鋰電儲能研究論文范文一：

　　當(dāng)前，在“雙碳”戰(zhàn)略背景下，能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程持續(xù)深入，電力系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)正在逐步優(yōu)化調(diào)整。然而，電源、電網(wǎng)、負(fù)荷等結(jié)構(gòu)性變化，逐漸與用戶對電能質(zhì)量、能源效率等方面的要求產(chǎn)生矛盾。儲能技術(shù)憑借其高效利用和靈活智能的優(yōu)勢，成為解決上述問題的有效方式。近年來，儲能技術(shù)的研究已成為國內(nèi)外工程研究領(lǐng)域的前沿課題之一。作為智能電網(wǎng)領(lǐng)域中不可或缺的重要部分，儲能技術(shù)發(fā)揮的作用日益凸顯。盡管全球儲能產(chǎn)業(yè)正處在快速發(fā)展時(shí)期，但國內(nèi)外在儲能技術(shù)、市場發(fā)展現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢方面仍存在顯著差異。

　　一、儲能技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

　　(一)國際方面

　　國際上，歐美日韓等國家和地區(qū)的儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較早，并結(jié)合自身資源稟賦和產(chǎn)業(yè)技術(shù)現(xiàn)狀進(jìn)行多場景應(yīng)用開發(fā)，在儲能功能布局和形式上形成了很多領(lǐng)先產(chǎn)品。中國與全球主要儲能技術(shù)水平對比情況如圖1所示。

　　在儲能功能布局方面，美國、韓國的電池企業(yè)已開發(fā)出針對不同能量型和功率型的儲能產(chǎn)品。例如，PJM和CAISO分別是美國儲能功率規(guī)模和能量規(guī)模最大的龍頭企業(yè);韓國LG Chem、三星SDI、Kokam等則是具有針對應(yīng)用場景開發(fā)高品質(zhì)產(chǎn)品能力的韓國儲能巨頭。

　　在儲能形式開發(fā)方面，歐美日韓等國在飛輪儲能、儲熱蓄冷、鈉硫電池、全釩液流電池、氫儲能、鈦酸鋰電池等領(lǐng)域水平領(lǐng)先。

　　(二)國內(nèi)方面

　　與國際領(lǐng)先國家相比，我國在抽水蓄能與電化學(xué)儲能技術(shù)上與其水平相當(dāng)，但在飛輪儲能、儲熱蓄冷等技術(shù)水平上存在一定差距。

　　抽水蓄能是當(dāng)前成本最低、技術(shù)最成熟、壽命最長、功率和容量極大的儲能方式。當(dāng)儲能電站的儲能利用小時(shí)數(shù)達(dá)到2000h時(shí)，度電成本約0.46元，目前在電力輔助服務(wù)市場中已實(shí)現(xiàn)商業(yè)化運(yùn)營。與抽水蓄能相比，電化學(xué)儲能具備占地面積小、項(xiàng)目開發(fā)周期短、成本持續(xù)下降等優(yōu)勢，同時(shí)具有較高的能量密度和功率密度，決定了其廣泛的技術(shù)適用性。特別是鋰電儲能因使用壽命長、能量密度高等優(yōu)點(diǎn)，在電化學(xué)儲能中應(yīng)用最廣，多方面技術(shù)參數(shù)提升顯著。當(dāng)前鋰電池循環(huán)壽命通常在6000–10000次之間，發(fā)電成本約為0.51元/度，低于全國多數(shù)發(fā)達(dá)省份的居民用電價(jià)格，已基本具備收益空間。

　　但現(xiàn)階段我國在飛輪儲能、儲熱蓄冷、鈉硫電池技術(shù)等方面正處于小型系統(tǒng)示范或樣機(jī)研制階段，核心部件國產(chǎn)化問題增加了儲能系統(tǒng)的集成難度，儲能的效率、成本、壽命局限性較大。

