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储能，是碳中和时代的必然选择。

储能的核心是实现能量在时间和空间上的移动，本质上是让能量更加可控。储能的应用可以让分布式的发电源更加“优质”，让整个电力系统更加灵活。

通过对各类发电方式的本质进行归类，可以发现：

（1）火电、核电、生物质发电天然就有相应的介质进行能量的存储，并且介质适宜进行贮存和运输，即本身就配置了储能功能。

（2）对于水力发电、风力发电、光热发电、光伏发电而言，发电的能量来源是瞬时的、不可贮存和转运的。相应地，如果我们想让这些能源更加可控，必须人为的添加储能装置。可以理解为，储能装置的添加，会使得水力、风力、光伏、光热成为更理想可控的发电形式。

储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线。

（1）机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能；

（2）储热主要为熔盐储热；

（3）化学储能包括锂离子电池储能、钠离子电池储能以及液流电池储能。

（1）抽水蓄能

抽水蓄能最早实现大规模商业化。截至年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模为36.39GW，中国抽水蓄能电站总规模占全球的比例，从年的17%提升至年的28%。从单个电站规模来看，目前国内最大的为惠州与广州的抽水蓄能电站，规模均为2.4GW。

抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。抽水蓄能是机械储能的一种：在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电，综合效率在70%到85%之间。

优势：当前最成熟的储能技术，度电成本最低。

劣势1：地理资源约束明显，远期来看无法足量的满足储能需求。它对于地理因素的要求较高，一般来说只能建造在山与丘陵存在的地方，上下水库要求存在于较近的距离内，并有着较高的高度差。

劣势2：初始投资成本高、开发建设时间长，在风光建设超预期的时候，储能资源无法及时匹配。抽水蓄能电站的建造成本较高、开发周期约7年。一个万千瓦的电站通常需要60-80亿元的投资。

产业链：在抽水蓄能电站的建设中，涉及的主要公司为投资商、承包商、设备商。

（1）在投资运营环节：国网、南网为主要投资运营企业。截至年底，国网在运和在建抽水蓄能规模分别为万千瓦、万千瓦，占比分别为64.6%、74.4%，在抽水蓄能开发建设和运营市场中处于领导地位。

（2）在承包环节：中国电建份额占比最高。抽水蓄能项目主要采用EPC模式，由中国电建等建筑商规划设计，承担建设项目。根据中国电建年5月公告，公司在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。

（3）在具体建设过程中，涉及上市公司的主要为设备环节：行业竞争格局长期较为稳固，主要参与公司有三家，“两大一小”，“两大”为哈尔滨电气、东方电气，“一小”为浙富控股。

（2）压缩空气储能

自从年StalLaval提出利用地下洞穴实现压缩空气储能以来，国内外对压缩空气储能系统的研究和开发十分活跃。

压缩空气储能系统是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电。传统压缩空气储能技术原理脱胎于燃气轮机，其工作流程为：压缩、储存、加热、膨胀、冷却。

当前压缩空气技术以中温蓄热式压缩空气储能为主。中温技术将压缩空气加热到-℃，温度越高，转换效率就越高，最新压缩空气储能的电转换效率可以达到60-70%。但高温对压缩机等设备材料的要求更高，当前产业化方向以中温为主。

优势1：随着技术的进步，可以通过储气罐的形式存储压缩气体，从而摆脱了地理约束，可以大规模上量。传统的压缩空气储能需要借助特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，从而大大限制了压缩空气储能系统的应用范围。当前随着技术的进步，可以通过建设大型储气罐来进行存储。

优势2：单位成本相对较低。设备成本占系统成本的大部分，存在着随着大规模应用快速降本的可能。

劣势：整个系统的效率相对来说仍在较低的水平。当前涉及运行的项目效率在50%-70%之间，较成熟的抽水蓄能的76%左右还有一定的差距，这一定程度上影响了整个项目的经济性。

产业链：压缩机、膨胀机为核心部件

压缩机是压缩空气储能系统中最核心的部件之一，其性能对整个系统起决定性影响。大型压缩空气储能电站的压缩机多为轴流与离心压缩机结合机组的结构，压缩机压比需达到40-80，甚至更高。

