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1分析师：尹沿技（SAC执业证书号S0010520020001）2023年8月6日长时储能千帆竞，借海扬帆奋者先证券研究报告2主要观点 长时储能需求旺盛，具备多种优势。长时储能一般定义为持续放电时间4小时以上的储能技术。长时储能的应用有效提高风光发电消纳能力；兼顾储能系统快速响应特点与长期输出能力，提高电网的灵活性；能够更好地实现电力平移，提高电力峰谷套利能力。2022年全球/中国已投运电力储能项目累计装机规模237.2/59.8GW，以锂电储能为主的新型储能装机增长迅速。长时储能技术种类丰富，可以分为机械储能、电化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气、抽水储能、重力储能；电化学储能根据材料不同分为锂离子电池、钠离子电池、铅蓄（碳）电池和液流电池储能；热储能主要为熔盐储能。其中，抽水储能和锂离子电池储能发展较为领先。抽水储能经济性最高，降本仍是未来长时储能发展的主要驱动力。抽水储能技术发展成熟，度电成本低至0.21-0.25元/kWh，显著低于其他储能技术。受制于建设周期长、地理限制因素大，抽水储能电站发展较为局限。新型长时储能技术具备发展空间，锂离子电池、液流电池、重力储能、铅碳电池、压缩空气储能成本仅次于抽水储能，度电成本约为0.44元/kWh、0.49元/kWh、0.5元/kWh、0.56元/kWh、0.63元/kWh。钠离子电池储能、熔盐储能、氢储能度电成本偏高，约为0.84元/kWh、0.89元/kWh、1元/kWh，成本优势尚不明显。新型长时储能经济性改善取决于设备与材料成本的降低。机械储能寿命较长，为30年左右，因此储能度电成本较低。压缩空气储能所使用设备较为成熟，未来有望通过提升系统转化效率降低度电成本；重力储能技术尚未达到普遍商业化的水平，成本的下降依赖于技术突破。熔盐储能主要应用于光热发电、余热收集和火电厂改造等有限领域。电化学储能的设备协调能力较强，因此有较大的耦合潜力，其中锂离子电池、液流电池和铅碳电池经济性较突出，材料成本的下降以及转化效率的提升决定了成本下降空间。氢储能具有广阔前景，目前由于制、储端成本高昂暂不具备经济性。投资建议：未来随着长时储能装机需求持续增长，中上游储能设备制造与系统集成相关企业有望受益。抽水储能建议重点关注浙富控股与南网储能；熔盐储能建议关注西子洁能与东方电气；重力储能建议关注中国天楹；压缩空气储能建议关注开山股份与陕鼓动力；电化学储能建议关注宁德时代、比亚迪、阳光电源、上海电气(液流电池）与圣泉集团（钠离子电池）；氢储能建议关注亚普股份与京城股份。风险提示：全球储能装机未及预期、储能成本波动风险、长时储能技术商业化推进滞后风险、政策推进不及预期风险、行业竞争加剧风险。YWFUwPrMtQnMtNtQtOrOrQbRdN6MmOnNsQpMlOpPvNfQoOrO9PmNsPuOtRrOvPnPnN3关注标的公司股价 归母净利润（亿元）利润增速 PE2023/8/6 2022 2023E 2024E 2022 2023E 2024E 2022 2023E 2024E浙富控股 4.28 14.67 18.33 20.95-36.53%24.95%14.29%14.32 12.22 10.69 南网储能 11.17 16.63 17.48 19.21 33.25%5.17%9.88%27.72 20.38 18.55 西子洁能 14.84 2.04 3.39 5.46-51.50%66.29%60.91%52.51 32.73 20.34 东方电气 18.68 28.55 38.38 51.15 24.71%34.46%33.26%22.97 15.18 11.39 中国天楹 5.57 1.23 7.55 7.59-83.06%511.62%0.50%103.62 19.79 18.26 开山股份 14.45 4.09 6.04 8.39 34.58%47.68%38.94%36.47 23.91 17.21陕鼓动力 8.78 9.68 11.33 13.95 12.96%17.03%23.06%20.45 13.43 10.91 宁德时代 239.14 307.29 461.94 621.44 92.89%50.33%34.53%23.38 17.39 13.5 比亚迪 268.23 166.22 268.61 376.58 445.86%61.59%40.20%45 29.02 20.69 阳光电源 106.37 35.93 70.55 94.20 