EMC易倍行业新闻︱储能行业深度研究报告：东风将至新型储能其兴可待

　　国内外风电光伏装机量快速提升，有望在未来能源结构中占据重要地位。现阶段，具备规 模化开发的可再生清洁能源主要有水能、风能和太阳能，其中风能，光伏发展空间巨大， 增速较快。根据国家能源局，2021年我国风电和光伏发电占总发电量的比重分别达到7.8% 和 3.9%，风光发电量占总发电量比重首次超过 10%。我们预计，2025 年中国与全球的光 伏装机量将达到 155/600GW，风电装机量将达到 118/188GW。根据 BCG 的预计，至 2030 年我国能源装机中风电光伏的占比将接近一半，此后将在我国能源装机结构中占据愈发重 要地位。

　　光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。光伏、风电等新能源具有波动性、 间歇性与随机性等特性，风电出力日内波动幅度最高可达 80%，出力高峰出现在凌晨前后， 午后到最低点，“逆负荷”特性更明显，光伏日内波动幅度 100%，峰谷特性鲜明，正午 达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0，此外光伏易受天气影响，天 气阴晴对光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一 定随机性。正是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度，因此二者均属 于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、 不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。

　　储能是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要支撑技术。目前电力系统是发输配用的单向平 衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在新 一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发 电稳定性成为关键性问题。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将 成为其关键支撑技术。储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促进可再生能源 消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，助力早日实现“双碳”目标。

　　储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求 场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑 电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪 出力计EMC易倍划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布上看，根据 CNESA，2022 年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大，达到 512.8MW，占据 新型储能一半以上的市场份额，而网侧项目中有 60%以上的份额是来自独立储能。

　　储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频 等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益， 跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项目也更容易获取 新能源建设并网的指标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰 补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。

　　促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。根据电 规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、 浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替 代输变电工程投资为主。结合电力系统需求，电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局 性功能，但是目前仍缺乏明确定位。

　　电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧 新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件， 因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向， 电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、 替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四类应用场景，“十四 五”全国电网侧新型储能总需求规模约 5500 万千瓦，时长 2~4 小时。应用场景以支撑电 力保供、提升地区电力系统调节能力为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。

　　储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、 提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策框架下，用户侧储能电站的收益主要 来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务 市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包 括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。

　　储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自 2017 年国家能源局出台《关 于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总 体要求、重点任务和保障措施后，国内各类储能政策相继出台。2021 年 7 月，国家发改委发 布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出至 2025 年，新型储能从商业化初期向规 模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。同月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》， 明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不低于 3:1。2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径 与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。

　　近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据 CNESA，全球 2021 年新增 装机量为 18.3GW，同比增长 181.30%，截至 2021 年底全球已投运储能项目的累计装机 量达 209.4GW，同比增长 9.58%。中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中 国 2021 年新增装机量为 7.7GW，同比增长 140.63%，截至 2021 年底中国的累计装机量 达到 43.3GW，同比增长 21.63%。2022 年前三季度我国新增储能装机 7.0GW，截至 2022 年 9 月底中国已投运电力储能项目累计装机规模 50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%， 我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有 大幅提升。

　　抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在新型储能中占比最高。全球范围内，截至 2021 年底，抽水储能占比 86.2%，同比下降 4.1%，但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能 方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至 13.9%，其中绝大部分为锂离子电池。国内方面，截至 2022 年 9 月，抽水蓄能累计装机占比持续走低之后，开始有所回升，比 去年底上升了 0.2 个百分点，仍居主导地位。2022 年前三季度新型储能（含熔融盐储能） 新增装机 933.8MW/1911.0MWh，累计装机规模 7.24GW，锂电池装机仍占据最大比重。此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到 0.30%。

　　2021 年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据 CNESA 的数据， 2021 年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比 34%、22%、 24%，美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的 80%。

　　22 年我国储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。2022 年以来我国储能市场招投标活跃， 市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2022 年 10 月国内储能中标量达到 14.65GWh， 环比增长 355.5%，2022 年前 10 月我国储能中标量达到 32.2GWh，充沛的中标量将助力我国 储能行业步入发展快车道。

　　新能源配储有望成为主流发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021 年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至 2022 年 11 月，全国已 有近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式 光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策的省 市地区，新能源配储比例多集中在 10%-15%，主流的储能时长为 2 小时。我们认为，随着未 来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性 的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升，长 时储能领域有望受益。

　　新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与 现货市场盈利等弊端。1）根据今年 11 月中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电 期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情 况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储系数仅为 6.1%， 低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。2）分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分 发挥储能作用，项目缺乏经济性。3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加 了安全隐患。根据中电联，2022 年 1-8 月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。4）最后，还因为新能源储能装机容量小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高， 难以参与现货市场盈利，盈利模式难以拓展。

　　独立共享储能有效提高储能利用率、储能项目收益率以及市场对储能电站投资积极性。独 立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调 度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电 网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而 共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电 网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。独立共享储能 具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益 率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动 资本对储能电站投资积极性。

　　早期电网侧储能试图通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止。在早些时候，电网侧储 能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但 该模式在有效监管机制方面尚不成熟，因此，2019 年出台的《输配电定价成本监审办法》， 以及 2020 年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不能计入输配 电定价成本，此后该模式终止。独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。2022 年 3 月， 南方能源监管局就新版两个细则公开征求意见，文件对独立储能进行了重新定义，独立储 能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳 入电力并网运行及辅助服务管理。6 月 7 日《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调 度运用的通知》官方明确独立储能定义；解决独立储能电价问题，独立储能电站向电网送 电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加行业新闻。2022 年以来，国内多个省 份发布了独立共享储能参与电力市场的相关政策措施。

　　独立储能规划建设提速，在各类型储能项目中的占比不断提升。根据中关村储能产业技术 联盟的数据EMC易倍统计，2021 全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了 17GW/34GWh。进入 2022 年上半年，独立储能电站规划和开发提速。根据储能与电力系统统计，2022 年上半年并网投运的独立储能电站共 2 座（国能江西余干旭坞储能电站、大连液流储能项 目），启动施工建设的项目共 17 个，规模 1.67GW/3.34GWh，进入/完成 EPC 和储能设 备招标的项目共 64 个，规模 7.42GW/14.76GWh。中标量来看，2022 年 10 月独立储能 中标量 3.37GWh，环比提升 81.5%。22 年 1-10 月独立储能与新能源配储中标量分别达 到 12.25/6.45GWh，占中标量的比重分别为 64%/34%（不含集采），独立储能已成为我国 大储发展的主流商业模式。

　　“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为 当前独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如 山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月 度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅 助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh），宁夏为优先 发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证 600 次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次 调频收益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省 AGC 调频的总补偿费 用大致是 4 亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。未来若更多主体加入，市场会出 现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两 种：①新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，②新能源容量租赁+现货市场价差。除 此外各个省还有其他相关收益。

