1320 万千瓦。 截至 2024 年底，新型储能装机规模 288 万千瓦，同比增长 8.3%，排名华中第 1 位。储能深度调峰电量 6.3 亿千瓦时，占比 8.5%，最大负荷日电化学储能供电量为 173 万千瓦，占电化学储能总装机规模 60%。 截至 2024 年底，湖南省煤电机组平均最大调峰深度达到额定容量的 30%，即最大 调节能力达到 2181 万千瓦。调峰辅助服务市场合计提供调峰电量 图 2-2：压缩空气储能站址初选分布图 2.2.4 电化学储能发展规划 截至 2024 年底，全省电化学储能的发电功率已达到 288 万千瓦，已超额完成 “十四五”建成电化学储能装机 200 万千瓦的规划目标。“十五五”期间，考虑抽水蓄 能装机短期内无法大规模投产等实际需求，电化学储能将有进一步增长空间。 9 图 2-3：湖南省电化学储能电站现场图 综上，系统调节能力是决定湖南省新能源消纳上限的刚性约束。为平抑新能源出力 ：表示电源初始投资； r：表示残值率； T：表示折旧年限。 结合实际运行情况调研，本研究的煤电、气电、风电残值率均取 3%，折旧年限均取 20 年。核电残值率取 0，折旧年限取 30 年。电化学储能残值率取 5%，折旧年限取 10 年。压缩空气储能残值率取 5%，折旧年限取 30 年。抽水蓄能残值率取 10%，折旧年限 取 30 年。 主要电源造价按表 3-1 选取。 表 3-1：主要电源初始投资成本

锌铁液流电池 锌基液流电池 液态空气 铅炭空气 二氧化碳纯能 钠离子电池 飞轮储能 重力储能 全钒液流电池储能 混合储能 压缩空气储能 锂电子电池纯能 新型储能 机械储能 电化学储能 电磁储能 化学储能 热储能 压缩空气储能 飞轮储能 铅酸电池 锂离子电池 液流电池 钠硫电池 超导储能 超级电容储能 电解水制氢 泽平宏观研究报告 10 固态电池有三大优点：1）安全性更高：固态电解质不易燃且在高 温下具有更好的稳定性和机械性能。2）能量密度天花板更高：固态电 解质具有更宽广的电化学窗口，减少了与电极材料的副反应，拓宽了可 用电极材料的范围。3）循环寿命更久：固态电解质不易挥发且不存在 泄露问题。由于省去了液态电解质和隔膜，固态电池在重量上也有所减 轻。 固态电池性能优势显著，但实用性和产业化任重道远，目前仍面 业的发展，已率先进入 商业化初期。 全钒液流电池是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的电池。通 过外接泵使电解液压入电堆，在机械动力作用下，电解液于储液罐和半 电池间循环流动，流经电极表面发生电化学反应，随后由双电极板收集 和传导电流，进而实现化学能到电能的转换。这种独特的循环流动工作 模式，让钒电池在储能容量上具备灵活性，可通过调整电解液体积来满 足不同需求。

可调节灵活资源将是新型能源中的宝贵资源，需要依靠 AI 手段挖掘灵活资源潜力 充电桩 50MW 超充站 1.2MW 蓄冷 10MW 其他 5MW 灵活资源预估总计 108.2MW （以某旅游度假区为 例） 电化学储能 12MW 风光发电 40MW 能源系统问题  供能与用能不匹配  供能侧具有随机性波动性  弃风弃电严重  负荷侧可调灵活资源有待挖掘  源网荷储互动通道亟待多方协同建立 relu BiLSTM Dropout层 全连接层 输出层 tanh 光伏发电预测 运行管理 光伏出力预测模型  规划配置电化学储能、蓄冷 / 蓄热等储能系 统，参与电网互动。  匹配分布式风光发电系统分区集中建设风光 装机容量 10%~30% 电化学储能。  在室外停车场试点建设工商业共享储能，避 免电动车集中充电的冲击，增加柔性调节灵 活性，与电动车、电网协同互动。 