127.04%96.33%33.53%46.21 23.31 17.46 上海电气 4.8-35.66 25.36 32.22 64.29%171.11%27.05%29.37 23.11 18.45圣泉集团 23.21 7.03 9.44 11.81 2.30%34.27%25.00%23.81 19.23 15.38 京城股份 12.44 18.30 178.61%409.76 亚普股份 15.15 资料来源：iFind机构一致预测，华安证券研究所4目录1长 时 储 能 定 义 及 功 能23长 时 储 能 发 展 现 状 一 览4标 的 公 司长 时 储 能 主 要 技 术 分 类 及 市 场 分 析5长时储能定义及标准资料来源：索比储能网，华安证券研究所整理 定义：长时储能是在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。根据充放电时长长短，一般将储能分为短时储能和长时储能两大类。长时储能具备为电力系统提供稳定的电力支持，同时提高系统的可靠性和灵活性的能力。目前，国内外对于长时储能的充放电时长暂未达成统一标准。1）国外：2021年美国桑迪亚国家实验室发布长时储能简报，把长时储能定义为持续放电时间不低于4小时的储能技术。同年，美国能源部发布相关报告，将其定义为额定功率下至少持续运行（放电）10小时的储能系统。2）国内：为了区分大规模建设的2小时储能系统，一般把长时储能定义为4小时以上的储能技术。资料来源：华安证券研究所整理飞 轮 储 能超 导 电 磁 储 能超 级 电 容 器 4 小 时短时储能 长时储能 4 小 时压 缩 空 气 储 能氢 储 能熔 盐 储 能重 力 储 能抽 水 储 能电 化 学 储 能6资料来源：Long-Duration Electricity Storage Applications,Economics,and Technologies，华安证券研究所整理 可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。美国加州独立系统运营商（CAISO）评估加州的电力生产和需求时发现，随着光伏装机容量的逐年上升，一日净负荷的弯曲程度越明显，净负荷的大幅波动会损害电网基础设施。因此随着可再生能源的渗透率逐年上升，对平衡电力系统的负荷要求增加，而长时储能可在更长时间维度上调节新能源发电波动，避免电网拥堵，增加清洁能源消纳能力。根据Long-Duration Electricity Storage Applications,Economics,and Technologies，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10h以上。长时储能优势（一）：提升新能源消纳能力资料来源：北极星太阳能光伏网，中国电力企业联合会，华安证券研究所整理0.610.770.971.311.471.641.842.092.823.283.650.030.160.250.430.761.301.742.042.533.073.930.001.002.003.004.005.006.007.008.002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022风电 太阳能发电图表：风光发电占比与长时储能需求关系 图表：2012-2022年中国风光发电装机规模（单位：亿千瓦）7 新能源发展动能强劲，长时储能需求空间大。根据全球能源互联网发展合作组织预测，预计到2030年，风光发电渗透率将接近50%。又根据麦肯锡数据，长时储能于2025年起开始大规模增长。2030年起全球可再生能源渗透率将升至约60%-70%，长时储能累计装机量将达到150-400GW(对应储能容量5-10TWh)，累计投资规模将达到2000-5000亿美元。到2040年，长时储能累计装机量将加速达到1.5-2.5TW(对应储能容量85-140TWh)，是目前全球储能系统装机量的8-15倍，累计投资额将达到1.5-3万亿美元。目前全球电力行业正处于从化石能源向可再生能源的能源转型关键阶段，火电厂将逐步退出历史舞台，预计发电量占比降至10%以下，“长时储能+大型风光项目”将替代化石能源成为基础负载发电厂。