2022儲能行業行業分析全分析

資

料

匯

編

目錄

1、2022年儲能行業發展現狀及細分產業分析

2、儲能溫控行業專題研究：市場乘風而起.行業龍頭把握先機

3、2021年中國電力設備重點企業對比分析（東方電氣VS國

電南自VS金盤科技）：企業向儲能領域布局［圖］

4、磷酸鐵鋰產業研究報告：動力儲能雙驅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發展現狀及2026

年市場發展預測分析［圖］

2022年儲能行業發展現狀及細分產業分析

一、多種儲能路線進入發展快車道

在全球碳中和目標下，清潔能源將逐步替代化石能源，

風電、光伏發電將成為清潔能源的絕對主力，裝機量持續高

增。但是，新能源發電具有不穩定性、隨機性、間歇性的問

題，對電網頻率控制提出了更高的要求，隨著新能源發電占比

的的提高，整個電力系統的電力電量平衡模式也需要重構。

新型電力系統中，儲能將成為至關重要的一環，是新能源消

納以及電網安全保障必要保障，在發電側、電網側、用電側都

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，電網響應能源局、發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%。同時電網壓力凸顯，部分省份開始要

求電源側配置儲能。2021年，多個儲能行業的重磅文件公布,

儲能等迎來歷史性發展機遇。

《關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化條

件；《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出到2025

年，新型儲能裝機規模達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，發改委出臺《關于鼓勵

可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通

知》明確了風光發電保障性規模和市場化規模配儲的要求。

《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增

加并網規模的通知》強調了儲能重要性，規定了市場化規模

要求自行配置15%*4小時，保障性規模由電網負責消納，未

對保障性規模內的配儲作出具體要求，但是我國絕大多數省份

都已經對風電、光伏電站相關儲能設施建設要求，多數省份

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，我國儲能行業需求出現了井噴現象，行業快

速壯大。

1.2多種儲能進入發展期

從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可以分為發

電側、輸配電側和用電側三大場景，除此之外的應用還包括

輔助服務、分布式發電與微網等。從發電側的角度看，由于

不同的電力來源對電網的不同影響，以及負載端難預測導致

的發電和用電的動態不匹配，發電側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、系統調頻、備用

容量、可再生能源并網等六類場景。

從輸配電側的角度看，儲能在輸配側的應用主要是緩解

輸配電阻塞、延緩輸配電設備擴容及無功支持三類，相對于

發電側的應用，輸配電側的應用類型少，同時從效果的角度

看更多是替代效應。從用電側的角度看，用電側是電力使用

的終端，用戶是電力的消費者和使用者，發電及輸配電側的

成本及收益以電價的形式表現出來，轉化成用戶的成本，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。目前最成熟的大規模儲能方式是抽水蓄能，其基本

原理是電網低谷時利用過剩電力，將作為液態能量媒體的水

從低標高的水庫抽到高標高的水庫，電網峰荷時高標高水庫中

的水回流到下水庫推動水輪發電機發電。

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快速交換有功和無

功功率，用于提高電力系統穩定性、改善供電品質。

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。這些電池多數技術上比

較成熟，近年來成為關注的重點，并有許多實際應用。

熱儲能有許多不同的技術，如熔融鹽儲能，其可進一步

分為顯熱儲存和潛熱儲存等。在一個熱儲能系統中，熱能被

儲存在隔熱容器的媒質中，以后需要時可以轉化回電能，也

可直接利用而不再轉化回電能。

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。

儲能技術被廣泛應用于提升電網輸出與負荷匹配度，降

低電網輸出波動，減少電能損耗，以提升能源利用效率。各

種儲能技術特性存在較為顯著的差別，適用范圍也有較大的

區別，飛輪與超級電容器儲能主要應用于工業生產中對電壓波

動較為敏感的精密制造與通信、數據中心等行業，抽水蓄能

主要應用于大電網的輸配電環節，而化學儲能則更多運用于

光、風發電等波動較大的可再生能源發電側、中小型智能變電

站和用電側。

圖2：各種儲能技術優缺點對比

季節性洞好

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

儲能技術種類繁多，特點各異。實際應用時，要根據各

種儲能技術的特點以及對優缺點進行綜合比較來選擇適當的

技術。各類儲能均具有獨特屬性，氫儲能更適宜季節性調峰;

