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在政策鼓勵和技術進步的共同促進下，光伏、風電等設備的滲透率快速攀升。有數據顯示，2021年，國內新增光伏裝機54.88GW、新增風電裝機47.5GW。這也是風電和光伏新增裝機規模首次超過1億千瓦，并且在未來幾年中，新能源發電裝機都將保持較快增長速度。

在新能源加速并網的過程中，因其出力的不穩定，所以對電網的消納能力提出了更高的要求。為了更好地應對日度間波動、平衡季度間地能量缺口，長時儲能的建設已經刻不容緩。

而長時儲能的方法有許多，每種不同的方法都有著其獨有的優點與不足，而選擇哪種路線，則要由地理、經濟性等因素來共同決定。

本文通過從儲能原理、優勢、劣勢和產業鏈的角度，來解析當前已經投入應用或未來有望投入應用的抽水蓄能、壓縮空氣儲能、鋰離子電池儲能、液流電池、熔鹽儲熱等五種儲能技術路線，以期展現目前儲能技術路線推進的狀況。同時，我們詳細咨詢了主流技術路線的幾大代表性公司。

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抽水蓄能

當前最成熟的儲能技術

抽水蓄能是機械儲能的一種，其原理是利用抽水蓄能電站在電網低負荷時，運用剩余的電力開動水泵，運送低位水庫里的水至高位水庫中并儲存。當電網高負荷或急需電力時，放出高位水庫里的水，利用反向水流帶動水輪機發電。

抽水蓄能原理示意圖

資料來源：Hydro Tasmania

抽水蓄能的優勢有成本低、壽命長、儲能容量大。

抽水蓄能能源轉化率高達75%——83%，根據《儲能技術全生命周期度電成本分析》中測算，在不考慮充電成本且折現率為0的情況下，抽水蓄能度電成本僅為0.207元/kWh，在各種儲能技術中度電成本最低。

抽水蓄能電站存續時間極久，一般的機械及電氣設備可使用50年以上，壩體更是可使用100年，有著其他儲能方法無法相比的壽命。

抽水蓄能容量大，通常可以達到GW級別，持續放電時間長，調節調節范圍廣。因此，通過使用抽水蓄能電站，可以有效提高電力系統的穩定性，增強對可再生能源發電的消納能力。

抽水蓄能的劣勢有受地理約束明顯、初始成本高、開發時間長等：

抽水蓄能對地理因素的要求很高，一般只能建造在山與丘陵存在的地方。并且上下水庫要位于較近的距離內，還得有較高的高度差。在高度差不明顯的條件下，抽水蓄能電站所能達到的能量密度相對有限。

抽水蓄能初始投資高、開發時間長。抽水儲能電站前期建造成本極高，一個120 萬千瓦的電站通常需要60-80億元的投資，并且開發周期約為7年左右。高成本、長周期的特點決定了在風光建設快速推進的情況下，抽水蓄能無法及時配套。

抽水蓄能產業鏈主要涉及投資、承包、設備商。

在投資運營環節中，國網、南網為主要投資運營企業。截至2021年底，國網在運營和在建抽水蓄能規模分別為2351萬千瓦、4587萬千瓦，占比分別為 64.6%、74.4%，在抽水蓄能開發建設和運營市場中處于領導地位。

在承包環節中，中國電建份額占比最高。抽水蓄能項目主要采用EPC模式，由中國電建等建筑商規劃設計，承擔建設項目。根據中國電建2021年5月公告，公司在國內抽水蓄能規劃設計方面的份額占比約90%，承擔建設項目份額占比約80%。

在具體建設過程中，涉及上市公司的主要為設備環節：行業競爭格局長期較為穩固，主要參與公司有“兩大一小”，“兩大”為哈爾濱電氣、東方電氣，“一小”為浙富控股。

奇偶派在與南網電儲的證*部相關人員交流中，對方表示目前抽水蓄能建成周期可通過工期優化減少建設時間。

以裝機容量120萬千瓦的電站為例，從開展前期工作到建成投產，建設周期長達10年左右，現在公司通過各方面努力，已將工期優化調整到6年左右。在建設周期減少的情況下，抽水蓄能獨有的優勢也會更加明顯，未來會繼續推進建設。

