（報告出品方/作者：長城證券，于夕朦）

1.中國發(fā)展新型儲能的必要性

電力系統(tǒng)是我國當(dāng)前*主要的碳排放源之一。未來電力系統(tǒng)建設(shè)的目標(biāo)就是構(gòu)建以新能 源為主體的新型電力系統(tǒng)，風(fēng)電、光伏、水電、核電等無碳能源將逐步取代化石能源成 為發(fā)電的主力。截至 2021 年底，我國電力總裝機 23.8 億千瓦，其中風(fēng)電光伏裝機分別為 3.3 億千瓦以及 3.1 億千瓦，火電裝機（含生物質(zhì)）約 13 億千瓦。根據(jù)對人口變化、GDP 增長、電源裝機結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變及電能替代、人均用電量增加等因素的綜合預(yù)測，我們預(yù)計至 2030 年，我國電力裝機規(guī)模將達 36 億千瓦，其中風(fēng)電 8 億千瓦，光伏 10 億千瓦，占比 約 50%。至 2060 年，我國電力裝機規(guī)模將達 90~95 億千瓦，其中風(fēng)電 33 億千瓦，光伏 42 億千瓦，占比超過 80%。

風(fēng)電、光伏在為我們帶來綠色低碳電力的同時，天然具有隨機性、間歇性和波動性，對 電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提出了更高要求。通常用凈負荷（用電負荷減去風(fēng)光出力后的凈值） 的波動性特征參數(shù)（幅值、頻率、變化速率）計算電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)能力的需求。圖 2 為 美國加州電力系統(tǒng)凈負荷隨新能源滲透率增加所呈現(xiàn)的變化。由圖可見，隨中午光伏出 力增加，凈負荷降低，而隨著傍晚太陽落山，凈負荷需求迅速攀升，這就要求電力系統(tǒng) 具備午間降低出力、傍晚迅速提升出力的日內(nèi)調(diào)節(jié)能力。而隨著新能源占比增加，需要 調(diào)節(jié)的功率變化幅度越來越大。

除上述日內(nèi)調(diào)節(jié)，凈負荷在短時（秒至分鐘）、長時（小時到日）和超長時（周、月、年） 幾個不同時間尺度的波動特性各異，對電網(wǎng)調(diào)節(jié)而言，分別對應(yīng)著調(diào)頻、日內(nèi)調(diào)峰和季 節(jié)性調(diào)峰等場景。在電力系統(tǒng)新能源裝機占比不斷上升的同時，火電、核電等穩(wěn)定性電源占比卻逐步降低， 疊加*端氣候?qū)λ姵隽Φ挠绊?，大大削弱供給側(cè)響應(yīng)與調(diào)節(jié)能力。此外，煤電、核電 的長時間深度負荷調(diào)節(jié)可能對機組運行安全帶來風(fēng)險，也會增加額外的煤耗與碳排放。這些額外的供給側(cè)負荷調(diào)節(jié)需求必須依靠清潔*的儲能裝機彌補。除滿足調(diào)節(jié)能力需 求外，儲能對于電網(wǎng)的電力傳輸與安全，還能起到減緩電網(wǎng)阻塞，提供備用和黑啟動等 作用。對于發(fā)電側(cè)，儲能能夠起到平滑新能源波動、提高新能源消納的作用。而負荷側(cè) 的儲能裝機，能夠大大提升負荷側(cè)的自我平衡能力和響應(yīng)能力。

未來，我國電力系統(tǒng)的特征是以風(fēng)、光、水、核作為主力電源，配合足量的儲能裝機提 供調(diào)節(jié)能力，以*小化原則保留化石能源裝機作為部分基荷和保底調(diào)節(jié)，配合強大的電 網(wǎng)傳輸調(diào)度能力和智能*的負荷側(cè)響應(yīng)能力，具備安全穩(wěn)定、清潔*、靈活強韌等 幾個特點的全新電力系統(tǒng)。儲能在新型電力系統(tǒng)中將起到不可或缺的重要作用。

在各類儲能技術(shù)當(dāng)中，抽水蓄能技術(shù)成熟穩(wěn)定、全生命周期儲能成本低，是當(dāng)前儲能裝 機中的主力。截至 2021 年底，我國已投運的約 4600 萬千瓦儲能裝機中，抽水蓄能約為 3700 萬千瓦，已開工建設(shè)的抽水蓄能電站超過 6000 萬千瓦。盡管如此，抽水蓄能電站存 在廠址選擇不靈活、建設(shè)投資規(guī)模大、建設(shè)周期長等缺點或限制，難以通過技術(shù)手段解 決。僅靠抽水蓄能，既無法滿足近幾年新能源裝機快速上漲所要求的儲能裝機，也無法 滿足未來電力系統(tǒng)對儲能靈活的時空配置和多元化技術(shù)參數(shù)的要求。這給了各類“新型 儲能”足夠的發(fā)展空間。我們認(rèn)為，經(jīng)過“十四五”和“十五五”期間的充分培育與發(fā) 展，未來的新型電力系統(tǒng)之中，成熟的“新型儲能”技術(shù)將與抽水蓄能“并駕齊驅(qū)”，在 源-網(wǎng)-荷的各類應(yīng)用場景下發(fā)揮重要的系統(tǒng)調(diào)節(jié)和安全保障作用。

2.新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀

2.1、裝機情況

截至 2021 年底，全球已投運儲能項目裝機規(guī)模約 2.1 億千瓦，同比增長 9%。其中，抽水 蓄能裝機規(guī)模約 1.8 億千瓦，占比首次低于 90%。新型儲能累計裝機規(guī)模 3000 萬千瓦， 同比增長 67.7%，其中鋰離子電池裝機約 2300 萬千瓦，占據(jù)主導(dǎo)地位。在 3000 萬千瓦的新型儲能裝機中，美國是裝機量*大的國家，約 650 萬千瓦，中國緊隨 其后，裝機量約 580 萬千瓦。其他新型儲能裝機較多的國家包括韓國、英國、德國、澳 大利亞和日本。

我國截至 2021 年底，電力儲能裝機約 4600 萬千瓦，相比于 2020 年增長 30%，占全球電 力系統(tǒng)儲能裝機量的 22%。2021 年全年新增電力儲能裝機約 1000 萬千瓦，其中抽水蓄能 增加約 800 萬千瓦，新型儲能裝機增加約 200 萬千瓦。在新型儲能的 580 萬裝機中，鋰 離子電池占比*高，接近 90%，折合裝機規(guī)模約 520 萬千瓦。其余新型儲能中，鉛蓄電 池和壓縮空氣儲能占比相對較大。從各省已投運新型儲能裝機情況看，江蘇省裝機量第一，已超過 100 萬千瓦，廣東省和 山東省次之，其余有較大裝機的省份包括青海、內(nèi)蒙古、湖南、安徽等。

2.2、技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

新型儲能所包括的技術(shù)類型眾多，按照能量存儲方式不同主要分為機械儲能、電磁儲能、 電化學(xué)儲能、化學(xué)儲能和儲熱等幾大類。每大類技術(shù)當(dāng)中又有多種完全不同的技術(shù)路線。根據(jù)放電時長，可將其分為功率型電儲能、能量型電儲能以及儲熱（冷）技術(shù)。本報告 主要總結(jié)和對比各類能量型電儲能技術(shù)的主要技術(shù)經(jīng)濟性參數(shù)和發(fā)展現(xiàn)狀，且由于鋰離 子電池發(fā)展相對較為成熟，相關(guān)參考資料較多，故本報告重點介紹壓縮空氣儲能、重力 儲能、液流電池儲能、鈉離子電池儲能、氫儲能等五種側(cè)重于能量型應(yīng)用的儲能技術(shù)， 對其技術(shù)原理、技術(shù)特點、關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)、經(jīng)濟性潛力、應(yīng)用前景進行了詳細梳理分析。

