多视角看各类新型储能技术发展_

本文来自：郭丽丽的研究札记，作者：天风公用环保团队

本周专题

近日，山西省能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年新型储能规划容量达到6GW，围绕压缩空气、液流电池、锂离子电池、钠离子电池、超级电容等关键技术、装备和集成优化，加大技术研究和创新力度，并建立合理反映储能价值的价格机制。本周，我们将从技术水平、性能参数、经济性等多个视角探讨各类新型储能技术的发展阶段与发展前景。

核心观点

▍多项新型储能技术取得突破，储能技术迈向多元

从技术路径来看，国内储能产业发展可分为三个阶段：2016年以前储能项目以抽水蓄能为主，技术路径较为单一；2017-2021年伴随国内新能源发电产业快速发展，其渗透率持续提升，给电网及消纳带来较大考验，而抽水蓄能建设周期及灵活性较差，难以满足短期内快速增长的调节资源需求，以锂离子电池为主的电化学储能技术成熟度较高，开始登上历史舞台。截至2021年底，国内电化学储能装机规模达5.1GW，2016-2021年CAGR达78.8%；2022年后，液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、重力储能等多项新型储能技术取得实质性突破，国内储能产业开始进入多元化发展阶段。

▍从性能参数来看，不同储能技术各有优劣，互为补充

锂离子电池技术成熟较早且建设周期较短，已成为新型储能产业最主要的技术路径，但由于其储能时长及安全性相对较低，难以完全满足新型电力系统下的调峰需求，而其他新型储能技术则在储能时长、安全性等方面表现较优，能够对锂离子电池的劣势进行有效补充，其中液流电池及压缩空气储能在国内已有一定规模的示范项目落地，发展确定性相对较强，而钠离子电池及重力储能电池仍需示范项目予以验证。

▍从经济性来看，压缩空气储能经济性较优，电化学储能降本压力仍存

初始造价方面，从当前各类型储能技术项目来看，压缩空气储能与锂离子电池单位能量成本接近且相对较低，为1500-2000元/KWh，而液流电池初始造价仍然处于高位，达到4750元/KWh；从度电成本来看，在不考虑充电成本的情况下，压缩空气储能电站度电成本最低，达到0.34元/KWh，相比之下电化学储能电站度电成本处于较高水平，锂离子电池LCOE为0.65元/KWh，而液流电池LCOE则达到1.26元/KWh，对比当前国内各地区峰谷/峰平价差水平，仍存在较大的降本压力。

▍投资建议

近年来锂离子电池、液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、重力储能等多项新型储能技术取得实质性突破，国内储能产业进入多元化发展阶段。从性能来看，不同储能技术各有优劣，互为补充，其中锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等已有大规模示范项目落地，确定性较强，而钠离子电池、重力储能等同样具有一定性能优势，未来发展值得期待。从经济性来看，目前压缩空气储能电站度电成本相对较低，达到0.34元/KWh，相比之下电化学储能电站度电成本仍处于较高水平，锂离子电池LCOE为0.65元/KWh，而液流电池LCOE则达到1.26元/KWh，存在较大的降本压力。标的方面，上游设备建造厂商建议关注【东方电气】【上海电气】【哈尔滨电气】【陕鼓动力】【南网科技】等，中下游投资运营厂商建议关注【南网储能】【三峡能源】等。

▍风险提示

储能上游设备涨价，相关政策出台及落地不及预期，储能电站收益渠道拓展不及预期，现货市场下电费价差不及预期，测算假设存在误差等。

1. 多视角看各类储能技术发展

近日，山西省能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年新型储能规划容量达到6GW，围绕压缩空气、液流电池、锂离子电池、钠离子电池、超级电容等关键技术、装备和集成优化，加大技术研究和创新力度，并建立合理反映储能价值的价格机制。本周，我们将从技术成熟度、性能参数、经济性等多个视角探讨各类新型储能技术的发展阶段与发展前景。

1.1. 国内储能产业发展阶段复盘：从单一走向多元

储能技术根据储能系统存储能量的形式以及其构成机理的不同可以分为抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、超导磁储能、电化学储能（锂离子电池、液流电池、钠离子电池）等，而新型储能即为抽水蓄能外的其他储能技术。从技术路径来看，截至目前，国内储能产业发展可分为三个阶段：

1）第一阶段（2016年以前）：以抽水蓄能为主，技术路径单一。我国抽水蓄能电站建设始于上世纪60-70年代，21世纪后，伴随电力系统对“削峰填谷”需求的不断增加，抽水蓄能快速发展，截至2016年底，全国抽水蓄能电站装机规模约为26.7GW，占国内储能装机比例约99%。

