多变量持续演进推动行业发展

需求：可再生能源接入规模持续扩大驱动储能需求释放

风光发电比例提高叠加用电侧场景多元化加剧电力系统供需矛盾，催动更多储能需求 释放以解决矛盾。根据国家能源局统计，2022 年国内光伏/风电新增装机量分别达 87.4/49.8GW，两者在新增电源装机量中占比达 69%；光伏、风电发电量占国内总发电量 比例分别达 5.1%/9.1%，两者合计发电量占比达 14.2%。我们预计 2024 年新增光伏风电 有望保持稳定增长，从而继续提高风光发电的渗透率，而风光等间歇性可再生能源的大规 模并网放大电力供给端的波动，而第三产业及居民侧占比加大放大电力需求侧波动，对电 网消纳提出实质性挑战，解决电力系统供需矛盾需要配备储能系统。

新能源装机提升影响电力系统稳定性，配套储能平滑电力供需曲线。具体来看，相比 传统火力发电，风光发电的特性主要体现为间歇性、随机性、波动性，对电力系统灵活调 节资源消耗加快。同时，基于风光新能源的新型电力系统低惯量、低阻尼、弱电压支撑等 特征明显，随着新能源装机快速提升，高比例可再生能源的消纳和高比例电力电子设备的 “双高”特性日益凸显，系统运行压力持续增加。新能源作为不稳定出力电源对于电力系 统稳定运行带来巨大挑战。因此，源网荷储协调发展成为新型电力系统的发展主线，储能 通过大型能源基地平衡出力、加速新一代调度系统迭代等方式，未来将在新能源发电比例 持续提升基础上维护电网稳定运行。

模式：电力体制与电价改革持续推进，系统调节成本疏导机制改善

辅助服务市场模式愈发健全，现货市场建设提速。自 2021 年“两个细则”明确将用 户侧纳入分摊主体后，辅助服务市场的成本传导阻塞问题迎来积极改善。随着近年来各地 方针对辅助服务市场规则的细化、完善，目前调峰、调频补偿机制已在全国大部分省份建 立，亦成为表前侧大型储能的重要盈利途径之一。2023 年 10 月，国家发改委办公厅等印 发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，国内现货市场建设加速，目前在山 东等地已逐步进入现货市场过渡阶段，部分地区亦存在调峰与现货市场共存的局面。我们 预计未来随着现货市场区域推进加速，调峰机制将逐步由其替代。

电价政策不断出台，提升储能经济性。2023 年 11 月 10 日，国家发改委、国家能源 局公布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确针对煤电施行两部制电价（电量+容量 电价）。目前国内有部分省份如内蒙古、山东等率先实施新型储能容量电价补偿，需要特 别注意的是，内蒙古、新疆目前施行的容量补偿是更为直接的基于电量给予激励，而非严 格意义上基于“容量”补偿，该方式的益处是收益更加直观、稳定。我们预计煤电容量电 价的推出或将加速新型储能容量电价政策的推出，期待 2024 年有更多省份推出、跟进相 关政策，具体是基于容量还是电量补贴形式有待观察，但在方向上无疑将进一步提升国内 独立储能经济性。

解决国内表前储能商业模式问题的关键在于传导调节成本。在过往国内表前侧储能的 确面临商业模式不明朗、盈利来源定性非定量等诸多问题，经济性层面一度存在压力，这 背后一大原因在于辅助服务补偿、容量补偿等调节机制成本传导不畅，不论是由发电企业 或是地方政府财政为调节市场买单，均未体现“谁受益、谁承担”原则，资金来源问题也 影响相关市场发展速度。

峰谷价差是电价市场化、传导调节成本的重要抓手，2023 年来峰谷价差持续拉大， 长期看或加速储能商业模式成熟。从目前情况看，解决问题的抓手在于电价，电价市场化 ——如何合理的向用户侧传导成本是解决上述问题的主要路径。从 2021 年国家发改委发 布《关于进一步完善分时电价机制的通知》以来，各地峰谷价差逐步拉大。据我们基于北 极星电力网数据统计，2023 年 12 月平均峰谷价差较 2022 年提升 17%，其中，同期超 70% 省份较 2022 年峰谷价差提升，提升幅度超 20%的省份近半。从长期来看电力系统有望通 过向用户侧传导系统调节成本，理顺调节市场商业逻辑，加速电力市场化进程。

降本：原材料降价及利率见顶回落降低边际成本

原材料碳酸锂价格同比降低超 7成，美债利率2024年或见顶下行从而降低资金成本。 储能系统主要由电池、PCS、BMS、EMS、消防温控、集成几个环节构成，锂电池成本占 比接近 60%。2021 年起锂电池原材料碳酸锂的价格飞速飙升极大压制了下游储能收益率， 同时阻碍了国内大储商业模式探索的步伐。2023 年来电池级碳酸锂价格大幅下行，根据 鑫椤锂电数据，2023 年 11 月电池级碳酸锂价格相对去年同期降低超 7 成。同时，近年来 美债利率上行在一定程度上压制了海外客户的配储需求，中信证券研究部宏观组预计本轮 美联储加息或已结束，首次降息时点或在明年年中前后，2024 年降幅或达到 75-100bps。 我们预计，2024 年国内市场在 1）商业模式加速成熟；2）产业链成本下行两者驱动下储 能收益率将有较强提升预期，或对下游配储需求有明显拉动。海外市场方面，除了上述产 业链降本利好，美债利率下行也是需求端的重要刺激，我们预计 2024 年海外储能需求释 放亦将迎来加速。