技術(shù)原理。壓縮空氣儲能(Compressed Air Energy Storage，簡稱 CAES)，是機械儲能的一種形式。在 電網(wǎng)低谷時，利用富余的電能，帶動壓縮機生產(chǎn)高壓空氣，并將高壓空氣存入儲氣室中， 電能轉(zhuǎn)化為空氣的壓力勢能；當(dāng)電網(wǎng)高峰或用戶需求電能時，空氣從儲氣室釋放，然后 進入膨脹機中對外輸出軸功，從而帶動發(fā)電機發(fā)電，又將空氣的壓力勢能轉(zhuǎn)化為電能。CAES 儲能系統(tǒng)中的高壓空氣在進入膨脹機做功前，需要對高壓空氣進行加熱，以提高功 率密度。根據(jù)加熱的熱源不同，可以分為燃燒燃料的壓縮空氣儲能系統(tǒng)（即補燃式傳統(tǒng) 壓縮空氣儲能）、帶儲熱的壓縮空氣儲能系統(tǒng)和無熱源的壓縮空氣儲能系統(tǒng)。

先進絕熱壓縮空氣儲能系統(tǒng)（AA-CAES）在傳統(tǒng) CAES 系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，引入蓄熱技術(shù)， 利用蓄熱介質(zhì)回收壓縮階段產(chǎn)生的壓縮熱，并將高溫蓄熱介質(zhì)儲存起來，在釋能階段時 高溫蓄熱介質(zhì)通過換熱器對高壓空氣進行預(yù)熱。蓄熱系統(tǒng)代替了燃燒室的補充燃燒來加 熱空氣，從而達到減小系統(tǒng)能量損失、提*率的目的。此外，有些 AA-CAES 系統(tǒng)采用 液態(tài)壓縮空氣存儲在儲罐中的形式，擺脫了自然條件的限制。

2.2.1、壓縮空氣儲能

壓縮空氣儲能技術(shù)在本報告所討論的新型儲能技術(shù)中屬于相對進展較快、技術(shù)較 為成熟的技術(shù)，已進入 100MW 級示范項目階段。早期壓縮空氣儲能系統(tǒng)依賴燃氣補燃和自然儲氣洞穴，但目前已無需補燃，并可 以應(yīng)用人造儲氣空間。壓縮空氣儲能技術(shù)與燃機技術(shù)同宗同源，主要痛點在于設(shè)備制造和性能提升。大 型壓氣設(shè)備、膨脹設(shè)備、蓄熱設(shè)備、儲罐等設(shè)備的性能提升是效率、經(jīng)濟性和可 靠性提升的關(guān)鍵。十四五期間壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率有望提升至 65%~70%，系統(tǒng)成本降至 1000~1500 元/kW·h。“十五五”末及之后系統(tǒng)效率有望達 70%及以上，系統(tǒng)成 本降至 800~1000 元/kW·h。

技術(shù)優(yōu)劣勢。壓縮空氣儲能系統(tǒng)具有容量大、工作時間長、經(jīng)濟性能好、充放電循環(huán)多等優(yōu)點。壓縮空氣儲能系統(tǒng)適合建造大型儲能電站(>100MW)，放電時長可達4小時以上，適合作為長時儲能系統(tǒng)。壓縮空氣儲能系統(tǒng)的壽命很長，可以儲/釋能上萬次，壽命可達40年以上；并且其效率*高可以達到70%左右。壓縮空氣儲能技術(shù)與蒸汽輪機、燃氣輪機系統(tǒng)同宗同源，技術(shù)通用性強，設(shè)備開發(fā)基礎(chǔ)較好，建造成本和運行成本容易控制，具有很好的經(jīng)濟性。

產(chǎn)業(yè)鏈及成本：壓縮空氣儲能的上游主要是原材料與核心部件(模具、鑄件、管 道、閥門、儲罐等)的生產(chǎn)加工、裝配、制造行業(yè)，屬于機械工業(yè)的一部分，但 涉及壓縮空氣儲能本身特性和性能要求，對基礎(chǔ)部件的設(shè)計、加工要求較為嚴(yán)格。中游主要是關(guān)鍵設(shè)備(壓縮機、膨脹機、燃燒室、儲熱/換熱器等)設(shè)計制造、系統(tǒng) 集成控制相關(guān)的行業(yè)，屬于技術(shù)密集型的高端制造業(yè)，具有多學(xué)科、技術(shù)交叉等 特性。下游主要是用戶對壓縮空氣儲能系統(tǒng)的使用和需求，涉及常規(guī)電力輸配送、 可再生能源大規(guī)模接入、分布式能源系統(tǒng)、智能電網(wǎng)與能源互聯(lián)網(wǎng)等多個行業(yè)領(lǐng) 域。

現(xiàn)階段百兆瓦級壓縮空氣儲能功率成本約為 4000-6000 元/kW，能量成本約為 1000-2500 元/kWh，循環(huán)效率可達 65-70%，運行壽命約為 40-60 年。壓縮空氣系統(tǒng)初投資成本主要包括系統(tǒng)設(shè)備、土地費用和基建等。系統(tǒng)設(shè)備包括了壓縮 機機組、膨脹機機組、蓄熱系統(tǒng)（換熱器、蓄熱器、蓄熱介質(zhì)、管道）、電氣及控制設(shè)備、 儲氣室等。

2.2.2、液流電池

液流電池具有容量大、安全性好、功率與容量解耦等優(yōu)點，適合作為大規(guī)模長時 儲能的選擇。全釩液流電池是目前*為成熟的液流電池體系，釩的多價態(tài)特性使得其面臨的技 術(shù)問題*少，技術(shù)*為成熟。但主要活性物質(zhì)釩的成本占系統(tǒng)成本比例高，限制 了其造價的下降。全釩液流電池目前國內(nèi)進展較快，5MW/10MWh 項目已安全穩(wěn)定運行 8 年以上。200MW/800MWh 項目已進入調(diào)試階段。其他形式液流電池目前多處于 kW~MW 級別的示范階段。

全釩液流電池成本目前在 2500~3500 元/kWh 區(qū)間。若考慮釩電解液殘值占原值 的 70%，以及 8 小時以上的長時儲能，價格有望下降至 800-1400 元/kWh。但近 一年來，五氧化二釩價格大幅上漲，使得其成本壓力大增。鋅基、鐵基等體系具有活性物質(zhì)儲量大、價格低的特點。但面臨的工藝問題，科 研問題較多，相對全釩電池來講技術(shù)更為復(fù)雜，需要更長的時間進行研發(fā)示范。

從理論上講，離子價態(tài)變化的離子對可以組成多種氧化還原液流電池。根據(jù)液流形式分 類，液流電池可分為雙液流電池和單液流電池。根據(jù)沉積和相變與否，可分為沉積型電 池和不沉積型電池。根據(jù)活性材料分類，可分為全釩液流電池，鋅基液流電池（鋅溴、 鋅鐵、鋅鎳、鋅空氣等），鐵鉻液流電池、全鐵液流電池等等。相比全釩液流電池，其他 液流電池技術(shù)成熟度稍低，仍然面臨活性物質(zhì)的沉積、電解液互竄、功率密度低、容量 和能量無法完全解耦、析氫和析氧等問題。

五氧化二釩和隔膜占據(jù)了原料成本的 60~80%。且隨著儲能時長增長，五氧化二釩成本所 占比例逐漸增加。五氧化二釩市場目前是典型的現(xiàn)貨市場，短期釩價波動會直接影響全 釩液流電池造價，因此，相對穩(wěn)定的釩價有利于液流電池行業(yè)的成本控制。雖然全釩液流電池初始投入成本相對較高，但是全釩液流電池的電解液性能衰減較慢， 通過在線或離線再生后可循環(huán)使用，且電解液中釩的價值長期存在（殘值相對較高），其 可循環(huán)利用和殘值率較高的特性對于初始投入成本分?jǐn)偤秃罄m(xù)年度運維成本等具有一定 優(yōu)勢。