抽蓄、壓縮空氣儲能、燃料電池、電化學儲能等更適合小時級

調峰；超級電容等則更適合秒級調頻需求。各類儲能技術中,

抽水蓄能是應用最為成熟；儲熱技術也已處于規模化應用階段,

目前我國火電靈活性改造大部分采取儲熱技術；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

抽水蓄能是在我國普遍運用的一種穩定可靠的儲能方式,

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?

抽水蓄能具有技術優、成本低、壽命長、容量大、效率

高等優點。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，由于水的蒸發滲漏現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，系統循環效率可達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、現有規模最大的儲能技術。抽水

蓄能是世界上最早開始應用的儲能技術，我國早在20世紀60、

70年代就開始試點開發抽數蓄能電站，并于80、90年代先后

建成了廣州、十三陵等大型抽蓄電站。由于其技術的先進性和

成熟性，抽水蓄能在我國得到大規模應用。截至2021年底，

我國儲能裝機總規模達到46.1GW,其中抽水蓄能占比86.3%。

圖4:2021年我國各儲能技術裝機占比

2.2成本測算：當前最為經濟的儲能方式

為探究抽水蓄能電站經濟性，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)系統殘值率、系統壽命假設：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400次。

(4)其他假設：假設放電深度100%,儲能循環效率

75%O

表5：抽水蓄能LCOS測算核心假設

參數數值參數數值

初始披資成本(元/W)6系統功率(MW)200

運維成本(元/W)0.06系統容量(Mh,h)1000

系統殘值率(％)10放電深度(%)100

儲能循環效率(%)75

年循環次數(次)400

系統壽命(年)30

年衰減率(%)0.4

貼現率(%)6

稅率(%)以親轂三來智庫

根據以上假設測算可得，在初始投資成本6元/W,年均

循環次數400次，儲能循環效率75%,儲能系統壽命為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

參數預計，假設壽命為30年，而實際上抽水蓄能電站基礎設

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，后期新建項目選址經濟性下

降，初始投資成本可能將會上升，另外電站實際循環次數假

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

家發展改革委下發《關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。在抽水發電運營方面，在未建立現貨市場

區域，抽水蓄能電站按照75%燃煤基準價用電，發電時段按

基準價上網，而電站能效轉化75%左右，電站收益成本基本

持平。在電力現貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、

上網電價按現貨市場價格及規則結算，抽水蓄能電站抽水電

量不執行輸配電價、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劃情況（萬千瓦）

政策驅動下，全國各省市迅速布局抽水蓄能項目。2022

年1月以來，已經有20個省份公布了2022年省級重點建設

項目名單。根據國際能源網統計，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%,是目前技術比較成熟，發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