资料来源：麦肯锡，华安证券研究所整理30150825150040400145025000500100015002000250030002025 2030 2035 2040长时储能累计装机量（G W，保守）长时储能累计装机量（G W，乐观）图表：2025-2040年全球长时储能累计装机量（GW）资料来源：全球能源互联网发展合作组织，华安证券研究所整理24.1%37.2%48.0%75.4%78.7%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%01020304050607080902020 2025E 2030E 2050E 2060E风电 光伏 水电煤电 气电 核电生物质及其他 燃氢机组 风光发电占比图表：2020-2060年我国电源装机总量及结构（亿KW）长时储能优势（一）：提升新能源消纳能力8长时储能优势（二）：为电网提供灵活性资料来源：电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议，华安证券研究所整理 长时储能有具备调频优势。随着新能源比例的逐步提升，用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统净负荷波动加剧。传统火电机组因爬坡约束和机组启停限制难以快速并长期跟踪负荷需求，而长时储能兼顾储能系统快速响应特点及长期输出能力有望成为调频主力。储能系统灵活性在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异，因此一般需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上规划电力系统结构。一般，短时储能侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题；长时储能侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。且长时储能技术也具备短时储能的功能；反之则不成立。因此长时储能的提供灵活性的综合性能更优。类型 短时储能 长时储能灵活性作用扰动发生后将电网频率稳定在可控区间，应对瞬时波动削峰填谷，平衡日内调峰需求，优化运行应对缓慢但变化幅度大的可预见性电力需求变化，保障灵活性充裕度跨越时间尺度 秒级-分钟级 小时级、日内或多日 周、月及季度持续作用时长 数秒-数分钟 数小时 数分钟-数日资源类型 运行范围（%）爬坡速率（Pn/min）启停时间（h）煤电（已改造）30-100 3-6%4-5燃煤热电（已改造）50-100 3-6%4-5气电 20-100 8%2水电 0-100 20%1核电 30-100 2.5-5%/抽水蓄能-200 10-50%0.1电化学储能-200 100%0.1绿氢/资料来源：电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议，华安证券研究所整理图表：不同发电系统的性能对比图表：储能时长和功能的耦合关系9资料来源：CNESA，中国储能网，ESPlaza长时储能网讯，中国储能网讯，华安证券研究所整理 容量型（4小时）需求与日俱增。根据不同储能时长的需求，储能的应用场景可以分为容量型、能量型、功率型和备用型四类。新型储能技术的规模化发展将从备用型和功率型应用逐步扩展至能量型和容量型的应用。目前新能源侧配置储能系统通常以功率型或能量型为主，主要起到平滑功率波动的作用。随着新能源装机容量和发电比例的提升，对储能时长的要求越来越高，容量型储能的需求日益增长。容量型储能应急复原能力强。极端天气事件越来越多，长时储能可以提高当地和区域电力供应的复原力，同时自然灾害和能源供应紧张频繁会导致电价上涨和电网运营成本增加，长时储能保障电力供应可降低社会用电成本。例如，西北地区在2020年冬季的一次冷空气间歇期中，风电低出力达到120小时，长时储能应对能源危机的必要性显现。分类 储能时长 作用 应用场景 说明容量型 4小时 削峰填谷应用于削峰填谷或离网储能等容量型储能场景利用长时储能技术可以减小峰谷差，提升电力系统效率和设备利用率，降低新发电机组和输电线路的建设需求能量型 约1-2小时 临时顶峰输出应用于辅助AGC调频或平滑间歇性电源功率波动等功率型储能场景要求储能系统可以瞬时吸收或释放能量，提供快速的功率支撑。功率型 30分钟 平滑功率波动，调频介于容量型和功率型储能之间，一般应用于复合储能场景要求储能系统能够提供调峰调频和紧急备用等多重功能，例如独立储能电站或电网侧储能。备用型 15分钟 离网黑启动应用于数据中心和通讯基站等备用电源场景在电网突然断电或电压跌落时，储能系统作为不间断电源提供紧急电力长时储能优势（二）：为电网提供灵活性图表：不同应用场景下的储能系统分类对比1 0 峰谷套利是工商业储能的一大盈利模式。在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电；在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。