儲能行業深度報告：六類儲能的發展情況、政策、成本分析-220509（37頁）.pdf

1、請務必閱讀最后一頁的免責條款 1 六類儲能的發展情況及其經濟性評估六類儲能的發展情況及其經濟性評估 核心觀點 本報告對抽水蓄能、鋰離子電池、壓縮空氣、鈉離子、全釩液流電池、鉛炭電池等六種儲能的發展現狀、系統成本、應用前景做了評估。 多種儲能路線進入發展快車道。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；海外方面。2021年美、歐、澳等國家皆出現爆發性增長。在市場需求爆發以及政策鼓勵的雙重推動下，成熟的抽蓄以及鋰電儲能呈現爆發性增長，其他新型儲能路線也進

2、入了發展快車道。 抽水蓄能：巨量項目開工建設。抽水蓄能是最為成熟的儲能技術，具有技術優、成本低、壽命長、容量大、效率高等優點。我們測算在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，是當前最為經濟的儲能方式。根據規劃，到 2030 年，我國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；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。建議關注核心受益標的中國電建。 鋰離子電池儲能：正處于超級爆發周期。根據GGII統計，2021年

3、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。當前鐵鋰儲能成本較高，但在海外高電價地區已具有較好的經濟性。鐵鋰電池是當前應用最成熟的電化學儲能，預計隨著成本降低以及循環壽命的提高，經濟性將不斷提升。建議關注寧德時代、比亞迪、派能科技、德業股份。 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，大型電站儲能轉化效率已經上升至70%-75%，低于抽水蓄能

4、電站，但已經具有具備了大規模商業化應用的條件，目前商業化項目正在大規模上馬。 我們測算，在初始投資成本6元/W，年均循環次數400次，儲能循環效率73%，儲能系統壽命為30年的假設下，壓縮空氣儲能度電成本約為0.436元/kWh。而在初始投資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。壓縮空氣度電成本依然要略高于抽水蓄能，但是遠低于磷酸鐵鋰；另外，其投資周期較抽水蓄能短，且單體投資規模限制??；綜合看來，壓縮空氣儲能有望成為抽水蓄能在大規模儲能方面重要補充。建議關注中儲國能（未上市） 、杭鍋股份等企業。 儲能行業深度報告|2022.5.9

5、 市場指數走勢（最近市場指數走勢（最近 1 1 年）年） 風險因素風險因素 需求增速不達預期、政策變動風險、產業鏈競爭格局惡化，技術路線演化超出預期。 研究員：劉杰研究員：劉杰 執業編號：S0990521100001 電話：0755-83007043 E-mail： 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 2 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，鈉離子在這些方面都表現出了良好的性能。其在規?；瘧煤蟪杀居型陀阼F鋰電池，可在大規模電化學儲能、低速電動車等

6、領域得到廣闊應用。當前，鈉離子電池產業化進程加速產業中，商業化在即；其中，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；寧德時代表示已啟動鈉離子電池產業化布局，2023年將形成基本產業鏈。建議關注中和海納（未上市） 、寧德時代、華陽股份。 全釩液流電池儲能。全釩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，2019年以來我國液流電池儲能示范項目正加快建設。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。根據我們測算，在電化學儲能中，全釩液流電池LCOS與鐵鋰電池接近，但是能量轉化效率方面不如鋰電池，且布置靈活性、溫度環境要求較高。行業當前

7、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。建議關注大連融科（未上市） 、北京普能（未上市） 。 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。鉛炭電池同時具有鉛酸電池和電容器的特點，且擁有非常好的充放電性能，延長了電池壽命，可以達到2000次以上，遠高于鉛酸電池的300-500次。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

8、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。 風險提示風險提示：需求增速不達預期、政策變動風險、產業鏈競爭格局惡化需求增速不達預期、政策變動風險、產業鏈競爭格局惡化、技術路線演、技術路線演化超出預期?；鲱A期。 MBaXkWhYjWlXjVsVjZ6M8QaQtRmMsQsQeRqQrMeRrQmNaQoOzQMYmRyRxNnQtM 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 3 目錄目錄 特別說明特別說明 . 5 一、多種儲能路線進入發展快車道一、多種儲能路線進入發展快車道 . 6 1.1 儲能政策密集出臺 . 6 1.2 多種儲能進入發展期 . 8 二、抽水蓄