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、響應速度快等優點，廣泛應用于風電光伏等新能源發

電側配儲和用戶側儲能項目。

鋰離子儲能產業鏈由上游設備商，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）、

BMS（電池管理系統）、PCS（變流器）；集成商包括儲能

系統集成和EPC；終端用戶則由發電側、電網側、用戶側以

及通信/數據中心組成。

圖7：電化學儲能上下游示意圖

發電側

電網側

儲能系統

集成EPC

用戶側

據中心

頭定@方來管庫

PCS（儲能變流器）應用于能量轉換環節，可在用電高

峰期將電池輸出的直流電轉換為交流電送入電網，低谷期將

電網的交流電轉換為直流電儲存，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）主要負責電

池的監測、評估、保護以及均衡，保障儲能系統的安全運行。

EMS（能量管理系統）將電池、儲能變流器、電池管理

系統和其他儲能系統部件集成為一個完整的系統，負責數據

采集、網絡監控和能量調度，對電網進行監控、分析、運行

和決策管理。儲能電池是電化學儲能系統核心部分。目前市

場上的主流電池根據技術路線不同，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缺點。

3.2電力應用帶動，鋰電儲能需求持續爆發

在新型電力系統中，儲能將成為至關重要的一環，是新

能源消納以及電網安全保障必要保障，在發電側、電網側、

用電側都會得到廣泛的應用，需求空間廣闊。國內市場，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，儲能前期發展比國內快，將在經濟性考量以及激勵

政策推動下快速增加儲能配置率，2021年美、歐、澳等國家

和地區皆出現爆發性增長。

根據GGII統計，2021年國內儲能電池出貨量48GWh,

其中電力儲能電池出貨量29GWh,同比增長339%；而根據

全球研究機構EVTank與伊維經濟研究院共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

根據正極材料的不同，現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。儲能領域對能量密度要求不高，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中核心組

成部分，成本占到整個儲能系統成本的50%,是儲能系統后

續降本的重要渠道。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。而根據彭博新能源財經（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系統成本，建設成本以及其他

成本。鋰離子電池儲能系統初始投資成本由于項目區別具有

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、

系統維護、人工費等費用，此類成本根據儲能類型的不同大

致占初始投資成本的鑒于鋰離子電池儲能電站普遍

采用遠程監控與定期巡檢相結合的方式，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）系統殘值率假設：系統殘值是儲能系統報廢的剩余

價值減去處置成本所得到的凈值，根據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，我們假設其系統殘值率為5%。

（4）系統壽命假設：鋰離子電池循環壽命為3500-5000

次，我們假設其循環壽命為4500次，年均循環次數500次，

則系統壽命為9年。

（5）其他假設：假設放電深度90%,儲能循環效率

88%,壽命終止容量75%。

表11：磷酸鐵鋰電池LC0S測算核心假設

參數數值參數數值

初始投資成本（元/Wh）1.5系統容量（MWh）100

其中：能量成本（元/Wh）0.7放電深度（%）90

PCS成本（元/Wh）0.3儲能循環效率（%）88

BMS成本（元/Wh）0.1循環壽命（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年循環次數（次）500

其他成本（元/Wh）0.1系統壽命（年）9

運維成本（元/Wh）0.06年衰減率（%）2.5

系統殘值率（%）5貼現率（%）6

四元@壇三來置庫

稅率（%）

根據以上假設測算可得，在初始投資成本1.5元/Wh,年

均循環次數500次，儲能壽命為9年的假設下，鋰離子電池

儲能系統度電成本約為0.67元/kWh。

降低初始投資成本、提高電池循環壽命、增強電池轉換

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

效轉化率是所有儲能技術中最高的，而隨著技術進步，其壽

命將逐步增加，成本也有望繼續下降。

通過對不同初始投資成本以及循環壽命的假設，我們對

其LCOS進行了敏感性分析，當儲能壽命達到4900次循環，

初始成本下降到1.3元/Wh,LCOS可降至0.48元/Wh。根據

寧德時代2025年發展目標，儲能系統循環壽命達到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空氣壓縮儲能系統介紹

壓縮空氣儲能是一種基于燃氣輪機發展而產生的儲能技

術，以壓縮空氣的方式儲存能量。儲能時段，壓縮空氣儲能

系統利用風/光電或低谷電能帶動壓縮機，將電能轉化為空氣

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化為機械能或者電

能。國內壓縮空氣儲能技術不斷進步，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（SC-CAES）、液態壓縮空氣（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。

壓縮空氣系統構成。壓縮空氣主要由壓縮系統、膨脹系

統、發電及以及儲氣罐四大核心部分。根據同里500kW液態

空氣儲能項目效果圖，目前先進的液態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、蒸發器；7、膨聯機電機組；

