新型电力系统专题分析报告：新型储能能源转型重要途径技术路线百花齐放

证券研究报告公用事业2023年1月5日新型储能：能源转型重要途径，技术路线百花齐放——新型电力系统专题六评级：推荐(维持)1最近一年走势相关报告《——汽车传感器行业专题报告一：汽车智能化趋势确定，千亿车载传感器市场启航（推荐）*公用事业*杨阳》——2022-06-24《——公用事业行业深度研究：电力市场辅助服务：市场化势在必行，千亿市场有望开启（推荐）*公用事业*杨阳》——2022-02-26《——新型电力系统专题一：绿电：风光正好，把握碳中和下的时代机遇（推荐）*公用事业*杨阳》——2022-02-12相对沪深300表现表现1M3M12M公用事业-2.87%0.57%1.17%2.31%-14.15%-20.84%沪深3002重点关注公司及盈利预测重点公司代码股票2023/1/5股价EPS2022E0.590.96-PE2022E20.8523.75-投资评级名称20210.510.730.010.29-0.090.581.060.150.630.072023E0.731.31-202124.0331.23269.6318.19-2023E16.7017.40-601369.SH600875.SH300091.SZ000035.SZ002665.SZ002534.SZ002088.SZ000629.SZ603067.SH600416.SH陕鼓动力东方电气金通灵12.2222.803.64未评级买入未评级买入中国天楹首航高科西子洁能鲁阳节能钒钛股份振华股份湘电股份5.310.11-0.280.070.72-48.27-18.9653.7021.52-3.70未评级未评级未评级未评级未评级未评级15.5023.034.880.29-26.7221.7331.5722.98260.2953.23-0.220.860.230.261.120.3822.6316.8277.9619.0112.8748.0914.4818.22资料：WIND，国海证券研究所注：未评级企业盈利预测取自WIND一致预测3核心观点

新型储能配置灵活、响应迅速，更加适合新能源储能消纳。根据国家能源局，新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势逐渐凸显。新型储能包括机械储能、电化学储能、化学储能、热储能、电磁储能等多种技术路线，截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5.73GW，根据国家型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。/电科院预测，到2025年我国新型储能市场装机规模超30GW，2030年新

机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花1）压缩空气储能是储能量级可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，功率达到百兆瓦级，且建设周期只需要12-18个月；但建设需要天然储存空气的地下结构，同时能量转化效率较低；绝热系统效率较高，在60%-70%左右。压缩空气储能通过三种技术实现进步：绝热压缩空气储能、液态空气储能、超临界压缩空气储能，三者分别解决需要化石燃料补燃、储气洞穴依赖以及效率问题。截至2022年10月，我国已投运的压缩空气储能电站共7个，共计182.5MW；在建/筹建项目共19个，装机量共计6.3GW。

2）重力储能利用重物上升下落完成电能充放，转化效率约85%，度电成本约为0.5元/kWh，具备良好经济性，且不会发生爆炸；但同时建设规模不及抽蓄，响应速度略慢于电化学。国内首个100MWh项目由中国天楹于2022年一季度建设，目前项目正在稳步推进。除中国天楹合作的EV公司外，美国Gravity

Power公司、英国Gravitricity公司也在重力储能技术方面有所突破。

3）飞轮储能利用转轮惯性能量储能，具有响应速度快、功率密度高、绿色无污染等特点，调频性能优越；但同时成本较高，能量密度低，存在飞轮脱离的安全隐患。飞轮储能在技术上刚刚完成兆瓦级的突破，正在向商业化转型，据不完全统计，2022年招标/施工/投运的飞轮储能试点项目已有19个，已有4个项目交付投运。4核心观点

电化学储能：液流电池安全性突出1)

全钒液流电池具有安全环保、寿命长、长时储能的特点，充放电循环次数可以达到2万次以上，配储时长可达4-12小时；同时目前全钒液流电池成本较高，据能源电力说，目前全钒液流电池投资成本大约在2.5-3.9元/Wh，锂电池的投资成本约为1.2-2.4元/Wh，约为全钒液流电池投资成本的53%。2022年9月以来，国内数个GWh级大型全钒液流电池项目启动，截至2022年10月，全钒液流电池项目共建成约300MW，在建项目约2.4GW。

2）铁铬液流电池同样具备安全、寿命长的特点，同时原料丰富廉价，成本较钒电池更低；缺点是效率低、稳定性差、电解液会产生交叉污染，目前铁铬液流电池能量效率约为70%-75%，在电化学储能中处于较低水平，规模也较小。铁铬液流电池商业化进程还处于起步阶段，截至2022年10月，据不完全统计铁铬液流备案项目共7个，累计储能装机容量17.5MW。

氢储能/热储能：大规模储能新思路氢储能技术是一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、存储时间长、无污染等优点；缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低，目前氢储能效率在30%-50%，同时氢气易燃易爆，安全性有待提高。张家口200MW/800MWh

氢储能发电工程预计于2023年投运，是全球规模最大的氢气储能发电项目。

熔盐储热技术具有规模大、时间长、安全环保等优点，具备单日10小时储热能力，且储能规模可达几百兆瓦；但同时熔盐储热转化效率低于60%，度电成本约0.886元/kWh，成本较高。截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量为538MW。根据我们不完全统计，2022年招标/签约/建设中的熔盐储热项目超40个，总装机规模达4.5GW。5核心观点

投资建议：行业方面，随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设规模有望快速提升，机械储能、电化学储能、熔盐储热、氢储能等多种技术路线并进，相关产业链有望受益。维持行业“推荐”评级。个股方面，压缩空气储能建议关注陕鼓动力、东方电气、金通灵；重力储能推荐中国天楹；熔盐储热建议关注首航高科、西子洁能、鲁阳节能、安彩高科；全钒液流建议关注钒钛股份；铁铬液流储能建议关注振华股份；飞轮储能建议关注华阳股份、湘电股份、国机重装。

风险提示：宏观经济下滑风险；储能行业政策变动风险；电力市场建设进度不及预期；新能源装机不及预期；技术进步不及预期；重点关注公司业绩不及预期；行业竞争加剧；测算数据仅供参考，以实际为准。6目录1新型储能：能源转型重要途径...............................................................................................................................................................

81.1

背景：能源转型加速推进，新型储能应运而生……...................................................................................................................

91.2

政策：“十四五”规划有序落地，新型储能盈利模式逐步明确..........................................................................................