政策：推动多路径发展，补贴机制多元化

地方规模指引密集出台，强调新型储能多路径发展。国内储能政策密集出台，各地协 同推动储能规模的扩张和行业发展。各地政府对“双碳”目标响应积极，风光配套储能规 划也陆续出台。2021 年 7 月国家发改委发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》， 明确到 2025 年国内储能装机规模达到 30GW 以上。随后地方纷纷响应推出本地建设规划： 2025 年广东 1GW，山东 5GW，青海 6.7GW，内蒙古 5GW。同时，地方亦鼓励短时、长 时储能等多种新型储能路线共同发展，强调多路径发展。

补贴机制多元化，为储能发展托底、提速。补贴对象上看，目前储能补贴主要针对单 独储能项目（包含用户侧储能、独立储能）以及新能源+储能类项目。补贴方式上看，1） 表前储能项目建设/投资补贴与储能项目放电量补贴为最主要的两种补贴形式，多数地区皆 出台该类政策。另外还有个别政策针对储能充电量进行补贴，以及安装储能参与需求响应 服务后获得响应补贴；2）表后用户侧储能项目的补贴：包括一次性的投资补贴以及按放 电量进行的补贴，作为峰谷套利外的增量盈利途径。

锂电储能装机增长，关注降本下的结构性机会

中美欧是全球储能领头羊，中长期需求空间广阔

全球新型储能装机快速增长，中美欧是全球领头羊。近年来，“碳中和”、“碳达峰” 成为各国共识并驱动全球风光渗透率提升，新能源占比提高拉动全球储能需求，海内外储 能装机齐升。根据 CENSA（中关村储能产业技术联盟）数据，2022 年全球电化学储能新 增装机达 20.2GW，同比增速 96.3%保持高增势能，欧、美、中是储能的最重要市场；结 构上，多由政府主导投资的发电侧与电网侧储能一度是全球储能需求的主要驱动，随着各 国加大用电侧补贴力度、分布式光伏渗透率提升，2022 年用户侧储能占比提升至 39.0%。 在可再生能源占比加速提升的背景下，储能中长期需求空间逐渐打开。

政策刺激收效显著，2022 年国内储能高增。相比欧美，中国储能市场起步较晚且结 构相对单一，以源网侧为主，主要由政策驱动。近年来政策端利好频出，各类储能商业模 式逐渐清晰。根据 CENSA 统计，2022 年国内新型储能装机 7.35GW，同比增长 283%； 累计装机达 13.08GWh，其中 94%为锂电池储能。根据 CNESA 数据，2023 年前三季度 储能装机达到 25.5GWh，我们预计 2023 年全年装机有望超 35GWh，同比增长超过 130%。

目前国内储能主要由表前侧大储驱动，用户侧工商业、户用储能仍处于起步阶段。根 据中电联数据，在 2022 年国内电化学储能装机结构中，表前源网侧储能以 92%占据绝对 比重。在风光消纳问题日趋严峻的背景下，我们预计国内储能将继续保持增长势能，结构 上短期内仍然以表前侧储能为主。但随着电力市场机制日趋成熟、峰谷电价差拉大，工商 业储能有望成为国内储能放量的第二支柱。

国内储能：大储起量顺利但价格承压，工商业储能进入爆发期

表前储能：招标/装机景气度高但价格面临压力 发电侧配储是增量重要支柱，独立储能商业模式更加多元化。表前储能包括发电侧配 储及独立储能，发电侧明确的配储要求是保证国内表前储能新增装机的重要支柱。目前国 内表前盈利途径主要有容量租赁、现货套利、容量补偿、辅助服务补偿等，具体执行情况 因地而异，但独立储能相对更易被电网调度的特性决定其商业模式相比发电侧配储更加多 元化，经济性亦更加优秀。

现实需求和政策推动是未来几年国内表前储能装机的主要驱动因素：各地区逐步明确 风光配储要求，推动发电侧储能发展。随着国家多部委的储能政策出台和持续细化，各地 方政府也在积极响应和明确新增发电项目的强制性配储要求，配储比例在 5%-10%，配储 时长为 2-4 小时。除少数省份为部分项目配储和鼓励性配储要求之外，90%以上的地区都 提出强制性配储要求。

政策刺激与产业链降本驱动表前储能招标量走高，我们预计 2024 年全年装机量可达 64GWh。2023 年以来储能行业景气度持续向上，根据 CNESA 数据，2023 年前三季度储 能装机达到 25.5GWh，我们预计 2023 年全年装机有望超 35GWh。通过北极星储能网新 闻，我们统计，截至 2023 年 11 月，表前储能全年招标量已达 47GWh，相比 2022 年同 期增长 87%，多数月份同比大幅增长。若以招标作为装机前瞻指标，以 9 个月为招标发布 到装机确认的时间间隔，那么 2024 年将确认至少 36GWh 储能装机，假设全年装机节奏 大体趋同，叠加一定的增量需求释放，我们预计 2024 全年国内表前储能装机可达 60GWh， 同比增速 71%。

工商业储能：收益率仍有向上空间，更多地区的投资机会显现

峰谷价差扩大叠加“两充两放”渗透率提高，工商业储能收益率持续抬升。峰谷价差 是国内工商业储能的主要盈利途径。自 2021 年以来，全国各地峰谷价差逐步拉大，据我 们基于北极星电力网数据统计，2023 年 12 月平均峰谷价差较 2022 年提升 17%，其中， 同期超 70%省份较 2022 年峰谷价差提升，提升幅度超 20%的省份近半。同时，目前近 9 成省份工商业储能可获得“两充两放”收益。我们测算，“两充两放”下浙江大工业储能 项目 IRR 超过 15%，其他省份收益率普遍超过 10%，我们预计高收益率将刺激工商业储 能在国内更多的省份加速涌现。

