2020年，国家能源局颁布《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》并提出，发展储能等新兴领域，推进新型标准体系建设。2022年，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》并提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。中国储能行业在国家政策的鼓励与推动下不断发展，2022年，中国电力储能市场累计装机规模已达到59.8GW，其中新型储能装机规模为13.1GW。

储能技术路线按照发展历史和技术成熟度可分为抽水蓄能和新型储能，按照能量转换形式的不同可以分为机械储能、电化学储能、氢储能、热储能。目前中国储能市场中应用最为广泛的储能技术路线是抽水蓄能以及锂离子电池储能，除此之外，液流电池储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢储能等也有广阔的发展前景。

储能行业技术路线复杂多样，市场投资者对于储能行业各技术路线仍有较多盲点，例如各储能技术路线发展现状如何？不同的储能技术路线各有哪些优劣势？储能行业未来有哪些具有发展潜力的应用场景？在此背景下，头豹研究院开设储能行业洞察发布会，针对重点储能技术进行了详细介绍。

2023年，头豹研究院仍会持续关注储能行业动态，10月18日，头豹研究院正式发布2023年储能行业最新研究成果，以下为第一手直播回顾，期待与您共同探讨。

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中国储能行业洞察（一）

刘冠卓

头豹研究院行业分析师

中国储能行业洞察

储能技术路线按照能量转换形式的不同可以分为机械储能、电化学储能等，目前应用最为广泛的是抽水蓄能和锂离子电池储能，除此之外，液流电池、氢储能等也有广阔的发展前景。

储能下游应用分为电源侧、电网侧和用电侧：电源侧储能的主要需求为光伏、风力等可再生能源并网，平滑电力输出，电网侧储能以电力辅助服务为主。中国用户侧储能装机规模占比24%，削峰填谷是指利用储能系统在用电低谷时段充电，高峰时段放电的方式，达到利用峰谷电价差异减少度电成本的目的。

中国储能电池行业洞察

储能电池是电化学储能的主要载体，通过电池完成能量储存、释放与管理的过程，锂离子电池是一种依靠锂离子在正极和负极之间的移动来工作的充电电池。目前锂离子电池是技术最成熟，应用最广泛的储能电池。

2022年，中国已投运的电力储能项目累计装机规模为59.7GW，新型储能技术占比达到21.9%，其中锂离子电池储能占比达到20.6%，中国储能锂电池出货量不断上涨，下游需求量大，2021年后产能增速明显。抽水蓄能累计装机规模最大，占比达到77.1%；新型储能技术占比达到21.9%，锂离子电池储能累计装机规模为12.3GW，是目前重点发展的新型储能技术，具有循环寿命长、无污染的优势。

随着下游储能需求量的不断扩大，储能电池行业市场规模随之上涨，市场需求量不断增高，电池企业纷纷研发新兴技术来降低磷酸铁锂电池使用成本，未来规模化应用后，生产成本将进一步降低，带动储能电池市场占有率上升，整体市场规模扩大，预计2027年市场规模将增长至3627.6亿元。

储能电池产业链上游以磷酸铁锂电池原材料为主，其中磷酸铁锂正极材料和负极材料占比达到60%；中游为储能电池系统，电池芯占比达到70%；下游为储能系统，应用于电源侧、发电侧、用户侧等场景。

中国储能电池以磷酸铁锂电池为主。磷酸铁锂成本构成中，正极材料主要为磷酸铁锂正极材料，占比45%，作用为决定电池性能；负极材料主要为人造石墨和天然石墨，占比15%，作用为储存于释放能量。电解液和隔膜各占比15%，位于电池正负极之间，起到传导作用；其他材料如钢壳、铝壳等，起到封装和保护电池的作用，中国磷酸铁锂正极材料和负极材料出货量逐年上涨，市场需求量大。

储能电池系统厂商业务围绕电池及电池相关产业展开，整体产业链融合程度较高，大部分厂商拥有自主研发、生产及销售的能力，多采用直销的方式方便为客户进行电池定制化服务，在境内境外均有销售业务布局，储能电池系统厂商主营业务呈现较为分散且多元化的局面，专注于单一储能电池赛道的生产商较少，大部分企业布局储能电池系统、锂电池行业以及动力电池相关产品、通信业务、资源再生行业等多项业务。

储能系统主要包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变器（PCS）四个部分，其中最核心的是由电池组与电池管理系统组成的储能电池系统，占比达到65%。

可再生能源发电具有间歇性、波动性、随机性的特点，储能电池可以为可再生能源接入电网提供缓冲，同时调节能量调度，是可再生能源发电大规模应用的重要支撑。双碳背景下，可再生能源市场发展迅速，中国光伏、风力发电装机量逐年上涨。2017年至2021年，中国光伏发电装机量由131GWh上涨至306GWh，风力发电装机量由164GWh上涨至328GWh。同时，光伏、风力发电弃光率、弃风率逐年递减，能源利用效率不断升高。可再生能源市场的发展带来电网侧储能需求扩大。

