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请务必阅读最后一页的免责条款 1 六类储能的发展情况及其经济性评估 核心观点 本报告对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池、铅炭电池等六种储能的发展现状、系统成本、应用前景做了评估。 多种储能路线进入发展快车道。 在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场，风光强制配储政策推动储能 需求 指数增长；海外方面 。 2021年美、欧、澳等国家皆出现爆发性增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽蓄以及锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能路线也进入了发展快车道。 抽水蓄能：巨量项目开工建设。 抽水蓄能是最为成熟的储能技术，具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点 。 我们 测算 在不考虑充电成本的前提下，常规抽水蓄能 电站 LOCE 范围为 0.23- 0.34 元 /kWh，是当前最为经济的储能方式。根据规划 ， 到 2030 年，我国抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右，按照 6 元 /W 测算，投资须达 5400 亿左右 ； 截至目前我国各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机已达 104.3GW，累计投资超 6000 亿。 建议关注核心受益标的中国电建。 锂离子电池储能：正处于超级爆发周期。 根据 GGII统计， 2021年国内储能电池出货量 48GWh，其中电力储能电池出货量 29GWh，同比增长 339%；而根据全球研究机构 EVTank与伊维经济研究院共 2021年全球储能电池出货量66.3GWh，同比增长 132.6%，电力系统储能是主要增量贡献。当前铁锂储能成本较高，但在海外高电价地区已具有较好的经济性。铁锂电池是当前应用最成熟的电化学储能，预计随着成本降低以及循环寿命的提高，经济性将不断提升。建议关注宁德时代、比亚迪、派能科技、德业股份。 压缩空气储能：有望成为抽水蓄能电站的重要补充。 压缩空气储能之 前受制于储能效率较低，电量损耗成本较高，但是随着技术进步，大型电站储能 转化 效率已经上升至 70%-75%，低于抽水蓄能电站， 但 已经具有具备了大规模商业化应用的条件 ， 目前商业化项目正在大规模上马。 我们测算，在初始投资成本 6元 /W，年均循环次数 400次，储能循环效率73%，储能系统寿命为 30年的假设下，压缩空气储能度电成本约为 0.436元/kWh。 而在 初始投资 5-6元 /W， 年循环次数达到 450-600次的情况下，度电成本区间为 0.252-0.413元 /kWh。 压缩空气 度电成本依然要略高于抽水蓄能，但是远低于磷酸铁锂；另外，其投资周期较抽水蓄能短，且单体投资规模限制小；综合看来，压缩空气储能有望成为抽水蓄能在大规模储能方面重要补充。建议关注中储国能（未上市）、杭锅股份 等 企业。 储能行业深度报告 |2022.5.9 市场指数走势（最近 1 年） 风险因素 需求增速不达预期、政策变动风险、产业链竞争格局恶化 ， 技术路线演化超出预期。 研究员：刘杰 执业编号： S0990521100001 电话： 0755-83007043 E-mail： 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 2 钠离子电池 ： 性能优异，被寄予厚望。 决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等，而根据钠离子电池最新研究进展，钠离子在这些方面都表现出了良好的性能。 其 在规模化应用后成本有望低于铁锂电池，可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用。 当前， 钠离子电池产业化进程加速 产业 中，商业化在即 ；其中，中科海钠目前规划了两条一共 2GWh的钠离子电芯的产线，目标是实现今年投产； 宁德时代表示已启动钠离子电池产业化布局， 2023年将形成基本产业链。建议关注中和海纳（未上市）、宁德时代、华阳股份。 全钒液流 电池储能。全钒液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点， 2019年以来我国液流电池储能示范项目正加快建设 。目前成本问题仍是钒电池大规模商业应用面临的最大挑战。 根据我们测 算 ，在电化学储能中， 全钒液流电池 LCOS与铁锂电池接近，但是能量转化效率方面不如锂电池， 且 布置灵活性、温度环境要求较高。