1.后來者居上，國內(nèi)釩電池產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程加速

1.1.釩電池行業(yè)已步入產(chǎn)業(yè)化推廣階段

全球釩電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展脈絡(luò)可以總結(jié)為：國外先行，國內(nèi)趕超。 1）海外：1984 年新南威爾士大學(xué)（UNSW）首次提出全釩液流電池原理，釩電池技術(shù) 正式問世；1997 年 UNSW 向 Pinnacle 出售釩電池專利，后者于 1999 年將相關(guān)專利授予 Vanteck（VRB 前身），借此技術(shù)優(yōu)勢 VRB 快速成長為當(dāng)時全球最大的釩電池公司；2008 年受經(jīng)濟(jì)危機(jī)影響，VRB 停止其所有業(yè)務(wù)，海外釩電池發(fā)展由此陷入停滯。 2）國內(nèi)：我國釩電池基礎(chǔ)研究始于 20 世紀(jì) 80 年代末，1995 年中國工程物理研究院 開啟釩電池研制，并于同年成功制出 500W、1KW 樣機(jī)；2009 年中國普能收購 VRB，獲得 其核心技術(shù)及研發(fā)團(tuán)隊(duì)，我國釩電池發(fā)展正式進(jìn)入快車道；2022 年我國首個國家級釩儲能 示范項(xiàng)目“大連融科 100MW/400MWh 項(xiàng)目”正式投入商運(yùn)，標(biāo)志著我國釩電池行業(yè)正由 大規(guī)模的商用示范階段向產(chǎn)業(yè)化推廣階段轉(zhuǎn)型。

1.2.技術(shù)日益成熟，國內(nèi)釩電池項(xiàng)目加速落地

技術(shù)日益成熟、產(chǎn)業(yè)鏈逐漸完備，國內(nèi)釩電池儲能項(xiàng)目加速落地。目前釩電池核心技術(shù) 掌握在中國、日本、澳大利亞等少數(shù)國家手中，我國液流電池技術(shù)位居世界前列，代表企業(yè) 包括上海電氣、大連融科、北京普能、武漢南瑞（國網(wǎng)英大旗下子公司）等，國外領(lǐng)先的釩 電池企業(yè)主要包括日本住友電工、美國 UniEnergy Technologies、德國 Voltstorage、英國 Invinity 等。隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術(shù)發(fā)展逐步成熟，我國釩電池儲能項(xiàng)目正加速落地。

2.電化學(xué)儲能路線之爭：安全為核，釩電池“錯位 競爭”優(yōu)勢顯著

釩電池主要由電解液、電極、質(zhì)子交換膜、雙極板和集流體構(gòu)成，并通過質(zhì)子交換膜將 電池分為正負(fù)兩個“半單元”。在正、負(fù)半電池中，釩離子分別以+4/+5 價(jià)態(tài)、+2/+3 價(jià)態(tài)存 在于正、負(fù)極電解液中，充放電時，電解液通過推送泵由外部儲液罐流經(jīng)正、負(fù)極室，在電 極表面發(fā)生氧化還原反應(yīng)，產(chǎn)生電流。

釩電池本征安全、擴(kuò)容具備高度靈活性且邊際成本隨儲能時長遞減的特點(diǎn)決定其可充分 定位于大容量、長時儲能市場。國內(nèi)當(dāng)前主流儲能方案包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和電化 學(xué)儲能等，電化學(xué)儲能又具體分為鋰電池、液流電池、鈉電池及鉛酸電池等。與鋰電池相比， 釩電池安全性能突出、擴(kuò)容簡便、無資源瓶頸。 我們有別于市場的判斷：市場普遍認(rèn)為釩電池存在能量密度低、運(yùn)行溫度區(qū)間窄等性能 短板，但由于釩電池一致性好、安全性高，在大型儲能電站等實(shí)際應(yīng)用領(lǐng)域其溫控系統(tǒng)較鋰 電反而更為簡單、占地面積較鋰電也無明顯缺陷，我們認(rèn)為源網(wǎng)側(cè)的大容量、長時儲能將成 為其打開市場的重要突破口。

