導 讀

現階段長時儲能技術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、儲能時間尺度及經濟性等方面綜合優(yōu)勢突出。

點此回顧長時儲能系列第一批報告：儲能電池：釩電池產業(yè)圖譜及國產化進度

1）抽水蓄能

已處大規(guī)模商用階段，技術最為成熟但發(fā)展空間有限，優(yōu)質建站資源趨于飽和，未來或將面臨度電成本上升、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，技術發(fā)展至今已有百余年歷史，我國抽蓄技術研究始于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，能量轉換效率較高，約為 70%。

劣勢：①選址受限，優(yōu)質建站資源趨于飽和：抽水蓄能對建設選址要求極高，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建設周期漫長，或無法匹配風光裝機增速：抽水蓄能電站建設期約 7~10 年，無法匹配風光裝機快速增長所帶來的消納及調峰調頻等需求。

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將進一步下降。

經濟性：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)質建站資源趨于飽和，LCOE 將隨之上升；此外，抽水蓄能產業(yè)鏈已實現高度國產化，與其他儲能路線相比，其在設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)模化水平。

工作原理：“熔鹽儲熱+熔鹽放熱”構成一次儲能循環(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)蒸汽等領域，其中光熱發(fā)電及火電靈活性改造為主要應用領域。

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，國內已投運光熱項目 8 個，其中僅1個為風光熱儲調荷一體化項目，單體光熱電站占據主流；2022 年國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《“十 四五”現代能源體系規(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（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建設周期較長：光熱電站建設周期約 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)電產業(yè)尚處示范階段，全球及國內滲透率相對較低，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、效率低為產業(yè)化應用主要難點，我國太陽能關鍵部件（玻璃鏡、吸熱管、聚光器等）生產環(huán)節(jié)技術發(fā)展相對緩慢。

經濟性：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）國產替代實現降本。

3）壓縮空氣

度電成本與抽蓄水平相當，選址靈活性與經濟性不可兼得。

工作原理：電能與空氣內能的相互轉化。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能量存儲（電能→空氣內能），用電高峰時段釋放高壓空氣、驅動渦輪機實現放電。

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、電源側可再生能源消納、電網輔助服務、用戶側（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CNESA數據，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%。

經濟性：轉化效率較低，經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，假設使用壽命為30年、能量轉化效率為60%， 則在不考慮充電成本的情況下，其全生命周期度電成本約 0.38 元/KWh，與抽蓄電站水平相當；當考慮充電成本時，因其系統(tǒng)能量轉化率較低，經濟性將有所下降。目前設備環(huán)節(jié)中，300MW級大規(guī)模壓縮機生產核心技術仍主要為外國企業(yè)掌握，擴大裝機規(guī)模須通過將現有壓縮機串聯或并聯，成本相應提升。

4）氫儲能

應用場景豐富、響應速度快，可靈活適用于短時調頻與長時儲能等多領域， 但“電-氫-電”場景下能量轉化率低、度電成本處于高位，成本端暫不具備規(guī)?；瘧脳l件。

工作原理：電能與氫能之間的相互轉化。氫儲能利用風光等富余電力通過電解反應將水轉化為氫氣與氧氣，并將氫氣存儲于儲氫罐中，在需要用電時將氫能通過燃料電池轉化為電能輸出。目前制氫路線主要包括煤炭制氫（價格低廉，但設備成本高、碳排放量大）、天然氣制氫和可再生能源制氫，其中可再生能源制氫為發(fā)展重點。

應用場景：靈活適用于“源-網-荷”各側。氫儲能在電源側可用于消納并網、提供慣量 支撐，在電網側可用于調峰調頻、緩解輸電阻塞、平衡季節(jié)性電量等，在負荷側可通過構建氫能建筑/園區(qū)參與需求側響應、用作電力電量支撐等；此外氫能還可用于熱電聯供等領域。

優(yōu)勢：①長周期、跨季節(jié)、遠距離儲能：氫儲能可以通過氫氣儲輸技術實現能量的跨季節(jié)、跨區(qū)域轉移，提升新能源電量外送能力。②儲能容量大：可達太瓦時級。

劣勢：①可再生能源耦合制氫存在動態(tài)適應性匹配難題：制氫環(huán)節(jié)在瞬變工況下可能會出現氣體滲透現象，降低產氣質量。②大規(guī)模長時儲氫技術尚待突破：目前地下儲氫（主要為鹽穴）建設周期長、選址受限，管段/液態(tài)/固態(tài)儲氫在材料等方面存在技術難點。③全周期效率較低：“電-氫-電”全周期轉化效率僅 30%~40%。