国内工商业储能市场蓬勃发展，我们预计 2023 年装机增速超 400%。在工商业峰谷 电价差拉大、补贴等支持政策逐步落地、供应链成本大幅下降等多方面积极推动下，国内 工商业储能装机迎来加速增长。中电联披露数据显示，2022 年，国内用户侧广义工商业 储能（含普通工商业、产业园、EV 充电站）装机达 534MWh，同比增长 268%；其中普 通工商业储能装机 390MWh，同比增长 200%。其中，项目经济效益较好的浙江、广东、 安徽、江苏是目前工商业储能装机的主力军。对比国内表前源网侧大型储能，工商业储能 审批验收流程简洁、商业模式清晰、内生需求旺盛。据能源电力说微信公众号统计，仅浙 江一省 2023H1 用户侧储能备案规模便超 830MWh，基本为工商业储能项目，且其中约 8 成项目容量拟于 2023 年内完工；结合浙江、广东、江苏等重点省份项目签约规模和拟完 工进度统计，我们预计 2023 年全年国内工商业储能项目装机累计规模有望达 3GWh 以上， 增速超 400%，2024 年延续增长趋势，开启高速放量阶段。

海外储能：美国大储景气度向上，欧洲户储逐步好转

美国：成长性与高确定性兼备的大型储能市场

美国电网基础薄弱且电力市场机制成熟，是成长性与高确定性兼备的大型储能市场。 根据 WoodMackenzie 数据，美国储能 2022 年新增储能装机 14.0GWh，同比增长 32.2%， 2023 年持续高增。自 FERC841 法案扫清电池储能进入辅助服务市场的阻碍后，美国表前 侧储能迎来春天，2020-2022 年储能装机季度环比增速平均超 78.1%，进入高速发展阶段。 考虑到光储原材料降本叠加美国成熟的电力市场机制，预计美国表前侧储能在 1-2 年内仍 将是美国储能市场的主力，且将在 IRA 法案的助力下进一步打开美国储能的广阔市场。

美国表前储能市场三年复合增速或达 57%，眼下正处于绝对量与增速并存阶段，国内 有实力参与其供应链的企业将显著受益。2022 年，美国推出的《降低通胀法案》（IRA） 将光伏 ITC 期限延长 10 年，税收减免由 26%提升到 30%，并将独立储能纳入 ITC 补 贴范围，对表前储能、特别是独立储能模式运营的项目形成有效激励。在补贴新政及产业 链降本双重刺激下，根据 WoodMackenzie 数据，2023 年第二、第三季度美国储能装机同 比大幅增长 96%/47%，在三季度产业链大幅降本背景下（同比降低 35%），表前储能意向 合约（pipeline）相较去年同期上升 36%。该机构预测，2023-2025 年美国储能总装机规 模将达 24.6/39.2/46.8GWh，对应 CAGR57%。美国储能市场盈利水平较国内优势明显， 眼下正处于绝对量与增速并存阶段，我们认为 2024 年有实力通过零部件或储能系统供给 美国储能产业链的国内企业将显著受益，其中包括提供大储 PCS 及集成的阳光电源、盛 弘股份等，以及通过 ODM 方式提供户储产品的德业股份、科士达等。

欧洲：收益率和需求仍维持较高水平，库存问题预计

2024Q2 显著好转 欧洲作为全球清洁能源转型的推动者，是现阶段户用储能的最重要市场之一。俄乌冲 突加剧能源紧张局势，高电价驱动欧洲户用装机热情。2022 年欧洲新增储能装机容量 7.0GWh，同比 103.4%。考虑到欧洲土地稀缺、建筑以独栋为主，加之政府主导投资意愿 弱，预计未来户用储能将成为欧洲储能的主要推手。结构上，德国、意大利率先落地补贴 政策刺激户储市场需求，2022 年分别在欧洲新增装机中占比 38.1%、29.3%，是欧洲储能 放量的关键市场。

能源结构转型及能源独立诉求是用户侧储能主要推动力，收益率和需求仍维持较高水 平。对用户侧光储场景而言，经济性是决定内生需求释放的关键因素。用户侧储能经济性 与光伏卖电-用电价差挂钩，在欧美普遍压低光伏上网电力收益的背景下，用电价格成为影 响用户侧储能经济性的重要变量。目前欧洲电价在政策干预下逐步回落至俄乌冲突前水平， 达到政策目标，后续电价下行空间有限。以德国户储项目为例，我们测算，在系统成本 2.05 欧元/W，系统功率 7KW、配储时长 2h、每天充放 1 次、上网电价 7 欧分/KWh、居民电 价 30 欧分/KWh 的假设下，无任何补贴和贷款申请的用户 9 年即可收回投资额，对应内部 收益率 8.79%以上，仍处于较高水平，户储的内生需求有支撑。

欧洲户储渠道库存有望在 2024 年中见底，届时户储市场将迎来明显景气度修复。2023 年以来，欧洲户储库存高企成为行业无法回避的问题。2022 年因俄乌冲突而起的户储高 景气赛道吸引大批玩家入欧供货，导致高库存积压。根据 EESA（储能领跑者联盟）统计， 2022 年末欧洲户储库存达 5.2GWh，而 2023H1 欧洲户储市场装机仅 5.1GWh。故欧洲渠 道商一度出现暂缓甚至暂停要货的情况，对国内户储企业经营造成影响。根据 EESA统计， 2023H1 全球对欧洲户储出口达 6.3GWh，同时，其预计 2023 年全年新增户储装机 9.57GWh，那么我们测算可得 2023 年末剩余库存约为 4.47GWh，约为 5 个月库存，环 比上半年已出现好转。参考 SolarEdge 2023 年三季度电话会指引，欧洲户储库存将在 2024 年二季度完全见底。考虑到欧洲现阶段户储渗透率仍低、经济性较好及长期能源自足可控 诉求，我们长期看好欧洲户储的增长潜力，我们预计在 2024 年二季度前后以欧洲为代表 的海外户储分销市场将迎来明显景气修复，海外分销占比较高的厂商有望加快出货放量。

