政策需求双轮推动，新型储能未来可期

商业化初期政策支持，未来大有可能

储能市场：碳中和背景下，新型储能是大势所趋

碳中和背景下，推动能源革命、构建以新能源为主体的新型电力系统成为全球共识。储能作为协调互动源网荷储、实现电力供需动态平衡的刚需，成为核心环节。其中，新型储能响应快、配置灵活、建设周期短，有效规避了传统抽水蓄能的地理限制，提高电力系统的灵活性，为实现碳达峰、碳中和目标提供了重要支撑，成为储能产业升级转型的必由之路。经历“十三五”孕育，“十四五”时期我国新型储能市场有望迈上新台阶。2021 年是我国新型储能从商业化初期向规模化发展的第一年，根据 CNESA 全球储能项目库的统计，截至 2021 年底我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长 30%。其中，市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到 5729.7MW，同比增长 74.5%。截至 2022 年底，全国已投运新型储能项目装机规模达 870 万千瓦，平均储能时长约 2.1 小时，比 2021 年底增长 110.0%以上， 增长动力强劲。借“双碳”战略的东风，国家及地方政府密集出台多项政策，助推储能市场发展的规模化和全面化。

图1：新型储能是大势所趋

国家政策：密集出台，明确新型储能独立市场主体地位

自国家能源局《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确发展我国储能技术与产业的重大意义、总体要求、重点任务和保障措施起，五年间国家发改委、国家能源局、科技部、中电联等部门相继出台多项政策，引领推动新型储能发展。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，明确了新型储能十年内发展目标，并确立其在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中的重要地位。21年7月底，发改委进一步印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出合理拉大峰谷电价价差，分时电价机制执行范围扩大到工商业电力用户，此举有效促行业盈利能力的提升，推动了储能市场的快速发展。22年以来，国家储能政策密集出台，力度不断加大，细节不断完善，进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用，对不同种类新型储能上的技术标准体系、投产规模、运行机制等多方面内容做出了更为明确的指导。

地方政策：财政补贴+强制配储，助推行业快速发展

1. 为支持新型储能“削峰填谷”顺利落实，各地方政府相继出台储能补贴政策

2022年7月23日，重庆《关于开展2022年铜梁区光储一体化示范项目申报工作的通知（征求意见稿）》提出按照储能设施规模给予1.3元/Wh 的一次性补贴，如果在建设储能设施的同时新建光伏设备，对于新建的光伏设备按照2.9元/W进行一次性补贴；11月7日，湖南省长沙市人民政府办公厅发布关于支持先进储能材料产业做大做强的实施意见，支持企业利用储能电站降低用电成本，根据储能电站的实际放电量给予储能电站运营主体 0.3 元/KWh 的奖励，单个企业年度奖励额度不超过300万元。地方补贴政策的实施，有利于降低用电成本、提升储能电站的收益率，提高行业投资积极性，助推储能市场的可持续发展。

2. 除补贴政策外，多省市实施强制配储

为促进新能源配置储能、减小新能源项目对电网消纳能力的冲击，在中央政策的指导下，各地有关部门因地制宜推出强制配储政策文件，促进新能源配置储能。相关文件对储能配置比例和充电小时数提出了一定要求，对新能源项目配置储能从“鼓励”到“要求”配置，为国内储能市场打开增量空间。当前，全国已超24省区公布配储政策，大部分省份配储比例在8%~30%之间，配置时长1~2小时为主，最高可到4小时。

3. “十四五”时期，地方超额规划装机目标，抢抓新型储能规模化契机

“十四五”是储能由商业化初期向规模化发展转变的关键阶段。青海、内蒙古、甘肃、广东、湖北、浙江、北京等20省市规划了“十四五”期间新型储能装机目标，到2025年新型储能装机目标达到66.55GW，其中青海、甘肃、山西储能规模最大，2025年新型储能预计装机6GW。新型储能装机目标的确立，有利于调动各方投资积极性，促进稳投资稳增长，更好稳定市场预期、增强发展后劲。