9、能：巨量項目開工建設二、抽水蓄能：巨量項目開工建設 . 10 2.1 抽水蓄能是最為成熟的儲能技術 . 11 2.2 成本測算：當前最為經濟的儲能方式 . 12 2.3 兩部制電價托底，巨量項目入場 . 13 三、鋰離子電池儲能：三、鋰離子電池儲能：正處于超級爆發周期正處于超級爆發周期 . 15 3.1 鋰電池電池儲能介紹 . 15 3.2 電力應用帶動，鋰電儲能需求持續爆發 . 17 3.3 磷酸鐵鋰電池儲能成本分析測算 . 17 四、壓縮空氣儲能：有望成為抽水蓄能電站的重要補充四、壓縮空氣儲能：有望成為抽水蓄能電站的重要補充 . 20 4.1 空氣壓縮儲能系統介紹 . 20 4.2 邁過試

10、驗示范階段，商業化項目大規模上馬 . 21 4.3 成本分析測算：有望成為抽蓄的重要補充 . 23 五、鈉離子儲能：性能優異，被寄予厚望五、鈉離子儲能：性能優異，被寄予厚望 . 25 5.1 鈉離子電池性能優異，被寄予厚望 . 25 5.2 鈉離子電池產業化進程加速 . 28 5.3 鈉離子成本分析：遠期可期 . 29 六、全釩液流電池儲能六、全釩液流電池儲能 . 31 6.1 發展情況與介紹 . 31 6.2 釩液流電池成本分析 . 32 七、鉛炭電池儲能七、鉛炭電池儲能. 34 7.1 發展情況 . 34 7.2 鉛炭電池成本分析 . 35 圖目錄圖目錄 圖 1：儲能技術路徑分類 . 9

11、圖 2：各種儲能技術優缺點對比 . 10 圖 3：抽水蓄能電站示意圖 . 11 圖 4：2021 年我國各儲能技術裝機占比 . 12 圖 5：我國抽水蓄能裝機及規劃情況（萬千瓦） . 14 圖 6：鋰離子電池示意圖 . 15 圖 7：電化學儲能上下游示意圖 . 16 圖 8：2017-2021 年我國儲能電池出貨量及增速 . 17 圖 9：壓縮空氣技術發展歷程 . 21 圖 10：壓縮空氣儲能系統基本結構 . 21 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 4 圖 11：同里 500kW 液態空氣儲能項目效果圖 . 21 圖 12：鈉離子電池工作原理圖 . 26 圖 13：鈉離子

12、電池的材料成本優勢明顯 . 27 圖 14：中國科學院物理研究所/中科海鈉鈉離子電池研制及示范應用進程 . 28 圖 15：寧德時代鈉離子電池優勢 . 29 圖 16：全釩液流電池原理 . 31 圖 17：釩液流電堆結構 . 31 圖 18：鉛炭電池結構圖 . 34 表目錄表目錄 表 1：按應場景劃分的儲能類型 . 5 表 2：2021 年儲能重磅政策 . 6 表 3：2021 年各省風光配儲政策 . 7 表 4：儲能技術在電力行業應用范圍 . 8 表 5：抽水蓄能 LCOS測算核心假設 . 12 表 6：抽水蓄能 LCOS測算過程 . 13 表 7：抽水蓄能 LCOS敏感性分析 . 13 表

13、 8：各省抽水蓄能裝機及投資 . 14 表 9：不同技術路線電池對比 . 16 表 10：2021 年部分磷酸鐵鋰電池儲能電站 EPC 招標情況. 18 表 11：磷酸鐵鋰電池 LCOS 測算核心假設 . 19 表 12：磷酸鐵鋰電池 LCOS 測算過程 . 19 表 13：循環壽命假設 . 20 表 14：磷酸鐵鋰電池 LCOS 敏感性分析 . 20 表 15：海內外部分壓縮空氣項目情況 . 22 表 16：2022年立項的大型空氣壓縮儲能項目 . 22 表 17：2022年立項的大型空氣壓縮儲能項目 . 23 表 18：壓縮空氣儲能系統 LCOS 測算核心假設 . 24 表 19：壓縮空氣