公司及示范項目。全釩液流電池已具有較多示范項目。大連融科儲能在 2012 年實施了當(dāng)時全球*大規(guī)模的 5MW/10MWh 的遼寧臥牛石風(fēng)電場全釩液流儲能系統(tǒng)，率先在國內(nèi)外實現(xiàn)了技術(shù)產(chǎn)業(yè)化。該項目設(shè)計壽命是 10~15 年，運行后能量效率幾乎沒有明顯衰減，維護成本低，運行成 效顯著，進一步驗證了全釩液流電池技術(shù)上的成熟性。此后，更多更大規(guī)模的全釩液流電池示范項目投入建設(shè)和運行。目前我國全釩液流電池 已進入百兆瓦級技術(shù)的示范應(yīng)用階段。

大連國家示范項目、湖北全釩液流電池儲能項目、 大唐中寧共享儲能項目均達到百兆瓦級。大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項目是國家能源局批復(fù)的* 100MW 級大型電化 學(xué)儲能國家示范項目，該電站為“200MW/800MWh 大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范 項目”的一期項目，采用大連化物所自主研發(fā)的全釩液流電池儲能技術(shù)。一期工程 100MW/400MWh 級全釩液流電池儲能電站于 2022 年已完成主體工程建設(shè)，并進入單體 模塊調(diào)試階段，預(yù)計今年將投入商業(yè)運行。

國電投襄陽高新儲能電站項目由國家電投湖北綠動中釩新能源有限公司在湖北襄陽高新 區(qū)投資建設(shè)。于 2021 年 8 月 29 日開工，預(yù)計 2022 年前完工。其中，投資 19 億元的 100MW 全釩液流電池儲能電站項目，建設(shè)用地面積約 120 畝，預(yù)計五年內(nèi)全部達產(chǎn)后，共實現(xiàn) 產(chǎn)值 20.95 億元，稅收 5200 萬元。除全釩液流電池外，目前我國也開展了其他類型液流電池的示范應(yīng)用，但項目容量普遍 較小，尚處于示范應(yīng)用前期階段。

2.2.3、鈉離子電池

鈉離子電池具有理論成本低、特性與鋰離子電池相近、安全性好等優(yōu)點，適 合在對成本要求苛刻的應(yīng)用場景下替代成本較高的鋰離子電池。鈉離子電池的正 負*材料所需資源在地殼儲量豐富，分布均勻，且開采更加經(jīng)濟環(huán)保，被業(yè)界認(rèn) 為是比鋰離子電池更具經(jīng)濟性的電池技術(shù)。目前鈉離子電池技術(shù)主要分為三條路線，即層狀過渡金屬鈉離子氧化物、普 魯士藍、聚陰離子類鈉離子化合物，三條路線均由行業(yè)龍頭企業(yè)布局，均處于實 驗室向大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)化的階段。目前我國在鈉離子電池領(lǐng)域處于世界*地位，中科海鈉、寧德時代、立方 新能源等企業(yè)均已實現(xiàn)鈉離子電池的初步量產(chǎn)，并推出了成熟的產(chǎn)品線。

性能參數(shù)方面，各*鈉離子電池生產(chǎn)商所開發(fā)產(chǎn)品的能量密度已超過 140Wh/kg，仍在向鋰離子電池當(dāng)前水平靠近。在碳酸鋰價格（當(dāng)前價格 50 萬元 /噸）居高不下的今天，碳酸鈉的價格始終維持在 2000 元/噸，電芯成本保持在 0.4~0.5 元/Wh，行業(yè)估計鈉離子電池*終成本將比鋰離子電池低 20~40%。鈉離子電池在實驗室環(huán)境下展現(xiàn)出了較高的安全性能，同時與鋰離子電池工 藝兼容，現(xiàn)有生產(chǎn)廠商轉(zhuǎn)型更加容易。

正*材料成本在電芯成本中占主導(dǎo)地位，參考 2022 年上半年數(shù)據(jù)，銅鐵錳層狀氧化物估 計成本約為 2.9 萬元/噸，鎳鐵錳層狀氧化物約為 4.2 萬元/噸，普魯士白類為 2.2~2.6 萬元 /噸。負*材料硬碳依據(jù)廠商供應(yīng)鏈資源價格差別較大，在 10~20 萬元/噸不等，目前諸多 廠商宣稱硬碳成本有較大下降空間。電解液成本同樣也是電池成本的重要組成部分，鈉 離子電池電解質(zhì)鹽一般為六氟磷酸鈉（NaPF6），參考目前碳酸鈉 0.3 萬元/噸的成本，電 解液成本預(yù)計低于 2 萬元/噸。鈉離子電池正負*均可以使用鋁箔作為集流體，目前價格 在 3~4 萬元/噸。

2.2.4、重力儲能

固體介質(zhì)的重力儲能是近期重力儲能商業(yè)化的主要發(fā)展方向，水介質(zhì)的新型重力 儲能技術(shù)尚停留在理論研究階段，除傳統(tǒng)抽蓄外的新型水介質(zhì)重力儲能目前尚未 有商業(yè)化的產(chǎn)品。Energy Vault 采用的提升砌塊作為存儲電能的方式已掌握較為成熟的技術(shù)，并已 開始應(yīng)用于小規(guī)模示范項目中，但尚未出現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用，其技術(shù)成熟度有待示范 項目的驗證。若能有較成功的示范，砌塊重力儲能具有可擴展性高、度電成本較 低的優(yōu)勢，在中長時儲能中有相對廣闊的應(yīng)用前景。礦井重力儲能利用廢棄礦井進行能量存儲，礦井高差通常比人工構(gòu)筑物更大，如 果將數(shù)百米深的廢棄礦井利用部署重力儲能，其儲能效率和儲能密度均能夠超越 以人工構(gòu)筑高差部署重力儲能的方式。

2.2.5、氫儲能

技術(shù)原理。氫儲能屬于化學(xué)儲能，化學(xué)儲能利用電能將低能物質(zhì)轉(zhuǎn)化為高能物質(zhì)進行存儲，從而實 現(xiàn)儲能。目前，常見的化學(xué)儲能主要包括氫儲能和將氫進一步合成燃料（甲烷、甲醇等) 儲能。這些儲能載體本身是可以直接利用的燃料，因此，化學(xué)儲能與前述其他電儲能技 術(shù)（輸入、輸出均為電能）存在明顯區(qū)別：如果終端可以直接利用氫、甲烷等物質(zhì)，如 氫燃料電池汽車、熱電聯(lián)供、化工生產(chǎn)等。長遠看，可以這些儲能載體性質(zhì)穩(wěn)定的特點， 在需要時將其轉(zhuǎn)化為電力系統(tǒng)的電能。目前，在化學(xué)儲能技術(shù)中，氫儲能相對成熟，依托電解水制氫設(shè)備和氫燃料電池（或摻 氫燃氣輪機）實現(xiàn)電能和氫能的相互轉(zhuǎn)化。儲能時，利用富余電能電解水制氫并存儲， 釋能時，用氫燃料電池或氫發(fā)電機發(fā)電。

氫儲能需要完成電—氫—電的轉(zhuǎn)換，涉及“制、儲、運、用”四個環(huán)節(jié)，整個過程較為 復(fù)雜。在制氫環(huán)節(jié)，電制氫技術(shù)包括堿性水電解（ALK）、質(zhì)子交換膜水電解(PEM)、陰離子交 換膜水電解(AEM)以及固體氧化物水電解（SOEC）四種。前三種為常溫（60~90℃）電 解槽，SOEC 為高溫（600~1000℃）電解槽。堿性電解槽利用在水中加入的堿性電解質(zhì) 增加水的導(dǎo)電性，提高電解效率。其結(jié)構(gòu)簡單、技術(shù)成熟、價格便宜，是目前主流的電 解水制氫方法，缺點是效率較低，電解槽效率約為 75%，系統(tǒng)效率為 60~70%，同時受 限于隔膜機械強度，功率靈活調(diào)節(jié)速度有限。質(zhì)子交換膜技術(shù)利用質(zhì)子交換膜代替了原 有的隔膜和電解質(zhì)，由于質(zhì)子交換膜薄且質(zhì)子遷移速度快，能夠明顯減小電解槽的體積 和電阻，使電解槽效率達到 80%左右。

