率，但门槛高且高温安全问题突出，目前仍处于示范阶段。

　　(3)伴随着国内新能源发电装机容量的高速增长，以锂离子电池为代表的电化学储能迎来发展机遇期，技术成熟度不断提高，装机规模快速增加。截至2022年，已有20多个百兆瓦级项目实现并网运行，较2021年同期增长5倍，而规划在建中的百兆瓦级项目数更是达到400余个。目前国内已有对吉瓦级电站的规划，青海、河南、山西、福建、云南、内蒙古等地区已对吉瓦级电化学储能电站的可行性进行讨论并进入了部署甚至实施阶段。

　　(4)我国压缩空气储能的研究起步较晚，但工程实施走在了世界前列。近年来，国内的压缩空气储能项目步入发展的快车道，逐渐开始形成规模。国内已建成500kW、1.5MW、10MW、100MW、300MW容量等级的压缩空气储能示范电站，并完成了多容量等级的技术验证工作。

　　(5)飞轮储能技术经过多年研究，涌现出了一大批从事技术研究的科研机构和制造企业，其应用领域包括电网调频、新能源消纳、微电网支撑等，但目前仍处于示范项目阶段，尚未进行大规模商业化应用。

　　(6)氢能是一种高效清洁的能源形式，在碳中和的背景下，全球主要经济体陆续将氢能发展上升至倡议高度，预计未来氢气的能源属性将逐渐显现。但实现氢能的规模化发展尚需时日，后续的产业化进程有赖于各环节技术的进步、基础设施的完善以及成本的降低。

　　2. 从储能不同应用领域发展情况看，我国储能市场不同应用领域发展各异，商业模式、投资收益、面临挑战等均有不同。总体表现如下：

　　(1)电源侧储能主要有风储、光储、火储三种模式，且三种模式都具有发展前景。技术主要以锂离子电池为主，其中磷酸铁锂电池、三元锂电池、钛酸锂电池装机占比位列前三。“集中式新能源+储能”尚处于起步阶段，仍以示范为主;技术类型较为丰富，但主流仍是锂离子电池。

　　(2)电网侧储能2019年因受政策影响发展有所减缓，但增速遇冷、趋势不冷，未来或将迎来再次发展。

　　(3)用户侧储能目前虽受限于成本和安全性，项目启动速度较慢，但其应用场景非常广泛，对储能形式的需求也较为多元，随着聚合利用等技术的进步和相关激励政策的落实，未来国内用户侧储能市场规模较为广阔。

　　锂电储能研究论文范文二：

　　碳中和目标下，新型电力系统储能至关重要，在发电侧、电网侧、用电侧方面都有广泛的应用，是新能源消纳以及电网安全的必要保障。根据中国2030年碳达峰规划目标，新能源发电总装机容量将达到12亿kW以上。新能源发电具有不稳定性、随机性与间歇性的问题，需要进行配储和调峰，随着新能源发电占比的提高，整个电力系统的电力电量平衡模式也需要重构。现有电力系统以抽水蓄能为主，但其地理资源稀有，存在明显发展瓶颈，发展新型储能成为必然趋势。

　　本文研究了新型储能的发展及应用，重点选取抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钒液流电池、铅炭电池等5类储能进行经济性评估和应用前景分析。总结了各种储能技术特性、差别及适用范围。抽水蓄能主要应用于大电网的输配电环节，化学储能更多运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧[1]。在中国构建以新能源为主体的新型电力系统目标下，新型储能技术快速进步，有望实现能效提升以及成本下降。

　　1 抽水蓄能发展分析及经济性评估

　　抽水蓄能是现今发展成熟且具规模的储能技术。抽水蓄能电站一般由上水库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。用电低峰期时，将可逆式水泵水轮机作为水泵，利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，储存水的势能;用电高峰期时则将可逆式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70%～80%。抽蓄电站坝体可使用100 a左右，预计电机等设备使用年限为40～60 a。截至2021年底，中国储能装机总规模达到46.1 GW，其中抽水蓄能占比86.3%。

　　抽水蓄能电站经济性评估[2](表1)，按200 MW项目初始投资成本6元/W，年运维成本0.06元/W，寿命为30 a，残值为10%，每年运行次数400次，放电深度100%，储能循环效率75%等条件，对抽水蓄能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.310元/(kW·h)。

　　《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中明确了抽水蓄能两部制电价政策，即以竞争性方式形成电量电价以及将容量电费纳入输配电价回收机制。容量电费纳入输配电价回收将给抽蓄电站的初始建设成本形成托底。在抽水发电运营方面，在未建立现货市场区域，抽水蓄能电站按照75%燃煤基准价用电，发电时段按基准价上网，电站能效转化75%左右，电站收益成本基本持平。在电力现货市场运行区域，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，在峰谷期电价价差达0.6～1元情况，抽水蓄能电站可盈利。

　　2 锂离子电池储能发展分析及经济性评估

　　锂离子电池储能发展势头迅猛。锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，具有能量密度大、无记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点，广泛应用于风电光伏[3]等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。2021年中国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%。根据正极材料的不同，现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类[4]。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿命长的磷酸铁锂电池更受青睐。电池是储能系统中核心组成部分，成本占整个储能系统成本的50%，2021年中国磷酸铁锂离子电池储能中标价大多集中在1.2～1.7元/(W·h)。