需求场景化推动多种灵活性调节资源发展

现实需求和政策支持推动灵活性调节资源多路径发展

为消纳高比例可再生能源、满足用户负荷需求，电力系统的储能应用存在多种时间尺 度需求。用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统为维持功率平衡存在较 大困难，需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上预先规划以保 证电力系统灵活性。储能作为当前最重要的灵活性调节资源之一，在提高电力系统风光消 纳能力、供电可靠性、微网运行能力及参与服务辅助方面均得到了广泛的应用。针对不同 的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异——短时储能一般侧重于保证电力系统在 瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题，而长时储能一般侧重于实现峰谷时期供需匹配等 经济性问题。

不同技术类型储能各有优劣。受到储能介质本身影响，不同技术类型对应的储能功率 及放电持续时长存在一定的差异，我国均有示范工程正在规划或已投入使用。此外，铁空气电池储能、热岩储能、二氧化碳电池储能等新兴长时储能技术目前正处于中早期研发 示范阶段，短时、长时储能技术研究仍处于动态发展过程中。

超级电容：在短时大功率场景具优势，混合调频项目或成未来放量路径

结构类似电池，双电层超级电容产业化（EDLC）程度最高。超级电容的结构与电池 类似，结构上由正负电极、电解液及防止发生短路的隔膜构成，电极材料具备高比表面积 的特性，一般采用活性炭材料体系，而隔膜一般为纤维结构的电子绝缘材料，电解液根据 电极材料的性质进行选择。当前产业化程度较高的主要是 EDLC，EDLC 的正负极由两块 相同的碳材料电极构成，因此被称为双电层超级电容，双电层超级电容具有极优异的循环 寿命，但具有能量密度较低、耐压低的问题。EDLC 具有充放电速度快、使用寿命长、适 用温度范围宽、安全可靠性高等重要性能特征，从而在电网调频、风电变桨、轨道交通、 车载辅助电源等领域具备了广阔需求空间。

超级电容在短时大功率、多次循环放电场景下具有适用性和经济性优势。其特性主要 体现在功率密度高、能量效率高、充电速度快、响应速率高等诸多方面，得益于其功率密 度较高，超级电容（以 EDLC 为例）在功率成本方面相较其他路径电池具备明显优势，但 能量密度上存在一定劣势，上述特性决定了超级电容更适用于短时大功率、多次循环放电 场景下与火电、锂电池协同调频。

二次调频市场化程度较高，调频能力决定其项目的盈利水平。目前一次调频领域在 2022 年《并网电源一次调频技术规定及试验导则》发布后正式被要求应用于高电压等级 火电、及各类可再生能源并网配置，但多数地区商业模式尚不明朗。相比之下，二次调频 目前市场化程度较高，商业机制相对成熟，各机组通过竞标方式执行电网调令，综合调频 能力决定项目的盈利水平，而调频能力主要由响应速度、调节速率及调节精度三个指标决 定。

通过超级电容混合调频能够有效提升调频能力从而提升参与调频获益，产业化进程与 落地应用项目持续推进。将盈利水平与调频能力挂钩后火电机组响应时间长、爬坡速率低、 调频精度差的局限性就逐渐显露，故火电与储能联合调频的方案为市场所推崇，而超级电 容作为功率密度较高的储能技术具有出色的功率密度及性价比，近年起逐步以混合储能的 方式与锂电池协同调频。2023 年 5 月，华能罗源电厂“5MW 超级电容+15MW 锂电池” 混合储能调频系统经过一个月的联调试验，进入成熟稳定运营阶段。该系统应用了全国目 前容量最大的超级电容系统，在大容量超级电容储能技术集成与调频应用难题上持续突破。 我们预计随着超级电容产业化持续推进、调频市场机制逐步健全，未来超级电容将以更大 体量通过混合储能形式参与到调频项目当中。

全钒液流电池：全生命周期成本优势大，初始投资成本边际改善明显

全钒液流电池长寿命、高能量密度、快速充放电能力使其成为大规模储能项目的理想 选择之一。全钒液流电池主要通过钒离子价态的变化实现电能储存和释放，其电解液为水 溶液故安全性更高、可扩展性强，反应过程只涉及钒离子价态的变化，电解液可以循环再 生，循环次数高可达 15000 次以上，寿命可长达 20 年，同时我国钒储量及产量均位居世 界第一，发展钒电池所需资源自主可控。其缺点主要体现在初装成本较高、能量密度和转 换效率低于锂电池，可以通过提高电池的功率密度、提升关键材料的有效使用面积、降低 材料成本等方式解决电堆成本问题。全钒液流电池在储能领域的特点包括长寿命、高能量 密度、快速充放电能力、深度放电能力、环保性和低维护需求，这些特点使其成为大规模 储能项目的理想选择之一。

全钒液流电池产业主要可主要化分为原材料加工、钒电池系统生产等环节。全钒液流 电池储能系统由电堆、电解液及其他周边设备（电解液罐、电子器件等）构成，根据 《 Techno-Economic Modeling and Analysis of Redox Flow Battery Systems 》 （Jens Noack，Lars Wietschel，Nataliya Roznyatovskaya 等）测算结果，10kW/120kWh 全钒液流电池储能系统中电堆和电解液分别占据 40%和 31%的成本。而随着储能容量的 进一步增长以及技术进步带来的电堆降本空间，和电解液可再生循环使用、不需要报废处 理，使得全钒液流电池储能项目的规模化投资成本有望下降，且生命周期的价格低、经济 性好。