中国5G基站数量逐年上涨，市场需求大；与4G基站相比，5G基站网络频率更快，基站覆盖范围更小，基站建设密度变大，对储能电池能量密度要求更高，更适合用磷酸铁锂电池作为储能电池。2021年中国储能锂电池出货结构中，通信储能占比为20%。5G基站的发展将带动储能型磷酸铁锂电池需求上涨。

储能电池行业壁垒高，世界各国及地区针对储能行业都制定了严格的安全标准，储能电池企业需要大量研发技术投入，资金壁垒和技术壁垒都较高。

磷酸铁锂电池循环寿命长，电池容量大，储存电量大，且不含有毒物质，是环保的绿色电池，但目前度电成本高于铅蓄电池。磷酸铁锂的储能性能在多个维度优于铅蓄电池，未来磷酸铁锂电池在储能行业进一步大规模应用，最需要解决的问题就是降低度电成本，扩大经济效益。

V2G模式将电动汽车作为分布式储能单元，提供电网辅助服务；光储充一体化将光伏系统、储能系统、充电桩结合，通过能量储存和优化配置实现本地能源生产与用能负荷平衡。

中国液流电池行业洞察

液流电池是一种电化学储能技术，通过正、负极电解液活性物质发生可逆氧化还原反应实现电能和化学能的相互转化。按照技术路线不同可划分成全钒液流电池、铁烙液流电池、锌溴液流电池。

全球锂矿储量主要集中于智利、澳大利亚、阿根廷，中国锂资源储量小，需求量大，导致碳酸锂成本不断上涨。2020年，全球钒资源储量2,400万吨，其中中国钒矿储量951.8万吨，占比达到39.7%。中国锂矿储量808.2万吨，少于钒矿储量，且在全球锂资源储量中占比仅6.3%。2020年，全球钒资源产量中，中国占比达到66.7%。与锂资源相比，中国钒资源储量丰富，自给率高，可以为全钒电池产业提供稳定的资源供给，良好的资源基础也使得中国全钒电池的大规模商业化应用更具潜质。

全钒液流电池循环周期远高于锂离子电池。全钒液流电池循环次数通常为10,000-15,000次，随着技术的不断提升，全钒液流电池循环周期也在不断突破，全钒液流电池在循环周期内，几乎无效率衰减，可持续保持100%容量；而锂电池容量会随着循环次数增加而衰减，通常在循环周期结束时仅余80%电池容量。因此，液流电池凭借长生命周期与低容量衰减率在储能领域具有优势。全钒液流电池使用寿命通常在10年至20年之间，目前行业领先公司全钒液流电池产品寿命已超过20年。全钒液流电池的反应过程中电极不参与反应，深度充放电不会影响电池寿命。而锂电池使用寿命在10年左右。

初装成本较高是全钒液流电池发展规模扩大的最大制约因素，全钒电池电站投资成本较高，是锂离子电池的2-3倍，同时产业链中下游发展的还不够完善，导致全钒电池目前规模化发展较为困难。

长时储能是指长期存储能源的技术，可以经济地扩大规模以维持几小时、几天甚至几周的电力供应。目前全球针对长时储能的时长没有统一规定，中国一般将大于4小时的储能称为长时储能。随着碳中和理念成为全球共识，大型风光+长时储能项目将逐渐代替火力发电等模式。长时储能具有周期长、容量大的特点，能够在更长的时间维度上增强储电能力、保障电力系统调峰和稳定运行，因此长时储能是储能领域的重要发展趋势。目前长时储能发展规模较小，但发展潜力巨大。预计到2040年，全球长时储能累计装机规模将达到1,500-2,500GW，储能容量将达到85-140TWh。

随着可再生能源应用的逐步推广，24小时以上的长时储能技术占比将不断扩大，预计2040年装机占比达到40%，容量占比达到80%，未来电化学储能等新的长时储能形式将进一步完成商业化落地。

全钒液流电池储能系统的输出功率和储能容量相互独立，设计和安装灵活，适用于大规模、大容量、长时储能。

储能时长越长，全钒液流电池储能系统价格越低。当储能时长为4小时时，不包括电解液的储能系统价格6,000元/KW由4小时分摊，储能系统的总价格就是3,000元/KWh。

中国熔融盐储热行业洞察

熔融盐储热是指把普通的固态无机盐加热到其熔点以上形成液态，然后利用熔融盐的热循环达到太阳能传热蓄热的目的。

熔融盐储热技术所使用的熔盐不是普通的无机盐，而是采用一定比例的硝酸钠与硝酸钾混合制成的熔盐，要求和标准更加严格，通常比例为60%硝酸钠和40%的硝酸钾。中国是硝酸钠生产和出口大国，硝酸钠产能在满足国内自用需求的同时，还出口至韩国、印度、加拿大、美国等海外市场。2018年至2022年，中国硝酸钠进口数量小且逐年降低，出口数量大，以十万吨计，近年来出口数量有所下降但呈现上涨趋势。硝酸钠进出口数据体现出中国硝酸钠产能水平的不断提升，预计未来可以支撑熔融盐储热需求增长带来的熔盐需求上涨。