市場發(fā)展階段：仍處產業(yè)化發(fā)展初期。目前全球制氫結構以化石能源為主，電解水制氫占比較低（僅為 0.04%），未來綠氫對灰氫存在較大替代空間；從應用領域來看，氫氣主要應用于化工行業(yè)，在電力能源等領域的應用程度有待提升。

經濟性：系統(tǒng)轉化效率低，“電-氫-電”場景下度電成本處于高位。以 200MW/800MWh 氫儲能發(fā)電工程項目為例，其初始投資成本約 12200元/KW，若使用壽命為15年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約1.85~1.92元/KWh。氫儲能成本與技術路線高度相關， 其中制氫系統(tǒng)中堿性制氫裝置技術成熟，成本低，若采用PEM電解水制氫裝置，則度電成本相應上升約 73%；儲氣系統(tǒng)方面，固態(tài)儲氫裝置成本較高，高壓氣態(tài)儲氫成本略低；未來PEM 電解槽、PEM 燃料電池用質交換膜等關鍵材料和核心部件的國產替代將成為氫儲能重要的降本路徑。

5）釩電池

與其他長時儲能路線相比，兼具應用場景、時間尺度及經濟性優(yōu)勢，有望在長時儲能領域對抽蓄形成有力替代。

應用場景優(yōu)勢：選址靈活、占地面積較小、建設周期短可滿足風光裝機高增需求，在表后儲能市場同樣具備應用潛力。①國內：新能源強制配儲背景下，大儲成為儲能項目主要應用場景。從與風光等項目的適配度上來看，我國風光發(fā)電項目主要集中于新疆、內蒙古、甘肅、青海、寧夏、河北等地，該類地區(qū)主要以沙漠、戈壁為主，水資源及鹽穴分布較少，故抽蓄及壓縮空氣電站在該類地區(qū)的適配性較差（否則將提升投資成本、加大輸電損耗），光熱及釩液流儲能電站適配度較高，與光熱電站相比，釩液流儲能電站占地面積小、配置更加靈活。從建設周期來看，抽蓄、壓縮空氣、光熱、地下儲氫項目建設周期較長，較難追趕風光裝機增速，而釩液流電站建設 周期僅 3~6 個月，可滿足風光裝機高增需求。

②海外：能源危機之下用電成本增加，表后儲能快速增長。相較于抽蓄、光熱、壓縮空氣等儲能路線（多應用于表前市場），釩電池儲能在用戶側仍然具備較大應用潛力，2022年12月全球最大釩液流電池用戶側儲能電站順利并網，規(guī)模為 6MW/36MWh。

時間尺度優(yōu)勢：兼具短時波動平抑及長時電量平移功能。①可再生能源出力受天氣影響易出現分鐘級波動，需儲能通過頻繁充放電進行平滑，與抽蓄、壓縮空氣、熔鹽儲熱、氫儲能（響應時間均為分鐘級，且氫儲能在瞬變工況下制氫系統(tǒng)穩(wěn)定性將受到影響）相比，釩電池動態(tài)響應速度更快（百毫秒級）、效率更高。②小時-日度-季度級長時儲能需具備大容量、 低衰減特性，釩電池擴容靈活且循環(huán)過程中容量幾乎無衰減，可滿足長時間尺度儲能需求。

經濟性優(yōu)勢：初始投資已處于下降通道，LCOE 優(yōu)勢初現。①從初始投資來看，釩儲能電站單位投資成本約 14000~16000 元/KW，與氫儲能相當，優(yōu)于光熱電站，較抽蓄及壓縮空氣儲能略高。②從全生命周期度電成本來看，釩電池 LCOE 約 0.75~0.86 元/KWh，僅次于抽蓄及壓縮空氣儲能（以上測算均未考慮充電成本，由于釩電池能量轉化效率優(yōu)于其他各路線，故若考慮充電成本其經濟性較其他路線將進一步提升）。③從降本空間來看，釩儲能電站初始投資已處于下降通道之中，由 2012年的 90000元/KW（龍源沈陽法庫臥牛石風電 場調增配套儲能釩電站）降至目前的14000~16000元/KW（2023 年 7 月開封時代榆中縣 300MW/1200MWh 全釩液流獨立共享儲能電站初始投資成本已低至5333元/KW），未來隨著電解液及電堆各環(huán)節(jié)商業(yè)模式創(chuàng)新及國產替代加速，初始投資與 LCOE 有望進一步下降。