2

壓縮空氣儲能

極具前景的大規模儲能技術

壓縮空氣儲能技術，是一種利用壓縮空氣來儲能的技術。目前，壓縮空氣儲能技術，是繼抽水蓄能之后，第二大被認為適合GW級大規模電力儲能的技術。

壓縮空氣儲能的工作原理是：在用電低谷時段，利用電能將空氣壓縮至高壓并存于壓力容器中，使電能轉化為空氣的內能存儲起來；在用電高峰時段，將高壓空氣從儲氣室釋放，進入膨脹機做功，驅動渦輪機發電。

壓縮空氣儲能系統工作原理

壓縮空氣儲能的優勢有不受地形約束，未來降本空間巨大等。

傳統的壓縮空氣儲能需要借助天然的地理環境來建造大型的儲氣室，但伴隨技術的進步，可通過儲氣罐的形式來儲存壓縮空氣，從而擺脫了地理的約束，可以大規模應用。

壓縮空氣儲能單位成本相對較低，設備成本占整個系統總成本的大部分，未來伴隨著壓縮空氣儲能建設的推進，產業鏈內各環節均有不小的降價空間，存在著快速降本的可能、

壓縮空氣儲能的劣勢有投資成本高、運行效率低等。

壓縮空氣儲能與蓄水儲能相似，均為重資產的儲能方式，預計運行周期長達40年，投資回報年限往往也在25年以上，較長的回收期一定程度上降低了投資的熱情。

壓縮空氣儲能效率目前仍處于較低的水平。當前涉及運行的項目效率在50%-70%之間，較成熟的抽水蓄能的76%左右還有一定的差距，這一定程度上影響了整個項目的經濟性。

壓縮空氣儲能設備的產業鏈主要涉及壓縮機、換熱機和膨脹機。

壓縮機是壓縮空氣提高氣體壓力的機器，也是系統中最核心的部件之一，其性能對整個系統起決定性影響，國內制造廠家主要有陜鼓動力、沈鼓集團等。目前100MV級壓縮機基本可以實現國產化，但難以制造單機300MW的壓縮機。

換熱器是將熱流體的部分熱量傳遞給冷流體的設備，換熱系統的蓄熱溫度和回熱溫度越高，系統儲能效率越高。近年來，得益于國家倡導工業生產節能、減排、降耗的政策利好，我國換熱器行業市場規模不斷增長。代表性企業有盾安環境、三花智控等公司。

膨脹機則是利用壓縮空氣膨脹時向外輸出能量的機械，對于大型壓縮空氣儲能電站，膨脹機一般采用多級膨脹帶中間再熱的結構形式。目前國內制造廠家主要有金通靈、哈電汽輪機公司、東方汽輪機公司等。

在與壓縮空氣儲能專家的交流中，其向奇偶派表示目前壓縮空氣儲能主要的缺點在于效率較低，目前公認的壓縮空氣效率主要為德國和美國的項目，分別在40%+到50%+之間，但新型壓縮空氣儲能效率可達70%，但仍比抽水蓄能低5%左右。但伴隨著技術的進步，未來有望進一步提升效率。

3

鋰離子電池

最成熟規模最大的電化學儲能技術

鋰離子電池是指以鋰為能量載體的二次電池，充電時鋰離子從正極脫出，經過電解液和隔膜，嵌入負極，放電發生相反過程，又稱搖椅式電池。

鋰離子電池儲能的優勢有技術成熟、裝機規模大等：

因鋰離子電池出現時間早，技術儲備充足，故成為儲能的首選。根據中關村儲能數據，2021年鋰離子電池占中國新型儲能裝機量的89.7%，是最具代表性的新型儲能技術，也是目前裝機規模最大的電化學儲能技術。

鋰離子電池儲能的劣勢有擴展成本高、鋰礦資源不足等。

鋰離子電池提供功率與貯存能量的裝置綁定在一起，在不提升功率，僅提升容量的情況下，電池成本等比例增加。即4小時儲能系統的電池成本是1小時儲能系統的4倍。而抽水蓄能、壓縮空氣等儲能方式，若想單純增加儲能時間，僅需等比例配置貯存能量的裝置即可。