熔融盐储热技术所使用的熔盐不是普通的无机盐，而是采用一定比例的硝酸钠与硝酸钾混合制成的熔盐，要求和标准更加严格，通常比例为60%硝酸钠和40%的硝酸钾。硝酸钾在中国主要应用于农业种植、工业、玻璃行业，下游应用广泛。2017年至2021年，中国硝酸钾产量经历了上涨至下跌的过程，同时硝酸钾价格波动较大。2019年后硝酸钾产量下跌，市场上硝酸钾供应量减少，硝酸钾价格涨幅较大，2022年受上游氯化钾成本上涨影响，硝酸钾价格进一步飙升。预计未来随着熔融盐储热需求的增长，硝酸钾可能出现供不应求的市场局面。

2018年至2022年，中国光电发热项目累计装机容量持续上涨，2022年达到588MW。从在运光热发电项目情况，中国光电项目装机容量较小，最大规模仅为100MW。目前中国光热发电技术尚处于起步阶段，建设及应用规模较小。从分布区域来看，中国在运光热发电项目主要分布在青海、甘肃、新疆、内蒙古地区。

中国未来光热发电项目建设集中在新疆、青海、甘肃等省份。从规划的光热发电项目个数和装机规模来看，新疆有13个光热发电项目，总装机容量135万千瓦，是中国光热发电项目未来发展的重点省份。

随着中国新能源发电的迅速发展，中国电力系统的日内波动性逐渐增强，对电力系统的灵活性运行造成极大挑战。火电机组是中国现有装机中占比最大的灵活性调峰电源，在中国电力系统中承担了电力、电量双保障的重要职责，起到促进新能源的消纳和保证电网安全的作用。因此对现有火电机组进行灵活性改造，提升灵活性成为了中国电力系统发展的必要措施。高温熔融盐储热系统既能很好的匹配火电机组高温，又能实现大规模储热，非常适合应用于火电机组储热调峰。

在采用电供暖技术时，实现电供暖经济性的关键是充分利用廉价的谷电制热。熔融盐储热可以利用谷电加热熔盐存储热能，是实现大规模供暖有效途径。

中国钢铁行业能耗不断下降，余热回收资源量逐年上涨，未来余热回收市场发展潜力巨大，熔融盐储热在余热回收领域的应用，可以提高回收利用效率，为钢铁企业带来经济收益。

中国储能行业洞察（二）

李卿云

头豹研究院行业分析师 

中国抽水蓄能行业洞察

抽水蓄能技术就是指在电力负荷低谷期，将水从下水库抽到上水库，将电能转化成水的势能储存起来，在电力负荷高峰期，释放上水库中的水发电。从性能上看，抽水蓄能比锂电池储能循环次数多、使用寿命长、技术更加成熟因而投资成本更低；从项目建设上看，抽水蓄能项目因建设在山谷中，储存容量远远大于电化学储能。

2022年，全球抽水蓄能装机规模在电力储能市场装机规模中占比为79.3%，中国抽水蓄能装机规模占比为77.1%，抽水蓄能装机应用在中国及全球范围内均占据绝对优势。2018年至2022年，中国抽水蓄能累计装机规模由30.0GW上涨至46.1GW，年复合增长率11.3%。抽水蓄能装机规模增速与国家政策密切相关, 2021年，政策明确了抽水蓄能电站的成本疏导机制，保证了抽水蓄能电站的基础收益率，企业建设积极性提高。

中国抽水蓄能行业的一大特点在于地区分布不均衡，华东、南方、华北区域抽水蓄能投产装机容量显著高于西北、西南等西部地区，截至2022年年底，中国已纳入规划的抽水蓄能站点资源容量约823GW，其中西北地区规划159.0GW，占比最高，随着风光大基地建设项目的逐步开展，未来抽水蓄能电站将成为西北、西南地区重要的储能方式。

随着双碳目标的要求及两部制电价的商业模式的确立，抽水蓄能行业市场规模不断扩大：市场规模由2018年的82.5亿元提升至2022年的510.8亿元，年复合增长率为57.7%，预计2027年将增长至577.5亿元，年复合增长率为2.5%。“十四五”期间，在双碳目标的推动下，国家加速推动抽水蓄能发展，2021年发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了两部制电价的市场地位，抽水蓄能电站从此有了清晰的成本疏导机制，激发市场投资热情。同时，抽水蓄能技术发展已经相对成熟，成本无进一步下降空间，且未来选址开发难度较大，预计“十四五”期间抽水蓄能电站单位千瓦投资额将进一步上涨，带动电站投资额上涨。