图2：财政补贴、强制配储双管齐下，助推行业快速发展

新型储能：其势已成，其兴可待

未来5年，“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，政策推动是主要增长动力；根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）对我国新型储能未来5年市场规模的预测，若政策执行、成本下降、技术改进等因素未达预期的保守情景下：预计2026年新型储能累计规模将达到 48.5GW，2022-2026年复合年均增长率（CAGR）为53.3%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。乐观情景：随着电力市场的逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势，在竞争中脱颖而出。预计2026年新型储能累计规模将达到79.5GW，2022-2026年复合年均增长率（CAGR）为69.2%。

新型储能：技术路线多样，助力电网平稳运行

储能是解决新能源电网问题的关键

风电+光伏发电具有波动性、间歇性、随机性等特点，发出的电稳定性差，新能源发电占比的提升将严重冲击电网的稳定性。外加地理因素的影响，风光发电一般在西北地区，当地人口较少，工业规模小，消纳能力有限，导致弃光弃电现象严重。同时，电网用户侧一天内对电网电量需求量波动较大，影响电网的稳定性。储能技术可以将白天多余的光伏发电存储到蓄电池中，更大限度地利用光伏发电并降低电费，同时在非高峰时段存储电力，将能源转移到高峰时间使用，避免扩充变压器容量，提供高度可变负载的峰值，保证电网的平稳运行。

新型储能技术种类多样，满足市场多元化需求

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。与抽水蓄能相比，新型储能技术项目建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显。新型储能种类多样，特点迥异，如飞轮储能是指利用电动机带动飞轮高速旋转，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式，技术特点是高功率密度、长寿命，适用于短时储能；压缩空气储能是一种可以大功率，长时运行的物理储能技术，常用于长时储能系统。新型储能技术的规模化发展将从备用型（离网黑启动）和功率型（平滑功率波动，调频）应用逐步扩展至能量型（1小时左右的临时顶峰输出）和容量型（4小时以上的削峰填谷）的应用，满足储能市场多元化的需求。

抽水蓄能占据绝对份额，新型储能锂电占据主流

根据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至2021 年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大为39.8GW，占比86.3%；新型储能占比12.5%，新型储能中锂离子电池市场份额高达89.7%，占据绝对主流；2022年底，新型储能 中锂离子电池份额进一步提升至94.5%，液流电池渗透率加快提升至1.6%，表现出强劲的竞争优势。

图3：抽水蓄能占据绝对份额，新型储能锂电占据主流

与抽水蓄能相比，电化学储能灵活调节能力强

抽水蓄能电站是通过水轮机带动发电机转动发出电能，通过变压器接入电网。因此其调节速度与常规的水电机组一致,不具备快速调节能力。电化学储能技术主要是通过蓄电池或超级电容技术实现电能与化学能的转化，综合能量效率可以达到 85%~90%，主要包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池等。它不仅有较快的反应速度和灵活的调节能力，而且能量密度高可以存储较大容量的电能；同时具有环境适应性强、能够小型分散配置以及建设周期短等技术优势，能够较好地平抑分布式电源的功率波动，促进系统消纳。

锂电产业链成熟度高，钠、钒电池商业化拐点将至

锂电：动力储能共用，产业链成熟度高

1. 动力电池的规模化发展为其在储能领域夯实根基

2022年6月29日，国家能源局综合司发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022 年版）》中提到：中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池，所以磷酸铁锂电池成为电化学储能主要的技术路线。除了电化学性能指标以及外观尺寸有差异外，应用于动力和储能的磷酸铁锂电池在材料体系设计、电池封装结构（方形铝壳）、生产设备和工艺上高度一致。因此，动力电池高速增长以及磷酸铁锂电池渗透率的提升，加速了产业的成熟和规模化，大幅度降低成本，为其在储能领域的应用奠定了基础。

