储能能源“不可能三角”的破局之道

储能是解开不可能三的钥匙能源转型初期，“不可能三角”矛盾持续激化在能源领域，我们常说能源存在不可能三角（即：低碳清洁、供给充足、成本低廉不可兼得。具体来看，我们在过去面对的是传统经济，低廉的传统能源供应充足，但需要舍弃低碳清洁；我们当下正处于转型经济，加速低碳转型，但是供应安全和成本低廉接连遭受挑（如近几年的限电频发21年的电价上浮；未来经济是什么样子的？我们将采用低碳清洁的新能源作为发电的主要载体，以储能、特高压确保能源的供应安全，但是系统成本的提升是历史的必然因此能源“不可能三”的归宿是牺牲成本，保证低碳和供应。2021年，我国能源消费结构中洁能源占比约16.6%（风光水核为主，按照双碳目标在2030和2060年这一比重应分别到25和80%以上这种历史性变革带来的投资机遇值得投资者长期重视。一方面，老能源在长期低资本开支下，产能释放接近极限，同时国内稳增长叠加全球能源困局加剧我国保供压力；另一方面，能源转型带来了新能源巨大的发展空间，而能源供应问题给新能源建设方向提供了新的指引因此能源转型初期新老能源的景气共振持续性将远超市场预期。图1：我国2021年能源结构一览1.11.12.02.53.57.48.956.018.5煤炭 原油 天然气 水电 核电 风电 太阳能 生物质能、热能in，核心矛盾已转向“供应安全，电力闯关远未结束双目标的提出让市场对于新老能源转换的节奏有一个不切实际的预期，市场认为：老能源在近几年内就会实现需求达峰，然后开始逐步被新能源取代。实际情况是，从碳中和元年2021年开始，虽然新能源建设持续加码，但是老能源的需求并没有受到影响，反而极端天气和地缘局势让我们再次意识到老能源作为能源安全支柱的重要性。再次正视双碳目标我们的看法是老能源退出要慢新能源建设要快保供是碳达峰之前的第一要义。碳达峰有两个明确的量化指—2025年和2030年清洁能源占比分别达到20%和25%，根据我们测算在2025年之前老能源的需求不会退坡，其中：煤炭29.3→30.3亿吨标煤、原油.7→10.2亿吨标煤、天然4.7→57亿吨标煤在2025~200年间预计煤炭和原油有望实现需求达峰并缓步退坡。需要注意的是，全球能源贸易格局重塑带来的能源价格中枢上移将对我国油气进口带来制约，因此煤炭的需求可能会进一步提升，我们认为能源保供是碳达峰之前的第一要义。图2：老能源退出要慢，新能源建设要快，保供是碳达峰之前的第一要义（亿标准）706050403020100200年 201年 201年 202年 202年 203年原煤 原油 天然气 水电 核电 风电 太阳能 生物能in，，2025和2030年为预测值储能是未来电力系统的核心，给新能源插上翅膀时空错配、起步伊始，风光电出力尚未成气候。风光电的问题在于两个方面：其一，虽然增长幅度快，但由于未具规模，因此对于发电侧的贡献尚且不足，因此我们看到近几年虽然用电增速维持在5%附近但是风光电的增速贡献仅1%左右；其二，由于在时间和空间两个维度受限，导致实际出力与装机量不成比例，相应的，我们看到2021年风光累计装机占比已经达到26%，而发电量占比仅10%。图3：2021年风光累计装机占比已经达到26%，而发电量占比仅10%68.654.6未具规68.654.6未具规，出不足时空错，出受限16.316.513.88.012.92.24.92.2火电水电风电太阳能核电706050403020100发电占比 装机量占比in，安全考量推动核电“有序发展气候问题导致水电稳定性受限近十年水电和核电的新增装机占比相对稳定没有明显增长主要是两个方面的考虑对于核电，由于存在放射性废料，因此存在一定的政治风险，政府在加强监管的同时推动其有发展，近五年的装机年均增速-13.9%；对于水电，由于其极强的季节性特征，因此比较依赖气候因素，稳定性常常遭受挑战，近两年的局部限电都与来水不足有关。因此，在未来的新型电力体系框架下，这两类电能被定位为风光电的补充和调峰。图4：近十年水电和核电的新增装机占比相对稳定，没有明显增长6.96.9发电新设备量构成.33.2.32.01.01.1.3561902火电水电核电风电太阳能191.02.899246050403020100201年 201年 202年in，风光电的另一个问题在于季节性的供需错配。由于居民、三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高、二产在年底由于赶工迎来用电旺季，导致用电侧存在明显的季节性特征；相应的，未来如果以风光作为我国电力体系的核心，那么季节性供需错配将成为常态（风电在用电高峰夏季出力相对较弱，太阳能在冬季出力有所不足）。因此能源多样性的战略意义凸显，为了弥补风电的季节性缺口，水电需要承担夏季调峰的重任；为了平滑太阳能的冬季出力不足，火电（气电为、核电等主要能源也需搭把手。未来的电力体系运作方式应当如下：核电是优先级最高的电源，年均工作7802个小时，基本实现满发，但受限于安全性，无法实现大幅扩张，因此可作为电力系统中先锋队；风光水电都存在稳定性不足的问题，需要配置储能、特高压等新基建来保驾护航，同时相互之间存在季节性互补的特点，这三大能源应成为我国未来电力体系的核心（其中水电是夏季调峰的核心；火电是我国能源安全的底线，碳达峰之前核心地位无法动摇；往2060年去看，随着储能技术逐步完善，煤电将逐步退出，相对清洁的气电、燃氢将成为冬季调峰的主要手段。图5：用电旺季主要集中在夏季、8月）和冬季12、1月）(亿千瓦时) 全社会电量当月值900800700600500400300月 月 月 月 月 月 月 月 月1月1月1月 21年