2.1.優(yōu)勢：本征安全，邊際成本隨儲能時長遞減

1）高安全性：電池本體為儲能系統(tǒng)的安全核心，釩電池采用水基電解液，具備本征安 全性。2011 年至今全球儲能電站事故頻發(fā)，政策端對儲能系統(tǒng)安全性的要求日益提升，與 目前主流路線鋰電池相比，釩電池安全優(yōu)勢突出。 從材料端來看：鋰/鈉電池負(fù)極為碳材料、電解液分別為 LiPF6/ NaPF6 的混合碳酸酯溶 液，均為易燃物質(zhì)，而釩電池/鉛蓄電池均采用水基電解液，無起火爆炸風(fēng)險(xiǎn)。 從電池結(jié)構(gòu)來看：鋰電池正負(fù)極及電解液均共存于一個體系之中，當(dāng)電池過充或處于低 溫環(huán)境下時會出現(xiàn)析鋰現(xiàn)象，形成鋰枝晶，易造成短路、帶來熱失控風(fēng)險(xiǎn)；而釩電池電解液 獨(dú)立儲存于電解罐中，充放電時反應(yīng)物可通過循環(huán)泵從電極表面快速抽離，可有效避免濃差 極化和熱積累效應(yīng)，無熱失控風(fēng)險(xiǎn)。

2）長循環(huán)壽命：所有電化學(xué)儲能技術(shù)之最。釩電池正負(fù)極均為釩離子，在充放電過程 中可避免因離子穿過隔膜交叉污染導(dǎo)致的容量衰減問題。其循環(huán)壽命達(dá)到 20000+次，使用 年限可達(dá) 15 年以上，而鋰/鈉/鉛蓄電池循環(huán)次數(shù)普遍在 5000 次以下。

3）高度靈活性：可根據(jù)負(fù)載需求靈活調(diào)節(jié)功率及容量大小，擴(kuò)容具備天然一致性。首 先，釩電池反應(yīng)物質(zhì)與電堆相分離的結(jié)構(gòu)特性使得電池容量（由電解液的體積或濃度決定）與功率（由電堆數(shù)量或電極表面積決定）相互獨(dú)立，可通過單獨(dú)改變電堆數(shù)量或電解液體積 實(shí)現(xiàn)功率或容量的調(diào)節(jié)。其次，與鋰電池相比，釩電池?cái)U(kuò)容具備天然一致性，更適合大規(guī)模、 大容量、長時間的儲能場景。鋰電池系統(tǒng)功率與容量高度耦合，增加功率或提升容量須將數(shù) 個電芯串聯(lián)或并聯(lián)，電芯數(shù)量的改變將降低電池模組的一致性，影響系統(tǒng)使用壽命及安全性； 而釩電池由于活性反應(yīng)物質(zhì)均來自于同一儲液罐，改變?nèi)萘恐恍柚苯釉鰷p電解液，故其擴(kuò)容 具備天然的一致性，更適合大規(guī)模、長時儲能場景。

4）原材料高度自給，上游價(jià)格較為穩(wěn)定。鋰/鈉/釩電池三類電化學(xué)路線中，鋰電池存在 嚴(yán)重的資源瓶頸，而鈉/釩電池的上游原材料可高度自給。 從資源分布來看：鋰資源地殼豐度為 0.0065%，主要集中于南美，2022 年我國鋰資源 儲量占比僅為 6.9%，資源儲量相對較少；釩資源地殼豐度為 0.0136%，我國為釩儲量第一 大國，2022 年釩資源儲量占比約 39.3%；鈉資源地殼豐度為 2.75%，在全球范圍內(nèi)均勻分 布。

從對外依存度來看：我國鋰資源對外依存度較高，2019 年以來碳酸鋰凈進(jìn)口量持續(xù)增 長，2022 年全年碳酸鋰凈進(jìn)口量達(dá) 12.57 萬噸，同比+71.7%；供需關(guān)系失衡使得碳酸鋰價(jià) 格劇烈波動，近三年最高價(jià)差達(dá)到 53 萬元/噸。與鋰資源相反，我國釩資源高度自給，2022 年凈出口量達(dá) 0.33 萬噸，同比+166.6%；釩資源高度可控使得下游釩產(chǎn)品價(jià)格相對穩(wěn)定， 2020 年至今 V2O5 價(jià)差未超過 7.5 萬元/噸。