初始投资成本是目前钒液流电池大规模应用的重要阻碍。根据北极星储能网数据，全 钒液流电池相较锂离子电池优势主要体现在循环寿命（>15000 次 vs. <2000 次）,进而在 全生命周期成本方面相较锂离子电池有明显优势（0.2 元/Wh vs. 0.7 元/Wh）。但基于当下 政策引导，及实际行业发展现状来看，在下游主体选择储能设备的诸多考量中，初始投资 成本的权重要显著大于全生命周期成本。我们测算，钒液流电池仅在配置 4 小时及以上情 况，单位成本才能控制在 3 元/Wh 以下，相较锂电池存在劣势。

产业化进程是决定全钒液流电池何时大范围投入使用的关键，产业化的显性指标便在 于降本提效。目前全钒液流电池降本路径包括：1）提高材料化学循环稳定性，提高在液 流电池结构中的电解液材料、电极材料以及隔膜材料的化学稳定性，延长使用寿命；2） 降低材料成本，降低全钒液流电池系统中所主要使用的活性氧化还原物质、电解液以及电 池堆材料等的成本；3）提高系统整体性能，包括提高薄膜电导率，促进电极催化反应动 力学过程，提升反应活性，进而提高效率，实现均化成本的降低。

2023 年初始投资成本边际改善明显，预计后续规模效应释放将持续带来系统成本降 低，届时产业链公司将迎来从 0 到 1 的放量机会。从 2023 年至今最大规模的两个全钒液 流电池中标情况看，初期投资成本进一步下降，多家公司 4h 储能系统报价在 3 元/Wh 以 内，其中，在中核汇能 2023 新能源储能系统集中采购标段一中，液流储能科技有限公司 报价一度达到 2.2 元/Wh 水平，考虑上在全生命周期方面的成本优势，该价格已具备一定 吸引力。当下以 2h 储能为主的储能配置方案在实质上离解决电网中长周期的波动问题还 有一定距离，未来配储时长增长或是行业趋势。随着全钒液流电池产业化加速，我们预计 后续规模效应释放将持续带来系统成本降低，届时相关产业链公司将迎来从 0 到 1 的放量 机会，建议对全钒液流电池系统中标价格与市场招标量持续关注。

压缩空气：规划建设加速，产业链成本改善

压缩空气储能，是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，在电网负荷高峰期释放 压缩空气推动汽轮机发电的储能方式，通过空气的内能与电能之间相互转换实现储能。我 国于 2005 才开始研究压缩空气储能，历经十余年建设规模已实现从千瓦级到百兆瓦级的 重大跨越，在国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》 中，将百兆瓦级压缩空气储能技术作为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之 一。

2021 年起，我国压缩空气储能建设加速。2021 年 12 月，“张家口 100MW 先进压缩 空气储能示范项目”标志着国际首次实现百兆瓦级压缩空气储能项目送电成功，压缩空气 储能技术目前正在向单机 300MW 规模进展。随着技术进一步突破，目前百兆瓦级以上的 系统设计效率可以达到 70%，单位投资成本持续下降。2021 年全年压缩空气储能新增投 运规模达 170MW，接近 2020 年累计装机规模的 15 倍。2022 年开始，百 MW 级项目加 速推进，目前规划并招标建设的项目接近 2GW。《“十四五”新型储能发展实施方案》中 指出将重点试点示范压缩空气等多时间尺度的新型储能技术，政策推动下压缩空气储能项 目工程建设有望进一步加速。

压缩空气储能初始投资单位能量成本快速下降，全生命周期度电成本表现优异。从初 始投资端来看，长时储能技术中部分技术路线在单位功率成本上稍显不足，但随着备电时 长的拉长，单位能量成本优势渐渐清晰，其中压缩空气储能均可以将单位能量成本控制到 1 元/Wh 以下。根据北极星储能网数据，从全生命周期角度对比各类储能系统的度电成本 来看，压缩空气储能成本普遍在 0.4-0.5 元之间（剔除电价差异）。在配储时长 4h 的情况 下，锂离子电池度电成本为 0.4-0.6 元，相比之下成本差距不明显，且压缩空气后续随着 产业化进程加速，成本还有进一步下降空间。

“十四五”期间压缩空气储能有望迎来快速增长，结合目前储备项目数量及规模情况， 我们预计“十四五”期间国内压缩空气储能装机规模有望达 10GW，假设单 GW 投资 61 亿元，我们测算（按照湖北应城项目测算），产业总投资规模超 600 亿元。2022 年 11 月 10 日，陕鼓动力公告与湖北楚韵储能科技有限责任公司签订《湖北应城 300MW 级压缩空 气储能电站示范工程空气压缩机组及配套和辅助系统设备订货合同》，合同标的为 8 台（套） 大型空气压缩机组，合同金额 2.26 亿元；湖北应城 300MW 压缩空气储能项目总投资 18.4 亿元，压缩机作为核心部件成本占比 12.3%。假设其他压缩空气储能项目投资中，压缩机 对应成本比例为 12.3%，则对应“十四五”期间储能压缩机市场需求规模约 75 亿元（按 10GW 算），预计 2025 年储能压缩机市场规模将提升至 38 亿元（按照 5GW 算）

熔盐储能：应用模式多元化展开，商业化方兴未艾

熔盐储能通过加热熔盐实现对热能的存储，在供电时利用高温熔盐换热产生的高温高 压蒸汽推动汽轮机组发电： 1）熔融盐是无机盐的熔融态液体，在高温下熔化后形成离子溶体，一般具有储热密 度大、放热工况稳定、价格低等优点。在实际应用中一般采用槽式、塔式、线性菲涅尔式 和碟式四种方式聚光并加热工质，实现光能到热能的转化。熔盐热储的储热功率可以达到 百兆瓦级别，并实现单日十小时以上的储热能力，使用寿命可达 30 年以上。 2）中广核德令哈光热储一体化项目位于青海省海西州德令哈市光伏(光热)产业园区， 项目总装机容量 200 万千瓦，其中光伏 160 万千瓦、光热熔盐储能 40 万千瓦，储能配比 率 25%、储能时长 6 小时。在新疆哈密建成的 50 MW 熔盐塔式光热发电，采用熔盐储热 可实现 12 小时连续发电，充分具备长时储能应用潜力。