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季节性均值in，图6：风电在用电高峰夏季出力相对较弱(亿千瓦时) 发电量风电:月值7006005004003002001001月 月 月 月 月 月 月 月 1月 1月 1月 21年 21年 22年 22年 季节性in，图7：太阳能在用电高峰冬季出力相对较弱(亿千瓦时) 发电太阳能当月值2001001001001001008.06.04.01月 月 月 月 月 月 月 月 1月 1月 1月 21年 21年 22年 22年 季节性in，图8：我国电源出力情况一览7,824,483,622,227,824,483,622,221,148006004002000火电 水

核电 风

太阳能发电设备平均利用小时数in，储能产业链析：规扩张下盈利格优化装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升国内大储发展迅猛，装机容量快速增加根据S，截止2021年底，全国累计储能装机规模达到46.1同比增长29.4%其中新型储能装机.3比增长56.4%新型储能中90%为电化学储能装机功率.6同比增长77.9%。2021年中国新增储能装机10.5，同比增长228.1%2017-2021年中国新增储能装机年均复合增长率高达65.7%据储能与电力市场22年国内储能新增投运量超12h；据S，22年国内新型储能新增投装机6.21/14.32h。储能行业整体装机规模持续高景气。同时以电化学储能为代表的新型储能技术高速发展，推动新型储能在整体储能装机规模中占比逐渐提升。图9：2017-2021年全国储能装机规模持续增加 图10：2011年新增储能中新型储能占比逐步提升资料来源：CNA， 资料来源：CNA，展望未来新增储能装机规模预计保持快速攀升据SA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50G，其中电化学储能累计装机将达到40G2025年后预计可再生能源发电年装机增量将保持在100电化学储能的年装机增量将保持在12-15，预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约10。国内双碳目标下可再生能源的快速增长，将助推储能行业蓬勃发展。图1：国内电化学储能装机规模有望快速增(单位W)CS，储能企业百家争鸣，储能业务多元化布局众多企业纷纷布局储能行业尤其是电池与电力设备公司储能电池脱胎于动力电池且产线有一定通用性动力电池企业有发力储能电池的天然优势其中2021年宁德时代排名全球储能电池市场出货量第一。电力设备企业大多从储能变流器等电力部件供应做起具备天然的渠道与技术优势并陆续转型储能系统集成商，其中代表性企业有电工时代、阳光电源、科华数据等。图12：中国储能技术提供商201年度全球市场储能电池出货量排行(单位：Wh)