根据现行的各省区的峰谷电价机制，峰时持续时间基本超过4小时。例如上海大工业两部制夏季（7-9月）高峰时段为8：00-15：00及18：00-21：00，其中7-8月的12：00-14：00为尖峰时段。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。长时储能优势（三）：峰谷套利空间更大资料来源：光伏能源圈，光伏盒子，各省发改委，华安证券研究所整理0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:000:00北京 上海 四川 广东 江苏峰 时平 时谷 时资料来源：北极星储能网，华安证券研究所整理图表：电力系统的峰谷套利 图表：国内部分省区峰谷电价时段1 1目录1长 时 储 能 发 展 为 大 势 所 趋23长 时 储 能 发 展 现 状 一 览4标 的 公 司长 时 储 能 主 要 技 术 分 类 及 市 场 分 析1 2长时储能是市场主力，储能规模快速增长资料来源：CNESA，华安证券研究所图表：2022年中国电力储能项目累计装机占比（%）长时储能是储能市场主力军。根据储能产业研究白皮书2023，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中，抽水蓄能累计装机同比下滑6.8%，占总装机规模下降至79.3%。中国已投运电力储能项目累计装机规模59.4GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%，抽水蓄能累计装机占比77.1%。以抽水蓄能、熔融盐储热、锂电储能为代表的长时储能技术占据主导地位。中国储能规模持续增长。2022年中国电力储能累计装机规模达59.4GW，相较于2018年增长51.1%，预计2025年装机规模将达到64.06GW，总体保持稳定增长态势。31.332.435.646.159.464.060102030405060702018 2019 2020 2021 2022 2025E图表：2018-2022年中国电力储能规模（单位：GW）资料来源：前瞻产业研究院，北极星储能网，储能产业研究白皮书，搜狐网，华安证券研究所1 3发展历程：循序渐进，正逐步向产业化降本过渡资料来源：华安证券研究所整理以我国为例，将风光发电量作为划分点，长时储能发展主要分为三个阶段。（1）2021年以前：即长时储能技术发展的战略窗口期。该阶段的储能主力仍为原有的存量机组，而抽水储能等项目还在规划建设中，此时长时储能出现，弥补主流技术的不足；（2）2025-2030年：即长时储能技术产业化的降本时期。该阶段除了已经稳定使用的存量机组以外，还逐步投入运营大量的抽水蓄能，同时对未来的新型储能时长也提出了更高要求；（3）2030年以后：传统储能方式受限，不再符合新型电力系统的要求，长时储能等新技术将替代传统储能方式成为时代主流。1 4海外现状：政府注入资金支持，开发商踊跃投资资料来源：麦肯锡，华安证券研究所整理 国外加码长时储能政策支持，全球长时储能市场火热。例如：1）美国能源部从2018年起就不断地投入资金，支持长时储能的技术研发，其目标是在2030年把储能成本降低到5美分/度电以内；加州作为长时储能最活跃地区之一，在2020年就发出了标书采购50MW/4GWh的8小时长时储能系统，在2022年到2023年预算中计划提供3.8亿美元进一步支持长时储能部署。2）英国政府为24个不同技术类型的长时储能技术提供了6800万英镑的竞争性融资资金支持，并于2021年初启动了总投资1亿美元的长时储能示范竞赛；欧洲投资银行管理的欧盟创新基金项目发展援助(PDA)从15个被定义为大规模清洁能源项目中选择了重力储能和热储两个长时储能项目进行支持，每个项目投资超过750万欧元。全球长时储能开发商投资活动活跃。麦肯锡统计，2021年全球长时储能开发商投资总额为9.1亿美元，相较于2018年增长153%，呈爆炸式增长。项目系统持续时间（h）装机规模（MW）投运时间AES（Alamitos BESS II）4 82 2023 年8 月Calpine(Santa Ana III)4 40 2023 年8 月LS Power(Gateway)4 75 2023 年8 月Tenaska/Falcon Energy(Condor)4 200 2024 年6 月Tenaska/Falcon Energy(Peregrine)4 100 2024 年6 月合 计 497 资料来源：CPUC，中关村储能产业技术联盟，华安证券研究所整理图表：2022年美国加州批复500MW/1988MWh4小时电池储能项目9801302603609100200400600800100012002018年之前 2018 2019 2020 2021图表：长时储能主要开发商投资金额（百万美元）1 5国内现状：政策支持，确立长期发展趋势资料来源：各级政府官方网站，华安证券研究所整理 国内中国政府已出台多项相关政策和法规以促进长时储能技术的发展。