　　锂离子电池储能电站的经济性评估[2](表2)，按100 MW项目初始投资成本1.5元/(W·h)，年运维成本0.06元/W，寿命为9 a，残值为5%，每年运行次数500次，放电深度90%，储能循环效率88%，寿命终止容量75%等条件，对锂离子电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.670元/(kW·h)。

　　锂离子电池能效转化率在储能技术中最高，随着技术进步，其寿命将逐步增加，成本也有望继续下降。铁锂电池储能系统循环寿命达到10 000次，能量效率达到98%，将可与抽水蓄能电站比拟。

　　3 压缩空气储能发展分析及经济性评估

　　压缩空气储能将成为大规模储能的重要补充。压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术，以压缩空气的方式储存能量。储能时段，压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或人造的储气罐中;释能时段，通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。压缩空气主要由压缩系统、膨胀系统、发电以及储气罐四大核心部分组成[5]。中国已建成1.5，10，100 MW先进压缩空气储能示范项目。

　　压缩空气储能电站经济性评估[2](表3)，按100 MW/400 (MW·h)项目初始投资成本6元/W，年运维成本0.1元/W，寿命为30 a，残值为5%，每年运行次数400次，放电深度100%，储能循环效率73%等条件，对压缩空气储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.436元/(kW·h)。

　　随着技术快速进步，压缩空气储能电站效率已升至75%，略低于抽水蓄能电站，其度电成本仅略高于抽水蓄能，但远低于磷酸铁锂储能;其投资周期和建设周期较抽水蓄能短，且单体投资规模限制小。另外，抽水蓄能电站一般在100万kW以上才有较好的经济性，而压缩空气10万kW以上即可具备较好的商业性，项目单体投资小，可进行灵活配置。综合看来，压缩空气储能已具备大规模商业化应用的条件，在能效进一步提升后，有望成为继抽水蓄能电站之后大规模储能电站领域的重要组成部分。

　　4 钒液流电池储能发展分析及经济性评估

　　钒液流电池储能安全寿命长，适合新能源电站储能。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，从而使储存在溶液中的化学能转换成电能。可逆的反应过程使钒电池顺利完成充电、放电和再充电。

　　全钒液流电池系统中，钒电解液全生命周期内不会失效变质，理论上总钒量不会发生变化，易于回收利用，价值较高。钒液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点，寿命达15～20 a，适合用于风电、光伏电站储能，满足其频繁充放电、大容量、长时间储能需求。但是，钒液流电池能量密度低，体积、质量远大于其他电池，需要5°～40°的温度环境。中国钒液流电池已在智能电网、通信基站、偏远地区供电、可再生能源及削峰填谷等项目中成功应用，并建成大连100 MW/400 (MW·h)的全球最大钒液流储能项目。

　　钒液流电池储能电站经济性评估[2](表4)，由于尚未规模化商用，且受制于设备、产能以及高额的前期投入，目前钒电池初始成本约为锂电池的3倍。按100 MW/400 (MW·h)项目初始投资成本13元/W，年运维成本0.065元/W，寿命为20 a，循环次数可达12 000次以上，残值为5%，每年运行次数600次，放电深度100%，储能循环效率70%等条件，对钒液流电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.688元/(kW·h)。

　　中国钒电池相关技术储备充足，大规模储能项目大量新增。在电化学储能中，全钒液流电池度电成本与铁锂电池接近，但能量转化效率方面不如锂电池，对布置灵活性、温度环境要求较高。当前，行业处在由示范阶段转向商业化过程中，随着未来技术以及工程进步，成本会有较大下降空间，能效有望进一步提高。

　　5 铅炭电池储能发展分析及经济性评估

　　铅炭电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术。普通铅酸电池的正极活性材料是氧化铅(PbO2)，负极活性材料是铅(Pb)，若把负极活性材料Pb全部换成活性炭，则普通铅酸电池可变成混合电容器;若把活性炭混合到负极活性材料Pb中，则普通铅酸电池可变成铅炭电池。铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点，既拥有超级电容能瞬间大容量充电的优点，也发挥了铅酸电池的比能量优势，充放电性能好，电池寿命也长于铅酸电池。中国高性能铅炭电池在微网储能项目中也有应用。

　　铅炭电池储能电站经济性评估[2](表5)，按100 MW/200 (MW·h)项目初始投资成本1元/W，年运维成本0.04元/W，寿命为5 a，循环次数可达3 000次以上，残值为5%，每年运行次数600次，放电深度70%，储能循环效率75%等条件，对铅炭电池储能电站进行财务经济性评价建模，测算储能度电成本约为0.679元/(kW·h)。

　　铅炭电池储能初始投资成本较低，但度电成本优势并不明显。由于铅炭电池放电深度低于其他储能形式，其能效比铁锂电池低，经济性处于一定劣势，未来需通过技术进步，实现能效提升及成本下降。