行业当前处在由示范阶段转向商业化过程中，预计未来随着技术以及工程进步，成本会有较大的下降空间，能效也有望进一步提高。建议关注大连融科（未上市）、北京普能（未上市）。 铅炭电池储能 。铅碳电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术。铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点，且拥有非常好的充放电性能 ， 延长了电池寿命 ，可以达到 2000次 以上 ，远高于铅酸电池的 300-500次 。 通过测算比较，发现虽然铅炭电池初始投资成本较低，但是由于其放电深度低于其他储能形式，度电成本优势并 不明显。另外如果考虑实际使用中能量损耗成本，铅炭电池因能效相对铁锂电池较低，经济性会处于一定劣势势。新型储能百花齐放的状态下，铅炭电池也将有望通过技术进步实现能效提升以及成本下降。 风险提示 ： 需求增速不达预期、政策变动风险、产业链竞争格局恶化 、技术路线演化超出预期。 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 3 目录 特别说明 . 5 一、多种储能路线进入发展快车道 . 6 1.1 储能政策密集出台 . 6 1.2 多种储能进入发展期 . 8 二、抽水蓄能：巨量项目开工建设 . 10 2.1 抽水蓄能是最为成熟的储能技术 . 11 2.2 成本测算：当前最为经济的储能方式 . 12 2.3 两部制电价托底，巨量项目入场 . 13 三、锂离子电池储能： 正处于超级爆发周期 . 15 3.1 锂电池电池储能介绍 . 15 3.2 电力应用带动，锂电储能需求持续爆发 . 17 3.3 磷酸铁锂电池储能成本分析测算 . 17 四、压缩空气储能：有望成为抽水蓄能电站的重要补充 . 20 4.1 空气压缩储能系统介绍 . 20 4.2 迈过试验示范阶段，商业化项目大规模上马 . 21 4.3 成本分析测算：有望成为抽蓄的重要补充 . 23 五、钠离子储能：性能优异，被寄予厚望 . 25 5.1 钠离子电池性能优异，被寄予厚望 . 25 5.2 钠离子电池产业化进程加速 . 28 5.3 钠离子成本分析：远期可期 . 29 六、全钒液流电池储能 . 31 6.1 发展情况与介绍 . 31 6.2 钒液流电池成本分析 . 32 七、铅炭电池储能 . 34 7.1 发展情况 . 34 7.2 铅炭电池成本分析 . 35 图目录 图 1：储能技术路径分类 . 9 图 2：各种储能技术优缺点对比 . 10 图 3：抽水蓄能电站示意图 . 11 图 4： 2021 年我国各储能技术装机占比 . 12 图 5：我国抽水蓄能装机及规划情况（万千瓦） . 14 图 6：锂离子电池示意图 . 15 图 7：电化学储能上下游示意图 . 16 图 8： 2017-2021 年我国储能电池出货量及增速 . 17 图 9：压缩空气技术发展历程 . 21 图 10：压缩空气储能系统基本 结构 . 21 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 4 图 11：同里 500kW 液态空气储能项目效果图 . 21 图 12：钠离子电池工作原理图 . 26 图 13：钠离子电池的材料成本 优势明显 . 27 图 14：中国科学院物理研究所 /中科海钠钠离子电池研制及示范应用进程 . 28 图 15：宁德时代钠离子电池优势 . 29 图 16：全钒液流电池原理 . 31 图 17：钒液流电堆结构 . 31 图 18：铅炭电池结构图 . 34 表目录 表 1：按应场景划分的储能类型 . 5 表 2： 2021 年储能重磅政策 . 6 表 3： 2021 年各省风光配储政策 . 7 表 4：储能技术在电力行业应用范围 . 8 表 5：抽水蓄能 LCOS 测算核心假设 . 12 表 6：抽水蓄能 LCOS 测算过程 . 13 表 7：抽水蓄能 LCOS 敏感性分析 . 13 表 8：各省抽水蓄能装机及投资 . 14 表 9：不同技术路线电池对比 . 16 表 10： 2021 年部分磷酸铁锂电池储能电站 EPC 招标情况 . 18 表 11：磷酸铁锂电池 LCOS 测算核心假设 . 19 表 12：磷酸铁锂电池 LCOS 测算过程 . 19 表 13：循环寿命假设 . 20 表 14：磷酸铁锂电池 LCOS 敏感性分析 . 20 表 15：海内外部 分压缩空气项目情况 . 22 表 16： 2022 年立项的大型空气压缩储能项目 . 22 表 17： 2022 年立项的大型空气压缩储能项目 . 23 表 18：压缩空气储能系统 LCOS 测算核心假设 . 24 表 19：压缩 空气 LCOS 测算过程 . 24 表 20：压缩空气 LCOS 敏感性分析 . 24 表 21：各种类型储能特点 . 25 表 22：铅酸电池、锂离子电池和钠离子电池性能对比 . 27 表 23：钠离子电池储能系统 LCOS 测算核心假设 . 