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，商業化項目大規模上馬

國際上1978年建成德國漢特福海與1991年建成的美國

阿拉巴馬商業化壓縮空氣儲能電站為商業化電站。國內陸續

進行了壓縮空氣、超臨界壓縮空氣、液態壓縮空氣儲能項目

的研發與建設。空氣壓縮多數是為試驗示范項目，國內壓縮空

氣儲能落地項目從千瓦級起步，逐步突破了1-100MW級壓縮

空氣儲能系統關鍵技術，分別于2013年在河北廊坊和2016年

在貴州畢節建成國際首套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，整體研發進程及系統性能均處于國

際領先水平。

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模參與單位

國網湖北綜合能源服務有

300MW級壓縮空氣儲能限公司、中能建數字科技

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級中國能建數科集團、魯銀

2022.2山東泰安鹽穴壓縮空氣儲能創600MW投資、國網山東省電力公

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

調峰調頻電站項目

龍頭企業訂單飽滿。在空氣壓縮儲能技術研究與項目建

設上，中科院工程熱物理研究所、南網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、國網全球能源

互聯網研究院等儲能團隊是主要處于領先位置，其他參與到該

領的機構還有杭氧、川空集團、中鹽集團、中國華能、中國

能建、葛洲壩等企業。

中科院工程熱物理研究所在我國空氣壓縮領域處于絕對

領先位置，我國現存多數項目使用的是其技術。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

領域的知識產權注入到中儲國能，公司專業從事壓縮空氣儲能

技術輸出以及設備制造的企業。據其官網披露，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

的列入規劃的工業級項目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

地點規模地點規模

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

系統效率的提升以及成本的下降，是壓縮空氣儲能商業

化發展的基礎。目前從已建成和在建的項目來看，兆瓦級的

系統效率可達52.1%,10兆瓦的系統效率可達60.2%,百兆

瓦級別以上的系統設計效率可以達到70%,先進壓縮空氣儲

能系統效率能夠逼近75%。系統規模增加后，單位投資成本

也持續下降，系統規模每提高一個數量級，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）系統壽命假設：壓縮空氣產能電站的主體設

施可以使用30-50年，我們這里保守預測30年的運營壽命。

4）循環效率：壓縮空氣儲能系統的能量利用效率近年來快速

上升，大容量電站效率已經可以達到70%,先進儲能項目可

以達到75%。5）循環次數：電站一般可以每天全容量沖放1-

2次，對應年循環次數350-700次，循環次數越高，系統度電

成本越低。6）貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本

在4-5%,我們選取6%作為折現率。

表18：壓縮空氣儲能系統LCOS測算核心假設

參數數值參數數值

初始全投資成本（元/W）6系統功率（MW）100

運維成本（元/W）0.1系統容量（MWh）400

系統殘值率5%儲能循環效率設）73%

年循環次數400

系統壽命（年）30

貼現率6%

以施⑥未來管庫

稅率

初始投資和利用小時數的變化對度電成本的影響巨大，

而隨著技術進步，初始投資仍有下降空間；利用小時數主要

看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數越高，成本越

低。在100MW/400MWh的系統中，初始投資5-6元/W、年循

環次數達到450-600次的情況下，度電成本區間為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，但是隨著技術進步，大型電站投資儲能效率已經上升

至70%-75%,略低于抽水蓄能電站，但是已經具有具備了大

規模商業化應用的條件。

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。另外，抽水蓄能電站

一般在100萬千瓦以上才有比較好的經濟性，而壓縮空氣10

萬千瓦以上可以具備較好的商業性，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模儲能電站領域的重要補充。