111.3

空间：预计2025年我国新型储能市场规模将超30GW………….............................................................

131.4

技术：技术路线百花齐放，场景应用全面互补..........................................................................................................................152机械储能：重力储能、压缩空气、飞轮储能多点开花....................................................................................................................

162.1

压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一………….......................................................................................................

172.2

重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中…………...........................................................................................

222.3

飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低..................................................................................................................................

263电化学储能：液流电池安全性突出...................................................................................................................................................

.

303.1

全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能....................................................................................................................

313.2

铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待升............................................................................................................

364氢储能/热储能：大规模储能新思路...................................................................................................................................................

.404.1

氢储能：大规模储能新思路，储氢问题仍未解决……………......................................................................................................414.2

熔盐储热：西北风光大基地配储重要路线….…..........................................................................................................................

454投资建议和行业评级...............................................................................................................................................................................

505风险提示………………................................................................................................................................................................................

527目录一、新型储能：能源转型重要途径81.1背景：能源转型加速推进，新型储能应运而生▪

“双碳”目标下新能源发展迅速，新型储能成为推动能源转型重要支撑。在碳中和、碳达峰目标的驱动下，我国能源绿色转型进度加速。根据2021年10月24日国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，到2030年，我国非化石能源消费比重将达到25%，到2060年将达到80%，在新能源高速发展的驱动下，电网的负担加重，储能成为新型电力系统中必要环节。▪

新型储能配置灵活、响应迅速，更加适合新能源储能消纳。根据《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号），新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优图表2：新型储能分类势逐渐凸显。图表1：我国非化石能源消费比重及未来预期目标（%）资料：WIND、国务院2021年10月24日《关于完整准确全面贯彻新发资料：数字化产业研究，国海证券研究所展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、国海证券研究所91.1背景：能源转型加速推进，新型储能应运而生▪

新型储能在发电侧、电网侧、用户侧的需求逐渐增加。随着新能源的快速发展，新型储能在电力系统中的作用逐渐显现。▪

首先是发电侧，新能源弃电率和发电不稳定性、间歇性导致电力系统中储能、消纳的负担增加，对配置灵活，响应迅速的新型储能需求增加；同时随着发电侧配储改革持续推动，配储空间仍有提升空间。▪

从电网侧分析，由于新能源发电的不稳定性，将导致电网输配容量、电频波动控制方面要求增加，更加需要新型储能参与电力市场辅助服务，通过新型储能的调峰调频功能维持电网稳定运行。▪

对于用户侧，新型储能建立需求响应机制，通过峰谷价差切入，进行削峰填谷；提供复合式能源服务，作为备用电源或对分布式能源增加就地消纳，满足用户的多层次需求。图表3：新型储能在新型电力系统中的作用图表4：新型储能商业模式一级分类电源侧电网侧二级分类运营与盈利模式发电侧通过将无法利用的发电量利用起来，通过峰谷价差盈利，同时获得调峰补贴提供调峰调频服务，获得服务收益工商业户用利用储能调节峰谷电价时段用电量，节省电费支出用户侧自发自用具有经济性，主要获利来自夜晚用电与白天光伏用电价差资料：计鹏新能源，国海证券研究所资料：36氪研究院，国海证券研究所101.2政策：“十四五”规划有序落地，新型储能盈利模式逐步明确▪

“十三五”期间我国已完成新型储能技术储备。在“十三五”期间我国电化学储能、压缩空气储能等取得技术突破，新型电池、大规模新型储能电站纷纷落地。▪

“十四五”期间新型储能盈利模式进一步明确。2022年1月，国家在《“十四五”新型储能方案》中明确指出，计划在、能源局首次明确2025年电化学储能系统成本下降30%、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用等；2022年5月，了独立储能定义，完善了新型储能相关市场机制、价格机制和运行机制，指出电网侧独立储能不承担输配电价和政府性基金及附加，新型储能盈利模式逐步明确。图表5：“十四五”期间新型储能政策主要变化政策名称发布时间发布单位主要内容《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》首次明确独立储能定义，完善了相关市场机制、价格机制、国家能源局

和运行机制，指出电网侧独立储能不承担输配电价和政府性基金及附加2022年6月7日国家国家到2025年，电化学储能技术得到进一步提升，系统成本降、国家能源局

低30%以上；百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟等《“十四五”新型储能发展2022年1月29日2021年7月15日实施方案》因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机、国家能源局

制，深化电力辅助服务市场机制；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》国家资料：国家，国家能源局，国海证券研究所111.2政策：“十四五”规划有序落地，新型储能盈利逐步明确

十五省/发布“十四五”新型储能装机目标/配储比例。截止到2022年10月，已经有22个省（/直辖市）发布了“十四五”期间新型储能的发展规划，新型储能累计总装机规划超50GW，配储比例要求普遍在5%-

20%、2h。图表6：“十四五”主要省份累计新型储能装机目标及配储比例序号1省份新型储能装机目标600万千瓦600万千瓦220万千瓦400万千瓦200万千瓦500万千瓦300万千瓦300万千瓦配储比例序号1213141516171819省份新型储能装机目标260万千瓦100万千瓦-配储比例长江以南8%及以上，长江以北10%及以上，2h青海省甘肃省河南省河北省广东省10%，2h江苏省辽宁省福建省25-20%，2h10%，2h15%，3h试点项目不低于10%，其他不低于15%，2-4h3410%宁夏回族-10%，2h10%-15%10%2h5广东肇庆10%15%，2-4h浙江永康，诸暨10%不低于5%，2h山西省吉林省600万千瓦25万千瓦-6内蒙古7浙江省安徽省黑龙江省江西省首个项目10%2h15%，1h8100万千瓦9广西壮族200万千瓦5-10%，2h20海南省-10%1011山东省湖南省500万千瓦200万千瓦10%，2h2122陕西省天津市10%-20%-10-20%，2h50万千瓦资料：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，能源电力说，北极星储能网，江苏省，吉林省人民政府，江西省人民政府，天津市人民政府，国际能源网，中关村储能产业联盟，CESA储能政策及标准化、储能与电力市场，国海证券研究所121.3空间：预计2025年我国新型储能市场规模将超30GW▪

新型储能市场广阔，未来或呈跨越式增长。截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5729.9MW，

2021年4月，国家

、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》提出我国到2025年新型储能市场装机规模超30GW，同时中国电科院首席技术专家惠东2021年10月表示，到2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。▪

