2022儲能行業(yè)行業(yè)分析全分析

2022儲能行業(yè)行業(yè)分析全分析

資

料

匯

編

目錄

1、2022年儲能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及細分產(chǎn)業(yè)分析

2、儲能溫控行業(yè)專題研究：市場乘風而起.行業(yè)龍頭把握先機

3、2021年中國電力設備重點企業(yè)對比分析（東方電氣VS國

電南自VS金盤科技）：企業(yè)向儲能領(lǐng)域布局［圖］

4、磷酸鐵鋰產(chǎn)業(yè)研究報告：動力儲能雙驅(qū)動一磷酸鐵鋰量價齊

升

5、2021年全球及中國便攜式儲能電源行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及2026

年市場發(fā)展預測分析［圖］

2022年儲能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及細分產(chǎn)業(yè)分析

一、多種儲能路線進入發(fā)展快車道

在全球碳中和目標下，清潔能源將逐步替代化石能源，

風電、光伏發(fā)電將成為清潔能源的絕對主力，裝機量持續(xù)高

增。但是，新能源發(fā)電具有不穩(wěn)定性、隨機性、間歇性的問

題，對電網(wǎng)頻率控制提出了更高的要求，隨著新能源發(fā)電占比

的的提高，整個電力系統(tǒng)的電力電量平衡模式也需要重構(gòu)。

新型電力系統(tǒng)中，儲能將成為至關(guān)重要的一環(huán)，是新能源消

納以及電網(wǎng)安全保障必要保障，在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)都

會得到廣泛的應用，需求空間廣闊。

1.1儲能政策密集出臺

2017-2020年，電網(wǎng)響應能源局、發(fā)改委降低棄風棄光率

的決策，充分利用電力體系的靈活性資源消納新能源，使得

棄風棄光率下降到2%。同時電網(wǎng)壓力凸顯，部分省份開始要

求電源側(cè)配置儲能。2021年，多個儲能行業(yè)的重磅文件公布,

儲能等迎來歷史性發(fā)展機遇。

《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》厘定

了抽水蓄能電站的價格機制，使得抽蓄電站具備了商業(yè)化條

件；《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出到2025

年，新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。健全“新能源+儲

能''項目激勵機制。2021年8月9日，發(fā)改委出臺《關(guān)于鼓勵

可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通

知》明確了風光發(fā)電保障性規(guī)模和市場化規(guī)模配儲的要求。

《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增

加并網(wǎng)規(guī)模的通知》強調(diào)了儲能重要性，規(guī)定了市場化規(guī)模

要求自行配置15%*4小時，保障性規(guī)模由電網(wǎng)負責消納，未

對保障性規(guī)模內(nèi)的配儲作出具體要求，但是我國絕大多數(shù)省份

都已經(jīng)對風電、光伏電站相關(guān)儲能設施建設要求，多數(shù)省份

要求強制建設10%-20%功率，時長2小時的儲能。在強制配

儲政策的刺激下，我國儲能行業(yè)需求出現(xiàn)了井噴現(xiàn)象，行業(yè)快

速壯大。

1.2多種儲能進入發(fā)展期

從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應用場景可以分為發(fā)

電側(cè)、輸配電側(cè)和用電側(cè)三大場景，除此之外的應用還包括

輔助服務、分布式發(fā)電與微網(wǎng)等。從發(fā)電側(cè)的角度看，由于

不同的電力來源對電網(wǎng)的不同影響，以及負載端難預測導致

的發(fā)電和用電的動態(tài)不匹配，發(fā)電側(cè)對儲能的需求場景類型較

多，包括能量時移、容量機組、負荷跟蹤、系統(tǒng)調(diào)頻、備用

容量、可再生能源并網(wǎng)等六類場景。

從輸配電側(cè)的角度看，儲能在輸配側(cè)的應用主要是緩解

輸配電阻塞、延緩輸配電設備擴容及無功支持三類，相對于

發(fā)電側(cè)的應用，輸配電側(cè)的應用類型少，同時從效果的角度

看更多是替代效應。從用電側(cè)的角度看，用電側(cè)是電力使用

的終端，用戶是電力的消費者和使用者，發(fā)電及輸配電側(cè)的

成本及收益以電價的形式表現(xiàn)出來，轉(zhuǎn)化成用戶的成本，因此

電價的高低會影響用戶的需求。

圖1:儲能技術(shù)路徑分類

物理類儲能的應用形式有抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛

輪儲能。目前最成熟的大規(guī)模儲能方式是抽水蓄能，其基本

原理是電網(wǎng)低谷時利用過剩電力，將作為液態(tài)能量媒體的水

從低標高的水庫抽到高標高的水庫，電網(wǎng)峰荷時高標高水庫中

的水回流到下水庫推動水輪發(fā)電機發(fā)電。

電氣類儲能的應用形式有超級電容器儲能和超導儲能。

其中，超導儲能是利用超導體的電阻為零特性制成的儲存電

能的裝置，其不僅可以在超導體電感線圈內(nèi)無損耗地儲存電

能，還可以通過電力電子換流器與外部系統(tǒng)快速交換有功和無

功功率，用于提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性、改善供電品質(zhì)。

電化學類儲能主要包括各種二次電池，有鉛酸電池、鋰

離子電池、鈉硫電池和液流電池等。這些電池多數(shù)技術(shù)上比

較成熟，近年來成為關(guān)注的重點，并有許多實際應用。

熱儲能有許多不同的技術(shù)，如熔融鹽儲能，其可進一步

分為顯熱儲存和潛熱儲存等。在一個熱儲能系統(tǒng)中，熱能被

儲存在隔熱容器的媒質(zhì)中，以后需要時可以轉(zhuǎn)化回電能，也

可直接利用而不再轉(zhuǎn)化回電能。

化學類儲能主要是指利用氫或合成天然氣作為二次能源

的載體。利用待棄掉的風電制氫，通過電解水將水分解為氫

氣和氧氣，從而獲得氫。以后可直接用氫作為能量的載體，

再將氫與二氧化碳反應成為合成天然氣（甲烷），以合成天然

氣作為另一種二次能量載體。

儲能技術(shù)被廣泛應用于提升電網(wǎng)輸出與負荷匹配度，降

低電網(wǎng)輸出波動，減少電能損耗，以提升能源利用效率。各

種儲能技術(shù)特性存在較為顯著的差別，適用范圍也有較大的

區(qū)別，飛輪與超級電容器儲能主要應用于工業(yè)生產(chǎn)中對電壓波

動較為敏感的精密制造與通信、數(shù)據(jù)中心等行業(yè)，抽水蓄能

主要應用于大電網(wǎng)的輸配電環(huán)節(jié)，而化學儲能則更多運用于

光、風發(fā)電等波動較大的可再生能源發(fā)電側(cè)、中小型智能變電

站和用電側(cè)。

圖2：各種儲能技術(shù)優(yōu)缺點對比

季節(jié)性洞好

抽水看能-------壓縮空氣能理或子電池--------超級電容氧儲泰泰布5,5F皆摩

儲能技術(shù)種類繁多，特點各異。實際應用時，要根據(jù)各

種儲能技術(shù)的特點以及對優(yōu)缺點進行綜合比較來選擇適當?shù)?/p>

技術(shù)。各類儲能均具有獨特屬性，氫儲能更適宜季節(jié)性調(diào)峰;