2. 低成本与长寿命是储能电池追求的技术方向

相较于动力电池的消费者更关注体验感，储能电池属于投资品，有新基建的特性，更加关注投资回报率、回本周期、度电成本、初始投资成本等。因此，追求低成本以及长寿命成为磷酸铁锂电池技术发展的主要方向。2020年，宁德时代研发出先进的长寿命零衰减电池，可实现1500次循环内的零衰减，并成功应用于福建晋江储能电站试点项目一期（30MW/108MWh），是业内首款循环寿命达到12000次以上的磷酸铁锂电池。2022年10月，亿纬锂能发布LF560K电池，具有560Ah超大容量，单只电池可储存1.792kWh能量，循环寿命超过12000次，并采用超大电池CTT（Cell to TWh）技术可降低系统总成本。在系统集成的应用中，可减少电芯数量 50%、简化Pack零部件数量47%，提升生产效率30%。

3. 储能电池产业链可分为上游材料、中游储能系统及集成、下游电力系统储能应用

上游与动力电池产业链相同，包含正极、负极、隔膜、电解液等。产业链中游主要为储能系统的集成与制造，包括电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)以及储能变流器(PCS)四大组成部分。其中电池组是储能系统最主要的构成部分，负责能量存储；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。下游主要是发电侧、电网侧和用户侧的电力系统储能。

图4：储能电池产业链可分为上游材料、中游储能系统及集成、下游电力系统储能应用

钠电：材料成本优势明显，商业化进程加速

1. 钠资源丰富具有材料成本优势

在元素周期表中，钠与锂同属第一主族具有相似的物理化学性质，在电池工作中均表现出相似的“摇椅式”电化学充放电行为，工作原理相同，电池结构相似。近年来，锂矿资源储量匮乏（含量0.0065%），分布不均匀，价格暴涨。与之相反，钠矿产资源储量非常丰富（含量占比2.75%），且分布均衡不受地域限制，因此钠电关注度高增。除此之外，集流体选择不同，钠离子电池负极侧采用成本更低的铝箔为集流体，锂电池若采用铝箔则易和金属锂发生合金化反应，导致容量快速衰减。根据中科海钠测算，当锂价15万元/吨时，钠离子电池理论材料成本仍可以比锂电低30%-40%，优势明显。

2. 正极材料技术多样，百花齐放

据悉，目前钠离子电池正极材料体系主要分为层状过渡金属氧化物、聚阴离子类及普鲁士蓝类三种技术路线。层状过渡金属氧化物正极兼备低成本、工艺简单、技术相对成熟等特点，率先量产；普鲁士蓝成本低廉，比容量和能量密度高，倍率性能优异，未来潜力较大。聚阴离子材料体系类似于磷酸铁锂材料，成本低、无资源限制、循环性和安全性好，适合规模化应用，未来有望规模化应用于储能市场。多元化的技术路线，与锂电池相互兼容互补，是我国新能源产业长期稳定发展的重要保障。

3. 钠离子电池商业化进展加速，23年有望成为量产元年

自2021年7月宁德时代发布第一代钠离子电池以来，钠电商业化进程加速，预计23年初步形成基本产业链。2022年10月27日，传艺科技钠电中试线顺利投产，一期4.5GWh量产线预计23年投产，同时配套了3万吨/每年正极材料、4万吨/每年负极材料以及15万吨电解液，构建一体化产业发展模式。2022年11月29日,中科海钠(阜阳)全球首条GWh级钠离子电池产线生产出产品下线，预计23年扩产至3GWh-5GWh，并有望完成100MW级钠离子电池储能系统推行使用。除此之外，中国能建安徽院中标三峡能源安徽阜阳储能系统 EPC工程，该项目目前是国内最大的钠离子储能电池项目，含有270MW/540MWh磷酸铁锂电池和30MW/60MWh钠离子电池，预计2023年6月全部投运。供需两旺，钠离子电池商业化进程迎来拐点。

