（報告出品方/作者：英大證券，劉傑）

在全球碳中和目标下，清潔能源将逐步替代化石能源，風電、光伏發電将成為清潔 能源的絕對主力，裝機量持續高增。但是，新能源發電具有不穩定性、随機性、間歇性 的問題，對電網頻率控制提出了更高的要求，随着新能源發電占比的的提高，整個電力 系統的電力電量平衡模式也需要重構。新型電力系統中，儲能将成為至關重要的一環， 是新能源消納以及電網安全保障必要保障，在發電側、電網側、用電側都會得到廣泛的 應用，需求空間廣闊。

1.1 儲能政策密集出台

2017-2020年，電網響應能源局、發改委降低棄風棄光率的決策，充分利用電力體系 的靈活性資源消納新能源，使得棄風棄光率下降到2%。同時電網壓力凸顯，部分省份開 始要求電源側配置儲能。2021年，多個儲能行業的重磅文件公布，儲能等迎來曆史性發 展機遇。

《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》厘定了抽水蓄能電站的價格機制， 使得抽蓄電站具備了商業化條件；《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出到2025 年，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上。健全“新能源 儲能”項目激勵機制。 2021 年8月9日，發改委出台《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規 模的通知》明确了風光發電保障性規模和市場化規模配儲的要求。

《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》強調了 儲能重要性，規定了市場化規模要求自行配置15%*4小時，保障性規模由電網負責消納， 未對保障性規模内的配儲作出具體要求，但是我國絕大多數省份都已經對風電、光伏電 站相關儲能設施建設要求，多數省份要求強制建設10%-20%功率，時長2小時的儲能。在 強制配儲政策的刺激下，我國儲能行業需求出現了井噴現象，行業快速壯大。

1.2 多種儲能進入發展期

從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可以分為發電側、輸配電側和用電側三 大場景，除此之外的應用還包括輔助服務、分布式發電與微網等。 從發電側的角度看，由于不同的電力來源對電網的不同影響，以及負載端難預測導 緻的發電和用電的動态不匹配，發電側對儲能的需求場景類型較多，包括能量時移、容 量機組、負荷跟蹤、系統調頻、備用容量、可再生能源并網等六類場景。

從輸配電側的角度看，儲能在輸配側的應用主要是緩解輸配電阻塞、延緩輸配電設 備擴容及無功支持三類，相對于發電側的應用，輸配電側的應用類型少，同時從效果的 角度看更多是替代效應。 從用電側的角度看，用電側是電力使用的終端，用戶是電力的消費者和使用者，發 電及輸配電側的成本及收益以電價的形式表現出來，轉化成用戶的成本，因此電價的高 低會影響用戶的需求。

物理類儲能的應用形式有抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能。目前最成熟的大規 模儲能方式是抽水蓄能，其基本原理是電網低谷時利用過剩電力，将作為液态能量媒體 的水從低标高的水庫抽到高标高的水庫，電網峰荷時高标高水庫中的水回流到下水庫推 動水輪發電機發電。

電氣類儲能的應用形式有超級電容器儲能和超導儲能。其中，超導儲能是利用超導 體的電阻為零特性制成的儲存電能的裝置，其不僅可以在超導體電感線圈内無損耗地儲 存電能，還可以通過電力電子換流器與外部系統快速交換有功和無功功率，用于提高電 力系統穩定性、改善供電品質。

電化學類儲能主要包括各種二次電池，有鉛酸電池、锂離子電池、鈉硫電池和液流 電池等。這些電池多數技術上比較成熟，近年來成為關注的重點，并有許多實際應用。

熱儲能有許多不同的技術，如熔融鹽儲能，其可進一步分為顯熱儲存和潛熱儲存等。 在一個熱儲能系統中，熱能被儲存在隔熱容器的媒質中，以後需要時可以轉化回電能， 也可直接利用而不再轉化回電能。

化學類儲能主要是指利用氫或合成天然氣作為二次能源的載體。利用待棄掉的風電 制氫，通過電解水将水分解為氫氣和氧氣，從而獲得氫。以後可直接用氫作為能量的載 體，再将氫與二氧化碳反應成為合成天然氣（甲烷），以合成天然氣作為另一種二次能量 載體。

儲能技術被廣泛應用于提升電網輸出與負荷匹配度，降低電網輸出波動，減少電能 損耗，以提升能源利用效率。各種儲能技術特性存在較為顯著的差别，适用範圍也有較 大的區别，飛輪與超級電容器儲能主要應用于工業生産中對電壓波動較為敏感的精密制 造與通信、數據中心等行業，抽水蓄能主要應用于大電網的輸配電環節，而化學儲能則 更多運用于光、風發電等波動較大的可再生能源發電側、中小型智能變電站和用電側。

