儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)

1、儲能：新型電力系統(tǒng)關(guān)鍵環(huán)節(jié)

1.1、高比例新能源接入為主要特征的新型電力系統(tǒng)面臨新挑戰(zhàn)

構(gòu)建新型電力系統(tǒng)是實(shí)現(xiàn)“碳中和”的基本路徑?！疤贾泻汀北尘跋拢覈?2030 年非化石能源在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中占比要達(dá)到 25%以上，到 2060 年要實(shí)現(xiàn)碳 中和目標(biāo)，未來能源結(jié)構(gòu)將會形成以電力為主的格局，而電力的生產(chǎn)將向清潔能 源為主切換。所以構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是實(shí)現(xiàn)我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、 達(dá)成“碳中和”目標(biāo)的重要保障和基本路徑。新型電力系統(tǒng)以新能源為主體，智能化為手段，源網(wǎng)荷儲一體化為支撐。新型電 力系統(tǒng)是以新能源為供給主體，以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經(jīng)濟(jì)社 會發(fā)展電力需求為首要目標(biāo)，以堅強(qiáng)智能電網(wǎng)為樞紐平臺，以源網(wǎng)荷儲互動與多 能互補(bǔ)為支撐，具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動基本 特征的電力系統(tǒng)。新型電力系統(tǒng)具有“兩高”特征，即高比例新能源和高比例電力電子化。用新能 源發(fā)電取代火電，用電取代化石能源，實(shí)現(xiàn)電力生產(chǎn)清潔化，以及交通、建筑、 工業(yè)等終端領(lǐng)域電氣化，從而實(shí)現(xiàn)整個能源結(jié)構(gòu)的脫碳。

非化石能源發(fā)電量占比和終端電氣化率到 2060 年均超過 90%。新型電力系統(tǒng)關(guān) 鍵變化在于非化石能源在一次能源消費(fèi)中占比、非化石能源發(fā)電量在總發(fā)電量中 占比、終端電氣化率等。新型電力系統(tǒng)需要大幅提高非化石能源在一次能源消費(fèi) 中的占比，到 2060 年達(dá)到 89%；大幅提高電力在終端能源消費(fèi)比重，2060 年達(dá) 到 91.82%；大幅提高非化石能源發(fā)電量在總發(fā)電量中的比重，到 2060 年達(dá)到 92.73%。高比例新能源接入帶來電力系統(tǒng)新挑戰(zhàn)。將可再生能源作為主要的發(fā)電端將帶來電力系統(tǒng)發(fā)電特征的變化，尤其是風(fēng)光出力與負(fù)荷存在不平衡，棄風(fēng)棄光問題亟 待解決。

新型電力系統(tǒng)面臨新挑戰(zhàn)：1）發(fā)電側(cè)：風(fēng)光發(fā)電占比快速提升。由于風(fēng)光具有波動性和間歇性的特征，隨著 其在電力系統(tǒng)中滲透率的提升，新增風(fēng)光項目存在有序接入難、高效并網(wǎng)難、調(diào) 控消納難等問題。2）用電側(cè)：社會電氣化程度提高，新型用能主體增加，存在更多的尖峰負(fù)荷沖擊， 負(fù)荷不穩(wěn)定性增加。新能源裝機(jī)對消納能力挑戰(zhàn)逐步顯現(xiàn)。截至 2022 年 8 月，國內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)容量占比 13.97%，光伏裝機(jī)容量占比 14.19%，新能源裝機(jī)比例的快速提升對電網(wǎng)消納能力 構(gòu)成了挑戰(zhàn)，加強(qiáng)儲能系統(tǒng)建設(shè)的必要性逐步顯現(xiàn)。

1.2、儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)

儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)不可或缺的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。構(gòu)建新型電力系統(tǒng)需從“源網(wǎng)荷” 轉(zhuǎn)向“源網(wǎng)荷儲”，儲能是能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵環(huán)節(jié)和重要推手，加快儲能產(chǎn)業(yè)的 發(fā)展對構(gòu)建清潔穩(wěn)定的能源供給體系和健康安全的能源消費(fèi)體系至關(guān)重要。

儲能本質(zhì)上是對能量供需不匹配問題的解決，對能源在生產(chǎn)與消費(fèi)上的耦合至關(guān)重要，具有平衡實(shí)時功率、提高電力系統(tǒng)容量系數(shù)、轉(zhuǎn)移能量等功能。1）在電源側(cè)，儲能系統(tǒng)可以改善新能源出力與負(fù)荷在時間和空間上的不平衡性， 減少棄風(fēng)棄光，提高新能源消納能力；2）在電網(wǎng)側(cè)，儲能系統(tǒng)能夠減少對電網(wǎng)擴(kuò)容的需求，降低電網(wǎng)建設(shè)成本，提高電網(wǎng)安全性與穩(wěn)定性；3）在用戶側(cè)，儲能系統(tǒng)能夠帶來峰谷價差套利，減少用電成本，分布式儲能還能 提高用戶自身對電力的控制能力。

2、頂層設(shè)計不斷完善，市場化步伐急速

2.1、解決新型儲能行業(yè)發(fā)展痛點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)儲能可持續(xù)健康發(fā)展

