储能行业深度报告：行业东风将至新型储能其兴可待-221201（137页）.pdf

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1、 1|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 行业深度研究行业深度研究|电力设备电力设备 行业东风将至，新型储能其兴可待 储能行业深度报告 核心结论核心结论 行业评级行业评级 超配超配 前次评级 超配 评级变动 维持 近一年近一年行业行业走势走势 相对表现相对表现 1 个月个月 3 个月个月 12 个月个月 电力设备-2.64-9.80-27.96 沪深 300 6.02-4.72-20.46 分析师分析师 杨敬梅杨敬梅 S0800518020002 021-38584220 相关研究相关研究 电力设备：电池盈利有望修复，关注新技术新方向电动车行业深度报告 2022-11-29 电力设备：风光依旧，

2、储能争鸣电力设备与新能源行业 2023年度策略报告 2022-11-29 电力设备：10 月光伏景气延续，锂电材料产销 持 续 旺 盛 电 新 行 业 周 报20221121-20221127 2022-11-27 储能广泛用于电力系统源网荷端，是风光消纳的重要保障。储能广泛用于电力系统源网荷端，是风光消纳的重要保障。光伏风电的波动性、间歇性及随机性等特性致使电力系统的稳定性面临挑战，储能建设的重要性与急迫性日益凸显。储能在发电侧可助力新能源并网与电力调峰，在电网侧是构建新型电力系统的重要支撑，在用户侧提升电力自发自用水平、实现峰谷价差套利。根据 CNESA，2022Q1-Q3，国内新增新型储

3、能装机中分别有 30%/55%/15%用于发电侧、电网侧和用户侧。鼓励政策持续加码，储能装机量提升，行业需求空间广阔。鼓励政策持续加码，储能装机量提升，行业需求空间广阔。根据 CNESA，截至 22Q3 我国储能累计装机 50.3GW，同比+36%，其中锂电累计 5.9GW，较 21 年底增长 15%；全球 2021 年累计装机 209.4GW，同比+9.58%，其中锂电 23.2GW，同比+76%。根据储能与电力市场，22 年前 10 月我国储能中标量 32.2GWh。大型光伏电站配储是 23 年行业需求重要拉动力，预计至 25 年我国储能需求 86.9GW/274.4GWh，21-25 年

4、 CAGR 为 91%/116%，25 年全球需求 222.7GW/656.6GWh，22-25 年 CAGR 为 89%/110%。储能独立市场主体地位逐渐明晰，独立共享储能有望提升盈利性。储能独立市场主体地位逐渐明晰，独立共享储能有望提升盈利性。独立共享储能可有效解决当前新能源分散配储利用率低等弊端，其市场地位逐渐。根据CNESA、储能与电力市场，独立共享储能在 2022Q1-Q3 新增新型储能装机中占比已提升至 37%，在 22 年前 10 月中标量占比达 64%（不含集采）。当前“容量租赁+调峰辅助服务”或“容量租赁+现货市场价差”为其主流商业模式，在湖南等省市已经具备一定经济性，此外

5、容量补偿机制有望逐渐出台。各类新型储能技术路线多点开花，商业化进程持续有效推进。各类新型储能技术路线多点开花，商业化进程持续有效推进。1）抽水蓄能）抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟；2）锂电池储能）锂电池储能：在新型储能中发展领先；3）钠离子电池）钠离子电池：安全、成本较低、原材料丰富；4）全钒液流电池）全钒液流电池：长时储能领域优势显著；5）铁铬液流电池）铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔；6）重力储能）重力储能：商业化早期，潜力巨大；7）压缩空气储能）压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进。8）光热储能）光热储能：储能价值愈发凸显，发展重新进入快车道。经我们测算，抽水蓄能、锂离子电