儲能技術種類繁多，特點各異。實際應用時，要根據各種儲能技術的特點以及對優 缺點進行綜合比較來選擇适當的技術。各類儲能均具有獨特屬性，氫儲能更适宜季節性 調峰；抽蓄、壓縮空氣儲能、燃料電池、電化學儲能等更适合小時級調峰；超級電容等 則更适合秒級調頻需求。 各類儲能技術中，抽水蓄能是應用最為成熟；儲熱技術也已處于規模化應用階段， 目前我國火電靈活性改造大部分采取儲熱技術；锂離子電池儲能開始近兩年得到了飛速 應用；壓縮空氣以及液流電池也迎來了商業化應用。

2.1 抽水蓄能是最為成熟的儲能技術

抽水蓄能是在我國普遍運用的一種穩定可靠的儲能方式，抽水蓄能電站一般由上水 庫、下水庫和可逆式水泵水輪機組成。在用電低峰期時，可逆式水泵水輪機作為水泵， 利用低價值電能将水從下水庫抽至上水庫，作為水的勢能儲存；用電高峰期時則将可逆 式水泵水輪機作為水輪機，在上水庫開閘放水，将水的勢能轉換為高價值電能。

抽水蓄能具有技術優、成本低、壽命長、容量大、效率高等優點。由于抽水蓄能電 站運行模式是将能量在電能和水的勢能之間轉換，其儲能容量主要取決于上下水庫的高 度差和水庫容量，由于水的蒸發滲漏現象導緻的損失幾乎可以忽略不計，抽水蓄能的儲 能周期得以無限延長，可适應各種儲能周期需求，系統循環效率可達70%-80%。與此同時， 建設完成後的抽蓄電站壩體可使用100年左右，電機設備等預計使用年限在40-60年左右。

抽水蓄能是最為成熟、現有規模最大的儲能技術。抽水蓄能是世界上最早開始應用 的儲能技術，我國早在20世紀60、70年代就開始試點開發抽數蓄能電站，并于80、90年 代先後建成了廣州、十三陵等大型抽蓄電站。由于其技術的先進性和成熟性，抽水蓄能 在我國得到大規模應用。截至2021年底，我國儲能裝機總規模達到46.1GW，其中抽水蓄 能占比86.3%。

2.2 成本測算：當前最為經濟的儲能方式

為探究抽水蓄能電站經濟性，我們對抽水蓄能電站儲能度電成本進行了測算。

抽水蓄能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:

（1） 初始投資成本假設：抽數蓄能電站初始投資成本包括建設及購買設備成本 等工程投建初期的一次性投入，綜合多種文獻，抽數蓄能電站初始投資成 本在5.5-7元/瓦之間。我們假設初始投資成本為6元/瓦。

（2） 年度運維成本假設：抽水蓄能電站相比其他儲能方式所需的維修保養成本 更高，每年運維成本在0.05-0.08元/W。我們假設運維成本為0.06元/W。

（3） 系統殘值率、系統壽命假設：抽水蓄能電站基建成本占比較高，基建設施 一般壽命可達55年，但是電站在運行過程中因為零件老化等原因需要替換 部分零件；一般運營7300次需要替換一次。我們的測算模型對其進行了一 定簡化，暫不考慮零部件替換，假設在電站投資為一次性投資，壽命為30 年，殘值為10%，每年運行次數400次。

（4） 其他假設：假設放電深度100%，儲能循環效率75%。

根據以上假設測算可得，在初始投資成本6元/W，年均循環次數400次，儲能循環效 率75%，儲能系統壽命為30年的假設下，抽水蓄能儲能度電成本約為0.31元/kWh。

上述簡化模型中，我們對抽水蓄能電站做了較為保守的參數預計，假設壽命為30年， 而實際上抽水蓄能電站基礎設施可使用年限将超過50年，另外對于200MW/1000MWh的儲能 電站的實際年充放電次數也可高于400次/年。 下面我們對抽水蓄能儲能度電成本的敏感性分析，考慮抽水蓄能電站初始投資成本 與項目選址密切相關，後期新建項目選址經濟性下降，初始投資成本可能将會上升，另 外電站實際循環次數假定在300-500次之間。我們預計不考慮充電成本的前提下，常規抽 水蓄能電站LOCE範圍為0.23- 0.34元/kWh。