五、鈉離子儲能：性能優異，被寄予厚望

5.1鈉離子電池性能優異，被寄予厚望

近期以寧德時代和中科海鈉為代表的企業開始布局鈉離

子電池，有望推動鈉離子電池的商業化進程。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

鈉離子電池性能優異，被寄予厚望。決定電化學儲能能

否被大面積應用的關鍵因素包括安全性、材料資源可得性、

高低溫性能、壽命、投資成本等，而根據鈉離子電池最新研

究進展，它在這些方面都表現出了良好的性能。在規模化應用

后成本有望低于鐵鋰電池，可在大規模電化學儲能、低速電

動車等領域得到廣闊應用，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等元素成本優勢

明顯；另外，負極采用的無煙煤前驅體，在材料來源和成本亦

有優勢，且碳化溫度（約1200C）遠低于生產石墨負極時的

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,而且隨著產業鏈

成熟，材料成本有望進一步下探，結合結構件好電氣件成本,

初始容量投資有望控制在500-700元/kWh；性能方面，隨著

研發持續投入和技術迭代，電池循環壽命有望突破8000次以

上。

圖13：鈉離子電池的材料成本優勢明顯

5.2鈉離子電池產業化進程加速

2010年以來，鈉離子電池受到了國內外學術界和產業界

的廣泛關注，其相關研究更是迎來了爆發式增長，國內外已

有多家企業正在積極進行鈉離子電池產業化的相關布局，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、鈉創新能源等公司。目前國內在鈉

離子電池產品研發制造、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化應用階段，

相關工作已經走在世界前列。

中科海納鈉離子電池商業化在即。2018年6月，中科海

鈉推出了全球首輛鈉離子電池（72V-80Ah）,驅動的低速電

動車，并于2019年3月發布了世界首座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。

根據中科海鈉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

目前規劃了兩條一共2GWh的鈉離子電芯的產線，目標是實

現今年投產，是目前最早大規模量產項目。

寧德時代鈉離子電池產業化快速落地。2021年7月寧德

率先發布第一代鈉離子電池，該電池具備高能量密度、高倍

率充電、優異的熱穩定性、良好的低溫性能與高集成效率等

優勢，其電芯單體能力密度達到160Wh/kg（下一代研發目標

200Wh/kg以上）；常溫下充電15min電量可達80%,低溫性

能較好，系統集成效率超過80%。并在電池系統集成方面另

辟蹊徑，開發了AB電池系統解決方案，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與鋰離子電池生產設備、工藝的完

美兼容，產線可進行快速切換，完成產能快速布局。目前，

寧德時代已啟動鈉離子電池產業化布局，2023年將形成基本

產業鏈。

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：當前鋰離子產業化正在推進中，假設

成熟時期可比鐵鋰電池低20-30%。《鈉離子電池儲能技術及

經濟性分析》表示，鈉離子電池材料成本約370元/kWh,而

且隨著產業鏈成熟，材料成本有望進一步下探，結合結構件好

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2000次以上，中科鋰鈉、寧德時代等表示其產

品可達3000次，根據相關文獻資料，隨著研發持續投入和技

術迭代，電池循環壽命有望突破8000次以上。4)循環效率:

綜合多種文獻，鈉離子電池循環次數可以達到84-90%。5)

貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在4-5%,我們

選取6%作為折現率。

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

由于產業尚未應用，我們假設在相對成熟階段，在初始

投資成本1.1元/Wh,年均循環次數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，循環壽命

2000-6000次區間，對鈉離子電池做敏感性分析。如果成本在

1.1元/Wh以下，循環壽命在3000次以上，度電成本將在

0.270-0.662元之間，優于鐵鋰電池。

六、全鋼液流電池儲能

6.1發展情況與介紹

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，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

環流動，采用質子交換膜作為電池組的隔膜，電解質溶液平行

流過電極表面并發生電化學反應，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中，鋼電解液全生命周期內不會失

效變質，理論總輒量不會發生變化，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、質量遠大于其他電池,

需要5-40。的溫度環境。

我國鋼電池相關技術儲備充足，大規模儲能項目大量新

增

我國關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成功KW及以上級電池組。我國鋼液

流電池已實現在智能電網、通信基站、偏遠地區供電、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，并進入單體模塊調試階段，預計六月完成并網