14、 LCOS測算過程 . 24 表 20：壓縮空氣 LCOS敏感性分析 . 24 表 21：各種類型儲能特點 . 25 表 22：鉛酸電池、鋰離子電池和鈉離子電池性能對比 . 27 表 23：鈉離子電池儲能系統 LCOS測算核心假設 . 29 表 24：鈉離子電池 LCOS測算過程 . 30 表 25：鈉離子電池 LCOS敏感性分析（元/kWh） . 30 表 26：全釩液流儲能技術優勢 . 31 表 27：我國今年來規劃或建設的釩液流儲能項目 . 32 表 28：全釩液流電池儲能系統 LCOS 測算核心假設 . 33 表 29：全釩液流電池 LCOS 測算過程 . 33 表 30：全釩液流電池

15、 LCOS 敏感性分析（元/kWh） . 33 表 31：鉛炭電池儲能系統 LCOS 測算核心假設 . 35 表 32：鉛炭電池 LCOS測算過程 . 36 表 33：鉛炭電池 LCOS敏感性分析（元/kWh） . 36 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 5 特別說明特別說明 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、鉛炭電池等六種儲能的發展現狀、系統成本、應用前景做了評估，由于部分儲能類型尚未大面積應用，不同研究個體對其評價方法或有差別。我們在此做出以下特別說明： 特別說明特別說明1 1：本文所研究的多種類型儲能的參數綜合參考了其各自項目近期投資運行情

16、況以及， 基于全壽命周期成本的儲能成本分析（傅旭，李富春，楊欣，楊攀峰） 、儲能的度電成本和里程成本分析（何穎源，陳永翀，劉勇，劉昊，劉丹丹，孫晨宇） 、鈉離子電池儲能技術及經濟性分析（張平，康利斌，王明菊，趙廣，羅振華，唐堃，陸雅翔，胡勇勝） 等數十篇文獻，在此統一說明，后續不單獨列示。 特別說明特別說明2 2：在本部分以及后續多種類型儲能的度電成本測算中，未考慮充電成本、能量損耗以及輸配電相關費用，實際成本可根據具體應用場景進行相應調整計算。 特別說明特別說明3 3：關于儲能成本評價標準說明如下。 儲能技術成本的合理化是行業發展至關重要的因素。目前國國際上通用的儲能成本評價指標為基于儲能全

17、生命周期建模的儲能平準化度電成本（L LCOSCOS） ，而事實上不同的儲能應用場景使用單一的評價標準并不合適，儲能設施的利用方式、使用效率不同，對于LOCE測算的結果也不盡相同。例如抽水蓄能電站，初始造價確定，使用壽命可以高達30-50年，在全生命周期中，電站實際利用小時30000小時與70000小時的非充電成本差別可能是倍差的。 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12h） 、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，時儲能技術種類較多，包括抽水蓄能、壓縮空氣、儲熱蓄冷、儲氫儲碳以及各類容量型儲能電池（例如

18、鈉硫電池、液流電池、鉛炭電池、鋰漿料電池等） 。其他類型具體見下表。 表 1：按應場景劃分的儲能類型 類型類型 儲能時長儲能時長 實際應用場景實際應用場景 儲能類型儲能類型 容量型 4h 削峰填谷、離網儲能等 抽水蓄能、壓縮空氣、儲熱蓄冷、儲氫儲碳、鈉硫電池、液流電池、鉛炭電池等 能量型 12h 復合功能，調峰調頻和緊急備用等多重功能 磷酸鐵鋰電池等 功率型 30min 調頻等 超導儲能、飛輪儲能、超級電容器、鈦酸鋰電池、三元鋰電池 備用型 15min 作為不間斷電源提供緊急電力 鉛酸電池、梯級利用電池、飛輪儲能 數據來源：英大證券研究所整理 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責

19、條款 6 為了采取一致性評價標準，考慮到儲能設施主要通過調頻服務和能量充放來實現收益，能量型和備用性型則是二者的負荷利用，我們將儲能分容量型以及功率型兩種類型進行成本評估。其中，度電成本度電成本（L LOCEOCE）的評價適合容量型儲能場景的評價適合容量型儲能場景（如削峰填谷如削峰填谷） ，因為可以將其直接與峰谷電價差進行比較，從而判斷儲能投資是否具有經濟效益。對于功率型儲能場景，參照海外以及國內輔助電力調頻應用場景，采用里程成本作為功率型儲能經濟性的評判標準。本文所研究的六種儲能主要考慮能量型儲能應用。 一、一、多種儲能路線進入發展快車道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