2.3 兩部制電價托底，巨量項目入場

兩部制電價政策基本形成成本托底。2021年5月7日國家發展改革委下發《關于進一 步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》〔2021〕633号，進一步明确了抽水蓄能兩部制電 價政策，即以競争性方式形成電量電價以及容量電費納入輸配電價回收機制，容量電費納入輸配電價回收給抽蓄電站的初始建設成本形成托底。 在抽水發電運營方面，在未建立現貨市場區域，抽水蓄能電站按照75%燃煤基準價用 電，發電時段按基準價上網，而電站能效轉化75%左右，電站收益成本基本持平。在電力 現貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算， 抽水蓄能電站抽水電量不執行輸配電價、不承擔政府性基金及附加，在當前峰谷電價價 差高達0.6-1元情況，抽水蓄能電站可以獲得較好的盈利。

政策驅動下，全國各省市迅速布局抽水蓄能項目。2022年1月以來，已經有20個省份 公布了2022年省級重點建設項目名單。根據國際能源網統計，截至目前我國各省公布的 重點項目中，抽水蓄能累計裝機已達104.3GW，累計投資超6000億。

3.1 锂電池電池儲能介紹

2021年我國電化學儲能裝機中，锂離子電池占比高達89.7%，是目前技術比較成熟， 發展勢頭最為迅猛的儲能方式。锂離子電池由正極、負極、隔膜和電解液組成，目前主 流産品正極常用鎳錳钴三元材料或磷酸鐵锂，負極多為石墨等碳素材料。锂離子電池具 有能量密度大、沒有記憶效應、充放電快速、響應速度快等優點，廣泛應用于風電光伏 等新能源發電側配儲和用戶側儲能項目。

锂離子儲能産業鍊由上遊設備商，中遊集成商和下遊終端用戶組成。其中設備包括 電池、EMS（能量管理系統）、BMS（電池管理系統）、PCS（變流器）；集成商包括儲能 系統集成和EPC；終端用戶則由發電側、電網側、用戶側以及通信/數據中心組成。

PCS（儲能變流器）應用于能量轉換環節，可在用電高峰期将電池輸出的直流電轉換 為交流電送入電網，低谷期将電網的交流電轉換為直流電儲存，起到控制儲能電池組充 放電過程的作用。儲能變流器通過控制電能在電池組和電網之間的流動，起到削峰填谷、 平滑新能源出力時長波動、平衡晝夜用電分布差異等作用。 BMS（電池管理系統）主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡，保障儲能系統 的安全運行。

EMS（能量管理系統）将電池、儲能變流器、電池管理系統和其他儲能系統部件集 成為一個完整的系統，負責數據采集、網絡監控和能量調度，對電網進行監控、分析、 運行和決策管理。 儲能電池是電化學儲能系統核心部分。目前市場上的主流電池根據技術路線不同， 大緻可分為锂離子電池、鉛碳電池、液流電池和鈉離子電池。不同技術路線的電池響應 速度、放電效率都不盡相同，也有各自的适用範圍和優缺點。

3.2 電力應用帶動，锂電儲能需求持續爆發

在新型電力系統中，儲能将成為至關重要的一環，是新能源消納以及電網安全保障 必要保障，在發電側、電網側、用電側都會得到廣泛的應用，需求空間廣闊。國内市場， 由于強制性配儲政策的推行，光伏集中式電站以及風電電站儲能配置率将激增，功率配 置比例以及配儲時長将逐步遞增。海外方面，儲能前期發展比國内快，将在經濟性考量 以及激勵政策推動下快速增加儲能配置率，2021年美、歐、澳等國家和地區皆出現爆發 性增長。

根據GGII統計，2021年國内儲能電池出貨量48GWh，其中電力儲能電池出貨量29GWh， 同比增長339%；而根據全球研究機構EVTank與伊維經濟研究院共2021年全球儲能電池出 貨量66.3GWh，同比增長132.6%，電力系統儲能是主要增量貢獻。

3.3 磷酸鐵锂電池儲能成本分析測算

根據正極材料的不同，現行主流锂離子電池有三元和磷酸鐵锂兩類。磷酸鐵锂電池 能量密度比三元材料低，同樣成本也較低。儲能領域對能量密度要求不高，成本低、壽 命長的磷酸鐵锂電池更受青睐。 電池作為整個儲能系統中核心組成部分，成本占到整個儲能系統成本的50%，是儲能 系統後續降本的重要渠道。2021年我國磷酸鐵锂電池儲能中标價格大多集中在1.2-1.7元 /Wh。而根據彭博新能源财經（BNEF）測算，2022年全球電化學儲能EPC成本約為261美元 /kWh（折合人民币約1.66元/Wh），預計2025年将降至203美元/kWh（折合人民币約1.29元 /Wh）。2021年以來大量EPC中标價格1.3-1.7元/kWh之間。（報告來源：未來智庫）