調試，是全球最大鋼液流儲能項目。

表27：我國今年來規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100MW網源友好型風電場示范

大連融科10MW40MWh

17日項目

2019年12

大連瓦房店鎮海網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

廣東汕頭市濠江區風電產業園上海電氣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模商業應用面臨的最大挑

戰。由于尚未規模化商用，且受制于設備、產能以及高額的

前期投入，參考大唐10MW/40MWh全鈍液流電池儲能系統

設備招標以及大連液流電池儲能調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）系統壽命假設：液流電池可使用壽命20年左右，循環次數

可達12000次以上。4）循環效率：全鈍液流電池電池循環次

數可以達到70-85%,這里暫定75%,隨著技術進步，仍有上

升空間。5）貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在

4-5%,我們選取6%作為折現率。

表28：全鋼液流電池儲能系統LC0S測算核心假設

參數數值參數數值

初始全投資成本（元/W）13系統功率（MW）100

能量單元成本（元/甲h）5系統容量（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儲能循環效率（%）75%

系統殘值率5%循環壽命（次）12000-20000

貼現率（%）6%

年循環次數紙蔡寫來來智庫

初始投資和利用小時數的變化對度電成本的影響巨大，

而隨著技術進步，初始投資仍有下降空間；利用小時數主要

看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數越高，成本越

低。在100MW/400MWh的系統中，初始投資11-13元/W、年

循環次數達到600次以上時，儲能度電成本區間為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，但是能量轉化效率方面不如鋰電池，布置靈活

性、溫度環境要求較高。行業當前處在由示范階段轉向商業

化過程中，預計未來隨著技術以及工程進步，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發展情況

鉛碳電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統的鉛酸電池

演進出來的技術。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，既發揮了超級電容瞬間大容量充電的優點，也發揮了鉛

酸電池的比能量優勢，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：鉛炭電池結構圖

鉛炭儲能進展情況。美國的國際動力公司(Axion)在2006

年便已經建立鉛炭電池生產線，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與生產,

例如圣陽股份與日本古河于2014年簽訂合作協議，授權圣陽

股份在中國工廠進行鉛炭電池的本地化生產；南都電源開發

有臨安2MWh、浙江鹿西島4MWh微網儲能、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進步二等獎；天能動力表示