我國新型儲能行業(yè)發(fā)展逐步進(jìn)入商業(yè)化初期階段。我國新型儲能行業(yè)發(fā)展已從前 期的示范應(yīng)用階段逐步進(jìn)入商業(yè)化初期，根據(jù)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指 導(dǎo)意見》的規(guī)劃，到 2025 年我國新型儲能全面進(jìn)入規(guī)?；l(fā)展階段，到 2030 年 實(shí)現(xiàn)全面市場化發(fā)展。要實(shí)現(xiàn)新型儲能發(fā)展目標(biāo)，目前面臨兩大痛點(diǎn)：1）收益模式問題亟待解決。在收益模式上：一方面，收益模式需要解決“成本主 體和獲益主體不一致”的問題。歷史來看，儲能及輔助服務(wù)相關(guān)成本主要由發(fā)電 側(cè)分?jǐn)偅壳巴ㄟ^建立共享儲能商業(yè)模式、將容量電價并入收益范圍等舉措，將 投資主體與獲益主體進(jìn)行統(tǒng)一。另一方面，收益模式還需要解決“收益來源單一” 的問題。隨著分時電價機(jī)制和電力輔助服務(wù)市場機(jī)制不斷完善，儲能收益途徑不 斷拓展，收益來源單一問題有望得到進(jìn)一步緩解。2）成本和安全問題亟待優(yōu)化。一方面，技術(shù)發(fā)展推動現(xiàn)有電池儲能系統(tǒng)受益規(guī)模 化持續(xù)降本將進(jìn)一步有效解決成本問題。另一方面，多種新技術(shù)持續(xù)進(jìn)入實(shí)驗、 試點(diǎn)示范、商業(yè)化運(yùn)行，推動儲能實(shí)現(xiàn)降本增效。

2.2、頂層設(shè)計不斷完善儲能商業(yè)模式

頂層設(shè)計不斷完善儲能商業(yè)模式。2021 年以來，針對儲能行業(yè)商業(yè)模式的制度不 斷優(yōu)化，改善新型儲能發(fā)展的商業(yè)環(huán)境：2021 年 7 月，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確儲 能發(fā)展規(guī)劃，并提出 2025 年 3000 萬千瓦以上規(guī)模計劃；2021 年 12 月，國家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù) 管理辦法》新增了新型儲能為獨(dú)立市場主體，新增轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、調(diào)相等輔助服務(wù)品種，建立用戶參與的分擔(dān)共享機(jī)制，對儲能行業(yè)的發(fā)展形成實(shí)質(zhì)性利 好；2022 年 3 月，國家能源局發(fā)布推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作通知，明確加快建 設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系，以市場化方式促進(jìn)電力資源優(yōu)化配置。

2.3、多管齊下加快新型儲能市場化步伐

多管齊下加快新型儲能市場化步伐。在發(fā)改委、能源局發(fā)布的《“十四五”新型 儲能發(fā)展實(shí)施方案》中明確，要推動新型儲能作為獨(dú)立主體參與電力市場交易， 推廣共享儲能等新型商業(yè)模式，加快落實(shí)儲能電站容量電價機(jī)制、用戶側(cè)尖峰電 價機(jī)制等，切實(shí)推動新型儲能向市場化邁進(jìn)。我國儲能行業(yè)正處于轉(zhuǎn)向市場驅(qū)動 的關(guān)鍵過渡時期，該方案的出臺將極大利好未來五年我國儲能行業(yè)的加速發(fā)展。

3、表前關(guān)注共享獨(dú)立儲能，表后初步具備經(jīng)濟(jì)性

儲能應(yīng)用場景廣泛，可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三大場景七大應(yīng)用方式。

電源側(cè)：（1）風(fēng)光配儲：利用儲能系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)可再生能源發(fā)電的平滑輸出，提升電能質(zhì)量， 提高電力輸出穩(wěn)定性，增加上網(wǎng)電量；（2）火電聯(lián)合調(diào)頻：根據(jù)電網(wǎng)指令，在電網(wǎng)出現(xiàn)頻率波動時，替代原有機(jī)組出力， 響應(yīng)調(diào)頻指令，獲得聯(lián)合調(diào)頻補(bǔ)償。

電網(wǎng)側(cè)：（3）有償調(diào)峰：通過儲能系統(tǒng)充放電實(shí)現(xiàn)調(diào)峰，獲取調(diào)峰補(bǔ)償。減小配電網(wǎng)投資，緩解用電峰值期間的電網(wǎng)負(fù)荷壓力；（4）獨(dú)立調(diào)頻：根據(jù) AGC 指令快速精準(zhǔn)調(diào)頻，平滑電網(wǎng)頻率，提高電網(wǎng)運(yùn)行效 率和安全穩(wěn)定性水平，獲取調(diào)頻補(bǔ)償；（5）其他服務(wù)：電力輔助服務(wù)，黑啟動，調(diào)壓等。