抽蓄、壓縮空氣儲能、燃料電池、電化學儲能等更適合小時級

調(diào)峰；超級電容等則更適合秒級調(diào)頻需求。各類儲能技術(shù)中,

抽水蓄能是應用最為成熟；儲熱技術(shù)也已處于規(guī)?；瘧秒A段,

目前我國火電靈活性改造大部分采取儲熱技術(shù)；鋰離子電池儲

能開始近兩年得到了飛速應用；壓縮空氣以及液流電池也迎

來了商業(yè)化應用。

二、抽水蓄能：巨量項目開工建設

2.1抽水蓄能是最為成熟的儲能技術(shù)

抽水蓄能是在我國普遍運用的一種穩(wěn)定可靠的儲能方式,

抽水蓄能電站一般由上水庫、下水庫和可逆式水泵水輪機組

成。在用電低峰期時，可逆式水泵水輪機作為水泵，利用低

價值電能將水從下水庫抽至上水庫，作為水的勢能儲存；用電

高峰期時則將可逆式水泵水輪機作為水輪機，在上水庫開閘

放水，將水的勢能轉(zhuǎn)換為高價值電能。

圖3：抽水蓄能電站示意圖

Howdoespumpedhydro?^nia

energystoragework?

抽水蓄能具有技術(shù)優(yōu)、成本低、壽命長、容量大、效率

高等優(yōu)點。由于抽水蓄能電站運行模式是將能量在電能和水

的勢能之間轉(zhuǎn)換，其儲能容量主要取決于上下水庫的高度差

和水庫容量，由于水的蒸發(fā)滲漏現(xiàn)象導致的損失幾乎可以忽略

不計，抽水蓄能的儲能周期得以無限延長，可適應各種儲能

周期需求，系統(tǒng)循環(huán)效率可達70%-80%。與此同時，建設完

成后的抽蓄電站壩體可使用100年左右，電機設備等預計使用

年限在40-60年左右。

抽水蓄能是最為成熟、現(xiàn)有規(guī)模最大的儲能技術(shù)。抽水

蓄能是世界上最早開始應用的儲能技術(shù)，我國早在20世紀60、

70年代就開始試點開發(fā)抽數(shù)蓄能電站，并于80、90年代先后

建成了廣州、十三陵等大型抽蓄電站。由于其技術(shù)的先進性和

成熟性，抽水蓄能在我國得到大規(guī)模應用。截至2021年底，

我國儲能裝機總規(guī)模達到46.1GW,其中抽水蓄能占比86.3%。

圖4:2021年我國各儲能技術(shù)裝機占比

2.2成本測算：當前最為經(jīng)濟的儲能方式

為探究抽水蓄能電站經(jīng)濟性，我們對抽水蓄能電站儲能

度電成本進行了測算。

抽水蓄能全壽命儲能度電成本(LCOS)測算核心假設:

(1)初始投資成本假設：抽數(shù)蓄能電站初始投資成本包

括建設及購買設備成本等工程投建初期的一次性投入，綜合

多種文獻，抽數(shù)蓄能電站初始投資成本在5.5-7元/瓦之間。

我們假設初始投資成本為6元/瓦。

(2)年度運維成本假設：抽水蓄能電站相比其他儲能方

式所需的維修保養(yǎng)成本更高，每年運維成本在0.05-0.08元/W。

我們假設運維成本為0.06元/W。

(3)系統(tǒng)殘值率、系統(tǒng)壽命假設：抽水蓄能電站基建成

本占比較高，基建設施一般壽命可達55年，但是電站在運行

過程中因為零件老化等原因需要替換部分零件；一般運營

7300次需要替換一次。我們的測算模型對其進行了一定簡化,

暫不考慮零部件替換，假設在電站投資為一次性投資，壽命為

30年，殘值為10%,每年運行次數(shù)400次。

(4)其他假設：假設放電深度100%,儲能循環(huán)效率

75%O

表5：抽水蓄能LCOS測算核心假設

參數(shù)數(shù)值參數(shù)數(shù)值

初始披資成本(元/W)6系統(tǒng)功率(MW)200

運維成本(元/W)0.06系統(tǒng)容量(Mh,h)1000

系統(tǒng)殘值率(％)10放電深度(%)100

儲能循環(huán)效率(%)75

年循環(huán)次數(shù)(次)400

系統(tǒng)壽命(年)30

年衰減率(%)0.4

貼現(xiàn)率(%)6

稅率(%)以親轂三來智庫

根據(jù)以上假設測算可得，在初始投資成本6元/W,年均

循環(huán)次數(shù)400次，儲能循環(huán)效率75%,儲能系統(tǒng)壽命為30年

的假設下，抽水蓄能儲能度電成本約為0.31元/kWh。

上述簡化模型中，我們對抽水蓄能電站做了較為保守的

參數(shù)預計，假設壽命為30年，而實際上抽水蓄能電站基礎(chǔ)設

施可使用年限將超過50年，另外對于200MW/1OOOMWh的儲

能電站的實際年充放電次數(shù)也可高于400次/年。下面我們對

抽水蓄能儲能度電成本的敏感性分析，考慮抽水蓄能電站初始

投資成本與項目選址密切相關(guān)，后期新建項目選址經(jīng)濟性下

降，初始投資成本可能將會上升，另外電站實際循環(huán)次數(shù)假

定在300-500次之間。我們預計不考慮充電成本的前提下，常

規(guī)抽水蓄能電站LOCE范圍為0.23-0.34元/kWh。

2.3兩部制電價托底，巨量項目入場

兩部制電價政策基本形成成本托底。2021年5月7日國

家發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制

的意見》〔2021〕633號，進一步明確了抽水蓄能兩部制電價

政策，即以競爭性方式形成電量電價以及容量電費納入輸配電

價回收機制，容量電費納入輸配電價回收給抽蓄電站的初始建

設成本形成托底。在抽水發(fā)電運營方面，在未建立現(xiàn)貨市場

區(qū)域，抽水蓄能電站按照75%燃煤基準價用電，發(fā)電時段按

基準價上網(wǎng)，而電站能效轉(zhuǎn)化75%左右，電站收益成本基本

持平。在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、

上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算，抽水蓄能電站抽水電

量不執(zhí)行輸配電價、不承擔政府性基金及附加，在當前峰谷電

價價差高達0.6-1元情況，抽水蓄能電站可以獲得較好的盈利。

圖5：我國抽水蓄能裝機及規(guī)劃情況（萬千瓦）

政策驅(qū)動下，全國各省市迅速布局抽水蓄能項目。2022

年1月以來，已經(jīng)有20個省份公布了2022年省級重點建設

項目名單。根據(jù)國際能源網(wǎng)統(tǒng)計，截至目前我國各省公布的

重點項目中，抽水蓄能累計裝機已達104.3GW,累計投資超

6000億。

三、鋰離子電池儲能：正處于超級爆發(fā)周期

3.1鋰電池電池儲能介紹

2021年我國電化學儲能裝機中，鋰離子電池占比高達

89.7%,是目前技術(shù)比較成熟，發(fā)展勢頭最為迅猛的儲能方式。

鋰離子電池由正極、負極、隔膜和電解液組成，目前主流產(chǎn)

品正極常用鍥鎰鉆三元材料或磷酸鐵鋰，負極多為石墨等碳素

材料。鋰離子電池具有能量密度大、沒有記憶效應、充放電

快速、響應速度快等優(yōu)點，廣泛應用于風電光伏等新能源發(fā)