5）邊際成本隨儲能時長遞減，全生命周期具備成本優(yōu)勢。目前國內(nèi)已規(guī)劃的釩電池儲 能項(xiàng)目時長大部分在 4 小時以上，我們以湖北陽光鴻志 30KW/150KWh（5 小時）釩電池儲 能系統(tǒng)為例對釩電池儲能時長的邊際成本及全生命周期度電成本進(jìn)行測算： 從儲能時長增加所帶來的邊際成本變動來看：該釩電池項(xiàng)目 1KWh 全系統(tǒng)成本約為 4204 元，其中電解液成本約為 1561 元（占比約 37.1%）、電堆成本約為 2289 元（占比約 為 54.4%）；考慮到釩電池增加儲能時長僅需增加電解液，故若將該儲能系統(tǒng)時長增加至 6 小時，則每 KWh 電解液成本不變，電堆及控制系統(tǒng)成本攤薄至 1907 元/KWh、143 元/KWh， 分別下降 16.7%、3.1%，全系統(tǒng)成本攤薄至 3784 元/KWh，下降 10.0%?？梢娾C電池邊際 成本隨儲能時長增加而有著較為明顯的遞減，而鋰/鈉電池增加儲能時長需相應(yīng)增加電芯數(shù) 量，其單位成本相對固定，釩電池較其他電化學(xué)路線在長時儲能領(lǐng)域具備成本優(yōu)勢。

而從全生命周期成本來看：假設(shè)釩電池循環(huán)壽命為 20000 次、能量轉(zhuǎn)換效率為 70%， 則全生命周期成本約為 0.30 元/KWh；考慮釩電解液高度可回收（使用 15 年后回收率可達(dá) 70%），電解液期末殘值約為 1093 元/KWh，則其全生命周期度電成本可以低至 0.22 元/KWh。 當(dāng)前階段，釩電池全生命周期成本接近鈉離子電池（0.19 元/KWh）、優(yōu)于鋰電池（受原材料 價(jià)格波動影響較大，約 0.27~0.33 元/KWh）。

2.2.劣勢：定位長時儲能市場，釩電池“避短揚(yáng)長”

1）運(yùn)行溫度區(qū)間較窄。釩電池最佳運(yùn)行溫度為 0~45℃，窄于鋰電池（-20~60℃）和 鈉電池（-40~80℃），當(dāng)溫度過低時，電解液凝固會影響電池正常運(yùn)轉(zhuǎn)；當(dāng)溫度過高時，正 極五價(jià)釩會析出為五氧化二釩沉淀，造成流道堵塞、電堆性能惡化。 解決方式：釩電池自帶“液冷系統(tǒng)”，熱管理難度較鋰/鈉電池更低。釩電池充放電過程 中電解液循環(huán)流動，電堆熱量可直接通過輸送管中的熱交換器散熱（類似自帶“液冷系統(tǒng)”）， 熱管理難度相對較低，可通過風(fēng)冷方式進(jìn)行溫控。而鋰電池儲能系統(tǒng)涉及大量電芯（如寧德 時代 EnerC-3.72MWh 儲能系統(tǒng)含 4160 個電芯），除需保障整個電池系統(tǒng)處于合適的溫度區(qū) 間外，還需將單體電芯間的溫度差控制在合理水平，對熱管理要求更高，主流溫控路線為風(fēng) 冷或液冷（風(fēng)冷較液冷散熱溫差仍然較高，液冷為趨勢）。相較于液冷，風(fēng)冷結(jié)構(gòu)簡單、成 本低、更易維護(hù)。

、

2）能量轉(zhuǎn)換率低。除 BMS、PCS 等之外，釩電池比鋰/鈉電池多兩個循環(huán)泵，產(chǎn)生額 外的能量損耗，因此能量轉(zhuǎn)化率較鋰電池（90%）和鈉電池（95%）更低，約為 70~75%； 但考慮到釩電池循環(huán)壽命遠(yuǎn)高于鈉/鋰電池，故能量轉(zhuǎn)換率偏低并不會顯著降低釩電池的經(jīng) 濟(jì)性。