29 表 24：钠离子电池 LCOS 测算过程 . 30 表 25：钠离子电池 LCOS 敏感性分析 （元 /kWh） . 30 表 26：全钒液流储能技术优势 . 31 表 27：我国今年来规划或建设 的钒液流储能项目 . 32 表 28：全钒液流电池储能系统 LCOS 测算核心假设 . 33 表 29：全钒液流电池 LCOS 测算过程 . 33 表 30：全钒液流电池 LCOS 敏感性分析 （元 /kWh） . 33 表 31：铅炭电池储能系统 LCOS 测算核心假设 . 35 表 32：铅炭电池 LCOS 测算过程 . 36 表 33：铅炭电池 LCOS 敏感性分析 （元 /kWh） . 36 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 5 特别说明 本文对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池、铅炭电池等六种储能的发展现状、 系统成本、应用前景做了评估，由于部分储能类型尚未大面积应用，不同研究个体对其评价方法或有差别。我们在此做出以下特别说明： 特别说明 1： 本文所研究的 多种类型储能的参数综合参考了其各自项目近期投资运行情况以及，基于全寿命周期成本的储能成本分析（傅旭，李富春，杨欣，杨攀峰）、储能的度电成本和里程成本分析（何颖源，陈永翀，刘勇，刘昊，刘丹丹，孙晨宇）、钠离子电池储能技术及经济性分析（张平，康利斌，王明菊，赵广，罗振华 ，唐堃，陆雅翔，胡勇胜）等数十篇文献，在此统一说明 ，后续不单独列示 。 特别说明 2： 在本部分以及后续多种类型储能的度电成本测算中，未考虑充电成本、能量损耗以及输配电相关费用，实际成本可根据具体应用场景进行相应调整计算。 特别说明 3： 关于储能成本评价标准说明如下。 储能技术成本的合理化是行业发展至关重要的因素。目前国国际上通用的储能成本评价指标为基于储能全生命周期建模的储能平准化度电成本 （ LCOS） ，而事实上不同的储能应用场景使用单一的评价标准并不合适，储能设施的利用方式、使用效率不同，对于LOCE测算的结果也不尽相同。例如抽水蓄能电站，初始造价确定，使用寿命可以高达 30-50年，在全生命周期中，电站实际利用小时 30000小时与 70000小时的非充电成本差别可能是倍差的。 按照时长要求的不同，储能的应用场景大致可以分为容量型 （ 4h） 、能量型 （ 约1 2h） 、功率型 （ 30min） 和备用型 （ 15min） 四类。容量型储能场景包括削峰填谷或离网储能等，时储能技术种类较多，包括抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、 储氢储碳以及各类容量型储能电池 （ 例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等 ） 。其他类型具体见下表。 表 1：按应场景划分的储能类型 类型 储能时长 实际应用场景 储能类型 容量型 4h 削峰填谷、离网储能 等 抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢储 碳、钠硫电池、液流电池、铅炭电池等 能量型 1 2h 复合功能，调峰调频和紧急备用等多重功能 磷酸铁锂电池等 功率型 30min 调频等 超导储能、飞轮储能、超级电容器、钛酸锂 电池、三元锂电池 备用型 15min 作为不间断电源提供 紧急电力 铅酸电池、梯级利用电池、飞轮储能 数据来源：英大证券研究所整理 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 6 为了采取一致性评价标准，考虑到储能设施主要通过调频服务和能量充放来实现收益，能量型和备用性型则是二者的负荷利用，我们将储能分容量型以及功率型两种类型进行成本评估。其中， 度电成本 （ LOCE） 的评价适合容量型储能场景 （ 如削峰填谷 ） ，因为可以将其直接与峰谷电价差进行比较，从而判断储能投资是否具有经济效益。 对于功率型储能场景，参照海外以及国内辅助电力调频应用场景，采用里程成本作为功率型储能经济性的评判标准。本文所研究的六种储能主要考虑能量型储能应用。 一、 多种储能路线进入发展快车道 在全球碳中和目标下，清洁能源将逐步替代化石能源，风电、光伏发电将成为清洁能源的绝对主力，装机量持续高增。但是，新能源发电具有不稳定性、随机性、间歇性的问题，对电网频率控制提出了更高的要求，随着新能源发电占比的的提高，整个电力系统的电力电量平衡模式也需要重构。新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要 保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。 1.1 储能政策密集出台 2017-2020年，电网响应能源局、发改委降低弃风弃光率的决策，充分利用电力体系的灵活性资源消纳新能源，使得弃风弃光率下降到 2%。