目前电化学储能仍占新型储能主要部分，机械类储能中压缩空气占比最高。根据CNESA全球储能项目库，截止到2021年底，锂离子电池装机容量占新型储能89.6%

，非电化学储能类型中压缩空气占比较高，占新型储能累计装机3.2%；其他新型储能方式如液流电池储能、飞轮储能等占比均在1%以下。图表7：2021年中国储能累计装机占比图表8：中国新型储能市场累计装机规模（MW）160000140000120000100000800006000040000200000150000300005729.7202113102018210020193283.5202030020172025E2030E资料：CNESA全球储能项目库，国海证券研究所资料：CNESA全球储能项目库，新华网，国家电网报，国海证券研究所131.3空间：预计2025年我国新型储能市场规模将超30GW▪

大型储能建设加速推进。2022年5月10日，国家、商务部公布《鼓励外商投资产业目录(2022年版)(征求意见稿)》，其中包含了大型储能技术研发与应用，包含空气储能等新型储能技术；同时国内大型储能电站建设提速，储能规模提升至百兆瓦时级至吉瓦时级。根据能源电力说，截止到2022年10月，广西、浙江、河北、山东等省市陆续发布了2022年新型储能示范清单，其中超过100MWh的大型储能项目93个，占比78.2%，储能电站大型化趋势明显。图表9:截至2022年10月部分省份新型储能示范项目数量（个）新型储能示范项目数量规模超过100MWh项目数量140120100801199360344031

3129

282212

12130200广西浙江河北山东四川合计资料：能源电力说公众号，国海证券研究所141.4技术：技术路线百花齐放，场景应用全面互补图表10:新型储能技术路线主要参数对比分类储能类型效率响应时间寿命装机规模适用方向建设周期投资成本度电成本坝体100年，电机设备40-60年抽水蓄能70%-75%分钟级120万千瓦/-调峰、调频、黑启动6-8年6元/W0.21-0.25元/kWh60%-70%（绝热系统）压缩空气分钟级30年以上100MW以上调峰/备用/黑启动1.5-2年5-6元/W0.45-0.5元/kWh机械储能25MW/100MWh重力储能飞轮储能85%以上90%以上秒级30-35年20年需求响应、调峰调频6个月3元/Wh0.5元/kWh2MW/0.4MW

调频、不间断电源保障、电能质量治理、国毫秒级-10-15元/W-h防、能量回收水力、火力、风力和太阳能电站、电动汽车、军事装备、航空航天锂离子电池85%-98%百毫秒级超5000次--1.2-2.4元/Wh0.62-0.82元/kWh100MW/500MWh全钒液流电池铅酸电池75%-85%70%-90%80%以上百毫秒级百毫秒级百毫秒级10000次大规模储能项目电网调峰、交通工具储能电池，低速电动车---2.5-3.9元/Wh0.8-1元/Wh0.71-0.95元/kWh0.61-0.82元/kWh0.67-0.88元/kWh电化学储能2000-4000次4000-6000次-钠离子电池-0.9-1.2元/Wh250kW/1.5MWh铁铬液流电池氢储能70%-75%30%-50%百毫秒级分钟级10000次---200MW/800MWh化学储能热储能10000小时新能源消纳、削峰填谷、备用电源2年13元/Wh1元/kWh以上光热：约0.886

元

/kWh储热：0.035-0.05元/kWh熔盐储能97%以上小时级20年以上420MW/-工业窑炉和电采暖、居民采暖、光热发电2年1.65元/Wh超级电容器超导储能70%-90%毫秒级毫秒级100000次30年以上--轨道交通、可再生能源--10-15元/Wh--电磁储能90%以上--资料：《储能的作用及其电力系统应用》，36氪研究所，北极星电力网，北极星储能网，北极星氢能网，国家能源局，江苏省光伏协会，高工产研氢电研究所，CSP

PLAZA光热发电网，能源界，索比储能网，能源电力说公众号，存能官网，阳光工匠光伏网，中信能源，CEEC清洁能源展，中国能源报，中关村储能产业技术联盟，电池中国，忻州新闻网，数字能源网，综合能源服务网，太阳能报，国际科技创新中心，中国能建中电工程公众号，中国科学院，青岛生物能源与过程研究所，人民网，中国科学报，瑞鼎官网，《电化学与蓄热储能技术在可再生能源领域的应用》-唐宪友，深交所互动易，中关村储能产业技术联盟，科技导报，交能网、新能源储运、普兰能源科技，本翼资本，中国储能网，新能源趋势投资，

《液流电池商业化进展及其在电力系统的应用前景》宋子琛等，国海证券研究所15目录二、机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花162.1压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一

2.1.1

压缩空气储能技术：规模媲美抽蓄，商业价值逐渐显现压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统。压缩空气储能是储能量级可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，功率达到百兆瓦级，且建设周期只需要12-18个月，具有能量密度高、日常运营成本低、自放电率低等优势，技术正越来越受到青睐。目前非绝热系统的储能效率较低，在40%-55%左右，主要由于能量以热能形式损失，而绝热系统的效率在60%-70%左右，且不需要借助传统化石能源加热压缩空气。压缩空气储能局限性主要是受地理条件影响，需要天然储存空气的地下结构，同时能量转化效率较低。

图表12：压缩空气技术储能参数图表11：压缩空气储能系统原理图40%-55%（非绝热系统）60%-70%（绝热系统）总效率能量密度放电深度3Wh/1（100bar）至6Wh/1（200bar）35%-50%自消耗（包括储热器消耗）0.5%/天-1%/天5600元/千瓦至8000元/千瓦（地质条件恶劣会导致成本增加）320元/kWh至640元/kWh装机成本响应时间主要用途约3-10分钟（从输出功率的负最小值到正最大值）调频（二次调频和三次调频），电压调节，峰值负载调节，负载平衡，静止储备，黑启动资料与构想》_王丹等：《大规模压缩空气储能系统发电方式与运行控制分析资料：汉裕能源官网，国海证券研究所172.1压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一

2.1.2

压缩空气储能技术路线：绝热、液态、超临界压缩空气储能通过三种技术实现进步：绝热压缩空气储能、液态空气储能、超临界压缩空气储能，三者分别解决需要化石燃料补燃、储气洞穴依赖以及效率问题。图表13：压缩空气储能技术进步路线绝热压缩空气储能