由于目前質(zhì)子交換膜價格較高，且被水浸潤時酸 性較強，電*只能采用耐酸的鉑等貴金屬，因此質(zhì)子交換膜電解制氫成本相對昂貴。陰 離子交換膜電解槽結(jié)構(gòu)與質(zhì)子交換膜電解槽類似，主要結(jié)構(gòu)由陰離子交換膜和兩個過渡 金屬催化電*組成，一般采用純水或低濃度堿性溶液用作電解質(zhì)。陰離子膜交換膜是AEM 電解水系統(tǒng)中的重要組成部分，也是該技術(shù)與 PEM 技術(shù)*大的區(qū)別，其作用是將陰離子 OH?從陰*傳導(dǎo)到陽*，同時阻隔氣體和電子在電*間直接傳遞。固體氧化物電解槽技 術(shù)利用固體氧化物作為電解質(zhì)，在高溫（600~1000℃)環(huán)境下，讓水蒸氣通過多孔的陰*， 氫離子獲得電子后成為氫氣，氧離子通過固體氧化物在陽*失去電子成為氧氣。由于高 溫環(huán)境下離子活性增強，因此其電解效率*高，可以達到 90%。該方法還處于試驗研究 階段。

此外，還可以將綠氫通過合成氨工藝或氫制甲醇工藝轉(zhuǎn)化為氨或甲醇進行儲存，使用時 再通過氨催化裂解和甲醇催化裂解制氫，或直接將氨、甲醇進行應(yīng)用。液氨的沸點為 -33.5℃，甲醇的沸點為-64.8℃，因此液化及儲存成本遠低于氫，另一方面氨和甲烷的合 成及裂解技術(shù)成熟，只需針對可再生能源制氫工藝進行部分優(yōu)化調(diào)整。更重要的是，合 成甲醇所用二氧化碳可通過碳捕集技術(shù)（CCUS）獲得，實現(xiàn)生產(chǎn)過程“負碳排”，在減 碳角度具有較大優(yōu)勢。

氫發(fā)電技術(shù)主要包括氫發(fā)電機和氫燃料電池兩種。氫發(fā)電機主要以氫氣（或與天然氣的 混合氣)為燃料，利用內(nèi)燃機原理，經(jīng)過吸氣、壓縮、燃燒、排氣過程，帶動發(fā)電機產(chǎn)生 電流輸出。氫燃料電池是利用電解水的逆反應(yīng)，把氫的化學(xué)能通過電化學(xué)反應(yīng)直接轉(zhuǎn)化 為電能的發(fā)電裝置。相比而言，燃料電池發(fā)電效率更高、噪聲小、沒有污染物排放且容 易實現(xiàn)小型化，發(fā)展前景更加廣闊。

氫燃料電池主要分為堿性燃料電池、質(zhì)子交換膜燃料電池、固體氧化物燃料電池等類型。堿性燃料電池（AFC）是燃料電池系統(tǒng)中*早開發(fā)并獲得成功應(yīng)用的一種，通常以氫氧 化鉀作為電解質(zhì)，多用于宇宙探測飛行等特殊用途的動力電源。質(zhì)子交換膜燃料電池由 質(zhì)子交換膜、電催化劑、氣體擴散層、雙*板等部分組成，具有工作溫度低、啟動快、 功率密度高等優(yōu)勢，是目前發(fā)展*快、在氫能汽車和氫能發(fā)電領(lǐng)域應(yīng)用*廣的燃料電池。固體氧化物燃料電池屬于高溫燃料電池，具有全固態(tài)電池結(jié)構(gòu)，其綜合效率高，對燃料 的適應(yīng)性廣，適用于熱電聯(lián)供，目前研究的焦點在于電池結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和制備技術(shù)的改進。

技術(shù)優(yōu)劣勢?；瘜W(xué)儲能與前述其他電儲能技術(shù)存在明顯區(qū)別：如果終端可以 直接利用氫、甲烷等物質(zhì)，如氫燃料電池汽車、熱電聯(lián)供、化工生產(chǎn)等，這些儲能載體 不必再轉(zhuǎn)化為電力系統(tǒng)的電能，可以提高整體用能效率。若必須將氫、氨、甲烷再轉(zhuǎn)化 為電能，由于工藝鏈條較長，其能量利用效率較低，固定投資高，經(jīng)濟性較其他儲能手 段較差。

化學(xué)儲能更適合發(fā)電側(cè)長周期、大容量過剩的應(yīng)用場景，例如在水電的豐水期，大規(guī)模 光伏項目的發(fā)電高峰等。由于可以持續(xù)將電能轉(zhuǎn)化為氫、氨和甲醇等物質(zhì)，在運輸能力 相匹配的前提下，化學(xué)儲能在儲能功率和儲能容量上都有*為明顯優(yōu)勢。氫或其他合成燃料是具有實體的物質(zhì)，相對于直接儲電，存儲更容易實現(xiàn)。例如，氫的 單位質(zhì)量熱值高達 1.4×108J/kg，儲氫能量密度高，能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模儲能?；瘜W(xué)儲能的缺 點是電—電轉(zhuǎn)換效率低，儲運設(shè)備成本高，并且氫、甲烷等燃料屬于易燃易爆品，存儲 過程存在一定的安全隱患?；瘜W(xué)儲能涉及制取、儲存、發(fā)電三個環(huán)節(jié)，以氫儲能為例， 主要包括電制氫、氫儲運和氫發(fā)電。

氫儲運成本主要受存儲方式、運輸方式和運輸距離等因素影響。氣態(tài)儲氫(3~35MPa)單次 成本為 2~3 元/kg，液態(tài)儲氫單次成本為 20~25 元/kg，合成氨儲氫單次成本為 6~8 元/kg。公路運輸高壓氣態(tài)氫成本每噸為 80~100 元/km, 公路運輸高壓氣態(tài)氫成本每噸為 10~15 元/km 海運液氫成本每噸約 0.5 元/km。內(nèi)徑 500mm 設(shè)計壓力 4MPa 的氫氣管道輸氫成本 每噸約 0.5~1 元/km。發(fā)電單元，以質(zhì)子交換膜燃料電池為例，其電堆造價為 2000~4000 元/KW，電堆成本約 占系統(tǒng)總成本的 60%。貴金屬催化劑和全氟磺酸膜價格昂貴，是推高燃料電池造價的主 要原因。降低催化劑中鉑的用量、開發(fā)非貴金屬催化劑及價格低廉的非氟質(zhì)子交換膜是 降低成本的關(guān)鍵。

2.2.6、其他先進儲能技術(shù)

固態(tài)鋰離子電池。技術(shù)原理。固態(tài)電池是一種以固體材料構(gòu)成電*與電解質(zhì)的鋰離子電池技術(shù)，其工作原理與傳統(tǒng)（液 態(tài)）鋰離子電池相同，均屬于“搖椅式電池”范疇，既通過可逆氧化還原反應(yīng)，使得鋰 離子在正負電*之間反復(fù)游走，實現(xiàn)電能的儲存或釋放。固態(tài)電池的正*可由碳、鈦酸鹽、金屬鋰*及其合金構(gòu)成，負*可由金屬氧化物、硫化 物、釩氧化物等構(gòu)成，目前鈉硫電池（金屬鈉為負*、硫為正*、β-氧化鋁管為固態(tài)電 解質(zhì)）技術(shù)路線*具代表性。

