新能源行业专题研究报告：新型储能技术及产业研究

（报告出品方/作者：长城证券，于夕朦）

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。

2.1、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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。