同时电网压力凸显，部分省份开始要求电源侧配置储能。 2021年，多个储能行业的重磅文件公布，储能等迎来历史性发展机遇 。 关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见厘定了抽水蓄能电站的价格机制，使得抽蓄电站具备了商业化条件；关于加快推动新型储能发展的指导意见提出到 2025年，新型储能装 机规模达 3000万千瓦以上。健全“新能源 +储能”项目激励机制。 2021年 8月 9日，发改委出台 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 明确了风光发电保障性规模和市场化规模配储的要求 。 表 2： 2021 年储能重磅政策 日期 部门 文件名称 核心内容 2021.5 发改委 关于进一步完善抽水蓄能 价格形成机制的意见 以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。 2021.7 发改委、 能源局 关于加快推动新型储能发 展的指导意见 到 2025 年，新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上。健全“新能源 +储能”项目激励机制。 2021.7 改革委 关于进一步完善分时电价 机制的通知 上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。 2021.8 发改委、 能源局 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 由电网承担消纳任务的保障性规模（部分省份也要求配一定能比例 的储能，储能配置要求为 10%功率、 2 小时）；市场化部分配置 15%功率、 4 小时的配置（鼓励 20%、 4 小时）的调峰资源。 2021.9 能源局 抽水蓄能中长期发展规划 （ 2021-2035 年） 到 2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。 8 月份公布的规划储备项目单共 551 个计 6.79 亿千瓦 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 7 2022.2 发改委、 能源局 “十四五”新型储能发展实 施方案 推动新型储能技术发展应用，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。 数据来源： 发改委、能源局， 英大证券研究所整理 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 强调了储能重要性，规定了市场化规模要求自行 配置 15%*4小时，保障性规模由电网负责消纳，未对保障性规模内的配储作出具体要求，但是我国绝大多数省份都已经 对 风电、光伏电站 相关储能设施建设要求，多数省份要求强制建设 10%-20%功率，时长 2小时的储能。在强制配储政策的刺激下，我国储能行业需求出现了井喷现象，行业快速壮大。 表 3： 2021 年各省风光配储政策 地区 文件名称 风电、光伏装机规模要求 新型储能配置要求 贵州省 关于下达贵州省 2021 年第一批光伏发电项目开展前期工作计划的通知 2021 年计划总装机规模 21.66GW 集中式光伏项目需配备 10%的储能设施。 关于下达贵州省 2021 年第二批光伏发电项目开展前期工作计划的通知 甘肃省 关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知 2021-2022 年新增 12GW 河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威）最低按电站装机容量的 10%配置，其他地区最低按电站装机容量的 5%配置，储能设施连续储能时长均不低于 2 小时 广东省 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 2021 年保障性并网规模 9GW 四川省 四川省 十四五 光伏、风电资源开发若干指导意见 5 年内规模目标 20GW 河南省 关于 2021 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知 力争 2025 年新增 20GW 左右 I 类区域预计储能总规模 300MW/600MWh; II 类区域预计储能总规模 150MW/300MWh; III 类区域可协商规定消纳规模，要求配置项目20%规模，可正常运行 2 小时的储能设备。 江苏省 江苏省发改委关于做好 2021 年风电和光伏发电项目建设工作的通知 “十四五”期间，风电、光伏将累计新增 30.69GW 以上 陕西省 陕西省新型储能建设方案（暂行）（征求意见稿） 2021 年，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机配套储能 ;新增集中式光伏发电项目，关中、延安市按照 10%、榆林市按照 20%装机容量配套储能设施。 