2022年储能行业之储能技术路线专题报告 2020年末我国抽水蓄能占总储能的89.3%

1.主要储能技术路线

2022 年 6 月 7 日，国家发改委、国家能源局发布《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》，通知明确了新型储能可作为独立储能参与电力市 场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场、加快推动独立储能参与电 力市场配合电网调峰、充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务、优化储能调度 运行机制、进一步支持用户侧储能发展，建立电网侧储能价格机制。

根据我国“3060 双碳“目标指引，需要构建以新能源为主体的新型电力系统，风 电、光伏未来将迅速发展：我们预计到 2025、2030 年，风电、光伏装机量占比将 达到 37.1%、46.5%，发电量占比将达到 16.3%、24.5%。然而，光伏发电和风电的 间歇特性，需要配套储能电站才能承担电力保障，因此，电力系统对储能电站容 量的需求也将随之越来越大。 随着储能盈利环境的不断改善，储能项目目前进入高速发展阶段。目前常见的储 能技术主要有抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能，此外新出现的飞轮储能、 重力储能方式也正处于商业化探索过程中。

2.抽水蓄能是运用最广泛 的储能技术

抽水蓄能电站是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 放水至下水库发电的水电站，综合效率在 70%-85%之间。相较于传统水电站，抽 水蓄能电站对于水落差要求更高，一般为 100 米以上。传统水电站主要为径流式 和坝后式，径流式直接拦河发电无太高落差，坝后式利用一定落差来发电，但落 差比较小，因此水电站改抽水蓄能电站比例不大。目前，抽水蓄能是运用最广泛 的储能技术，2020 年末我国抽水蓄能占总储能的 89.3%。

从抽水蓄能电站全生命周期成本构成来看，较普通水电站，初期项目安装成本较 低，其中系统成本占总成本约 50%；运维成本较高，每年约为 7-8 万元/MW。相比 其他储能技术，目前抽水蓄能技术已十分成熟，度电成本仅为 0.21-0.25 元/千瓦 时。

目前，受前期投资巨大，以及后期运营电网调度统一等因素，抽水蓄能装机主要 集中在国网及南网子公司投资运营。根据《“十四五”现代能源体系规划》，“要 研究简化储能新技术示范项目审批程序，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定 抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。”随着抽水蓄能 相关政策的进一步清晰，更多市场主体参与抽水蓄能市场，因此在建的抽水蓄能 电站的投资主体呈现多元化趋势，“十四五”期间新开工项目有望有更多投资主 体参与。

2022 年 6 月 24 日，水电水利规划设计总院在北京召开《抽水蓄能产业发展报告 2021》。2020 年 12 月，国家能源局组织开展了新一轮抽水蓄能中长期规划资源 站点普查工作，总装机规模 16 亿千瓦，其中南方、西北、华中、华东等区域分部 相对较多。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，在运装机 3639 万千瓦，核准在建规模 6253 万千瓦。2021 年，全国抽水蓄 能电站平均综合利用小时 2640 小时。

3.电化学储能是当前最主流的新型储能方式

2022 年 2 月，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》， 明确除抽水蓄能以外的其他所有储能技术和形式，即新型储能，到 2025 年储能由 商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。 目前主在国内新能源发电规模大幅增长、锂电池成本持续下降的推动下，电化学 储能装机规模一直保持高速增长的趋势。据统计，截至 2021 年我国新型储能投运 规模达到 187 万千瓦，累计装机规模达到 551 万千瓦，同比增长 68.5%。

锂离子电池是电化学储能的主要技术形态。电化学储能主要包括铅蓄电池、锂离 子电池、钠硫电池、液流电池等。目前用于规模化储能的电池以锂离子为主。锂 离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，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。

根据 CNESA，截至 2020 年底，全球电化学储能的累计装机规模为 14.2GW，其中锂 离子电池的累计装机规模为 13.1GW，占比达 92%，钠硫电池和铅蓄电池占比分别 为 3.6%和 3.5%。从使用场景角度考虑，储能用锂电池对能量密度的要求较为宽松， 但对安全性、循环寿命和成本要求较高，因此磷酸铁锂电池是现阶段锂离子电池 中最适用于储能的技术路线，目前已投建的锂电储能项目中也大多使用磷酸铁锂 电池。

