戶用和大型儲能共同發展。根據儲能系統在電網中的位置不同，可以分為并網側、用戶側、調峰調頻、輔助服務等細分 市場。不同應用場景下，儲能系統起到的作用也不同，在并網側可平抑風光發電波動，促進新能源消納；在戶用側，可 以實現新能源電力的自供給。由于儲能系統需求的多樣性，儲能市場也逐步探索出多種商業模式。不同國家和地區電網 規模不同，電價定價模式不同，使得儲能在不同地區有著不同的發展趨勢。從裝機現狀來看，德國是最大的戶用儲能市 場，歐洲其他國家和美國市場戶用和大型儲能共同發展，中國市場以大型儲能為主。
儲能技術多樣，百舸爭流。從技術類型來看，儲能形式包括抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能、光熱儲能和重力儲 能等，其中電化學儲能還可以細分為鋰電池、液流電池、鈉電池等路線。從應用市場來看，目前抽水蓄能的技術最為成 熟，保有量最大，建設需要特殊區域。電化學儲能新增裝機增速最快，能同時滿足戶用和大型儲能的要求。
1、全球主要經濟體儲能政策及發展現狀
1.1、全球儲能發展現狀：電化學儲能高增長
2021年全球儲能產業呈現出蓬勃發展局面，根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2021年底，全球已投 運電力儲能項目累計裝機規模209.4GW，同比增長9%。其中，抽水蓄能的累計裝機規模占比首次低于90%，比去年 同期下降4.1個百分點；新型儲能的累計裝機規模緊隨其后，為25.4GW，同比增長67.7%。世界主要國家都已經把發展儲能產業作為國家戰略，國際市場上儲能制造業戰略制高點的競爭拉開序幕。2021年， 儲能產業一枝獨秀、蓬勃發展，成為全球競相發展的新興產業。美國推出了“儲能大挑戰（ESGC）”，其去年新增 投運項目裝機規模再次超過中國，并且率先進入10GWh時代；歐洲提出“電池聯盟2030”，各項技術研發和產業鏈 打造任務正在有序部署。
1.2、美國儲能發展現狀：規模增速領先全球
當前，美國是全球最大、增速最快的儲能市場。在2021年供應鏈電池采購短缺和漲價等困境下，部分項目建設延遲， 美國儲能市場發展仍再創新高，新增儲能項目首次突破3GW，是2020年同期的2.5倍，即將從百兆瓦級開啟吉瓦級項 目的新時代。Wood Mackenzie在7月28日發布的《全球儲能展望》表示，未來10年美國仍將是儲能市場的領導者， 到2031年美國將成為年均部署 27GW儲能系統的儲能市場。
1.3、中國儲能發展現狀：市場規模龐大，新增裝機規模屢獲新高
中國儲能市場規模方面，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模46.1GW，占全球市場總規模的 22%，同比增長 30%。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為39.8GW，同比增長25%，所占比重與去年同期 相比再次下降，下降了3個百分點；市場增量主要來自新型儲能，累計裝機規模達到5729.7MW，同比增長75%。2021 年，中國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破 10GW，達到10.5GW，其中，抽水蓄能新增規模8GW， 同比增長437%；新型儲能新增規模首次突破2GW，達到2.4GW，同比增長54%；新型儲能中，鋰離子電池和壓 縮空氣均有百兆瓦級項目并網運行，特別是后者，在 2021 年實現了跨越式增長，新增投運規模170MW，接近 2020 年底累計裝機規模的15倍。
1.4、歐洲儲能發展現狀：快速發展，表現強勁