電側(cè)配儲和用戶側(cè)儲能項目。

鋰離子儲能產(chǎn)業(yè)鏈由上游設備商，中游集成商和下游終

端用戶組成。其中設備包括電池、EMS（能量管理系統(tǒng)）、

BMS（電池管理系統(tǒng)）、PCS（變流器）；集成商包括儲能

系統(tǒng)集成和EPC；終端用戶則由發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)以

及通信/數(shù)據(jù)中心組成。

圖7：電化學儲能上下游示意圖

發(fā)電側(cè)

電網(wǎng)側(cè)

儲能系統(tǒng)

集成EPC

用戶側(cè)

據(jù)中心

頭定@方來管庫

PCS（儲能變流器）應用于能量轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)，可在用電高

峰期將電池輸出的直流電轉(zhuǎn)換為交流電送入電網(wǎng)，低谷期將

電網(wǎng)的交流電轉(zhuǎn)換為直流電儲存，起到控制儲能電池組充放

電過程的作用。儲能變流器通過控制電能在電池組和電網(wǎng)之間

的流動，起到削峰填谷、平滑新能源出力時長波動、平衡晝

夜用電分布差異等作用。BMS（電池管理系統(tǒng)）主要負責電

池的監(jiān)測、評估、保護以及均衡，保障儲能系統(tǒng)的安全運行。

EMS（能量管理系統(tǒng)）將電池、儲能變流器、電池管理

系統(tǒng)和其他儲能系統(tǒng)部件集成為一個完整的系統(tǒng)，負責數(shù)據(jù)

采集、網(wǎng)絡監(jiān)控和能量調(diào)度，對電網(wǎng)進行監(jiān)控、分析、運行

和決策管理。儲能電池是電化學儲能系統(tǒng)核心部分。目前市

場上的主流電池根據(jù)技術(shù)路線不同，大致可分為鋰離子電池、

鉛碳電池、液流電池和鈉離子電池。不同技術(shù)路線的電池響應

速度、放電效率都不盡相同，也有各自的適用范圍和優(yōu)缺點。

3.2電力應用帶動，鋰電儲能需求持續(xù)爆發(fā)

在新型電力系統(tǒng)中，儲能將成為至關(guān)重要的一環(huán)，是新

能源消納以及電網(wǎng)安全保障必要保障，在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、

用電側(cè)都會得到廣泛的應用，需求空間廣闊。國內(nèi)市場，由

于強制性配儲政策的推行，光伏集中式電站以及風電電站儲能

配置率將激增，功率配置比例以及配儲時長將逐步遞增。海

外方面，儲能前期發(fā)展比國內(nèi)快，將在經(jīng)濟性考量以及激勵

政策推動下快速增加儲能配置率，2021年美、歐、澳等國家

和地區(qū)皆出現(xiàn)爆發(fā)性增長。

根據(jù)GGII統(tǒng)計，2021年國內(nèi)儲能電池出貨量48GWh,

其中電力儲能電池出貨量29GWh,同比增長339%；而根據(jù)

全球研究機構(gòu)EVTank與伊維經(jīng)濟研究院共2021年全球儲能

電池出貨量66.3GWh,同比增長132.6%,電力系統(tǒng)儲能是主

要增量貢獻。

圖8：2017-2021年我國儲能電池出貨量及增速

—中國儲能鋰電池出貨量（GWh）-同比增長見親@充來管庫

3.3磷酸鐵鋰電池儲能成本分析測算

根據(jù)正極材料的不同，現(xiàn)行主流鋰離子電池有三元和磷

酸鐵鋰兩類。磷酸鐵鋰電池能量密度比三元材料低，同樣成

本也較低。儲能領(lǐng)域?qū)δ芰棵芏纫蟛桓?，成本低、壽命長

的磷酸鐵鋰電池更受青睞。電池作為整個儲能系統(tǒng)中核心組

成部分，成本占到整個儲能系統(tǒng)成本的50%,是儲能系統(tǒng)后

續(xù)降本的重要渠道。2021年我國磷酸鐵鋰電池儲能中標價格

大多集中在121.7元/Wh。而根據(jù)彭博新能源財經(jīng)（BNEF）

測算，2022年全球電化學儲能EPC成本約為261美元/kWh

（折合人民幣約1.66元/Wh）,預計2025年將降至203美元

/kWh（折合人民幣約1.29元/Wh）o2021年以來大量EPC中

標價格1.3-1.7元/kWh之間。

鋰離子電池全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:

（1）初始投資成本假設：鋰離子電池初始投資成本包括

能量成本，PCS、BMS、EMS系統(tǒng)成本，建設成本以及其他

成本。鋰離子電池儲能系統(tǒng)初始投資成本由于項目區(qū)別具有

一定差異，綜合近期鋰離子電池儲能項目中標價格，我們假

設初始投資單元成本為1.5元/Wh。

（2）年度運維成本假設：運維成本包括電站運營期間的

燃料動力費、以及為了維持電站運營所必須的零部件更換、

系統(tǒng)維護、人工費等費用，此類成本根據(jù)儲能類型的不同大

致占初始投資成本的鑒于鋰離子電池儲能電站普遍

采用遠程監(jiān)控與定期巡檢相結(jié)合的方式，人工費用相比其他電

池類型低，我們假設運維成本占初始投資成本的4%。

（3）系統(tǒng)殘值率假設：系統(tǒng)殘值是儲能系統(tǒng)報廢的剩余

價值減去處置成本所得到的凈值，根據(jù)電池類型不同占初始投

資成本的3%-40%不等。其中磷酸鐵鋰電池相較其他類型電池

回收價值較低，我們假設其系統(tǒng)殘值率為5%。

（4）系統(tǒng)壽命假設：鋰離子電池循環(huán)壽命為3500-5000

次，我們假設其循環(huán)壽命為4500次，年均循環(huán)次數(shù)500次，

則系統(tǒng)壽命為9年。

（5）其他假設：假設放電深度90%,儲能循環(huán)效率

88%,壽命終止容量75%。

表11：磷酸鐵鋰電池LC0S測算核心假設

參數(shù)數(shù)值參數(shù)數(shù)值

初始投資成本（元/Wh）1.5系統(tǒng)容量（MWh）100

其中：能量成本（元/Wh）0.7放電深度（%）90

PCS成本（元/Wh）0.3儲能循環(huán)效率（%）88

BMS成本（元/Wh）0.1循環(huán)壽命（次）3500-5000

EMS成本（元/Wh）0.1壽命終止容量（%）75

建設成本（元/Wh）0.2年循環(huán)次數(shù)（次）500

其他成本（元/Wh）0.1系統(tǒng)壽命（年）9

運維成本（元/Wh）0.06年衰減率（%）2.5

系統(tǒng)殘值率（%）5貼現(xiàn)率（%）6

四元@壇三來置庫

稅率（%）

根據(jù)以上假設測算可得，在初始投資成本1.5元/Wh,年

均循環(huán)次數(shù)500次，儲能壽命為9年的假設下，鋰離子電池

儲能系統(tǒng)度電成本約為0.67元/kWh。

降低初始投資成本、提高電池循環(huán)壽命、增強電池轉(zhuǎn)換

效率等是降低儲能度電成本的主要方式，目前鋰離子電池能

效轉(zhuǎn)化率是所有儲能技術(shù)中最高的，而隨著技術(shù)進步，其壽

命將逐步增加，成本也有望繼續(xù)下降。

通過對不同初始投資成本以及循環(huán)壽命的假設，我們對

其LCOS進行了敏感性分析，當儲能壽命達到4900次循環(huán)，

初始成本下降到1.3元/Wh,LCOS可降至0.48元/Wh。根據(jù)