2021 年我国磷酸铁锂储能电池中标价格大多集中在 1.2~1.7 元/Wh，目前磷酸铁 锂储能电池的度电成本为 0.62~0.82 元/kWh，虽然远高于抽水蓄能，但随着技术 进步，寿命将不断提升，成本有望进一步下降。同时，电力现货市场的价差以及 政府对于独立储能电站的调峰调频补偿，也正在为电化学储能项目创造盈利空间。

钠离子电池具备独特优势，未来发展前景可期。钠离子电池在安全性、资源可得 性、高低温性能等方面表现良好。安全性方面，由于钠离子电池内阻比锂电池高， 在短路情况下温升低，因此具备更高的安全性。原材料方面，钠元素资源丰富， 较锂资源相比不存在资源约束问题。高低温性能方面，钠离子电池在-40℃~80℃ 之间可正常工作，性能优于锂电池。

目前锂离子电池大规模商业化的瓶颈主要有 两个：一是锂离子电池的能量密度不够高，低于磷酸铁锂 200Wh/kg，但宁德时代 于 2021 年发布了 160Wh/kg 的钠离子电池，同时表示在未来将冲击 200Wh/kg，因 此能量密度方面有望快速获得突破；二是由于钠离子电池的循环次数较低导致使 用成本较高，目前钠离子电池的循环次数约 1500 次，远低于磷酸铁锂电池的 5000 次，因此钠离子电池的发展一定程度上取决于钠离子电池是否具备大规模储能应用所需的长循环寿命和保质期。

2022 年电化学储能电站建设速度加快。6 月份广东阳西县政府与广州汇宁时代新 能源发展有限公司、中广核电力销售有限公司签署战略合作协议，投资约 120 亿 元，建设全球最大的电化学储能电站项目，容量达 2GW/5GWh。

4.压缩空气储能处于产业化应用前期阶段

压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术，主要由压缩系统、膨 胀系统、发电及储气罐四大部分构成。储能时段，压缩空气储能系统利用风光电 或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于 报废的矿井、岩洞、废弃的油井或者人造的储气罐中；释能时段，通过放出高压 空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能。

压缩空气储能具备以下优势：1）都是机械装置，正常维护情况下寿命可达 30~50 年，从全寿命周期来看，度电成本约为 0.2~0.4 元，仅次于抽水蓄能；2）属于典 型物理储能，工作介质只有空气，安全性非常高；3）抽水蓄能电站的建造时间比 较长，一般建造时间是 6~8 年，而压缩空气储能的建造周期可以达到 18 个月以内； 4）抽水蓄能电站一般在 100 万千瓦以上才有比较好的经济性，而压缩空气 10 万 千瓦以上可以具备较好的商业性，项目单体投资小，可灵活配置。

压缩空气储能有以下劣势：1）目前压缩空气储能的效率约为 70%，与效率较高的 电池（85%~90%）相比较低；2）响应速度没有电化学储能快，负荷从 0 到 100%的 正常响应时间需要 3~9 分钟，而电化学储能是秒级到毫秒级的，压缩空气储能系 统只有作为旋转备用时才可以达到秒级。 压缩空气储能逐步开始商业化应用。前期多数为试验性示范项目，我国项目从千 瓦级起步，逐步突破了 1-100MW 级压缩空气储能关键技术，2013、2016 年在河北 廊坊、贵州毕节建成了国际首套 1.5MW 和 10MW 先进压缩空气储能示范项目。2022 年 5 月，江苏金坛 60MW/300MWh 压缩空气储能项目投产，标志世界首个非补燃压 缩空气储能电站正式投用。