接下来看抽水蓄能行业的产业链图谱，抽水蓄能行业上游为机电设备，其中最重要的是由水泵和水轮机二合一组成的水泵水轮机机组，成本占比达到50%，代表企业有东方电气、哈尔滨电气。其余机电设备还包括发电机、主变压器、压缩空气系统、监控系统等。产业链中游为电站建设与运营商。中游参与主体多为电网公司、国企，行业集中度高，龙头企业实力突出。电站建设方面，中国电建市场份额达到80%-90%，电站运营方面，国家电网和南方电网市场份额合计超80%，其中国家电网市场份额超60%。下游主要是为电网系统提供电力辅助服务，维持电网稳定，为电网提供能量。具体功能有6大类：调峰、调频、调相、储能、黑启动、事故备用。其中使用较为频繁的是调峰、调频功能。

抽水蓄能行业近年来蓬勃发展，其驱动因素一是度电成本低，二是新能源发电配储需求量大。在度电成本方面，目前已投入使用的各类储能技术中，抽水蓄能度电成本最低，平准化全寿命度电成本为0.31元/千瓦时，考虑成本因素，发展技术成熟的抽水蓄能电站是目前最为经济的方案。

在下游需求方面，2018年至2022年，中国光伏、风电累计装机量持续上涨。根据各省市“十四五”期间新能源发电装机规划，预计到2025年，光伏、风电累计装机规模将达到1,200GW左右。由于光伏、风电具有波动性和不稳定性，新能源配储逐渐成为各地政府的强制规定。截至2023年9月，中国已有至少21省市明确新能源配储要求，配储比例基本不低于10%，部分省份高达20%。发展抽水蓄能有利于提升对新能源发电的消纳能力，全球各国抽水蓄能在电力系统中都占据一定地位，尤其欧美发达国家，抽水蓄能起步早，燃气及抽水蓄能装机规模占比较高。尽管中国已实现抽水蓄能装机容量世界第一，但燃气及抽水蓄能装机规模在电力系统中占比不及10%，韩国、美国、意大利、日本燃气及抽水蓄能装机规模占比均在40%以上。

抽水蓄能电站因选址复杂、工程量大等原因，建设周期长，通常为6年至8年。混合式抽水蓄能电站可以在已有常规水电站的基础上进行建设，且通常建设规模较小，建设周期更短。与传统抽水蓄能电站项目相比，混合式抽蓄电站投资成本更低，同时，混合式抽蓄电站可以在已有水电站基础上进行改造建设，更加节省站点资源，未来将成为抽水蓄能电站发展的重要形式。

另外一种新兴的抽水蓄能电站是可变速抽水蓄能电站。常规抽水蓄能电站的发电机以恒速恒频的方式运行，水泵水轮机选择转速通常会与水泵运行工况，以及水轮机工况的最高效率点有所偏离。可变速电机能扩大水泵水轮机运行水头与扬程比范围，并获得最佳性能指标，可变速抽水蓄能电站机组也就应运而生。

抽水蓄能电站建设需要根据电网系统的需求进行，且运营需要大量的资金支持，因此中国抽水蓄能电站的投资与运营主体主要为资金充足、资源丰富的电网企业和能源类国企、央企。国家电网及其旗下国网新源公司在运与在建抽水蓄能项目63个，装机容量达到12,810万千瓦时，是拥有绝对实力的龙头企业。抽蓄电站商业模式确立后，市场投资主体增多，企业不再是单一的电网公司，例如华能集团、华电集团等，中核集团等，都加大了抽水蓄能项目的规划力度，未来抽水蓄能行业将持续以国家电网为中心，多企业竞争发展的局面。

中国压缩空气储能行业洞察

压缩空气储能是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。通俗地说，就是在用电低谷时，将空气压缩储存于储气室中，将电能转化为空气能存储起来；在用电高峰时释放高压空气，带动发电机发电。全发电过程对大气无污染，是一种绿色环保能源发电项目。目前主要有右边的三种技术：盐穴压缩空气储能系统，液态空气储能系统和多能互补压缩空气储能海上电站。

2022年，中国压缩空气储能累计装机规模为196.5MW，占新型储能累计装机规模的1.5%；2022年5月，江苏省常州市金坛盐穴压缩空气储能项目正式投产，标志着中国首个压缩空气储能国家示范项目按照商业电站标准完成建设并正式投运，压缩空气储能技术进入商业化发展初期。再看中国压缩空气储能的历史装机规模，2013年，河北廊坊超临界压缩空气储能示范项目规模为1.5MW；2021年，张家口先进压缩空气储能示范项目实现100MW级突破；2022年，江西九江瑞昌市压缩空气储能调峰调频电站项目计划规模达1GW。中国压缩空气储能装机规模上涨，市场增长空间巨大。