锂離子電池全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:

（1） 初始投資成本假設：锂離子電池初始投資成本包括能量成本，PCS、BMS、 EMS系統成本，建設成本以及其他成本。锂離子電池儲能系統初始投資成本 由于項目區别具有一定差異，綜合近期锂離子電池儲能項目中标價格，我 們假設初始投資單元成本為1.5元/Wh。

（2） 年度運維成本假設：運維成本包括電站運營期間的燃料動力費、以及為了 維持電站運營所必須的零部件更換、系統維護、人工費等費用，此類成本 根據儲能類型的不同大緻占初始投資成本的1%-10%。鑒于锂離子電池儲能 電站普遍采用遠程監控與定期巡檢相結合的方式，人工費用相比其他電池 類型低，我們假設運維成本占初始投資成本的4%。

（3） 系統殘值率假設：系統殘值是儲能系統報廢的剩餘價值減去處置成本所得到的淨值，根據電池類型不同占初始投資成本的3%-40%不等。其中磷酸鐵 锂電池相較其他類型電池回收價值較低，我們假設其系統殘值率為5%。

（4） 系統壽命假設：锂離子電池循環壽命為3500-5000次，我們假設其循環壽命 為4500次，年均循環次數500次，則系統壽命為9年。

（5） 其他假設：假設放電深度90%，儲能循環效率88%，壽命終止容量75%。

根據以上假設測算可得，在初始投資成本1.5元/Wh，年均循環次數500次，儲能壽命 為9年的假設下，锂離子電池儲能系統度電成本約為0.67元/kWh。

降低初始投資成本、提高電池循環壽命、增強電池轉換效率等是降低儲能度電成本 的主要方式，目前锂離子電池能效轉化率是所有儲能技術中最高的，而随着技術進步， 其壽命将逐步增加，成本也有望繼續下降。

通過對不同初始投資成本以及循環壽命的假設，我們對其LCOS進行了敏感性分析， 當儲能壽命達到4900次循環，初始成本下降到1.3元/Wh，LCOS可降至0.48元/Wh。根據甯 德時代2025年發展目标，儲能系統循環壽命達到10000次，能量效率達到98%，屆時鐵锂 電池度電成本将可與抽水蓄能電站争鋒。

4.1 空氣壓縮儲能系統介紹

壓縮空氣儲能是一種基于燃氣輪機發展而産生的儲能技術，以壓縮空氣的方式儲存 能量。儲能時段，壓縮空氣儲能系統利用風/光電或低谷電能帶動壓縮機，将電能轉化為 空氣壓力能，随後高壓空氣被密封存儲于報廢的礦井、岩洞、廢棄的油井或者人造的儲 氣罐中；釋能時段，通過放出高壓空氣推動膨脹機，将存儲的空氣壓力能再次轉化為機 械能或者電能。 國内壓縮空氣儲能技術不斷進步，壓縮空氣儲能（CAES）、先進絕熱壓縮空氣儲能 （AA-CAES）、超臨界壓縮空氣儲能系統（SC-CAES）、液态壓縮空氣（LAES）等都有研究 覆蓋，500kW容量等級、1.5MW容量等級及10MW容量等級的壓縮空氣儲能示範工程均已建 成。

壓縮空氣系統構成。壓縮空氣主要由壓縮系統、膨脹系統、發電及以及儲氣罐四大 核心部分。根據同裡500kW液态空氣儲能項目效果圖，目前先進的液态空氣儲能主要涉 及設備包括：1）壓縮機組，2）空氣淨化裝置，3）液化裝置及制冷膨脹機，4）儲液裝 置，5）低溫泵，6）膨脹劑電機組，7）膨脹機電機組，8）儲熱裝置，9）蓄冷裝置，10） 溴化锂冷熱雙供機組。

4.2 邁過試驗示範階段，商業化項目大規模上馬

國際上1978年建成德國漢特福海與1991年建成的美國阿拉巴馬商業化壓縮空氣儲能 電站為商業化電站。國内陸續進行了壓縮空氣、超臨界壓縮空氣、液态壓縮空氣儲能項 目的研發與建設。空氣壓縮多數是為試驗示範項目，國内壓縮空氣儲能落地項目從千瓦 級起步，逐步突破了1-100MW級壓縮空氣儲能系統關鍵技術，分别于2013年在河北廊坊和 2016年在貴州畢節建成國際首套1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能示範項目，張家口國際首套100MW先進壓縮空氣儲能示範項目于2021年底順利并網，整體研發進程及系統性能均處 于國際領先水平。