6、池、钠离子电池、全钒液流电池、压缩空气储能、重力储能及光热储能的 LCOE 分别为 0.55/0.81/0.62/1.10/0.48/0.70/0.50 元/kWh。长时储能是未来重要趋势，相关技术路线有望受益。积极关注储能产业链上下游优质公司。积极关注储能产业链上下游优质公司。储能电池环节，推荐宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、德方纳米；储能变流器环节，推荐阳光电源、德业股份、昱能科技、固德威，建议关注上能电气、锦浪科技；电池管理系统、能量管理系统与系统集成环节，推荐四方股份，建议关注金盘科技、华自科技、南都电源、科陆电子、许继电气、平高电气，推荐布局重力储能的中国天楹。风险提示风险提示：政策风

7、险；新能源装机不及预期；储能盈利能力不及预期。-43%-36%-29%-22%-15%-8%-1%2021-122022-042022-08电力设备沪深300证券研究报告证券研究报告 2022 年 12 月 01 日 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 2|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 索引 内容目录 一、储能广泛应用于源网荷，保障新能源消纳.11 1.1 风光装机占比不断提升，电力系统面临挑战.11 1.2 储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显.13 1.2.1 发电侧：新能源并网与电力调峰的重要保障.14 1.2.2 电网侧：构建新型电力系

8、统的重要支撑.15 1.2.3 用户侧：提升电力自发自用水平与峰谷价差套利.17 二、储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰.19 2.1 国内外装机量快速提升，需求空间广阔.19 2.2 独立共享储能模式有望提升储能盈利能力.26 2.2.1 独立共享储能相较新能源分散配储优势显著.26 2.2.2 独立共享储能政策定位明晰，发展提速.27 2.2.3 各省市积极探索商业模式，盈利能力有望提升.30 三、技术路线多点开花，商业化进展持续推进.34 3.1 抽水蓄能：当前技术路线与商业化最为成熟.34 3.1.1 基于上下水库实现能量转换，用途广泛.34 3.1.2 装机量提升，行业进入高质量发展

9、新阶段.35 3.1.3 国内外抽蓄电价与商业模式逐渐明晰.40 3.1.4 产业链集中度较高，龙头优势竞争优势显著.41 3.2 锂电池储能：在新型储能中发展领先.43 3.2.1 锂离子电池：上下游产业链较为成熟.44 3.2.2 变流器：决定输出电能的质量和特征.47 3.2.3 BMS、EMS 与温控：锂电储能系统的重要组成.48 3.3 钠离子电池：安全、成本较低，原材料丰富.50 3.3.1 工作原理类似锂电池，材料相差较大.50 3.3.2 能量密度较低，但安全性更高，降本空间大.52 3.3.3 积极关注产业链上下游公司.53 3.4 全钒液流电池：长时储能领域优势显著.54

10、3.4.1 利用钒离子化合价变化实现充放电.54 3.4.2 安全、可循环，适用于长时储能.55 3.4.3 众多企业深入布局，商业化快速推进.57 3.5 铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔.62 3.5.1 铁铬电子对价态变化实现能量转换.62 3.5.2 铬铁矿丰富叠加电化学技术优势，大储前景广阔.63 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 3|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 3.5.3 产业链上下游公司有望受益.65 3.6 重力储能：商业化早期，发展潜力巨大.69 3.6.1 重力储能利用重力与高差实现电力充放.69 3.6.2 EV 公

11、司推出 EVx 系统，在中国布局首个商业化案例.71 3.6.3 中国天楹（000035.SZ）：如东项目稳步推进，已签订多份战略合作协议.72 3.7 压缩空气储能：技术进步快，商业化快速推进.74 3.7.1 实现能量的存储及跨时间、空间转移和利用.74 3.7.2 压缩空气储能技术发展潜力巨大.75 3.7.3 多个项目落地，商业化进程快速推进.76 3.7.4 国内相关产业链基本形成.78 3.8 熔盐储能：光热发展提速，熔盐应用场景广.79 3.8.1 光热兼具新能源发电+储能属性.79 3.8.2 光热储能价值日益凸显，重新进入发展快车道.82 3.8.3 光热成本主要由聚光、吸热