　　二、儲能市場發(fā)展現(xiàn)狀

　　(一)國際方面

　　目前主要發(fā)達(dá)國家及部分發(fā)展中國家均高度重視儲能技術(shù)的發(fā)展，儲能市場在各國政府的政策鼓勵(lì)下得到了積極發(fā)展。美國權(quán)威機(jī)構(gòu)數(shù)據(jù)顯示，近十年，全世界儲能系統(tǒng)裝機(jī)增長了70%以上。《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2024》數(shù)據(jù)顯示，截至2023年年底，全球儲能市場累計(jì)裝機(jī)規(guī)模289.2GW，年增長率21.9%。其中，抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模占比降幅較大，首次低于70%，與2022年同期相比下降12.3個(gè)百分點(diǎn)，新型儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)91.3GW，是2022年同期的近兩倍。其中鋰離子電池繼續(xù)高速增長，年增長率超過100%，其他儲能(熔融鹽儲熱)占比1.4%(見圖2)。

　　全球儲能市場中，抽水蓄能約占全球儲能裝機(jī)容量的67%，但受自然條件的限制，其未來裝機(jī)增幅不會很大。壓縮空氣儲能作為一種具有推廣應(yīng)用前景的大規(guī)模儲能技術(shù)，引起了美國和德國的高度重視，兩國在率先進(jìn)行商業(yè)化應(yīng)用之后，又分別建設(shè)多座大型壓縮空氣儲能電站，且仍在積極布局建設(shè)中。此外，多個(gè)研究單位在壓縮空氣儲能系統(tǒng)技術(shù)方面不斷提出創(chuàng)新性方案，以提高系統(tǒng)效率。飛輪儲能主要分布在英國、美國和德國等技術(shù)先進(jìn)和產(chǎn)業(yè)實(shí)力較強(qiáng)的國家;儲熱蓄冷儲能主要分布在光熱資源豐富的國家，如智利、美國、西班牙、摩洛哥等;鈉基電池主要分布在日本、意大利和美國;氫儲能主要集中在德國、意大利、英國和挪威。從儲能市場的總體發(fā)展趨勢來看，美國、中國和日本領(lǐng)跑當(dāng)前世界儲能市場，盡管2019年中國儲能市場遇冷，但仍在全球市場占據(jù)了重要份額。從發(fā)展差異性來看，歐洲儲能市場呈現(xiàn)多元化發(fā)展趨勢，尤其是英國儲能市場，近年來呈爆發(fā)式增長勢頭。韓國部署的儲能項(xiàng)目則朝著規(guī)模大型化方向發(fā)展，其中包括了世界上最大的用戶側(cè)150MW儲能項(xiàng)目。

　　(二)國內(nèi)方面

　　隨著產(chǎn)業(yè)推進(jìn)方向不斷明確，我國在儲能技術(shù)研發(fā)、項(xiàng)目示范、參與電力輔助服務(wù)市場政策等方面支持力度逐步加大，國內(nèi)儲能市場規(guī)模正日益擴(kuò)大。

　　1. 從市場占比情況看，我國市場增長穩(wěn)定，抽水儲能仍占主導(dǎo)地位，電化學(xué)儲能處于快速增長期。

　　(1)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模占絕對優(yōu)勢。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年年底，我國儲能市場累計(jì)裝機(jī)規(guī)模86.5GW，占全球市場總規(guī)模的30%，同比增長45%。其中，抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)占比同樣首次低于60%，與2022年同期相比下降17.7個(gè)百分點(diǎn);新型儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模首次突破30GW，達(dá)到34.5GW/74.5GWh，功率規(guī)模和能量規(guī)模同比增長均超過150%，其他儲能(熔融鹽儲熱)占比0.7%(見圖3)。

　　(2)鋰電池作為最主流的電化學(xué)儲能技術(shù)路線，在全球及中國市場均占據(jù)主導(dǎo)地位，市場占比超過90%。鋰離子電池以其高能量密度、長循環(huán)壽命和相對成熟的技術(shù)路徑，成為儲能系統(tǒng)中應(yīng)用最廣泛的技術(shù)之一。2016–2023年，全球電化學(xué)儲能總裝機(jī)由3GW躍升至86GW，年復(fù)合增長率高達(dá)61.51%，保持高增長態(tài)勢。我國電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模31.35GW/68.70GWh，較2022年同期實(shí)現(xiàn)了大幅增長，其中鋰離子電池儲能規(guī)模累計(jì)30.5GW，占比97.48%。

　　在其他類型的電化學(xué)儲能技術(shù)中，液流電池容量大，技術(shù)比較成熟，安全性高，正逐步面向電能質(zhì)量、削峰填谷、調(diào)頻等大規(guī)模電力儲能需求市場，但能量效率低是其面臨的短板。鈉硫電池則具有較高的能量密度和效率，但門檻高且高溫安全問題突出，目前仍處于示范階段。