理性分析，与电源发电特性、负荷特性相匹配，最大化利用清洁 能源。推广用户侧储能，利用峰谷电价差为企业降低用能成本， 同时通过与绿色能源出力特性相匹配，建设合理规模的新型储能 电站。储能类型以新型储能为主，除电化学储能外，尝试推广抽 水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能、氢（氨）储能等多种形式的 储能方式。鼓励在有合适的地形条件时，建设小型抽水蓄能电站； 建设压缩空气储能可利用低谷电力将空气压缩储存，在需要时释 （三）可再生能源就地消纳比例（可再生能源消费量占可再 生能源发电量的比例）达到 80%以上。 （四）电力负荷调节能力（可根据电力系统需要变动其输出 功率的负荷占电力最大负荷的比例）达到 5%以上。 （五）新型储能装机规模（包括电化学储能、飞轮储能、压 缩空气储能、氢（氨）储能等）达到 1MW 以上。 （六）可再生能源制氢或工业副产氢年生产规模达到 5000 吨 以上，并实现就近利用。 （七）工业余能利用率（实现回收利用的工业余热、余压、

数据来源：EESA数据库 第三章 新型储能技术发展趋势 2025 中国新型储能行业发展白皮书 新型储能是指除抽水蓄能外以能量存储、转换并释放电力为主要形式，并对外提供服务的储能技 7 术，包括但不限于电化学储能、压缩空气储能、热储能、重力储能等 。根据储能时长的不同，储能技 术可分为短时高频储能（<30分钟）、中短时储能（30分钟~4小时）、长时储能（>4小时）。各种储 能技术路线的发展路径及市场 密度低，初期投资大；压缩空气储能装机容量 大、清洁环保且寿命长，但效率低且选址要求严格；飞轮储能瞬时响应快，能精准跟踪负荷变化，但 能量密度有限，静态损失较大……在众多储能形式中，锂离子电池等电化学储能凭借布局灵活、建设 周期短、响应速度快、能量密度高、寿命长和高能量效率等优势成为目前综合性能最好、性价比最高 的主流储能形式。 随着全球可再生能源装机量的迅速增长，储能市场迎来了广阔发展，锂电储能作为当前最主流的 网的重建。 从产品标准角度，目前还缺乏构网型储能变流器的相关国标，制约了构网型储能的选型设计、测 试认证、并网审核和实际应用。中电联和中国电科院正在牵头编制《构网型变流器通用技术规范》、 《电化学储能构网型变流器技术规范》等两项国标，预计2025年发布，国内头部PCS厂商，如上能电 气、南瑞继保、阳光电源、华为等都是参标单位之一。 （1）主动均衡技术 随着大容量储能电池的广泛使用，电池

德国电力市场设计有两个基本目标：一是通过合理的市场机制，维持能源供需及时匹配和系 统稳定；二是通过资源的高效调度与优化配置，实现系统总成本最低。风电、光伏等新能源的发 电能力高度依赖天气变化，易受气象波动的显著影响。同时，电化学储能、抽水蓄能等储能技术 所能提供的调节容量仍然不足。因此，需更为重视电力市场在平衡系统、供需匹配、资源配置等 方面的关键作用，以最少的资源投入实现电力系统的高效与稳定运行。回顾德国电力市场改革的 打造多能互补清洁能源基地。2022 年 1 月，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五” 现代能源体系规划》，明确提出要积极推进多能互补的清洁能源基地建设。以“沙戈荒”为开发 重点，以周边煤电、气电、抽水蓄能、电化学储能以及未来新兴的电制氢和燃氢机组等调节资源 为支撑，形成多能互补开发模式。通过整合风能、太阳能、水能以及火力发电等不同能源形式， 不仅能够实现能源的优化配置和高效利用，还能带来显著生态效益。例如，四川雅砻江流域水风 2．源网荷储协同协作，提升系统灵活互动性。源网荷储一体化模式是将电源、电网、负 荷、储能从规划、建设、运行各环节进行全方位一体化整合开发，实现新能源就地消纳利用， 支撑局部电力系统安全稳定运行。通过扩大电网互联、抽水蓄能、电化学储能和氢储能等手 段，提升系统调节能力。到 2050 年，系统平衡资源达 35 亿千瓦，灵活性资源占比将由以前 的电源主导转变为源 55%、网 20%、荷 8%、储 17% 共担模式。此外，该模式还能提升能