图13：中国储能系统集成商201年度国内市场储能系统出货量排行(单位Wh) 资料来源：CNA， 资料来源：CNA，储能企业加快产能布局电芯产能进入规模化增长阶段电池厂商纷纷扩建电池生产基地，其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较大，预计22-24年新开工产线分别为342h218.5h12h95h95h24h8h,合计开工产线对应产能894.5h。电池行扩产潮预计仍将继续，以满足日益增长企业生产基地储能电芯产线规划2022E2023E2024E合计宁德时代江苏溧/厦门/青海企业生产基地储能电芯产线规划2022E2023E2024E合计宁德时代江苏溧/厦门/青海/肇/贵/江西宜/山东济/河南洛阳基地10514097342亿纬锂能湖北荆门/云南曲靖/云南玉/四川成/辽宁沈阳/南通启东基地68.56585218.5瑞浦兰钧浙江温/佛山南/浙江嘉善基地422545112海辰储能福建厦/重庆铜梁基地15552595欣旺达义/枣/德阳什邡基地653095鹏辉能源广州番/广东珠/河南驻马店/浙江衢州/广西柳州基地109524海基新能源江苏无锡基地4228合计244.5361289894.5资料来源：公司公告，储能业务呈现多元化布局态势系统集成成为企业新的业绩增长点储能行业的迅速发展吸引了其他类型企业纷纷切入储能赛道其中包括阳光电源科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业，这些企业利用现有技术优势生产储能变流器、储系统集成产线等，以上企业规划产能分别约1515、12h、6h55Gh、3.9h。其他企业，包括海博思创、天合储能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。新能源行业的快速发展带动储能需求的急剧增长，部分非传统储能企业抓住行业机遇，承担储能系统集成商等角色，有望推动储能业务高质量多元化发展。企业生产基地产品合计规划产能投产时间阳光电源企业生产基地产品合计规划产能投产时间阳光电源合肥PS15W2024年科华数能张北工厂储能系统集成15W-智光电气广州市南沙区储能系统集成产线1.2/1.5/.3Wh现/2022年/后续规划远景能源合浦智慧储能制造基地储能电池1/2h2023年4月/后续襄州零碳产业园项目储能电池装备3h2023年8月底上能电气惠山工业转型集聚区储能变流器氢能变换系统5W2024年6月融和元储苏州融储科技有限公司储能电池PK2/3h2022年11月/后续盛弘股份苏州储能设备（工商业和电网侧）5W-奇点能源华北能量块制造生产基地储能系统5/10h2022年/2024年金盘科技桂林/武汉数字化工厂储能系列产品1.2/2.7h2022年/2023年新能易事特扬州储能和电池系统1W-锦浪科技宁波储能逆变器11万台-新风光山东省汶上县经济开发区 高中低压PS装置年产900台2024年宝丰集团银川苏银产业园 电池及储能集装系统200h-其他有扩产计划的企业 海博思创、天合储能资料来源：公司公告，商业模式日渐完善，盈利空间逐渐打开目前国内大储商业模式基本成型但当下盈利能力尚不突出具体而言国内大储以独立（共享）储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动。国家积极出台政策发力储能建设，从建设方向、配置比例、商业模式等多方面对我国储能发展提供支撑，开启了储能应用的良好开端，并有望催生出多种相关应用的盈利模式。收益来源类型 具体内容表收益来源类型 具体内容容量租赁费用 将容量租赁给新能源场站，获取租金电力现货市场 参与电力现货市场，进行高低价差套利电力辅助服务 提供调峰调频等辅助服务，获取收益容量补偿电价 探索建立针对储能电站的容量电价机制资料来源：在政策与并网进度的推进下，未来容量租赁的比例有望逐渐提高。国家发改、能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中鼓励探索建设共享储能，发展容量租赁。各省份也积极出台相关政策推动独立储能容量租赁。另外，独立储能相较新能源场站自配储能电站，规模更大，接入电压等级更高，便于电网统一调控与考核，具备系统性、全局性优势。因此，并网进度的推进也为独立储能的容量租赁提供了巨大的需求。表4:各省市出台政策鼓励与引导容量租赁省份政策名称发布时间政策要求河南《河南省“十四五新型储能实施方案的通知》20224242022821租赁费每年260（4月份）200（8月份）元/kh《诸暨市整市推进分布式浙江鼓励租赁共享储能20228鼓励租赁共享储能2022830《关于印发合肥“十四五”能源高质量发展规划的知》安徽

