储能深度：长时储能，百舸争流，谁主沉浮_41页_2mb

长时储能：百舸争流，谁主沉浮？——储能行业深度报告总结

核心内容

长时储能是碳中和时代实现高比例可再生能源并网的关键技术，其核心在于实现能量在时间和空间上的移动，提高电力系统的灵活性和稳定性。随着可再生能源占比的提升，长时储能需求将显著增加，尤其在美国加州等地区，由于可再生能源发电占比超50%，系统在高峰时段需依赖进口电力和储能设备进行调节。当前长时储能技术主要包括机械储能（抽水蓄能、压缩空气储能）、储热（熔盐储热）和化学储能（锂离子电池、钠离子电池、液流电池）三大类。

主要观点

• 长时储能是实现高比例可再生能源并网的必然要求，其推进节奏分为三个阶段：

  • 阶段1（风光发电量约10%）：新型长时储能技术发展的战略窗口期，传统机组和抽水蓄能为主要灵活性资源。
  • 阶段2（风光发电量约20%）：新型储能技术进入产业化降本的决战期，抽水蓄能和传统机组仍为主力。
  • 阶段3（风光发电量约30%）：新型长时储能技术成为灵活性调节的主力，抽水蓄能和传统机组逐步退出。

• 长时储能技术多样，其中抽水蓄能最为成熟、经济性最好；压缩空气储能和液流电池、钠离子电池等具有较大发展潜力，但经济性仍需提升。

• 从全球来看，欧美国家已进入阶段3，而中国目前处于阶段1向阶段2过渡期，未来将加快新型储能技术发展。

关键信息

技术路线与特点

技术经济性分析

• 平准度电成本（LCOE）：在5小时储能配置下，LCOE由低到高分别为抽水蓄能 < 压缩空气储能 < 锂离子电池储能 < 钠离子电池储能 < 液流电池储能。
• 影响因素：初始投资成本、转换效率、循环寿命是衡量LCOE的三大核心指标。
• 敏感性分析：
  • 压缩空气储能若效率提升至70%，有望超越抽水蓄能。
  • 钠离子电池若初始投资成本降至1.3元/Wh，有望超越锂电。
  • 液流电池若初始投资成本降至2元/Wh，有望超越锂电。

投资建议

• 锂电：当前海外长时储能的主要选择，推荐宁德时代、阳光电源；关注比亚迪、国轩高科、亿纬锂能等。
• 压缩空气储能：技术进步加快，关注中储国能（未上市）、陕鼓动力。
• 钠离子电池：锂资源约束下的对冲技术，推荐宁德时代，关注华阳股份、中科海钠（未上市）等。
• 液流电池：关注大连融科（未上市）、攀钢钒钛、河钢股份等。
• 抽水蓄能：关注东方电气、哈尔滨电气、中国电建、浙富控股。
• 熔盐储热：关注西子洁能。

风险分析

• 储能技术成本下降不及预期。
• 政策支持不及预期。
• 新能源装机不及预期。

中国长时储能发展预测

• “十四五”期间：风光发电量占比将从9.5%提升至16.4%。
• 2025年：新型储能装机容量将超过3000万干瓦，抽水蓄能装机规模将超过6200万千瓦。
• 2030年：抽水蓄能装机规模预计达到1.2亿干瓦，新型储能将成为灵活性调节主力。

产业化进展

• 抽水蓄能：截至2021年底，中国抽水蓄能装机规模达36.39GW，占全球28%。
• 压缩空气储能：中储国能已实现100MW/400MWh先进系统并网，效率达70.4%。
• 锂离子电池：2021年占新型储能装机量的89.7%，但锂资源约束显著。
• 钠离子电池：宁德时代已发布产品，商业化进展加快。
• 液流电池：2022年全球最大100MW/400MWh级全钒液流电池储能电站并网。

图表目录（摘要）

• 图1：储能的应用梳理
• 图2：2020年五省区风电容量可信度
• 图3：系统可靠容量供给图
• 图4：波动性可再生能源并网阶段划分
• 图5：加州夏季单日电力供给曲线
• 图6：风电、光伏发电占比越高，储能时长越长
• 图7：加州夏季单日电池储能设备充放电曲线
• 图8：长时储能的推进节奏
• 图9：欧洲各国可再生能源比例目标
• 图10：抽水蓄能电站工作原理
• 图11：抽水蓄能电站开发建设流程
• 图12：抽水蓄能产业链与相关公司情况
• 图13：全国在运抽水蓄能投资企业分布
• 图14：全国在建抽水蓄能投资企业分布
• 图15：中国抽水蓄能装机规模增长
• 图16：压缩空气储能系统工作原理
• 图17：压缩空气储能技术类型
• 图18：中储国能各项目转换效率
• 图19：压缩空气储能产业链梳理
• 图20：2021年中国各储能技术装机规模占比
• 图21：锂资源价格大幅上涨
• 图22：中国锂资源储量仅占全球6%
• 图23：锂离子电池产业链梳理
• 图24：钠离子电池工作原理示意图
• 图25：钠离子电池优势
• 图26：钠离子电池产业链梳理
• 图27：钠离子电池商业化进展加快
• 图28：全钒液流电池工作原理
• 图29：全钒液流电池反应原理
• 图30：铁铬液流电池工作原理
• 图31：液流电池输出功率调节方式
• 图32：液流电池储能容量调节方式
• 图33：液流电池产业链
• 图34：全钒液流电池体系成本结构比例
• 图35：铁铬液流电池商业化进程
• 图36：熔盐储热原理示意图
• 图37：储热技术类型
• 图38：塔式光热发电系统示意图
• 图39：熔盐储热清洁供热系统示意图
• 图40：熔盐储热产业链梳理
• 图41：首航高科敦煌100MW熔盐塔式光热电站
• 图42：成本计算方法示意图

表格目录（摘要）

• 表1：各类发电方式的储能介质
• 表2：加州4h以上的锂电池储能项目
• 表3：全球主要储能市场结构拆分
• 表4：“十四五”可再生能源发展规划测算
• 表5：储能技术路线对比
• 表6：惠州、广州抽水蓄能电站基本情况
• 表7：德国Huntorf电站成本结构拆分
• 表8：国内外压缩空气储能电站对比
• 表9：各类长时储能方式提供功率与贮存能量的装置
• 表10：国内全钒液流项目建设情况
• 表11：50MW德令哈储热7h熔盐电站参数
• 表12：全生命周期成本计算的核心假设
• 表13：5种储能形式的全生命周期度电成本（元/kWh）
• 表14：压缩空气储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析
• 表15：锂电储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析
• 表16：液流电池储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析
• 表17：钠电储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析