，二次调频市场化的比例较高，南方区域、山西、 江苏、福建、安徽、重庆等省都启动了调频辅助服务市场。调频市场适用于各类并网主体，在调频市场中申报机 组一般按照综合调频性能情况确定出清顺序。其中，电化学储能等快速调节电源具有明显的调频优势，而风电、 光伏等新能源调频性能较差。 部分地区尝试有偿一次调频。随着可再生能源比例增加，频率波动的风险可能增加。为了更好发挥一次调频的快 速调节作用，南方 约3元/兆瓦，日内为10元/兆瓦。12 实现辅助服务费用通过市场化方式向用户侧疏导，将部分解决新型储能商业模式不健全的问题。由于以电化学储 能为代表的新型储能具有优良的调频、爬坡和上下调能力，能在辅助服务市场或者固定补偿中获得较大的份额。 当前，在山西、广东的调频市场上，均有电化学储能电站获得良好收益的案例。根据国家能源局的解读，电力辅 助服务费用可能达到全社会总电费的3%以上13，市场空间巨大，对于新型储能的发展将形成较大支撑。

化石能源占比高于全国，面临能源清洁转型和安全保供双重压力。一是苏南地区可再生能 源禀赋有限，同时又是全省负荷较为集中区域，能源清洁转型压力较大。二是可再生能源 长时间大容量存储存在技术瓶颈。江苏抽水蓄能选址资源有限，目前电化学储能要满足长 时间大容量两个维度要求，从技术上看难度很大。三是可再生能源资源空间错配问题明显。 江苏可再生能源电力生产与省内负荷消纳长期空间错位。受制于过江通道不畅等要素约束， 绿电“北电南送”存在较大不确定性。 年，园区内储能容量 ≥ 日均用电量 的 10%。 5.3.4 完善绿色低碳能源基础设施 推进供暖热源基础设施建设，促进热电联产健康发展，形成冷、热、电“多能互补、 清洁高效”的新型能源系统。积极推进加气站、电化学储能、加氢和充电基础设施以及智 能微电网的建设，促进清洁能源业务的发展。 5.3.5 稳妥有序推进“绿电直供” 贯彻落实《关于大力实施绿电“三进”工程提高绿电交易和消纳水平的通知》，持续 实

等技术创新推出数字化解决方案，促进各业务场景数字化建造 与自动化、智能化运维。 创新解决方案 随着新能源渗透率的不断提升，储能迎来黄金时代。华为数字能源凭借在电力电子技术、数字技术领域的多年积累，并融 合电化学、热管理技术和安全设计，打造了领先的智能组串式构网型储能平台，以电力电子的可控性解决锂电池的不一致 性和不确定性。华为数字能源构建了从材料到感知，从电芯到电网，从架构设计到安全攻防的全生命周期储能能力平台， 2-2024 非车载传导式充电机与电动汽车 之间的数字通信协议第 2 部分：用于 GBT 20234.3 的 通信协议 • GB/T 36547-2024 电化学储能电站接入电网技术规定 • GB/T 36548-2024 电化学储能电站接入电网测试规程 • GB 44240-2024 电能存储系统用锂蓄电池和电池组 安全要求 华为数字能源 2024 年可持续发展报告 共同成长 65

千伏，分布式电源馈入配电网的功率不能向 110 千伏以上传送。 （2）“储”—电储能 针对园区（用户侧）的电储能主要为电化学储能，包括液态锂离子、铅酸电池、镍 氢电池、超级电容器、钒液电池和钠硫电池等。中国能源研究会储能专委会发布的《2018 储能系统白皮书》显示 2018 年全球电化学储能技术分布锂电池 76%，钠硫电池 13%， 铅蓄电池 7%，液流电池 3%，但目前还没有任何一种储能技术在各方面领先，技术指标 年 9 月，国网江苏省电力公司《客户侧储能系统的并网管理规定》： | 32 | 基于园区增量配电网的综合能源服务业态研究 管理规定对象为用户内部配电网平衡消纳，并通过物理储能，电化学、电池或电池 能量储存介质进行可循环的电能储存、转换、以及释放的设备系统。 本规定仅适用于 35 千伏及以下电压等级接入，储能功率 20 兆瓦以下的客户侧储能 系统。 2）关键点 2：可以以