在针对新能源消纳和系统调峰问题，我国将推动大容量、中长时间尺度储能技术示范，同时部署了全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别长时储能技术的研发攻关。国家科技部发布的“十四五”国家的重点研发计划提出为代表各种长时间储能多种储能技术提供了研发的资金支持，重点包括超长时间尺度储能技术3项：100MW级先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术；中长时间尺度储能技术4项：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百兆瓦时级钠离子电池储能技术。发布时间 发布单位 政策名称 具体内容2021年7月国家发展改革委员、国家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为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。2021年11月 山东枣庄能源局 枣庄市分布式光伏建设规范（试行）综合考虑开发规模、负荷特性、光伏利用率等因素，按照装机容量15%30%、时长24小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施。2021年12月 辽宁省发改委 辽宁省全省风电建设规模增补方案征求意见 鼓励配套建设不少于风电装机规模15%（时长4小时以上）的新型储能设施。2021年12月 内蒙古自治区人民政府办公厅 关于加快推动新型储能发展的实施意见新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上；独立共享式新型储能电站应集中建设，电站功率原则上不低于5万千瓦，时长不低于4小时。2021年12月 河北省发改委 关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知冀北电网区域围场、丰宁两县坝上地区所有风电、光伏发电项目按照20%、4小时，其他区域按照15%、4小时配置储能装置；河北南网区域所有光伏发电项目按照10%、4小时配置储能装置（或20%、2小时）配置储能装置。2022年1月 上海市发展改革委 关于公布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知承诺按照本市能源主管部门要求的建设时序建设电化学等储能装置，且配置比例不低于20%、时长4小时以上。2022年3月 新疆维吾尔自治区发展改革委 服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9：1规模配建。2022年10月 福建省发展和改革委员会 关于组织开展2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知各试点项目应于2023年底前全部建成投产，同时按承诺同步配套建成投产不小于项目规模10%（时长不低于2小时）的电化学储能设施。储能设施未按要求与试点项目同步建成投产的，配建要求提高至不小于项目规模15%（时长不低于4小时）。1 6目录1长 时 储 能 发 展 为 大 势 所 趋23长 时 储 能 发 展 现 状 一 览4标 的 公 司长 时 储 能 主 要 技 术 分 类 及 市 场 分 析1 7资料来源：华经产业研究院，新浪财经，Wikipedia，kesolar,氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望，阳光工匠论坛，华安证券研究所长时储能技术可以分为机械储能、化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气、抽水储能、重力储能；电化学储能根据材料不同分为锂离子电池、钠电池、铅蓄（碳）电池和液流电池储能；热储能主要为熔盐储能。其中，抽水储能和锂离子电池储能发展较为领先。各储能技术路线对比：抽水蓄能和压缩空气储能具备大规模运行的能力；氢能前景广阔，有较大降本空间；电池储能的设备协调能力较强，因此有较大的耦合潜力。