能源转型行业报告：新型储能技术及产业研究报告

报告出品/作者：长江证券、于夕朦

以下为报告原文节选

1.中国发展新型储能的必要性

电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%。至2060年，我国电力装机规模将达90~95亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过80%。

风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图2为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。

除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。

在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。

未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。

在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。

2.新型储能发展现状

2.1装机情况

截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约2.1亿千瓦，同比增长9%。其中，抽水蓄能装机规模约1.8亿千瓦，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万千瓦，同比增长67.7%，其中锂离子电池装机约2300万千瓦，占据主导地位。

在3000万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约650万千瓦，中国紧随其后，装机量约580万千瓦。其他新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。各国详细新型储能装机情况如图6。

我国截至2021年底，电力储能装机约4600万千瓦，相比于2020年增长30%，占全球电力系统储能装机量的22%。2021年全年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%，折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。

从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过100万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。

2.2技术发展现状

新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热（冷）技术。本报告主要总结和对比各类能量型电储能技术的主要技术经济性参数和发展现状，且由于锂离子电池发展相对较为成熟，相关参考资料较多，故本报告重点介绍压缩空气储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、氢储能等五种侧重于能量型应用的储能技术，对其技术原理、技术特点、关键技术指标、经济性潜力、应用前景进行了详细梳理分析。

2.2.1压缩空气储能

压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入100MW级示范项目阶段。

早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。

压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。

十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%~70%，系统成本降至1000~1500元/kW·h。“十五五”末及之后系统效率有望达70%及以上，系统成本降至800~1000元/kW·h。

技术原理

压缩空气储能(Compressed Air Energy Storage，简称CAES)，是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放，然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统（即补燃式传统压缩空气储能）、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）在传统CAES系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。

技术优劣势

压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站(>100MW)，放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。

压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好，建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。

产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件(模具、铸件、管道、阀门、储罐等)的生产加工、装配、制造行业，属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求，对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备(压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等)设计制造、系统集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。

现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为4000-6000元/kW，能量成本约为1000-2500元/kWh，循环效率可达65-70%，运行寿命约为40-60年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。各项成本占比见图12。

由图可见，系统设备是压缩空气储能初投资成本的主要部分。压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统分别占比达到了28%、15%、20%。因压缩空气系统占地面积较大，基建费用占比达到22%。

公司及示范项目

目前压缩空气储能发展整体上处于示范验证与商业推广过渡的阶段。目前我国已有百兆瓦级压缩空气储能示范项目完成建安。

中储国能（北京）技术有限公司

中储国能技术有限公司发源于中国科学院工程热物理研究所。通过多年技术攻关，已攻克1MW级和10MW级先进压缩空气储能系统关键技术，建成了首套1.5MW(2013年)和10MW(2016年)先进压缩空气储能系统，并于2017年在国际上率先开展了100MW先进压缩空气储能系统研发与示范工作。目前位于河北省张家口地区的100MW/400MWh压缩空气储能电站示范项目，于2021年8月完成电站主体土建施工，于2021年12月完成主要设备安装及系统集成，预计今年将完成调试并网。该系统单台套输出功率为100MW，系统设计效率为70.4%，各项参数在国际上已处于领先地位。

江苏金坛盐穴国家示范工程

在国家电网的支持下，清华大学电力系统国家重点实验室卢强院士团队创新研发出零排放压缩空气储能系统。系统利用被遗弃的风光水和“低谷电”，制造并以100~120个大气压的高压空气进行存储，用电高峰期时，高压空气经储热换热系统加热后，驱动透平发电机发出电能，达到废电精用的目的。系统运行过程中无燃烧，零排放，无后处理污染，使用寿命长达50年，能够在电、热、冷和调相的四联供上有效满足人们生活需求，有效提升大电网系统安全。

金坛盐穴压缩空气储能项目，位于江苏常州金坛区，由清华大学、中国华能集团以及中国中盐集团联合研发建设。一期项目总投资5亿元，将建成1套60MW×5小时的盐穴非补燃式压缩空气储能发电系统。

中国能源建设集团有限公司

中国能建于2022年初成立能建数字科技集团，开展压缩空气储能技术研究和项目推进。目前已签约湖北应城，辽宁朝阳、山东泰安共3个300MW级压缩空气储能项目。其中湖北应城项目已于2022年7月开工建设。