2）第二阶段（2017-2021年）：新能源占比快速提升，电化学储能走上历史舞台。在“双碳目标”背景下，我国新能源发电产业开始快速发展，其渗透率持续提升，由于新能源出力受制于不稳定性，大规模接入给电网及消纳带来更大考验，而抽水蓄能一方面受地理位置及自然条件约束较强，灵活性较低，另一方面其建设周期较长，难以满足短期内快速增长的调节资源需求。在此背景下，以锂离子电池为主的电化学储能技术成熟度较高，开始登上历史舞台。截至2021年底，国内电化学储能装机规模达5.1GW，2016-2021年CAGR达78.8%，电化学储能占国内储能装机比例达到12.1%，相比于2016年提高11.1pct。

3）第三阶段（2022年以后）：多项新型储能技术取得突破，储能技术路径迈向多元。2022年2月23日，国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要积极开展新型储能关键技术研发，探索不同技术路径和发展模式，促进多种形式储能发展。政策引导下，液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、重力储能等多项新型储能技术取得实质性突破，国内储能产业进入多元化发展阶段。根据CNESA数据，2022年9月国内新增新型储能项目包括锂离子电池、压缩空气储能、液流电池等多种技术路径。

1.2. 各类储能技术优势互补，电化学储能降本压力仍存

1.2.1. 技术成熟度：多项新型储能技术得到验证，具备推广基础

从技术成熟度来看，压缩空气储能、重力储能、液流电池、钠离子电池等多项新型储能已有示范项目落地，技术可行性得到验证：

➢ 压缩空气储能：张家口100MW压缩空气储能示范项目于2022年9月并网发电，目前国内压缩空气储能项目容量约182.5MW，处于规划及建设状态的项目容量超6GW；

➢ 液流电池：辽宁大连液流电池储能调峰电站一期工程（100MW/400MWh）于 2022年10月并网发电，截至2022年10月，已建成液流电池项目为180MW，同时仍连续有GWh级别的项目招标建设；

➢ 钠离子电池：2021年6月，全球首套1MWh钠离子电池储能系统投运，同时，安徽阜阳储能电站项目包含30MW/60MWh钠离子电池系统，预计于2023年6月投运；

➢ 重力储能：江苏如东100MWh重力储能示范项目建设进度正按计划稳步推进。

1.2.2. 性能参数：不同储能技术各有优劣，互为补充

在具备一定技术成熟度的基础上，考虑锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、重力储能四类储能技术的性能参数对比：

➢ 响应速度方面：锂离子电池、液流电池等电化学储能响应速度较快，达到毫秒级，能够更好地满足电网调频需求；重力储能略低于前者，为秒级；而压缩空气储能响应速度相对较慢，仅能达到分钟级。

➢ 转换效率方面：锂离子电池、重力储能等转换效率较高，达到 80%-90%；液流电池转换效率为70%-75%；压缩空气储能当前转换效率为50%-70%。

➢ 储能时长方面：从现有项目来看，压缩空气储能存储时间最长，达到4-8小时；重力储能和液流电池存储时间略低，为4小时左右；锂离子电池存储时间最短，仅为2小时左右。

➢ 寿命方面：压缩空气储能、重力储能等寿命较长，能够达到30年以上；液流电池寿命为15-20年；锂离子电池寿命相对较短，仅为8-12年。

➢ 安全性方面：锂离子电池安全性较差，存在爆炸风险；而液流电池、压缩空气储能、重力储能等则安全性较高，没有爆炸风险。

综上，从性能参数来看，上述不同储能技术各有优劣，互为补充。锂离子电池技术成熟较早且建设周期较短，已成为新型储能产业最主要的技术路径，但由于其储能时长及安全性较低，难以完全满足新型电力系统下的调峰需求，而其他新型储能技术则在储能时长、安全性等方面表现较优，能够对锂离子电池的劣势进行有效补充，其中液流电池及压缩空气储能在国内已有一定规模的示范项目落地，发展确定性相对较强，而钠离子电池及重力储能电池仍需示范项目予以验证。

1.2.3. 经济性：压缩空气储能经济性相对较优，电化学储能降本压力较大

初始造价方面：对于锂离子电池，从近期储能电站EPC总承包工程中标价格来看，国内锂离子电池初始造价在3000-4000元/KW之间；对于液流电池，根据中国新闻社数据，大连液流电池储能调峰电站（200MW/800MWh）总投资约38亿元，对应单位初始造价约为19000元/KW；对于压缩空气储能电站，从目前的储备项目来看，其初始造价已降至6000-7500元/KW。

度电成本方面：我们对相同能量规模的锂离子电池、液流电池、压缩空气储能全生命周期度电成本进行测算，核心假设如下：

根据上述假设条件，在不考虑充电成本和杠杆的情况下，令项目IRR=0时的电价水平即为电站的度电成本，经过测算：压缩空气储能电站度电成本相对较低，达到0.34 元/KWh，相比之下电化学储能电站度电成本处于较高水平，锂离子电池LCOE为0.65 元/KWh，而液流电池LCOE则达到1.26元/KWh，对比当前国内各地区峰谷/峰平价差水平，仍存在较大的降本压力。