技術(shù)特點。安全性能好是固態(tài)電池相對于傳統(tǒng)（液態(tài)電解質(zhì)）鋰電池的*大優(yōu)勢，其固態(tài)電解質(zhì)不 可流動，熱穩(wěn)定性好，抗損壞能力強，在破損條件下不會產(chǎn)生漏液及易燃易爆氣體，* 大改善了鋰電池所面臨的安全性問題。理論能量密度高也是行業(yè)關(guān)注固態(tài)電池的重要原因。理論上，固態(tài)電解質(zhì)對比液體有著 更大的材料密度，從而意味著更高的能量密度，目前固態(tài)電池的實驗室數(shù)據(jù)已超過 400 Wh/kg，顯著優(yōu)于鋰電池平均水平。另外憑借其電解質(zhì)*佳的物理與化學(xué)穩(wěn)定性，實驗室 條件下固態(tài)電池也展現(xiàn)出了低溫性能好以及循環(huán)壽命長等特點。目前由于生產(chǎn)技術(shù)、PACK 工藝、電*材料接觸面導(dǎo)電性等方面的問題，導(dǎo)致達到量產(chǎn)標(biāo) 準(zhǔn)的固態(tài)電池能量密度尚不及成熟鋰離子電池。由于產(chǎn)業(yè)鏈不成熟以及工藝復(fù)雜等原因， 固態(tài)電池當(dāng)前成本遠超液態(tài)鋰離子電池。

2.3、新型儲能技術(shù)經(jīng)濟性綜合評價

我們可以從多個技術(shù)指標(biāo)以及經(jīng)濟指標(biāo)對比各類儲能技術(shù)，評估其在不同應(yīng)用場景的適 用度，并作為預(yù)測其未來發(fā)展方向的重要參考數(shù)據(jù)。評價儲能系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)主要 包括：設(shè)計功率/能量、初始投資成本、全生命周期運維成本、循環(huán)次數(shù)、循環(huán)效率、放 電深度、年平均循環(huán)衰退率以及全生命周期平準(zhǔn)化度電儲能成本(LCOS)等。表 6 給出本 報告探討的幾種新型儲能技術(shù)當(dāng)前的技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)水平，并與抽水蓄能、鋰離子電池和 鉛蓄電池進行了對比。

3.新型儲能政策環(huán)境

3.1、國家政策

“十三五”是我國儲能產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的起點。2017 年 9 月，國家發(fā)展改革委、科技部、工 業(yè)和信息化部、能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》是我國 儲能產(chǎn)業(yè)第一份綜合性政策文件，明確了儲能發(fā)展的重要意義、總體要求、重點任務(wù)和 保障措施，直接推動了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展熱潮。在文件的指導(dǎo)下，十三五期間儲能發(fā)展任務(wù) 基本完成，建成了一批不同技術(shù)類型、不同應(yīng)用場景的示范項目，掌握了多項自主知識 產(chǎn)權(quán)核心關(guān)鍵技術(shù)，多種新型儲能技術(shù)完成了從實驗室到商業(yè)示范的轉(zhuǎn)化。但必須指出， 由于 2019 年 5 月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合簽發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中 明確儲能的成本費用不能計入輸配電價，在相當(dāng)程度上減緩了儲能裝機的規(guī)?；l(fā)展。

針對新型儲能發(fā)展，2021 年 7 月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于加快推 動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》（以下簡稱《指導(dǎo)意見》）提出，以實現(xiàn)碳達峰碳中和為目 標(biāo)，將發(fā)展新型儲能作為提升能源電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、綜合效率和安全保障能力，支撐 新型電力系統(tǒng)建設(shè)的重要舉措，以政策環(huán)境為有力保障，以市場機制為根本依托，以技 術(shù)革新為內(nèi)生動力，加快構(gòu)建多輪驅(qū)動良好局面，推動儲能高質(zhì)量發(fā)展?！暗?2025 年， 實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達 3000 萬千瓦以上。”，這是國 家政策層面第一次明確儲能裝機目標(biāo)。特別強調(diào)，要明確新型儲能獨立市場主體地位、 健全新型儲能價格機制、健全“新能源+儲能”項目激勵機制。

2022 年 3 月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方 案》（以下簡稱《實施方案》），對《指導(dǎo)意見》中所提出的目標(biāo)和任務(wù)進一步明確和細化。要求“到 2025 年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用 條件。新型儲能技術(shù)創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術(shù)裝備自主可控水平大幅提升，標(biāo)準(zhǔn)體 系基本完善，產(chǎn)業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟。其中，電化學(xué)儲能技 術(shù)性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低 30%以上；火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規(guī)電源 的新型儲能技術(shù)、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術(shù)實現(xiàn)工程化應(yīng)用；兆瓦級飛輪儲能等機械 儲能技術(shù)逐步成熟；氫儲能、熱（冷）儲能等長時間儲能技術(shù)取得突破?！?

《實施方案》 強調(diào)了以規(guī)劃為引領(lǐng)、以創(chuàng)新為驅(qū)動、以市場為主導(dǎo)、以機制為保障、以安全為底線的 發(fā)展思路。強調(diào)了新型儲能技術(shù)要多元化發(fā)展并堅持示范先行。明確了新型儲能在電力 市場中的獨立市場主體地位，鼓勵各方對拓寬電站收益開展進一步探索

3.2、國家政策

在國家《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》之后，江蘇、山東、寧夏、青海、浙江、河 南等多個省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型儲能實施方案，實施方案中大都明確 了新型儲能重點發(fā)展的應(yīng)用場景，從電力市場和調(diào)用層面針對新型儲能給予明確的政策 支持，部分省份還明確了儲能的租賃價格及輔助服務(wù)價格。例如江蘇省 2022 年 8 月發(fā)布 的實施方案中要求：（1） 鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發(fā)揮儲能“一站多用”的 共享作用。積*支持各類主體開展共享儲能等創(chuàng)新商業(yè)模式的應(yīng)用示范。新能源企業(yè)與 儲能企業(yè)簽訂租賃協(xié)議，按年度支付儲能租賃費，鼓勵簽訂長期協(xié)議或合同。

（2） 建立電網(wǎng)側(cè)儲能電站容量電價機制，研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納 入輸配電價回收。獨立建設(shè)并向電網(wǎng)送電的新型儲能電站，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配 電價和政府性基金及附加費用。（3） 完善適應(yīng)新型儲能發(fā)展的電力市場體系，推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、 虛擬電廠等多種形式參與輔助服務(wù)，鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。探索建立獨立儲能作為新型市場主體參與中長期和現(xiàn)貨市場交易機制，并提供調(diào)頻、黑 啟動等輔助服務(wù)，發(fā)揮其移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。

河南省 2022 年 8 月發(fā)布的實施方案中要求：（1） 共享儲能電站容量原則上不低于 10 萬千瓦時。新建市場化并網(wǎng)新能源項目,按要 求配建或購買一定比例儲能規(guī)模。共享儲能容量租賃費用 200 元/千瓦時·年，鼓勵簽訂 10 年長協(xié)。（2） 獨立調(diào)峰補償費上限暫為 0.3 元/千瓦時，研究開展備用、爬坡等輔助服務(wù)。在電力現(xiàn)貨市場運行前,獨立儲能放電上網(wǎng)時作為發(fā)電市場主體參與市場中長期交易,簽 訂頂峰時段市場合約;用電時,可作為電力用戶享受峰谷分時電價.示范項目每年完全調(diào)用 不低于 350 次。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的,其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基 金及附加。

4.新型儲能發(fā)展趨勢

4.1、新型儲能技術(shù)發(fā)展趨勢

所有新型儲能技術(shù)都圍繞提高安全性、降低成本、提升性能參數(shù)（能量密度、儲能時長、 儲能效率、循環(huán)壽命），以及增強環(huán)境友好性四個方向進行改進和發(fā)展。鋰離子電池主要通過改變電*材料來提升電池性能。當(dāng)下行業(yè)里出現(xiàn)的高鎳電池、錳酸 鋰電池為過渡金屬方向的創(chuàng)新代表，而鋰硫電池則為氧化物方向的創(chuàng)新代表。