关于开展陕西省 2021 年风电、光伏发电项目开发建设有关工作的通知 2021 年新增保障性并网建设规模为6GW 天津市 2021-2022 年风电、光伏发电项目开发建设和 2021 年保障性并网有关事项的通知 光伏、风电规模共计 7.239GW，新增5.3GW，存量 1.939GW 单体容量超过 5 万千瓦的项目，光伏发电项目承诺储能配比不低于项目装机容量的 10%，风电项目不低于 15%。 关于天津市 2021-2022 年风电、光伏发电项目开发建设方案 安徽省 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 2021 年光伏、风电新增规模为 6GW 山西省 关于做好 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 2021 年 -2022 年新增风电、光伏并网规模 11.2GW 建议项目在安全前提下配置 10%及以上的储能设施 新疆 关于 2021 年风电、光伏发电年度开发建设方案有关事项的通知（征求意见稿） 2021-2022 年新增风电、光伏保障性并网规模 5.26GW 河北省 关于下达河北省 2021 年风电、光伏发电保障性并网项目计划的通知 2021 年风电、光伏发电保障性并网项目计划项目 85 个、总规模12.61GW 保障性并网风电、光伏约 12.6GW。南网、北网保障性并网项目按照 10%、 15%， 2 小时配置储能装置计算，最低需要配置 1.2GW， 2.4GWh 的储能 内蒙古自治区 关于加快推动新型储能发展的实施意见（征求意见稿） 2025 年建成并网新型储能规模达到 500 万千瓦以上。 关于自治区 2021 年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果 2021 年风电光伏项目共 60 个，总规模 10.65GW 风电项目 配置 20%30%*2h 储能 ;光伏项目配置20%30%*2h 储能 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 8 广西壮族自治区 关于 2021 年保障性并网陆上风电和光伏发电项目建设方案的通知 2021 年风电、光伏保障性并网规模10.27GW 2021 年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知 列入 2021 年市场化并网陆上风电和光伏建设方案的项目共 39 个，总规模 6.55GW 风电项目配置 20%*2h 储能 ;光伏项目配置 15%*2h 储能。配胃储能 1.15GW/2.3GWh 湖北省 关于公布 2021 年平价新能源项目的通知 2021 年全省安排新能源项目总容量 12.279GW。 安排集中式（共享式）化学储能电站（不含基地配置的化学储能电站） 37 个、容量2.5GW/5.37GWh。 湖南省 关于加快推动湖南省电化学储能 发展的实施意见 力争到 2023 年建成电化学储能电站 150 万千瓦/300 万千瓦时以上。 山东 省 2021 年全省能源工作指导意见 新能源场站原则上配置不低于 10%储能设施 江苏省 省发改委关于我省 2021 年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知 长江以南功率 8%、时长两小时 ;长江以北功率10%、时长两小时。 辽宁 省 辽宁省发改委发布省风电项目建 设方案 优先支持在辽宁省有一定的调峰调频能力、配套 储能设施 10%以上项目 数据来源： 中关村储能，省发改委 能源局 ， 英大证券研究所整理 1.2 多种储能进入发展期 从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景，除此之外的应用还包括辅助服务、分布式发电与微网等。 从发电侧的角度看， 由于不同的电力来源对电网的不同影响，以及负载端难预测导致的发电和用电的动态不匹配，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括能量时移、容量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网等六类场景。 从输配电侧的角度看， 储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容及无功支持三类，相对于发电侧的应用，输配电侧的应用类型少，同时从效果的角度看更多是替代效应。 从用电侧的角度看， 用电侧是电力使用的终端，用户是电力的消费者和使用者，发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来，转化成用 户的成本，因此电价的高低会影响用户的需求。 