利用蓄热技术回收再利用气体压缩过程所产生的压缩热

不需再燃烧化石燃料

2021年9月，中国江苏金坛60MW非补燃式压缩空气储能电站并网，是全球首个非补燃压缩空气储能电站，运行效率60%以上液态空气储能

将高压空气经蓄冷器预冷后节流液化，将电能以常压低温液态空气形式储存，同时存储压缩热

可摆脱对储气洞穴的依赖

2018年，国家电网在江苏省建设的500kW液态空气储能示范项目投运，可为园区提供500kWh电力，夏季供冷量约2.9GJ/天，冬季供暖量约4.4GJ/天超临界压缩空气储能

在低谷期将电能将空气压缩至超临界状态，并利用存储的冷能将超临界空气冷却液化储存；在用电高峰，液态空气加压吸热至超临界状态，并进一步吸收存储的压缩热后通过膨胀机驱动发电机发电

理论效率更高

2013年廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目，为中科院工程热物理研究所承担的北京市科技计划重大课题“超临界压缩空气储能系统研制”项目，目前尚无广泛商业应用资料：界面新闻，能源电力说公众号，国海证券研究所182.1压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一

2.1.3

压缩空气储能项目：规模步入百兆瓦级时代压缩空气储能已经步入百兆瓦级时代。2013年国家电网在江苏投运了国网江苏同里500kW液态空气储能示范项目，2018年在江苏、安徽投运安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目，主要用于早期技术验证，陆续建设项目规模多在500kW至MW级。2021年，随着山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站项目、河北张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目的投运，我国的压缩空气储能项目正式进入百兆瓦级时代。截至2022年10月，我国已投运的压缩空气储能电站共7个，共计182.5MW；在建/筹建项目共19个，装机量共计6.3GW。

2022年9月以来，压缩空气储能项目加速推进，在辽宁朝阳、甘肃酒泉、山东等地完成4项压缩空气储能项目签约、备案等工作，备案项目规模均在300MW以上。其中，辽宁朝阳能建300MW项目是全球首个采用人工硐室作为储气系统压缩空气储能示范工程，人工硐室储气技术有利于百兆瓦级压缩空气储能电站灵活选址，为大规模推广奠定坚实基础。图表14：张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目图表15：部分投运压缩空气储能项目运行效率100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%70.40%（设计效率）60.20（%额定工况）52%33%2013廊坊1.5MW超临界2014芜湖500KW2017毕节10MW2021张家口100MW资料：中储国能官网资料：光伏头条，国海证券研究所192.1压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一图表16：近年压缩空气项目汇总（不完全统计）投资成本（元/状态地点示范项目工程功率（兆瓦）

装机规模（兆瓦时)

系统效率

投资额（亿元）公司瓦）9.6陕西榆林浙江温州河南平顶山河北沧州江苏淮安江西九江陕西榆林100MW大规模压缩空气储能项目浙江温州200MW矾山压缩空气储能项目平顶山叶县先进压缩空气（盐穴）储能项目南大港产业园区先进压缩空气储能项目400兆瓦盐穴压缩空气储能示范项目1002009.6中蓝能源华能集团12.06.010080070.40%晟光储能华电集团2001,60010.05.0400苏盐集团、中储国能葛洲坝能源中国能建数科集团、中国能建华东建投、泰山新能源公司中国能建签约江西九江压缩空气储能调峰调频电站项目1,0006,0002,40080080.022.310.08.03.7山东泰安山东泰安盐穴压缩空气储能项目600100陕西汉中甘肃酒泉汉中市勉县先进压缩空气储能项目甘肃酒泉能建大规模压缩空气储能电站项目签约项目合计10.0中国能建2,700福建省石狮热电有限责任公司压缩空气储能电站项目福建永春1,2004,800福能股份山东临沂江苏淮安福建永春山东肥城兰陵压缩空气储能项目100465300300600国华投资苏盐集团福能股份中储国能苏盐集团盐穴压缩空气储能项目福建省永春300兆瓦级压缩空气储能电站项目山东肥城先进压缩空气储能电站项目（二期）人工硐室作为储气系统的300兆瓦级压缩空气储能示范工程2,60022.315.04.85.0可研/勘测1,800辽宁朝阳300中国能建可研项目合计2,665100200甘肃中宁河南平顶山湖北应城大唐中宁县200MW/800MWh共享储能项目200MW盐穴先进压缩空气储能电站湖北应城压缩空气储能电站示范工程项目山东泰安2×300MW级压缩空气储能创新示范工程项目一期350MW机组400大唐中宁能源公司中储国能国家电网、中国能建70%以上70%以上15.018.07.56.0在建3001,5001,400山东泰安35070%以上22.36.4中能建数科集团,、泰山新能源公司在建项目合计950总计6,315资料：腾讯网，苍南新闻网，见道网，沧州日报，新华报业网，九江市商务局，大众日报，北极星储能网，酒泉日报，国家能源集团，中国能源网，福能股份官网，闪电新闻，中国科技网，中宁县水务局，中储国能，中能建数科集团，大众日报，搜狐网，国海证券研究所202.1压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一上游中游下游空气压缩机、透平机建设承包发电侧电网侧储能系统用户侧企业自备电厂2.1.4压缩空气储能产业链压缩空气储能上游主要是空气压缩机和透平机等设备，空气压缩机和透平机主要由陕鼓动力、金通灵、沈鼓集团（未上市）、东方电气、哈尔滨电气、杭氧股份提供；中游负责储能系统的公司主要提供系统集成服务，例如陕鼓集团、中储国能；下游发电侧主要是和储能电站业主合作，目前的压缩空气储能业主包括三峡集团、巨人能源等；电网侧压缩空气储能主要应用方向是大规模储能调频，降低电网负荷，同时可以实现黑启动和孤网运行。用户侧主要用于企业自备电厂。资料：WIND，各公司公告及官网，国海证券研究所212.2重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中