3）能量密度低，適用于靜態(tài)儲能領(lǐng)域。電解液/電堆相分離設(shè)計(jì)+電解液濃度限制使得 釩電池的能量密度（先進(jìn)產(chǎn)品能量密度約 40Wh/kg）遠(yuǎn)低于鋰電池和鈉電池，相同容量下 釩電池體積約為鋰電池的 3~5 倍、質(zhì)量約為鋰電池的 2~3 倍。較低的能量密度使得釩電池 更適用于對體積、質(zhì)量要求不高的靜態(tài)儲能領(lǐng)域（如固定儲能電站），難以應(yīng)用于動力及移 動電源領(lǐng)域。 安全性彌補(bǔ)能量密度缺陷，兆瓦級以上儲能電站中占地面積與鋰電相當(dāng)。我們認(rèn)為，盡 管釩電池能量密度低于鋰電池，但由于其安全性較高，在大型儲能電站中釩電池防火等級（丁 級，足夠人通行即可）低于鋰電池（甲級，需保留 10~20 米間隔距離），占地面積較鋰電池 儲能電站無明顯差距，且釩電池可通過將電解液與電堆上下疊放形成立體結(jié)構(gòu)，進(jìn)一步節(jié)約 占地面積，如融科儲能 10MW/40MWh 儲能系統(tǒng)，平鋪布置占地約 3850m2，上下疊層占地 約 2250m2，節(jié)約面積 41.6%。

2.3.乘政策東風(fēng)，高安全性的釩電池發(fā)展適逢其時

安全問題已成為儲能行業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵因素，釩電池發(fā)展適逢其時。2022 年國家能源局 發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求（2022 年版）（征求意見稿）》，明確提出中大 型電化學(xué)儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池及不宜選用梯次利用動力電池，由此我們 判斷： 1）梯次利用電池裝機(jī)受限，鐵鋰裝機(jī)成本上升。梯次利用動力電池因一致性無法保證， 安全性能較低，動力電池梯次利用受限將導(dǎo)致鐵鋰儲能裝機(jī)成本上升，在一定程度上會限制 儲能領(lǐng)域中磷酸鐵鋰電池的應(yīng)用比例。 2）三元鋰電池、鈉硫電池被排除使用，二者所釋放的空間將成為釩電池發(fā)展的重要機(jī) 遇。截止政策頒布前的 2021 年，我國電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī)達(dá) 5.12GW，其中三元鋰電池、 鈉硫電池裝機(jī)約 0.47/0.18GW，占比分別為 9.2%/3.6%，而液流電池累計(jì)裝機(jī)僅為 0.036GW、 占比僅為 0.7%，具備較大的替代空間。

3.長時儲能路線之爭：靈活適用源網(wǎng)荷各側(cè)，綜合 優(yōu)勢突出

3.1.可再生能源發(fā)展疊加政策推動，長時儲能大勢所趨

風(fēng)光等新能源發(fā)電占比持續(xù)提升，電力系統(tǒng)消納及調(diào)峰調(diào)頻等問題逐現(xiàn)。 1）風(fēng)光等新能源發(fā)電滲透率持續(xù)提升。碳中和背景之下，全球新能源發(fā)電量快速增長， 2022年全球總發(fā)電量為28528.1TWh，其中風(fēng)電、太陽能發(fā)電量分別為 2139.2/1289.3 TWh， 同比分別增長 15.7%/24.0%，在總發(fā)電量中的占比分別為 7.5%/4.5%。2020 年我國正式提 出“雙碳”目標(biāo)，可再生能源發(fā)電快速發(fā)展，風(fēng)光發(fā)電占比由 2020 年的 9.8%提升至 2022 年 的 14.2%。

2）“時間+空間錯配” 提升調(diào)峰調(diào)頻需求，大規(guī)模并網(wǎng)加大消納壓力。風(fēng)光等可再生能 源出力波動大且伴有不確定性，使得電力系統(tǒng)日內(nèi)、跨季及遠(yuǎn)距離調(diào)峰調(diào)頻等需求提升。 從日內(nèi)出力及負(fù)荷峰谷來看，不考慮風(fēng)光出力（視為新能源滲透率為 0 時的情形），用 電負(fù)荷呈現(xiàn)早晚兩個高峰，但整體負(fù)荷波動相對較?。豢紤]新能源出力情形，風(fēng)電日間出力 低、夜晚出力高，光伏發(fā)電午間出力高、夜晚失去電力支撐作用，在此特征之下，日凈負(fù)荷 （用電負(fù)荷-風(fēng)光出力）呈典型“鴨型曲線”，即在風(fēng)光出力峰值時期凈負(fù)荷高峰明顯減小， 負(fù)荷波動性顯著增加，這種波動性將隨新能源滲透率提升而進(jìn)一步加大；負(fù)荷波動日間的急 速變動對電力系統(tǒng)平衡、調(diào)節(jié)的靈活性及快速爬坡能力提出了更高要求。 從季節(jié)性出力及負(fù)荷峰谷來看，風(fēng)電出力高峰為春、秋兩季，光伏發(fā)電高峰為夏、秋兩 季，夏季負(fù)荷電量高而新能源發(fā)電量低，電力系統(tǒng)存在季節(jié)性電量平衡的難題。 而從新能源出力及負(fù)荷空間分布來看，我國風(fēng)光資源稟賦與電力消費(fèi)逆向分布，光伏資 源及風(fēng)能主要分布于三北地區(qū)而用電負(fù)荷高的地區(qū)主要為中東部地區(qū)，大規(guī)模遠(yuǎn)距離傳輸對 電網(wǎng)穩(wěn)定性及調(diào)峰能力帶來巨大挑戰(zhàn)。