　　(3)伴隨著國內(nèi)新能源發(fā)電裝機(jī)容量的高速增長，以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲能迎來發(fā)展機(jī)遇期，技術(shù)成熟度不斷提高，裝機(jī)規(guī)?？焖僭黾?。截至2022年，已有20多個(gè)百兆瓦級項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)運(yùn)行，較2021年同期增長5倍，而規(guī)劃在建中的百兆瓦級項(xiàng)目數(shù)更是達(dá)到400余個(gè)。目前國內(nèi)已有對吉瓦級電站的規(guī)劃，青海、河南、山西、福建、云南、內(nèi)蒙古等地區(qū)已對吉瓦級電化學(xué)儲能電站的可行性進(jìn)行討論并進(jìn)入了部署甚至實(shí)施階段。

　　(4)我國壓縮空氣儲能的研究起步較晚，但工程實(shí)施走在了世界前列。近年來，國內(nèi)的壓縮空氣儲能項(xiàng)目步入發(fā)展的快車道，逐漸開始形成規(guī)模。國內(nèi)已建成500kW、1.5MW、10MW、100MW、300MW容量等級的壓縮空氣儲能示范電站，并完成了多容量等級的技術(shù)驗(yàn)證工作。

　　(5)飛輪儲能技術(shù)經(jīng)過多年研究，涌現(xiàn)出了一大批從事技術(shù)研究的科研機(jī)構(gòu)和制造企業(yè)，其應(yīng)用領(lǐng)域包括電網(wǎng)調(diào)頻、新能源消納、微電網(wǎng)支撐等，但目前仍處于示范項(xiàng)目階段，尚未進(jìn)行大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。

　　(6)氫能是一種高效清潔的能源形式，在碳中和的背景下，全球主要經(jīng)濟(jì)體陸續(xù)將氫能發(fā)展上升至戰(zhàn)略高度，預(yù)計(jì)未來氫氣的能源屬性將逐漸顯現(xiàn)。但實(shí)現(xiàn)氫能的規(guī)模化發(fā)展尚需時(shí)日，后續(xù)的產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程有賴于各環(huán)節(jié)技術(shù)的進(jìn)步、基礎(chǔ)設(shè)施的完善以及成本的降低。

　　2. 從儲能不同應(yīng)用領(lǐng)域發(fā)展情況看，我國儲能市場不同應(yīng)用領(lǐng)域發(fā)展各異，商業(yè)模式、投資收益、面臨挑戰(zhàn)等均有不同。總體表現(xiàn)如下：

　　(1)電源側(cè)儲能主要有風(fēng)儲、光儲、火儲三種模式，且三種模式都具有發(fā)展前景。技術(shù)主要以鋰離子電池為主，其中磷酸鐵鋰電池、三元鋰電池、鈦酸鋰電池裝機(jī)占比位列前三。“集中式新能源+儲能”尚處于起步階段，仍以示范為主;技術(shù)類型較為豐富，但主流仍是鋰離子電池。

　　(2)電網(wǎng)側(cè)儲能2019年因受政策影響發(fā)展有所減緩，但增速遇冷、趨勢不冷，未來或?qū)⒂瓉碓俅伟l(fā)展。

　　(3)用戶側(cè)儲能目前雖受限于成本和安全性，項(xiàng)目啟動速度較慢，但其應(yīng)用場景非常廣泛，對儲能形式的需求也較為多元，隨著聚合利用等技術(shù)的進(jìn)步和相關(guān)激勵(lì)政策的落實(shí)，未來國內(nèi)用戶側(cè)儲能市場規(guī)模較為廣闊。

　　鋰電儲能研究論文范文二：

　　碳中和目標(biāo)下，新型電力系統(tǒng)儲能至關(guān)重要，在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)方面都有廣泛的應(yīng)用，是新能源消納以及電網(wǎng)安全的必要保障。根據(jù)中國2030年碳達(dá)峰規(guī)劃目標(biāo)，新能源發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12億kW以上。新能源發(fā)電具有不穩(wěn)定性、隨機(jī)性與間歇性的問題，需要進(jìn)行配儲和調(diào)峰，隨著新能源發(fā)電占比的提高，整個(gè)電力系統(tǒng)的電力電量平衡模式也需要重構(gòu)?，F(xiàn)有電力系統(tǒng)以抽水蓄能為主，但其地理資源稀有，存在明顯發(fā)展瓶頸，發(fā)展新型儲能成為必然趨勢。