022610

允许新型储能设施投资企业按市场化运营方式向光伏投企业租售储能容量《胶州市整市分布式光伏发工作指导意见》山东 《关于促进我省新型储能范项目健康发展的若干措施》

2022829 鼓励配置或租赁≥15%*2h储能202291 全国首个支持政策，创新容量租赁机制海南 《把碳达峰碳中和建设工作 20221031 在关键电网节点及周边支持企业投资建设运营独立共享储纳入儋州市经济社会发展体布局的意见建议》

能设施，并积极推动风电、光伏发电项目优先租赁共享能设施资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间207年我国选取了广东浙等8个省份启动电力现货市场建设试点工作2021年我国新增了上海江苏等6个试点省份将试点省份总量扩大到了14个；2022年，江西能源局发布《江西省能源局关于加快推动电力现货市场建设工作的通知，拟将江西设立为第15个电力现货市场建设省份，未来参与的地区有望逐步扩展至全国。同时，参与电力现货市场的电量逐年增加、交易电量占比逐提升，有望进一步扩大储能电站的收入来源。图14：电力现货试点工作进程有序推进资料来源：国家发改委，国家能源局，调峰调频黑启动等电力辅助服务政策持续推进电力辅助服务为独立储能系统带来额外利润2021年12月21国家能源局印发《电力辅助服务管理办法，推动构建新型电力系统，规范电力辅助管理，深化电力辅助服务市场机制建设容量补偿电价政策持续推出能够保障新型储能收入稳定，进一步推动新型储能行业发展目前针对抽水蓄能国家已经出台了较为完善的容量电价机制。同时，对于发展空间更大的新型储能，国家也在不断参考抽水蓄能建立适用新型省份政策名称发布时间政策要求山东《关于电力现货市场容量补偿电有关事项的通知》省份政策名称发布时间政策要求山东《关于电力现货市场容量补偿电有关事项的通知》2022328山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取电价标准暂定为每千瓦时0.0991（税）《2022年全省迎峰度夏有序用电案》202267参与需求响应可按3档分别获得不同的容量补偿和能量补偿其中容量补偿分别为不超过2元(k月)3元(k月)4元(k月)《关于进一步做好2022年下半山东省电力市场结算试运行工作关事项的通知》2022630容量补偿电价按照基准价(99.1元Mh，下同)乘以谷系数K1(K1值0-50%)收取；在发电能力紧张的时段，容量补电价按照基准价乘以峰系数K2(K2取值150%-200%)收取《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》202291补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行明确明确了2023年不同季节同类补偿分时峰谷系数K1K2取值及《关于发布2023年容量补偿分时 执行时段由于容量电价带来的电价差将达到0.18829元kh20221116峰谷系数及执行时段的公告》 （0.0991*2.0-0.0991*0.1结合峰谷时段如配置2小时的储能系统，将能最大容量利用尖峰深谷价差《关于建立新能源开新疆发管理工作机制的通知》

202274

鼓励新型储能参与电力市场，探索建立电网侧独立储能电站容量电价、电源侧电力辅助服务补偿等新型储能价格机制容量补偿费用在容量补偿费用在“在调峰能力未降至额定容量50%以下的火《甘肃省电力辅助服务市场运营暂甘肃 2022920 电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机组新能源电场行规则》水电厂、市场化电力用户”之间进行分摊《深圳市关于促进绿色低碳产业高广东 质量发展的若干措施（征求意稿》

20221028

装机规模1MW以上的电化学储能项目按照实际放电量给最高0.2元kWh的支持，每个项目支持期限3年，资助总额最高300万元按储能电站的实际放电量给按储能电站的实际放电量给予储能电站运营主体0.3元2022117kh的奖励，单个企业年度奖励额度不超过300万元《长沙市人民政府办公厅关于支持先进储能材料产业做大做强的实意见》湖南《青海电力现货市场容量补偿实青海细则》