5.飞轮储能正在开展规模化应用示范

飞轮储能是一种源于航天领域的先进物理储能技术，是指利用电能驱动飞轮高速 旋转，将电能转换为机械能,在需要的时候通过飞轮惯性拖动电机发电，将储存的 机械能变为电能输出的一种储能方式。 飞轮储能具备以下优势：1）功率特性好,响应速度快，可实现毫秒级大功率充放 电、可靠性高；2）高效率、免维护，磁悬浮支撑无摩擦损耗,系统维护周期长；3） 不受重复深度放电次数影响,使用寿命一般在 20 年以上；4）适用温度宽泛，容量 特性不受高低温影响，工作温度一般在-10 至+40°C；5）无化学物质，绿色环保、 无污染。 虽然飞轮储能具备多项优势，但也有明显的短板：1）由于飞轮转速可达 4 万~5 万转/分钟，因此飞轮一般采用碳纤维材质，成本较高；2）能量释放持续时间较 短，一般只有几十秒钟，且自放电率高，若停止充电，能量在几十个小时内就会 被全部损耗。

从技术发展上看，根据《2022 储能产业应用研究报告》，目前 2021 年全球储能 市场装机功率 205.3GW，飞轮储能占比仅为 0.47%，仍处于非主流的一种储能方式。 但由于飞轮储能具备的独特优势，也逐步受到政府和市场的重视。2022 年 3 月， 国家发改委、国家能源局发布关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的 通知，提出要重点建设飞轮储能技术试点示范项目，到 2025 年兆瓦级飞轮储能等 机械储能技术逐步成熟。而且，国内已有部分飞轮储能项目获批或在建，相信未 来飞轮储能将在新能源并网及电力辅助服务等领域发挥一定作用。

6.重力储能正处于探索验证阶段

重力储能是一种机械式的储能，其储能介质主要分为水和固体物质，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。因为水的流动性强，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 能容量受地形和水源限制，在自然水源附近更易建成大规模的储能系统。固体重 物型重力储能主要借助山体、地下竖井、人工构筑物等结构，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。

目前重力储能的主要参与者为中国天楹，2022 年 3 月，中国天楹公告，公司将会 同其他三方成立阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司，独家开拓基于 EnergyVault 的重力储能系统（“GESS”）技术的重力储能项目建设运营业务。 EnergyVaul 公司主要通过使用升降混凝土复合储能块来实现能源的存储与释放， 帮助发电站、独立发电商和大型工业能源用户削减平准化能源成本，同时提高电 力系统特别是可再生能源电力的可靠性。重力储能解决方案与抽水蓄电在理论上 类似，将特制的复合砖通过物理升降的过程牵引发电设施，实现储电放电。与抽 水蓄能等方式相比，重力储能环境限制相对较低，持续时间灵活，可扩展性高， 且其储存介质较难退化，储能过程相对绿色安全。

2022 年 1 月，中国天楹与 EnergyVault 联手在江苏如东建设 25MW/100MWh 的重力 储能示范项目，预计于 2022 年内投入商业运营。2022 年 4 月-6 月，中国天楹与 多家单位签署战略合作协议，将与外部单位合作进行后续重力储能项目的推广， 在与中电建水电的合作中提到，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。后续将重点关注 2022 年内投产的江苏如东项目进展以及 参与独立储能市场的运作情况，同时持续跟进中国天楹未来新增的重力储能项目。（报告来源：未来智库）

7.不同储能类型盈利性对比

根据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至 2021 年底，中国已投运电力储能 项目累计装机规模 46.1GW，占全球市场总规模的 22%，同比增长 30%。其中，抽 水蓄能的累计装机规模最大，为 39.8GW，同比增长 25%，占比较去年下降 3%；市 场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到 5729.7MW，同比增长 75%。

按照设备或项目接入位置，分为电源侧、电网侧及用户侧；2020 年，从接入位置 来看，电源侧和电网侧占据了市场主导；按照储能项目应用场景：分为独立储能、 风储、光储、工商业储能等 30 个场景；其中，独立储能、工商业储能这两类场景 在 2020 年迎来了大发展；按照储能项目提供服务类型，可划分为：支持可再生能 源并网、辅助服务等六大类。从 2020 年投运储能项目的实际作用来看，可再生能 源并网、辅助服务、用户能源管理服务是储能项目提供最多的服务类型。