熔盐储能在新型储能赛道上具备显著优势。熔盐储热具有储能规模大、储能时间长的 优点，例如甘肃省金昌市高温熔盐储能绿色调峰电站储能规模达到 600MW/3600MWh， 兰州大成敦煌 50MW 线菲项目中配备熔盐储热系统的储热市场可达 15 小时，显著高于电 化学等新型储能方式。

熔盐储能使用寿命可达 25-30 年，运行稳定性好，无爆炸、火灾等危险，具备安全友 好等特性。中控太阳能测算，光热储能调峰电站为光伏配置 20%熔盐储能服务可以有效解 决光伏弃光问题，同时在相同的储能调峰补贴下，光伏+光热储能调峰电站的综合上网电 价低于光伏+锂电池储能。

除光热电站配套外，熔盐储能还可用于清洁供热、提供工业蒸汽、火电灵活性改造等 方面。熔盐储能系统可以使用太阳能、谷电、工业余热等方式加热熔盐工质进行储存，在 需求时段通过熔盐放热转换为热能实现工业蒸汽制备、建筑供热等用途。以熔盐储热供暖 系统为例，在夜间谷电时段可以通过谷电加热熔盐进入高温熔盐罐，在用热时段通过熔盐 泵抽出高温熔盐与市政用水在换热器中进行热交换为住宅小区提供热水。熔盐储热供暖系 统改造时只需要将燃煤锅炉替换为熔盐储热-加热-换热系统，供水管道和末端设备可继续 使用无需改造，改造建设成本较低；与电采暖相比，充分利用谷电加热使运行费用大幅下 降，提高了供暖系统的经济性。

光热发电网（CSPPLAZA）预测，未来光热行业规模化发展将促使光热系统成本整 体降低 18.42%-27.56%。CSPPLAZA 测算，在塔式电站中设备购置费用约占总投资的 73%， 我们预计随着光热行业进一步规模化发展后，定日镜、熔盐、吸热系统等光热电站主要设 备成本将有下降空间，将带动光热电站造价进一步降低。随着塔式电站中关键技术的优化， 光电转换效率有望获得进一步提升。通过光热行业规模化发展、实现完全国产化替代和相关技术突破，未来光热发电度电成本预计将有进一步改善空间。

同时，考虑到国内电力系统转型同时从“大基地+大电网”和“分散式电源+分布式智 能电网”双线并行，两种模式下产生了当下不同的技术路线、解决方案偏好。前者重点在 国内“十四五”期间约 450GW 风光大基地的基础上，配置灵活性资源；扣除前两批大基 地中较多配置在原有大基地及特高压外输通道周围，剩余风光大基地结合目前已落地项目 来看，主灵活性资源一般会结合当地资源条件选择灵活性火电或抽水蓄能电站，并补充一 定的锂电储能电站及光热（熔盐储热）电站。后者考虑分布式系统对灵活布点、项目规模 的需求差异，多以电化学储能电站为主。预计在现行政策引导及项目储备背景下，“十四 五”期间光热电站（熔盐储能）新增装机规模 4-5GW，对应 EPC 造价空间约 640-800 亿 元，在“十四五”期间国内新增储能装机中占比约 3-4%。

抽水蓄能：技术成熟，政策加码

抽水蓄能是目前最成熟且装机规模最大的长时储能技术，通过上下水库的落差实现势 能和电能的相互转换。其主要优点体现在储能容量大、技术成熟、运行效率高、运行寿命 长、维护费用低等方面，但其对地理资源条件要求高、建设周期相对较长。抽水蓄能电站 储能一般时长为 4-10 小时，单机容量在 30-40 万千瓦，充分满足长时储能需求。从实际 案例来看，装机容量世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站，其总装机达 360 万千瓦，12 台 机组满发利用小时数为 10.8 小时。

投资成本高但长时场景下能量成本优势明显。和许多长时储能类似，抽水蓄能作为储 能调节资源的劣势在于前期投资成本高、在单位功率成本上稍显不足，但随着备电时长的 拉长，单位能量成本优势渐渐清晰，横向比较看，抽水蓄能的能量成本遥遥领先。以抽水 蓄能为例（假设考虑备电时长平均 10h），对比平均 2~4h 备电的锂电池储能项目，在初始 投资中单位功率成本较高的情况下，单位能量成本会呈现更高的经济性。

技术成熟，空间广阔。据 CNESA 统计，截至 2022 年底，中国累计投运储能装机规 模 59.8GW，其中 77.1%，约 46.1GW 为抽水蓄能，占比远超其他储能技术路线。早于 1972 年，我国首批自产的抽水蓄能机组便在北京密云水电站投运。经过多次设备技术迭 代，目前抽水蓄能已成为国内存量最大、技术最为成熟的储能技术。根据国家能源局《抽 水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》指引，我们预计 2025 年抽水蓄能投产总规模达 到 62GW 以上具备强确定性，在 2030 年投产总规模达到 120GW 左右的目标指引下，抽 水蓄能预期将长期保持较快发展态势。