歐洲是僅次于美國和中國的全球第三大儲能市場，歐洲儲能市場自2016年以來，裝機規模持續增長，并且呈現快速增 長態勢。2021年，歐洲新增儲能裝機容量達到3.5GWh，同比增長67.2%，其中電化學儲能新增裝機容量超過3GWh。應用方面，歐洲新增儲能裝機量主要由表前（發電側和網側）儲能和戶用儲能貢獻，其中戶用儲能連續多年保持40% 以上增速。2021年，歐洲戶用儲能新增裝機容量1.7GWh，同比增長 60.2%；表前儲能新增裝機容量1.6GWh，同比 增長72.7%；工商業儲能新增裝機容量0.2GWh，同比增長64.4%。
1.5、澳大利亞儲能發展現狀：積極新建儲能，推動電網聯通
基于澳大利亞在風電及光伏領域的氣候優勢，疊加森林大火及風暴等極端天氣對電力系統安全穩定性的威脅，澳大 利亞積極尋求新建儲能，增強輸電網之間的聯通能力。IHS Markit也將澳大利亞視為表前和表后儲能的關鍵增長市 場，認為需要支持這樣一個從火電為主快速轉型到以可再生能源為主的分布式電網。隨著澳大利亞部署的屋頂光伏系統超過300萬個，屋頂光伏發電量將在2025年超過燃煤發電量，儲能市場將成為澳 大利亞電力系統脫碳的新焦點。據IHS Markit預測，到2030年，澳大利亞的儲能規模將從500MW增長到12.8GW以上。
1.6、日本儲能發展現狀：戶用儲能滲透率位于全球前列
應用方面，日本戶用儲能滲透率較高，僅次于德國。2021年日本表后儲能裝機量為931MWh（同比+8%），戶用儲能 占表后儲能的90%。政策方面，2016年日本發布《面向2050年的能源環境技術創新戰略》，明確將電化學儲能技術納入五大技術創新領域， 提出重點研發低成本、安全可靠的先進儲能電池技術。2021年《日本基本能源計劃》經歷第六次更新，鼓勵可再生能 源發展。2022年8月31日發布《蓄電池產業策略》，為完善蓄電池制造和利用環境，將在電動汽車和儲能等領域投資約 240億美元，目標是到2030年日本電動車和儲能電池行業的產能達到150GWh，全球產能達到600GWh。
1.7、印度儲能發展現狀：儲能系統需求龐大
為了實現2070年實現凈零排放目標，印度市場對儲能系統有很大的需求。印度制定了到2030年實現部署450GW太 陽能發電設施和風能發電設施的目標。根據印度中央電力管理局的預計，到2030年，累計部署的儲能系統規模將 達到27GW/108GWh。此外，根據印度儲能聯盟（IESA）的數據，為了在2030年之前將500GW的非化石燃料能源整合到電網中，印度至 少需要160GWh的儲能。這個儲能容量包括表前電網規模的儲能、直接整合可再生能源的儲能、輸配電網的儲能以 及為平衡電網提供輔助服務的儲能。
1.8、東南亞地區儲能發展現狀：城市化進程推動新能源需求增加
當前，東南亞經濟快速發展，人口增加，城市化規模不斷擴大，能源需求持續增加。據IEA今年發布的《東南亞能 源展望2022》顯示，過去20年里東南亞的能源需求以每年約3%的速度增長，且這一趨勢將持續到2030年。在東南亞，燃煤發電仍然處于主導地位，因此東南亞各國正積極布局新能源產業，以應對這一巨大挑戰。例如，包 括新加坡、印度尼西亞、泰國、緬甸、馬來西亞、老撾在內的六個東南亞國家已經宣布了凈零排放和碳中和目標。在IEA預測的可持續發展情景中，東南亞地區到2030年平均每年增加21GW的可再生能源容量。
2、新能源發電量快速增加，儲能系統作用凸顯
2.1、碳中和背景下新能源需求高企
碳中和背景下可再生能源占比快速提升。2015年《巴黎協定》提出，到2050年氣溫升幅將進一步限制在1.5℃以內， 隨后主要國家陸續提出碳中和目標，全球能源轉型進程有序推進。根據IEA預測，基于全球升溫不超過1.5攝氏度的假設， 2050年全球電力消費的90%將來自可再生能源電力，其中風電和光伏占電力消費總規模的近70%。碳中和的實現路徑有三個方向：發展清潔能源、節能提效和碳捕捉與儲存。其中清潔能源是指能夠有效降低溫室氣體 排放的新能源技術。發展新能源是實現碳中和路徑中較為關鍵的一環，直接催生了許多新興產業，例如風力發電、光 伏發電等，也促進了水能、核能等成熟的清潔能源的發展。