　　容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。根据国家发改委发布的《关 于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，确定了新能源场 站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致 在 300 元/kw·年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的 收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租 赁尚处于发展初期，对于 100MW/200MWh 的储能电站，按 80%容量完成租赁，租赁标 准 300 元/kW·年测算，全年容量租赁约 2400 万元。出租容量的实际使用权：部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂。山东的独立 储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储 能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。与之相异的是，甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权， 租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。即甘肃省的储能电站只能在出租容量与参与辅助 服务之间二选一，而不能同时享有二者收益。

　　调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。储能调峰交易 是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力， 在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、 青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的 储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键EMC易倍。以山东省一个 100MW/200MWh 储能电站为例，独立储能电站调峰补偿 0.2 元/kWh，保证调用时长 1000 小时/年，全年可获得补偿 2000 万元。

　　在电力现货市场中，储能电站作为独立市场主体可赚取发电侧峰谷电价差。储能电站作为 独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预测出力，判断日前市场电价走势，申报 运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市 场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电 时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附 加。

　　独立共享储能市场化容量补偿机制有望逐渐出台。11 月 25 日，国家能源局发布了《电力 现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》。各地要 按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资 建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。目前山东省已出立共享储能 电站容量补偿机制。《关于 2022 年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通 知》指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易， 按月度可用容量给予适当容量补偿费用。根据《2022 年“稳中求进”高质量发展政策清 单（第四批）的通知》，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的 2 倍标准执行， 即为火电的 1/12。

　　各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差 异。根据 7 月山东电力交易中心介绍，山东省一个 100MW/200MWh 的储能电站，目前可 获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计 2000 多万元 的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营（参考三峡能源庆云储能示范项目的运营 经验，该电站全年收益水平达到 6000 万元以上时有一定的经济性）。而在湖南省，以华自 科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量以全部出租，每年容量租赁收入即可达 4480 万元，电力辅助服务假设调用费用为每次 400 元/MWh（含试点项目所获取的峰谷价差收 益），年收益 2640 万元，两项收入合计 7120 万元，项目已经有一定的盈利能力。

　　储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。不同应用场景对储能技术的性能要 求有所不同，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。特别地，根据不同储 能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型（≥4 小时）、能量型（约 1~2 小时）、功 率型（≤30 分钟）和备用型（≥15 分钟）四类。根据储能时长要求的不同进行储能类型 划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景 中发挥独特的性能优势。

　　抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。抽水蓄能电站由两个相互连接且位于不同高度的水库组成。管道将上部和下部水库连 接。在电力负荷低谷期，电动机将电能转化成机械能，通过将水从下部水库通过管道输送 到上部水库，泵将它们转化为势能。在负荷高峰时，储存在上部水库中的水可以通过涡轮 机返回到下部水库，由此从势能产生机械能，并在发电机的帮助下再次产生电能。储存的 能量与水的总质量和上下两蓄水池之间的高度差的乘积成比例。

　　抽水蓄能电站在电力系统中发挥六大基本作用、三大现实作用以及六大需求展望。抽水蓄 能机组凭借迅速而灵敏的开、停机性能，快速灵活的运行特点，在电力系统中发挥六大基 础作用：储能、调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用以及黑启动功能。

　　基于新的时代背景和行业形式，“十四五”以来我国出台了一系列政策文件，指导、支持 抽水蓄能发展。2021 年 4 月 30 日，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成 机制的意见》坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制；2021 年 9月 17 日，国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》表明，到 2025 年， 抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄 能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。

　　国内外抽水蓄能建设速度加快，我国累计装机容量位列世界第一。2020 年以来全球抽水 蓄能电站建设速度加快，根据 CNESA，2021 年累计装机达到 181GW。国内方面，我国 抽水蓄能快速发展，2001 年装机容量仅为 5GW，2021 年我国装机容量达 37GW，我国 的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。对比全球抽水蓄能装机 量新增速度，我国在 2021 年表现优于全球平均水平，呈现巨幅上升趋势。2022 年前三季 度，我国抽水蓄能新增装机6.1GW，超过去年全年的5.2GW，累计装机量已达到43.1GW。

　　截至 2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿千瓦，主要分布于 西部地区，占比约 37%；在建抽水电站规模为 6153 万千瓦。纳入规划的抽水蓄能站点资 源总量中，重点实施项目 4.21 亿千瓦，规划储备项目 3.05 亿千瓦，其中 9792 万千瓦项 目已经实施。

　　2022 年上半年，开工和投产的抽水蓄能项目已达 16 个，总规模 22.4GW，项目的总投资 额超 1370 亿元。2022 年上半年开工的抽蓄项目有 10 个，总规模 14.1GW，主要分别于 浙江、湖南、山西、湖北等地区。全面投产的项目有 6 个，总规模 8.3GW，主要涉及广 东、浙江、吉林等地区。国网新源和南方电网分别有 3.8GW 和 2.4GW 项目投运，此外三 峡集团在浙江的长龙山抽水蓄能电站也已于 6 月并网投运。

　　国外抽水蓄能电站的盈利模式可以分为三种，即一体化内部结算、独立参与市场与租赁模 式。在垂直一体化的电力体制下，抽水蓄能电站由一体化的电力公司所有并统一运营；在 建立了竞争性批发电力市场地区，抽水蓄能电站在产权上已独立于电网，其电力产品通过 相应的市场销售。通过参与现货市场、峰谷套利方式实现的收入约占其全部收入的 30%~40%，参与辅助服务获得的收入占 60%~70%；租赁模式下抽水蓄能电站所有权亦 独立于电网，拥有抽水蓄能电站产权的企业将电站租赁给电网运营管理，抽水蓄能电站的 盈利来源为运营权的让渡价值。

　　目前，我国抽水蓄能价格机制主要包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部 制电价。1）单一电量电价多用于 2004 年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽 蓄电站的上网电价和抽水电价；2）单一容量电价是应用最普遍的机制，其计算出来的电 费被称为“基本电费”，是因占用了用电容量而交纳的电费，电费数额是按变压器的容量 （或运行中的最大需量）来计算的，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的 原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价，租赁费一般由电网企业承担 50%，发电 企业和用户各承担 25%；3）两部制电价在 2014 年被提出，把电价分为容量电价和电量 电价两部分。容量电价主要体现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值， 电量电价反应的是企业的变动成本。

　　基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。通过大型抽水蓄能电站建设实践，基本形 成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业 化发展模式。上游主要为设备供应，包括水轮机、水泵、压缩空气系统、监控系统、发电 机、主变压器、调速系统等；中游主要为建设工程，包括电站建设与电站运营两个部分；下游主要服务于工业、商业以及居民用电，主要起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事 故备用等功能。

　　2021 年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资 5367 元/kW，抽水蓄能电站投资中机 电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。抽水蓄能电站建设条件个体差异明 显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价 随装机规模增加而显著降低。而抽水蓄能电站的投资占比前三位为机电设备及安装工程 （26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。