12、、储换热系统决定.87 3.8.4 熔盐储能系统是多个应用场景的良好解决方案.90 3.9 总结与展望：关注商业化、降本与长时储能.90 四、电化学储能产业链上市公司梳理.93 4.1 储能电池：宁德时代为行业绝对龙头.93 4.1.1 宁德时代（300705.SZ）：储能电池环节龙头地位持续稳固.94 4.1.2 亿纬锂能（300014.SZ）：积极扩产，战略布局储能市场.95 4.1.3 鹏辉能源（300438.SZ）：聚焦储能业务，锂电老兵再起航.96 4.1.4 德方纳米（300769.SZ）：磷酸铁锂正极龙头，绑定优质客户.97 4.1.5 华宝新能（301327.SZ）：全球便携储

13、能龙头，产品优品牌强渠道深.99 4.1.6 派能科技（688063.SH）：家用储能龙头，业绩处于高速成长期.101 4.2 储能 PCS：竞争格局较为集中，龙头份额提升.102 4.2.1 阳光电源（300274.SZ）：逆变器龙头，市场地位稳固.103 4.2.2 德业股份（605117.SH）：储能逆变器比例快速上升.104 4.2.3 昱能科技（688348.SH）：微型逆变器领跑者，长坡厚雪潜力大.106 4.2.4 固德威（688390.SH）：专注于太阳能、储能等新能源电力逆变器.107 4.2.5 上能电气（300827.SZ）：深度布局国内储能市场.107 4.2.6 锦浪

14、科技（300763.SZ）：储能逆变器有望开启第二增长极.108 4.3 BMS、EMS 及系统集成：格局较为分散.109 4.3.1 四方股份（601126.SH）：关注大储机会，打开第二曲线.110 4.3.2 华自科技（300490.SZ）：自营储能电站盈利能力较好，储能项目储备丰富.111 五、附录：海外储能行业政策与商业模式梳理.112 5.1 欧盟储能行业政策与商业模式梳理.112 5.1.1 欧盟公共资金和各成员国激励政策助力储能发展.112 5.1.2 可再生能源占比提高，电容量市场和平衡市场的储能需求增加.112 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12

15、 月月 01 日日 4|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 5.1.3 建立储能相关电力市场机制，更多市场向储能开放.117 5.2 美国储能行业政策与商业模式梳理.118 5.2.1 表前市场储能规模持续扩大，加州装机规模位居美国第一.119 5.2.2 目标规划、财税补贴等政策全方位助力储能发展.120 5.2.3 市场机制改革为储能提供多种类服务扫清障碍.121 5.3 英国储能行业政策与商业模式梳理.124 5.3.1 公共资金支持储能技术创新，促进技术商业化.125 5.3.2 政策及市场机制改革消除储能应用障碍.125 5.3.3 储能收益来源多，市场机制改革带来新转机.128 5.

16、4 澳大利亚储能行业政策与商业模式梳理.129 5.4.1 不同应用场景的储能收益来源不同.130 5.4.2 联邦政府公共资金和州政府激励政策促进储能发展.131 5.4.3 储能在辅助服务市场和能量市场的发展空间扩大.132 5.4.4 电力市场机制改革帮助储能进入 NEM 市场.133 六、风险提示.136 图表目录 图 1：2030-2050 年中国新能装机结构预测（单位：GW）.12 图 2：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比.12 图 3：典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比.12 图 4：阴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化.13 图 5：晴天时光伏发电系统有功功率（kW

17、）随时间的变化.13 图 6：储能在“碳达峰、碳中和”目标下的战略地位.13 图 7：储能在电力系统源、网、荷端的应用场景及装机比例.14 图 8：储能促进光伏发电消纳的示意图.15 图 9：典型日内小时负荷特性图.15 图 10：降低容量电价模式示意图.18 图 11：2016-2021 年全球储能累计装机规模及增速（单位：GW）.20 图 12：2016-2022Q3 中国储能累计装机规模及增速（单位：GW）.20 图 13：2016-2021 年全球储能新增装机规模及增速（单位：GW）.21 图 14：2016-2021 年及 2022Q1-Q3 中国储能新增装机规模及增速（单位：GW）