长时储能技术分类技术参数 配置灵活性 放电时间 响应速度 技术水平 最优适用场景机械储能抽水蓄能 一星 1h-天 min级 商用 大规模调峰、长时调频压缩空气洞穴式：一星超临界：三星1h-天 min级洞穴式：商用超临界：示范可再生能源并网、辅助服务重力储能 四星 2h-15h s级 示范-商用新能源配套储能电站、工业园区常规储能电化学储能铅蓄（碳）电池 四星 min-h级 百毫秒级 商用 分布式及微网、工商业、变电站备电锂离子电池 五星 0.5-4h 毫秒级 商用 综合液流电池 三星 1-12h 毫秒级 示范-商用 大规模调峰、可再生能源并网钠离子电池 四星 min-h级 毫秒级 商用 综合氢储能氢能 三星 h-周 示范 天-周级长时间供电热储能熔盐储能 三星 1h-天 商用 光热电站及电-热转换1 8机械与电化学储能经济性显著，熔盐与氢储能普适性受限资料来源：国家能源局，东方财富网，华经产业研究院，国际能源网，新浪财经，搜狐网，国际稻都，华安证券研究所整理分类 储能类型 能量转换效率 响应时间 寿命 适用方向 建设周期 投资成本 度电成本机械储能抽水蓄能 70%-80%分钟级抽水电站坝体100年，电机设备40-60年大电网调峰、调频、系统备用、黑启动5-8年 5-9元/W0.21-0.25元/kWh重力储能 83%-85%秒级 30-35年新能源配套储能电站、用户侧、辅助服务、工业园区常规储能 约3元/Wh 约0.5元/kWh压缩空气60%-70%(绝热系统)40%-55%（非绝热系统）3分钟-10分钟 电站主体设施约25年调频(二次和三次调频)、电压调节、峰值负载调节、负载平衡静止储备、黑启动1.5-2年 5-8元/W约0.63元/kWh电化学储能锂离子电池 88%-98%12000次电能质量、备用电源、可再生储能 11-13元/Wh约0.49元/kWh铅蓄（碳）电池 70%-85%百毫秒级 500-1200次电能质量顿率控制、可再生储能、电动汽车能源、电网调峰 0.8-1元/Wh约0.56元/kWh钠离子电池 80%-90%毫秒级 2000-4000次储能电池、低速电动车、基站、两轮车0.9-1.2元/Wh约0.84元/kWh化学储能 氢储能 30%-50%约10年新能源消纳、削峰填谷、备用电源2年 约13元Wh 1元/kWh以上热储能 熔盐储能 低于60%25-30年清洁供暖、电力调峰、余热利用、太阳能低温光热利用1-2年 约5元/Wh约0.886元/kWh1 9 抽水储能是一种特殊的水力发电技术，依靠水的重力势能作为介质储能，这种技术使用离峰电力抽蓄水力，并在之后放水发电。抽水储能：技术最为成熟的传统储能模式资料来源：华安证券研究所整理在负荷高峰时则放开水闸，借水势能推动水道间的涡轮机重新发电，使重力势能重新转化为电能。在电力低谷期利用剩余电力通过电动抽水泵将水输往高地势蓄水库，转化为重力势能储存2 0优势劣势优势及劣势抽水储能：技术优势明显但地理与投资约束明显技术成熟度电成本较低地理资源约束明显初始投资成本高我国抽水储能技术成熟，早在上世纪六十年代就已经实现了抽水储能的商业化应用，目前我国抽水储能技术已处于世界一流水准。根据中国证券网的报道，从“十四五”规划实施至2023年2月16日，已核准抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合计为9219.1万千瓦，项目投资金额合计约为6116亿元。储能技术全生命周期度电成本分析测算，抽水蓄能度电成本在0.21-0.25元/kWh，远低于其他储能技术。投资成本方面，普通水电站为9元/W左右，大型抽水蓄能电站在6.2元/W左右，中小型抽水蓄能电站（装机容量小于5万千瓦）因技术难度较低，投资成本在5元/W以内。通过优化设计，采用小水库容量方案，投资成本还可大幅降低至2元/W左右，同时合理增加每日充放电次数，在现有技术条件下，抽水蓄能度电成本可降低到0.1元/kWh以内。根据中国储能网数据，目前抽水蓄能电站的投资成本为6064亿元/GW，抽水蓄能的系统能量成本为120170万元/(MWh)，抽水蓄能电站投资功率成本约55007000元/kW，度电成本0.210.25元/kWh，初始投资确实较大；并且开发建设时间长，建设周期往往在5到8年。抽水储能需要建设在高山、丘陵等有着足够落差的地形环境，同时也对上下水库的距离和高度差存在着要求，远期来看仅凭抽水储能尚还无法足量地满足日益增长的储能需求。