电价机制改革打开抽水蓄能经济性，2021 年后抽水蓄能迎来发展热潮。国内抽水蓄 能的装机与电价机制的发展有密不可分的关系。早期国内抽水蓄能电价在租赁制和单一制 阶段时，机组普遍面临收益较低、电站建设成本回收期长的问题。在 2014 年-2016 年， 我国首次尝试抽蓄两部制电价，取得长足进展，但由于彼时政策偏重于定性要求而非定量， 且在实施细则方面有所欠缺，最终导致容量电价及抽蓄辅助服务市场的成本疏导渠道不明 确，价格传导受阻，政策落地存在阻力。2021 年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机 制的意见》的出台确定了抽蓄电站按 40 年经营期核定，以资本金 6.5%为统一基准给予容 量电价为抽蓄经营兜底，同时完善了容量电费在多个省级电网以及特定电源和电力系统间 的分摊方式，进一步理顺成本传导逻辑。在政策加持之下，抽水蓄能电站普遍亏损的状况 扭转，电站签约、核准不断，行业迎来前所未有的发展热潮，发电企业、金融资本、地方 民营企业等步入抽水蓄能市场。

抽水蓄能产业链主要包含设备制造、工程建设、电站运营等环节，水轮机环节集中度 较高且格局稳定：抽水蓄能产业链上游主要为设备制造商，包括水轮机、水泵、发电机和 主变压器等设备制造企业。水轮机主要供应商为东方电气、哈尔滨电气；水泵主要供应商 为凌霄泵业、大元泵业等；变压器主要供应商包括保变电气、新华都等。抽水蓄能产业链 中游主要为电站设计建设及电站资产的持有运营公司，具体包括电站设计、建设、电站运 营。抽水蓄能产业链下游主要为抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括调峰、 调频等用途。在其中我们认为，水轮机行业竞争格局料将长期稳定，据东方电气及哈尔滨 电气公告，两家公司合计市占率接近 90%。且水轮机技术壁垒较高，在 2003 年国家发改 委启动抽蓄设备国产化的计划中，上述两家公司是国内唯二全面承担引进法国阿尔斯通公 司抽蓄机组技术及制造任务的公司，并在此之后成功实现自主研发。

氢储能：远景方案，未来可期

氢储能利用电解制氢及燃料电池发电等方式，实现电能和氢能的相互转化。氢储能系 统可以实现大规模、长周期储能，但目前尚存在系统效率较低、燃料电池寿命低等问题， 目前我国主流制氢技术仍为化石原料副产制氢（蓝氢），绿电电解制氢技术（绿氢）成熟 度和系统寿命有待进一步验证，氢储能系统需求有望进一步挖掘。氢储能在储存成本方面 仍有较大优势，未来随着 PEM 电解效率和寿命的提升，可以结合氢能运输等手段进一步 挖掘氢储能应用潜力。

目前国内规模化的氢储能应用较少，2023 年行业项目进展加速。2021 年 11 月 13 日， 中国百兆瓦级氢储能项目“张家口 200MW/800MWh 氢储能发电工程”初步设计通过专家 评审，该项目投资约 30 亿元，规划于 2023 年建成投运，是目前全球最大的氢储能发电项 目，标志着氢能大规模储能调峰应用迈出实质性一步。在国家发展改革委发布的《氢能产 业发展中长期规划（2021-2035 年）》中指出，预期到 2035 年，形成氢能产业体系，构建 涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。2023 年，5 月，辽宁营口 500MW， 制氢建设规模 20000Nm3/h 风光氢储一体化示范项目签约；7 月，青海德令哈 100 万千瓦 光氢储项目投产；9 月，全国首个氢储能调峰电站项目于新疆启动，首期建设 1GW 光伏 发电场，年发电量约 14 亿千瓦时，配套 180 万千瓦时氢储能调峰电站；11 月，国内首 个且容量功率最大的绿电制氢储氢发电商业应用项目签约仪式在东方锅炉举行。2023 年， 更多的企业重视氢储能发展，行业相关项目进展加速。

氢储能相关产业链可分为电制氢、储氢及氢转电三个部分，目前仍处于示范应用阶段， 未来商业化前景广阔。目前利用可再生能源产生的绿氢为氢能源电动汽车供能方面已有一 定的商业化应用，相关产业链也因此具备一定的发展基础，而大规模氢储能因转化效率问 题经济性尚未显现。中国氢气联盟预测，在碳达峰、碳中和愿景下，2060 年我国氢气年 需求量 1.3 亿吨左右，其中将有 600 万吨用于发电与电网平衡，市场前景广阔。

电制氢方面，主体技术较为成熟，未来关注高效低成本大规模制氢能力提升。目前碱 性水电解（AE）和质子交换膜水电解（PEM）两种技术已较为成熟，前者成本低但快速 启动与变载能力相对较差，后者效率高、运行灵活、与可再生能源适配性更强，但目前成 本仍然较高。阳光电源、宝丰能源、隆基绿能等公司均布局电解水制氢项目。

储氢方面，车载储氢产业发展相对成熟，大容量储氢产业方兴未艾。现有储氢技术中， 高压气态储氢技术较为成熟，液态储氢和固态储氢仍处于示范应用阶段。京城股份、亚普 股份、中材科技、国富氢能等公司均在储氢瓶方面均有布局，相关技术已用于氢能源汽车 产业。由于高压气态储氢技术中储氢密度低，针对氢能发电场景下的大规模储氢需求同时 存在一定的安全问题，预计随着液氢、固氢存储技术突破，大容量发电用储氢能力有望进 一步发展。

氢气发电方面，燃料电池企业有望具备先发优势。将氢能转化为电能主要有燃料电池 发电、氢燃气机组发电以及氢气燃烧释放热量发电三种方式，其中燃料电池转化效率相对 较高，且汽车所用的小功率氢燃料电池已具备一定的研究基础。华电集团与东方电气联手 制定了 100kW 冷热电三联供系统解决方案，打通了水电制氢、氢气发电等环节，探索了 氢能在发电应用推广的有效模式。2022 年 7 月，由国家电网、中国科学院、清华大学、 中国能建等公司联合研发、建设的国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运， 标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通。美锦能源、雄韬股份、 雪人股份等公司均在燃料电池系统方面具备一定的商业化基础，待氢能源发电效率提升、 相关产业政策完善后有望具备先发优势。