通過電解 液和隔膜的改性提升安全性。除材料路線外，結(jié)構(gòu)路線主要通過電池物理結(jié)構(gòu)的創(chuàng)新來 實現(xiàn)電池性能提升，從電芯結(jié)構(gòu)、PACK 工藝、插箱構(gòu)造等方面入手，提高空間利用率、 采用新型安全技術(shù)，從系統(tǒng)層面實現(xiàn)電池在經(jīng)濟性、能量密度與安全性方面的提升。該 方向的典型代表有比亞迪的“刀片電池”以及寧德時代的 CTP“麒麟”電池?？梢灶A(yù)計 在不久的將來，鋰離子電池能量密度將突破 400wh/kg。此外，采用固態(tài)電解質(zhì)的固態(tài)電 池有更高的理論能量密度和更好的安全性。目前固態(tài)電池的實驗室數(shù)據(jù)已超過 400wh/kg， 也展現(xiàn)出了低溫性能好以及循環(huán)壽命長等特點，前景十分看好。

壓縮空氣儲能未來的研發(fā)方向是改進核心器件，優(yōu)化儲能系統(tǒng)設(shè)計，研究新型儲氣技術(shù) 與設(shè)備，實現(xiàn)設(shè)備模塊化與規(guī)?；?，提高系統(tǒng)效率和使用壽命，提升單位體積的儲氣密 度以及降低成本。預(yù)計 2025 年前，先進絕熱壓縮空氣儲能技術(shù)達到成熟水平，完成百兆 瓦項目示范。后續(xù)進一步研究適用于深冷液化空氣儲能的寬范圍、高溫離心壓縮機，研 發(fā)高壓高速級間再熱式透平、納微結(jié)構(gòu)復(fù)合儲熱蓄冷材料。目標(biāo)是將系統(tǒng)效率提升至 70% 以上，功率成本降至 5000~6000 元/kw。利用洞穴的大規(guī)模壓縮空氣的儲能度電成本降至 0.15 元/以下，成為長時儲能的可選技術(shù)。

液流電池需著力解決能量密度低、儲能效率低、成本高等問題，除此之外還需要解決系 統(tǒng)穩(wěn)定性和環(huán)境污染防治等問題。對應(yīng)的技術(shù)難點主要是高性能離子膜和高電導(dǎo)率電* 材料技術(shù)、系統(tǒng)穩(wěn)定性設(shè)計及集成技術(shù)、關(guān)鍵材料工程制備技術(shù)、系統(tǒng)污染防控及回收 利用技術(shù)等。開展離子交換膜、電*等關(guān)鍵材料研發(fā)和改進，開發(fā)高電導(dǎo)性雙*板材料， 研究新型非氟離子傳導(dǎo)膜和鋅基等新體系電池。進一步將效率提升至近 80%，功率密度 達到 40w/kg，系統(tǒng)建設(shè)成本降至 1800~2000 元/kwh 以下。固體介質(zhì)重力儲能尚未有成功的大功率項目示范，需通過示范項目驗證系統(tǒng)穩(wěn)定性，解 決系統(tǒng)自動化穩(wěn)定運行等問題。后期應(yīng)進一步降低綜合造價，提升能量轉(zhuǎn)換率以及提升 系統(tǒng)的可擴展性。除固體介質(zhì)重力儲能外，海水蓄能、海下儲能球以及礦洞抽蓄屬于尚 在研發(fā)或初步示范中的先進技術(shù)。

鈉離子電池產(chǎn)業(yè)鏈結(jié)構(gòu)與鋰離子電池相似，但產(chǎn)業(yè)布局還處于初級階段，尚無大規(guī)模電 力系統(tǒng)儲能項目開工建設(shè)。與鋰離子電池相比，鈉離子電池原材料豐富，綜合成本降低 約 20%，但電池能量密度較低，產(chǎn)業(yè)鏈配套尚不完善，因此發(fā)展趨勢主要集中在能量密 度提升以及通過產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)降低成本兩個方面。鉛炭電池在傳統(tǒng)鉛酸電池的負*活性物質(zhì)中加入碳添加劑，全面提升了傳統(tǒng)鉛酸電池的 性能表現(xiàn)，同時由于較低的成本，使其在規(guī)?；娏δ芊矫嬗众A得新的發(fā)展機會。未 來的鉛炭電池技術(shù)發(fā)展將集中在副反應(yīng)控制、鉛炭電*在充放電過程中的結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變以及 鉛炭電池的*終失效模式上。隨著它的性能改進提升，鉛炭電池仍可能有所作為。

氫儲能的全過程包括兩次能量形式的轉(zhuǎn)化，造成整體效率偏低?？稍偕茉窗l(fā)電制氫、 儲氫、氫發(fā)電環(huán)節(jié)都需要通過新技術(shù)的研發(fā)提*率。氫的密度低，大規(guī)模儲氫也存在 占地面積大、對容器要求高等難點，需要重點研發(fā)高能量密度的儲氫形式。電制合成燃 料目前還處于試驗示范階段，對電直接還原二氧化碳生產(chǎn)各類產(chǎn)物的反應(yīng)機理還不明確， 還存在反應(yīng)過程能耗較高、經(jīng)濟性差等缺點，主要的技術(shù)難點是反應(yīng)過程的條件控制、 催化劑的制備等。2030 年前，質(zhì)子交換膜電堆有望實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用。低溫液化儲氫技術(shù)、 高儲氫密度、低成本的金屬儲氫技術(shù)，純氫或高比例氫與天然氣混輸管道技術(shù)均有望實 現(xiàn)突破。氫儲能目標(biāo)系統(tǒng)目標(biāo)效率應(yīng)達到 40%~50%（其中電解系統(tǒng)效率達到 80%，發(fā)電 系統(tǒng)效率達到 55%），實現(xiàn)百兆瓦級工程試點，作為長時大能量儲能，能量投資成本降至 35~40 元/kWh。

4.2、儲能“十四五”規(guī)劃及示范項目

經(jīng)統(tǒng)計，當(dāng)前已有十六個省公布了“十四五”期間新型儲能裝機規(guī)劃目標(biāo)，總量已接近 4800 萬千瓦。示范項目方面，各省在總結(jié)前期新型儲能示范項目的基礎(chǔ)上，2022 年批準(zhǔn)的新型儲能示 范項目的數(shù)量和裝機均大幅增加，總量約 18GW/37GWh。分析已公布的示范項目信息，磷酸鐵鋰電池仍占據(jù)了*優(yōu)勢的裝機份額，此外，鈦酸鋰電池、鉛蓄電池、AGM 鉛酸 鉛碳電池、液流電池、熔鹽儲能、液態(tài)空氣、氫儲能、鋁離子電池、鈉離子電池、重力 儲能均有示范項目上榜。時長方面，主要以 1 小時及 2 小時的儲能要求為主。但對于非 鋰離子電池項目，會配置 4 小時以上的時長要求。冀北電網(wǎng)要求較為特殊，均要求 4 小 時儲能時長。此外青海省著力示范壓縮空氣儲能和氫儲能。

新型儲能裝機規(guī)模預(yù)測。如前所述，鋰離子電池在當(dāng)前新型儲能市場中仍占*統(tǒng)治地位，鉛蓄電池雖然是相對 較舊的技術(shù)，但是技術(shù)成熟、成本低，在備用電源等應(yīng)用場景仍占據(jù)一定市場份額。包 括壓縮空氣、液流電池、重力儲能、鈉離子電池、氫（氨）儲能等在內(nèi)其他新型儲能技 術(shù)尚處于發(fā)展初期，“十四五”后三年的示范是否成功，是決定其未來發(fā)展前景的重要時 間窗口。結(jié)合國家新型儲能總體規(guī)劃、各省新型儲能規(guī)劃以及鋰電池以外其他新型儲能示范項目 意向簽約情況和各類建設(shè)周期，我們給出了新型儲能未來十年裝機規(guī)模發(fā)展預(yù)測，中國 未來十年新型儲能裝機規(guī)模將超過 1.3 億千瓦。