寧德時代2025年發(fā)展目標，儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命達到10000次,

能量效率達到98%,屆時鐵鋰電池度電成本將可與抽水蓄能

電站爭鋒。

表14：磷酸鐵鋰電池LC0S敏感性分析

初始投資成本（元〃h）

1.61.51.41.3

3500.9600.9150.8700.825

4000.8400.8000.7610.722

5000.7020.6690.6350.602

6000.6120.5870.5570.527

7000.5660.5380.5109元銖影E管庫

四、壓縮空氣儲能：有望成為抽水蓄能電站的重要補充

4.1空氣壓縮儲能系統(tǒng)介紹

壓縮空氣儲能是一種基于燃氣輪機發(fā)展而產(chǎn)生的儲能技

術(shù)，以壓縮空氣的方式儲存能量。儲能時段，壓縮空氣儲能

系統(tǒng)利用風/光電或低谷電能帶動壓縮機，將電能轉(zhuǎn)化為空氣

壓力能，隨后高壓空氣被密封存儲于報廢的礦井、巖洞、廢棄

的油井或者人造的儲氣罐中；釋能時段，通過放出高壓空氣

推動膨脹機，將存儲的空氣壓力能再次轉(zhuǎn)化為機械能或者電

能。國內(nèi)壓縮空氣儲能技術(shù)不斷進步，壓縮空氣儲能

（CAES）、先進絕熱壓縮空氣儲能（AA-CAES）、超臨界

壓縮空氣儲能系統(tǒng)（SC-CAES）、液態(tài)壓縮空氣（LAES）等

都有研究覆蓋，500kW容量等級、1.5MW容量等級及10MW

容量等級的壓縮空氣儲能示范工程均已建成。

壓縮空氣系統(tǒng)構(gòu)成。壓縮空氣主要由壓縮系統(tǒng)、膨脹系

統(tǒng)、發(fā)電及以及儲氣罐四大核心部分。根據(jù)同里500kW液態(tài)

空氣儲能項目效果圖，目前先進的液態(tài)空氣儲能主要涉及設

備包括：1）壓縮機組，2）空氣凈化裝置，3）液化裝置及制

冷膨脹機，4）儲液裝置，5）低溫泵，6）膨脹劑電機組，7）

膨脹機電機組，8）儲熱裝置，9）蓄冷裝置，10）澳化鋰冷

熱雙供機組。

圖11：同里500kW液態(tài)空氣儲能項目效果圖

注：I、樂浦機組；2、空氣凈化裝置；3、液化裝置及制冷膨脹

機：4、儲液裝巖：5、低溫采；6、蒸發(fā)器；7、膨聯(lián)機電機組；

8、儲熱裝置；9、備冷裝置；10、澳化竹冷熱儀供元@未來替'庫

4.2邁過試驗示范階段，商業(yè)化項目大規(guī)模上馬

國際上1978年建成德國漢特福海與1991年建成的美國

阿拉巴馬商業(yè)化壓縮空氣儲能電站為商業(yè)化電站。國內(nèi)陸續(xù)

進行了壓縮空氣、超臨界壓縮空氣、液態(tài)壓縮空氣儲能項目

的研發(fā)與建設?？諝鈮嚎s多數(shù)是為試驗示范項目，國內(nèi)壓縮空

氣儲能落地項目從千瓦級起步，逐步突破了1-100MW級壓縮

空氣儲能系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)，分別于2013年在河北廊坊和2016年

在貴州畢節(jié)建成國際首套1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能

示范項目，張家口國際首套100MW先進壓縮空氣儲能示范項

目于2021年底順利并網(wǎng)，整體研發(fā)進程及系統(tǒng)性能均處于國

際領(lǐng)先水平。

2022年以來大功率項目開始快速上馬。2022年2月，湖

北應城300MW(兆瓦)級壓縮空氣儲能電站示范項目簽約活

動；山東省泰安市推進開發(fā)600MW(20MW)級鹽穴壓縮空

氣儲能電站；葛洲壩能源重工有限公司擬位于瑞昌市投資約

80億元，建設規(guī)模為1000MW/6000MWh的壓縮空氣項目。

表16：2022年立項的大型空氣壓縮儲能項目

開始時間項目地點項目名稱規(guī)模參與單位

國網(wǎng)湖北綜合能源服務有

300MW級壓縮空氣儲能限公司、中能建數(shù)字科技

2022.2湖北應城300MW

電站示范工程有限公司、應城市人民政

府

山東泰安2*300MW級中國能建數(shù)科集團、魯銀

2022.2山東泰安鹽穴壓縮空氣儲能創(chuàng)600MW投資、國網(wǎng)山東省電力公

新示范工程司

瑞昌市壓縮空氣儲能

2022.2江西九江lGW/6GWh葛洲壩能源重工有限公司

調(diào)峰調(diào)頻電站項目

龍頭企業(yè)訂單飽滿。在空氣壓縮儲能技術(shù)研究與項目建

設上，中科院工程熱物理研究所、南網(wǎng)科研院新能源與綜合

能源、清華大學電機系、中科院過程工程研究、國網(wǎng)全球能源

互聯(lián)網(wǎng)研究院等儲能團隊是主要處于領(lǐng)先位置，其他參與到該

領(lǐng)的機構(gòu)還有杭氧、川空集團、中鹽集團、中國華能、中國

能建、葛洲壩等企業(yè)。

中科院工程熱物理研究所在我國空氣壓縮領(lǐng)域處于絕對

領(lǐng)先位置，我國現(xiàn)存多數(shù)項目使用的是其技術(shù)。中儲國能主

要團隊來自中科院熱物理研究所，熱物理所將其在壓縮空氣

領(lǐng)域的知識產(chǎn)權(quán)注入到中儲國能，公司專業(yè)從事壓縮空氣儲能

技術(shù)輸出以及設備制造的企業(yè)。據(jù)其官網(wǎng)披露，公司已建成

的15kW、1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能示范項目市場

占有率為94.9%。公司在湖北云應、內(nèi)蒙古二連浩特、河南

鞏義、河南平頂山、山東肥城、陜西榆林、甘肅玉門、西藏

的列入規(guī)劃的工業(yè)級項目36臺套，合同總價值超過50億元。

表17：2022年立項的大型空氣壓縮儲能項目

地點規(guī)模地點規(guī)模

山東肥城1250MW/7500MWh河南信陽100MW/400MWh

浙江遂昌100MW/1200MWh河南舞鋼10MW/80MWh

青海海西10MW/40MWh甘肅玉門100MW/400MWh

河南平頂山100MW/800MWh陜西榆林100MW/400MWh

河南鞏義100MW/400MWh海南昌江1班條頌對堯駕■庫

4.3成本分析測算：有望成為抽蓄的重要補充

系統(tǒng)效率的提升以及成本的下降，是壓縮空氣儲能商業(yè)