　　本文研究了新型儲能的發(fā)展及應(yīng)用，重點(diǎn)選取抽水蓄能、鋰離子電池、壓縮空氣、釩液流電池、鉛炭電池等5類儲能進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評估和應(yīng)用前景分析。總結(jié)了各種儲能技術(shù)特性、差別及適用范圍。抽水蓄能主要應(yīng)用于大電網(wǎng)的輸配電環(huán)節(jié)，化學(xué)儲能更多運(yùn)用于光、風(fēng)發(fā)電等波動較大的可再生能源發(fā)電側(cè)、中小型智能變電站和用電側(cè)[1]。在中國構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)目標(biāo)下，新型儲能技術(shù)快速進(jìn)步，有望實(shí)現(xiàn)能效提升以及成本下降。

　　1 抽水蓄能發(fā)展分析及經(jīng)濟(jì)性評估

　　抽水蓄能是現(xiàn)今發(fā)展成熟且具規(guī)模的儲能技術(shù)。抽水蓄能電站一般由上水庫、下水庫和可逆式水泵水輪機(jī)組成。用電低峰期時(shí)，將可逆式水泵水輪機(jī)作為水泵，利用低價(jià)值電能將水從下水庫抽至上水庫，儲存水的勢能;用電高峰期時(shí)則將可逆式水泵水輪機(jī)作為水輪機(jī)，在上水庫開閘放水，將水的勢能轉(zhuǎn)換為高價(jià)值電能。抽水蓄能具有技術(shù)優(yōu)、成本低、壽命長、容量大、效率高等優(yōu)點(diǎn)，可適應(yīng)各種儲能周期需求，系統(tǒng)循環(huán)效率可達(dá)70%～80%。抽蓄電站壩體可使用100 a左右，預(yù)計(jì)電機(jī)等設(shè)備使用年限為40～60 a。截至2021年底，中國儲能裝機(jī)總規(guī)模達(dá)到46.1 GW，其中抽水蓄能占比86.3%。

　　抽水蓄能電站經(jīng)濟(jì)性評估[2](表1)，按200 MW項(xiàng)目初始投資成本6元/W，年運(yùn)維成本0.06元/W，壽命為30 a，殘值為10%，每年運(yùn)行次數(shù)400次，放電深度100%，儲能循環(huán)效率75%等條件，對抽水蓄能電站進(jìn)行財(cái)務(wù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)建模，測算儲能度電成本約為0.310元/(kW·h)。

　　《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》中明確了抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，即以競爭性方式形成電量電價(jià)以及將容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收機(jī)制。容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收將給抽蓄電站的初始建設(shè)成本形成托底。在抽水發(fā)電運(yùn)營方面，在未建立現(xiàn)貨市場區(qū)域，抽水蓄能電站按照75%燃煤基準(zhǔn)價(jià)用電，發(fā)電時(shí)段按基準(zhǔn)價(jià)上網(wǎng)，電站能效轉(zhuǎn)化75%左右，電站收益成本基本持平。在電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行區(qū)域，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算，抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價(jià)、不承擔(dān)政府性基金及附加，在峰谷期電價(jià)價(jià)差達(dá)0.6～1元情況，抽水蓄能電站可盈利。

　　2 鋰離子電池儲能發(fā)展分析及經(jīng)濟(jì)性評估

　　鋰離子電池儲能發(fā)展勢頭迅猛。鋰離子電池由正極、負(fù)極、隔膜和電解液組成，具有能量密度大、無記憶效應(yīng)、充放電快速、響應(yīng)速度快等優(yōu)點(diǎn)，廣泛應(yīng)用于風(fēng)電光伏[3]等新能源發(fā)電側(cè)配儲和用戶側(cè)儲能項(xiàng)目。2021年中國電化學(xué)儲能裝機(jī)中，鋰離子電池占比高達(dá)89.7%。根據(jù)正極材料的不同，現(xiàn)行主流鋰離子電池有三元和磷酸鐵鋰兩類[4]。儲能領(lǐng)域?qū)δ芰棵芏纫蟛桓?，成本低、壽命長的磷酸鐵鋰電池更受青睞。電池是儲能系統(tǒng)中核心組成部分，成本占整個(gè)儲能系統(tǒng)成本的50%，2021年中國磷酸鐵鋰離子電池儲能中標(biāo)價(jià)大多集中在1.2～1.7元/(W·h)。