2022 及 2023 年在政策及市場的雙重驅(qū)動下，新型儲能市場會有爆發(fā)式增長，年裝機均會 超過 1200 萬千瓦，市場規(guī)模約為 2021 年的 5~6 倍。2024 年及 2025 年，預(yù)計裝機能量會穩(wěn)定在 1000~1200 萬千瓦之間，至 2025 年，預(yù)測的新型儲能總體裝機量中值約 4800 萬 千瓦。在各儲能技術(shù)的裝機量劃分方面，預(yù)計鋰離子電池（以磷酸鐵鋰為主）的市場會 面臨壓縮空氣、液流電池、重力儲能等其他儲能技術(shù)的一定擠壓，在新增裝機量中的占 比以及累積裝機量占比會持續(xù)走低，從目前占比約 90%降低至 80%附近。

在幾種新型儲能當(dāng)中，除氫（氨）儲能屬于超長時應(yīng)用，發(fā)展相對較慢之外，其他幾種 儲能技術(shù)的 2022 年至 2025 年的復(fù)合增長率均可能超過 70%。其中重力儲能的復(fù)合增長 率*高，從當(dāng)前的尚未完成示范，至“十四五”末期裝機有望達 140 萬千瓦。2025 年壓 縮空氣儲能的裝機*值*高，約 280 萬千瓦。液流電池裝機量緊隨壓縮空氣之后，2025 年預(yù)期裝機可達 230 萬千瓦。其他儲能的增長相較于前面幾種相對較慢，但也有約 40% 的復(fù)合增長率。

“十五五”期間，新型儲能總體的裝機增長預(yù)期較為確定，且隨著技術(shù)成熟、產(chǎn)能釋放， 年新增裝機量可接近 2000 萬千瓦，至“十五五”末期達到約 1.4 億千瓦。鋰離子電池的 新增和累計裝機占比將進一步降低，至“十五五”末期累計裝機占比可能降至 65%。其 他各種新型儲能技術(shù)需要以各自在“十四五”示范期間的成本和性能參數(shù)表現(xiàn)，與鋰離 子電池儲能爭奪市場。

5.新型儲能發(fā)展面臨的問題

1.鋰離子電池任重道遠，動力電池需求旺盛，成本居高不下

新型儲能各技術(shù)路線相較而言，鋰離子電池技術(shù)成熟度*高，應(yīng)用也*廣泛，但其度電 儲能成本仍在 0.6 元/千瓦時以上，1h-2h 儲能時長的小規(guī)模示范應(yīng)用尚可依靠補貼和政策 傾斜加以平衡，隨著儲能裝機量的提升，2h 以上的長時儲能需求量增大，這樣的成本水 平將導(dǎo)致系統(tǒng)成本大幅增加。電動汽車對鋰離子電池的需求日漸增多。綜合相關(guān)機構(gòu)預(yù)測，到 2035 年，全球電動汽車 動力電池對于鋰離子電池的需求超過 3500gWh，與此同時，金屬鋰的全球已探明儲量約 2200 萬噸，我國儲量僅約 150 萬噸，旺盛的需求除了對鋰資源提出挑戰(zhàn)，也造成鋰離子 電池成本居高不下，當(dāng)前鋰離子電池尚無法滿足電動汽車動力電池的需求，更難以支撐 上億千瓦級的儲能市場。

2.新型儲能示范（首臺套）項目落地實施困難重重

示范項目代表著創(chuàng)新技術(shù)的首次規(guī)?；瘜嶋H應(yīng)用，特別是首臺套項目的建設(shè)，沒有可參 照對比的成熟案例，相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、安全標(biāo)準(zhǔn)等往往缺失或與現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)不一致，在項目 立項審批時會觸及到很多原有規(guī)章制度的空白，地方政府和主管部門在項目審批過程中 缺乏依據(jù)難以決策，使得應(yīng)用新技術(shù)的項目落地難度增大，不利于新型技術(shù)的發(fā)展和示 范。市場對于創(chuàng)新技術(shù)也存在較多“歧視”現(xiàn)象，出于規(guī)避未知風(fēng)險的考慮，相關(guān)項目市場 招標(biāo)會對歷史業(yè)績等提出明確要求，示范（首臺套）項目難以通過市場化方式推動落地；另一方面，示范（首臺套）項目存在較多的不確定性，需要通過實際項目進行驗證和優(yōu) 化，經(jīng)濟性無法*，難以獲得市場和投資者的青睞，在資金、應(yīng)用場景、審批流程等 多重因素制約下，項目落地困難重重。

3.新型儲能價格機制未建立，商業(yè)模式仍有待探索

“雙碳”目標(biāo)引發(fā)了電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的深度變革，電力供應(yīng)穩(wěn)定性、電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、 新能源*利用等成為未來電力系統(tǒng)發(fā)展的主線，儲能作為提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進新 能源消納的重要措施，是新型電力系統(tǒng)中不可或缺的組成部分，電力系統(tǒng)中增加儲能已 成為共識，但沒有完善的價格機制支撐，額外增加的儲能設(shè)備缺乏投資回收渠道，難以 吸引更多的資本投入，無法實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)的穩(wěn)定可持續(xù)發(fā)展。當(dāng)前只有部分省份對獨立共享儲能建立了較為明確的市場規(guī)則，但相關(guān)規(guī)則基本只著眼 當(dāng)下，無法長期適用。對新能源項目配置的儲能裝機來說，其受調(diào)度機制與回報機制均 不明確，不僅不能發(fā)揮儲能裝機的作用、更無投資回收機制和渠道。對于用戶側(cè)儲能， 除峰谷差套利外尚無其他盈利模式?？傮w來看，適合國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的市場機制和商 業(yè)模式仍有待進一步探索。

4.新能源配置儲能標(biāo)準(zhǔn)缺失，監(jiān)管難度加大

隨著對儲能在電力系統(tǒng)中重要性的認(rèn)識不斷加深，新能源項目要求配置儲能逐漸成為常 態(tài)。自 2020 年起，地方各省對于新能源項目配置儲能的政策要求力度已逐漸加強。沒有 價格機制的支撐，儲能設(shè)備的配置屬于純成本開支，對于平價上網(wǎng)后盈利能力有限的新 能源發(fā)電項目造成*大壓力，從實際情況來看，目前缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃和管理，小規(guī)模的儲 能難以真正發(fā)揮作用，造成資源的*大浪費。

新型儲能的市場發(fā)展速度快于標(biāo)準(zhǔn)和監(jiān)管制度體系的建設(shè)速度，使得當(dāng)前儲能行業(yè)監(jiān)管 難度加大，個別地方為了招商引資，要求新能源必須配置儲能，增加項目投資成本，項 目業(yè)主為降低成本使用低價劣質(zhì)產(chǎn)品，造成低端技術(shù)憑借價格擠壓先進技術(shù)、參數(shù)虛標(biāo) 作假等劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象，嚴(yán)重影響行業(yè)健康發(fā)展。