资料来源：上海证券报，中国储能网，华安证券研究所整理2 1抽水储能：发展前景良好，仍为最主要长时储能模式 2022年我国抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦，是2012年底的2.2倍以上，规模位居世界首位。中国抽水蓄能行业市场规模不断扩大，2021年达到263亿元，预计2026年将达到499.8亿元。2022年我国投产28台抽水蓄能机组，合计880万千瓦。根据中电联统计与数据中心预测，2023年抽水蓄能总装机规模将超过5000万千瓦。从“十四五”规划实施至2023年2月16日，国内已核准抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合计为9219.1万千瓦，项目投资金额合计约为6116亿元。根据抽水蓄能中长期发展规划，到2030年我国要投产抽水蓄能总规模1.2亿千瓦左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿千瓦，储能资源充足。图表：2022年投产的抽水蓄能电站（不完全统计）资料来源：北极星储能网，国家能源局，上海证券报，华安证券研究所整理序号 省份 项目名称机组构成(台万千瓦)装机容量(万千瓦)2021年在运装机（万千瓦）2022年在运装机(万千瓦)新增装机容量(万千瓦)1 山东 沂蒙 430 120 60 120 602 黑龙江 荒沟 430 120 30 120 903 吉林 敦化 435 140 105 140 354 浙江 长龙山 635 210 105 210 1055 福建 永泰 430 120 0 30 306 福建 周宁 430 120 30 120 907 广东 阳江一期 340 120 40 120 808 广东 梅州一期 430 120 30 120 90 合计 1070 400 980 5802 2抽水储能：上游成本集中，龙头效应明显上游：设备供应水轮机浙富控股通裕重工东方电气佳电股份上海电气华光股份海陆重工华西能源发电机国投电力湖北能源华能水电川投能源东方电机三峡水利闽东电力梅雁吉祥水泵凌霄泵业大元泵业泰福泵业东音股份利欧股份新界泵业主变压器压缩空气系统保变电气 新华都丰电科技 中国电建中游：抽水蓄电站建设及运营抽水蓄能电站设计、建设中国电建 国投电力湖北能源 桂冠电力永福股份 豫能控股.安徽建工 葛洲坝 吉电股份抽水蓄能电站运营南方电网 国家电网三峡集团下游：电网系统接入电网系 统调峰填谷调频调相事故备用资料来源：前瞻产业研究院，华安证券研究所整理 抽水储能产业链上游主要为机电设备，其中水泵水轮机机组成本占比50%;中游行业集中度高，龙头企业为中国电建、国家电网，下游电网系统应用场景中，调峰功能应用最为频繁。2 3压缩空气储能：传统技术受限，技术进步有望推动大规模商业化资料来源：华安证券研究所整理 压缩空气储能系统是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电。压缩空气储能技术路线主要分为传统空气压缩技术和新型空气压缩技术两类，传统压缩空气储能技术的发展和应用均受到限制，新型空气压缩储能技术摆脱对化石燃料的依赖，系统效率得到提升。传统压缩空气储能技术原理脱胎于燃气轮机，其工作流程为：压缩、储存、加热、膨胀、冷却。当前压缩空气技术以中温蓄热式压缩空气储能为主。中温技术将压缩空气加热到 200-300，温度越高，转换效率就越高，最新压缩空气储能的电转换效率可以达到 60-70%。但高温对压缩机等设备材料的要求更高，当前产业化方向以中温为主。图表：压缩空气储能原理示意图2 4优势劣势优势及劣势压缩空气储能：当前系统效率较低，成本有望继续下降规模较大且地理约束小单位成本相对较低随着技术的进步，可以通过储气罐的形式存储压缩气体，从而摆脱了地理约束，可以大规模上量。传统的压缩空气储能需要借助特定的地理条件建造大型储气室，如岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等，从而大大限制了压缩空气储能系统的应用范围。当前随着技术的进步，可以通过建设大型储气罐来进行存储。单位成本相对较低。设备成本占系统成本的大部分，存在着随着大规模应用快速降本的可能。整个系统的效率相对来说仍在较低的水平。当前涉及运行的项目效率在40%-70%之间，较成熟的抽水蓄能的76%左右还有一定的差距，这一定程度上影响了其经济性。资料来源：搜狐网，华安证券研究所整理系统效率相对较低2 5压缩空气储能：储能装机规模迅速扩张，产业化速度开始加快 中国压缩空气储能行业目前处于高速增长阶段。2021年全国累计装机规模182.5MW，市场规模达12.8亿元，2022年市场规模达18.4亿元。