目前压缩空气储能行业处于高速增长阶段，随着储能利好政策的逐步落地与压缩空气储能技术的创新突破，中国压缩空气储能行业市场规模整体呈稳步上升趋势：市场规模由2018年的1.0亿元提升至2022年的11.8亿元，年复合增长率为85.3%，预计2027年将增长至35.5亿元，年复合增长率为24.7%。未来压缩空气储能市场有望保持高速增长态势。压缩空气储能当前在储能市场中的渗透率较低，仍在1%以下。根据国家发展和改革委员会数据，到2025年，将实现新型储能装机规模3,000万千瓦以上，新型储能将成为中国储能市场的主要增量。压缩空气储能具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充，行业规模也将受益于储能市场整体规模的扩张而水涨船高。

最后看压缩空气储能行业的竞争格局。中国压缩空气储能行业尚处于商业化发展初期，行业竞争格局较为分散，龙头企业地位尚未巩固。压缩空气储能作为新兴行业，企业的竞争优势主要源于强劲的科研背景与资金实力。中国压缩空气储能技术起步较晚但发展迅猛，当前国内的技术研发团队主要来自中国科学院工程热物理研究所、清华大学、华北电力大学等，与科研院校具备紧密合作关系的企业占有先发优势。随着压缩空气储能产业化的推进，未来行业的竞争态势有望加剧。鉴于行业的高技术壁垒、高人才壁垒与重资产投入，中小企业不易挺过10-15年的投资回报周期，掌握前沿技术、稳定人才渠道与强大资金实力的企业将处于优势地位。

中国飞轮储能行业洞察

飞轮储能是一种物理储能方式，利用旋转体旋转时所具有的动能来存储和释放电能，由飞轮转子、轴承、电动发电机、真空室等部分组成，可按飞轮特性和飞轮材质进行分类。按特性分类，飞轮储能分为功率型飞轮和能量飞轮；按材质分类，飞轮储能分为钢质飞轮和复合材料飞轮。

2022年，在中国各储能技术装机规模中，抽水蓄能仍然占据最大比重，高达77.1%；新型储能占比21.9%，达13.1GW，功率规模年增长率达128%，市场较为火热。在新型储能装机中，锂离子电池储能占据最大比重，高达94.0%，技术发展成熟，已获得大规模商业化应用；飞轮储能占比较小，仅占0.1%，中国飞轮储能技术仍处于初步发展阶段，市场应用规模较小。2019年开始，中国飞轮储能项目开始装机，2022年累计装机规模达13.1MW，规模较小。飞轮储能作为一种新型储能方式，具有充放电寿命长、全寿命周期无容量衰减、运行无爆炸风险、充放电循环效率高等特点，受国家政策鼓励，市场前景广阔。

中国飞轮储能行业规模整体呈稳步上升态势。从飞轮储能在中国储能市场的渗透率测算，2022年中国飞轮储能装机规模达13.1MW，预计2027年飞轮储能有望实现155.4MW的装机规模，市场规模由2022年的0.7亿元提升至2027年的1.6亿元，年复合增长率为18.9%。飞轮储能作为以精密制造为基础的新兴储能技术，其市场规模的增长主要源于下游需求的拉动与政策影响。在电力系统中，飞轮储能最适合的场景是一次调频，新能源场站的一次调频需求爆发始于2021年，该年度中国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，其中风电新增装机4,757万千瓦，光伏发电新增装机5,488万千瓦。随着大规模新能源并网，电网频率的波动愈来愈大，迫切需要飞轮储能这种短时高频的储能技术支持。

飞轮储能的应用场景包括电网调频、城轨交通、风电与光伏发电并网，以及电动汽车充电桩。这里我们着重介绍电网调频、城轨交通和电动汽车充电桩三种。

2022年，在中国已投运新型储能项目的应用累计装机分布中，电网侧占比为36%，电网侧主要应用场景有变电站调频、削峰填谷等。传统的电网调频通常采用火电机组或水电机组，但火电机组若想达到更好的调节效果，必须具备一定的旋转备用容量且多台机组同时参与调节，增加煤耗与供电成本；水力机组建设受地理位置限制大，因此调节效果各有不足。飞轮储能充放电效率高、响应速度快，且安全性高，可以弥补传统机组的缺陷。

2018年至2022年，中国城市轨道交通运营里程数逐年上涨，由5,295公里增长至9,584公里，开通城轨交通的城市数量及站点也逐年增长。随着运营里程的延长，城轨交通耗电量不断增加，2022年总耗电量达213亿千瓦时，能源利用和运营效率亟待提升。在配有飞轮储能的城轨交通牵引供电系统中，飞轮储能系统与整流机组并联，安装在牵引变电所内，在列车制动时吸收多余的再生制动能量并在列车牵引时释放储存的能量，以实现节能与稳定网压的目的。