膨胀机同样是压缩空气储能系统中的核心部件。大型压缩空气储能系统中的膨胀机具有膨胀比大、负荷高等特点，一般采用多级膨胀加中间再热的结构。

以中储国能为代表的中国企业持续推进先进压缩空气储能系统的研究。相较于传统压缩空气储能系统，先进压缩空气储能系统不依赖化石燃料、不使用储气洞穴，具有寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制等优势。中储国能于年底实现并网的张家口MW/MWh先进压缩空气储能系统，设计效率达到了70.4%，单位装机成本降低至-美元/KW。该项目将有效促进我国压缩空气储能技术产业化进程。

（3）锂电池储能

优势1：锂电池储能是当前技术最为成熟、装机规模最大的电化学储能技术。根据中关村储能数据，年锂离子电池占中国新型储能装机量的89.7%，是最具代表性的新型储能技术，目前广泛应用于1-2小时的中短时储能场景中，在4-8小时的储能项目中也有应用。

劣势1：锂离子电池提供功率与贮存能量的装置绑定在一起，在不提升功率，仅提升容量的情况下，电池成本等比例增加。即4小时储能系统的电池成本是1小时储能系统的4倍。而抽水蓄能、压缩空气、液流电池、熔融盐等储能方式，均可以实现功率装置和能量装置的解耦，若单纯增加储能时间，仅需等比例配置贮存能量的装置即可。

劣势2：随着全球电池需求量的迅速增长，锂资源开始面临着资源约束问题。一方面是锂资源的总量分布有限，地壳丰度仅为0.%;另一方面是锂资源的空间分布不均匀，锂矿主要分布在澳洲、南美地区，根据美国地质勘探局年报告，我国锂资源储量仅占全球6%，且开采成本较高，现在的电池生产用锂对外依存度过高。同时，锂资源约束还带来锂资源在动力电池和储能电池间分配的问题。

锂资源的供需紧张也使得年以来，锂资源大幅涨价，锂电池成本持续上升。根据wind数据，与年1月1日价格相比，最高点年3月22日碳酸锂价格上涨%，氢氧化锂价格上涨%。

产业链：发展成熟，电池价值量占比最高

（4）钠离子电池储能

钠离子电池与锂离子电池的工作原理类似，为嵌脱式电池。但无资源约束的储能方式。

优势：与锂资源相比，钠资源储量非常丰富，所以在大规模应用的场景下，钠离子电池没有明显的资源约束。而且，钠离子电池的正极材料、集流体材料的理论成本比锂电更低，在完成产业化降本之后，其初始投资成本有望较锂电更低。

劣势：在电池性能上，由原理所决定的，钠离子电池的循环寿命和储能效率低于锂离子电池。钠离子电池循环寿命提升速度较快，年商业化初期钠离子电池循环寿命在0次左右，年底胡勇胜研究团队研究出了循环寿命达到0次的钠离子电池。但是当前主流的锂离子电池储能，循环寿命更高，年，宁德时代研制出循环寿命超过00次的锂离子电池。

产业链：上中下游发展初具雏形

钠离子电池作为一种新的电池技术路线，产业链包括上游资源企业、中游的电池材料及电芯企业。钠离子电池与锂离子电池最大的区别在于正极材料。目前钠离子电池正极材料主要有钠过渡金属氧化物（如NaMnO2）、钠过渡金属磷酸盐（如Na3V2(PO4)3)、钠过渡金属硫酸盐（如Na2Fe2(SO4)3)、钠过渡金属普鲁士蓝类化合物（如Na2FeFe(CN)6)等几大类。层状金属氧化物是当前比较主流的正极材料。除正负极材料外，钠离子电池的电解液、隔膜、外形封装和相关制

备工艺与锂电池相似，可利用现有锂离子电池产业链，加速产业化发展。

产业化：MWh级钠离子电池储能系统投入运行

钠离子电池商业化进展近年来加快。年7月，宁德时代发布钠离子电池产品，行业龙头正式进入到钠离子电池领域。此外，中科海钠也在近年来先后推出钠离子电池电动自行车、电动汽车和储能电站的示范项目。年6月28日，由中科海钠和中科院物理所联合打造的，全球首套1MWh钠离子电池光储充智能微网系统在山西太原综改区正式投入运行。

（5）液流电池储能

液流电池是一种大规模高效电化学储能装置。区别于其他电池储能装置，液流电池将反应活性物质储存于电解质溶液中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。目前典型液流电池体系包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池、多硫化钠/溴电池等。

优势1：在长时储能中，液流电池最大的优势为输出功率和储能容量可分开设计。通过增加单片电池的数量和电极面积，即可增加液流电池的功率，目前中国商业化示范运行的钒电池的功率已达5MW。通过增加电解液的体积或提高电解液的浓度，即可任意增加液流电池的电量，可达百兆瓦时以上。

