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，風光強制配儲政策推動儲能需求指數增長。在市場需求爆發以及政策鼓勵的雙重推動下，成熟的抽水蓄能、鋰電儲能呈現爆發性增長，其他新型儲能技術也進入了發展快車道。

本文對抽水蓄能、鋰離子電池、壓縮空氣、鈉離子、全釩液流電池、鉛炭電池六種儲能的發展現狀、系統成本、應用前景做了評估。

一、

多種儲能路線進入發展快車道

按照時長要求的不同，儲能的應用場景大致可以分為容量型（≥4h）、能量型（約1～2h）、功率型（≤30min）和備用型（≥15min）四類。 容量型儲能場景包括削峰填谷或離網儲能等，長時儲能技術種類較多，包括抽水蓄能、壓縮空氣、儲熱蓄冷、儲氫以及各類容量型儲能電池（例如鈉硫電池、液流電池、鉛炭電池、鋰漿料電池等）。 按應場景劃分的儲能類型

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。 2021年儲能重磅政策

2021 年各省風光配儲政策

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。 儲能技術在電力行業應用范圍

從技術原理上講，儲能技術主要分為物理儲能、電化學儲能和電氣儲能、熱儲能和化學儲能這幾大類。 儲能技術路徑分類

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。 各種儲能技術優缺點對比

二、

六類儲能技術分析

1

抽水蓄能

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。 2021年我國各儲能技術裝機占比

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LCOS測算核心假設

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。 抽水蓄能LCOS敏感性分析

“十四五”以來，我國加快部署抽水蓄能項目開發建設。《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》規定：到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上（按照6元/W測算，投資須達1800億左右）；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。（按照6元/W測算，投資須達5400億左右）；另外，2021年8月份公布的規劃儲能項目名單共551個項目，總計6.79億千瓦。 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。 各省抽水蓄能裝機及投資

2

鋰離子電池儲能

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。 電化學儲能上下游示意圖

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。 不同技術路線電池對比

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。 2017-2021年我國儲能電池出貨量及增速

磷酸鐵鋰電池儲能成本分析 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1.2-1.7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）。2021年以來大量EPC中標價格1.3-1.7元/kWh之間。 2021 年部分磷酸鐵鋰電池儲能電站 EPC 招標情況

3

壓縮空氣儲能

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。 壓縮空氣技術發展歷程

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。其中張家口國際首套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。 海內外部分壓縮空氣項目情況

2022 年立項的大型空氣壓縮儲能項目

壓縮空氣儲能成本分析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。 壓縮空氣儲能系統LCOS測算核心假設

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LCOS敏感性分析

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。 各種類型儲能特點

4

鈉離子儲能

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。 鉛酸電池、鋰離子電池和鈉離子電池性能對比

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、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。 鈉離子電池的材料成本優勢明顯

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Tiamat、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。 鈉離子成本分析鈉離子電池儲能系統LCOS測算核心假設

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。 鈉離子電池LCOS敏感性分析（元/kWh）

5

全釩液流電池儲能

釩電池電能以化學能的方式存儲在不同價態釩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釩電池順利完成充電、放電和再充電。 全釩液流電池原理

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，全釩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。 全釩液流儲能技術優勢

2010年以來，我國兆瓦級全釩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級全釩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，是全球最大釩液流儲能項目。 我國近年來規劃或建設的釩液流儲能項目

目前成本問題仍是釩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全釩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，預計目前釩電池初始成本約為鋰電池的3倍上下。全釩液流電池儲能系統LCOS測算核心假設

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。 全釩液流電池LCOS敏感性分析（元/kWh）

6

鉛炭電池儲能

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。 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。 鉛炭電池成本分析鉛炭電池儲能系統LCOS測算核心假設

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。 鉛炭電池LCOS敏感性分析（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。

審核編輯 ：李倩