　　1）上游水轮发电机组：包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨电气、 东方电气和浙富控股。水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转化 为叶轮机械能；发电机是将水轮的机械能转化为电能的装置。目前国内主要生产水轮发电 机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，2021 年三家的水轮发电机组产 量分别为 9.55GW、8.10GW、0.81GW。

　　2）中游规划建设：国内抽水蓄能建设主要采用 EPC 模式。中国电建是国内规模最大、影 响力最强水利水电建设企业，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、 设备安装、工程监理等工作，在抽水蓄能规划设计、抽水蓄能建设市占率分别在 90%、 80%左右。2021 年，中国电建抽水蓄能业务新签合同 202.40 亿元，同比增长 342.90%。

　　3）下游投资运营：主要企业有国网新源、南网双调，国网新源占据领先地位。截至 2021 年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578万kW，占比分别约64.6% 和 74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。中国抽水蓄能的建设企 业主要有中国电建、中国能建所属工程局。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水 蓄能电站部分地下工程建设。

　　完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、 储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分，负责 能量存储；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负 责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程， 进行交直流的变换。储能产业链上游主要包括电池、电池管理系统、能量管理系统以及储 能变流器供应商；中游为系统集成商和安装商，下游主要为终端用户等。根据前瞻产业研 究院，电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的 60%，PCS 构成 20%， EMS 构成 10%，BMS 构成 5%，其他配件构成 5%。

　　在众多电化学储能技术路线中，锂离子电池已经建立了较为健全的产业链。如下图所示， 锂电产业链上游主要为矿产及加工品，包括锂、镍、钴等；中游主要为锂电池制造、电池 系统集成组装等；下游的应用领域主要为储能电池、动力电池、消费电池等。

　　离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作，主要材料包括正极材料、负极材 料、电解液和隔膜四大部分。锂离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。在充放电过程中，锂离子在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电时，锂离子从正极脱嵌， 经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂电池主要材料包括正极材料、 负极材料、电解液和隔膜四大部分，正极材料决定电池的容量、寿命等多方面核心性能， 一般占锂电池总成本高达 40%左右，是锂电池产业链中最重要的环节。

　　储能电芯封装制造与动力电池类似，主要为方形、圆柱和软包三种形式。电池封装工艺的 发展趋势本质是在保证安全性的前提下提升电池能量密度上限。即利用电芯外壳的支撑作 用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳的支撑较弱，因此中期来看 方形和圆柱电池更能适应结构上的创新。比亚迪的刀片电池既是将电芯设计成扁片长条形 状，在安全上保证电芯有足够大的散热面积，同时提高电池包的空间利用率，从而提高能 量密度。目前已经应用于储能系统（BYD Cube）。

　　储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节，通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元 等构成。它的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换控制。在并网条件下，根 据能量管理系统的指令，储能变流器对电池进行充放电以平滑风电、光伏等新能源出力；在离网条件下为负荷提供电压和频率支持。储能变流器通常由 DC/AC 双向变流器、控制 单元等构成，其中，控制单元接收控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电 池进行充放电，实现有功功率和无功功率调节。储能变流器通过接口与电池管理系统连接以获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。储能变流器决定着输出电能的质量和特征，从而很大程度上影响着电池的寿命。储能变流 器主要有并网和离网两种工作模式。在并网模式下，储能变流器可实现电池组与电网之间 的双向能量转换。在负荷低谷期，储能变流器可根据电网调度或本地控制的要求，把电网 的交流电整流成直流电，给电池组充电；在负荷高峰期，储能变流器可把电池组中的直流 电逆变成交流电，反送到电网中。同时，在电能质量不好时，储能变流器还可吸收或提供 有功功率，提供无功补偿等。在离网模式下，储能变流器可根据实际需要与主电网脱开， 给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。

　　BMS：由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用 在于对电池状态进行检测。电池管理系统（Battery Management System，BMS）基本工 作原理为微控制单元采集传感器提供的电流、电压、温度等电池工作参数，分析电池的工 作情况，估算其剩余电量决定是否启动保护电路或进行均衡。典型的 BMS 由硬件电路、 底层软件和应用层软件构成。其中，硬件电路是 BMS 的基础，包括元器件和印制电路板 等；软件系统是 BMS 实现功能的主体和主要附加值所在。BMS 行业目前专注于储能 BMS 开发的厂商比较少，专业 BMS 供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池 BMS 供应商（如三星、、宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能 BMS 产品。

　　EMS：运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施 的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。能量管理系统（Energy Management System，EMS）主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及 系统软件等部分。通过信息采集终端、通信管理机、数据采集器等硬件设备，实现信息信 号的采集、交换和传递。根据 PowerLab，硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不 超过 50%，信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟，在系统软件方 面，由于 EMS 公司需了解电网的运行特点和核心诉求，因此国内储能 EMS 相关公司主 要为国网系公司，如南瑞继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等，此外还有四方股份、 宝光股份等。

　　储能温控系统冷却：主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却四种方式。相较而言，热管冷却和相变冷却的设计更加复杂，成本更高，当前尚未在储能温控方案中实际应用。目 前电化学储能温控以风冷和液冷为主。1）风冷：以空气为冷却介质，利用对流换热降低电池温度，具备方案成熟、结构简单、 易维护、成本低等优点，是当前储能温控主力方案。但由于空气的比热容低，导热系数低， 风冷一般应用于功率密度较低场景，如通信基站、小型地面电站等。2）液冷：主要以水、乙二醇水溶液等液体为冷却介质，通过对流将电池产生的热量带走， 结构较为复杂，安全等级要求高，所以液冷成本明显高于风冷，但其优点明显，散热效率 高且均匀、能耗较低、占地面积小、系统适应性。随着储能系统规模和能量密度的逐渐提 高，液冷能量密度高、占地面积小、能耗低的综合优势会进一步凸显。3）热管冷却：利用热管的热超导性能，依靠封闭管壳内工质相变来实现换热，有冷端风 冷和冷端液冷两种。冷端风冷是通过管内冷空气冷却管外热空气，冷端液冷是管内冷却水 冷却管外热空气。热管具有高导热、等温、热流方向可逆、热流密度可变、恒温等优点。目前主要应用于核电工程、太阳能集热、航天工程等领域，在大容量电池系统中的应用仍 处于实验室阶段。4）相变冷：却是用相变材料将电池包裹或者把相变材料压制成板状夹在单体电池之间， 再利用相变材料发生相变吸收热量。它最大缺点是导热系数低、导热性能差，储热和散热 速度都很低，无法用于电池的高产热工况。在相变材料中添加其他导热性能好的材料，可 以显著的提高散热效率和散热速度。