5.新型儲能在國家法律層面的支持不夠

盡管近年來國務(wù)院、各部委和各級地方政府對于發(fā)展儲能的政策密集出臺，一再強調(diào)發(fā) 展儲能（特別是新型儲能）的重要性，但缺乏頂層設(shè)計和統(tǒng)籌規(guī)劃、標(biāo)準(zhǔn)缺失等系列問 題。目前新型儲能產(chǎn)業(yè)正面臨商業(yè)化發(fā)展初期向規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵時期，需要政策作出 更強有力的支持。自 2010 年《中華人民共和國可再生能源法（修正案）》提出了“電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)發(fā)展和應(yīng)用 儲能技術(shù)”的原則性要求，至此再未從立法層面對儲能作出規(guī)定，相對概括的要求無法 對儲能企業(yè)參與市場活動提供明確的指導(dǎo)和規(guī)范作用。雖然在《電力中長期交易市場規(guī) 則》等政策中明確支持儲能企業(yè)是電力交易市場的獨立主體，但具體的權(quán)利義務(wù)等交易 規(guī)則并未明確，仍體現(xiàn)出明顯的原則性和指導(dǎo)性特征，儲能企業(yè)的獨立市場地位仍未真 正落實，亟需從法律層面給予明確定位，為新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供法律保障。

6.新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干建議

1.盡快將電動汽車作為移動儲能電站納入新型儲能范疇

電動汽車不僅是交通工具，更是移動的儲能工具，截止 2022 年 6 月，中國純電動汽車保 有量已超過 810 萬輛，預(yù)期今年超過 1000 萬輛，電動汽車未來在新型電力系統(tǒng)應(yīng)用場景 豐富，目前技術(shù)上已實現(xiàn)車網(wǎng)雙向的電力充放。推動電動汽車作為移動儲能工具納入新 型儲能范疇，構(gòu)建虛擬電廠參與新型電力系統(tǒng)，為電網(wǎng)提供削峰填谷等服務(wù)，將對保障 電力系統(tǒng)穩(wěn)定性、發(fā)揮電動汽車的儲能價值產(chǎn)生重要意義。未來應(yīng)從政策層面推動電動 汽車電力反哺電網(wǎng)、電力實時結(jié)算等政策瓶頸，實現(xiàn)電動汽車儲能效益。

2.簡化新型儲能項目審批流程

積*鼓勵創(chuàng)新技術(shù)的試點示范。聚焦各類應(yīng)用場景，關(guān)注多元化技術(shù)路線，開展重大科 技創(chuàng)新、不同技術(shù)路線、不同場景和區(qū)域的試點示范，并加強試點示范項目的跟蹤監(jiān)測 與分析評估。對于通過試點示范項目取得預(yù)期成果或經(jīng)*專家組論證通過的重大創(chuàng)新 技術(shù)，從金融、市場等方面給予進一步支持。政策保障試點示范項目順利落地。充分認(rèn)識新型儲能在新型電力系統(tǒng)中的重要地位，將 新型儲能試點示范項目列入國家或地區(qū)重點支持的科研項目計劃，特別是自主創(chuàng)新技術(shù) 或首臺套工程，開辟項目審批綠色通道或特事特辦簡化項目審批流程，鼓勵各地因地制 宜開展新型儲能政策機制改革試點，大膽先行先試。支持新型儲能相關(guān)的先進集成制造 產(chǎn)業(yè)落地，培育和延伸新型儲能上下游產(chǎn)業(yè)，推動全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展。

3.加快建立新型儲能價格機制，探索多元商業(yè)模式

建立和完善新型儲能價格機制。政府主管部門應(yīng)針對新型儲能產(chǎn)業(yè)的客觀發(fā)展階段，對 儲能的購電價格、放電價格、輸配電價格以及結(jié)算方式等方面制定明確的交易電價政策， 補償儲能所產(chǎn)生的經(jīng)濟效益和環(huán)境效益?，F(xiàn)階段以激勵新型儲能技術(shù)及產(chǎn)業(yè)發(fā)展為主， 為未來新型儲能發(fā)展做好政策研究儲備。在經(jīng)濟基礎(chǔ)較好、市場化程度高的地區(qū)，加快 探索實施儲能容量。電費機制。考慮增加新的輔助服務(wù)品種，結(jié)合實際情況探討快速調(diào)頻、爬坡、慣量支撐、 備用等各類輔助服務(wù)品種的設(shè)立。

強化新型儲能獨立市場主體地位?；谛滦蛢δ軐τ陔娏ο到y(tǒng)的容量支撐與調(diào)峰能力， 以及應(yīng)急供電保障和延緩輸變電升級改造需求的能力，支持新型儲能作為獨立市場主體 直接參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)等各類電力市場，使其能夠在各類市場中進行靈 活交易，充分發(fā)揮其靈活性和系統(tǒng)價值。創(chuàng)新商業(yè)模式?；谛滦蛢δ塥毩⑹袌鲋黧w地位，推動發(fā)展規(guī)?；毩δ芎凸蚕韮δ?， 逐步取代新能源發(fā)電項目單獨配套的儲能項目，在條件具備的地區(qū)開展商業(yè)模式創(chuàng)新試 點，結(jié)合不同技術(shù)路線和不同地區(qū)特點，從容量租賃費用、峰谷套利、輔助服務(wù)、容量 電價補償?shù)确矫嫣剿餍滦蛢δ茼椖康内A利模式，積*引導(dǎo)社會資本的投入，推動新型儲 能產(chǎn)業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。管理部門和市場參與者，應(yīng)有足夠的信心和耐心，支持各種商業(yè) 模式探索和發(fā)展。

4.因地制宜發(fā)展新型儲能，分類制定各項標(biāo)準(zhǔn)

因地制宜推動新型儲能良性發(fā)展。各地應(yīng)以實際需求為導(dǎo)向，開展新型儲能產(chǎn)業(yè)頂層設(shè) 計，統(tǒng)籌規(guī)劃新型儲能建設(shè)規(guī)模、建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)和空間布局，避免無效投資和重復(fù)投資，杜 絕因政策與市場不配套引發(fā)的資源浪費和以次充好等惡劣現(xiàn)象，政府主管部門應(yīng)加快新 型儲能項目的監(jiān)管體系建設(shè)，加強對儲能裝置生產(chǎn)、檢測認(rèn)證、建設(shè)安裝和運營的質(zhì)量 監(jiān)督和安全監(jiān)管，*有效投資和行業(yè)的健康發(fā)展。加快新型儲能標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)?；谛滦蛢δ芗夹g(shù)仍普遍處于研發(fā)和示范的現(xiàn)實情況，技 術(shù)標(biāo)準(zhǔn)仍有較大不確定性，應(yīng)首先從安全性、穩(wěn)定性、工作效率、環(huán)境友好性等方面建 立新型儲能的示范建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，并逐步完善各新型儲能技術(shù)路線的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，加快建立以 儲能全生命周期性能表現(xiàn)為核心的標(biāo)準(zhǔn)體系，并隨行業(yè)發(fā)展更新迭代。

5.強化新型儲能法律地位，加快推動《中華人民共和國可再生能源法（修正案）》修訂

推動新型儲能立法保障。重視新型儲能作為新興主體在電力系統(tǒng)中的重要作用，以及新 型儲能缺乏高位階、有效力法律規(guī)范的現(xiàn)實情況，加快推動《中華人民共和國可再生能 源法（修正案）》的修訂，從立法層面明確新型儲能在實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)、能源轉(zhuǎn)型和新 型電力系統(tǒng)中的戰(zhàn)略地位，對新型儲能規(guī)劃建設(shè)、投資運營、調(diào)用消納、價格機制等內(nèi) 容提供法律依據(jù)和保障。持續(xù)完善新型儲能相關(guān)政策。從推動行業(yè)快速發(fā)展和規(guī)范行業(yè)健康發(fā)展的角度，不斷結(jié) 合產(chǎn)業(yè)發(fā)展實際提供政策指導(dǎo)，從市場準(zhǔn)入、審查批復(fù)、市場監(jiān)管、激勵政策等層面對 現(xiàn)有儲能政策進行進一步細化和完善。各省市根據(jù)自身特點，在國家宏觀政策指導(dǎo)下提 出符合自身發(fā)展實際的新型儲能政策并推動落實，引導(dǎo)行業(yè)的良性可持續(xù)發(fā)展。