表 4：储能技术在电力行业应用范围 应用领域 应用场景 储能的功能或效应 发电领域 辅助动态运行 1.利用储能技术响应速度快的特点，在进行辅助动态运行时提高火电机组的效率，减少碳排放。 2.避免动态运行对机组寿命的损害，减少设备维护和更换设备的费用。 取代或者延缓新建机组 降低或延缓对新建发电机组容量的需求 辅助服务领域 二次调频 1.通过瞬时平衡负荷和发电的差异来调节频率的波动。通过对电网的储能设备进行充放电以控制充放电的速率，来调节频率的波动。 2.减少对火电机组的磨损 电压支持 电力系统一般通过对无功的控制来调整电压。将具有快速反应能力的储能 装置布置在负荷端，根据负荷需求释放或吸收无功功率，以调整电压。 调峰 在用电低谷时储能，在用电高峰时释放电能，实现削峰填谷。 备用容量 备用容量应用于常规发电资源的无法预期的事故。在备用容量应用中，储 能需要保持在线，并时刻准备放电。 输配电领域 无功支持 通过传感器测量线路的实际电压，调整输出的无功功率大小，进而调节整 条线路的电压，使储能设备能够做到动态补偿。 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 9 缓解线路阻塞 储能系统安装在阻塞线路的下游，储能系统在无阻塞时段充电，在高负荷 时段放电从而减少系统对输电容量的需求。 延缓输配电扩容升级 在负荷接近输配电容量的系统内，将储能安装在原本需要升级的输配电设 备下游位置来缓解或者避免扩容。 变电站直流电源 变电站内的储能设备可用于开关原件、通信基站、控制设备的备用电源直 接为直流负荷供电。 用户端 用户分时电价管理 帮助用户实现分时电价管理的手段，在电价较低时给储能系统充电，再高 电价时放电。 容量费用管理 用户在自身用电负荷低的时段对储能设备充电，在需要高负荷时，利用储 能设备放电，从而降低自己的最高负荷，达到减低容量费用的目的。 电能质量 提高供电质量和可靠性。 分布式发电与微网 小型离网储能应用 提供稳定电压和频率，备用电源 商业 /家用储能系统 解决可再生能源发电的间歇性问题，降低用户侧用电成本，提高供电质 量，可靠的备用电源。 大规模可再生能源并网领域 可再生能源电量转移和固化输出 平抑可再生能源发电出力波动，跟踪计划出力，避免弃风，减少线路阻塞，进行电价管理，在电网负荷尖峰时向电网提供功率支持，减少其它电源的调峰压力，减少备用电源预留量。 数据来源：国家电网，英大证券研究 所 从技术原理上讲，储能技术主要分为物理储能、电化学储能和电气储能、热储能和化学储能这几大类。 图 1： 储能技术路径分类 数据来源： 公开资料， 英大证券研究所 物理类储能 的应用形式有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。目前最成熟的大规模储能方式是抽水蓄能，其基本原理是电网低谷时利用过剩电力，将作为液态能量媒体的水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮发电机发电。 电气类储能 的应用形式有超级电容器储能和超导储能。其中，超导储能是利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置，其不仅可以在超导体电感线圈内无损耗地储存电能，还可以通过电力电子换流器与外部系统快速交换有功和无功功率，用于提高电力系统稳定性、改善供电品质。 电化学类储能 主要包括各种二次电池，有铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等。这些电池多数技术上比较成熟，近年来成为关注的重点，并有许多实际应用。 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 10 热储能 有许多不同的技术，如熔融盐储能，其可进一步分为显热储存和潜热储存等。在一个热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒 质中，以后需要时可以转化回电能，也可直接利用而不再转化回电能。 化学类储能 主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。利用待弃掉的风电制氢，通过电解水将水分解为氢气和氧气，从而获得氢。以后可直接用氢作为能量的载体，再将氢与二氧化碳反应成为合成天然气（甲烷），以合成天然气作为另一种二次能量载体。 储能技术被广泛应用于提升电网输出与负荷匹配度，降低电网输出波动，减少电能损耗，以提升能源利用效率。各种储能技术特性存在较为显著的差别，适用范围也有较大的区别，飞轮与超级电容器储能主要应用于工业生产中对电压波动较为敏 感的精密制造与通信、数据中心等行业，抽水蓄能主要应用于大电网的输配电环节，而化学储能则更多运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。 