最后是飞轮充电桩的应用。近年来中国新能源汽车保有量逐年上升，充电桩作为新能源汽车最重要的配套设施，保有量随之提升。2018年至2022年，中国充电桩保有量由77.7万台上涨至520.9万台。双碳背景下，发展新能源汽车是必然趋势，配套充电设施行业也将进一步发展。飞轮充电桩在电网增容困难的情况下，不仅可满足电动汽车快速充电对大功率的要求，而且能够实现利用峰谷电价差获得更大的经济利益，特别适用于市中心、老城区等受限于电网容量的地区。

中国储能行业洞察（三）

王竹馨

头豹研究院行业分析师 

中国氢储能行业洞察

中国氢气产量在2021年达到3,300万吨，是全球第一大产氢国，约占全球氢气产量28%，预期至2060年中国氢气产量将达到1.33亿吨/年。氢能由于具备低污染、高能量密度、燃料性价比高等优势而广泛应用于工业、交通运输业、航空航天等领域。其中，氢储能是氢能未来的重要应用领域之一，其具备来源丰富、存储时间较长、无污染排放等诸多优势，是一种具有较高发展前景的储能及发电形式。氢储能系统是指将新能源发电产生的多余电量用来电解水制取氢气，并将氢气进行储存，在需要时通过燃料电池进行发电，其核心原理在于氢与电的相互转换，通过可再生能源发电过程中的富余电力将制取的氢存储起来，当电力系统的负荷增大时，储存起来的氢能可以利用燃料电池进行发电，实现削峰填谷，并确保电网系统安全。

氢储能在储能容量、储能时长及地理位置要求上皆具有较大优势。当前储能方式主要可以分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能以及化学储能，其中，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能以及飞轮储能等，电化学储能则主要包括各类电池储能方式。2022年中国新型储能装机规模达5729.7兆瓦，同比增长74.5%，其中，锂离子电池装机比例占89.7%是最主要的新型储能应用方式。2022年中国氢储能装机规模仅约1.5兆瓦，占新型储能装机规模约0.03%，当前依然处于示范性应用工程阶段。相较于其他储能方式，氢储能具有较长使用寿命、较高的储能容量、能够进行长时间跨季度储能、受地形限制较小等优势，但其当前高昂的投资成本及部分技术尚未成熟成为限制其发展的重要因素。

传统电力行业主要以火力发电为主，是中国二氧化碳排放的主要行业，2020年，中国碳排放前三的行业分别为燃煤电厂、钢铁与水泥，其中，燃煤电厂排放量占总排放比例达34.1%。为实现中国2030年碳达峰、2060年碳中和的战略目标，电力系统改革是未来重要发力点之一。新型电力系统的核心目标是通过将清洁能源发电逐步转变为装机主体与电量主体，在新型低碳零碳技术的引领下最终使得电力系统的碳排放总量最终下降至净零水平。

其次，从发电侧来看，新型电力系统将从高碳且连续可控的火电转换为低碳但随机波动的清洁能源；从电网侧来看，将由单一的大电网转变为大电网与微电网多种电网形态并存的状态；从用户侧来看，用户将从单一的电力消费者角色转变为双向电能互济、生产与消费兼具；从电能调节方式来看，将从“源随荷动”转变为“源网荷储”一体化；从技术基础形态来看，将从以同步机为主的机械电磁系统转变为以同步机与电力电子设备共同主导的混合系统。

同时，新能源发电具有随机性、波动性、季节不均衡性等特征，电能的使用则具有瞬时性，传统电力系统主要依赖于发电机组的转动惯量、调频能力，根据负荷需求调整发电量以平衡电力供需，即“源随荷动”。新型电力系统则需实现以大电网为主导、多种电网形态并存的电网格局，通过在发电侧、电网侧以及用户侧部署储能系统，形成“源网荷储”一体化循环，解决新能源与新型负荷大规模接入、即插即用的问题。从发展路径来看，至2030年，储能系统将能够满足电网系统日内平衡调节需求，至2045年，规模化长时储能技术将取得突破以满足日以上时间尺度的平衡调节需求。

氢储能为新型电力系统带来的优势：

第一：氢储能在电源侧能够利用风光弃电制氢、平抑风光出力波动性：鉴于光伏、风电等清洁能源天然具有随机性、不稳定性等特征，消纳问题未来依然是制约新型电力系统发展的重要因素之一，中国当前部分地区弃风、弃光现象依然较为严重，例如2022年西藏地区弃光率高达20%，蒙西、蒙东、青海弃风率分别达7.1%、10.0%、7.3%。氢储能可以利用难以并网的电能生产绿氢，解决新能源消纳问题，提供当地清洁廉价氢能。此外，氢储能系统具有较快的输入功率响应，配风电场或光伏电站能够平滑联合功率曲线，提升新能源并网友好性。