2.2.2液流电池

液流电池具有容量大、安全性好、功率与容量解耦等优点，适合作为大规模长时储能的选择。

全钒液流电池是目前最为成熟的液流电池体系，钒的多价态特性使得其面临的技术问题最少，技术最为成熟。但主要活性物质钒的成本占系统成本比例高，限制了其造价的下降。

全钒液流电池目前国内进展较快，5MW/10MWh项目已安全稳定运行8年以上。200MW/800MWh项目已进入调试阶段。其他形式液流电池目前多处于kW~MW级别的示范阶段。全钒液流电池成本目前在2500~3500元/kWh区间。若考虑钒电解液残值占原值的70%，以及8小时以上的长时储能，价格有望下降至800-1400元/kWh。但近一年来，五氧化二钒价格大幅上涨，使得其成本压力大增。

锌基、铁基等体系具有活性物质储量大、价格低的特点。但面临的工艺问题，科研问题较多，相对全钒电池来讲技术更为复杂，需要更长的时间进行研发示范。

技术原理

图13是液流电池的原理图，正极和负极电解液分别装在两个储罐中，利用送液泵使电解液通过电堆循环。在电堆内部，正、负极电解液用离子交换膜（或离子隔膜）分隔开，电池外接负载和电源。液流电池系统由电堆、电解质溶液及电解质溶液储供单元、控制管理单元等部分组成。

典型液流电池电堆结构如图14所示。电堆中的单元电池主要由紧固件、端板、集流板、电极框、双极板、电极和离子传导膜组成，各零件之间通过橡胶或者焊接等密封方式进行密封，两侧的端板起到压合固定的作用，通过紧固件将所有组件紧固为一体，电堆则是由若干个单元电池串联起来通过压滤机的叠合方式装配而成。

从理论上讲，离子价态变化的离子对可以组成多种氧化还原液流电池。根据液流形式分类，液流电池可分为双液流电池和单液流电池。根据沉积和相变与否，可分为沉积型电池和不沉积型电池。根据活性材料分类，可分为全钒液流电池，锌基液流电池（锌溴、锌铁、锌镍、锌空气等），铁铬液流电池、全铁液流电池等等。相比全钒液流电池，其他液流电池技术成熟度稍低，仍然面临活性物质的沉积、电解液互窜、功率密度低、容量和能量无法完全解耦、析氢和析氧等问题。

技术优劣势

技术性能好：全钒液流电池能量效率高、充放电性能好、循环寿命长等特点。其能量效率可达80%，可深度放电，循环次数>10000。安全性好：采用水系电解液，不会起火燃烧，从根本上杜绝了大规模储能电池的安全性问题。

具有容量扩展能力：液流电池功率与能量解耦分离，储罐中增加电解液即可扩展充放电时间，电解液越多，单位能量的价格越低。双液流电池功率和容量可独立设计，尤其适合大规模储能，储能容量可达100MWh以上。

长寿命：全钒液流电池正负极电解液采用同一种物质，通过定期对电解液进行还原，可杜绝衰减问题。这使得液流电池具有达15~20年的使用寿命，部分项目可达25年，其寿命主要受限于机械部件。同时，液流电池活性物质衰减少，含有活性物质的电解液残值可达70%以上。

成本较高：液流电池目前成本仍然较高。钒电解液的成本占整个电池系统成本的50%以上，主要原料五氧化二钒的价格不断上涨，也导致电池能量成本居高不下。行业也一直在探索其他更为廉价的原材料作为液流电池的活性物质，铁、铬、镍、溴等材料均是液流电池的候选活性物质。

产业链及成本构成

在液流电池中，全钒液流电池是目前技术发展最成熟，商业化较快的液流电池。产业链上游原材料包括五氧化二钒、碳毡、隔膜、结构材料等。产业链中游主要为电堆、电池管理系统、能量管理系统、电解液储罐等系统和设备。其下游主要应用场景包括新能源配套、电网侧独立储能、用户侧储能等领域。