图 2：各种储能技术优缺点对比 数据来源： 能源电力清洁化转型中的储能关键技术探讨，高电压技术， 2020 ，英大证券研究所整理 储能技术种类繁多，特点各异 。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术。 各类储能均具有独特属性，氢储能更适宜季节性调峰；抽蓄、压缩空气储能、燃料电池 、电化学储能等更适合小时级调峰；超级电容等则更适合秒级调频需求。 各类储能技术中，抽水蓄能 是应用最为成熟； 储热技术 也 已处于规模化应用阶段，目前我国火电灵活性改造大部分采取储热技术 ； 锂离子电池 储能开始近两年得到了飞速应用；压缩空气以及液流电池也迎来了商业化应用。 二 、抽水蓄能 ：巨量 项目开工 建设 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 11 2.1 抽水蓄能 是最为成熟的储能技术 抽水蓄能是在我国普遍运用的一种稳定可靠的储能方式，抽水蓄能电站一般由上水库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。在用电低峰期时，可逆式水泵水轮机作为水泵，利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，作为水的势能储存；用电高峰期时则将可逆式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。 图 3： 抽水蓄能电站示意图 数据来源： HydroTasmania，英大证券研究所 抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。 由于抽水蓄能电站运行模式是将能量在电能和水的势能之间转换，其储能容量主要取决于上下水库的高度差和水库容量，由于水的蒸发渗漏现象导致的损失几乎可以忽略不计，抽水蓄能的储能周期得以无限延长，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达 70%-80%。与此同时，建设完成后的抽蓄电站坝体可使用 100年左右，电机设备等预计使用年限在 40-60年左右。 抽水蓄能是最为成熟、现有规模最大的储能技术。 抽水蓄能是世界上最早开始应用的储能技术，我国早在 20世纪 60、 70年代就开始试点开发抽数蓄能电站，并于 80、 90年代先后建成了广州、十三陵等大型抽蓄电站。由于其技术的先进性和成熟性，抽水蓄能在我国得到大规模应用。截至 2021年底，我国储能装机总规模达到 46.1GW，其中抽水蓄能占比 86.3%。 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 12 图 4： 2021 年 我国各储能技术装机占比 数据来源： CNESA，英大证券研究所 2.2 成本测算： 当前最为经济的储能方式 为探究抽水蓄能电站经济性，我们 对 抽水蓄能电站储能度电成本 进行了测算 。 抽水蓄能全 寿命储能度电成本（ LCOS）测算核心假设 : （ 1） 初始投资成本假设： 抽数蓄能电站 初始投资成本 包括建设及购买设备成本等工程投建初期的一次性投入，综合多种文献，抽数蓄能电站初始投资成本在 5.5-7元 /瓦之间。我们假设初始投资成本为 6元 /瓦。 （ 2） 年度运维成本假设： 抽水蓄能 电站 相比其他储能方式所需的维修保养成本更高，每年运维成本在 0.05-0.08元 /W。 我们假设运维成本 为 0.06元 /W。 （ 3） 系统残值率 、系统寿命 假设： 抽水蓄能电站 基建成本占比较高， 基建设施一般寿命 可 达 55年，但是电站在运行过程中因为零件老化等原因需要替换部分零件；一般运营 7300次需要替换一次。我们的测算模型对其进行了一定简化，暂不考虑零部件替换，假设在电站投资为一次性投资，寿命为 30年，残值为 10%，每年运行次数 400次。 （ 4） 其他假设：假设放电深度 100%，储能循环效率 75%。 表 5：抽 水 蓄能 LCOS 测算核心假设 参数 数值 参数 数值 初始投资成本（元 /W） 6 系统功率（ MW） 200 运维成本（元 /W） 0.06 系统容量（ MWh） 1000 系统残值率（ %） 10 放电深度（ %） 100 储能循环效率（ %） 75 年循环次数（次） 400 系统寿命（年） 30 年衰减率（ %） 0.4 贴现率（ %） 6 税率（ %） 25% 数据来源 ：储能的度电成本和里程成本分析（何颖源）等文献 ； 英大证券研究所测算 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 13 根据以上假设测算可得，在初始投资成本 6元 /W，年均循环次数 400次， 储能循环效率 75%，储能系统 寿命为 30年的假设下， 抽水蓄能 储能度电成本约为 0.31元 /kWh。 