第二：氢储能在电网侧能够提供调峰辅助容量、缓解输配线路阻塞：大规模新能源的应用及产业用电结构的变化将加大电网峰谷差，电力调峰服务将面临较大容量缺口，预计2025年、2030年、2050年调峰容量缺口将分别达562 G瓦、1,200 G瓦及2,590 G瓦。氢储能具有高密度、大容量及长周期储存的特征，可提供较高的调峰辅助容量。

最后：氢储能在负荷侧可以参与电力响应需求、实现电价差额套利以及作为应急备用电源：新型电力系统中，电力用户将由单纯的电力消费者转变为兼具生产与消费属性，用户可以在电价较低的谷期利用氢储能装置储存电能，而在高峰时期利用燃料电池释放电能从而实现电价套利，以2021年中国工商业电价水平来看，中国超过50%地区可达3:1峰谷价差，价差值在0.5-0.7元/千瓦时。此外，中国部分省份已实行季节价差，将夏季与冬季电价提高，氢储能能够进行长时间储能，具备跨季节电价套利基础。

抽水蓄能是当前度电成本最优的储能方式：当前抽水蓄能度电成本区间约为0.21-0.25元/千瓦时，是最具有经济性的储能方式之一，但是抽水蓄能整体建设成本较高约60-64亿元/G瓦，且对于地理位置要求较高，其上下水库需满足40-600米的高度差，且建设周期较长，通常约7年左右。电化学储能的度电成本整体高于抽水蓄能，铅蓄电池与磷酸铁锂电池储能电站的度电成本在电化学储能方式中处于较低位置，其中，锂离子电池降本速度较快，过去8年间锂离子电池单体能量成本自450-650万元/兆瓦时下降至100-150万元/兆瓦时，降幅近80%，当前度电成本在0.62-1.26元/千瓦时区间，装机规模大幅增长所带来的规模效应是锂电成本下降的主要原因，但是随着锂电池装机的快速放量，上游原材料价格亦随之飙升，例如电池级碳酸锂价格2017年3月约为13万元/吨，至2022年年末已飙升至50万元/吨以上，高原材料成本未来可能会使锂电成本继续下行。

氢储能当前经济性相对较差，但度电成本最低下探至化学储能区间，初步具备大规模应用基础：氢储能当前成本区间约在0.74元/千瓦时-2.19元/千瓦时之间，成本跨度区间相对较大，主要原因是不同的技术路线、发电时长以及装机规模成本差距较大。对比抽水蓄能与电化学储能方式，氢储能成本依然较高但在某些条件下已能够下探至电化学储能的成本区间，初步具备大规模商业化应用的基础。相较于电化学储能，氢储能的储能容量边际成本较低，即容量增加时其成本增加值小于电化学储能，故更加适用于规模化的储能应用。根据中国科学院院士欧阳明高表示，氢储能会是中国绿色氢能应用的下一个战略方向，在未来会是季节性储能方式的主体。

中国超级电容器储能行业洞察

电子元器件是电子元件与电子器件的总称，其中，电子元件是电子电路的基本元素，电子器件为利用与控制电子规律而制成的器件。根据对电流反应的不同，电子元器件可以分为主动电子元器件与被动电子元器件。主动电子元器件需有器件提供相应的电源，又被称为有源器件，被动电子元器件是一种只消耗元器件输入信号电能的元器件，本身不需要电源就可以进行信号处理和传输，亦被称为无源器件。

被动电子元器件主要分为被动射频元器件与RCL元件，其中，RCL元件相对更加常见，约占被动电子元器件总产值的90%，被动射频及其他元器件约占10%。RCL元器件可以分为电阻、电容、电感以及其他类别，分别占RCL元器件产值的10%、67%、13%以及10%。

下面是超级电容器与传统电容以及锂离子电池的各项参数对比。

相较于传统铝电解电容器，超级电容器的工作温度范围相对较窄，普遍在-40℃~70℃之间，其中，混合电容器的最低工作温度约在-20℃。超级电容器的最大电压与充电次数相对铝电解电容器更低，但是电容量与比能量则领先铝电解电容器至少两个数量级以上，该性能决定了超级电容器相较于传统电容器更加适合应用于短时储能领域。超级电容器的比功率低于铝电解电容器但远高于锂离子电池，说明超级电容器保留了电容器能够快速充放电的特性，能够在微电网、新能源并网等领域对电力波动及时响应，对峰值功率进行调频，向电网系统维持稳定的功率输出。

近年来，由于能源价格飙升、全球气候变暖等因素，全球主要国家皆积极推动新能源装机，而新能源发电的不稳定性使得储能成为各国在推进碳中和过程中的必备环节之一。截至2022年底，全球新型储能装机规模达45.7 G瓦，同比增长80%，其中，中国占比为28.5%，同比增长128.4%，高于全球平均增速。在新增投运新型储能领域，中国占比最高，达36%，美国、欧洲、澳大利亚其次。全球当前新型储能装机依然以发达国家为主，但中国正在加速赶超。同时，鉴于中国贡献了全球最多的新增新能源装机，预计未来中国新型储能装机亦将高速发展以匹配其新能源装机规模。