2.2.1

重力储能技术：安全性经济性兼具重力储能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。

重力储能项目具有安全、环保、经济的优点。重力储能采用机械能相互电能转化，不会发生爆炸，安全性较强；同时不造成地质生态破坏，环保效益较好；重力储能建设周期通常只需要6个月左右，寿命可达30-35年，转化效率约85%，因此从全生命周期角度重力储能度电成本较低，约为0.5元/kWh，具备良好经济性。重力储能也有一定局限性。目前国内在建的首个重力储能项目为中国天楹于2022年一季度在江苏如东建设的100MWh项目，相较抽蓄规模较小；同时重力储能响应速度达到秒级，但略低于电化学响应速度。图表17：重力储能原理示意图图表18：常见储能方式及性能比较储能方式重力储能抽水蓄能锂电池储能初始投入成本（元/Wh）361.2-2.4度电成本（元/kWh）功率等级0.50.21-0.25吉瓦级0.62-0.82百兆瓦-吉瓦级0.3-6h百兆瓦级6-15h放电时长6-12h平均寿命30-35年83%-85%30-50年70%-80%6000-10000次85%-95%综合效率资料：北极星储能网，国科学院青岛生物能源与过程研究所，能源电力说公众号，国海资料：《重力储能发电现状、技术构想及关键问题》陈云良等证券研究所（锂电池储能此处为“磷酸铁锂电池”）222.2重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中

2.2.2

重力储能未来前景：西部消纳大有可为，朝阳技术全球注资重力储能在西部能源消纳方面大有可为。重力储能具有功率大、效率高、寿命长、选址不受限等优势，能够在中、长时间内储存大量可再生能源产生的富余能量，同时可提供转动惯量，适用于西部可再生能源的大规模消纳利用。全球纷纷布局重力储能，市场空间广阔。除中国天楹合作的EV公司外，美国Gravity

Power公司、英国Gravitricity公司也在重力储能技术方面有所突破。韩国锌业公司5000万美元注资EV、EV成功登陆纽交所、欧洲银行明确资金支持英国Gravitricity，今年国家电网正式入局，越来越多的企业参与重力储能投资，重力储能技术有望加速进步，市场空间有望提升。

图表19：重力储能设计方案及对应测试项目提出方技术名称技术原理测试项目利用竖井内的重物活塞进行储能：由水泵水轮机抽水加压，提升重物活塞，存储能量。发电时，重力活塞下落，势能传递给水流，带动水轮机发电美国Gravity

Power公司活塞式重力储能-利用废弃钻井平台和矿井，采用500~5000t钻机作为重物，通过150~1500m长钻井重复吊起放下实现电能储存和释放爱丁堡利斯港250kW的重力储能电厂项目，2021年并网英国Gravitricity公司瑞士EnergyVault公司悬挂式重力储能电力充裕时，起重机将混凝土砌块从地上吊起，将能量转换为势能；需要发电时，将混凝土砌块一次落下，释放势能转化为电能以混凝土砌块储能塔为基础的重力储能瑞士CDU重力储能4-8MW/20-35-80MWh灵活储能项目利用陡峭山区的地势，通过砂石的势能储能，店里赋予是，用电动系统将砂石提升至山顶，用电高峰时用重力将砂石放下发电国际应用系统分析研究所（IIASA）山地重力储能-资料：北极星电力网，EV公司官网，国海证券研究所232.2重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中

2.2.3

重力储能项目：国内首个100MWh项目预计年内投入运营中国天楹获得EV公司独家授权，首个100MWh项目预计年内建成。瑞士EV公司率先提出“混凝土块储能塔”解决方案，在瑞士建设了首个重力储能商业演示项目CDU，于2020年7月成功并网。2022年1月，中国天楹控股子公司Atlas与EV公司签署了《技术许可使用协议》，在约定条件下将获得约15年中国区重力储能技术独家授权，并于2022年一季度在江苏如东建设全球首个100MWh重力储能项目，发电功率为25MW，目前项目正在稳步推进。

中国天楹已与中电建、国家电投、内蒙古通辽政府等达成3GWH+合作协议。2022年二季度以来，中国天楹已与国家电网、三峡能源、国家电投（三年内合作不低于1GWh）、中电建（十四五期间不少于2GW）、通辽市人民政府（十四五期间2GWH）、毕节市人民政府（400MWH）等多家企业、政府达成重力储能合作协议，后续重力储能市场有望全面铺开。图表20：EV公司重力储能项目效果图图表21：中国天楹合作协议签订情况签订时间合作方合作内容建设不低于400MWH重力储能项目（第一期200MWH）2022.11毕节市人民政府、三峡建工等“十四五”期间，合作风力发电6GW、光伏发电4GW，重力储能2GWH2022.92022.8内蒙古通辽市人民政府三年内在长三角地区合作不低于1GWh的重力储国家电投浙江新能源公司能项目2022.62022.5中电建水电开发集团有限公司国网江苏综合能源服务有限公司十四五期间投资不少于2GW重力储能电站重力储能技术研究与项目开发2022.4中国投资协会能源投资专业委员会等能源市场开发资料：EV公司官网资料：wind，中国天楹公司公告、国海证券研究所242.2重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中上游中游下游重力块、升降梯等建设承包发电侧重力塔原材料：水泥重力塔原材料：钢铁储能系统电网侧2.2.4

重力储能产业链重力储能上游重力块主要原材料为固态废料，主要于中国天楹的环保业务，同时储能使用的升降梯、小车等也由中国天楹制造；重力塔原材料为水泥和钢铁，主要上游企业是生产水泥、钢铁企业；中游土建承包主要由中电建等基建集团负责建设，储能技术公司如EV公司、中国天楹负责提供设计思路、技术支持和核心储能模块建设；下游层面主要是和发电侧的电力公司合作，主要形式是EPC，合作企业有国家电网、三峡集团。资料：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所252.3

飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低

2.3.1

飞轮储能技术：大功率、快响应，安全技术有待突破飞轮储能即用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，从而将电能以动能的形式储存起来，利用大转轮所储存的惯性能量储存电能。

飞轮储能具有响应速度快，功率密度高，不受充放电次数的限制、绿色无污染等特点。飞轮储能的响应时间可以达到毫秒级，同时飞轮储能系统是一种物理储能装置，因此不会产生环境污染，飞轮储能单机功率可达2000-3000kW，可实现储能0.5-100kWh，且没有化学储能充放电次数的限制。飞轮储能缺点是成本较高，能量密度低，储能容量少，安全性有待改进。目前飞轮储能使用的飞轮及磁悬浮轴承价格较高，据《储能的度电成本和里程成本分析》（2019年，何颖源等）核算投资成本在1000-1500万元/MW，高于其他储能方式，且飞轮储能安全性相对较差，2021年8月弘慧能源在进行飞轮实验时飞轮脱离造成人员伤亡，存在一定安全隐患。图表23：飞轮储能电池系统工作原理图表22：飞轮单机结构图资料：Beacon

