化学储能

发展实施方案! 十三五以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，新能源+储能、常规火电

过渡，实现了实质性进步。电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展

一天的用电量，成为佛山市用户端目前最大型的超级充电宝。 项目规模达9.5MW/19.14MWh，总占地850平方米，是能源投资公司投资建成的广东功率最大的用户侧电化学储能项目(磷酸铁锂)，也是

600 万千瓦。积极开展以集中共享式电化学储能为重点的新型储能示范应用，提升电力系统灵活调节能力，2023 年底前建成投产电化学储能容量不低于 150 万千瓦/300 万千瓦时。 三、主要任务

，机组电-电转换目标效率70%;项目投运后年发电量约为10亿千瓦时。 中国能建将以此项目为契机，发挥产业链链长优势，大规模建设300兆瓦级压缩空气储能电站。构建以盐穴储能、抽水蓄能为支撑，电化学储能

20%，占用盟市保障性消纳空间。 5.自建购买储能或调峰能力配建新能源项目。有新增消纳空间的项目，可以采用自建、购买储能或调峰能力配建新能源项目。通过新增抽水蓄能、化学储能、空气储能、气电、光热电站

能力配建新能源项目。通过新增抽水蓄能、化学储能、空气储能、气电、光热电站等储能或调峰能力，多渠道增加可再生能源并网规模。新增负荷年用电量应不低于对应新能源项目年发电量的80%，剩余新能源发电量占用盟市

月底全容量并网，全程历时三个月，项目建设期间，电工时代始终坚持四个一流储能示范项目标准，全力推进电化学储能项目精品工程建设，经过两个月的并网调峰运行，各项运行指标平稳。该项目可实现顶峰发电、迎峰发电，能

事实上的合理推断吗?本着科学的态度，我们需要打个大大的问号。 根据相关统计数据，2010年电化学储能的综合度电成本为3.7元/kWh，2020年下降为0.4元/kWh(行业内基本认可0.5～0.6元
。以上数据仅限于符合电化学储能物理特性的日内短周期储能成本计算。在超过日间的长周期储能，如周、月、季等，其成本将会呈指数级的上升，没有优势可言。 目前，各类储能技术包括机械类储能(抽水蓄能、压缩空气

2022年1月26日，广州汇宁时代新能源发展有限公司完成了与中广核电力销售有限公司合作投资的汇宁时代江门(台山)核储互补电化学储能电站项目备案。项目规模为1.3GW/2.6GWh ，总投资约60
亿元，计划2022年10月正式开工建设，2023年10月投产。 该项目已纳入2022年广东省重点建设项目计划，建成后将是全球单体最大的电化学储能电站。可为粤西南地区电力系统提供灵活性资源，增强核电