20、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。20

21、21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。 表 2：2021 年儲能重磅政策 日期日期 部門部門 文件名稱文件名稱 核心內容核心內容 2021.52021.5 發改委 關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見

22、以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。 2021.72021.7 發改委、能源局 關于加快推動新型儲能發展的指導意見 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。 2021.72021.7 改革委 關于進一步完善分時電價機制的通知 上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。 2021.82021.8 發改委、能源局 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 由電網承擔消納任務的保障性規模（部分省份也要求配一定能比例的儲能，儲能配置要求為

23、 10%功率、2 小時） ；市場化部分配置 15%功率、4 小時的配置（鼓勵 20%、4 小時）的調峰資源。 2021.92021.9 能源局 抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年） 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；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。8 月份公布的規劃儲備項目單共 551 個計 6.79 億千瓦 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 7 2022.22022.2 發改委、能源局 “十四五”新型儲能發展實施方案 推動新型儲能技術發展應用，提出到 202

24、5 年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段、具備大規模商業化應用條件。 數據來源：發改委、能源局，英大證券研究所整理 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。 表 3：2021 年各省風光配儲政策 地區地區 文件名稱文件名稱 風電、光伏裝機規模要求風電、光伏

25、裝機規模要求 新型儲能配置要求新型儲能配置要求 貴州省 關于下達貴州省 2021 年第一批光伏發電項目開展前期工作計劃的通知 2021 年計劃總裝機規模 21.66GW 集中式光伏項目需配備 10%的儲能設施。 關于下達貴州省 2021 年第二批光伏發電項目開展前期工作計劃的通知 甘肅省 關于“十四五”第一批風電、光伏發電項目開發建設有關事項的通知 2021-2022 年新增 12GW 河西地區（酒泉、嘉峪關、金昌、張掖、武威）最低按電站裝機容量的 10%配置，其他地區最低按電站裝機容量的 5%配置，儲能設施連續儲能時長均不低于 2 小時 廣東省 關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事

26、項的通知 2021 年保障性并網規模 9GW 四川省 四川省十四五光伏、風電資源開發若干指導意見 5 年內規模目標 20GW 河南省 關于 2021 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知 力爭 2025 年新增 20GW 左右 I 類區域預計儲能總規模 300MW/600MWh; II 類區域預計儲能總規模 150MW/300MWh; III 類區域可協商規定消納規模，要求配置項目20%規模，可正常運行 2 小時的儲能設備。 江蘇省 江蘇省發改委關于做好 2021 年風電和光伏發電項目建設工作的通知 “十四五”期間，風電、光伏將累計新增 30.69GW 以上 陜西省 陜西省新型儲能建設方案（

27、暫行）（征求意見稿） 2021 年，新增集中式風電項目，陜北地區按照10%裝機配套儲能;新增集中式光伏發電項目，關中、延安市按照 10%、榆林市按照 20%裝機容量配套儲能設施。 關于開展陜西省 2021 年風電、光伏發電項目開發建設有關工作的通知 2021 年新增保障性并網建設規模為6GW 天津市 2021-2022 年風電、光伏發電項目開發建設和 2021 年保障性并網有關事項的通知 光伏、風電規模共計 7.239GW，新增5.3GW，存量 1.939GW 單體容量超過 5 萬千瓦的項目，光伏發電項目承諾儲能配比不低于項目裝機容量的 10%，風電項目不低于 15%。 關于天津市 2021-

28、2022 年風電、光伏發電項目開發建設方案 安徽省 關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知 2021 年光伏、風電新增規模為 6GW 山西省 關于做好 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知 2021 年-2022 年新增風電、光伏并網規模 11.2GW 建議項目在安全前提下配置 10%及以上的儲能設施 新疆 關于 2021 年風電、光伏發電年度開發建設方案有關事項的通知（征求意見稿） 2021-2022 年新增風電、光伏保障性并網規模 5.26GW 河北省 關于下達河北省 2021 年風電、光伏發電保障性并網項目計劃的通知 2021 年風電、光伏發電保障性并網項目計