　　鋰離子電池儲能電站的經(jīng)濟(jì)性評估[2](表2)，按100 MW項(xiàng)目初始投資成本1.5元/(W·h)，年運(yùn)維成本0.06元/W，壽命為9 a，殘值為5%，每年運(yùn)行次數(shù)500次，放電深度90%，儲能循環(huán)效率88%，壽命終止容量75%等條件，對鋰離子電池儲能電站進(jìn)行財(cái)務(wù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)建模，測算儲能度電成本約為0.670元/(kW·h)。

　　鋰離子電池能效轉(zhuǎn)化率在儲能技術(shù)中最高，隨著技術(shù)進(jìn)步，其壽命將逐步增加，成本也有望繼續(xù)下降。鐵鋰電池儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命達(dá)到10 000次，能量效率達(dá)到98%，將可與抽水蓄能電站比擬。

　　3 壓縮空氣儲能發(fā)展分析及經(jīng)濟(jì)性評估

　　壓縮空氣儲能將成為大規(guī)模儲能的重要補(bǔ)充。壓縮空氣儲能是一種基于燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)展而產(chǎn)生的儲能技術(shù)，以壓縮空氣的方式儲存能量。儲能時(shí)段，壓縮空氣儲能系統(tǒng)利用風(fēng)/光電或低谷電能帶動壓縮機(jī)，將電能轉(zhuǎn)化為空氣壓力能，隨后高壓空氣被密封存儲于報(bào)廢的礦井、巖洞、廢棄的油井或人造的儲氣罐中;釋能時(shí)段，通過放出高壓空氣推動膨脹機(jī)，將存儲的空氣壓力能再次轉(zhuǎn)化為機(jī)械能或者電能。壓縮空氣主要由壓縮系統(tǒng)、膨脹系統(tǒng)、發(fā)電以及儲氣罐四大核心部分組成[5]。中國已建成1.5，10，100 MW先進(jìn)壓縮空氣儲能示范項(xiàng)目。

　　壓縮空氣儲能電站經(jīng)濟(jì)性評估[2](表3)，按100 MW/400 (MW·h)項(xiàng)目初始投資成本6元/W，年運(yùn)維成本0.1元/W，壽命為30 a，殘值為5%，每年運(yùn)行次數(shù)400次，放電深度100%，儲能循環(huán)效率73%等條件，對壓縮空氣儲能電站進(jìn)行財(cái)務(wù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)建模，測算儲能度電成本約為0.436元/(kW·h)。

　　隨著技術(shù)快速進(jìn)步，壓縮空氣儲能電站效率已升至75%，略低于抽水蓄能電站，其度電成本僅略高于抽水蓄能，但遠(yuǎn)低于磷酸鐵鋰儲能;其投資周期和建設(shè)周期較抽水蓄能短，且單體投資規(guī)模限制小。另外，抽水蓄能電站一般在100萬kW以上才有較好的經(jīng)濟(jì)性，而壓縮空氣10萬kW以上即可具備較好的商業(yè)性，項(xiàng)目單體投資小，可進(jìn)行靈活配置。綜合看來，壓縮空氣儲能已具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的條件，在能效進(jìn)一步提升后，有望成為繼抽水蓄能電站之后大規(guī)模儲能電站領(lǐng)域的重要組成部分。

　　4 釩液流電池儲能發(fā)展分析及經(jīng)濟(jì)性評估

　　釩液流電池儲能安全壽命長，適合新能源電站儲能。電能以化學(xué)能的方式存儲在不同價(jià)態(tài)釩離子的硫酸電解液中，通過外接泵把電解液壓入電池堆體內(nèi)，在機(jī)械動力作用下，使其在不同的儲液罐和半電池的閉合回路中循環(huán)流動。采用質(zhì)子交換膜作為電池組的隔膜，電解質(zhì)溶液平行流過電極表面并發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，通過雙電極板收集和傳導(dǎo)電流，從而使儲存在溶液中的化學(xué)能轉(zhuǎn)換成電能?？赡娴姆磻?yīng)過程使釩電池順利完成充電、放電和再充電。