18、.21 图 15：2021 年全球储能累计装机各类型占比.21 图 16：2022Q3 中国储能累计装机各类型占比.22 图 17：2018-2021 年全球各类新型储能累计装机规模（单位 GW）.22 图 18：2018-2022Q3 中国各类新型储能累计装机规模（单位 GW）.22 图 19：2021 年全球新增电化学储能占比.23 图 20：2022 年国内储能中标量（单位：GWh）.23 图 21：2022 年我国各应用场景下储能的等效利用系数.26 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 5|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 22：独立共

19、享储能结构.27 图 23：新能源分散配储与独立共享储能电站对比.27 图 24：2022 年 1-10 月国内各类储能中标量（不含集采，单位：MWh）.29 图 25：我国独立共享储能电站收入模型.30 图 26：不同省份独立储能关于容量租赁的政策差异.31 图 27：抽水蓄能电站结构及组成部分.35 图 28：抽水蓄能电站实物图.35 图 29：2017-2021 年全球抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）.37 图 30：2017-2021 年我国抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）.37 图 31：全国抽水蓄能站点资源区域分布（单位：万千瓦）.37 图 32：2021 年我国已

20、纳入规划的抽水蓄能站点资源量.38 图 33：2021 年全国已、在建抽水蓄能电站分布情况.38 图 34：抽水蓄能产业链图谱.41 图 35：2021 年抽蓄电站工程造价各部分投资占比.42 图 36：2021 年国内主要水轮发电机组厂商产量.43 图 37：2021 年国内抽水蓄能规划设计、建设工程竞争格局.43 图 38：全国在运抽水蓄能投资企业分布（万千瓦）.43 图 39：全国在建抽水蓄能投资企业分布（万千瓦）.43 图 40：锂电池储能系统成本构成.44 图 41：电化学储能系统结构示意图.44 图 42：锂电池储能产业链简图.44 图 43：离子电池上下游产业链.45 图 44：

21、锂离子电池成本构成.45 图 45：储能变流器电路框图.48 图 46：电池管理系统（BMS）产业链结构.49 图 47：四方股份储能电站监控及能量管理系统.49 图 48：钠离子电池工作原理.51 图 49：钠离子电池与锂离子电池材料成本比较.52 图 50：液流电池不同体系及进展.54 图 51：全钒液流电池结构示意图.55 图 52：全钒液流电池储能系统的输出功率储能容量可独立设计.56 图 53：不同储能时长全钒液流电池储能系统的价格.56 图 54：大连 200MW/800MWh 国家储能示范电站(一期：100MW/400MWh)模块化结构示意图.57 图 55：国内全钒液流电池发展

22、历程.58 图 56：全钒液流电池产业链.59 图 57：2015-2021 年全球主要国家钒产量（单位：万吨）.60 图 58：2022 年全球钒矿资源分布情况（单位：万吨）.60 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 6|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 59：钒工业基本流程.60 图 60：全钒液流电池成本构成.61 图 61：铁铬液流电池的发展历程.63 图 62：铁铬液流电池反应基本机理.63 图 63：铁铬液流电池（左）与全钒液流电池（右）成本对比.65 图 64：铬铁矿资源产业链.66 图 65：2021 中国区域铬铁产能分布.67

23、 图 66：美国 Gravity Power 的新型抽水储能技术设想.70 图 67：Gravitricity 公司的基于地下竖井的重力储能技术设想.70 图 68：Energy Vault 的基于构筑物高度差的重力储能技术.70 图 69：IISAS 研究所的山地重力储能设想.70 图 70：Energy Vault 公司的重力储能模块化设计.71 图 71：Energy Vault 公司 EVRC 技术设计渲染图.71 图 72：压缩空气储能系统基本原理示意图.74 图 73：Huntorf 压缩空气储能电站系统图.75 图 74：一种蓄热式压缩空气储能系统.75 图 75：一种太阳能补热