图5：钠离子电池商业化进展加速，23年有望成为量产元年

钒电：长寿命高安全，储能新秀迎来商业化曙光

1. 1. 钒电池是一种长寿命高安全的液流电池

   钒电池全称为全钒氧化还原液流电池，以化学能的方式存储在不同价态钒离子的硫酸电解液中，通过外接泵把电解液压入电池堆体内，使其在不同的储液罐和半电池的闭合回路中循环流动，电解质溶液平行流过电极表面发生电化学反应，通过双电极板收集和传导电流，从而使得储存在溶液中的化学能转换成电能；全钒液流电池的水基电解质特性可防止其燃烧和爆炸，安全性高。电池的功率和容量是相互独立的，实现了电芯功率和容量的分离，可通过增加储液罐的容量来扩大容量，同时兼具长循环寿命，高达 16000 次以上，适合大型储能场景。

   2. 用于长时储能，经济效益明显

   全钒液流电池的输出功率和储能容量可以相互独立，储能时长越长，单度电分摊成本将大幅度降低，价格越便宜。特别是储能时长超过4h以上，其单 wh 成本降低至 3 元以下。此外，全钒液流电池的电解液可在线或离线再生循环使用，1kWh 电解液约含有 8kg 高纯度的 V2O5，电解液的残值率很高。根据测算，对于储能时长为 4h 的系统，初次投资成本为 3000 元/kWh，电池系统的残值为 1125 元/kWh，实际成本约为 1875 元/kWh。若储能时长为 10h 的储能系统，初始投资成本为 2100 元/kWh，电池系统的残值为 1080 元/kWh，实际成本仅为 1020 元/kWh。因此，从生命周期角度来讲，全钒液流电池度电成本低廉、性价比高、经济效益好。

   3. 初装成本下降超预期

   由于产业链的不完善受初装成本过高掣肘，钒电商业化发展较为缓慢；2022 年 11 月 3 日，中核汇能发布 1GWh 液流电池储能采购中标候选人公示，五家候选人中标单价区间为 2.2 元/Wh~3.6 元/Wh 。其中大连融科储能以及液流储能公司投标均价分别为 2.65 元/Wh 和 2.2 元/Wh，相较于 21 年 8 月国家电投湖北项目单价 3.8 元/Wh，初装成本价格下降超预期，有利于推动钒电池的规模化应用。

   4. 钒电商业进程提速，未来前景可期

   2022 年 3 月，国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，将百兆瓦级液流电池技术纳入“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一。政策勾勒出发展前景，推动钒电池储能商业化进程不断加快。 2020 年至今，据中研普华产业研究院统计，规划的钒电池项目装机量达到 6GW，容量超过 20GWh。与此同时，全钒液流电池储能首个GWh 级别集采开标、首个国家级大型化学储能示范项目大连液流电池储能调峰电站正式并网发电。据 EV Tank 预测，2022 年国内大量的钒电池储能项目开工建设，预计全年新增装机量将达到 0.6GW；2025 年钒电池新增规模将达到 2.3GW，复合增长率 40% ，2030 年新增量将达到 4.5GW，届时钒电池储能项目累计装机量将达到24GW。

   5. 国内企业纷纷布局钒电产业链

   电堆和电解液是液流电池的核心部件。电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等组成，代表公司有大连融科、北京普能、四川伟力得等。离子交换膜可以分隔正负极电解液，选择性地通过符合条件的离子。但由于其制备工艺复杂，长期被杜邦、戈尔、旭硝子等美国和日本少数厂家垄断。国内企业如东岳集团、江苏科润正在加速进行国产替代。电解液占电池成本的 40%，代表性公司有大连博融和湖南银峰。电解液中核心成分的原料是五氧化二钒，国内钒资源产能相对集中，攀钢钒钛、河钢股份等公司在钒钛资源综合使用和钒产品生产方面处于世界领先地位。