用戶側(cè)：（6）削峰填谷：使用儲能系統(tǒng)在低電價時儲能，高電價時放電，從而在不改變用 戶行為的情況下，幫助用戶節(jié)約用電成本；（7）需量調(diào)節(jié)：不影響正常生產(chǎn)的情況下，通過降低最高用電功率，從而節(jié)省基 本電費(fèi)，獲取節(jié)省的需量電費(fèi)收益。表前應(yīng)用仍是國內(nèi)裝機(jī)主要來源。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，2021 年國內(nèi)新增儲能裝機(jī) 中，41%來自于電源側(cè)儲能，35%來自于電網(wǎng)側(cè)儲能，表前應(yīng)用合計占 2021 年國 內(nèi)儲能裝機(jī)比例達(dá)到 76%。其中將電源側(cè)拆分來看，新能源配儲依舊是電源側(cè)儲 能的下游核心應(yīng)用，2021 年占電源側(cè)裝機(jī)比例超過 70%。

新能源強(qiáng)制配儲為電源側(cè)裝機(jī)發(fā)展提供有力支撐。在發(fā)改委 2021 年 7 月《關(guān)于鼓 勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》中，明確提出 了超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的可再生能源裝機(jī)規(guī)模，按照功率 15%的掛鉤比 例配建調(diào)峰能力。在新能源消納壓力逐步增加的背景下，去年下半年以來各地也 逐步明確了新能源強(qiáng)制配儲的要求。

光伏電站配儲目前仍不具備經(jīng)濟(jì)，共享儲能優(yōu)于自建儲能。假設(shè)光伏電站年利用 小時數(shù) 1300 小時，限電率 5%的情況下，配儲比例 15%，配儲時長 2 小時的情況 下，儲能系統(tǒng)年工作天數(shù) 330 天的情況下，通過自建方式為光伏電站配置儲能盈 利能力降低，IRR 相較不配儲的情況下降 1.32%；如果通過租賃共享儲能的方式 完成電站配儲，在租金 300 元/kw/年的情況下，IRR 為 5.69%，雖然仍舊低于不配 儲的情況，但是相較于自建儲能 IRR 提升 0.28%。

共享儲能具有易于調(diào)度、質(zhì)量可控、收益多元等多重優(yōu)勢。與“1 對 1”的傳統(tǒng)儲能項目相比，“1 對 N”的共享儲能將顯著縮短投資回收周期，提高項目收益率。1） 成本：規(guī)模效應(yīng)下降低配儲建設(shè)成本，節(jié)省日常運(yùn)維成本，促進(jìn)新能源科學(xué)消納；2）收入：“一站多用”參與調(diào)峰調(diào)頻等電力輔助服務(wù)，租金收入疊加補(bǔ)貼收入， IRR 有望達(dá)到 8%以上。未來隨著技術(shù)進(jìn)步疊加規(guī)模效應(yīng)，共享儲能度電成本在 “十五五”期間將接近抽蓄水平，收益前景可觀。目前已公示共享儲能項目總規(guī)模超12GW/24GWh。截至 2021 年底，共有 84 個 共享儲能項目通過備案或公示，主要分布在內(nèi)蒙古等 9 個省份，項目總規(guī)模超 12GW/24GWh。其中湖北省項目數(shù)目最多，共 24 個。同時，共享儲能單個項目規(guī) 模越來越大，配套時長在 2 到 4 小時，目前已有 7 個項目規(guī)模達(dá)到 1GWh，其中 6個位于河北省，1 個位于寧夏省。

多地政策明確提出發(fā)展共享儲能。2021 年寧夏、青海、山東等七省先后在政策中 明確提出建設(shè)發(fā)展共享儲能，義烏市也發(fā)布細(xì)則鼓勵推廣共享儲能商業(yè)模式。

電網(wǎng)側(cè)的儲能主要用于支持可再生能源并網(wǎng)和電力輔助服務(wù)。電力輔助服務(wù)是指 為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，促進(jìn)清潔能源消納，除正常電能 生產(chǎn)、輸送、使用外，由火電、水電、核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電、光熱發(fā)電、抽水 蓄能、自備電廠等發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體，電化學(xué)、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統(tǒng) 高載能工業(yè)負(fù)荷、工商業(yè)可中斷負(fù)荷、電動汽車充電網(wǎng)絡(luò)等能夠響應(yīng)電力調(diào)度指令的可調(diào)節(jié)負(fù)荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務(wù)。電力輔助服務(wù)遵循“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔(dān)”的原則。為電力系統(tǒng)運(yùn) 行整體服務(wù)的電力輔助服務(wù)，補(bǔ)償費(fèi)用由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、市場化電力用戶等并網(wǎng)主體共同分?jǐn)?；為特定發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體或特定電力用戶服務(wù)的電力輔助服務(wù)， 補(bǔ)償費(fèi)用由相關(guān)發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體或相關(guān)電力用戶分?jǐn)偂?/p>

獨(dú)立儲能參與調(diào)峰暫時不具備經(jīng)濟(jì)性。電價市場化改革是未來重要方向，以山東 省 100MW/200MWh 獨(dú)立儲能電站為例，不考慮容量租賃的情況下，假設(shè)儲能系 統(tǒng)循環(huán)壽命 6000 次，年調(diào)用次數(shù) 300 次，EPC 成本參考近期中標(biāo)價格假設(shè)為 2 元/Wh，在峰谷價差為 0.6 元/KWh 的情況下，IRR 僅為 2.32%，獨(dú)立儲能單獨(dú)參 與調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性較差。