2022年以來大功率項目開始快速上馬。2022年2月，湖北應城300MW（兆瓦）級壓縮 空氣儲能電站示範項目簽約活動；山東省泰安市推進開發600MW（20MW）級鹽穴壓縮空氣 儲能電站；葛洲壩能源重工有限公司拟位于瑞昌市投資約80億元，建設規模為 1000MW/6000MWh的壓縮空氣項目。

龍頭企業訂單飽滿。在空氣壓縮儲能技術研究與項目建設上，中科院工程熱物理研 究所、南網科研院新能源與綜合能源、清華大學電機系、中科院過程工程研究、國網全球能源互聯網研究院等儲能團隊是主要處于領先位置，其他參與到該領的機構還有杭氧、 川空集團、中鹽集團、中國華能、中國能建、葛洲壩等企業。

中科院工程熱物理研究所在我國空氣壓縮領域處于絕對領先位置，我國現存多數項 目使用的是其技術。中儲國能主要團隊來自中科院熱物理研究所，熱物理所将其在壓縮 空氣領域的知識産權注入到中儲國能，公司專業從事壓縮空氣儲能技術輸出以及設備制 造的企業。 據其官網披露，公司已建成的15kW、1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能示範項目市場占 有率為94.9%。公司在湖北雲應、内蒙古二連浩特、河南鞏義、河南平頂山、山東肥城、 陝西榆林、甘肅玉門、西藏的列入規劃的工業級項目36台套，合同總價值超過50億元。

4.3 成本分析測算：有望成為抽蓄的重要補充

系統效率的提升以及成本的下降，是壓縮空氣儲能商業化發展的基礎。目前從已建 成和在建的項目來看，兆瓦級的系統效率可達 52.1%，10 兆瓦的系統效率可達 60.2%，百 兆瓦級别以上的系統設計效率可以達到 70%，先進壓縮空氣儲能系統效率能夠逼近 75%。 系統規模增加後，單位投資成本也持續下降，系統規模每提高一個數量級，單位成本下 降可達 30%左右。

壓縮空氣儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設: 1）初始投資成本：綜合多種文獻，壓縮空氣初始投資成本在 6-7.5 元/瓦之間， 100MW 級别的成本預計可以達到 6000 元/kW 以下。我們假設 100MW/400MWh 的項目單位投 資成本為 6 元/W。 2）年度運維成本假設：壓縮空氣儲能所需的維修保養成本相對較高，每年需要2%左 右。我們假設運維成本為0.1元/W。 3）系統壽命假設：壓縮空氣産能電站的主體設施可以使用30-50年，我們這裡保守 預測30年的運營壽命。 4）循環效率：壓縮空氣儲能系統的能量利用效率近年來快速上升，大容量電站效率 已經可以達到70%，先進儲能項目可以達到75%。5）循環次數：電站一般可以每天全容量沖放1-2次，對應年循環次數350-700次，循 環次數越高，系統度電成本越低。 6）貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現率。

初始投資和利用小時數的變化對度電成本的影響巨大，而随着技術進步，初始投資 仍有下降空間；利用小時數主要看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數越高，成 本越低。在100MW/400MWh的系統中，初始投資5-6元/W、年循環次數達到450-600次的情 況下，度電成本區間為0.252-0.413元/kWh。

壓縮空氣儲能有望成為抽水蓄能電站的重要補充

壓縮空氣儲能之前受制于儲能效率較低，電量損耗成本較高，但是随着技術進步， 大型電站投資儲能效率已經上升至70%-75%，略低于抽水蓄能電站，但是已經具有具備了 大規模商業化應用的條件。

與當前應用最為廣泛的抽水蓄能以及磷酸鐵锂電池比較：1）壓縮空氣的度電成本依 然要略高于抽水蓄能，但是遠低于磷酸鐵锂。雖然壓縮空氣儲能效率要低于锂離子電池， 但是按照每度電增加0.06元/kWh的額外充電成本，壓縮空氣的儲能的綜合成本依然要大 幅低于锂離子儲能。2）投資周期較抽水蓄能短，且單體投資規模限制小。壓縮空氣儲能 建設周期要短與抽水蓄能，方便項目的快速投産。另外，抽水蓄能電站一般在100萬千瓦 以上才有比較好的經濟性，而壓縮空氣10萬千瓦以上可以具備較好的商業性，項目單體 投資小，可進行靈活配置。 綜合看來，壓縮空氣儲能在能效得到提升後，有望成為抽水蓄能在大規模儲能電站 領域的重要補充。