2.2、新能源應用：風能是增長最快的可再生能源之一
風能發電利用運動中的空氣產生的動能，使用風力渦輪機或風能轉換系統將其轉換為電能。其既可以部署在岸上， 也可以通過使用固定在海底的固定渦輪機部署在近海，或者部署在更深水域的浮動結構。根據《BP世界能源統計年 鑒》顯示，2021年全球風電累計裝機量達到824.9GW，前三名分別是中國、歐洲和美國，累計裝機量分別是 328.97GW、223.92GW和132.74GW。風電發電量也隨著裝機量的攀升呈現爆發式增長，2021年全球風電發電量 已突破1800TWh，中國發電量反超歐洲，成為世界第一。
2.3、電力能源轉變：全球新能源占比提高
傳統能源優勢仍在，新能源發展潛力巨大。從全球能源結構的變化趨勢看，進入21世紀以來，石油、天然氣、煤炭等 傳統化石能源還在繼續發揮各自的優勢。但是不可否認，目前世界已經處在從傳統礦物能源轉換到新型能源系統的過 渡時期內，煤炭和石油的比重在逐漸降低，核能和以風能、太陽能為代表的可再生能源占比在逐步提高。
2.4、儲能系統作用凸顯
風、光電發展勢頭強勁，儲能系統作用凸顯。儲能系統的應用場景豐富，主要可分為發電側、電網側、用戶電側三 類。發電側對儲能的需求場景類型較多，包括電力調峰、系統調頻、可再生能源并網等：電網側儲能主要用于緩解 電網阻塞、延緩輸配電擴容升級等；用戶側儲能主要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提高供電 可靠性等。隨著能源需求向新能源方向轉變，儲能系統將成為電力系統中不可或缺的一部分。
3、當前主要儲能類型及市場需求測算
3.1、儲能多種技術路線并存
儲能多種技術路線并存，技術特點、應用場景多元化。按技術角度分，儲能可分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、 熱儲等多種路線。抽水儲能和壓縮空氣儲能容量大且放電時間長，適用于大規模可再生能源并網、電網調峰等能量型 應用場景；超級電容和飛輪儲能擁有較高的轉換效率且能提供短時的功率輸出，適用于需要快速響應的領域，如調頻 等功率型應用場景；電化學儲能放電時間和儲能容量的跨度較大，可通過模塊化實現規模化應用，適用領域廣泛多樣。抽水蓄能占據主要電力儲能裝機份額，電化學儲能為最具潛力的技術路線。電化學儲能本身性能優勢明顯，一方面對 比壓縮空氣儲能，電化學儲能具備更優的響應速度和功率密度；另一方面電化學儲能對地理條件限制較低，初期投資 成本較低，可緩解抽水儲能等傳統儲能開發接近飽和的現狀。
3.2、抽水儲能：當前最成熟、裝機最多的儲能技術
抽水儲能是當前最成熟、裝機最多的主流儲能技術。其原理是利用水作為儲能介質，通過電能與勢能相互轉化，實現電能 的儲存和管理。利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電。可將電網負荷低時的 多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能。適用于調頻、調相，穩定電力系統的周波和電壓，還可提高系統中火電站 和核電站的效率。抽水儲能的最大優勢在于其較低的度電成本。根據《儲能技術全生命周期度電成本分析》中測算， 在不考慮充電成本且折現率為0的情況下，抽水蓄能僅有0.207 元/kWh的度電成本，在各種儲能技術中度電成本最低。
3.3、壓縮空氣儲能：蓄熱式壓縮空氣技術成熟
壓縮空氣儲能是以高壓空氣作為儲能介質，通過高壓空氣的膨脹做功實現能量的釋放。工作原理方面，在儲能時，通 過壓縮機將電能轉化為空氣壓力能，高壓空氣被密封儲存，在能量釋放時，釋放的高壓空氣推動膨脹機將能量轉化為 電能。傳統壓縮空氣儲能的技術需要大量使用化石燃料、依賴儲氣室且系統效率較低。隨著技術迭代，壓縮空氣儲能 的效用不斷優化，目前主要技術包括蓄熱式壓縮空氣儲能系統、等溫式壓縮空氣儲能系統、水下壓縮空氣儲能系統、 液態壓縮空氣儲能系統、超臨界壓縮空氣儲能系統等，現在先進儲能系統的理論系統效率可達到 70%。