Power官网资料：《飞轮储能系统在风力发电调频中的应用研究》_高春辉等，国海证券研究所262.3

飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低

2.3.2

飞轮储能未来前景：调频性能突出，装机容量逐步提高飞轮储能主要应用领域是调频。由于飞轮储能具有短时高频的特点，适合应用在电力系统调频方面，同时在分布式发电及微网、轨道能量回收、电力输配/备用电源方面也有应用，据中关村储能产业技术联盟统计，2021年飞轮储能在调频方面装机容量占比达84%，远超在其他领域的应用。

飞轮储能未来市场广阔。随着大规模新能源并网，电网频率的波动越来越大，迫切需要飞轮储能这种短时高频的储能技术支持。根据飞轮储能渗透率提升趋势，我们预计2025年飞轮储能渗透率将达到0.7%，累计装机将达规模210MW。图表24：2022年2-5月（部分）飞轮储能项目各用途占比情况图表25：飞轮储能装机容量统计及预测（MW）6%22%调频UPS轨道交通72%资料：中国储能网，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心

，国海证券研究所资料：观研报告网，

CNESA，新华网，国家电网报，国海证券研究所272.3

飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低

2.3.3

飞轮储能项目：试点项目多地开展，商业化转型加速飞轮储能项目已在全国多地展开试点。相较于其他比较成熟的机械储能方式如抽水蓄能、压缩空气储能等，飞轮储能在技术上刚刚完成兆瓦级的突破，正在向商业化转型，据不完全统计，2022年招标/施工/投运的飞轮储能试点项目已有19个，规模总计约1118MW，已有4个项目交付投运。图表26：2022年飞轮储能项目汇总项目名称地点公司功率储能容量应用场景调频投产时间/项目进展2022年7月18日投运招标国家光伏储能实证实验平台（大庆基地）项目飞轮储能系统国家电投集团河南电力有限公司MW级先进飞轮储能系统功率磁悬浮飞轮电池储能AGC调频项目储能电池系统北京大庆河南三门峡山西朔州国家电投国家电投中国华电5MW2MW0.175MWh0.4MWh调频调频施工霍林河循环经济“源-网-荷-储-用”多能互补关键技术研究与应用创新示范项目（飞轮储内蒙古霍林河国家电投、坎德拉新能源1MW6MW200kWh50kWh调频招标能安全工作规程编制）飞轮储能联合调频智能协调控制关键技术研究与示范应用某供电公司碳中和供电所飞轮储能项目山东济南北京中国华能泓慧能源贝肯新能源鼎轮能源调频UPS调频调频招标2022年5月交付井陉上安镇三合庄10万千瓦贝肯飞轮储能示范项目山西鼎轮30MW独立飞轮储能调频电站项目河北石家庄山西长治100MW30MW列入省示范项目湖北东湖实验室、海民融合创新科技青岛地铁1兆瓦飞轮储能装置项目山东青岛1MW轨道交通UPS2022年4月11日投运昆山星巴克产业园关键负载电力保障项目江苏昆山山西古交星巴克2022年夏季投产玖方古交（磷酸铁锂+飞轮储能）共享储能示范站（一期二期）项目丰源储能800MW800MWh调频施工华北电力科学研究院有限责任公司飞轮储能与火电机组联合调频技术研究河北张家口张家口风光储输新能源调频UPS调频招标国网吉林电力5台飞轮储能不间断电源车保障疫区供电吉林国家电网三峡集团投运三峡新能源乌兰察布源网荷储一体化示范项目内蒙古乌兰察布1MW4.2KWh4.5MWh一期并网国家能源集团宁夏电力灵武公司光火耦合22MW/4.5MWh飞轮储能工程项目宁夏国家能源集团22MW调频施工内蒙古呼和浩特50MW飞轮储能独立调频电站项目内蒙古呼和浩特辽宁阜新中核汇能50MW调频调频获批招标协合新能源海力板风电场配套储能调频项目协合新能源0.5MW以上内蒙古鄂尔多斯100MW/3.5MWh飞轮加100MW/400MWh锂电混合储能电站内蒙古鄂尔多斯山东坎德拉新能源泓慧能源100MW3.5MWh调频施工山东某数据中心飞轮储能关键电源项目UPS2022年2月交付资料：北极星储能网，中国储能网，中国能源网，中关村储能产业技术联盟公众号，国海证券研究所282.3

飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低上游中游下游磁悬浮轴承发电侧系统集成飞轮转子电网侧用户侧2.3.4

飞轮储能产业链飞轮储能上游主要是系统内主要部件，包括飞轮、磁悬浮轴承和转子，主要由华阳股份、国机重装、湘电股份、广大特材提供，其中华阳股份两套600千瓦全磁悬浮飞轮已于2021年8月建成，国机重装自主研发了100KW，200KW飞轮储能装置，技术领先，湘电股份参与研制的1MW飞轮储能装置在青岛地铁并网应用；中游系统集成也主要由重要设备商完成，此外还有泓慧能源、坎德拉新能源参与；下游主要发电侧主要用于小规模调频、备用电源UPS，电网侧主要是参与源网荷储多能互补项目以提升电网效率；用户侧主要用于备用电源或企业园区电力保障。29资料：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所目录三、电化学储能：液流电池安全性突出303.1

全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能

3.1.1

全钒液流电池技术：安全环保寿命长，大规模长时储能优选全钒液流电池是将具有不同价态的钒离子溶液分别作为正极和负极的活性物质，通过氧化还原反应充放电。全钒液流电池具有安全环保、寿命长、长时储能的特点。全钒液流电池介质为含有钒离子的稀硫酸水溶液，且工作环境为常温常压，不易发生爆炸和燃烧。2022年5月，大连融科总经理王晓丽在接受新型储能资本专访时表示在百分之百充放电循环下，充放电循环次数可以达到2万次以上，全生命周期能量保持率可以达到百分之百，是大容量高效储能技术的首选之一。同时，钒电池适合于中长时储能，配储时长可达4-12小时。