需求端：儲能具備平滑新能源出力、輔助調(diào)峰調(diào)頻、提供容量備用等多種支撐功能，可 再生能源滲透率提升催生出各時間尺度的儲能需求： 1）秒-分級儲能需求：風(fēng)光發(fā)電輸出與風(fēng)力、光照強(qiáng)度高度相關(guān)，受天氣因素影響（有 風(fēng)/無風(fēng)、晴天/陰雨），風(fēng)光出力會出現(xiàn)分鐘級變化，會對電力系統(tǒng)造成瞬時擾動，需要儲能 通過頻繁充放電平滑分鐘級波動。2）小時-日級儲能需求：如前文所述，新能源發(fā)電裝機(jī)增長使得電網(wǎng)日間凈負(fù)荷波動加 劇，風(fēng)光出力晝夜差距顯著，需要儲能進(jìn)行小時級以上調(diào)峰。 3）月度級及以上儲能需求：新能源出力與負(fù)荷需求電量在季節(jié)性和空間上的差異，需 要儲能進(jìn)行大規(guī)模、長時間、遠(yuǎn)距離的能量轉(zhuǎn)移。 短時側(cè)重電網(wǎng)安全，長時彌補(bǔ)峰谷供需錯配。與短時儲能相比，長時儲能兼具“快速響 應(yīng)調(diào)節(jié)擾動”+“長期輸出平衡電力”的能力，在極端天氣下還可發(fā)揮應(yīng)急保供作用。風(fēng)光 等可再生能源的滲透率越高，對長時儲能的需求越高。目前業(yè)內(nèi)對長時儲能暫無一致定義， 國內(nèi)一般將充放電循環(huán)時長在 4 小時以上的儲能統(tǒng)稱為長時儲能。

政策端：海內(nèi)外長時儲能政策扶持力度持續(xù)加大。 1）國內(nèi)：政策頻出明確儲能長時趨勢，多地鼓勵 4 小時以上配儲。2022 年 1 月國家發(fā) 改委、能源局印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》，提出到 2025 年實(shí)現(xiàn)氫儲能、熱（冷） 儲能等長時間尺度儲能技術(shù)突破；加大液流電池、鈉離子電池等關(guān)鍵技術(shù)裝備研發(fā)力度。截 止 2023 年 7 月底，我國已有三十多個地區(qū)明確新能源配儲要求，配儲比例由 10%~20%逐 步上升至 15%~30%，配儲時長均已突破 2 小時，其中河北、西藏、內(nèi)蒙古等多地規(guī)劃時長 已突破 4 小時，政策頻出使得儲能長時化成確定趨勢。 2）海外：政府注資支持長時儲能技術(shù)研發(fā)制造，財(cái)政扶持力度漸強(qiáng)。2022 年 11 月美 國能源部宣布為儲能時長 10~24 小時的儲能系統(tǒng)給予 3.49 億美元資金資助；2022 年 10 月 澳大利亞可再生能源署宣布投入 0.45 億澳元建設(shè)一個 200MW/1600MWh 壓縮空氣儲能設(shè) 施，儲能時長達(dá) 8 小時。

