国内最大钠离子电池储能项目或采用中科海纳电池产品

浩博电池网讯：近日，中国能建安徽院宣布其中标三峡能源安徽阜阳南部风光储基地项目储能系统EPC总承包工程。该项目是目前华东区域最大的电网侧电化学储能项目，也是目前国内最大的钠离子储能电池项目。

10月11日，澎湃新闻从多位业内人士处了解到，该钠离子储能项目使用的钠离子储能电池大概率是中科海纳旗下的电池产品。而中科海纳方面相关负责人亦未对此否认，只是表示目前消息不便公布。

据了解，该储能项目位于安徽省阜阳市阜南县，拟建设300MW/600MWh储能电站，含270MW/540MWh磷酸铁锂电池和30MW/60MWh钠离子电池。电站共设置81套磷酸铁锂储能单元和9套钠离子储能单元。同时电站将配套建设1座220千伏升压站，项目预计2023年6月全部投运。

业内人士分析，此次三峡能源阜阳储能项目使用的钠离子电池，预计是中科海纳在阜阳投建的钠离子产线的量产品。2021年12月23日，中科海钠联手三峡能源、三峡资本，在阜阳市建设5GWh钠离子电池量产线，该项目总投资5.88亿元，分两期建设，一期1GWh产线预计2022年年底正式投产。后续相关方还将推动规划30GWh全球先进钠离子电池规模量产线。

可以看到，在国内钠离子电池的产业化道路上，中科海钠的步伐甚至快过了在2021年发布第一代钠离子电池的宁德时代。据了解，中科海钠科技有限责任公司成立于2017年2月，技术带头人为中国工程院院士陈立泉、中国科学院物理研究所研究员胡勇胜，团队早在2011年开始致力于钠离子电池的技术研发。2017年，中科海钠发布了钠离子电池。目前，公司的钠离子电池目前已应用于电动自行车、电动汽车以及储能电站等不同领域。

去年6月，中科海纳联合华阳新材料科技集团有限公司共同打造并投运了1MWh钠离子电池储能系统，这是全球首套1MWh钠离子电池储能系统。

而就在上月末，中科海纳与山西华阳集团新能股份有限公司的全资孙公司山西华钠芯能科技有限责任公司投建的1GWh钠离子电芯生产线设备安装调试完成，在山西阳泉正式投运。

今年4月，中科海钠完成新一轮融资，本轮投资由华为旗下哈勃投资领投，由聚合资本联合投资，所募资金将主要用于钠离子电池量产产线的搭建。

钠离子电池大规模应用于储能需要量产后降本

储能作为连接上游低碳能源端和下游能源应用端的中间环节，其发展对低碳能源体系建设有重要意义。在人们对性能优良、能够大规模应用的储能方案的寻找中，钠离子电池是最有潜力的选项之一。

据中科海纳公司官网介绍，公司生产的钠离子电池正极材料选用成本低廉的钠铜铁锰氧化物，负极材料选用软碳，目前单体电芯的能量密度达到145Wh/kg，循环寿命约为4500次，工作温度在-40摄氏度至80摄氏度之间。公司计划将钠离子电池的能量密度进一步提升至180-200Wh/kg，同时将循环寿命提高到8000-10000次。

据中科海钠称，在未来实现量产的情况下，公司钠离子电池的材料成本预计为0.26元/Wh，较相同容量的磷酸铁锂电池下降约三成。在电池制造环节，钠离子电池则与磷酸铁锂电池的生产成本相当。

不过，在业内人士看来，未来在储能方面，钠离子电池若要发挥出对锂离子电池的补充甚至替代作用，除了电池本身的能量密度和安全性需要进一步提高外，还需要进一步降低成本。

DEEPTECH的报告指出，成本是钠离子电池的突出优势，但要大规模商业化后才能实现。目前磷酸铁锂的产业链已经成熟，设备折旧的费用已经摊薄，行业平均成本约为0.5元/Wh。目前钠离子电池由于产业尚不成熟，成本优势尚未完全体现。预计钠离子电池的成本在推广期为0.5元/Wh，发展期为0.3—0.5元/Wh，爆发期为0.3元/Wh，各项费用摊薄后，钠离子的成本优势才能够显现出来。

而据光大证券的报告分析，相较于锂离子电池，钠离子电池没有明显的资源约束，在应用于储能电站上，理论上初始成本较锂电池更低。当初始投资成本降低到1.3元/Wh时，其经济性有望超过现在锂价高企的锂离子电池。但若锂离子电池初始投资成本恢复到2021年初（1.2元/Wh），钠离子电池若要具备相对的经济性，其初始投资成本必须下降到1元/Wh以下。

此前中国化学与物理电源协会秘书长刘彦龙在接受记者采访时也称，“目前钠离子电池的实际成本仍然比锂离子电池高，性能还需要通过实际应用进行检验，需要通过产业化发展，快速降低配套材料的制造成本。”

电网侧储能前景可期

此外，值得注意的是，此次招标成功的安徽阜阳钠离子储能项目是应用于电网侧。

根据储能电站位置及作用，储能的应用场景分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能。

电网侧储能能够提升整个电网系统的安全和稳定水平，发挥储能的调频、调压、顶峰、事故备用、黑启动等功能，还可以延缓或替代设备的改造和升级，包括优化电源末端和偏远地区的一些电网薄弱环节。

2021年4月，国家发改委发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场等要求。

据了解，当前我国新型储能布局仍然以电源侧为主，占比约55%，电网侧新型储能占比约三分之一。此外，据业内人士介绍，由于成本疏导等问题，电网对电化学储能的热衷度并不如抽水蓄能。2022年上半年，我国新增并网投运电网侧电化学储能项目4个，新增装机80.3MW/173.6MWh。

不过，在业内看来，未来我国电网侧储能仍然有巨大的增长空间。据中信证券预测，短时的用电负荷变化，以及用电侧规律性的峰谷需求变化影响电网供电质量，需要借助储能调节电网的出力和频率，提高供电稳定性。具体来看，调频方面，国内目前的补偿反馈机制已经成熟，调频站利润率非常可观。调峰方面，随着电价市场化改革的推进与相关政策落地，电力的峰谷价差有望扩大，盈利模式将逐渐成熟。

因此，中信证券预计，到2025年，我国电网侧有望配储超20GWh，对应2022-2025年均复合增长率超过45.1%。