全钒液流电池成本较高，技术有待改进。目前全钒液流电池电堆的额定工作电流密度较低，造成其功率密度较低、材料用量大，成本高。据能源电力说统计，目前全钒液流电池投资成本大约在2.5-3.9元/Wh，与之对比锂电池的投资成本仅为1.2-2.4元/Wh，约为全钒液流电池投资成本的53%。图表28：全钒液流电池与主流电池参数对比图表27：全钒液流电池工作原理示意图电池类型安全性资源环境寿命效率2000-4000铅蓄电池良好铅污染风险80%次回收难度大，锂资源有限锂离子电池过热爆炸风险良好超过5000次85%80%回收简单，钒资源丰富，可循环利用全钒液流电池超过20000次资料：《液流电池储能技术及应用》

张华民资料：CNESA全球储能项目库，产业信息网，国海证券研究所313.1全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能

3.1.2

全钒液流未来前景：成本下降打开市场▪

目前全钒液流电池成本较高，后续有望通过提高材料化学循环稳定性、降低材料成本以及提高系统整体性能等方式进行钒液流电池的降本。▪

全钒液流电池未来规模将进一步提升。全钒液流电池具有响应快、安全环保、寿命长、规模大等特点，适合长时储能。同时中国是世界钒资源最丰富的国家，原材料方面不受限，未来市场空间广阔。我们假设全钒液流电池市场渗透率提升至20%，到2025年，我国全钒液流电池储能规模将达到6GW。图表29：全钒液流电池成本结构（2021年）图表30：全钒液流电池累计规模统计及预测全钒液流3530252015105GW10%30电解液电路35%20%管理与控制系统6.0其他0.0220190.10.335%0202020212025E2030E资料：华经产业研究院，国海证券研究所资料：CNESA，新华网，国家电网报，国海证券研究所323.1全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能

3.1.3

全钒液流电池项目：长时储能未来可期，商业化应用有序进行长时储能是未来新型电力系统的重要方向。采用长时储能可在可再生能源电力充足的时候可以避免电网阻塞，同时可以更加充分利用峰谷电价节省成本、提高利润。根据美国电力研究院（EPRI），对于美国加州不同持续放电时间的收益比较，持续放电时间为4小时的电池储能系统的获得利润是持续放电时间20小时的长时储能系统的76％。2022年2月，辽宁大连全钒液流一期工程竣工，规模为100MW/400MWh，电站额定功率为10万度电/小时，最多可存放40万度电。按照居民每日人均用电2度左右计算，电站可供20万居民一天的用电需求。

2022年9月以来，国内数个GWh级大型全钒液流电池项目启动。2022年9月，中核汇能发布1GWh全钒液流电池储能系统采购公告；

9月20日，国内首个GWh级全钒液流储能电站开工，为新疆察布查尔县250MW/1GWh全钒液流电池，项目计划2023年年底前并网。图表31：辽宁大连全钒液流一期工程资料：新华网333.1全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能图表32：2022年全钒液流电池储能项目汇总建成项目时间公司液流储能北京普能世纪规模4MWh状态地点功率1MW山东潍坊盐酸基全钒液流储能电站一期2022年7月完工建成山东潍坊大庆125KW/500KWh全钒液流电池储能系统2022年4月通过验收125KW500KWh建成黑龙江大庆200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目2022年2月一期竣工恒流储能200MW800MWh一期竣工，二期在建辽宁大连大唐国际瓦房店镇海10MW/40MWh全钒液流储能电池项目湖北枣阳10MW全钒液流储能电站示范项目在建项目2020年12月并网2019年1月投运时间大唐国际北京能高公司10MW10MW功率40MWh40MWh规模建成建成状态施工辽宁瓦房店湖北枣阳地点新疆吉木萨尔县250MW/1GWh全钒液流储能项目2022年10月开工三峡能源湖南京科控股250MW1GWh新疆吉木萨尔县红坪全钒液流电池储能电站项目2022年9月签约2022年9月开工100MW400MWh签约施工湖南吉首湖南汇锋高新能源新疆察布查尔县250MW/1000MWh全钒液流电池储能项目1GWh全钒液流电池储能系统采购项目华润大力枣阳风电钒液流电池产业园项目和达能源全钒液流电池储能系统三峡能源中核汇能华润集团和达能源海化集团大力电工海越能源开封时代寰泰储能大唐中宁上海电气国家电投250MW1GW1000MWh新疆察布查尔县2022

9年

月2022年9月签约施工施工签约签约施工施工招标施工施工湖北襄阳浙江杭州山东潍坊甘肃酒泉陕西商南河南开封甘肃酒泉宁夏中宁江苏盐城山东海阳2022年9月开工2022年9月开工2022年9月签约2022年9月签约2022年8月开工2022年7月开工2022年5月招标2022年3月签约2022年招标0.5MW30MW2MWh60MWh海化集团全钒液流电池储能项目大力电工全钒液流电池储能装备生产项目海越能源陕西商南全钒液流电池储能科技产业园项目开封时代全钒液流电池储能示范电站项目寰泰储能瓜州年产300MW全钒液流储能装备生产基地项目大唐中宁共享储能项目6MW24MWh400MWh200MWh300MW100MW300MW100MW上海电气盐城立铠储能电站国家电投海阳100MW/200MWh储能电站液流电池项目资料：大连化学物理研究所，北极星储能网，铁合金在线，北极星太阳能光伏网，财联社，襄阳市政府，中国储能网，中国酒泉网，盐城市亭湖区政府官网，国海证券研究所343.1

全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能上游中游下游建设承包发电侧电解液：五氧化二钒电解液：稀硫酸水溶液质子交换膜储能系统电网侧3.1.4

全钒液流电池产业链全钒液流电池上游主要是电解液和质子交换膜，其中电解液中五氧化二钒主要企业来自鞍钢集团旗下攀钢钒钛，稀硫酸水溶液来自硫酸制造企业，质子交换膜主要由东岳集团、科恒股份提供；中游储能系统技术方面国际领先企业为住友电工和UET，国内进行全钒液流电池研发的企业有普能能源、融科储能；下游发电侧客户主要为电力公司，其中国家电投全钒液流电池项目较多，同时与中游有一定重合度，例如融科储能也作为业主参与电站的运营。资料：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所353.2

铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待提升

3.2.1

铁铬液流电池技术：成本优势突出，性能有待提升铁铬液流电池是一种氧化还原反应电池，利用溶解在盐酸溶液中的铁、铬离子价态差异进行充放电。▪

铁铬液流电池被誉为最安全、储能寿命最长的电化学储能技术之一，该技术的电解质溶液为氯化盐水溶液，安全性很高。水溶温区也较全钒液流电池的硫酸盐更宽，在高低温环境下的工作性能更优。由于功率和容量完全独立，可实现功率和容量按需灵活定制，且充放电次数可达10000次以上（《液流电池商业化进展及其在电力系统的应用前景》

2022年，宋子琛等），具有循环寿命长、容易回收、稳定性强、可运行温度范围广和成本低廉等优势。▪

铁铬液流电池缺点是效率低、稳定性差、电解液会产生交叉污染。目前铁铬液流电池能量效率约为70%-75%，在电化学储能中处于较低水平，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀较大，同时铁铬液流电池电解液在闭合回路中运行，容易产生电解液交叉污染的问题。图表33：铁铬液流电池原理及应用图表34：张家口铁铬液流电池示范项目内景资料：《铁铬液流电池技术的研究进展》_房茂霖资料：上海证券报363.2

铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待提升

3.2.2

铁铬液流电池未来前景：成本优势突出，性能有待提升铁铬液流电池较全钒液流电池成本更低。铁铬液流电池和全钒液流电池基本原理类似，同属于水系液流型氧化还原电池，都有原理层面的安全性。但铁铬液流电池在成本上具有明显优势，原材料上铁价、铬价更低，且相较于钒价波动较为稳定。铁铬液流电池关注度日益增加，技术存在较大的提升空间。铁铬液流电池效率略低于全钒液流电池的75%-85%，同时铁铬液流电池负极铬离子的活性还有待提高，析氢副反应影响较大，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀较大，循环稳定性较差。技术改进的研究主要集中在电池的关键材料(电解液、电极和离子传导膜等)和电池结构等方面，以提高电池能量效率、能量密度及其稳定性等性能。

图表35：2020年至今钒价/铬价走势钒价（元/千克）左轴铬价（元/千克）右轴3,5003,0002,5002,0001,5001,000500908070605040302010002020-01

2020-052020-09

2021-01

2021-052021-09

2022-01

2022-05资料：同花顺iFinD，国海证券研究所373.2

铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待提升▪

3.2.3

铁铬液流电池项目：试点逐步启动，项目陆续落地▪

铁铬液流电池商业化进程还处于起步阶段。由国家电投投资的河北张家口战石沟250kW/1.5MWh示范项目于2020年12月投产，项目所采用的铁-铬液流电池储能技术具备6小时储能时长，并且可以有效适应高温与严寒天气带来的不良影响，安全性能显著。同时公司在内蒙古霍林河启动全球首个兆瓦级铁-铬液流电池储能示范项目建设，预计今年年底投产，标志着国内铁铬液流电池量化供货以及储能技术产业化的实现。▪

截至2022年8月，据我们不完全统计铁铬液流项目7个，累计储能装机容量17.5MW，预计后续市场规模有望进一步扩大。图表36：铁铬液流电池储能项目汇总项目时间公司装机容量储能电量状态投产地点河北张家口战石沟

250kW/1.5MWh示范2020年12月国家电投250kW1.5MWh河北张家口项目山东华电滕州100MW/200MWh储能电站2021年12月2022年内投产2022年4月招标华电集团国家电投国家电投1MW1MW2MW2MWh-投产施工招标山东滕州内蒙古霍林河山东寿光内蒙古霍林河铁铬液流储能项目国家电投寿光202MW/404MWh储能电站4MWh项目华电莱城电厂101兆瓦/206兆瓦时储能电站

2022年7月开工华电集团华润电力华润电力1MW1MW1MW6MWh2MWh2MWh施工招标招标山东莱城山东鄄城山东东营华润电力鄄城源网储一体化示范项目2022年7月招标华润财金山东东营源网储一体化示范项目

2022年7月招标资料：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟，中国发展网，生态莱芜，中国电力招标采购网，和讯网，建设招标网，国海证券研究所383.2

铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待提升上游中游下游建设承包发电侧电解液：三氯化铬储能系统质子交换膜电网侧3.2.4

铁铬液流电池产业链铁铬液流电池上游主要是电解液的核心材料三氯化铬，目前国内振华集团宣布旗下子公司生产用于铁铬液流电池的三氯化铬产业链投产，可大规模生产，同时国家电投也参与部分原材料生产；中游目前项目均由国家电投承包建设，提供储能系统集成技术的有中海储能和国家电投旗下研究团队；下游发电侧由国家电投、中国华电、华润电力负责运行，产业链重叠度较高，铁铬液流电池目前还处于示范阶段，产业链各层面国家电投均有参与。资料：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所39目录四、氢储能/热储能：大规模储能新思路404.1

氢储能：大规模储能新思路，储氢问题仍未解决

4.1.1

氢储能技术：清洁储能，储发电独立运行氢储能技术是利用了电-氢-电的互变性。其基本原理就是将水电解得到氢气和氧气，利用富余的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能。氢储能作为一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好等优点。同时，氢储能的功率、能量可独立优化，储电和发电过程无须分时操作，是一种理想的绿色储能技术。

氢储能缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低。根据高工产研氢电研究所（GGII）分析，目前氢储能发电系统的系统效率仅35%左右，相较于其他储能较低，同时储氢技术仍需突破，同时氢气作为无色无味的易燃易爆气体，安全性需要进一步提高。图表37：氢储能系统构造图表38：大陈岛氢能综合利用示范工程全景风力、光伏和其他可再生能源发电用户氢发电（燃料电池）制氢（电解水）储氢(气/固/液态)资料：氢能源与燃料电池，国海证券研究所资料：国网浙江省电力有限公司台州供电公司414.1

氢储能：大规模储能新思路，储氢问题仍未解决

4.1.2

氢储能未来前景：规模化储能极具潜力，储氢为首要技术目标氢储能是极具发展潜力的规模化储能技术，可用于可再生能源消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场景等诸多场景。例如具备快速响应及启停能力的电解制氢系统，在用电高峰时可用于调峰调频辅助服务；电解制氢+储氢+氢燃料电池发电用于构建微电网系统，进行氢、热、电联供，实现偏远地区可靠供能。

氢能储运在产业链中成本较高，高效率和低成本是氢能储运发展趋势。氢能产业链整体可以分为氢能制取、氢能储运、氢能应用三大环节，其中储运环节是高效利用氢能的关键，氢气的燃点较低，爆炸极限宽