3.4、光熱儲能：安全性高，具有天然優勢
光熱發電作為儲能具有天然優勢。太陽能光熱發電機組既具備同步電源特性、又配置了熱儲存系統，因此有一次調頻和 二次調頻的功能。根據《2021中國太陽能熱發電行業藍皮書》，截至2021年底，全球太陽能熱發電累計裝機容量達到 6800MW，中國太陽能熱發電裝機容量為538MW。光熱儲能是一種安全性高的儲能方式。目前，國內單機容量最大的首航高科塔式光熱電站儲電已達1.7GWh；全球達到 了1000GWh。太陽能熱發電的熔融鹽儲能系統，既可通過太陽能集熱系統給其充熱、儲熱，也可通過電加熱系統將網 上的峰值電力轉化為熱能存儲發電。這樣的使用方式非常有利于電力系統的電力平衡，也能很好地參與電力市場交易。
3.5、重力儲能：在物理儲能中成本占優
重力儲能屬于機械儲能，其基本原理是基于高度落差對儲能介質進行升降，從而完成儲能系統的充放電過程。按介質進 行分類，可以分為以水為重力儲能介質和以固體物質為重力儲能介質。重力儲能優勢明顯：①與鋰電池相比，重力儲能度電成本相對較低，儲能時長更長，可以滿足客戶儲能需求，例如電網 側長時間調峰、工商業通過儲能套利等，同時也沒有自燃以及爆炸等安全隱患。②與抽水儲能相比，新型重力儲能種類 多樣不完全依賴于水源與地形，選址更為容易。
3.6、電化學儲能：鋰電儲能具備技術和產業優勢
鋰電池儲能是當前技術最為成熟、裝機規模最大的電化學儲能技術。根據CNESA數據顯示，2021年鋰離子電池占中國 新型儲能裝機量的89.7%，是最具代表性的新型儲能技術，目前廣泛應用于1-2小時的中短時儲能場景中，在4-8小時 的儲能項目中也有應用。鋰離子電池具有能量密度大、沒有記憶效應、充放電快速、響應速度快等優點，廣泛應用于 風電光伏等新能源發電側配儲和用戶側儲能項目。
4、電化學儲能產業鏈分析與成本構成
4.1、抽水蓄能系統：當前主要儲能方式
抽水蓄能在儲能中累計裝機量占比達86%，是目前主流的儲能應用方案。抽水蓄能產業鏈上游主要為設備制造環節，包 括水輪機、水泵、發電機、壓縮空氣系統和其他設備的生產制造；抽水蓄能產業鏈中游為抽水蓄能電站建設和抽水蓄能 電站運營；抽水蓄能產業鏈下游為應用市場，主要包含工業用電、商業用電和居民用電。
4.2、壓縮空氣儲能系統成本：設備采購與建筑工程占比超八成
壓縮空氣蓄能系統包含壓縮、儲氣、蓄熱/冷、回熱/冷、膨脹等多個子系統，其上游為壓縮換熱、儲氣裝置等設備制造 商及鹽穴資源供應，中游為系統集成安裝，下游是用戶終端。從成本構成來看，設備費用占46%，建筑工程費39%，土 地出讓金7%，安裝工程費3%，其他費用7%。壓縮空氣儲能定價采用容量電價和電量電價兩部分，對于膨脹機容量50MW的壓縮空氣系統，假定年循環次數330，效 率為60%，運營期按照25年考慮，項目內部收益率約為7.51%，回收期約為12年。
4.3、光熱儲能系統成本：集熱系統成本占比過半
光熱儲能系統主要分為聚光系統、吸熱系統、儲換熱系統和發電系統，聚光系統由定日鏡和大規模鏡場組成，吸熱器利 用太陽能加熱內部工質完成太陽能-熱能轉換，儲換熱系統加熱水產生高溫高壓蒸汽，進而進入發電系統發電。光儲系統 成本中集熱系統約占50%，其次為儲熱系統約在10%以上。
4.4、重力蓄能系統：設備采購與建筑工程占比超八成
重力儲能系統主要包括介質、運輸線路、電動機和發電機組。介質主要分為水和固體物質，基于高度落差對儲能介質進 行升降來實現儲能系統的充放電過程。水介質型借助管道、豎井等結構，固體重物型借助山體、地下豎井、人工構筑物 等結構，來實現介質的運輸。對于固體重物型重物塊一般選擇密度較高的物質，如金屬、水泥、砂石等以實現較高的能 量密度。重力儲能系統成本主要有由設備和建筑工程兩部分構成，其中，建筑工程費43%，設備費用41%，土地出讓金9%，安 裝工程費2%，其他前期費用5%。
