（報告出品方/作者：東海證券，周嘯宇、趙敏敏）
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（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 快速成長為當時全球最大的釩電池公司；2008 年受經(jīng)濟危機影響，VRB 停止其所有業(yè)務，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 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；2009 年中國普能收購 VRB，獲得 其核心技術(shù)及研發(fā)團隊，我國釩電池發(fā)展正式進入快車道；2022 年我國首個國家級釩儲能 示范項目“大連融科 100MW/400MWh 項目”正式投入商運，標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，我國釩電池儲能項目正加速落地。
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 電池分為正負兩個“半單元”。在正、負半電池中，釩離子分別以+4/+5 價態(tài)、+2/+3 價態(tài)存 在于正、負極電解液中，充放電時，電解液通過推送泵由外部儲液罐流經(jīng)正、負極室，在電 極表面發(fā)生氧化還原反應，產(chǎn)生電流。
釩電池本征安全、擴容具備高度靈活性且邊際成本隨儲能時長遞減的特點決定其可充分 定位于大容量、長時儲能市場。國內(nèi)當前主流儲能方案包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和電化 學儲能等，電化學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、擴容簡便、無資源瓶頸。 我們有別于市場的判斷：市場普遍認為釩電池存在能量密度低、運行溫度區(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際應用領(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，無起火爆炸風險。 從電池結(jié)構(gòu)來看：鋰電池正負極及電解液均共存于一個體系之中，當電池過充或處于低 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、帶來熱失控風險；而釩電池電解液 獨立儲存于電解罐中，充放電時反應物可通過循環(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，無熱失控風險。
2）長循環(huán)壽命：所有電化學儲能技術(shù)之最。釩電池正負極均為釩離子，在充放電過程 中可避免因離子穿過隔膜交叉污染導致的容量衰減問題。其循環(huán)壽命達到 20000+次，使用 年限可達 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)負載需求靈活調(diào)節(jié)功率及容量大小，擴容具備天然一致性。首 先，釩電池反應物質(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）相互獨立，可通過單獨改變電堆數(shù)量或電解液體積 實現(xiàn)功率或容量的調(diào)節(jié)。其次，與鋰電池相比，釩電池擴容具備天然一致性，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，上游價格較為穩(wěn)定。鋰/鈉/釩電池三類電化學路線中，鋰電池存在 嚴重的資源瓶頸，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 年以來碳酸鋰凈進口量持續(xù)增 長，2022 年全年碳酸鋰凈進口量達 12.57 萬噸，同比+71.7%；供需關(guān)系失衡使得碳酸鋰價 格劇烈波動，近三年最高價差達到 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 0.33 萬噸，同比+166.6%；釩資源高度可控使得下游釩產(chǎn)品價格相對穩(wěn)定， 2020 年至今 V2O5 價差未超過 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 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“避短揚長”
1）運行溫度區(qū)間較窄。釩電池最佳運行溫度為 0~45℃，窄于鋰電池（-20~60℃）和 鈉電池（-40~80℃），當溫度過低時，電解液凝固會影響電池正常運轉(zhuǎn)；當溫度過高時，正 極五價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，可通過風冷方式進行溫控。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 冷或液冷（風冷較液冷散熱溫差仍然較高，液冷為趨勢）。相較于液冷，風冷結(jié)構(gòu)簡單、成 本低、更易維護。
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+電解液濃度限制使得 釩電池的能量密度（先進產(chǎn)品能量密度約 40Wh/kg）遠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），難以應用于動力及移 動電源領(lǐng)域。 安全性彌補能量密度缺陷，兆瓦級以上儲能電站中占地面積與鋰電相當。我們認為，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，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)事故的二十五項重點要求（2022 年版）（征求意見稿）》，明確提出中大 型電化學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）梯次利用電池裝機受限，鐵鋰裝機成本上升。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致鐵鋰儲能裝機成本上升，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 遇。截止政策頒布前的 2021 年，我國電化學儲能累計裝機達 5.12GW，其中三元鋰電池、 鈉硫電池裝機約 0.47/0.18GW，占比分別為 9.2%/3.6%，而液流電池累計裝機僅為 0.036GW、 占比僅為 0.7%，具備較大的替代空間。
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，可再生能源發(fā)電快速發(fā)展，風光發(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)、跨季及遠距離調(diào)峰調(diào)頻等需求提升。 從日內(nèi)出力及負荷峰谷來看，不考慮風光出力（視為新能源滲透率為 0 時的情形），用 電負荷呈現(xiàn)早晚兩個高峰，但整體負荷波動相對較?。豢紤]新能源出力情形，風電日間出力 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，日凈負荷 （用電負荷-風光出力）呈典型“鴨型曲線”，即在風光出力峰值時期凈負荷高峰明顯減小， 負荷波動性顯著增加，這種波動性將隨新能源滲透率提升而進一步加大；負荷波動日間的急 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)性出力及負荷峰谷來看，風電出力高峰為春、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荷空間分布來看，我國風光資源稟賦與電力消費逆向分布，光伏資 源及風能主要分布于三北地區(qū)而用電負荷高的地區(qū)主要為中東部地區(qū)，大規(guī)模遠距離傳輸對 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：風光發(fā)電輸出與風力、光照強度高度相關(guān)，受天氣因素影響（有 風/無風、晴天/陰雨），風光出力會出現(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)電裝機增長使得電網(wǎng)日間凈負荷波動加 劇，風光出力晝夜差距顯著，需要儲能進行小時級以上調(diào)峰。 3）月度級及以上儲能需求：新能源出力與負荷需求電量在季節(jié)性和空間上的差異，需 要儲能進行大規(guī)模、長時間、遠距離的能量轉(zhuǎn)移。 短時側(cè)重電網(wǎng)安全，長時彌補峰谷供需錯配。與短時儲能相比，長時儲能兼具“快速響 應調(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)揮應急保供作用。風光 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)展實施方案》，提出到 2025 年實現(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，財政扶持力度漸強。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 8 小時。