　　钠离子电池本质是在充放电过程中由钠离子在正负极间嵌入脱出实现电荷转移，与锂离子 电池的工作原理类似。钠离子电池充电时，Na+从正极脱出，经电解液穿过隔膜嵌入负极， 使正极处于高电势的贫钠态，负极处于低电势的富钠态。放电过程与之相反，Na+从负极 脱出，经由电解液穿过隔膜嵌入正极材料中，使正极恢复到富钠态。为保持电荷的平衡， 充放电过程中有相同数量的电子经外电路传递，与 Na+一起在正负极间迁移，使正负极分 别发生氧化和还原反应。

　　与锂离子电池类似，钠离子电池同样拥有正极、负极、隔膜和电解液四大部分，但材料相 差较大，仅有隔膜无明显变化。目前钠离子电池处于示范应用阶段。1）正极：按正极材料分，钠离子电池主要有层状氧化物、隧道型氧化物、普鲁士蓝类化 合物和聚阴离子型化合物体系，目前中科海钠采用层状金属氧化物作为正极，宁德时代采 用普鲁士白（普鲁士蓝的一种）和层状氧化物。

　　负极：一般具有嵌入钠离子能力高，体积变形小、扩散通道好、化学稳定性高等特点。锂 电池主要使用石墨作为负极材料，而钠离子电池负极可以选取过渡金属氧化物、合金材料、 无定型碳等。隔膜：钠离子电池与锂离子电池可以通用主流隔膜类型。电解液：主要为六氟磷酸钠，比锂电池电解液所使用的六氟磷酸锂价格更低；同锂离子电 池一样，钠离子电池也可兼容固态电解质。集流体：是汇集电流的结构或零件，也是钠离子电池成本低于锂离子电池的主要原因之一。钠离子电池的正负极集流体可使用铝箔。对应锂离子集流体，成本可下降 7%-9%。

　　技术性能方面，钠离子电池能量密度和循环寿命均次于锂离子电池。钠离子电池的能量密 度在 100-150Wh/kg，与磷酸铁锂电池的能量密度仍存在一定差距。其次，目前钠离子电 池循环次数普遍在 2000 次左右，较锂离子电池低 30%左右，主要是由于钠离子半径较锂 离子大，反应过程中嵌入脱出难度大。储能时长方面与锂离子基本相似，主要应用于 4 小 时以内的储能系统。钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降 30%-40%。根据中科海纳，若钠离子电池选用 NaCuFeMnO/软碳体系，锂离子电池选用磷酸铁锂/石墨体系，则钠离子电池材料成本较 磷酸铁锂可下降 30%-40%，单体电池成本发展期约为 0.3-0.5 元/Wh。

　　能量密度提升是锂离子电池的创新趋势之一。正极材料中目前具有潜在商业化价值的有普 鲁士白和层状氧化物两类材料，克容量已经达到了 160mAh/g，与现有的锂离子电池正极 材料接近。负极材料中，硬碳材料是最有前景的钠离子电池负极材料。硬碳材料具有丰富 的碳源、低成本、且无毒环保，克容量（350mAh/g）已基本与石墨材料（约 360mAh/g） 接近。产业链建设方面，三重需求的叠加带动下，钠离子电池产业化进程有望加速以降低成本。钠离子龙头企业表示将在 2023 年基本形成产业链。未来钠离子电池产业链成熟后，可与 锂离子电池形成互补。除了应用于储能领域，钠离子电池还可以应用于电动两轮车和低端 电动车。因此未来对于钠离子电池的市场需求不仅仅由储能带动。在三重需求的叠加带动 下，可能加速钠离子电池的产业化进程。

　　全钒液流电池目前是产业链建设和技术成熟度最高的液流电池技术。液流电池是一种活性 物质存在于液态电解质中的电池技术，电解液在电堆外部，在循环泵的推动下流经电堆， 实现化学能与电能的转换。根据正负极电解质溶液中活性电对种类的不同，液流电池可分 为铁铬液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、全钒液流电池等。其中全钒液流电池正 负极氧化还原电对的电化学反应动力学良好，在无外加催化剂的情况下即可达到较高的功 率密度。而且该电池在运行过程中无明显析氢、析氧副反应，具有优良的可靠性。因此， 全钒液流电池技术得到了长足的发展，已进入大规模商业示范运行和市场开拓阶段。

　　优势：全钒液流电池具有安全性高、储能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、 生命周期中性价比高、环境友好等优点。

　　1）全钒液流电池安全性高，运行可靠，电解液可重复利用，对环境友好。全钒液流电池 电解液为钒离子的硫酸水溶液，只要控制充放电截至电压并保持存放空间通风良好便不存 在爆炸风险。电池中正、负极电解液储能活性物质同为钒离子，不会发生储能容量的不可 逆衰减，常年运行造成的容量衰减可以通过在线或离线再生反复循环利用。同时当全钒液 流电池废弃时，电堆和系统的主要原材料为碳材料、塑料和金属材料，环境负荷小。大连 融科储能技术发展有限公司 2012 年 12 月在辽宁省法库国电龙源卧牛石 50MW 风电场建 设的 5MW/10MWh 储能电站运行了近 9 年时，储能容量有所衰减，经过在线恢复后，储 能容量恢复到了 10MWh。

　　2）输出功率和储能容量相互独立，适用于大规模、大容量、长时储能。全钒液流电池储 能系统的输出功率由电堆的大小和数量决定，通常在数百瓦至数百兆瓦；储能容量由电解 液的体积决定，通常在在数百千瓦时至数百兆瓦时。增大电堆电极面积和电堆数量就可增 加输出功率；增加电解液的体积可以增加储能容量。适合于需要大规模、大容量、长时间 储能装备的应用场合。

　　全钒液流电池储能时长越长，单位容量价格越便宜，性价比高，是长时储能技术的最佳选 择。根据张华民《全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望》，除 电解液外的电池储能价格为 1500 元/kWh。当储能时长为 1h 系统的市场价格为 6000 元 /kW。当储能时长为 1h，不包括电解液的储能系统的价格为 6000 元/kW，加上电解液的 价格 1500 元/kWh，储能系统的总价格是 7500 元/kWh。当储能时长为 4h 的以后，不包 括电解液的储能系统价格每小时分摊 1500 元，储能系统的总价格就是 3000 元/kWh。同 样地，如果储能时长分别为 8h 和 10h 储能系统的总价格 2250 元/kWh 和 2100 元/kWh。可以明显看出，由于全钒液流电池的输出功率和储能容量可以相互独立，储能时长越长， 价格越便宜。

　　3）能量转换效率高，启动速度快EMC易倍，无相变化，充放电状态切换响应迅速。全钒液流电池 在室温条件下运行，电解质溶液在电解液储罐和电堆之间循环流动，在充、放电过程中没 有相变化。所以，充放电状态切换响应迅速，既可用于调幅调频、可再生能源并网，又可 用于辅助服务、电网调峰及紧急备用储能电站。