4.5、電化學儲能系統組成
電化學儲能系統主要由電池組、儲能變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）以及其他電氣設 備構成。電池組是儲能系統最主要的構成部分；電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等；能量管理 系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等；儲能變流器可以控制儲能，電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。
4.6、電化學儲能電池：鋰電池市場高速增長，行業集中度高
鋰離子電池儲能爆發式增長，訂單爆滿。2021年我國儲能型鋰離子電池產量32GWh，同比增長146%，儲能鋰離子電 池企業普遍進入訂單爆滿、產能不足與計劃大幅擴產的狀態。據CNESA統計，受新能源汽車動力電池和儲能的需求，僅 2021年鋰電池產業鏈特別是鋰電池的中上游投資計劃已經超過了1.2萬億。鋰離子電池市場格局：市場集中度高。根據EVTank的數據，2021年的寧德時代和比亞迪位列第一、第二。在國內市場， 寧德時代儲能電池市場份額近六成，如果考慮到時代上汽的份額，寧德體系的公司市占率更高，比亞迪緊隨其后，儲能 電池市場份額16.0%。中航鋰電排名第三，市場份額4.3%。行業CR3達到80%，頭部集中效應明顯。
4.7 電化學儲能電池：鈉電池儲能或將迎來爆發增長
鈉離子電池技術成熟，亟待大規模量產。鈉離子電池具有成本低、倍率性能優異、低溫容量保持率高等特點，但目前 仍處于初期起步階段，多家企業積極推進鈉離子電池進展，預計未來鈉離子電池產業會有明顯增長。鈉離子電池也由正極材料、負極材料、電解液、隔膜、集流體等構成，鈉離子電池正極原材料為鈉鹽，相較于鋰鹽價 格更加低廉，同時鈉離子電池中鈉和鋁不會發生反應，因此電池正負極集流體均可采用鋁箔而不必用更加昂貴的銅箔， 成本更低。
4.8、電化學儲能電池：液流電池安全、高容量、長壽命、有潛力
全釩液流電池儲能初始投資成本高，未能大規模商用。目前全釩液流電池單瓦時成本在3-4元。液流電池中電解液成本占比高。液流電池主要由電解液、電極、離子交換膜、雙極板和集流體組成，以4小時電池儲能 系統為例，電解液在電池成本中占比約50%。液流電池容量大，安全性高，使用壽命長。正、負極電解液儲存在外部不同的儲液罐中，突破常規的電池容量限制；儲 能介質為水溶液，安全性能高，且電池均勻性好，全釩液流電池循環次數達15000次以上。憑借上述特征，釩電池是非 常有潛力的儲能裝置。
4.9、管理控制系統之PCS：市場規模擴大，格局未定
儲能變流器PCS市場規模持續擴大。我國儲能變流器行業于2012年起步，隨著項目數量的增加和技術進步，儲能變流器 成本不斷下降，再加上近幾年電化學儲能規模快速增長，儲能變流器的需求不斷增加，變流器市場規模持續擴大，2021 年我國儲能變流器市場規模為36.7億元。PCS市場格局：格局仍未定，后進者競爭激烈。目前我國儲能變流器市場仍處于提質降本、規模化發展的初期階段，市 場格局仍未定，根據CNESA，2018-2021年我國排名前十的儲能變流器供應商企業不斷更換，除上能電氣、陽光電源、 科華數據等少數企業多年保持領先外，新進入者迭出。
4.10、管理控制系統之BMS：市場規模劇增，行業集中度高
BMS市場概況：市場規模迅速增長，需求量快速攀升。BMS在儲能系統中發揮著保障安全、延長電池壽命、估算剩余 電量等重要作用。從2004年起，我國企業開始布局BMS，2012年我國BMS市場規模僅1億～2億元，到2021年時市場 規模已達103.08億元，同比去年上升138.8%。與此同時，BMS需求量由2014年的8.1萬套增長至2021年的354.5萬套， 期間CAGR達71.57%。BMS市場格局：市場集中度高，龍頭比亞迪、寧德時代、特斯拉。從裝機量看，2021年我國BMS裝機量前五名的企業 依次為弗迪電池（比亞迪子公司）、寧德時代、特斯拉、華霆動力和力高技術，CR10為74%，市場集中度較高。