市場端：長時儲能項(xiàng)目密集簽約，最大儲能時長已突破 100 小時。2023 年 1-7 月國內(nèi) 簽約 4 小時以上儲能項(xiàng)目 22 個，包含壓縮空氣儲能、液流電池、重力儲能等多種技術(shù)路線； 2023 年 7 月美國明尼蘇達(dá)州批準(zhǔn)建造 10MW/1GWh 鐵-空氣長時儲能設(shè)施，儲能時長達(dá) 100 小時；國內(nèi)外長時儲能項(xiàng)目正在接連落地。

3.2.釩電池 vs 其他長時儲能路線：有望率先對抽蓄形成替代

現(xiàn)階段長時儲能技術(shù)路線主要為抽水蓄能、熔鹽儲熱、液流儲能、壓縮空氣儲能、氫儲 能五大類。目前各路線中，抽水蓄能市場滲透率最高、經(jīng)濟(jì)性最強(qiáng)，但受選址條件限制，預(yù) 計(jì)未來成本將會上升；壓縮空氣儲能在一定程度上仍受自然資源限制，經(jīng)濟(jì)性與選址靈活性 不可兼得；熔鹽儲熱及氫儲能初始投資成本較高、系統(tǒng)轉(zhuǎn)化效率較低，度電成本仍處于相對 高位；與其他路線相比，釩電池在應(yīng)用場景、儲能時間尺度及經(jīng)濟(jì)性等方面綜合優(yōu)勢突出。

1）抽水蓄能：已處大規(guī)模商用階段，技術(shù)最為成熟但發(fā)展空間有限，優(yōu)質(zhì)建站資源趨 于飽和，未來或?qū)⒚媾R度電成本上升、裝機(jī)占比降低。 工作原理：電能與重力勢能的相互轉(zhuǎn)換。抽蓄電站建有上下兩個水庫，用電低谷時將水 從下水庫抽送至上水庫實(shí)現(xiàn)能量存儲（電能→重力勢能），用電高峰時將上水庫的水排放至 下水庫實(shí)現(xiàn)放電（重力勢能→電能），抽蓄電站容量與水庫間落差及水庫容積成正比。 應(yīng)用場景：主要作為供電或調(diào)峰電源，受選址限制，與風(fēng)光等可再生能源發(fā)電項(xiàng)目無法 完全匹配（如我國西北地區(qū)）。

優(yōu)勢：①技術(shù)成熟度高：世界首座抽水蓄能電站早于 1882 年即在瑞士建成，技術(shù)發(fā)展 至今已有百余年歷史，我國抽蓄技術(shù)研究始于 20 世紀(jì) 60 年代，目前已高度成熟。②裝機(jī) 容量大：普遍為 GW 級別。③放電時間及使用壽命長：適宜儲能時間為小時級~周級，使用 壽命超 30 年。④與其他機(jī)械儲能相比，能量轉(zhuǎn)換效率較高，約為 70%。 劣勢：①選址受限，優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和：抽水蓄能對建設(shè)選址要求極高，建壩應(yīng)盡 量靠近水源及電站、基巖需無集中滲漏風(fēng)險(xiǎn)，同時為節(jié)約建設(shè)成本，上下水庫之間的距高比 （水平距離與垂直高度比值）較小為宜；②建設(shè)周期漫長，或無法匹配風(fēng)光裝機(jī)增速：抽水 蓄能電站建設(shè)期約 7~10 年，無法匹配風(fēng)光裝機(jī)快速增長所帶來的消納及調(diào)峰調(diào)頻等需求。 儲能市場裝機(jī)占比：商業(yè)化成熟階段，存量市場占比下降，增量市場略高于新型儲能。 受制于新型儲能技術(shù)快速發(fā)展，抽水蓄能在存量裝機(jī)市場中的占比有所下降。2022 年底全 球/中國儲能市場累計(jì)裝機(jī)規(guī)模分別為 237.2GW/59.8GW，抽水蓄能在全球及中國市場中的 裝機(jī)占比分別為 79.3%/77.1%，與 2021 年相比分別下降 6.8/8.3pct。2022 年中國新增儲能 裝機(jī) 16.5GW ，其中抽水蓄能、新型儲能裝機(jī)分別為 9.1GW/7.3GW ，占比分別為 55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技術(shù)進(jìn)步空間相對有限、發(fā)展受自然資源約束較強(qiáng)，未來其在 儲能市場中的滲透率或?qū)⑦M(jìn)一步下降。