24、型压缩空气储能系统.76 图 76：一种超临界压缩空气储能系统.76 图 77：压缩空气储能产业链.78 图 78：熔盐储能系统结构及其优势.79 图 79：熔盐储能光热发电整体解决方案（塔式）.80 图 80：光热发电的定位.81 图 81：光热发电的优势.81 图 82：2012-2021 年我国光热发电累计装机容量（单位：MW）.84 图 83：2012-2021 年全球光热发电累计装机容量（单位：MW）.84 图 84：12 小时储热 100MW 塔式太阳能光热电站投资组成.88 图 85：国内光热发电产业链.89 图 86：各类储能技术商业化进程.91 图 87：不同技术路径储能的

25、LCOE（单位：元/kWh）.91 图 88：各类型储能 LCOE 测算假设条件.92 图 89：典型储能形式的技术特征与应用适合性.93 图 90：中国储能技术提供商 2021 年度国内新增投运装机量（单位：MWh）.94 图 91：中国储能技术提供商 2021 年度全球市场储能电池出货量（单位：MWh）.94 图 92：德方纳米主要客户情况.97 图 93：宁德时代 2021 年磷酸铁锂采购来源占比测算.98 图 94：华宝新能针对不同场景实现产品全方位覆盖.99 图 95：2020 年全球便携式储能产品各厂商出货量占比.101 图 96：2020 年全球便携式储能产品各厂商营业收入占比.

26、101 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 7|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 97：中国储能 PCS 提供商 2021 年度国内新增投运装机量（单位：MWh）.103 图 98：中国储能 PCS 提供商 2021 年度全球市场储能 PCS 出货量（单位：MWh）.103 图 99：2020-2022 年德业股份储能收入占比持续提升.105 图 100：昱能科技有望打造光储一体化生态体系.106 图 101：2020-2021 年上能电气营业收入构成（亿元）.108 图 102：2019-2021 年锦浪科技营业收入构成（单位：亿元）.109

27、 图 103：华自科技自营储能电站收入测算.111 图 104：欧洲电力市场结构示意图(EPEX SPOT).113 图 105：2021 年 12 月 17 日凌晨德国日内市场价格.114 图 106：欧盟平衡市场运行模式.115 图 107：德国平衡市场需求.118 图 108：2016-2021 年美国电化学储能新增装机容量（单位：MW/MWh）.119 图 109：2022Q1/Q2 美国分部门电化学储能新增装机容量.119 图 110：美国各州并网储能项目数.120 图 111：2019 年美国小型储能装机分布情况.120 图 112：美国各州储能的目标和任务.121 图 113：澳

28、大利亚电池储能在澳大利亚电力市场中的收益情况.131 图 114：澳大利亚辅助服务供应资源市场份额变化对比.133 图 115：澳大利亚各州互联情况及储能提供 SIPS 服务对互联的影响.135 图 116：澳大利亚不同可再生能源比例下，电力系统对可调度容量的需求.136 表 1：世界主要国家和地区的“碳中和”目标与主要举措.11 表 2：2020-2025E 中国与全球风电、光伏装机量（单位：GW）.11 表 3：储能在发电侧的应用场景.14 表 4：2022 年全国电网侧新型储能项目布局与功能定位.15 表 5：“十四五”期间我国电网侧储能需求.16 表 6：电网侧新型储能主要应用场景.1

29、6 表 7：储能在用户侧的应用场景.17 表 8：2022 年 11 月电网代理购电最大峰谷价差表（单位：元/kWh）.17 表 9：国内重要储能政策梳理.19 表 10：部分省市新能源配置储能政策.24 表 11：2019-2025 年国内储能需求测算.24 表 12：2019-2025 年全球储能需求测算.25 表 13：国内独立共享储能相关政策梳理.27 表 14：目前投运的典型独立共享储能电站.29 表 15：国内外各类储能模式收益来源汇总.30 表 16：部分省份独立储能参与调峰辅助服务补偿估算.32 表 17：辅助服务和现货市场对比.32 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券