4.11、管理控制系統之EMS：市場規模小，尚無龍頭企業
EMS市場概況：市場規模小，尚無龍頭企業。EMS是運用自動化、信息化等專業技術，對儲能系統的能源供應、存儲、 輸送等環節實施動態監控和數字化管理的系統。現階段，我國電化學儲能能量管理系統應用比例偏低，2021年市場規模 僅為6億元。隨著能源產業數字化水平提升，能量管理系統應用比例將逐步加大，行業發展前景廣闊。
4.12、系統集成行業：集成商多種模式并存
儲能系統集成市場概況：集成商多種模式并存。儲能系統集成，是將儲能電池、BMS、EMS、PCS等各個單元組合起來， 打造“一站式”解決方案。目前，國內的儲能系統集成商主要分為全產業鏈布局、專業集成和單純設備供應商轉型三類， 其中基于自身產品由單純設備供應商向系統集成商轉型的企業占比最多。此外，作為儲能項目業主方的國有發電企業、 電網企業等也開始布局儲能系統集成領域。儲能系統市場格局：龍頭海博思創、電工時代、陽光電源等。2021年，海博思創、電工時代、科華數能、陽光電源等儲 能集成商在國內新增投運裝機量和出貨量排名中均位于前列。
4.13、電化學儲能經濟性評估：內部收益率8%
以磷酸鐵鋰電池為例，在峰谷價差模式下，假定儲能系統循環次數為330次/年，系統儲能效率為88%，按照15年來計算， IRR約為8%。
4.14、儲能產業降本路徑一：布局電池原材料，降本空間明顯
電化學儲能系統成本主要來源于儲能電池，而電池成本的主要來源是正極、負極、電解液、隔膜等原材料價格。由于下 游需求增加，2021年10月25日到2022年2月17日，原材料碳酸鋰的價格由19.3萬元/噸上漲至43萬元/噸，漲幅123%， 當前價格超過了55萬元/噸；正極材料磷酸鐵鋰的價格隨之從8.5萬元/噸上漲至14萬元/噸，漲幅65%，由此儲能系統成 本上升，造成價格上漲壓力，壓縮了利潤空間。積極推進礦產資源等上游原材料布局，加快開發原材料礦產資源，以提高原材料供應量，平衡供需關系，抑制由于需求 快速增長而引起的原材料價格上漲，使原材料價格恢復合理區間，從而降低儲能成本。此外，中下游企業可以通過加深 與上游原材料供應企業合作協調關系，或通過提高原材料自供率實現降本。
4.15、儲能產業降本路徑二：鈉離子替代
鈉離子電池成本顯著低于鋰離子電池，高性價比優勢明顯。鋰離子電池地殼豐度0.0065%，且75%分布在美洲，目前價 格昂貴；相比之下，鈉資源在地殼中占比2.75%，全球分布廣泛，價格便宜。另外，鋰離子電池負極集流體必須為銅箔， 鈉離子電池正負極集流體均為鋁箔，銅箔價格遠高于鋁箔，因此在集流體上鈉離子電池可進一步降低成本。以鈉離子電 池選用NaCuFeMnO/軟碳體系，鋰離子電池選用磷酸鐵鋰/石墨體系為例，鈉離子電池比鋰離子電池成本低30%~40%。與鋰離子電池相比，鈉離子電池平均能量密度低38%左右，壽命降低30%左右，最高電壓不及鋰離子，但由于其價格低 廉因素，隨著鈉離子電池規模化量產，可以作為一種高性價比儲能方式。
4.16、儲能產業降本路徑三：增加電網調度頻率
根據全生命周期度電分析法，儲能系統度電成本由初次投資成本、年維護運營成本、替換成本、充電成本、回收成本等 部分組成，其中年循環次數主要影響其替換和充電成本。在年循環次數均為330次時，抽水蓄能、壓縮空氣、磷酸鐵鋰 電池度電成本在考慮充電電價時分別為0.882、0.911、1.255元。當提高磷酸鐵鋰年循環次數到495、660次時，價格分 別下降到0.985、0.888元，與抽水蓄能、壓縮空氣儲能成本接近。因此，增加電網對儲能電站的調用頻率，可大幅度降 低度電成本，降幅可達30%以上。