5.1 鈉離子電池性能優異，被寄予厚望

近期以甯德時代和中科海鈉為代表的企業開始布局鈉離子電池，有望推動鈉離子電 池的商業化進程。锂、鈉、鉀同屬于元素周期表IA族堿金屬元素，在物理和化學性質方 面有相似之處，理論上都可以作為二次電池的金屬離子載體。鈉離子電池與锂離子電池 工作原理類似，與其他二次電池相似，鈉離子電池也遵循脫嵌式的工作原理，在充電過 程中，鈉離子從正極脫出并嵌入負極，嵌入負極的鈉離子越多，充電容量越高；放電時過程相反，回到正極的鈉離子越多，放電容量越高。

鈉離子電池性能優異，被寄予厚望。決定電化學儲能能否被大面積應用的關鍵因素 包括安全性、材料資源可得性、高低溫性能、壽命、投資成本等，而根據鈉離子電池最 新研究進展，它在這些方面都表現出了良好的性能。在規模化應用後成本有望低于鐵锂 電池，可在大規模電化學儲能、低速電動車等領域得到廣闊應用，有望與锂離子電池形 成互補和有效替代。

成本優勢明顯。鈉離子電池，尤其銅基鈉離子電池，其正極材料主要元素Na、Cu、 Fe和Mn都是價格低廉、來源廣泛的大宗元素，相比锂離子電池 Li、Ni、Co 等元素成本 優勢明顯；另外，負極采用的無煙煤前驅體，在材料來源和成本亦有優勢，且碳化溫度 （約1200℃）遠低于生産石墨負極時的石墨化溫度（約2800℃），鈉離子電池負極材料在 原材料和生産制造方面成本明顯；集流體方面，由于銅箔的價格是鋁箔價格的3倍左右， 鈉離子電池負極不需要使用銅箔，而是使用鋁箔，也是降低鈉離子電池成本的路徑之一。

相關研究表明，綜合正極材料、負極材料和集流體幾個方面，鈉離子電池材料成本 約370元/kWh，而且随着産業鍊成熟，材料成本有望進一步下探，結合結構件好電氣件成 本，初始容量投資有望控制在500-700元/kWh；性能方面，随着研發持續投入和技術叠代， 電池循環壽命有望突破8000次以上。

5.2 鈉離子電池産業化進程加速

2010年以來，鈉離子電池受到了國内外學術界和産業界的廣泛關注，其相關研究更 是迎來了爆發式增長，國内外已有多家企業正在積極進行鈉離子電池産業化的相關布局， 包括英國FARADION公司、美國NatronEnergy公司、法國Tiamat、日本岸田化學、豐田、 松下、三菱化學，以及我國的中科海鈉、甯德時代、鈉創新能源等公司。目前國内在鈉 離子電池産品研發制造、标準制定以及市場應用推廣等方面的工作正在全面展開，鈉離 子電池即将進入商業化應用階段，相關工作已經走在世界前列。

中科海納鈉離子電池商業化在即。2018年6月，中科海鈉推出了全球首輛鈉離子電池 （72V·80Ah），驅動的低速電動車，并于2019年3月發布了世界首座30kW/100kWh鈉離子 電池儲能電站，2021年6月推出1MWh的鈉離子電池儲能系統。

根據中科海鈉CEO唐堃的介紹，中科海鈉的鈉離子電池體積和重量不到同等容量的鉛 酸電池的三分之一，能量密度已達到145Wh/kg，是鉛酸電池的3倍左右，循環壽命是鉛酸 電池的十倍，同時具備5-10分鐘充電的快充能力。中科海鈉目前規劃了兩條一共2GWh的 鈉離子電芯的産線，目标是實現今年投産，是目前最早大規模量産項目。

甯德時代鈉離子電池産業化快速落地。2021年7月甯德率先發布第一代鈉離子電池， 該電池具備高能量密度、高倍率充電、優異的熱穩定性、良好的低溫性能與高集成效率 等優勢，其電芯單體能力密度達到160Wh/kg（下一代研發目标200Wh/kg以上）；常溫下充 電15min電量可達80%，低溫性能較好，系統集成效率超過80%。并在電池系統集成方面另 辟蹊徑，開發了AB電池系統解決方案，即鈉離子電池與锂離子電池兩種電池按一定比例 進行混搭，集成到同一個電池系統裡，通過BMS精準算法進行不同電池體系的均衡控制。