　　4）全钒液流电池储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。全钒液流电池电 堆是由多个单电池按压滤机方式叠合而成的。目前，产业化的单体电堆的额定输出功率一 般在 30～80 kW。储能系统通常是由多个单元储能系统模块组成，单元储能系统模块额定 EMC易倍输出功率一般在 500 kW 左右。与其他电池相比，全钒液流电池电堆和电池单元储能系统模块额定输出功率大，均匀性好，易于集成和规模放大。

　　5）具有强的过载能力和深放电能力。储能系统运行时，电解质溶液活性物质扩散的影响 较小且电极反应活性高，活化极化较小。电池储能系统具有很好的过载能力，充放电没有 记忆效应，具有很好的深放电能力。

　　全钒液流电池商业化进程快速推进，行业进入发展快车道。2022 年 9 月 20 日，国内首个 GWh 级全钒液流储能电站——新疆察布查尔县 250MW/1000MWh 全钒液流电池储能配 套 1GW 市场化光伏项目开工，计划 2023 年年底前并网。同月，全钒液流电池储能系统 也迎来首个 GWh 级别集采。中核汇能日前发布今年目前规模最大的一次储能系统集采，总采购规模 5.5GWh，其中包含 1GWh 全钒液流电池储能系统。10 月 30 日，大连百兆级 液流电池储能调峰电站并网发电，该电站是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储 能示范项目，应用全钒液流电池储能技术。2022 年 3 月，国家发改委和国家能源局联合 发布《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，将百兆瓦级液流电池技术纳入“十 四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。

　　钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双极板等环节是技术开发和完善产业链布局 的重点领域。全钒液流电池产业链上游原材料有五氧化二钒、硫酸等电解液的原材料，双 极板、离子交换膜、电极等；中游核心部件有电解液、电堆、储液罐、循环模块和控制系 统；下游主要应用于配置可再生能源、工商业储能和电力辅助系统等。全钒液流电池产业 链中构成电解液输送系统的管路、循环泵、控制阀件、传感器、换热器等辅助部件和设备 在化工领域较为常见，电池管理控制系统所需的硬件支持是电力电子行业基本元件，产业 链也比较成熟。电池特有的关键材料包括钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双 极板等，这些环节也是技术开发和完善产业链布局的重点领域。

　　全钒液流电池的上游原料环节重点资源为钒，中国钒矿的储量和产量均居世界首位。美国 地质调查局统计数据显示，截至 2022 年全球钒资源约 6300 万吨，已探明钒资源主要分 布在中国、俄罗斯、南非和澳大利亚，其中我国占比高达 33%。从产量来看，中国钒矿产 量同样位居世界前列，据美国地质调查局显示，2021 年全球钒矿产量 11 万吨，其中中国 钒矿资源产量 7.3 万吨，2021 年中国钒矿产量占全球最高，达到 66.36%。

　　从企业布局来看，国内钒资源产能相对集中，攀钢钒钛、河钢股份等在钒钛资源综合使用 和钒产品生产方面处于世界领先地位。从产能情况来看，攀钢钒钛目前具备超过 4 万吨钒 制品产能（以五氧化二钒计），2021 年公司累计完成钒制品（以五氧化二钒计）4.33 万吨， 同比增长 1.93%；河钢股份 2021 年度钒制品产能为 2.2 万吨左右，主要产品为五氧化二 钒、氧化钒、钒铁、氮化钒铁、钒铝合金等，两者合计占据约一半的国内市场份额。此外 建龙、成渝钒钛、四川德胜等也具备万吨以上的产能，国内钒资源产能相对集中。

　　全钒液流电池核心部件主要由电解液和电堆构成，后者受上游钒资源的价格波动影响。电 解液主要原材料为五氧化二钒以及硫酸这部分成本约占电池成本的 40%，上游钒资源的价 格波动影响全钒液流电池的成本。电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等构成，目前离 子交换膜很大程度上依赖进口，成本偏高，导致同规模下电池总成本较高，电堆成本约占 电池总成本 37%。

　　全钒液流电池产业链成熟，国内外均有企业深耕全钒液流电池各关键部件。电解液供应国 内主要由大连博融新材料提供，国外企业有美国史查克和德国电冶金公司；涉及离子交换 膜的主要企业有国内的苏州科润新材料、东岳集团以及美国杜邦、德国 Fumatach、美国 戈尔等；电极制造商有国内旭能翰源、日本东丽、日本东邦、美国郝克利等；双极板主要 为国内中科能源材料与旭能翰源；全钒液流整机制造企业主要有大连融科储能技术发展有 限公司、北京普能世纪科技有限公司以及上海电气储能科技、日本住友电工、美国 UniEnergy Technologies 等。

　　铁铬液流电池是产业上最早出现的液流电池技术，利用铁铬电对的价态变化实现能量转换。铁铬电池分别采用 Fe3+/Fe2+电对和 Cr 3+/Cr 2+作为正极和负极的活性物质，通过活性金属 的价态变化实现电能与化学能相互转换与能量储存。在铁铬液流电池中，活性物质储存于 电解液中，具有流动性，可以实现电化学反应场所（电极）与储能活性物质在空间上的分 离，电池功率与容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。

　　铁铬电池系统主要由功率单元（单电池、电堆或电堆模块）、储能单元（电解液及储罐）、 电解液输送单元（管路、阀门、泵、换热器等）电池管理系统等组成。作为铁铬电池的核 心部件，功率单元在一定程度上决定了系统的能量转换效率和建设成本。根据应用领域不 同，功率单元可以分为单电池、电堆和大功率模块等。其中，铁铬电池单电池是电堆及系 统的基本单元，单电池主要通过离子传导膜将正负极电解液进行分离，两侧分别由电极、 液流框、集流体等部件组成的正负极半电池，然后通过夹板及紧固件进行压紧而成；电堆 又由多个单－电池通过叠加形式进行紧固而成，每组单电池之间通过双极板进行连接，具 有多个电解液循环管道和统一电流输出的组合体，一定数量的电堆再组合电解液循环系统、 电气系统、能量转换系统及辅助设备构成大功率模块的基本组成单元。

　　1. 优势：铁铬电池较其他电化学电池具有明显的技术优势，在大规模储能技术应用前景广阔。根据铁铬电池的工作原理及结构特点，其高安全、高灵活性和长寿命的技术特点使 其在可再生能源发电储能装置、电网调峰调频、电网削峰填谷、不间断电源或应急电源等 领域拥有很广阔的应用前景。

　　1）电对元素特性叠加水性电解质溶液，铁铬电池系统安全性较高。铁-铬液流电池的电解 质溶液为含有 Fe3+/Fe2+电对和 Cr 3+/Cr 2+电对的水性溶液，不会发生燃烧或爆炸的风险。且电解质溶液储存在两个分离的储液罐中，电池堆与储液罐分离，在常温常压下运行，安 全性高。即使在运行过程中，隔膜发生破裂，正负极活性物质发生互混，也不会引起燃烧 和爆炸。