化發(fā)展的基礎(chǔ)。目前從已建成和在建的項目來看，兆瓦級的

系統(tǒng)效率可達52.1%,10兆瓦的系統(tǒng)效率可達60.2%,百兆

瓦級別以上的系統(tǒng)設計效率可以達到70%,先進壓縮空氣儲

能系統(tǒng)效率能夠逼近75%。系統(tǒng)規(guī)模增加后，單位投資成本

也持續(xù)下降，系統(tǒng)規(guī)模每提高一個數(shù)量級，單位成本下降可

達30%左右。

壓縮空氣儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假

設：1）初始投資成本：綜合多種文獻，壓縮空氣初始投資成

本在6-7.5元/瓦之間，100MW級別的成本預計可以達到6000

元/kW以下。我們假設100MW/400MWh的項目單位投資成

本為6元/W。2）年度運維成本假設：壓縮空氣儲能所需的維

修保養(yǎng)成本相對較高，每年需要2%左右。我們假設運維成本

為0.1元/W。3）系統(tǒng)壽命假設：壓縮空氣產(chǎn)能電站的主體設

施可以使用30-50年，我們這里保守預測30年的運營壽命。

4）循環(huán)效率：壓縮空氣儲能系統(tǒng)的能量利用效率近年來快速

上升，大容量電站效率已經(jīng)可以達到70%,先進儲能項目可

以達到75%。5）循環(huán)次數(shù)：電站一般可以每天全容量沖放1-

2次，對應年循環(huán)次數(shù)350-700次，循環(huán)次數(shù)越高，系統(tǒng)度電

成本越低。6）貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本

在4-5%,我們選取6%作為折現(xiàn)率。

表18：壓縮空氣儲能系統(tǒng)LCOS測算核心假設

參數(shù)數(shù)值參數(shù)數(shù)值

初始全投資成本（元/W）6系統(tǒng)功率（MW）100

運維成本（元/W）0.1系統(tǒng)容量（MWh）400

系統(tǒng)殘值率5%儲能循環(huán)效率設）73%

年循環(huán)次數(shù)400

系統(tǒng)壽命（年）30

貼現(xiàn)率6%

以施⑥未來管庫

稅率

初始投資和利用小時數(shù)的變化對度電成本的影響巨大，

而隨著技術(shù)進步，初始投資仍有下降空間；利用小時數(shù)主要

看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數(shù)越高，成本越

低。在100MW/400MWh的系統(tǒng)中，初始投資5-6元/W、年循

環(huán)次數(shù)達到450-600次的情況下，度電成本區(qū)間為0.252-

0.413元/kWh。

壓縮空氣儲能有望成為抽水蓄能電站的重要補充

壓縮空氣儲能之前受制于儲能效率較低，電量損耗成本

較高，但是隨著技術(shù)進步，大型電站投資儲能效率已經(jīng)上升

至70%-75%,略低于抽水蓄能電站，但是已經(jīng)具有具備了大

規(guī)模商業(yè)化應用的條件。

與當前應用最為廣泛的抽水蓄能以及磷酸鐵鋰電池比較:

1）壓縮空氣的度電成本依然要略高于抽水蓄能，但是遠低于

磷酸鐵鋰。雖然壓縮空氣儲能效率要低于鋰離子電池，但是

按照每度電增加0.06元/kWh的額外充電成本，壓縮空氣的儲

能的綜合成本依然要大幅低于鋰離子儲能。2）投資周期較抽

水蓄能短，且單體投資規(guī)模限制小。壓縮空氣儲能建設周期

要短與抽水蓄能，方便項目的快速投產(chǎn)。另外，抽水蓄能電站

一般在100萬千瓦以上才有比較好的經(jīng)濟性，而壓縮空氣10

萬千瓦以上可以具備較好的商業(yè)性，項目單體投資小，可進

行靈活配置。綜合看來，壓縮空氣儲能在能效得到提升后，

有望成為抽水蓄能在大規(guī)模儲能電站領(lǐng)域的重要補充。

五、鈉離子儲能：性能優(yōu)異，被寄予厚望

5.1鈉離子電池性能優(yōu)異，被寄予厚望

近期以寧德時代和中科海鈉為代表的企業(yè)開始布局鈉離

子電池，有望推動鈉離子電池的商業(yè)化進程。鋰、鈉、鉀同

屬于元素周期表IA族堿金屬元素，在物理和化學性質(zhì)方面有

相似之處，理論上都可以作為二次電池的金屬離子載體。鈉離

子電池與鋰離子電池工作原理類似，與其他二次電池相似，

鈉離子電池也遵循脫嵌式的工作原理，在充電過程中，鈉離

子從正極脫出并嵌入負極，嵌入負極的鈉離子越多，充電容量

越高；放電時過程相反，回到正極的鈉離子越多，放電容量越

高。

圖12：鈉離子電池工作原理圖

鈉離子電池性能優(yōu)異，被寄予厚望。決定電化學儲能能

否被大面積應用的關(guān)鍵因素包括安全性、材料資源可得性、

高低溫性能、壽命、投資成本等，而根據(jù)鈉離子電池最新研

究進展，它在這些方面都表現(xiàn)出了良好的性能。在規(guī)?；瘧?/p>

后成本有望低于鐵鋰電池，可在大規(guī)模電化學儲能、低速電

動車等領(lǐng)域得到廣闊應用，有望與鋰離子電池形成互補和有

效替代。

成本優(yōu)勢明顯。鈉離子電池，尤其銅基鈉離子電池，其

正極材料主要元素Na、Cu、Fe和Mn都是價格低廉、來源廣

泛的大宗元素，相比鋰離子電池Li、Ni、Co等元素成本優(yōu)勢

明顯；另外，負極采用的無煙煤前驅(qū)體，在材料來源和成本亦

有優(yōu)勢，且碳化溫度（約1200C）遠低于生產(chǎn)石墨負極時的

石墨化溫度（約2800C）,鈉離子電池負極材料在原材料和

生產(chǎn)制造方面成本明顯；集流體方面，由于銅箔的價格是鋁箔

價格的3倍左右，鈉離子電池負極不需要使用銅箔，而是使

用鋁箔，也是降低鈉離子電池成本的路徑之一。

相關(guān)研究表明，綜合正極材料、負極材料和集流體幾個

方面，鈉離子電池材料成本約370元/kWh,而且隨著產(chǎn)業(yè)鏈

成熟，材料成本有望進一步下探，結(jié)合結(jié)構(gòu)件好電氣件成本,

初始容量投資有望控制在500-700元/kWh；性能方面，隨著

研發(fā)持續(xù)投入和技術(shù)迭代，電池循環(huán)壽命有望突破8000次以

上。

圖13：鈉離子電池的材料成本優(yōu)勢明顯

5.2鈉離子電池產(chǎn)業(yè)化進程加速

2010年以來，鈉離子電池受到了國內(nèi)外學術(shù)界和產(chǎn)業(yè)界

的廣泛關(guān)注，其相關(guān)研究更是迎來了爆發(fā)式增長，國內(nèi)外已

有多家企業(yè)正在積極進行鈉離子電池產(chǎn)業(yè)化的相關(guān)布局，包

括英國FARADION公司、美國NatronEnergy公司、法國

Tiamats日本岸田化學、豐田、松下、三菱化學，以及我國

的中科海鈉、寧德時代、鈉創(chuàng)新能源等公司。目前國內(nèi)在鈉

離子電池產(chǎn)品研發(fā)制造、標準制定以及市場應用推廣等方面的

工作正在全面展開，鈉離子電池即將進入商業(yè)化應用階段，

相關(guān)工作已經(jīng)走在世界前列。

中科海納鈉離子電池商業(yè)化在即。2018年6月，中科海

鈉推出了全球首輛鈉離子電池（72V-80Ah）,驅(qū)動的低速電

動車，并于2019年3月發(fā)布了世界首座30kW/100kWh鈉離

子電池儲能電站，2021年6月推出IMWh的鈉離子電池儲能

系統(tǒng)。

根據(jù)中科海鈉CEO唐筮的介紹，中科海鈉的鈉離子電池

體積和重量不到同等容量的鉛酸電池的三分之一，能量密度

已達到145Wh/kg,是鉛酸電池的3倍左右，循環(huán)壽命是鉛酸

電池的十倍，同時具備5-10分鐘充電的快充能力。中科海鈉

目前規(guī)劃了兩條一共2GWh的鈉離子電芯的產(chǎn)線，目標是實

現(xiàn)今年投產(chǎn)，是目前最早大規(guī)模量產(chǎn)項目。

寧德時代鈉離子電池產(chǎn)業(yè)化快速落地。2021年7月寧德

率先發(fā)布第一代鈉離子電池，該電池具備高能量密度、高倍

率充電、優(yōu)異的熱穩(wěn)定性、良好的低溫性能與高集成效率等

優(yōu)勢，其電芯單體能力密度達到160Wh/kg（下一代研發(fā)目標

200Wh/kg以上）；常溫下充電15min電量可達80%,低溫性

能較好，系統(tǒng)集成效率超過80%。并在電池系統(tǒng)集成方面另

辟蹊徑，開發(fā)了AB電池系統(tǒng)解決方案，即鈉離子電池與鋰離

子電池兩種電池按一定比例進行混搭，集成到同一個電池系

統(tǒng)里，通過BMS精準算法進行不同電池體系的均衡控制。

寧德時代研究院副院長黃起森博士介紹，在制造工藝方

面，鈉離子電池可以實現(xiàn)與鋰離子電池生產(chǎn)設備、工藝的完

美兼容，產(chǎn)線可進行快速切換，完成產(chǎn)能快速布局。目前，

寧德時代已啟動鈉離子電池產(chǎn)業(yè)化布局，2023年將形成基本

產(chǎn)業(yè)鏈。

5.3鈉離子成本分析：遠期可期

鈉離子電池儲能全壽命儲能度電成本(LCOS)測算核心

假設：

1)初始投資成本：當前鋰離子產(chǎn)業(yè)化正在推進中，假設

成熟時期可比鐵鋰電池低20-30%。《鈉離子電池儲能技術(shù)及

經(jīng)濟性分析》表示，鈉離子電池材料成本約370元/kWh,而

且隨著產(chǎn)業(yè)鏈成熟，材料成本有望進一步下探，結(jié)合結(jié)構(gòu)件好

電氣件成本，初始容量投資有望控制在500-700元/kWh。2)

年度運維成本假設：每年需要3.7%左右，為0.04元/W。3)

壽命：可循環(huán)2000次以上，中科鋰鈉、寧德時代等表示其產(chǎn)

品可達3000次，根據(jù)相關(guān)文獻資料，隨著研發(fā)持續(xù)投入和技

術(shù)迭代，電池循環(huán)壽命有望突破8000次以上。4)循環(huán)效率:

綜合多種文獻，鈉離子電池循環(huán)次數(shù)可以達到84-90%。5)

貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在4-5%,我們

選取6%作為折現(xiàn)率。

表25：鈉離子電池LCOS敏感性分析（元/kWh）

初始投資成本（元/Wh）

1.21.110.9

2001.0820.9920.9020.811

3000.7210.6620.6010.541

4000.5410.4960.4510.406

5000.4330.3970.3610.325

6000.3610.3310.301豆條先來智庫

由于產(chǎn)業(yè)尚未應用，我們假設在相對成熟階段，在初始

投資成本1.1元/Wh,年均循環(huán)次數(shù)300次，壽命為10年，

LOCS為0.661元/kWh,與磷酸鐵鋰電池相當。

考慮到商業(yè)化后，電池成本以及性能都將會較大改善。

假設初始投資成本為0.9-1.2元/Wh,壽命為10年，循環(huán)壽命

2000-6000次區(qū)間，對鈉離子電池做敏感性分析。如果成本在

1.1元/Wh以下，循環(huán)壽命在3000次以上，度電成本將在

0.270-0.662元之間，優(yōu)于鐵鋰電池。

六、全鋼液流電池儲能

6.1發(fā)展情況與介紹

鋼電池電能以化學能的方式存儲在不同價態(tài)鋼離子的硫

酸電解液中，通過外接泵把電解液壓入電池堆體內(nèi)，在機械

動力作用下，使其在不同的儲液罐和半電池的閉合回路中循

環(huán)流動，采用質(zhì)子交換膜作為電池組的隔膜，電解質(zhì)溶液平行

流過電極表面并發(fā)生電化學反應，通過雙電極板收集和傳導

電流，從而使得儲存在溶液中的化學能轉(zhuǎn)換成電能。這個可

逆的反應過程使鈍電池順利完成充電、放電和再充電。

在全鋼液流電池系統(tǒng)中，鋼電解液全生命周期內(nèi)不會失

效變質(zhì)，理論總輒量不會發(fā)生變化，很容易全部回收利用，

價值較高，所以建設儲能電站時，可以采用購買電解液，到

期回收模式，也可以采用電解液租賃模式運行，這樣能夠大幅

降低初期投資成本，投資回報率更高。

液流電池具有壽命長、安全性好、輸出功率大、儲能容

量大且易于擴展等特點，壽命達到15-20年，同其他儲能技

術(shù)比較，與風電場硬件具備最高的匹配度，特別適合用于風

電廠儲能，滿足其頻繁充放電、大容量、長時間儲能需求。當

然，全鋼液流電池能量密度低，體積、質(zhì)量遠大于其他電池,

需要5-40。的溫度環(huán)境。

我國鋼電池相關(guān)技術(shù)儲備充足，大規(guī)模儲能項目大量新

增

我國關(guān)于鋼液流電池的研究工作始于20世紀90年代，

迄今先后有中國工程物理研究院、中南大學、清華大學和中

科院大連化物所等開發(fā)成功KW及以上級電池組。我國鋼液

流電池已實現(xiàn)在智能電網(wǎng)、通信基站、偏遠地區(qū)供電、可再生

能源及削峰填谷等項目中的應用。2010年以來，我國兆瓦級

全鈍液流電池示范項目開始陸續(xù)開展，2019年以來我國液流

電池儲能示范項目正加快建設，2022年2月，

“200MW/800MWh大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項目”

的一期項目100MW/400MWh級全鈍液流電池儲能電站完成主

體工程建設，并進入單體模塊調(diào)試階段，預計六月完成并網(wǎng)