獨(dú)立儲能參與調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性的實(shí)現(xiàn)仍需較大優(yōu)化。在 8%的內(nèi)含回報率的要求下，以 目前 0.6 元/KWh 峰谷價差測算，EPC 成本需要降至 1.3 元/Wh 左右時才能具備經(jīng) 濟(jì)性；如果假設(shè) 2 元/Wh 的 EPC 成本不變的話，對應(yīng)峰谷價差超過 0.9 元/KWh 的時候獨(dú)立儲能調(diào)峰也將具備經(jīng)濟(jì)性，目前仍有較大優(yōu)化空間。

容量租賃有助提升收益率。獨(dú)立儲能可以通過將容量租賃給新能源發(fā)電企業(yè)，獲 取穩(wěn)定租金收益來提升自身回報率。在目前 15 萬元/MW 的租賃價格，20%出租 比例的情況下，獨(dú)立儲能電站 IRR 可以提升至 4.80%。

獨(dú)立儲能電站調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)。以山東省 30MW/30MWh 獨(dú)立儲能電站為例，假設(shè)電池壽命 10 年，有效調(diào)頻響應(yīng)持續(xù)時間和間隔時間分別為 3 分鐘和 2 分鐘，調(diào) 頻綜合指標(biāo) K 為 1，里程補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn) 8 元/MW，年運(yùn)行天數(shù) 330 天，參考上半年調(diào)頻電站中標(biāo)價格，假設(shè) EPC 單價 2.3 元/Wh的情況下，獨(dú)立儲能電站調(diào)頻 IRR 可 以達(dá)到 16.81%，經(jīng)濟(jì)性相較于調(diào)峰明顯改善。

用戶側(cè)儲能主要盈利模式：1）需量電費(fèi)管理及動態(tài)增容。大工業(yè)用電實(shí)行兩部制電價，由基本電價、電度電 價和功率因數(shù)調(diào)整電費(fèi)三部分構(gòu)成，基本電價取決于最大需量或變壓器容量。儲 能系統(tǒng)安裝可以降低峰值功率需求，節(jié)約基礎(chǔ)電費(fèi)。儲能系統(tǒng)的應(yīng)用也可以平抑 波谷，避免變壓器增容。

2）需求響應(yīng)。電網(wǎng)通過調(diào)度使用用戶儲能系統(tǒng)，平衡電網(wǎng)需求和負(fù)荷，并給予補(bǔ) 償?shù)哪Ｊ健Ｒ郧捌诎l(fā)布細(xì)則的廣州市為例，補(bǔ)貼費(fèi)用通過有效響應(yīng)電量、補(bǔ)貼標(biāo) 準(zhǔn)和響應(yīng)系數(shù)共同確定。目前需求響應(yīng)在國內(nèi)還處于應(yīng)用早期。

3）電價套利。峰谷套利是用戶側(cè)儲能最基礎(chǔ)的盈利模式，通過電價谷時充電，峰 時放電獲取峰谷電價差收益實(shí)現(xiàn)盈利；對于分布式新能源發(fā)電配儲，可以通過在 發(fā)電系統(tǒng)出力高峰期存儲余電，并在發(fā)電系統(tǒng)出力低谷期放電，平滑出力波動， 實(shí)現(xiàn)用電電價和余電上網(wǎng)電價套利，增加分布式發(fā)電系統(tǒng)收益。電價套利是現(xiàn)階段戶用儲能主流應(yīng)用模式。國內(nèi)用戶側(cè)儲能以工商業(yè)和產(chǎn)業(yè)園為主。2021年國內(nèi)新型儲能中用戶側(cè)儲能占比 達(dá)到 24%，重要性愈發(fā)凸顯，細(xì)分應(yīng)用場景來看，國內(nèi)工商業(yè)和產(chǎn)業(yè)園占據(jù)了絕 對主力，合計占比超過 80%，是用戶側(cè)應(yīng)用的主流用途。

完善分時電價機(jī)制，進(jìn)一步擴(kuò)大峰谷價差。2021 年 7 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于 進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，規(guī)定峰谷電價價差原則上不低于 4:1，尖峰電 價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例不低于 20%。目前我國共有 28 個省份發(fā)布了分時 電價政策，其中其中廣東重慶可達(dá) 0.95 元/kwh。國內(nèi)用戶側(cè)儲能初步具備經(jīng)濟(jì)性。以廣東 20MWh 用戶側(cè)儲能電站為例，假設(shè) EPC 價格為 2 元/Wh，在每天兩充兩放的情況下，全生命周期 IRR 可達(dá) 9.27%，如果 EPC 單價可以降至 1.5 元/Wh，對應(yīng) IRR 可以提升至 16.94%，國內(nèi)用戶側(cè)儲能已 經(jīng)初步具備經(jīng)濟(jì)性。