优势2：循环寿命长。由于液流电池的正、负极活性物质只分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其它电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池，电池使用寿命长。

劣势：成本问题是当前液流电池最大的劣势。全钒液流电池当前的产业化进程较快，但是面临着钒资源约束的问题；铁铬液流电池没有明显的资源约束问题，但是当前产业化推进相对较慢。

产业链：隔膜、电解液为影响性能的核心材料

液流电池主要由电解液、隔膜、电极材料、泵、功率转换系统等部分组成。电解液是液流电池的核心材料，是整个化学体系中存储能量的介质。在全钒液流电池中，电解液成本占据了储能电池成本的一半以上。

隔膜是影响液流电池性能和成本的又一核心材料。它起着阻隔正极和负极电解液互混，隔绝电子以及传递质子形成电池内电路的作用。因此隔膜应该具备高的氢离子导电能力和高的离子选择性，尽量避免正负极电解液中不同价态的钒离子互混，以减少由此造成的电池容量损失。隔膜还应该具有优良的化学及电化学稳定性、耐腐蚀性、抗氧化性，满足电池长时间运行的要求。而且需要成本低廉，提高产品的市场竞争力，利于大规模商业化推广。良好的化学稳定性，高的比表面积和电催化活性是电极的关键。泵在钒电池中起到输送电解液的作用，需要具有较强的稳定性。

全钒液流电池

根据测算，储能时长为8h的情况下，电解液的价值量占比53%，隔膜的价值量占比19%，石墨毡价值量占比5%，泵价值量占比4%，功率转换系统价值量占比12%。

随着相关示范项目的带动，全钒液流电池成本有望降低，从而在产品技术端推进其商业化进程。年5月，全球最大MW/MWh级全钒液流电池储能电站正式并网，将加速全钒液流电池商业化脚步。

铁铬液流电池

年以来，铁铬液流电池商业化进程逐渐加快。年，中国国家电投集团科学技术研究院有限公司研发的首个31.25KW铁铬液流电池电堆（容和一号）成功下线。年，中国国家电投集团开发的KW/1.5MWh铁铬液流电池在河北省张家口市光储示范项目中正式投产运行，是我国首个百千瓦级的铁铬液流电池储能项目。

（6）熔盐储热

原理：依靠熔盐介质储存热能

熔盐储热通过储热介质的温度变化、相态变化或化学反应，实现热能的储存与释放。储热介质吸收电能、辐射能等能量，储蓄在介质内，当环境温度低于介质温度时，储热介质可将热能释放出来。

熔盐储热是大规模中高温储热的主流技术方向。储热技术可分为显热储热、相变储热和热化学储热三类。目前，显热储热技术成熟度最高、价格较低、应用较为广泛；潜热储热是研究热点；而热化学储热尚未成熟。其中，熔融盐为常用的中高温显热储热介质，具备较宽的液体温度范围，储热温差大、储热密度高，适合大规模中高温储热项目。

优势：熔盐作为储热介质，成本较低，工作状态稳定，储热密度高，储热时间长，适合大规模中高温储热，单机可实现MWh以上的储热容量。

劣势：能量转换方式决定了熔盐储热只有应用在热发电的场景下才会有经济优势。熔盐是通过储存热量的方式来储存能量的，如果需要储存的是电能，那整个流程中需要完成“电能——热能——电能”的转换，效率很低。因此，熔盐储能只能应用在采用热能发电的场景中，作为能量的存储介质，如光热发电、火电厂改造等；或者应用在终端能量需求为热能而非电能的场景，如清洁供热。

（1）光热发电：熔盐储热将储热和传热介质合为一体，简化电站系统组成。作为光热发电的配套储能设施，熔盐储热系统可提高太阳能的利用率，减少功率波动，促进电网稳定输出。

（2）清洁供热：熔盐储热系统的热能利用效率高，可实现余热、废热的回收利用，为工业园区的食品加工、纺织等企业提供稳定持续的蒸汽、热风等高品质热源。

（3）火电厂改造：在火电厂加装熔盐储热设备，可将其改造为储能调峰电站，灵活输出电力，储热可转化成蒸汽为用户供热，提高电厂经济效益。

产业链：光热发电市场促储热产业链成熟

熔盐的主要成分为硝酸钠、硝酸钾盐，是较为常见的化学材料，目前国内熔盐供应和化盐服务较为成熟。同时，熔盐储热系统中还需配备熔盐泵、熔盐罐、蒸汽发生器、保温材料、玻璃等关键设备，以防止熔盐冻堵，因此一次性投资规模较大。经过光热发电配储市场培育，熔盐储热产业链发展较为成熟。若市场需求进一步扩大，产业链投资成本有望下降。