30、2022 年年 12 月月 01 日日 8|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 18：山东省独立储能参与电力现货市场交易收益分析.33 表 19：湖南省 100MW/200MWh 储能电站收益分析.33 表 20：山东省 100MW/200MWh 储能电站收益分析.34 表 21：各类储能应用特点及发展阶段.34 表 22：抽水蓄能电站在电力系统中发挥的作用.35 表 23：国家抽水蓄能电站相关政策文件.36 表 24：2022 年上半年开工/投产的抽蓄项目.38 表 25：“十四五”期间核准的抽水蓄能电站.39 表 26：海外典型国家/地区抽水蓄能电站盈利模式比较.40 表 27：国内抽水

31、蓄能定价机制.40 表 28：2021 年核准抽蓄电站造价水平.41 表 29：锂电池材料介绍与竞争格局.46 表 30：锂电池封装路线对比及未来展望.47 表 31：不同类型储能变流器差异.48 表 32：储能温控系统冷却方式对比.50 表 33：钠离子电池各体系及特点.51 表 34：钠离子与锂离子电池材料体系对比.52 表 35：钠离子电池与锂离子电池主要指标对比.53 表 36：钠离子电池储能核心器件创新企业.53 表 37：锌溴液流电池与钒液流电池主要指标对比.55 表 38：2022 年全钒液流电池储能相关项目.58 表 39：国内主要钒生产企业产能情况.61 表 40：全钒液流电

32、池关键部件国内外主要企业.62 表 41：全钒液流电池产业链公司.62 表 42：铁铬液流电池与其他电化学电池技术对比.64 表 43：世界铬铁矿储量和储量基础（商品级矿石）.67 表 44：铁铬液流电池产业链公司.68 表 45：250kW/1.5MWh 铁-铬液流电池储能示范项目设计参数.68 表 46：铁铬液流电池产业链公司.69 表 47：重力储能技术路径对比.70 表 48：Energy Vault 公司技术发展历程.71 表 49：Energy Vault 公司项目汇总.72 表 50：中国天楹部分战略合作协议签署情况.72 表 51：中国天楹盈利预测.73 表 52：压缩空气储能

33、技术应用场景.74 表 53：新型压缩空气储能技术路径对比.76 表 54：当前国内已投运/完工的压缩空气储能项目（不完全统计）.77 表 55：目前国内压缩空气储能建设/规划项目（不完全统计）.77 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 9|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 56：我国压缩空气储能相关公司及业务情况.78 表 57：光热发电储能系统构成及其核心技术.80 表 58：几种典型的光热技术路线.81 表 59：主流光热发电技术形式对比.82 表 60：近两年国内光热行业相关政策.83 表 61：我国 20 个光热示范项目发展情况.84

34、 表 62：国内近两年光热发电项目.85 表 63：部分上市公司光热相关业务情况.89 表 64：熔盐储能应用场景汇总.90 表 65：各类储能技术参数与成本对比.92 表 66：储能电池环节主要参与企业.94 表 67：宁德时代盈利预测.95 表 68：亿纬锂能盈利预测.96 表 69：鹏辉能源盈利预测.96 表 70：德方纳米新增产能规划.97 表 71：德方纳米合资经营情况.98 表 72：德方纳米盈利预测.98 表 73：华宝新能与同行业主要产品分类.99 表 74：华宝新能及同行业公司主营业务及便携储能产品情况.100 表 75：华宝新能盈利预测.101 表 76：派能科技储能产品类

35、别与应用领域.101 表 77：派能科技盈利预测.102 表 78：储能变流器环节主要参与企业.103 表 79：阳光电源储能产品介绍.103 表 80：阳光电源盈利预测.104 表 81：德业股份变流器产品介绍.104 表 82：德业股份盈利预测.105 表 83：昱能科技与竞争对手储能系统对比.106 表 84：昱能科技盈利预测.106 表 85：固德威储能产品汇总.107 表 86：固德威盈利预测.107 表 87：BMS、EMS 和储能系统集成主要参与企业.109 表 88：四方股份盈利预测.111 表 89：欧盟储能相关支持政策.112 表 90：欧洲电力市场职责.113 表 91：