火电灵活性改造：存量机组改造潜力大且成本低

火电转型支撑性电源，是参与调节电力系统的重要手段。资源禀赋决定了燃煤发电在 中国发电结构中的主导地位。随着“双碳”目标的提出，以风光能源为主的不稳定电源在 发电结构中的比例上升，火电的角色由过去的基荷电源向支撑电源转移。我国存量火电机 组资源丰富，在储能等资源尚未规模化应用的阶段，火电机组参与调节电力系统是解决前 文所述电力系统的供需矛盾问题的重要手段。

火电仍是我国存量装机最大的能源资源，改造潜力巨大。“十一五”以来，出于节能 减排及后续完成“双碳”等目标的考量，火力发电结构调整，地方持续淘汰落后机组。根 据中电联数据，“十一五”到“十三五”关停火电机组分别为 77/32/30GW；“十四五”阶 段各地关停机组趋势延续，火电的全国累计火电装机量增长放缓，发电占比由 2012 年 71% 降至 2023 年 10 月的 49%水平。但需要强调的是，火电仍为我国存量装机最大的能源资 源，在火电定位由基荷电源向支撑电源转移的背景下，通过灵活性改造盘活存量低利用小 时数的火电资源无疑事半功倍。

火电灵活性改造通过提高机组灵活性以实现深度调峰，且可调用、易调用。火电机组 单机容量大、输出稳定，具备成为优质调节资源的潜力，但未经灵活性改造的机组调节范 围受限、调节速率慢且启动时间长，改造即是为解决上述问题以实现电网更好、更易调用。其中，拓宽调节范围即增加调峰能力，一般指的是降低机组最小出力，是目前最为广泛和 主要的改造目标。据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、 张健）一文所述，我国纯凝机组最小稳定出力通常为额定功率的 50%，热电联产机组为 80%，相比国际先进水平（纯凝机组 20%，热电联产机组 40%）有较大提升空间。

初始投资成本显著低于其他灵活性资源。据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济 性与政策建议》（袁家海、张健）数据，相较其他灵活性资源，火电灵活性改造的固定成 本投资仅 300-700 元/KW，相较燃气电厂（7013-9457 元/KW）、抽水蓄能（6300-7200 元/KW）及电化学储能（1500 元/KWh）等主流调节手段优势明显。同时，国内有庞大的 存量火电资源可改，侧面减少了新建抽水蓄能及电化学储能等在选址、立项、审批过程中 的时间及其他隐性成本。考虑到目前主流灵活性调节资源的盈利模式大都仍在逐步完善中， 初始投资成本低在决策中的权重相对较高，在该角度上火电灵活性改造目前是最优解。

煤电容量电价关键政策靴子落地。2023 年 11 月，国家发改委、国家能源局对外公布 《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确纳入容量定价，于 2024 年对煤电实行两部制 电价。该通知从政策实施范围、容量电价水平、电费分摊机制、及电费考核机制四方面入 手阐释容量电价实施方案，政策实施范围：明确将自备电厂、不符合规划及能耗的机组排 除在补贴外；容量电价水平：规定煤电容量电价标准全国统一确定为每年 330 元/KW，并 根据各地电力系统需要、煤电机组功能转型速度不同，设置不同比例容量电价：将青海、 云南、四川等 7 个转型较快地区设为 50%，即每年 165 元/KW，将其他地区设为 30%， 即每年 100 元/KW，且规定 2026 年起将各地回收比例统一提升至 50%以上；电费分摊机 制：将煤电容量电价纳入系统运行费用，每月由工商业用户分摊；电费考核机制：规定对 无法调度及出力未达标的机组的惩罚措施。

容量电价实质上为当前煤电机组盈利能力兜底，缓解煤电运营行业当下盈利困境，帮 助灵活性改造及煤电新增装机释放。上述容量电价新规带来的变化主要在于：1）在火电 利用小时数下降背景下为火电机组盈利能力兜底；2）明确用户侧为容量电价补偿承担主 体，为补偿政策的可实施性及延续性打下坚实基础。近年来在利用小时数下降、“市场煤， 计划电”等问题困扰下，盈利问题逐渐成为火电企业现阶段的最大痛点，引入容量电价将 有助于确保煤电行业持续健康运行，缓解煤电运营行业当下盈利困境，帮助灵活性改造及 煤电新增装机释放。

我们预计十四五期间火电灵活性改造市场空间中枢为 158 亿元。灵活性改造价值量参 考前文所引用《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海、张健） 数据，以 300-700 元/KW 作为价值量假设，我们测算，十四五期间火电灵活性改造市场空 间 84-245 亿，中枢在 158 亿元左右，重要假设如下： 改造目标：根据国家能源局在《关于政协第十四届全国委员会第一次会议第 01806 号 （工交邮电类 256 号）提案答复的函》的回复，“十四五”期间完成灵活性改造 2 亿千瓦，提升灵活调节能力 3000 万~4000 万千瓦。

完成度：根据《国家电网服务新能源发展报告 2021》披露数据看，“十三五”期间国 网地区完成度达 74%，我们预计随着风光并网加速，“十四五”消纳压力加剧将倒逼完成 度提高。同时，“十三五”期间火电灵活性改造经济性尚不明朗，而该问题在“十四五” 得到一定解决，且随着电改进程推进及电力保供压力加大，我们预计火电经济性仍有上升 空间，故我们以 80%完成度为最低假设。

 

编辑：520中国