从成本构成方面，以全钒液流电池为例，其初始投资所涉及的材料成本主要包括五氧化二钒，碳毡，双极板，PVC框，储能变流器（PCS），泵，储液罐，隔膜等，各类材料成本的比例见图16。

五氧化二钒和隔膜占据了原料成本的60~80%。且随着储能时长增长，五氧化二钒成本所占比例逐渐增加。五氧化二钒市场目前是典型的现货市场，短期钒价波动会直接影响全钒液流电池造价，因此，相对稳定的钒价有利于液流电池行业的成本控制。虽然全钒液流电池初始投入成本相对较高，但是全钒液流电池的电解液性能衰减较慢，通过在线或离线再生后可循环使用，且电解液中钒的价值长期存在（残值相对较高），其可循环利用和残值率较高的特性对于初始投入成本分摊和后续年度运维成本等具有一定优势。

公司及示范项目

全钒液流电池已具有较多示范项目。大连融科储能在2012年实施了当时全球最大规模的5MW/10MWh的辽宁卧牛石风电场全钒液流储能系统，率先在国内外实现了技术产业化。该项目设计寿命是10~15年，运行后能量效率几乎没有明显衰减，维护成本低，运行成效显著，进一步验证了全钒液流电池技术上的成熟性。

此后，更多更大规模的全钒液流电池示范项目投入建设和运行。目前我国全钒液流电池已进入百兆瓦级技术的示范应用阶段。大连国家示范项目、湖北全钒液流电池储能项目、大唐中宁共享储能项目均达到百兆瓦级。

大连液流电池储能调峰电站国家示范项目是国家能源局批复的首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，该电站为“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目，采用大连化物所自主研发的全钒液流电池储能技术。一期工程100MW/400MWh级全钒液流电池储能电站于2022年已完成主体工程建设，并进入单体模块调试阶段，预计今年将投入商业运行。

国电投襄阳高新储能电站项目由国家电投湖北绿动中钒新能源有限公司在湖北襄阳高新区投资建设。于2021年8月29日开工，预计2022年前完工。其中，投资19亿元的100MW全钒液流电池储能电站项目，建设用地面积约120亩，预计五年内全部达产后，共实现产值20.95亿元，税收5200万元。

除全钒液流电池外，目前我国也开展了其他类型液流电池的示范应用，但项目容量普遍较小，尚处于示范应用前期阶段。

2.2.3钠离子电池

钠离子电池具有理论成本低、特性与锂离子电池相近、安全性好等优点，适合在对成本要求苛刻的应用场景下替代成本较高的锂离子电池。钠离子电池的正负极材料所需资源在地壳储量丰富，分布均匀，且开采更加经济环保，被业界认为是比锂离子电池更具经济性的电池技术。

目前钠离子电池技术主要分为三条路线，即层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物，三条路线均由行业龙头企业布局，均处于实验室向大规模产业化转化的阶段。

目前我国在钠离子电池领域处于世界领先地位，中科海钠、宁德时代、立方新能源等企业均已实现钠离子电池的初步量产，并推出了成熟的产品线。

性能参数方面，各领先钠离子电池生产商所开发产品的能量密度已超过140Wh/kg，仍在向锂离子电池当前水平靠近。在碳酸锂价格（当前价格50万元/吨）居高不下的今天，碳酸钠的价格始终维持在2000元/吨，电芯成本保持在0.4~0.5元/Wh，行业估计钠离子电池最终成本将比锂离子电池低20~40%。

钠离子电池在实验室环境下展现出了较高的安全性能，同时与锂离子电池工艺兼容，现有生产厂商转型更加容易。

技术原理

钠离子电池工作原理与锂离子电池相似，即基于氧化还原反应，充电时钠离子从正极材料中脱出经过电解质嵌入负极材料；放电时钠离子从负极材料中脱出，经过电解质嵌入到正极材料。

钠离子电池在结构方面与锂离子电池相似，均由正极、负极、电解液与隔膜构成，详见图17。其中电解液与隔膜材料基本沿用锂离子电池体系，主要区别体现在正负极材料上。目前的钠离子电池正极材料主要有三类：层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物。

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（特别说明：本文来源于公开资料，摘录内容仅供参考，不构成任何投资建议，如需使用请参阅报告原文。）

精选报告来源：报告派