調(diào)試，是全球最大鋼液流儲能項目。

表27：我國今年來規(guī)劃或建設的鈕液流儲能項目

時間項目機電池供應商功率容量

2019年1月3MW（一期）12MWh（一期）

湖北棗陽全鈿液流電池光儲用一體化電站項目北京普能

5日/10MW/40MWh

2019年9月江西電建與河鋼承鋼簽訂光伏/風電+全帆液流電

河鋼集團（電解液）5MW20MWh

5日池儲能示范項目

2019年9月大連普蘭店樂甲鄉(xiāng)100MW網(wǎng)源友好型風電場示范

大連融科10MW40MWh

17日項目

2019年12

大連瓦房店鎮(zhèn)海網(wǎng)源友好型風電場示范項目大連融科10MW40MWh

月2日

2020年8月

大連駝山網(wǎng)源友好型風電場示范項目10MW40MWh

27日

2020年12

阿瓦提全機液流儲能電站偉力得7.5MW22.5MWh

月2日

2MW（一期）8MWh（一期）

2021年2月河北承德森吉圖全機液流電池風儲示范項目

/3MW/12MWh

2021年3月湖北襄陽100兆瓦光伏和100兆瓦儲能光儲一體40MW（一期）（一

北京普能200MWh

3日電站/100MW期）/500MWh

2021年5月

廣東汕頭市濠江區(qū)風電產(chǎn)業(yè)園上海電氣1MW二］

13日離碳隧皆庫

125KW'

2021年7月國家光伏、儲能實證實驗平臺（大慶基地）北京普能

6.2鈍液流電池成本分析

目前成本問題仍是鈍電池大規(guī)模商業(yè)應用面臨的最大挑

戰(zhàn)。由于尚未規(guī)?；逃?，且受制于設備、產(chǎn)能以及高額的

前期投入，參考大唐10MW/40MWh全鈍液流電池儲能系統(tǒng)

設備招標以及大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項目等投資

情況，預計目前鈍電池初始成本約為鋰電池的3倍上下。

全鈍液流電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核

心假設:

1）初始投資成本：綜合多種文獻以及近期項目投資情況,

我們預計能量單元成本2元/Wh左右，功率單元成本5-6元

AV；假設100MW/400MWh的項目單位投資成本為13元/W。

2）年度運維成本假設：每年需要0.5%左右，為0.065元/W。

3）系統(tǒng)壽命假設：液流電池可使用壽命20年左右，循環(huán)次數(shù)

可達12000次以上。4）循環(huán)效率：全鈍液流電池電池循環(huán)次

數(shù)可以達到70-85%,這里暫定75%,隨著技術(shù)進步，仍有上

升空間。5）貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在

4-5%,我們選取6%作為折現(xiàn)率。

表28：全鋼液流電池儲能系統(tǒng)LC0S測算核心假設

參數(shù)數(shù)值參數(shù)數(shù)值

初始全投資成本（元/W）13系統(tǒng)功率（MW）100

能量單元成本（元/甲h）5系統(tǒng)容量（MWh）400

功率單元成本（元/W）2放電深度（酚100%

運維成本（元/Wh）0.065儲能循環(huán)效率（%）75%

系統(tǒng)殘值率5%循環(huán)壽命（次）12000-20000

貼現(xiàn)率（%）6%

年循環(huán)次數(shù)紙蔡寫來來智庫

初始投資和利用小時數(shù)的變化對度電成本的影響巨大，

而隨著技術(shù)進步，初始投資仍有下降空間；利用小時數(shù)主要

看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數(shù)越高，成本越

低。在100MW/400MWh的系統(tǒng)中，初始投資11-13元/W、年

循環(huán)次數(shù)達到600次以上時，儲能度電成本區(qū)間為0.44-0.69

元/kWh。

通過測算，在電化學儲能中，全鈍液流電池LCOS與鐵

鋰電池接近，但是能量轉(zhuǎn)化效率方面不如鋰電池，布置靈活

性、溫度環(huán)境要求較高。行業(yè)當前處在由示范階段轉(zhuǎn)向商業(yè)

化過程中，預計未來隨著技術(shù)以及工程進步，成本會有較大的

下降空間，能效也有望進一步提高。

七、鉛炭電池儲能

7.1發(fā)展情況

鉛碳電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統(tǒng)的鉛酸電池

演進出來的技術(shù)。普通鉛酸電池的正極活性材料是氧化鉛

(PbO2),負極活性材料是鉛(Pb),若把負極活性材料Pb全部

換成活性炭，則普通鉛酸電池變成混合電容器；若把活性炭混

合到負極活性材料Pb中，則普通鉛酸電池變成鉛炭電池。

在性能方面，鉛炭電池同時具有鉛酸電池和電容器的特

點，既發(fā)揮了超級電容瞬間大容量充電的優(yōu)點，也發(fā)揮了鉛

酸電池的比能量優(yōu)勢，且擁有非常好的充放電性能；由于加

了碳，阻止了負極硫酸鹽化現(xiàn)象，改善了過去電池失效的一個

因素，更延長了電池壽命。

圖18：鉛炭電池結(jié)構(gòu)圖

鉛炭儲能進展情況。美國的國際動力公司(Axion)在2006

年便已經(jīng)建立鉛炭電池生產(chǎn)線，2009年便開始批量銷售鉛炭

電池。我國鉛酸電池大廠紛紛進行過鉛炭電池的研發(fā)與生產(chǎn),

例如圣陽股份與日本古河于2014年簽訂合作協(xié)議，授權(quán)圣陽

股份在中國工廠進行鉛炭電池的本地化生產(chǎn)；南都電源開發(fā)

有臨安2MWh、浙江鹿西島4MWh微網(wǎng)儲能、珠海萬山海島

6MWh等儲能項目段；2018年超威集團“電力儲能用鉛炭電池

2V1000”項目獲得浙江省科學技術(shù)進步二等獎；天能動力表示

其高性能鉛炭電池是自主研發(fā)的具有國際領(lǐng)先技術(shù)水平的新

型電池，于2020年12月榮獲國務院批準設立的我國工業(yè)領(lǐng)域

最高獎項—中國工業(yè)大獎項目獎。

7.2鉛炭電池成本分析

鉛炭電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假

設：1）初始投資成本：鉛炭電池儲能系統(tǒng)中電芯成本較低，

假設初始全投資成本為1元/Wh。2）年度運維成本假設：每

年需要4%左右，為0.04元/W。3）放電深度：鉛炭電池放電

深度較低，為60-70%。4）壽命：可循環(huán)2000次以上，多家

企業(yè)表示，其鉛炭電池可在70%放電深度條件下達到4200次

的循環(huán)壽命。4）循環(huán)效率：綜合多種文獻，鉛炭電池循環(huán)次

數(shù)可以達到70-85%,這里暫定75%,部分可達80%以上。5）

貼現(xiàn)率：考慮到當前央企能源企業(yè)的融資成本在4-5%,我們

選取6%作為折現(xiàn)率。

表31：鉛炭電池儲能系統(tǒng)LCOS測算核心假設

參數(shù)數(shù)值參數(shù)數(shù)值

初始全投資成本（元/Wh）1系統(tǒng)功率（MW）100

運維成本（元/岫）0.04系統(tǒng)容量（MWh）200

系統(tǒng)殘值率5%放電深度（如70%

儲能循環(huán)效率魏）75%

循環(huán)壽命（次）3000-4200

年循環(huán)次數(shù)600

貼現(xiàn)率6%

稅率三親@未來智■庫

根據(jù)以上假設測算可得，在初始投資成本1元/W,年均

循環(huán)次數(shù)600次，儲能循環(huán)效率70%,鉛炭電池LOCS為

0.678元/kWh。

對鉛炭電池敏感性分析發(fā)現(xiàn)，在年循環(huán)次數(shù)達到500次

以上時，初始投資成本為0.8-1元/W,鉛炭電池儲能度電成本

區(qū)間為0.52-0.747元/kWh。

通過測算比較，發(fā)現(xiàn)雖然鉛炭電池初始投資成本較低，

但是由于其放電深度低于其他儲能形式，度電成本優(yōu)勢并不

明顯。另外如果考慮實際使用中能量損耗成本，鉛炭電池因

能效相對鐵鋰電池較低，經(jīng)濟性會處于一定劣勢勢。新型儲能

百花齊放的狀態(tài)下，鉛炭電池也將有望通過技術(shù)進步實現(xiàn)能

效提升以及成本下降。

儲能溫控行業(yè)專題研究：市場乘風而起—行業(yè)