36、欧洲电力现货市场组织方式.113 表 92：欧洲现货电价波动的例子.114 表 93：欧盟平衡市场的参与方.115 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 10|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 94：欧盟平衡资源的种类.115 表 95：欧盟平衡市场的产品类型.116 表 96：欧盟平衡市场产品的补偿方式和成本分摊.116 表 97：欧盟主要国家的平衡服务补偿结算方式.116 表 98：欧盟 FCR-D 和 FFR 的启动条件和响应时间.116 表 99：欧盟 FCR 投标时间线的修改.117 表 100：欧盟 aFRR 和 mFRR 的联合采购

37、平台.117 表 101：法国容量市场拍卖的储能容量.118 表 102：美国新型储能产业发展的相关政策.120 表 103：美国通货膨胀缩减法案（IRA）针对储能的 ITC 政策.121 表 104：美国储能发展过程中的市场机制改革.122 表 105：美国 FERC841 法案的具体内容.122 表 106：美国储能参与能量市场的机制.123 表 107：美国储能发展过程中的市场机制改革.123 表 108：美国各 ISO 将储能作为输电资产的计划.124 表 109：美国储能作为输电资产的模式.124 表 110：不同时期英国储能市场的发展差异.125 表 111：英国储能的创新资金支持

38、计划.125 表 112：英国储能的部分政策改革.126 表 113：英国容量市场规则的调整.126 表 114：英国不同时长储能的降级因数.126 表 115：英国 EFR 招标采购计划的中标项目.127 表 116：英国动态遏制调频辅助服务品种概况.127 表 117：英国新调频辅助服务品种的概况.128 表 118：储能在英国电力市场的潜在收益来源.128 表 119：英国储能不同收益来源的特征.129 表 120：英国储能项目收益来源的价格变化.129 表 121：澳大利亚 2017 年以来接入 NEM 市场的电网规模电池储能系统.130 表 122：澳大利亚不同发展区域的发展重点.1

39、30 表 123：澳大利亚联邦政府资金对储能的支持.131 表 124：澳大利亚各州储能相关激励政策.131 表 125：澳大利亚辅助服务市场类别.132 表 126：澳大利亚辅助服务成本回收方式.132 表 127：澳大利亚 30min 与 5min 结算机制的对比.133 表 128：澳大利亚储能两种市场主体身份的系列问题.134 表 129：澳大利亚 AEMC 的规则修改内容.134 表 130：南澳大利亚州 SIPS 的三个渐进阶段.134 表 131：澳大利亚维多利亚州 SIPS 项目的成本与收益.135 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日

40、日 11|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 一、一、储能广泛储能广泛应应用于用于源网荷源网荷，保障保障新能源消纳新能源消纳 1.1 风光装机风光装机占比不断提升，电力系统占比不断提升，电力系统面临挑战面临挑战 中国在内的全球中国在内的全球 120 多个国家提出了多个国家提出了“碳中碳中和和”的目标，的目标，发展可再生能源是重要举措发展可再生能源是重要举措。习近平主席在 2020 年 9 月的联合国大会一般性辩论上的讲话中宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现“碳中和”。在其后的半年时间里，习总书记先后

41、十余次提到“碳达峰、碳中和”的目标，充分体现了中国对“碳达峰、碳中和”的大国担当和坚定信心。目前已有 120 个国家制定了“碳中和”的目标与路线图，发展可再生能源，实现向清洁能源的转型是实现“碳中和”的重要举措。表 1：世界主要国家和地区的“碳中和”目标与主要举措 国家国家/地区地区 目标目标 主要举措主要举措 中国中国 CO2排放力争在2030年达到峰值，2060 年达到“碳中和”坚持和完善能源消费总量和强度双控制度，建立健全用能预算等管理制度，推动能源高效配置合理使用；加快调整优化产业结构、能源结构，大力发展光伏发电、风电等可再生能源发电，推动煤炭消费尽早达峰；加强重点用能单位管理，加快实