2022 年以來國內(nèi)儲能迎來跨越式發(fā)展。2022 年初以來，國內(nèi)新增儲能招標(biāo)容量呈 現(xiàn)跨越式發(fā)展局面，下半年以來更是不斷加速頻創(chuàng)新高。受上游原材料，尤其是 鋰電池材料價格上漲的影響，今年以來 EPC 招標(biāo)均價穩(wěn)定在 1.75 元/Wh 以上，設(shè) 備招標(biāo)均價維持在 1.5-1.6 元/Wh，相較于去年年底有所提升。

未來隨著成本持續(xù)下降及商業(yè)模式日益成熟，儲能市場發(fā)展?jié)摿薮?。預(yù)計今年 全球新增裝機(jī)容量將達(dá) 35.5GWh，未來有望持續(xù)保持高增長，預(yù)計 2025 年新增 裝機(jī)約 300GWh，2021-2025 年 CAGR 達(dá) 97.2%。

分地區(qū)來看，中國市場是儲能裝機(jī)貢獻(xiàn)的重要來源。主要在電源側(cè)配套儲能驅(qū)動 下，今年國內(nèi)儲能需求有望達(dá) 10.1GWh，預(yù)計到 2025 年有望超過超 100GWh，國 內(nèi)純干裝機(jī)高速成長。海外除了電源側(cè)配儲發(fā)力外，用戶側(cè)裝機(jī)同樣潛力十足， 其中戶儲及工商業(yè)均有較大增長空間。預(yù)計今年海外儲能需求有望達(dá) 25.4GWh， 2025 年接近 200GWh。

4、成本安全仍需突破，儲能優(yōu)化重在技術(shù)進(jìn)步

4.1、儲能技術(shù)多樣，形式仍待突破

提升儲能的安全性和經(jīng)濟(jì)性，核心方向在于技術(shù)進(jìn)步。儲能技術(shù)主要分為電儲能和熱儲能，電儲能包括物理形式的抽水蓄能、壓縮空氣 儲能、飛輪儲能、超級電容器等，以及化學(xué)形式的氫儲能、電化學(xué)形式的鋰離子 電池、鉛蓄電池、液流電池等。

衡量不同儲能技術(shù)的指標(biāo)主要包括額定功率、響應(yīng)速度等。在不同儲能技術(shù)中， 電化學(xué)儲能響應(yīng)速度快，其中鋰離子電池、鉛酸電池響應(yīng)時間均為 1s-1min。抽水 蓄能響應(yīng)時間較長，但是能夠?qū)崿F(xiàn)大功率存儲。根據(jù)儲能時長的不同要求，儲能 技術(shù)又可以區(qū)分為四種應(yīng)用類型：容量型（≥4h）、能量型（約 1-2h）、功率型（≤ 30min）和備用型（≥15min）。在不同儲能技術(shù)中，電化學(xué)儲能和氫儲能的功率和周期覆蓋范圍最為靈活。電池 儲能功率可以在 1kW-100MW 以上，可存儲周期可達(dá)數(shù)天；氫能及衍生氣體可以 在保證經(jīng)濟(jì)性的條件下實(shí)現(xiàn)大規(guī)模長周期儲能；可存儲氫能規(guī)模在 0.1-1000MW， 可存儲時長為 1 小時到數(shù)周。

綜合成本、響應(yīng)時間、功率靈活性來看，電化學(xué)儲能是目前的優(yōu)質(zhì)儲能技術(shù)選擇。

電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要包括：電池系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng) BMS、儲能變流器 PCS、能 量管理系統(tǒng) EMS 等，成本占比分別為 60%、5%、20%、10%。儲能電池主要以 LFP 電池為主。從儲能技術(shù)類別來看，鋰離子電池具有污染小、 儲能密度高、充放電效率高、響應(yīng)速度快、產(chǎn)業(yè)鏈完整等優(yōu)點(diǎn)，是最近幾年發(fā)展 最快的電化學(xué)儲能技術(shù)。隨著其成本的逐步下降，鋰離子電池的經(jīng)濟(jì)性開始凸顯， 新增電池儲能越來越多采用鋰離子電池，并逐步替代存量鉛蓄電池，在儲能市場 的運(yùn)用更加廣泛。

4.2、降本路徑清晰，產(chǎn)業(yè)鏈待完善

鈉電池與鋰電池結(jié)構(gòu)類似，可借鑒鋰電池產(chǎn)業(yè)化經(jīng)驗。鈉離子電池與鋰離子電池 均屬于可充電電池，都遵循脫嵌式工作原理，主要結(jié)構(gòu)都包括正極、負(fù)極、集流 體、電解液和隔膜。當(dāng)鈉離子電池充電時，鈉離子從正極脫出，經(jīng)過電解液和隔 膜到達(dá)負(fù)極并嵌入，使正極電勢高于負(fù)極，外電路電子從正極進(jìn)入負(fù)極；放電過 程則與之相反。正因為鈉電池在架構(gòu)方面與鋰電池的高度相似，因此二者可以實(shí)現(xiàn)在電池生產(chǎn)設(shè)備、工藝方面的兼容和產(chǎn)線的快速切換。理論能量密度上限低于三元鋰電池，但能量密度區(qū)間與磷酸鐵鋰電池有重疊。鈉 離子電池能量密度為 70-200Wh/kg，與 NCM 三元鋰電池 240-350Wh/kg 范圍無重合，遠(yuǎn)高于鉛酸電池的 30-50Wh/kg；理論上高能量鈉電池和 LFP 鋰電池在同一水平，固態(tài)鈉電池的理論能量密度甚至有望超過 400Wh/kg，但是現(xiàn)階段能夠投入量 產(chǎn)的鈉電池能量密度尚未突破 160Wh/kg 水平。