隨著電池需求量的迅速增長，鋰資源開始面臨著資源約束問題。一方面是鋰資源的總量分布有限，地殼豐度僅為 0.006%；另一方面是空間分布不均勻，我國鋰資源儲量僅占全球6%，且開采成本較高。同時，鋰資源約束還帶來鋰資源在動力電池和儲能電池間分配的問題。多因素疊加，拉高了成本，降低了經濟性。

鋰離子電池儲能設備的產業鏈主要涉及上游零部件供應商、中游設備制造商與下游系統安裝商。

鋰離子電池上游零部件供應商主要由正極、負極、電解液和隔膜四大關鍵材料組成。

其中正極材料是鋰電池的核心材料，是決定電池性能的關鍵因素，對產品最終的能量密度、電壓、使用壽命以及安全性等有著直接影響，也是鋰電池中成本最高的部分，生產公司為當升科技、杉杉股份等。

負極材料由活性物質、粘結劑和添加劑制成糊狀膠合劑后，涂抹在銅箔兩側，經過干燥、滾壓制得，生產公司為有科電氣、杉杉股份等。

電解液是有機溶劑中溶有電解質鋰鹽的離子型導體，是電池中離子傳輸的載體，在電池正負極之間起到傳導輸送能量的作用，生產公司為天賜材料、新宙邦、江蘇國泰等。

隔膜的主要作用則是將鋰離子電池的正、負極分隔開，只讓電解質離子通過以防止兩極接觸而短路，性能優異的隔膜對提高電池的綜合性能具有重要的作用。生產公司為星源材質、恩捷股份等。

鋰離子儲能電池中游設備商正處于快速發展階段，市場格局未定。

寧德時代以強大的控本能力與規模優勢后來居上，目前與國網、五大發電集團、科士達、星云股份、陽光電源等企業建立廣泛合作，暫居第一；比亞迪深耕歐美市場，客戶與渠道優勢穩固，暫居國內第二；鵬輝能源借助海外市場，在家庭儲能方面快速擴張，占據國內出貨量第三。

鋰離子儲能下游系統安裝商主要指EPC模式承包單位。EPC有利于整個儲能項目的統籌規劃和協同運作，減少采購與施工的中間環節，節省投資、增厚項目利潤。相關公司主要包括永福股份、特變電工、中國能建等。

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液流電池儲能

功率與容量解耦的電化學儲能

液流電池是一種大規模高效電化學儲能裝置。區別于其他電池儲能裝置，液流電池將反應活性物質儲存于電解質溶液中，可實現電化學反應與能量儲存場所的分離，使得電池功率與儲能容量設計相對獨立，適合大規模蓄電儲能需求。

目前，主要推進的液流電池為全釩液流電池，其原理是通過兩個不同化合價的、被隔膜隔開的釩離子之間交換電子來實現電能與化學能的相互轉化，以實現充電、放電的過程。

全釩液流電池工作原理示意圖

資料來源：張華民，《液流電池技術》

液流電池儲能的優勢有容量與功率獨立設計、使用壽命長等。

在長時儲能中，液流電池最大的優勢為輸出功率和儲能容量可分開設計。通過增加單片電池的數量和電極面積，即可增加液流電池的功率。通過增加電解液的體積或提高電解液的濃度，即可任意增加液流電池的電量，可達百兆瓦時以上。

液流電池循環壽命長。由于液流電池的正、負極活性物質只分別存在于正、負極電解液中，充放電時無其它電池常有的物相變化，可深度放電而不損傷電池，使用壽命遠大于其他電化學儲能裝置。

液流電池儲能的劣勢為成本過高。

目前推進最快的液流電池為全釩液流電池，但是面臨著釩資源約束的問題，導致成本過高，商業化進程較為緩慢。但全釩液流電池的擴容成本較低，其容量越大，成本越低。隨著產業規模化效應顯現，釩液流電池成本有望降低。