表 6： 抽 水 蓄能 LCOS 测算过程 年 0 1 2 3 28 29 30 初始投资（百万元） 1200 年折旧（百万元） 36 36 36 36 36 36 折旧所致税费减免（百万元） 9 9 9 9 9 9 年维护成本（百万元） 12 12 12 12 12 12 年电量（ MWh） 300000 298800 297600 267600 266400 265200 贴现系数 1 0.94 0.89 0.84 0.20 0.18 0.17 税费减免现值（百万元） 123.88 8.49 8.01 7.56 1.76 1.66 1.57 维护成本现值（百万元） 165.18 11.32 10.68 10.08 2.35 2.21 2.09 电量现值（ MWh） 3958618.80 283018.87 265930.94 249870.70 52350.63 49165.92 46174.01 储能度电成本 LCOS（元 /kWh） 0.31 数据来源： 知网文献， 英大证券研究所测算 上述 简化模型中，我们对抽水蓄能电站做了较为保守的参数预计，假设寿命为 30年，而实际上抽水蓄能电站基础设施可使用年限将超过 50年，另外对于 200MW/1000MWh的储能电站的实际年充放电次数也可高于 400次 /年。 下面 我们 对 抽水蓄能储能度电成本的 敏感性 分析， 考虑 抽水蓄能电站初始投资成本与项目选址密切相关，后期新建项目选址经济性下降，初始投资成本 可能 将会上升 ，另外电站实际循环次数假定在 300-500次之间 。 我们预计不考虑充电成本的前提下，常规抽水蓄能电站 LOCE范围为 0.23- 0.34元 /kWh。 表 7：抽水蓄能 LCOS 敏感 性 分析 初始投资成本（元 /W） 5.5 6 6.5 7 年循环次数（次） 300 0.39 0.42 0.45 0.48 350 0.33 0.36 0.38 0.41 400 0.29 0.31 0.34 0.36 450 0.26 0.28 0.30 0.32 500 0.23 0.25 0.27 0.29 数据来源： 知网文献， 英大证券研究所测算 2.3 两部制 电价 托底 ，巨量项目入场 两部制电价政策基本形成成本托底。 2021年 5月 7日国家发展改革委下发关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 2021 633号，进一步明确了抽水蓄能两部制电价政策， 即 以竞争性方式形成电量电价 以及 容量电费纳入输配电价回收 机制 ， 容 量电费 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 14 纳入输配电价回收给抽蓄电站的初始建设成本形成托底。 在抽水发电运营方面，在未建立现货市场区域， 抽水蓄能 电站按照 75%燃煤基准价用电，发电时段按基准价上网，而电站能效转化 75%左右， 电站收益成本基本持平。 在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，在当前峰谷电价价差高达 0.6-1元情况，抽水蓄能电站可以获得较好的盈利。 “十四五”以来，我国加快 部署抽水蓄能项目开发建设。 抽水蓄能中长期发展规划（ 2021-2035年） 规定 ： 到 2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200万千瓦以上（按照 6元 /W测算，投资须达 1800亿左右） ； 到 2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2亿千瓦左右。（按照 6元 /W测算，投资须达 5400亿左右） 另外， 2021年 8月份公布的规划储备项目能项目名单共 551个项目，总计 6.79亿千瓦 。 图 5： 我国抽水蓄能装机及规划情况（万千瓦） 数据来源： Wind，发改委， 英大证券研究所 政策驱动下，全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。 2022年 1月以来，已经有 20个省份公布了 2022年省级重点建设项目名单。根据国际能源网统计，截至目前我国各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机已达 104.3GW，累计投资超 6000亿。 表 8：各省抽水蓄能装机及投资 序号 省份 装机（万千瓦） 投资（亿元） 1 广东 3980 2295.8 2 山西 1190 739.33 3 河南 1160 781.32 4 河北 740 448.8 行业 研究报告 请务必阅读最后一页的免责条款 15 5 福建 560 317.45 6 湖南 510 272 7 重庆 500 362.64 8 甘肃 38
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