29、劃項目 85 個、總規模12.61GW 保障性并網風電、光伏約 12.6GW。南網、北網保障性并網項目按照 10%、15%，2 小時配置儲能裝置計算，最低需要配置 1.2GW，2.4GWh 的儲能 內蒙古自治區 關于加快推動新型儲能發展的實施意見（征求意見稿） 2025 年建成并網新型儲能規模達到 500 萬千瓦以上。 關于自治區 2021 年保障性并網集中式風電、光伏發電項目優選結果 2021 年風電光伏項目共 60 個，總規模 10.65GW 風電項目配置 20%30%*2h 儲能;光伏項目配置20%30%*2h 儲能 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 8 廣西壯族自

30、治區 關于 2021 年保障性并網陸上風電和光伏發電項目建設方案的通知 2021 年風電、光伏保障性并網規模10.27GW 2021 年市場化并網陸上風電、光伏發電及多能互補一體化項目建設方案的通知 列入 2021 年市場化并網陸上風電和光伏建設方案的項目共 39 個，總規模 6.55GW 風電項目配置 20%*2h 儲能;光伏項目配置 15%*2h 儲能。配胃儲能 1.15GW/2.3GWh 湖北省 關于公布 2021 年平價新能源項目的通知 2021 年全省安排新能源項目總容量12.279GW。 安排集中式（共享式）化學儲能電站（不含基地配置的化學儲能電站）37 個、容量2.5GW/5.3

31、7GWh。 湖南省 關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 力爭到 2023 年建成電化學儲能電站 150 萬千瓦/300 萬千瓦時以上。 山東省 2021 年全省能源工作指導意見 新能源場站原則上配置不低于 10%儲能設施 江蘇省 省發改委關于我省 2021 年光伏發電項目市場化并網有關事項的通知 長江以南功率 8%、時長兩小時;長江以北功率10%、時長兩小時。 遼寧省 遼寧省發改委發布省風電項目建設方案 優先支持在遼寧省有一定的調峰調頻能力、配套儲能設施 10%以上項目 數據來源：中關村儲能，省發改委能源局，英大證券研究所整理 1.2 多種儲能進入發展期多種儲能進入發展期 從整個電力系

32、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，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，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，從用電側的角度看，用電側是電力使用的終

33、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。 表 4：儲能技術在電力行業應用范圍 應用領域應用領域 應用場景應用場景 儲能的功能或效應儲能的功能或效應 發電領域 輔助動態運行 1.利用儲能技術響應速度快的特點，在進行輔助動態運行時提高火電機組的效率，減少碳排放。 2.避免動態運行對機組壽命的損害，減少設備維護和更換設備的費用。 取代或者延緩新建機組 降低或延緩對新建發電機組容量的需求 輔助服務領域 二次調頻 1.通過瞬時平衡負荷和發電的差異來調節頻率的波動。通過對電網的儲能設備進行充放電以控制充放電的速率，來

34、調節頻率的波動。 2.減少對火電機組的磨損 電壓支持 電力系統一般通過對無功的控制來調整電壓。將具有快速反應能力的儲能裝置布置在負荷端，根據負荷需求釋放或吸收無功功率，以調整電壓。 調峰 在用電低谷時儲能，在用電高峰時釋放電能，實現削峰填谷。 備用容量 備用容量應用于常規發電資源的無法預期的事故。在備用容量應用中，儲能需要保持在線，并時刻準備放電。 輸配電領域 無功支持 通過傳感器測量線路的實際電壓，調整輸出的無功功率大小，進而調節整條線路的電壓，使儲能設備能夠做到動態補償。 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 9 緩解線路阻塞 儲能系統安裝在阻塞線路的下游，儲能系統在無阻

35、塞時段充電，在高負荷時段放電從而減少系統對輸電容量的需求。 延緩輸配電擴容升級 在負荷接近輸配電容量的系統內，將儲能安裝在原本需要升級的輸配電設備下游位置來緩解或者避免擴容。 變電站直流電源 變電站內的儲能設備可用于開關原件、通信基站、控制設備的備用電源直接為直流負荷供電。 用戶端 用戶分時電價管理 幫助用戶實現分時電價管理的手段，在電價較低時給儲能系統充電，再高電價時放電。 容量費用管理 用戶在自身用電負荷低的時段對儲能設備充電，在需要高負荷時，利用儲能設備放電，從而降低自己的最高負荷，達到減低容量費用的目的。 電能質量 提高供電質量和可靠性。 分布式發電與微網 小型離網儲能應用 提供穩定電