鈉離子提升能量密度的高確定性長期技術(shù)路徑是“液態(tài)→半固態(tài)→固態(tài)電解質(zhì)”， 液態(tài)電池階段正極材料的技術(shù)突破也為能量密度提供進(jìn)步空間。僅從能量密度的 角度考慮，鈉電池有望首先替代鉛酸和磷酸鐵鋰電池主導(dǎo)的低速電動車、儲能等 市場，短期內(nèi)難以撬動消費(fèi)電子和動力電池領(lǐng)域的市場。

安全性高，高低溫性能優(yōu)異。鈉離子電池在高低溫測試中均顯示出較好的容量保 持率。由于鈉離子電池內(nèi)阻略高導(dǎo)致瞬間發(fā)熱量少，其在過充、過放、短路、針 刺、擠壓等測試中也未出現(xiàn)起火或爆炸，安全性和穩(wěn)定性為鈉電池開拓高寒和運(yùn) 輸相關(guān)市場?？斐鋬?yōu)勢顯著，循環(huán)壽命長?？斐淠芰Ψ矫妫c離子的斯托克斯直徑比鋰離子更 小，相同濃度的電解液離子電導(dǎo)率高出 20%，或者為達(dá)到同樣離子電導(dǎo)率允許使 用更低濃度電解液；鈉離子的溶劑化能比鋰離子更低，具有更好的界面離子擴(kuò)散 能力。循環(huán)壽命方面，鈉電池的理論循環(huán)可達(dá)到 10000 次，現(xiàn)階段在 3000-6000 次 左右，基本相當(dāng)于磷酸鐵鋰電池。

成本節(jié)點(diǎn)已至，能量密度驅(qū)動降本。鈉離子電池的材料成本相比于鋰離子電池有 30-40%的下降空間。根據(jù)中科海鈉提供的數(shù)據(jù)，銅基鈉離子電池的材料成本約為 0.26 元/Wh，低于磷酸鐵鋰電池。鈉離子電池與鋰離子電池的材料成本差異主要 體現(xiàn)在：1）正極銅鐵錳氧化物的成本為磷酸鐵鋰的 1/2 左右；2）煤基碳負(fù)極材料成本不到鋰電池石墨的 1/10；3）鈉電池可使用低濃度電解液降低電解液成本；4）同等容量的鈉電池中鋁箔集流體成本是鋰電池鋁箔+銅箔集流體的 1/3。

電池廠商加速鈉離子電池布局。在鋰資源價格持續(xù)高位背景下，鈉離子電池成本 優(yōu)勢更為凸顯，且鈉離子電池生產(chǎn)過程與鋰電池較為相似，切換難度低，主流電 池廠商都在加速對鈉離子電池的研發(fā)布局。

4.3、釩電池：安全性優(yōu)勢顯著，成本仍待優(yōu)化

全釩液流電池技術(shù)逐漸成熟。釩電池全稱為全釩液流電池，屬于液流電池的一種， 目前技術(shù)已逐漸成熟，憑借其獨(dú)特的安全性和度電成本的優(yōu)勢，被視為在中大型 儲能領(lǐng)域最具應(yīng)用前景的電化學(xué)儲能技術(shù)之一。

1985 年，全釩液流電池首次被新南威爾士大學(xué)提出，并于 1988 年開發(fā)出 1kW 的全釩液流電池堆。2002 年，攀鋼與中南大學(xué)合作釩電池研發(fā)，全釩液流電池在國 內(nèi)開啟了商業(yè)化探索，2006 年中科院大連化學(xué)物理研究所成功研制出 10kW 電堆， 2009 年北京普能收購了加拿大 VRB power system 公司，掌握著全釩液流電池的 核心專利權(quán)。2020 年，大連、北京等地全釩液流電池儲能示范項目相繼開始建設(shè)， 2022 年 5 月，大連 100MW/400MWh 液流電池儲能示范項目成功并網(wǎng)，并將于同 年 8 月正式投入商業(yè)運(yùn)行，這標(biāo)志著釩電池技術(shù)的規(guī)?；呀?jīng)進(jìn)入發(fā)展快車道 。釩電池具有無固態(tài)反應(yīng)、電極物質(zhì)結(jié)構(gòu)形態(tài)不改變的特點(diǎn)。在一定程度上釩電池 和燃料電池原理類似，將電解液分別儲存在兩個分開的反應(yīng)儲罐中， 隨著電解液 的流動而分別進(jìn)入到氧化反應(yīng)儲室和還原反應(yīng)儲室進(jìn)行反應(yīng)，兩個反應(yīng)儲室之間 用隔膜隔開。這種液流儲能電池的能量效率取決于氧化反應(yīng)和還原反應(yīng)之間的電 壓差、活性物質(zhì)的濃度以及不同條件下的極化損失， 因此電解液的性能是整個液 流電池最重要的影響因素。正極電解液由 V(V)和 V(IV)離子溶液組成，負(fù)極電解 液由 V(Ⅱ)和 V(Ⅲ)離子溶液組成。電池充電后，正極物質(zhì)為 V(Ⅴ) 離子溶液，負(fù) 極為 V(Ⅱ)離子溶液；放電后，正、負(fù)極分別為 V(IV)和 V(III)離子溶液，電池內(nèi) 部通過 H+導(dǎo)電。電解液決定容量，電堆決定功率。全釩液流電池儲能容量的大小取決于電解液的 體積和釩離子的濃度，電解液的濃度越高、體積越大，可參與反應(yīng)的釩離子就越 多，可儲存的電能越多。倍率由電堆的電極面積大小決定，電堆電極面積越大， 釩離子和電極的有效接觸面積越大，可通過的電子越多，電流越大，即倍率。