　　2）适配储能循环寿命长，模块/定制化设计灵活稳定。铁-铬液流电池在充放电过程中，电 极材料只提供反应界面，本身不参与反应，而且电极反应均为液相反应，无相态变化，不 会发生类似同态电极的脱落成片结构坍塌等问题，可以长期保持稳定状态，理论充放电循 坏次数可以达到 10000 次，与全钒液流电池持平，寿命远远高于钠硫电池、锂离子电池和 铅酸电池。另外铁铬液流电池的额定功率和额定容量是独立的，功率大小取决于电池堆， 容量大小取决于电解质溶液，可以根据用户需求进行功率和容量的量身定制。而且其电能 储存在电解质溶液内，而电解质溶液存储在储罐里，不存在自放电现象，尤其适用于做备 用电源等。因而方便进行模块化设计，通过电堆组合维持系统的性能稳定。

　　3）原材料资源丰富，环境适应性强，叠加回收优势成本较低。铁-铬液流电池的电解质溶 液原材料资源丰富且成本较低，铬铁矿全球探明储量达到了 5.1 亿吨，较钒/锂储量优势明 显，不会出现短期内资源制约发展的情况。另外电池在使用过程中，金属铁和铬离子只发 生价态变化，并不会被消耗，可以永久性循环使用、节约资源，另外铁铬电池电堆及系统 废弃时，碳材料和树脂材料均可以作为燃料使用，部分金属则可以继续使用，因此铁铬电 池回收简单、残余价值高、环境负荷小，因而是可持续发展的储能技术。相较全钒液流电 池，铁铬电池的成本占比最大的部分是膜、PCS 以及铁铬电解液，铁铬液流电池的膜占 比是全钒液流电池的两倍，但膜的成本较低，另外 Fe3+的低氧化特性也可以使用低廉的碳 氢化合物膜，也可以进一步降低铁铬液流电池的成本。此外其电解液占比仅为 9%，所以 其经济实惠的优势明显展露出来。

　　2. 劣势：铁铬电池负极活性弱，容易受制于 Cr 离子金属特性而产生析氢问题。铁-铬液 流电池负极 Cr2+/Cr3+电对相较于正极 Fe2+/Fe3+电对在电极上的反应活性较差，是影响 电池性能的主要原因之一。且 Cr 3+离子电化学反应活性较差、易老化、易发生析氢反应、 容量衰减快、能量效率低等原因仍然限制着铁铬液流电池商业化发展。另外反应过程中电 池正负极电解液一定程度上会形成交叉感染，所以需要配备循环泵、电控设备等辅助设备， 增加了系统的复杂性。

　　铁铬铁铬液流电池的整个系统由能量单元（电解液及储罐）、功率单元（单电池、电堆或 电堆模块）、输运系统（管路、阀门、泵、换热器等）、控制系统、附加设施等部分组成， 其中能量单元和功率单元是核心模块。铁铬液流电池的正负极电解液为含有铁离子和铬离 子的溶液，是其真正的储能介质，能量单元的核心。产业链条为上游铬矿经过冶炼生成铬 盐，中游铬盐加工进而用于生产铁铬液流电池，下游铬中间品多范围跨行业应用于钢铁、 电池、皮革等行业。

　　铬产业链条行业覆盖范围广，跨度较大。铬铁矿按工业用途划分为冶金级、化工级、耐火 级和铸石级，其中冶金级铬铁矿全球产量占比超过 95%。因耐磨、耐高温、耐腐蚀及其亲 铁性的性质，冶金级铬铁矿被冶炼成铬铁合金被添加到不锈钢、特钢等钢材中。不锈钢是 目前铬元素最大的消费下游，因含有镍铬而具有不锈、耐蚀性主要特性。铬铁按不同含碳 量分为高碳铬铁（含碳为4~8%）、中碳铬铁（含碳为0.5~4%）、低碳铬铁（含碳0.15~0.50%）、 微碳铬铁（含碳为 0.06%）、超微碳铬铁（含碳小于 0.03%）。中、低、微碳铬铁由高碳铬 铁添加硅石冶炼成，因其含碳量少也被用广泛于加工特殊钢材。另外化工级铬矿还可以加 工成氧化铬绿、三氧化铬、红矾钠等铬盐，用于颜料、涂料、陶瓷、饲料、电镀、合金、 皮革等众多行业等EMC易倍。铬铁电解法和铬盐碳还原法可提纯至金属铬。随铁铬液流电池的商业 化，未来电池领域或将成为新的消费增长点。上游产业链：全球铬铁矿资源丰富，铬铁矿资源总量超过 120 亿吨，主要分布于南非、 津巴布韦、哈萨克斯坦、巴基斯坦、土耳其和印度等国家，已探明总铬铁矿储量约 75 亿 吨。其中南非资源量最大，约占世界资源总量的一半，是全球最大的铬资源出口国。南非、 津巴布韦、哈萨克斯坦铬铁矿资源量约占世界铬铁矿探明资源总量的 95%。其中津巴布韦 虽铬矿储量丰富，但开发程度较低，于 2021 年宣布禁矿。哈萨克斯坦铬矿多用于本国生 产，出口量较低。

　　铬资源缺少，随着高碳铬铁产量爬坡，头部矿业将享受超额收益。随着中国不锈钢的需求 不断起量，铬矿需求将不断上升，国际上铬铁价格将面临长期压力，再加上宏观政策上对 铬铁矿加工贸易的限制，因此会长期出现国内铬铁行业发展力不足，对国外矿石依存度过 高，上游受制于矿石供应商，所以头部矿业将享受市场增长赋予的超额收益。

　　下游储能：国内对铁/铬液流电池的研究始于 20 世纪 90 年代，早期以跟踪研究为主。中 科院大连化学物理研究所的衣宝廉院士团队于 1992年曾经推出过270W 的小型铁/铬液流 电池电堆。中科院大连化物所和沈阳的金属所的研究中，负极析氢与电解液离子互混问题 长期难以解决。2019 年 11 月，中国国家电司所属的中央研究院和上海发电设备成套 设计研究院联合项目团队研发的国内首个 31.25kW 铁/铬液流电池电堆“容和一号”成功 下线，经测试，性能指标满足设计参数要求。首批次共 8 台电堆，应用于张家口战石沟光 伏电站 250kW/1.5MWh 铁-铬液流电池储能示范项目，并已于 2020 年 12 月投入试运行， 成为国内首座百千瓦级铁-铬液流电池储能示范电站。2022 年 1 月，“容和一号”量产线 投产，单条产线 台“容和一号”电堆，标志着铁/铬液流电池储能技术产业化 向前迈进了一大步，为液流电池储能技术带来了新的增长点。与此同时，国家电投还在内 蒙古霍林河启动了全球首个兆瓦级铁/铬液流电池储能示范项目建设，预计将在 22 年年底 投产，届时将再度刷新全球铁/铬液流电池储能系统的最大实证容量纪录。