液流電池儲能設備的產業鏈主要涉及電解液、隔膜。

電解液是液流電池的核心材料，也是整個化學體系中存儲能量的介質。在全釩液流電池中，電解液成本占據了儲能電池成本的一半以上。

隔膜是影響液流電池性能和成本的又一核心材料。它起著阻隔正極和負極電解液互混，隔絕電子以及傳遞質子形成電池內電路的作用。因此隔膜應該具備高的氫離子導電能力和高的離子選擇性，盡量避免正負極電解液中不同價態的釩離子互混，以減少由此造成的電池容量損失。而且需要成本低廉，提高產品的市場競爭力，利于大規模商業化推廣。

全釩液流電池體系成本結構

資料來源：光大證*研究所

奇偶派在與河鋼股份證*部相關人士溝通中，其表示會持續跟進全釩液流電池進度，并會充分利用承德當地釩鈦資源，進一步做優做強做大釩鈦產業鏈條。公司已于8月啟動了釩鈦產業園項目，全面實現釩鈦產業向航空、儲能等戰略性新興產業延伸。

5

熔鹽儲熱

光熱電站的配儲系統

熔鹽儲熱的原理是通過儲熱介質的溫度變化、相態變化或化學反應，實現熱能的儲存與釋放。儲熱介質吸收電能、輻射能等能量，儲蓄在介質內，當環境溫度低于介質溫度時，儲熱介質可將熱能釋放出來。

熔融鹽為常用的中高溫顯熱儲熱介質，具備較寬的液體溫度范圍，儲熱溫差大、儲熱密度高，適合大規模中高溫儲熱項目。

熔鹽儲熱原理示意圖

資料來源：CSPPLAZA光熱發電平臺

熔鹽儲熱的優勢有成本低、儲熱時間長等：

熔鹽作為儲熱介質，成本較低，工作狀態穩定。同時儲熱的密度很高，儲熱時間較長，適合大規模中高溫儲熱，單機可實現100MWh以上的儲熱容量。

熔鹽儲熱的劣勢則是只能應用于熱發電場景：

熔鹽是通過儲存熱量的方式來儲存能量的，如果需要儲存的是電能，那整個流程中需要完成“電能——熱能——電能”的轉換，效率很低。因此，熔鹽儲能只能應用在采用熱能發電的場景中，作為能量的存儲介質，如光熱發電、火電廠改造等；或者應用在終端能量需求為熱能而非電能的場景，如清潔供熱。

光熱發電市場促進熔鹽儲熱產業鏈走向成熟。

熔鹽的主要成分為硝酸鈉、硝酸鉀鹽等常見的化學材料，目前國內熔鹽供應和化鹽服務較為成熟。

同時，熔鹽儲熱系統中還需配備熔鹽泵、熔鹽罐、蒸汽發生器、保溫材料、玻璃等關鍵設備，以防止熔鹽凍堵，因此一次性投資規模較大。經過光熱發電配儲市場培育，熔鹽儲熱產業鏈發展已經較為成熟。若市場需求進一步擴大，產業鏈投資成本有望繼續下降。

奇偶派在與熔鹽儲能相關公司——西子潔能的證*部人員溝通中，對方表示熔鹽儲能的主要應用場景有風光儲、火電靈活性改造、零碳園區等，公司通過示范項目建設，進一步積累了熔鹽儲能在其他應用場景應用的經驗，具備一定的先發優勢。并且比較看好未來的前景，會持續推進熔鹽儲能的研究。

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寫在最后

作為具備技術創新優勢的戰略性新興產業，國家一直在推動儲能的多元化技術路線，國家發改委、能源局印發的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》以及《“十四五”新型儲能發展實施方案》等文件均提出要推動儲能技術路線的多元化發展。

隨著風光設備的快速落地，以儲能技術為支撐的能源革命的時代已經悄然到來。可以確定的是，未來伴隨著技術的突破與產業鏈的深入投資，儲能的成本將不斷降低，各儲能技術之間將會長期存在“你追我趕”的情況。

堅持儲能的多元化技術路線，仍需繼續付諸努力。研發高安全、低成本、高可靠、長壽命、環保的儲能技術，建設契合新型電力系統的儲能設施，助力雙碳目標實現，構建能源“護城河”、電力“防火墻”，才是發展儲能的最終目標。