全釩液流電池具備多維度優(yōu)勢：高安全：全釩液流電池的釩離子存在硫酸水溶液中，而鋰電池的電解液為易燃的 有機(jī)溶劑，釩電池發(fā)生過熱、爆炸的可能性較低。雖然長時間運(yùn)行可能導(dǎo)致離子 傳導(dǎo)膜發(fā)生破裂，正負(fù)極活性物質(zhì)發(fā)生互混，也不會引起短路導(dǎo)致熱失控出現(xiàn)。系統(tǒng)運(yùn)行過程中，電解液通過泵在電堆和電解液儲罐之間循環(huán)流動，電堆產(chǎn)生的 熱量可以通過電解液循環(huán)有效地排出。全釩液流電池液態(tài)均勻分布的特性使單體電池間一致性好，消除了因為電池一致性差導(dǎo)致的系統(tǒng)安全性問題。易擴(kuò)展：功率和容量模塊相互獨(dú)立。全釩液流電池的功率由電堆中的電極規(guī)格和 數(shù)量決定，容量由電解液的濃度和體積決定。因此，功率的擴(kuò)容可通過增大電堆 中電極的數(shù)量和增大電堆面積實(shí)現(xiàn)，容量的提高可通過增加電解液體積實(shí)現(xiàn)。功 率和容量相互獨(dú)立，使得設(shè)計更加靈活。

使用壽命長：全釩液流電池充放電過程中。釩離子僅發(fā)生價態(tài)變化，不與電極或 其他材料發(fā)生固相反應(yīng)，100%的深度放電對電池壽命沒有影響。靜止?fàn)顟B(tài)下，正 負(fù)極電解液分別儲存在儲液罐中，不會出現(xiàn)自放電。釩液電池的充放電循環(huán)壽命 可達(dá) 13000 次以上，日歷壽命超過 15 年。日本住友電工制造的 25 kW 的全釩液 流電池模塊在實(shí)驗室中運(yùn)行，充放電循環(huán)次數(shù)超過 16000 次。電解液易回收，環(huán)保&經(jīng)濟(jì)性好：全釩液流電池電解液中僅發(fā)生價態(tài)變化，無其 他副反應(yīng)，長期使用后仍保持活性，可循環(huán)回收和再生利用。電解液回收可帶來 經(jīng)濟(jì)效應(yīng)，大幅降低電解液成本。低成本：長時儲能全生命周期的成本優(yōu)于鋰電池。

全釩液流電池的缺點(diǎn)：初次安裝成本高。由于尚未規(guī)?；逃茫?且受制于設(shè)備、產(chǎn)能以及高額的前期投 入，目前液流電池成本仍舊偏高，安裝成本較高意味著全釩液流電池初期投資較 大，這在一定程度上限制了其產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。另外，正常使用情況下，每隔兩個月 就要由專業(yè)人士進(jìn)行一次維護(hù)，高頻次的維護(hù)使其難以在用戶側(cè)廣泛應(yīng)用。釩電 池仍面臨巨大的價格壓力。隨著政策推進(jìn)，釩電池形成規(guī)模化、集群化產(chǎn)業(yè)后， 電池成本有望進(jìn)一步下降。低能量密度和低效率。目前全釩液流電池的能量密度僅有 20~50Wh/kg，不足磷酸 鐵鋰電池的 1/3。釩電池需要用泵來維持電解液在電堆中流動，能耗較大，能量轉(zhuǎn) 化效率最高為 85％，低于鋰電池的 90％。工作溫度區(qū)間較窄。全釩液流電池理想的工作環(huán)境為 5~45℃，超出此范圍需要熱 管理系統(tǒng)加熱或冷卻。一旦高于這個溫度，正極溶液中就將析出沉淀物堵塞流道， 使其報廢。同時，溫度不能低于電解液的冰點(diǎn)，溫度過低會導(dǎo)致電解液凝固，而 溫度過高則會導(dǎo)致溶液中的 V5+形成 V2O5 析出，從而堵塞電解液通道，導(dǎo)致電 池報廢。