經(jīng)濟(jì)性：抽蓄電站初始投資較大，全生命周期度電成本隨優(yōu)質(zhì)選址資源趨于飽和而上升。 以 1200MW/6000MWh 抽水蓄能電站為例，其初始投資成本約為 6025~8780 元/KW，若使 用壽命為 50 年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約 0.31~0.40 元/KWh；未來隨著優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和，LCOE 將隨之上升；此外，抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈已實(shí)現(xiàn)高度國產(chǎn)化，與 其他儲能路線相比，其在設(shè)備端的降本空間相對有限。

2）熔融鹽儲熱：光熱發(fā)電與火電靈活性改造為主要應(yīng)用領(lǐng)域，其中光熱發(fā)電發(fā)儲一體， 可在一定程素上克服傳統(tǒng)太陽能發(fā)電固有的氣候限制，但初始投資成本高、全生命周期度電 成本尚未達(dá)到規(guī)?；?。 工作原理：“熔鹽儲熱+熔鹽放熱”構(gòu)成一次儲能循環(huán)。熔鹽儲熱時，熔鹽儲罐（冷鹽罐） 中的低溫熔鹽進(jìn)入熔鹽電加熱器，利用風(fēng)電、光伏、夜間低谷電加熱，加熱后回到熔鹽儲罐 （熱鹽罐）中存儲；熔鹽放熱時，高溫熔鹽進(jìn)入換熱系統(tǒng)與水進(jìn)行換熱用于供暖或生成蒸汽 用作工業(yè)蒸汽或用于發(fā)電等。熔融鹽儲熱主要用于光熱發(fā)電、火電靈活性改造、清潔供熱、 工業(yè)蒸汽等領(lǐng)域，其中光熱發(fā)電及火電靈活性改造為主要應(yīng)用領(lǐng)域。 光熱電站工作原理：太陽能→熱能→機(jī)械能→電能。光熱發(fā)電原理為通過反射鏡將光照 匯聚到太陽能收集裝置中，利用太陽能加熱收集裝置內(nèi)的熔鹽，最后通過加熱后的熔鹽傳遞 熱量加熱蒸汽，推動發(fā)電機(jī)發(fā)電。 應(yīng)用場景：光熱電站定位電源側(cè)配套儲能，存量市場單體光熱電站為主，增量市場“光 熱+光伏/風(fēng)電”模式占比提升。截止 2022 年底，國內(nèi)已投運(yùn)光熱項(xiàng)目 8 個，其中僅 1 個為 風(fēng)光熱儲調(diào)荷一體化項(xiàng)目，單體光熱電站占據(jù)主流；2022 年國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十 四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》推動儲熱型光熱發(fā)電與光伏、風(fēng)電等波動性電源配套發(fā)展，目前 在建項(xiàng)目中“光熱+光伏/風(fēng)電”發(fā)電模式已占主流（在建項(xiàng)目共計(jì) 32 個，其中 5 個為單體 光熱電站，27 個為“光熱+”項(xiàng)目）。

優(yōu)勢：①裝機(jī)規(guī)模相對較大：普遍為兆瓦到百兆瓦級。②放電時間及使用壽命長：適宜 儲能時間為 6-15 小時，使用壽命在 25 年左右。③受天氣影響相對較小、夜間仍可發(fā)電：與 光伏發(fā)電相比，光熱發(fā)電可在夜間利用白天富余的熱鹽發(fā)電，受天氣影響相對較小。④安全 性高：熔鹽存儲于儲鹽罐中，整個系統(tǒng)閉環(huán)運(yùn)行，安全性高。⑤響應(yīng)速度快：升、降負(fù)荷平 均調(diào)節(jié)速率分別約為 1.5%~3%Pe/min、2.5%~5%Pe/min，與常規(guī)燃煤機(jī)組水平相當(dāng)。 劣勢：①能量轉(zhuǎn)換效率較低：低于 60%。②熔鹽具有腐蝕性、對蓄熱裝置材料要求較 高：光熱熔鹽主要為硝酸鉀與硝酸鈉的二元混合物，其熱導(dǎo)率低、比熱容低、具備腐蝕性且 相變過程中可能會發(fā)生液體泄露，故對蓄熱裝置材料的抗腐蝕要求較高。③光熱電站選址高 度依賴太陽能資源：太陽能輻照量與光熱發(fā)電成本高度相關(guān)（直接輻射量越大，單位發(fā)電成 本越低），我國西北地區(qū)光照資源豐富，但冬季氣溫較低影響電站啟動。④占地面積大：光 熱電站發(fā)電量與集熱（定日鏡等）面積及儲鹽罐容積成正比，占地面積較大，目前我國在建 及投運(yùn)太陽能熱發(fā)電項(xiàng)目單兆瓦時占地面積約 500~1600m2，遠(yuǎn)高于電化學(xué)儲能。⑤建設(shè)周 期較長：光熱電站建設(shè)周期約 1.5~2.5 年，雖短于抽蓄電站但較電化學(xué)路線仍較長。