市場端：長時儲能項目密集簽約，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 月美國明尼蘇達州批準建造 10MW/1GWh 鐵-空氣長時儲能設(shè)施，儲能時長達 100 小時；國內(nèi)外長時儲能項目正在接連落地。
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)濟性最強，但受選址條件限制，預 計未來成本將會上升；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，釩電池在應用場景、儲能時間尺度及經(jīng)濟性等方面綜合優(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。 應用場景：主要作為供電或調(diào)峰電源，受選址限制，與風光等可再生能源發(fā)電項目無法 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 60 年代，目前已高度成熟。②裝機 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，建壩應盡 量靠近水源及電站、基巖需無集中滲漏風險，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，或無法匹配風光裝機增速：抽水 蓄能電站建設(shè)期約 7~10 年，無法匹配風光裝機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市場中的占比有所下降。2022 年底全 球/中國儲能市場累計裝機規(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 16.5GW ，其中抽水蓄能、新型儲能裝機分別為 9.1GW/7.3GW ，占比分別為 55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技術(shù)進步空間相對有限、發(fā)展受自然資源約束較強，未來其在 儲能市場中的滲透率或?qū)⑦M一步下降。
經(jīng)濟性：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） 中的低溫熔鹽進入熔鹽電加熱器，利用風電、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，高溫熔鹽進入換熱系統(tǒng)與水進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用領(lǐng)域。 光熱電站工作原理：太陽能→熱能→機械能→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)電機發(fā)電。 應用場景：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/風電”模式占比提升。截止 2022 年底，國內(nèi)已投運光熱項目 8 個，其中僅 1 個為 風光熱儲調(diào)荷一體化項目，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、風電等波動性電源配套發(fā)展，目前 在建項目中“光熱+光伏/風電”發(fā)電模式已占主流（在建項目共計 32 個，其中 5 個為單體 光熱電站，27 個為“光熱+”項目）。
優(yōu)勢：①裝機規(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)運行，安全性高。⑤響應速度快：升、降負荷平 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)燃煤機組水平相當。 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 及投運太陽能熱發(fā)電項目單兆瓦時占地面積約 500~1600m2，遠高于電化學儲能。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路線仍較長。
儲能市場裝機占比：處示范階段，裝機占比相對較低。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)電累計裝機容量約 7.05GW，同比 +3.7%，其中中國累計裝機 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 應用主要難點，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 加儲能時長需相應擴大聚光場面積，目前定日鏡等聚光設(shè)備價格較高（2022 年張家口太陽 能塔式聚光系統(tǒng)中定日鏡單位成本達 888 元/m2），未來有望通過各細分環(huán)節(jié)（吸熱器、熔鹽 泵等）國產(chǎn)替代實現(xiàn)降本。
3）壓縮空氣：度電成本與抽蓄水平相當，選址靈活性與經(jīng)濟性不可兼得。 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)動渦輪機實現(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（我國主要分布于長江中下游、山東及廣東等地， 與風光分布的匹配度較低），鹽巖具有極強的蠕變特性，鹽穴儲氣庫長期運行后體積可能會 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險；③地上儲庫（高壓氣罐、低溫儲罐）可完全突破選址 限制但價格昂貴，一般用于中小型電站，目前多處于試驗階段。 應用場景：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、用戶側(cè)（工業(yè) 園區(qū)）服務場景等。
優(yōu)勢：單機容量大、儲能時間及使用壽命長。目前壓縮空氣電站單機容量普遍為 100MW （規(guī)劃項目單機容量已擴展至 500MW），儲能時長可達 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，膨脹過程需吸熱補充燃料，系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化效率較低： 補燃式約 42%~55%、非補燃式提升至 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，將導致建造成本大幅提升。 ②建設(shè)周期短于抽蓄，但較電化學路線仍較長：約 1.5~2 年。 儲能市場裝機占比：目前壓縮空氣儲能處于示范應用階段向商業(yè)化階段過渡期，滲透率 相對較低。據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截止2022年底壓縮空氣在全球新型儲能裝機中的占比僅為0.3%， 在中國新型儲能裝機中的占比為 1.5%。 經(jīng)濟性：轉(zhuǎn)化效率較低，經(jīng)濟性隨充電成本上升而下降。壓縮空氣儲能項目單位建造成 本因儲氣方式而異，初始投資約 3000~10000 元/KW。以 60MW/300MWh 壓縮空氣儲能項 目為例，其單位建造成本約 7167 元/KW，假設(shè)使用壽命為 30 ?
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