36、壓和頻率，備用電源 商業/家用儲能系統 解決可再生能源發電的間歇性問題，降低用戶側用電成本，提高供電質量，可靠的備用電源。 大規?？稍偕茉床⒕W領域 可再生能源電量轉移和固化輸出 平抑可再生能源發電出力波動，跟蹤計劃出力，避免棄風，減少線路阻塞，進行電價管理，在電網負荷尖峰時向電網提供功率支持，減少其它電源的調峰壓力，減少備用電源預留量。 數據來源：國家電網，英大證券研究所 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。 圖 1：儲能技術路徑分類 數據來源：公開資料，英大證券研究所 物理類儲能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

37、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

38、實際應用。 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 10 熱儲能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

39、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 數據來源：能源電力清潔化轉型中的儲能關鍵技術探討，高電壓技術，2020 ，英大證券研究所整理 儲能技術種類繁多，特點各異儲能技術種類繁多，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

40、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?；瘧秒A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。 二二、抽水蓄能、抽水蓄能：巨量：巨量項目開工項目開工建設建設 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 11 2.1 抽水蓄能抽水蓄能是最為成熟的儲能技術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

41、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 數據來源：HydroTasmania，英大證券研究所 抽水蓄能具有技術優、成本低、壽命長、容量大、效率高等優點。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%-

42、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%。 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 12 圖 4：2021 年我國各儲能技術裝機占比 數據

43、來源：CNESA，英大證券研究所 2.2 成本測算：成本測算：當前最為經濟的儲能方式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。 抽水蓄能全抽水蓄能全壽命儲能度電成本（壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設）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

44、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%。 表 5：抽水蓄能 LCOS 測算核心假設 參數參數 數值數值 參數參數 數值數值 初始投資成本（元/W） 6 系統功率（MW） 200 運維成本（元/W） 0.06 系統容量（MWh） 1000 系統

45、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（%） 25% 數據來源： 儲能的度電成本和里程成本分析（何穎源） 等文獻；英大證券研究所測算 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 13 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。 表 6：抽水蓄能 LCOS 測算過程 年年 0 0 1 1 2 2 3 3 2828 2929 3030 初始投資

46、（百萬元） 1200 年折舊（百萬元） 36 36 36 36 36 36 折舊所致稅費減免（百萬元） 9 9 9 9 9 9 年維護成本（百萬元） 12 12 12 12 12 12 年電量（MWh） 300000 298800 297600 267600 266400 265200 貼現系數 1 0.94 0.89 0.84 0.20 0.18 0.17 稅費減免現值（百萬元） 123.88 8.49 8.01 7.56 1.76 1.66 1.57 維護成本現值（百萬元） 165.18 11.32 10.68 10.08 2.35 2.21 2.09 電量現值（MWh） 3958618.

47、80 283018.87 265930.94 249870.70 52350.63 49165.92 46174.01 儲能度電成本儲能度電成本 L LCOSCOS（元（元/k/kW Wh h） 0 0.31.31 數據來源：知網文獻，英大證券研究所測算 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/1000MWh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

48、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。 表 7：抽水蓄能 LCOS 敏感性分析 初始投資成本（元初始投資成本（元/ /W W） 5.55.5 6 6 6.56.5 7 7 年循環次數（次）年循環次數（次） 300300 0.39 0.42 0.45 0.48 350350 0.33 0.36 0.38 0.41 400400 0.29 0 0.31.31 0.34 0.36 4 45050 0.26 0.28 0.30 0.32 500500 0.23 0.25 0.27 0

49、.29 數據來源：知網文獻，英大證券研究所測算 2.3 兩部制兩部制電價電價托底托底，巨量項目入場，巨量項目入場 兩部制電價政策基本形成成本托底。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 2021633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 行業行業研究報告研究報告 請務必閱讀最后一頁的免責條款 14 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

50、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。 “十四五”以來，我國加快十四五”以來，我國加快部署抽水蓄能項目開發建設。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