儲能市場裝機(jī)占比：處示范階段，裝機(jī)占比相對較低。光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)尚處示范階段，全 球及國內(nèi)滲透率相對較低，2022 年底全球太陽能熱發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量約 7.05GW，同比 +3.7%，其中中國累計(jì)裝機(jī) 0.59GW，同比+9.3%。聚光集熱環(huán)節(jié)成本高、效率低為產(chǎn)業(yè)化 應(yīng)用主要難點(diǎn)，我國太陽能關(guān)鍵部件（玻璃鏡、吸熱管、聚光器等）生產(chǎn)環(huán)節(jié)技術(shù)發(fā)展相對 緩慢。

經(jīng)濟(jì)性：初始投資規(guī)模過大，LCOE 相對較高。以 100MW/1200MWh 塔式光熱電站為 例，其初始投資成本約為 25000~30000 元/KW（其中集熱系統(tǒng)成本占比超 50%），若使用 壽命為 25 年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約 0.79~0.94 元/KWh。光熱電站增 加儲能時長需相應(yīng)擴(kuò)大聚光場面積，目前定日鏡等聚光設(shè)備價(jià)格較高（2022 年張家口太陽 能塔式聚光系統(tǒng)中定日鏡單位成本達(dá) 888 元/m2），未來有望通過各細(xì)分環(huán)節(jié)（吸熱器、熔鹽 泵等）國產(chǎn)替代實(shí)現(xiàn)降本。

3）壓縮空氣：度電成本與抽蓄水平相當(dāng)，選址靈活性與經(jīng)濟(jì)性不可兼得。 工作原理：電能與空氣內(nèi)能的相互轉(zhuǎn)化。用電低谷時段使用電能將空氣壓縮存儲于洞穴 或容器中實(shí)現(xiàn)能量存儲（電能→空氣內(nèi)能），用電高峰時段釋放高壓空氣、驅(qū)動渦輪機(jī)實(shí)現(xiàn) 放電。

儲庫形式：主要包括高壓氣罐、低溫儲罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等。其中：①鹽 穴儲氣庫容量大、單位投資低但選址局限強(qiáng)（我國主要分布于長江中下游、山東及廣東等地， 與風(fēng)光分布的匹配度較低），鹽巖具有極強(qiáng)的蠕變特性，鹽穴儲氣庫長期運(yùn)行后體積可能會 減少；②舊洞改造、新建洞穴選址較鹽穴靈活，但單位投資略高于鹽穴，且舊洞改造存在受 礦井水、 有毒有害氣體危害的風(fēng)險(xiǎn)；③地上儲庫（高壓氣罐、低溫儲罐）可完全突破選址 限制但價(jià)格昂貴，一般用于中小型電站，目前多處于試驗(yàn)階段。 應(yīng)用場景：主要用于削峰填谷、電源側(cè)可再生能源消納、電網(wǎng)輔助服務(wù)、用戶側(cè)（工業(yè) 園區(qū)）服務(wù)場景等。

優(yōu)勢：單機(jī)容量大、儲能時間及使用壽命長。目前壓縮空氣電站單機(jī)容量普遍為 100MW （規(guī)劃項(xiàng)目單機(jī)容量已擴(kuò)展至 500MW），儲能時長可達(dá) 4 小時以上，使用壽命超 30 年。 劣勢：①壓縮過程放熱損失能量，膨脹過程需吸熱補(bǔ)充燃料，系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化效率較低： 補(bǔ)燃式約 42%~55%、非補(bǔ)燃式提升至 60%~65%，但仍然較低。②選址靈活性與建造成本 不可兼得：壓縮空氣儲能選址相對受限，若擺脫對地理資源依賴，將導(dǎo)致建造成本大幅提升。 ②建設(shè)周期短于抽蓄，但較電化?