龍頭把握先機

1.各環(huán)節(jié)需求共振，全球儲能進入加速發(fā)展期

1.1.全球儲能行業(yè)步入規(guī)模化發(fā)展階段

儲能是全球電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中不可或缺的環(huán)節(jié)?；茉?/p>

的使用是全球碳排放的主要來源，根據(jù)IEA統(tǒng)計，2020年石

油、煤炭、天然氣等傳統(tǒng)化石能源在全球能源結(jié)構(gòu)中的占比仍

超過80%,可再生能源的占比僅為12%。為降低碳排放量，

未來工業(yè)、交通、供熱等各領(lǐng)域的電氣化水平需進一步提高,

同時在電力裝機結(jié)構(gòu)中，光伏、風電等可再生能源也將逐漸取

代傳統(tǒng)的火電裝機。根據(jù)IEA的測算，為實現(xiàn)2050年碳中和

的目標，可再生能源發(fā)電占比需由2020年的30%以下提升至

2030年的60%以上，2050年則需達到近90%。與石油等傳統(tǒng)

化石能源不同，電力的生產(chǎn)與消費需要同時進行，能量無法直

接以電能的形式進行儲存，而風、光等可再生能源往往具有

較強的季節(jié)性與波動性，因此隨著全球電氣化程度的提升以及

風電、光伏裝機占比的增加，未來儲能將在全球電力系統(tǒng)中

發(fā)揮更加重要的作用。

儲能行業(yè)規(guī)模化發(fā)展的條件已經(jīng)成熟。一方面，隨著技

術(shù)的進步與產(chǎn)能的擴張，近年來風電、光伏的發(fā)電成本與鋰

離子電池的制造成本降幅顯著，在上網(wǎng)側(cè)平價的基礎(chǔ)上，當前

全球正朝著“新能源+儲能”平價的方向快速前進。另一方面，

經(jīng)過前期的探索與實踐，儲能在電力系統(tǒng)中的定位與商業(yè)模

式正日漸清晰，目前美國、歐洲等發(fā)達地區(qū)儲能市場化發(fā)展的

機制已基本建立，新興市場的電力系統(tǒng)改革亦持續(xù)加速，儲

能行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的條件已經(jīng)成熟。

圖3:風電、光伏LCOE變化情況（$/kWh）

光伏海上風電陸上風電

2021年起全球儲能行業(yè)進入高速發(fā)展階段。根據(jù)BNEF

統(tǒng)計，2021年全球新增儲能裝機規(guī)模為10GW/22GWh,較

2020年實現(xiàn)翻倍以上增長，截至2021年底全球累計儲能裝機

容量約為27GW/56GWho考慮至U2021年底全球累計風電/光

伏裝機規(guī)模已達到837/942GW,以此推算儲能在全球風電光

伏裝機中的占比僅為1.5%,我們認為儲能市場的高速增長才

剛剛開始，行業(yè)發(fā)展前景廣闊。

12國內(nèi)：各環(huán)節(jié)發(fā)展模式明晰，裝機空間充分打開

政策勾勒發(fā)展前景，各環(huán)節(jié)儲能發(fā)展模式逐漸清晰。

2022年2月底，國家發(fā)改委、能源局正式印發(fā)《“十四五”新

型儲能發(fā)展實施方案》，進一步明確了“到2025年新型儲能由

商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段、具備大規(guī)模商業(yè)化應用條

件”，“2030年新型儲能全面市場化發(fā)展”的目標。此外，本次

文件對發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能均進行了明確的部署，各

環(huán)節(jié)儲能發(fā)展模式逐漸清晰。

2022年國內(nèi)儲能行業(yè)將正式步入發(fā)展快車道。2021年國

家、地方層面均有儲能政策密集出臺，但主要側(cè)重在整體部

署層面，相關(guān)的配套細則尚不完善，因此2021年為國內(nèi)儲能

行業(yè)由商業(yè)化起步邁向規(guī)模化發(fā)展的過渡之年，實際落地的

項目規(guī)模相對有限。根據(jù)CNESA的統(tǒng)計，2021年國內(nèi)新增

新型儲能裝機2.4GW/4.9GWh,較2020年同比增長約54%,

其中電化學儲能裝機2.32GW,同比增長近49%。從應用場景

來看，2021年國內(nèi)新增電源側(cè)/電網(wǎng)側(cè)/用戶側(cè)儲能的裝機規(guī)

模分別為0.98/0.84/0.58GW,占比約為41%/35%/24%,各環(huán)

節(jié)儲能發(fā)展齊頭并進。隨著2022年各地的儲能細則開始逐步

落地，我們預計國內(nèi)儲能行業(yè)的發(fā)展將明顯加速。

圖7:國內(nèi)電化學儲能新增裝機規(guī)模情況

■電化學儲能新增裝機（GW）同比增速

2.5400%

350%

2.0300%

250%

1.5

200%

150%

1.0

100%

0.550%

0%

0.0-50%

201620172018201920202021

我們測算十四五末國內(nèi)儲能累計裝機規(guī)模有望突破

250GWh,2025年新增裝機規(guī)模有望接近lOOGWh,對應

2022-2025年復合增速超過100%。從結(jié)構(gòu)上來看，我們預計

十四五期間新能源配套儲能將率先放量，電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲

能則將隨后大規(guī)模啟動，具體假設與測算過程如下。

新能源發(fā)電側(cè)：2021年國內(nèi)陸上風電+集中式光伏電站

新增裝機規(guī)模約為56GW,以此測算儲能配套比例約為1.5%。

我們預計2022年起國內(nèi)新增風光裝機規(guī)模將保持較快增長，

同時在政策驅(qū)動下儲能配套比例將顯著提升。假設2025年國

內(nèi)新增陸上風電以及集中式光伏電站的儲能配套比例為20%,

儲能時長由2h逐步提升至2.5h,則相應的新能源配套儲能裝

機規(guī)模將超過60GWho

電源側(cè)輔助服務：2021年國內(nèi)總發(fā)電裝機容量達到

2377GW,配套輔助服務儲能的裝機比例不到0.1%,而發(fā)達

電力市場中輔助服務費用占總電費的比例一般超過1.5%。在

國內(nèi)總電力裝機平穩(wěn)增長的背景下，我們假設2025年配套輔

助服務儲能的比例為0.5%,則對應的電源側(cè)輔助服務儲能裝

機規(guī)模將達到16GWho

電網(wǎng)側(cè)：隨著我國電氣化率的持續(xù)提升，近年來全國電

網(wǎng)最高發(fā)電負荷呈較快增長，而根據(jù)國務院《關(guān)于印發(fā)2030

年前碳達峰行動方案的通知》中的要求，到2030年省級電網(wǎng)

將基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。我們預計負荷響應

能力將主要由電網(wǎng)側(cè)的抽水蓄能與新型儲能提供，根據(jù)《抽

水