据不完全统计，2022年已有20个压缩空气储能示范项目签约，已公开的储能规模可达7.98GW。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。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，渗透率有所提升，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。图表：压缩空气储能项目装机容量（MW）资料来源：立鼎产业研究网，北极星储能网，华安证券研究所整理图表：2022年压缩空气储能项目（不完全统计）0.5 0.5182.5797501000200030004000500060007000800090002014 2018 2021 20222 6压缩空气储能：产业链较长，核心设备集中于上游上游：设备供应空气压缩机开山股份宁波鲍斯汉钟精机福建雪人中游：储能系统集成与项目建设方 下游：电网系统接入电网系 统调峰填谷可再生能源消纳工业用电商业用电居民用电透平膨胀机东方电气四川空分山东华屹简阳瑞特换热器巨元瀚洋蓝科石化阿法拉伐睿能太宇技术支持中科院 清华大学系统集成中储国能中科储能项目建设中国电建国源储能中国能建华能集团 压缩空气储能产业链上游包括空气压缩机供应商、透平膨胀机供应商、换热器供应商与盐矿企业，从设备成本角度分析，空气压缩机、透平膨胀机和换热器是压缩空气储能系统的核心设备，成本占比分别为20%、20%、12%，产业链中游包括压缩空气储能系统集成商与项目建设方，产业链下游对接发电侧、电网侧、用户侧。资料来源：中商情报网，华安证券研究所整理2 7重力储能：可持续性较高的创新机械储能技术 定义和原理：重力储能是一种机械式的储能，其储能介质主要分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。其主要原理为，通过电力将重物提升至高处，以增加其重力势能完成储能过程，通过重物下落过程将重力势能转化为动能，进而转化为电能。与抽水蓄能相比，重力储能发电的应用高差小于抽水蓄能电站的发电水头，故重力储能电站的发电容量低于抽水储能。但考虑到重力储能受地理选址条件的限制更小，仍有一定的发展空间。在重物输送、势能储存、机械能发电等工作流程中，不涉及化 学反应，运行安全可靠。重力储能发电清洁低碳，对自然环境影响小。纯物理储能、安全性高、环境友好 重物的存储、输送及发电过程没有特殊条件和要求，因此，重力储能电站基本无选址、天气等外部条件限制，应用很灵活。强环境适应性，可以根据需要灵活布置 重物以混凝土或当地材料为主材，或者利用其他再生材料，能循环使用数十年，运行过程中重物损耗小。储能发电循环寿命长、成本低 重力储能电站上下仓扩展相对容易，重物势能储存期间不会有损失，具备长时间储能的便利条件和先天优势。储能时间长且无放电问题图表：山地式重力储能技术原理图图表：重力储能技术优势资料来源：重力储能技术研究进展，华安证券研究所2 8重力储能：技术开发处于早期阶段，部分项目加快落地 目前重力储能大多处于方案构想时期与商用试验时期。海内外提出了构筑物高度差、山体落差、地下竖井等多种重力储能技术路线。部分项目开始进入商用项目开发阶段。经前期项目检验，EV和Gravitricity重力储能项目预计于2022年率先落地商用。2022年1月，中国天楹子公司Atlas获得EV技术授权并用于江苏如东100MWh的重力储能示范项目，该项目正加快推进建设。资料来源：华经产业研究院，智研咨询，华安证券研究所 项目及储能类别 代表企业 参数 提出时间 研发进程 特点构筑物高度差储能塔 Energy Vault 容量35MWh,峰值功率可达4MWW 2017 2022年开始商用优点：运营成本低，持续时间长，可利用本地废弃物实现可持续生产，安全性高，选址灵活难点：在室外环境做到毫米级别的误差控制支撑架徐州中矿大公司 2017 提出方案优点：采用定滑轮组和减速器减少电机成本难点：在室外环境做到毫米级别的误差控制承重墙上海发电设备成套设计研究院 2020 提出方案优点：空间利用率高，储能密度大难点：在室外环境做到毫米级别的误差控制山地落差轨道机车 ARES可以提供持续15分钟50MW的电力，效率可达75%-86%2014 首个商业部署正在开发优点：利用山地地形和轨道车辆实现室外环境下大容量储能难点：平整山坡的土建成本较高，链条传动平稳性差易磨损缆车 IIASA储能容量设计为0.5-20MWh,发电功率500-5000kw，平准化成本约为度电0.323-0.6
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