　　发展趋势：铁铬液流电池材料的改进是未来实现产业化大规模推广的关键。铁铬当前负极 铬离子的活性还有待提高，析氢副反应影响较大，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀依 然较大，循环稳定性较差等。未来依然需要适配储能进行技术创新和突破：1）电池材料改进：优化离子传导膜的离子选择性以提高库仑效率，选择合适的添加剂降低析氢副反应的影响，提高活性物质的电化学反应以及电极材料的活性以降低电池的电化 学极化，另外提高双极板的电导率以及减小离子传导膜、电极、双极板的厚度，从而降低 电池的欧姆极化。2）电池结构设计优化：降低电解液的流动阻力，提高电解液分布均匀性以及过电势分布 均匀性，以降低电池的浓差极化，缩短电子、质子的传递路径，提高传质效率。3）降低成本：铁铬液流电池对膜的要求较低，非氟磺酸膜实现突破后可以替代价格昂贵 的全氟磺酸膜，将进一步降低电池成本，进而推动铁铬液流电池的产业化应用。

　　重力储能作为物理储能，利用重力与高差实现电力充放。实现新重力储能是一种机械式储 能，储能介质分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充 放电过程。水介质型重力储能系统可以借助密封良好的管道、竖井等结构，其选址的灵活 性和储能容量受到地形和水源限制。固体重物型重力储能主要借助山体、地下竖井、人工 结构物等结构，重物一般选择密度较高的物质，如金属、水泥、砂石等以实现较高的能量 密度。根据重力储能的储能介质和落差实现路径的不同，目前将重力储能分为以下 4 类：新型抽水储能、基于构筑物高度差的重力储能、基于山体落差的重力储能和基于地下竖井 的重力储能。

　　Energy Vault 公司提出混凝土砌块储能，开拓重力储能新方向。在基于构筑物高度差的 重力储能技术路径中，Energy Vault 公司提出以混凝土砌块储能塔为基础的重力储能发电 方案，其原理是电力充裕时，起重机将储能模组 EVx 从地上吊起，像积木一样往高处堆 放，当模组堆叠在高处时，系统完全“充电”，每个储能模组代表约 1MW 的势能；当需 要电力时，系统会协调储能模组 EVx 排出。2020 年，EV 公司在初期储电吊塔 EV1 产品 的基础上研发了可以进行机组模块拼装的 EVRC 储能产品，并在瑞士当地建设了一些项目 示范中心，与当地电网嫁接进行项目试验。2021 年推出了 EVx 平台，其储能模组 EVx 和 弹性中心 EVRC 储能容量在 10MWh 以上，可满足电网 2~12 小时的弹性储能。

　　中国天楹与 Energy Vault 公司实现深度绑定，积极拓展重力储能业务。2022 年 1 月 30 日，中国天楹旗下控股子公司 Atlas Renewable LLC 与重力储能技术开发商 Energy Vault 公司签署了《技能答应运用协议》，EV 公司授权 Atlas 在中国区（含香港和澳门）独家运 用答应技能建造和运营重力储能体系设备。中国首个应用 EV 公司技术的 100MWh 重力 储能项目将在江苏如东县落地。今年 7 月，全球首个 25MW/100MWh 重力储能示范项目 已开始灌注桩基施工进入实际动工阶段，项目预计将于 2023 年年初投入商业运营。今年以来中国天楹先后签署多个重力储能战略合作协议。今年以来，中国天楹与贵州毕节 人民政府、内蒙通辽市人民政府、湖北省宜昌市人民政府、中国投资协会、三峡建工、中 建七局、国家电投、中电建、国网综能等单位达成战略合作，合作内容均有涉及重力储能。毕节市“风光水储”一体化能源基地，将建设不低于 40 万千瓦时的重力储能项目；通辽 千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园，重力储能规模 2GWh；与国家电投浙江公司协 议中，在长三角地区获取不低于 1GWh 重力储能项目；与中电建水电公司协议中，力争 在“十四五”期间在全国共同开发投资不少于 2GW 的重力储能电站。

　　压缩空气储能系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、 空间转移和利用的物理储能技术。压缩空气储能系统主要分为储能和释能两个工作过程：储能时电动机驱动压缩机将环境空气压缩至高压状态并存入储气装置，电能在该过程中转 化为压缩空气的内能和压力势能；释能时，储气装置中存储的压缩空气进 入空气透平膨胀机中膨胀做功发电，压缩空气中蕴含的内能和压力势能在该过程中重新转 化为电能。作为一种极具发展潜力的物理储能技术，压缩空气储能可广泛 应用于电源侧、电网侧和用户侧。

　　传统压缩空气储能采用天然气补燃方式，实际运行效率较低。压缩空气储能技术因具有规 模大、灵活性强等特点，被认为具有较大的发展潜力和应用前景。目前投入商业应用的大 型压缩空气储能电站仅有德国的 Huntorf 电站和美国的 McIntosh 电站，两者均采用传统 的天然气补燃方式，且实际运行效率较低，可见压缩空气储能技术的研究与发展存在巨大 空间。传统型的压缩空气储能技术是以燃气发电为基础展开的，以德国 Huntorf 和美国的 McIntosh 电站为例，主要特征是在电能输岀时从洞穴中排岀的高压空气先在燃烧器内与 天然气实现掺混燃烧，温度提升后再进入膨胀机做功。

　　国内多个压缩空气储能项目顺利落地，商业化进程快速推进。我国压缩空气储能技术研究 起步较晚，2005 年开始发展，但进步迅速，2016 年建立示范工程项目，技术已进入全球 先进水平。2021 年 9 月 23 日，山东肥城压缩空气储能调峰电站项目正式实现并网发电， 这标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态。2022 年 5 月 26日，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，标志着世界首座非补燃压缩 空气储能电站正式投入商业运行。

　　我国通过对压缩空气储能项目的不断示范运行，已经构建了产业链的雏形，产业链上企业 已有 20 余家。1）盐穴资源：鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等。2）压缩、换热及透平 机组：陕鼓动力、金通灵、东方电气等。3）储气装置：压力容器企业。4）系统集成于并 网管理：中科院工程热物理研究所、科远智慧、中储国能、中科院理化所等。5）系统安 装：中国电建、中国能建、华能集团、浙建集团等。6）终端用户：风电光伏网站、电网 公司、大型工商业等。

　　熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的物理储能技术。熔盐储能系 统可应用于太阳能热发电中，也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系 统中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电 汽多联供、提供综合能源服务的最佳解决方案。熔盐储能系统主要包括熔盐加热系统、熔 盐储热系统、蒸汽发生系统。