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对直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风电、光伏）场站和储能电站提供容量补偿资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，锂电池供需结构有望边际改善推动储能系统成本下降在储能系统的成本结构中电池占比高达60%锂电池的成本变动对储能系统的成本产生巨大影响根据国内锂电池企业的扩产计划23年锂电池企业预计建成约200h的产线未来三年预计实现约1800h的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。图15：电池在储能电站成本结构中地位显著 图16：锂电池企业产线产能持续增加（Wh）资料来源：阳光电源公告， 资料来源：起点锂电，各公司公告，据测算，在投资成本、容量补偿费用、容量租赁费用、上网电价、充电电价等项中投资成本变化对IR波动的影响最大投资成本变化10%IR波动约26%。因此由供需结构的变化带来的电池价格降低有望对储能电站IR带来积极的影响。表6：储能电站IR随投资成本波动更大项目投资成本容量补费用容量租费用上网价充电电价-10%+10%-10%+10%-10%+10%10%+10%-10%+10%R波动+24.7%-26.8%-4.7%+4.7%-12.1%+11.9%-16.6%+17.4%+2.8%-2.9%资料来源：图17：投资成本变化10%，R波动约26%in，技术前景：享与锂齐飞，控系统效护航共享储能是未来国内大储的主要商业模式以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向共享储能与独立储能是从两个不同的角度对不依附于新能源电站而存在的储能电站的表述。独立储能电站是以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度；共享储能是指由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式。根据SA数据统计，2022年10月新增独立储能项目7.61（备/在/运行，功率规模占总新增储能项目规模72%，而强配储能项目仅占25%。共享储能已成为国内大储的主体。图18：共享储能商业模式更加多元化数据来源：青海省电力公司，图19：2022年10月新增共享储能项目7.61WCNS，共享储能模式减少了新能源场站储能开支，有利于维持I。根据我们的测算，假设一个年利用小时数1600小时，弃光率5的100W光伏电站；以4.2元/W计算光伏侧成本，不配储能时IR为6.88%。若按10%-2h配建电化学储能，按1.5元/h计算储能侧成本则光+配的IR下降至.74%以100元/kh/年的价格向独立储能电站租赁相同的容量，可将IR维持在6.71%。我对IR与不同伏配储的储能侧成本以及储能租赁价格进行了灵敏度分析，结果表明在储能租赁费用为100元/(kh·)的条件下，光伏配储储能的成本只有低至.8元/h的情况下IR会高于共享储能的模式共享储能模式相较强配储能更具有经济性。表7：光伏租赁储能容量可将R维持在671%项目光伏无储能光伏+配储光伏+共享储能光伏容量100MW年利用小时数1600上网电价0.37元光伏侧成本4.2元储能功率容量/10M20Mh10M20Mh储能侧成本/1.5元/容量租赁成本//100元kh年6.88%5.74%6.71%资料来源：（光伏计算依据地区：第一资源区；弃光率：5%；折旧年限20年折旧率4.75%运维成本0.07元/h配储计算折旧率4.75%配储方式锂离电池储能；放电深度：80%）表8:新能源配储的储能成本为.4元/Wh时IR相较共享储能租赁成本为1000.81储能成本（元h）1.2 1.41.61.8元/(0.81储能成本（元h）1.2 1.41.61.81000.08%-0.23%-0.53%-0.82%-1.11%-1.39%100.22%-0.09%-0.39%-0.68%-0.97%-1.25%储能租赁1200.36%0.05%-0.25%-0.54%-0.83%-1.11%（元kh年）1300.50%0.19%-0.11%-0.40%-0.69%-0.97%1400.64%0.33%0.03%-0.26%-0.55%-0.83%1500.78%0.47%0.17%-0.12%-0.41%-0.69%资料来源：（计算依据同表7）锂离子电池将是国内大储的主要载体抽水蓄能与电化学储能是国内主要的储能技术电化学储能发展迅猛现有储能技术路线包括物理储（抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能电化学储（锂离子电池铅碳电池液流电池钠硫电池电磁储（超级电容超导储能、相变储（熔融盐储热高温相变储热氢储能根据SA数据统计截止2021年底，中国储能项目累计装机规模达46.1，其中抽水蓄能占比8.3%，电化学储能占比12.1%，合计占比9.4%。