不同应用场景对应的储能要求存在多样化。虽然储能系统安装在发电侧、电网侧 和用户侧，能够给电网提供的辅助服务的功能是一样的，但每个应用场景侧重点 不尽相同。 发电侧：减少弃风弃光，获取电力辅助收益。储能应用于电力系统的发、输、配、 用、调度多环节，为电力系统更提供调峰调频、需求侧响应等多种服务。这些功 能催生储能在发电侧的商业模式更多侧重于减少弃风弃光电量增加电费收入以及 通过电力辅助服务获得补偿。

电网侧：纳入电网成本，电力辅助服务获利。由于储能在电网侧承担调峰调频、 缓解线路阻塞、延缓电网设施升级、减少电网投资等职责，所以其商业盈利模式 更加侧重于获得电力辅助服务收益和纳入电网成本。与发电侧电力辅助服务不同 的是，电网侧储能主要通过“储能电站的配额租赁”或“合同能源管理+购售电” 等运营途径提供削峰填谷、调频、备用等辅助服务。 用户侧：峰谷价差套利，减少电费成本。用户侧储能的主要安装在微电网、工商 业以及家庭侧，其应用场景决定了用户侧储能要以为业主节约电量电费和容量电 费为最终目的。其中，峰谷价差套利与减少电费成本是最具经济性的商业模式。

抽水蓄能是技术较成熟、经济性较优、具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳 清洁灵活调节电源。《抽水蓄能产业发展报告 2021》预测，2022 年核准规模将超 过 50GW，未来发展潜力巨大。2021 年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资 5367 元/kW，动态总投资 6480 元/kW。抽水蓄能电站的投资占比前三位分别是机 电设备及安装工程 26%，建筑工程 25%，建设利息 14%。

电化学储能系统全生命周期度电成本为 1.158 元/(kW·h)，其中投资成本占比 46%， 维护成本占比 16%，替换成本占比 10%，充电成本占比 28%。抽水蓄能系统全生命 周期度电成本为 0.665 元/(kW·h)，初始投资成本和充电成本占比分别是 41%和 54%，维护成本和替换成本总共占比 5%。电化学储能和抽水蓄能度电成本对年循 环次数、充电基础电价、充放电效率的敏感性排序均为:年循环次数＞充电基础电 价＞充放电效率。目前，电化学储能和抽水蓄能均可通过优化运行参数降低度电 成本，相较而言，电化学储能成本的下降空间更大。

不同类型储能电站对于系统运行具有不同的影响。 就降低火电机组运行成本和备用成本而言，锂离子电池储能最具优势。这主要是 由于锂离子电池储能具有较高的能量循环效率(约为 86%)和宽广的功率调节范 围。 就减少火电机组启停成本、深度调峰相关成本和促进风电大规模消纳而言，压缩 空气储能最具优势。这主要是由于压缩空气储能电站在压缩/膨胀工况下均具有较 宽的调节范围，可以快速满足由于负荷和风电波动所带来的系统调节需求，减少 火电机组启停和深度调峰频率，促进风电充分消纳。 就储能电站本体的投资成本而言，锂离子电池储能电站最高，这主要是由于电池 储能电站循环寿命较短，其在工程周期内会由于置换储能设备而产生额外的置换 成本; 压缩空气储能次之; 抽水蓄能电站最低。

在促进风电规模化消纳背景下，储能辅助火电机组调峰可以优化火电机组的频繁 爬坡情况，减少火电机组深度调峰频率，缓解火电厂的调峰压力。在本文算例情 况中储能引入之后火电机组深度调峰相关成本至少下降了约 31.2%。不同类型储 能电站引入均会改善系统运行经济性，在辅助火电机组调峰场景下抽水蓄能电站 的总体经济效益仍然处于领先地位，其次是压缩空气储能电站，最后是锂离子电 池储能电站。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）