5.重點(diǎn)公司分析

5.1、天能股份：鉛酸龍頭盈利修復(fù)，鋰電儲能放量在即

鉛酸業(yè)務(wù)保持穩(wěn)健增長。公司鉛酸電池業(yè)務(wù)下游需求集中在輕型動力領(lǐng)域，在各地新國標(biāo)過渡期逐步到期的背景下，我們預(yù)計國內(nèi)兩輪車需求將繼續(xù)保持穩(wěn)健， 公司作為國內(nèi)鉛酸電池龍頭地位穩(wěn)固，今年以來通過調(diào)整計價模式盈利能力顯著 修復(fù)，鉛酸電池作為公司現(xiàn)階段的主導(dǎo)業(yè)務(wù)仍將貢獻(xiàn)穩(wěn)定的利潤和現(xiàn)金流。

以儲能業(yè)務(wù)為支點(diǎn)，公司鋰電業(yè)務(wù)加速成長。電動輕型車市場上，公司依托前期 鉛酸電池業(yè)務(wù)優(yōu)勢，拓展共享、換電新業(yè)務(wù)，提升市場份額，并以低速四輪業(yè)務(wù)為抓手，進(jìn)入 A00 級市場。儲能業(yè)務(wù)上，公司穩(wěn)步推進(jìn)與華能、大唐的合作，拓 展儲能電站、光伏項目；海外通過與帥福得深化合作，積極拓展海外儲能市場。此外，利用公司鋰電產(chǎn)品，公司積極拓展工業(yè)動力市場加快與下游廠商杭叉、合 力、諾力等合作，同步進(jìn)入工程機(jī)械、重卡、船舶等應(yīng)用領(lǐng)域。2021 年底公司鋰 電產(chǎn)能 3GWh，預(yù)計今年年底 7Gwh、2023 年底達(dá)到 14GWh，2025 年公司產(chǎn)能將 達(dá)到 30GWh 左右，鋰電業(yè)務(wù)迎來加速成長。

5.2、南都電源：聚焦儲能再出發(fā)

儲能老兵聚焦儲能再出發(fā)，剝離部分鉛酸業(yè)務(wù)。南都電源 1994 年從工業(yè)儲能起 家，下游客戶主要是運(yùn)營商、數(shù)據(jù)中心，上市前在通信后備電池市場國內(nèi)市占率 第三，海外市占率在國內(nèi)企業(yè)中排名第一。公司現(xiàn)階段主要發(fā)展儲能業(yè)務(wù)， 2021 年底公司陸續(xù)出售鉛酸股權(quán)，逐漸減少鉛酸業(yè)務(wù)占比。未來幾年公司鋰電池產(chǎn)能將持續(xù)擴(kuò)大。2021 年公司已有鋰電池建成產(chǎn)能 5.2GWh 和鉛電池產(chǎn)能 15.8GWh，剝離二輪車業(yè)務(wù)后鉛電池有效產(chǎn)能還有 4.5GWh。根據(jù) 公司披露的在建工程及工程進(jìn)度，2022 年公司鋰電池產(chǎn)能將擴(kuò)大到 10.2GWh， 2023 年將進(jìn)一步擴(kuò)大到 13.2GWh，有利于公司大力發(fā)展鋰電產(chǎn)品。

鋰回收業(yè)務(wù)產(chǎn)能釋放，一體化布局增厚盈利空間。公司年處理 2.5 萬噸廢舊鋰離 子電池回收項目目前已建成并投入生產(chǎn)，完成鋰電全產(chǎn)業(yè)鏈閉環(huán)與升級，保證原 材料供應(yīng)同時預(yù)計可有效增厚公司利潤空間。

5.3、派能科技：

海外家儲市場進(jìn)入壁壘高，客戶粘性強(qiáng)。公司多年深耕海外家儲市場，渠道 優(yōu)勢突出，公司海外家用儲能業(yè)務(wù)遍布?xì)W洲、美洲、亞洲和非洲等地。公司是歐 洲第一大儲能系統(tǒng)集成商 Sonnen、英國最大光伏產(chǎn)品提供商 Segen、意大利領(lǐng)先的儲能系統(tǒng)供應(yīng)商 ENERGY SRL 等的核心上游供應(yīng)商，依托穩(wěn)定客戶結(jié)構(gòu)，伴隨 海外儲能市場高速發(fā)展，公司儲能產(chǎn)品快速放量。公司產(chǎn)能建設(shè)加速。公司 21 年底建成 3GWh 電芯產(chǎn)能和 3.5GWh，揚(yáng)州派能 在建 4GW 電芯+3GWh 儲能系統(tǒng)，黃石派能在建 2GWh 儲能系統(tǒng)產(chǎn)能，公司計劃 定增募資不超過 50 億元，用于公司 10GWh 鋰電池研發(fā)制造基地項目、公司總部， 10GWh 項目計劃分二期建設(shè)，每期建設(shè) 5GWh 電芯和系統(tǒng)組裝生產(chǎn)線及相關(guān)配套設(shè)施，助力公司產(chǎn)能保持高增長。

審核編輯：郭婷