　　光热基于“光能-热能-机械能-电能”的转化发电，且自带大容量、低成本的储能系统。太 阳能热发电利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热工质并进行储存， 再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。光热系统主要由聚光系统、 吸热系统、储换热系统以及发电系统组成，分别可以实现太阳能的聚集、转换、电力输出 以及辅助的功能。其中储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热系统在需要发电 时利用高温熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽。储换热系统使得光热发电自带 大容量、低成本的储能系统，可实现 24 小时连续、稳定发电，也可按需求满足早晚高峰、 尖峰时段及夜间用电。

　　塔式发电效率高、成本下降空间大，未来有望成为主流发电技术路线。塔式熔盐储能光热 发电因其较高的系统效率，较大的成本下降空间，预计未来会成为主流的光热发电技术路 线。目前，在全球主要国家和地区投运的太阳能热发电项目中，槽式技术路线%，线性菲涅尔技术（以下简称线%。而在我国已建成的太阳能热发电 系统中，塔式技术路线 光热储能价值日益凸显，重新进入发展快车道

　　行业支持政策持续出台，新疆风光大基地鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。近年来，国内及各省市相继出台多向光热行业相关鼓励政策，支持行业发展。2021 年 10 月国务院印发的《2030 年前碳达峰行动方案》中就明确提出：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。2022 年 3 月新疆发改委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0 版)》中特别 指出，对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电项 目；鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。

　　受成本因素制约，示范项目后光热行业发展有所放缓。2016 年，我国安排了首批光热发 电示范项目建设共 20 个项目，134.9 万千瓦装机，分布在北方五个省区，电价 1.15 元/ 千瓦时。同时，国家鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、 土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展。2018 年，国家能源局布置的多能互 补项目中，有光热发电项目。但由于光热发电成本较高，所以在国家能源局批复的首批 20 个太阳能热发电示范项目中，截至 2021 年底只有 7 个项目并网发电。根据 CSTA，截 至 2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量 538MW（含MW 级以上规模的发电系统）。

　　光热储能价值日益凸显，行业重新进入发展快车道。2021 年，在经历了近两年的发展放 缓后，中国光热发电行业迎来了承上启下的新元年。随着新能源装机规模不断扩张，光热 发电“储发一体”优势凸显，与光伏、风电协同互补，在清洁供电的同时保证电网的高效 稳定，光热发展重新迈入快车道，近一年来行业招投标火热。新疆于 7 月 4 日公布了 2022 年第二批市场化并网新能源项目清单，总计 66 个项目，储能总规模 6922.5MW，其中光 热项目共 13 个，规模合计 1350MW（已按照项目进展记入下列项目统计表，其中 6 个项 目已经开工），占比 23.2%，储能时长为 8~12 小时。

　　聚光、吸热、储换热系统是决定光热电站成本的主要因素。光热电站的投资成本与功率和 储能时长正相关。根据首航高科与可胜技术的数据，6 小时储热 100MW 塔式太阳能热发 电站的总投资在 16~17 亿元之间，12 小时储热 100MW 塔式太阳能热发电站的总投资在 25~30 亿元之间。按照功能划分，电站投资主要发生在集热系统（聚光系统、吸热系统），储换热系统（包括储热系统、蒸汽发生系统）热力系统，供水系统，水处理系统，热工控 制系统电气系统，附属生产工程以及厂址相关工程及其他费用。从下图可以看出：聚光、 吸热、储换热系统约占整个电站成本的 77%左右，是决定太阳能光热发电站造价高低最重 要的因素。

　　太阳能热发电产业链体系可分为研发、设计、制造、安装、运维等环节。1）研发体系主 要包括相关大、专院校，各大研究院所及各企业的研究部门；2）设计体系主要包括从事 发电行业的设计单位，新能源和可再生能源的设计单位，具有相应资质的设计单位；3） 制造体系主要包括各大制造企业（国企、民企、合资企业），大专院校、研究院所的生产 单位等；4）安装体系主要包括专业电力安装单位和工业建设安装单位。

　　除了光热发电，熔盐储能还可以应用于火电灵活性改造、光伏风电园区储能、综合能源服 务等场景。熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的低成本、高效率 的储能技术，主要包括熔盐加热系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统。熔盐储能系统不仅 可应用于太阳能热发电中，也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系统 中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽 多联供、提供综合能源服务的良好解决方案。

　　我国储能技术与国际先进水平不断缩小，多项新型储能技术有望进入商业化或推广应用阶 段。经过“十二五”和“十三五”期间国家和产业的持续投入，中国储能技术的水平快速提升， 压缩空气储能、储热储冷、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池和钠离子电池技术已达到或 接近世界先进水平；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器和储能新技术和世界先进水平还有 一定的差距，但总体上差距在逐步缩小。在国内商业化进程方面，抽水蓄能的发展最为成 熟，电化学中的铅酸电池、锂离子电池商业化进程靠前，此外压缩空气储能、熔盐储能、 液流电池即将进入商业化阶段，而重力储能与钠离子电池中大致处于工程示范阶段。

　　电力项目经济评价的方法中，平准化电力成本（levelized cost of electricity，LCOE）是一 种用于分析各种发电技术成本问题的主要指标。对于各种储能技术，以储能系统的放电电 量为基准，采用平准化电力成本方法来分析比较不同的储能技术的成本。为了上文储能技 术离线的度电成本进行测算，我们设定了一些通用假设，贷款利率为 4.9%，贷款比例为 80%，贷款年限为 10 年，资本金回报率为 8%，加权平均回报率为 5.5%，年通胀率为 2%。经过我们测算，抽水蓄能、锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重 力储能及光热储能的 LCOE 分别为 0.55/0.81/0.62/1.10/0.48/0.70/0.50 元/kWh。传统的 抽水蓄能在全生命周期内平均成本有一定优势，但压缩空气储能、光热储能、钠离子储能 等技术已经有了较好的经济性，而全钒液流电池的储能时长延长后会更有经济性。

　　长时储能是未来重要趋势，相关储能技术有望受益。国内各地政府主管部门陆续出台文件 支持 4 小时以上容量型储能的应用。2022 年 3 月，内蒙古自治区能源局发布文件，要求 新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的 15%（4 小时），存 量自备负荷部分按需配置储能比例。新疆尔自治区发改委出台《服务推进自治区大型 风电光伏基地建设操作指引（1.0 版）》，提出以储能规模确定新能源项目；建设不低于 4 小时时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电项目。随着新能源装机 规模的提升和长时储能技术的进步，4 小时以上的新型长时储能技术将逐步进入商业化应 用，满足电力系统长时储能的服务需求。我们认为，在未来通过超长时间尺度和中长时间 尺度储能技术和高比例可再生能源主动支持技术，解决大规模可再生能源发电功率波动平抑和从小时到天为单位周期变化的调节需求，将是储能行业的重要发展趋势。因此，在长 时储能领域具备优势的储能技术，例如光热储能、压缩空气储能、液流电池、重力储能技 术路线有望受益。