可以看到截至2021年底，中国电力储能市场累计装机规模达46.1GW，占全球比例为22%，其中抽水蓄能是中国目前储能装机的主要形式，达39.8GW，同比增长25%。目前中国储能装机的增量部分主要来自新型储能装机，累计达5.73GW，同比增长75%。新型储能中，锂离子电池储能是目前主要的储能装机形式，主要原因为其相对较高的能量密度以及较低的单位能量成本。超级电容储能装机为0.01G瓦，目前依然处于项目示范阶段，预计未来会与众多储能形式（尤其是锂离子电池）组成混合储能系统，拉动装机规模的增长。

从各项参数对比来看，锂离子电池与钠硫电池在能量密度方面具有较大优势，分别为90~330kWh/kg与130-150kWh/kg，即在单位质量的电池可存储能量更大。而从功率密度来看，锂离子电池与超级电容储能相较于其他储能方式具有较大优势。从循环寿命来看，超级电容储能相较于其他化学储能方式则处于绝对领先地位，其循环寿命可达数十万次，更长的使用寿命及使用次数可以有效降低其使用寿命内单次循环成本。超级电容储能目前单位能量成本依然较高，难以达到大规模应用的水平，然而未来随着其生产原材料的国产化、规模化应用以及自动化生产的普及，预计其成本将大幅下降，其中，仅原材料与自动化生产两方面即可分别为其贡献20%与30%的降本。综合对比各类储能技术，超级电容储能主要优势在于其具有较快的响应速度以及较高的能源效率，但是其较低的能量密度以及较高的单位能量成本是其目前大规模应用的主要制约因素，通过与其他储能形式进行结合运用构成混合储能系统能够有效克服其低能量密度问题，规模化、自动化生产是其未来降本的主要途径。

超级电容器与锂离子电池共同组成的混合储能系统能够充分发挥电池储能的持久性以及超级电容器储能的快速型，大幅提升储能系统的综合性能及经济性。功率型超级电容器具有大倍率、长寿命、环境适应性强的优势，其在生命周期内的度电成本约为磷酸铁锂电池的三分之一，且其安全性更高维护成本更低。超级电容器混合储能系统可以调峰、削峰填谷以及平抑新能源电站的功率波动，提升新能源消纳水平，在频率事件时可以提供毫秒级别的“综合惯性”，快速响应电网调度。超级电容与锂电池配合，可以实现不同时间级别的功率平抑功率输出波动，配合电网进行快速一次调频和二次调频，稳定电网频率，释放新能源电站的备用用量，发出更多的电量；大部分短时间尺度的调频指令由超级电容完成，减少了锂电池储能动作次数，减少发热，延长了锂电池的寿命，进而延长了整体储能系统的寿命。

超级电容器还可以在风电变桨中应用。

2021年10月24日，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》指出：至2030年，非化石能源消费占比将达到25%左右。风电是目前最重要的清洁能源之一，在“双碳”背景之下，全球与中国风电装机皆迎来快速发展， 自2015年以来中国风电累计装机持续增长，2015年至2022年复合年化增长率达16.0%，预计未来随着风电弃风现象的改善以及风光大基地的建设，风电装机将继续维持高质量增长。

风力发电的过程中，风机运行时若是电网出现故障则需要风机启动紧急备用系统，该紧急备用系统是一种储能装置，需要提供足够的电能让风机桨叶恢复到空档位置，实现安全停机，避免风机因风力过大或不均匀而受损或彻底报废。

风机变桨系统通过控制叶片的角度来控制风轮的转速，进而控制风机的输出功率，且能通过空气动力制动使风机安全停机。变桨系统有时需要由备用电源进行变桨，任何情况引起的停机都会使叶片顺桨到90°位置（执行紧急顺桨命令时叶片会顺桨到91°限位位置。变桨系统有时需要由备用电池供电进行变桨操作，因此变桨系统必须配备备用电池以确保机组发生严重故障或重大事故的情况下可以安全停机。变桨系统备用电源一般采用铅酸电池，铅酸电池由于寿命短、故障多、维护成本高等一系列问题影响风电机组正常运行，而超级电容恰好弥补了这一缺陷，在风电变桨备用电源中正广泛使用。

至此，本次洞察发布会活动圆满结束，再次衷心感谢与会的所有嘉宾及各机构的支持。

头豹研究院将继续与各行业内参与者、投资者一起，秉持“让专业更专业”的理念，洞悉行业前瞻，抓住发展契机，共同推动中国储能行业的创新和升级，共谋未来发展新篇章！