虽然抽水蓄能技术成熟，但其受地理资源条件制约，并且能量密度较低，发展空间有限；而电化学储能，尤其是锂离子电池储能具有寿命长，能量密度高，效率高等优点。根据SA数据，2017年至2021年，中国电化学储能装机由0.39W增长至.582022年10月电化学储能项目新增10（备案/在/运行。电化学储能发展前景广阔。图20：2021年中国抽水蓄+电化学储能占98.4% 图21：中国电化学储能装机速增长资料来源：CNA， 资料来源：CNA，锂离子电池储能或将是国内大储的主要载体对于储能行业发展最成熟的模式发展最快，这是下游盈利的压力及对储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的国内的锂离子电池储能已有较大的规模根据SA数据2022年10月，国内锂离子电池储能项目新增9.66（备/在/运行，功率规模占电化学储能的96.6%。锂离子电池已成为国内最主要的电化学储能技术。根据北极星储能网报道，国内备案的单体最大的锂离子电池项目为中核汇能（山西）能源有限公司在山西灵石经济技术开发区规划的400/800h共享储能项目；而最大的钠离子电池储能项目为三峡能源安徽阜阳南部风光储基地300/600h储能项目，其中钠离子电池规模30/60Mh；而全球最大的液流电池储能项目，大连融科的全钒液流电池项目一期100/400h于10月31正式并网。锂离子电池储能单体规模及总规模已远超钠离子电池及液流电池储能。根据彭博新能源经（NF）预测，2030年锂离子电池储能电站成本有望降低至170S/kh同时2028-2030年锂离子电池循环次数有望达到1500次锂电池储能的降本增效将使得锂离子电池发展进入快车道，未来将成为国内大储的主要载体。图22:2022年10月新增锂离子电池储能项目9.66W资料来源：CNA，图23:2022年10月锂离子电池储能新增功率占总新增电化学储能项目96.6%资料来源：CNA，图24:2030年锂离子储能电站成本有望下降至170S/kWh资料来源：BNF，温度影响储能安全，温控系统重要性凸显储能电池舱分布密集存在电池热失控安全风险目前我国电化学储能电站建设形式主要采用预制舱式锂离子电池，可分为电池单体、模组、电池簇和电池舱四个层次，一定数量的电池单体可通过排列集成为一个电池模组，多个电池模组可经过电气连接构成电池簇，多个电池簇与变流器等设备共同组成电池舱。大型储能系统一般电池数量较多，电池单体可高达数万个，且排列较为密集，单个储能舱容量可达0.5-2h。储能舱电池密集分布的特点存在一定的安全风险，若电池单体因故障发生热失控反应，则可能导致周围电池发生连锁热失控。图25：储能电池舱分布较为密集，存在电池安全风险《锂离子电池储能电站早期安全预警及防护》温度环境过高或过低为储能电站事故重要诱因储能电站安全事故诱因主要包括运行环境、外部激源、电池本体、管理系统等方面。其中运行环境管理不足可能由于散热不足导致过热，水分、粉尘等导致接触电阻增大及绝缘性能下降等；外部激源包括绝缘失效造成的电流冲击及短路等问题；电池本体缺陷可能存在制造过程中产生的毛刺颗粒等瑕疵，电池使用时间过长老化等，或导致电池过充、过放、过热、短路等问题；管理系统缺陷主要为储能系统安全状态监测及预警系统不完善等。图26：温度控制等运行环境管理不足为储能电站事故重要诱因低温环境高温环境低温环境高温环境水分、事故诱因低温充电散热不足

外部激源外部短外部短电冲击热冲击欧姆热等

电池本体制造瑕制造瑕电池老不一致性、毛刺粒、产热增加等

管理系统BMS/PCSBMS/PCSEMS异常管理体缺陷系统缺陷过放过充内短路过放过充内短路过热过电流内部演化 外部表现膜解PE膜解PE膜熔化负极与解液正极与解液电池膨或裂开防爆阀开释气烟气着或爆炸《锂离子电池储能电站早期安全预警及防护，温度影响电池寿命容量及稳定性温度控制系