　　全釩液流電池系統(tǒng)中，釩電解液全生命周期內(nèi)不會失效變質(zhì)，理論上總釩量不會發(fā)生變化，易于回收利用，價(jià)值較高。釩液流電池具有壽命長、安全性好、輸出功率大、儲能容量大且易于擴(kuò)展等特點(diǎn)，壽命達(dá)15～20 a，適合用于風(fēng)電、光伏電站儲能，滿足其頻繁充放電、大容量、長時(shí)間儲能需求。但是，釩液流電池能量密度低，體積、質(zhì)量遠(yuǎn)大于其他電池，需要5°～40°的溫度環(huán)境。中國釩液流電池已在智能電網(wǎng)、通信基站、偏遠(yuǎn)地區(qū)供電、可再生能源及削峰填谷等項(xiàng)目中成功應(yīng)用，并建成大連100 MW/400 (MW·h)的全球最大釩液流儲能項(xiàng)目。

　　釩液流電池儲能電站經(jīng)濟(jì)性評估[2](表4)，由于尚未規(guī)模化商用，且受制于設(shè)備、產(chǎn)能以及高額的前期投入，目前釩電池初始成本約為鋰電池的3倍。按100 MW/400 (MW·h)項(xiàng)目初始投資成本13元/W，年運(yùn)維成本0.065元/W，壽命為20 a，循環(huán)次數(shù)可達(dá)12 000次以上，殘值為5%，每年運(yùn)行次數(shù)600次，放電深度100%，儲能循環(huán)效率70%等條件，對釩液流電池儲能電站進(jìn)行財(cái)務(wù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)建模，測算儲能度電成本約為0.688元/(kW·h)。

　　中國釩電池相關(guān)技術(shù)儲備充足，大規(guī)模儲能項(xiàng)目大量新增。在電化學(xué)儲能中，全釩液流電池度電成本與鐵鋰電池接近，但能量轉(zhuǎn)化效率方面不如鋰電池，對布置靈活性、溫度環(huán)境要求較高。當(dāng)前，行業(yè)處在由示范階段轉(zhuǎn)向商業(yè)化過程中，隨著未來技術(shù)以及工程進(jìn)步，成本會有較大下降空間，能效有望進(jìn)一步提高。

　　5 鉛炭電池儲能發(fā)展分析及經(jīng)濟(jì)性評估

　　鉛炭電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統(tǒng)的鉛酸電池演進(jìn)出來的技術(shù)。普通鉛酸電池的正極活性材料是氧化鉛(PbO2)，負(fù)極活性材料是鉛(Pb)，若把負(fù)極活性材料Pb全部換成活性炭，則普通鉛酸電池可變成混合電容器;若把活性炭混合到負(fù)極活性材料Pb中，則普通鉛酸電池可變成鉛炭電池。鉛炭電池同時(shí)具有鉛酸電池和電容器的特點(diǎn)，既擁有超級電容能瞬間大容量充電的優(yōu)點(diǎn)，也發(fā)揮了鉛酸電池的比能量優(yōu)勢，充放電性能好，電池壽命也長于鉛酸電池。中國高性能鉛炭電池在微網(wǎng)儲能項(xiàng)目中也有應(yīng)用。

　　鉛炭電池儲能電站經(jīng)濟(jì)性評估[2](表5)，按100 MW/200 (MW·h)項(xiàng)目初始投資成本1元/W，年運(yùn)維成本0.04元/W，壽命為5 a，循環(huán)次數(shù)可達(dá)3 000次以上，殘值為5%，每年運(yùn)行次數(shù)600次，放電深度70%，儲能循環(huán)效率75%等條件，對鉛炭電池儲能電站進(jìn)行財(cái)務(wù)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)建模，測算儲能度電成本約為0.679元/(kW·h)。

　　鉛炭電池儲能初始投資成本較低，但度電成本優(yōu)勢并不明顯。由于鉛炭電池放電深度低于其他儲能形式，其能效比鐵鋰電池低，經(jīng)濟(jì)性處于一定劣勢，未來需通過技術(shù)進(jìn)步，實(shí)現(xiàn)能效提升及成本下降。

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