甯德時代研究院副院長黃起森博士介紹，在制造工藝方面，鈉離子電池可以實現與 锂離子電池生産設備、工藝的完美兼容，産線可進行快速切換，完成産能快速布局。目 前，甯德時代已啟動鈉離子電池産業化布局，2023年将形成基本産業鍊。

5.3 鈉離子成本分析：遠期可期

鈉離子電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:

1）初始投資成本：當前锂離子産業化正在推進中，假設成熟時期可比鐵锂電池低 20-30%。《鈉離子電池儲能技術及經濟性分析》表示，鈉離子電池材料成本約 370 元/kWh， 而且随着産業鍊成熟，材料成本有望進一步下探，結合結構件好電氣件成本，初始容量 投資有望控制在 500-700 元/kWh。 2）年度運維成本假設：每年需要3.7%左右，為0.04元/W。 3）壽命：可循環 2000 次以上，中科锂鈉、甯德時代等表示其産品可達 3000 次，根 據相關文獻資料，随着研發持續投入和技術叠代，電池循環壽命有望突破 8000 次以上。 4）循環效率：綜合多種文獻，鈉離子電池循環次數可以達到84-90%。 5）貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現率。

由于産業尚未應用，我們假設在相對成熟階段，在初始投資成本1.1元/Wh，年均循 環次數300次，壽命為10年， LOCS為0.661元/kWh，與磷酸鐵锂電池相當。

考慮到商業化後，電池成本以及性能都将會較大改善。假設初始投資成本為0.9-1.2 元/Wh，壽命為10年，循環壽命2000-6000次區間，對鈉離子電池做敏感性分析。如果成 本在1.1元/Wh以下，循環壽命在3000次以上，度電成本将在0.270-0.662元之間，優于鐵 锂電池。

6.1 發展情況與介紹

釩電池電能以化學能的方式存儲在不同價态釩離子的硫酸電解液中，通過外接泵把 電解液壓入電池堆體内，在機械動力作用下，使其在不同的儲液罐和半電池的閉合回路 中循環流動，采用質子交換膜作為電池組的隔膜，電解質溶液平行流過電極表面并發生 電化學反應，通過雙電極闆收集和傳導電流，從而使得儲存在溶液中的化學能轉換成電 能。這個可逆的反應過程使釩電池順利完成充電、放電和再充電。

在全釩液流電池系統中，釩電解液全生命周期内不會失效變質，理論總釩量不會發 生變化，很容易全部回收利用，價值較高，所以建設儲能電站時，可以采用購買電解液， 到期回收模式，也可以采用電解液租賃模式運行，這樣能夠大幅降低初期投資成本，投 資回報率更高。

液流電池具有壽命長、安全性好、輸出功率大、儲能容量大且易于擴展等特點，壽 命達到15-20年，同其他儲能技術比較，與風電場硬件具備最高的匹配度，特别适合用于 風電廠儲能，滿足其頻繁充放電、大容量、長時間儲能需求。當然，全釩液流電池能量 密度低，體積、質量遠大于其他電池，需要5-40°的溫度環境。

我國釩電池相關技術儲備充足，大規模儲能項目大量新增

我國關于釩液流電池的研究工作始于20世紀90年代，迄今先後有中國工程物理研究 院、中南大學、清華大學和中科院大連化物所等開發成功KW及以上級電池組。我國釩液 流電池已實現在智能電網、通信基站、偏遠地區供電、可再生能源及削峰填谷等項目中 的應用。 2010年以來，我國兆瓦級全釩液流電池示範項目開始陸續開展，2019年以來我國液 流電池儲能示範項目正加快建設，2022年2月，“200MW/800MWh大連液流電池儲能調峰電 站國家示範項目”的一期項目100MW/400MWh級全釩液流電池儲能電站完成主體工程建設， 并進入單體模塊調試階段，預計六月完成并網調試，是全球最大釩液流儲能項目。（報告來源：未來智庫）

6.2 釩液流電池成本分析

目前成本問題仍是釩電池大規模商業應用面臨的最大挑戰。由于尚未規模化商用， 且受制于設備、産能以及高額的前期投入，參考大唐10MW/40MWh全釩液流電池儲能系統 設備招标以及大連液流電池儲能調峰電站國家示範項目等投資情況，預計目前釩電池初 始成本約為锂電池的3倍上下。