其高性能鉛炭電池是自主研發的具有國際領先技術水平的新

型電池，于2020年12月榮獲國務院批準設立的我國工業領域

最高獎項—中國工業大獎項目獎。

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2000次以上，多家

企業表示，其鉛炭電池可在70%放電深度條件下達到4200次

的循環壽命。4）循環效率：綜合多種文獻，鉛炭電池循環次

數可以達到70-85%,這里暫定75%,部分可達80%以上。5）

貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在4-5%,我們

選取6%作為折現率。

表31：鉛炭電池儲能系統LCOS測算核心假設

參數數值參數數值

初始全投資成本（元/Wh）1系統功率（MW）100

運維成本（元/岫）0.04系統容量（MWh）200

系統殘值率5%放電深度（如70%

儲能循環效率魏）75%

循環壽命（次）3000-4200

年循環次數600

貼現率6%

稅率三親@未來智■庫

根據以上假設測算可得，在初始投資成本1元/W,年均

循環次數600次，儲能循環效率70%,鉛炭電池LOCS為

0.678元/kWh。

對鉛炭電池敏感性分析發現，在年循環次數達到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

區間為0.52-0.747元/kWh。

通過測算比較，發現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，經濟性會處于一定劣勢勢。新型儲能

百花齊放的狀態下，鉛炭電池也將有望通過技術進步實現能

效提升以及成本下降。

儲能溫控行業專題研究：市場乘風而起—行業

龍頭把握先機

1.各環節需求共振，全球儲能進入加速發展期

1.1.全球儲能行業步入規模化發展階段

儲能是全球電力系統轉型中不可或缺的環節。化石能源

的使用是全球碳排放的主要來源，根據IEA統計，2020年石

油、煤炭、天然氣等傳統化石能源在全球能源結構中的占比仍

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、交通、供熱等各領域的電氣化水平需進一步提高,

同時在電力裝機結構中，光伏、風電等可再生能源也將逐漸取

代傳統的火電裝機。根據IEA的測算，為實現2050年碳中和

的目標，可再生能源發電占比需由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

化石能源不同，電力的生產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中

發揮更加重要的作用。

儲能行業規模化發展的條件已經成熟。一方面，隨著技

術的進步與產能的擴張，近年來風電、光伏的發電成本與鋰

離子電池的制造成本降幅顯著，在上網側平價的基礎上，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，

經過前期的探索與實踐，儲能在電力系統中的定位與商業模

式正日漸清晰，目前美國、歐洲等發達地區儲能市場化發展的

機制已基本建立，新興市場的電力系統改革亦持續加速，儲

能行業規模化發展的條件已經成熟。

圖3:風電、光伏LCOE變化情況（$/kWh）

光伏海上風電陸上風電

2021年起全球儲能行業進入高速發展階段。根據BNEF

統計，2021年全球新增儲能裝機規模為10GW/22GWh,較

2020年實現翻倍以上增長，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，行業發展前景廣闊。

12國內：各環節發展模式明晰，裝機空間充分打開

政策勾勒發展前景，各環節儲能發展模式逐漸清晰。

2022年2月底，國家發改委、能源局正式印發《“十四五”新

型儲能發展實施方案》，進一步明確了“到2025年新型儲能由

商業化初期步入規模化發展階段、具備大規模商業化應用條

件”，“2030年新型儲能全面市場化發展”的目標。此外，本次

文件對發電側、電網側、用戶側儲能均進行了明確的部署，各

環節儲能發展模式逐漸清晰。

2022年國內儲能行業將正式步入發展快車道。2021年國

家、地方層面均有儲能政策密集出臺，但主要側重在整體部

署層面，相關的配套細則尚不完善，因此2021年為國內儲能

行業由商業化起步邁向規模化發展的過渡之年，實際落地的

項目規模相對有限。根據CNESA的統計，2021年國內新增

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年國內新增電源側/電網側/用戶側儲能的裝機規

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

節儲能發展齊頭并進。隨著2022年各地的儲能細則開始逐步

落地，我們預計國內儲能行業的發展將明顯加速。

圖7:國內電化學儲能新增裝機規模情況

■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儲能累計裝機規模有望突破

250GWh,2025年新增裝機規模有望接近lOOGWh,對應

2022-2025年復合增速超過100%。從結構上來看，我們預計

十四五期間新能源配套儲能將率先放量，電網側、用戶側儲

能則將隨后大規模啟動，具體假設與測算過程如下。

新能源發電側：2021年國內陸上風電+集中式光伏電站

新增裝機規模約為56GW,以此測算儲能配套比例約為1.5%。

我們預計2022年起國內新增風光裝機規模將保持較快增長，

同時在政策驅動下儲能配套比例將顯著提升。假設2025年國

內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

機規模將超過60GWho

電源側輔助服務：2021年國內總發電裝機容量達到

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

國內總電力裝機平穩增長的背景下，我們假設2025年配套輔

助服務儲能的比例為0.5%,則對應的電源側輔助服務儲能裝

機規模將達到16GWho

電網側：隨著我國電氣化率的持續提升，近年來全國電

網最高發電負荷呈較快增長，而根據國務院《關于印發2030

年前碳達峰行動方案的通知》中的要求，到2030年省級電網

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

能力將主要由電網側的抽水蓄能與新型儲能提供，根據《抽

水