中控德令哈50MW塔式熔融盐太阳能热发电站项目是我国首批投入运行的以熔融盐为传热和储热介质的塔式项目，配备7h级熔盐储热系统，设计年发电量为1.46亿KWh。项目于年3月15日正式开工建设，并于年12月30日并网发电。项目95%以上采用了国产设备，其运行表现良好验证了中国自主研发光热技术的先进性和国产设备的可靠性。

首航高科敦煌MW熔盐塔式光热电站是我国首个百兆瓦级光热发电项目，电站设计年发电量达3.9亿度。该电站由北京首航节能自主设计、投资和建设，是目前全球最高的熔盐塔式光热电站，于年12月28日成功并网投运。它是目前全球聚光规模最大、吸热塔最高、储热罐最大、建设周期最短、可24小时连续发电的兆瓦级熔盐塔式光热电站。

经济性是比较长时储能技术的最佳准绳，主要包括：初始投资成本、储能效率与循环寿命是三大核心因素。

上面部分详细介绍了抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池储能、钠离子电池储能、液流电池储能、熔盐储热六种储能方式。其中，抽水蓄能面临着一定的地理资源约束；锂离子电池储能和全钒液流电池储能面临着一定的矿产资源约束；熔盐储热面临着一定的应用场景制约。

最便宜的长时储能：抽水蓄能、压缩空气、锂离子电池储能

在考虑充电成本情况下，抽水蓄能和压缩空气储能技术最为经济，而锂离子电池储能为现阶段度电成本最低的电化学储能技术，钠离子电池和液流电池度电成本较高。

压缩空气：效率提升至65%时，经济性有望超过抽水蓄能

随储能效率提升，压缩空气储能技术的度电成本将持续下降，有望超过抽水蓄能，成为最经济的大规模储能技术。

锂离子电池：锂价回落后，仍是比较经济的长时储能方案

随产业化进程加速和原材料价格回落，锂离子储能初始投资成本有望逐步下降，将提升其储能经济性。

液流电池：初始投资成本和储能效率是两大掣肘因素

随产业化进程加速，液流电池储能的初始投资成本有望下降，其储能效率逐步上升，将进一步改善液流电池的度电成本。

钠离子电池：极致降本后，可作为比较经济的长时储能方案

随产业化进程加速，钠离子电池储能初始投资成本有望逐步下降，大幅提升其储能经济性。

投资建议：

从需求端：考虑到放量节奏和需求总量两方面因素，不应局限于国内，应放眼全球。考虑到中国制造业会凭借着技术和成本优势在全球范围内占领份额，此时应优选储能设备制造环节。

从供给端：考虑技术和成本两个角度，除了成熟的抽水蓄能与较为成熟的锂离子电池储能之外，其他各类新型长时储能技术中，技术进步相对较快、未来潜在的成本优势相对更优的为压缩空气储能。

（1）锂电：当前海外长时储能的主要选择，宁德时代、阳光电源；比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、星云股份、盛弘股份、科士达、科陆电子、英维克、青鸟消防、国安达；

（2）压缩空气储能：技术进步加快，中储国能（未上市）、陕鼓动力；

（3）钠离子电池：锂资源约束下的对冲技术，宁德时代，华阳股份、中科海钠（未上市）、钠创新能源（未上市）、鼎胜新材、容百科技、当升科技。

（4）液流电池储能：大连融科（未上市）、攀钢钒钛、河钢股份、上海电气、北京普能（未上市）、国网英大。

（5）抽水蓄能：东方电气、哈尔滨电气、中国电建、浙富控股。

（6）熔盐储热：西子洁能。

风险分析：

（1）储能技术成本下降不及预期风险：若储能技术成本下降不及预期，储能行业整体的发展速度将受到较大的影响；

（2）政策支持不及预期风险：当前储能行业的发展中，政策引领的效果显著，若储能行业未来政策支持力度不及预期，整个行业将会受到较大的影响；

（3）新能源装机不及预期风险：新能源装机量的多少决定了对储能的需求量，若新能源装机不及预期，对于储能的需求也会不及预期，影响行业的整体发展。