全釩液流電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設:

1）初始投資成本：綜合多種文獻以及近期項目投資情況，我們預計能量單元成本 2 元/Wh 左右，功率單元成本 5-6 元/W；假設 100MW/400MWh 的項目單位投資成本為 13 元/W。2）年度運維成本假設：每年需要0.5%左右，為0.065元/W。 3）系統壽命假設：液流電池可使用壽命20年左右，循環次數可達12000次以上。 4）循環效率：全釩液流電池電池循環次數可以達到70-85%，這裡暫定75%，随着技 術進步，仍有上升空間。 5）貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現率。

初始投資和利用小時數的變化對度電成本的影響巨大，而随着技術進步，初始投資 仍有下降空間；利用小時數主要看電站在實際運營中的利用率，每天充放次數越高，成 本越低。在100MW/400MWh的系統中，初始投資11-13元/W、年循環次數達到600次以上 時，儲能度電成本區間為0.44-0.69元/kWh。

通過測算，在電化學儲能中，全釩液流電池LCOS與鐵锂電池接近，但是能量轉化效 率方面不如锂電池，布置靈活性、溫度環境要求較高。行業當前處在由示範階段轉向商 業化過程中，預計未來随着技術以及工程進步，成本會有較大的下降空間，能效也有望 進一步提高。

7.1 發展情況

鉛碳電池是一種電容型鉛酸電池，是從傳統的鉛酸電池演進出來的技術。普通鉛酸 電池的正極活性材料是氧化鉛(PbO2)，負極活性材料是鉛(Pb)，若把負極活性材料Pb全部 換成活性炭，則普通鉛酸電池變成混合電容器；若把活性炭混合到負極活性材料Pb中， 則普通鉛酸電池變成鉛炭電池。

在性能方面，鉛炭電池同時具有鉛酸電池和電容器的特點，既發揮了超級電容瞬間 大容量充電的優點，也發揮了鉛酸電池的比能量優勢，且擁有非常好的充放電性能；由 于加了碳，阻止了負極硫酸鹽化現象，改善了過去電池失效的一個因素，更延長了電池 壽命。

鉛炭儲能進展情況。美國的國際動力公司(Axion)在2006年便已經建立鉛炭電池生産線，2009年便開始批量銷售鉛炭電池。我國鉛酸電池大廠紛紛進行過鉛炭電池的研發與 生産，例如聖陽股份與日本古河于2014年簽訂合作協議，授權聖陽股份在中國工廠進行 鉛炭電池的本地化生産；南都電源開發有臨安2MWh、浙江鹿西島4MWh微網儲能、珠海萬 山海島6MWh等儲能項目段；2018年超威集團“電力儲能用鉛炭電池2V1000”項目獲得浙 江省科學技術進步二等獎；天能動力表示其高性能鉛炭電池是自主研發的具有國際領先 技術水平的新型電池，于2020年12月榮獲國務院批準設立的我國工業領域最高獎項—— 中國工業大獎項目獎。

7.2 鉛炭電池成本分析

鉛炭電池儲能全壽命儲能度電成本（LCOS）測算核心假設: 1）初始投資成本：鉛炭電池儲能系統中電芯成本較低，假設初始全投資成本為 1 元 /Wh。 2）年度運維成本假設：每年需要4%左右，為0.04元/W。 3）放電深度：鉛炭電池放電深度較低，為60-70%。 4）壽命：可循環2000次以上，多家企業表示，其鉛炭電池可在70%放電深度條件下 達到4200次的循環壽命。 4）循環效率：綜合多種文獻，鉛炭電池循環次數可以達到70-85%，這裡暫定75%， 部分可達80%以上。 5）貼現率：考慮到當前央企能源企業的融資成本在4-5%，我們選取6%作為折現率。

根據以上假設測算可得，在初始投資成本1元/W，年均循環次數600次，儲能循環效 率70%，鉛炭電池LOCS為0.678元/kWh。

對鉛炭電池敏感性分析發現，在年循環次數達到500次以上時，初始投資成本為0.8-1 元/W，鉛炭電池儲能度電成本區間為0.52-0.747元/kWh。

通過測算比較，發現雖然鉛炭電池初始投資成本較低，但是由于其放電深度低于其 他儲能形式，度電成本優勢并不明顯。另外如果考慮實際使用中能量損耗成本，鉛炭電 池因能效相對鐵锂電池較低，經濟性會處于一定劣勢勢。新型儲能百花齊放的狀态下， 鉛炭電池也将有望通過技術進步實現能效提升以及成本下降。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站

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