42、施综合能效提升等节能工程，深入推进工业、建筑、交通等重点领域节能降耗，持续提升新基建能效水平；日本日本 2050 年实现净零排放 通过技术创新和绿色投资的方式加速向低碳社会转型；政府将投入大量资金，鼓励 14 个行业的技术创新和潜在增长，包括海上风电、氢氨燃料、核能、汽车、海运、农业、碳循环等，并设定了不同发展时间表 美国美国 到 2035 年，通过向可再生能源过渡实现无碳发电；2050年，实现“碳中和”在交通领域的清洁能源汽车和电动汽车计划、城市零碳交通、“第二次铁路革命”等；在建筑领域，建筑节能升级、推动新建筑零碳排放等；在电力领域，引入电厂碳捕获改造，发展新能源等；加大清洁能源创新，成立

43、机构大力推动包括储能、绿氢、核能、CCS 等前沿技术研发，努力降低低碳成本 欧盟欧盟 到 2030 年时温室气体排放要比 1990 年减少至少 55%，2050 年实现“碳中和”通过利用清洁能源、发展循环经济、抑制气候变化、恢复生物多样性、减少污染等措施提高资源利用效率，实现经济可持续发展；产业政策发展重点聚焦在清洁能源、循环经济、数字科技等方面，政策措施覆盖工业、农业、交通、能源等几乎所有经济领域 资料来源：陈海生等储能在碳达峰碳中和目标下的战略地位和作用，西部证券研发中心 国内外风电光伏装机量快速提升，国内外风电光伏装机量快速提升，有望在有望在未来未来能源结构中占据能源结构中占据重要地位重

44、要地位。现阶段，具备规模化开发的可再生清洁能源主要有水能、风能和太阳能，其中风能，光伏发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2021年我国风电和光伏发电占总发电量的比重分别达到7.8%和 3.9%，风光发电量占总发电量比重首次超过 10%。我们预计，2025 年中国与全球的光伏装机量将达到 155/600GW，风电装机量将达到 118/188GW。根据 BCG 的预计，至 2030年我国能源装机中风电光伏的占比将接近一半，此后将在我国能源装机结构中占据愈发重要地位。表 2：2020-2025E 中国与全球风电、光伏装机量（单位：GW）2020 2021 2022E 2023E 2024E 2

45、025E 国内光伏新增装机容量（GW）48.2 54.9 90 110 130 155 YoY 60%14%64%22%18%19%全球光伏新增装机容量（GW）134 155 240 350 460 600 YoY 17%16%55%46%31%30%国内风电新增装机容量（GW）57 47 50 77 97 118 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 12|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E YoY 111%-18%6%54%26%22%全球风电新增装机容量（GW）93 86 96

46、130 158 188 YoY 54%-8%12%35%22%19%资料来源：CPIA，CWEA，西部证券研发中心预测 图 1：2030-2050 年中国新能装机结构预测（单位：GW）资料来源：BCG，西部证券研发中心 光伏、风电属于不稳定出力电源，光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性影响电力系统稳定性。光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，风电出力日内波动幅度最高可达 80%，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷”特性更明显，光伏日内波动幅度 100%，峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0，此外光伏易受天气影响，天气阴晴

47、对光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。正是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。图 2：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比 图 3：典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比 资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心 资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心 1045170023105791100146201000200030004000500060002030

48、20402050生物质能核能水能风能太阳能石油天然气煤炭0.350.360.370.380.390.400.410.420.430.440.450.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901357911131517192123用电负荷（pu，左轴）风电出力（pu，右轴）0.600.650.700.750.800.850.550.600.650.700.750.800.851357911131517192123用电负荷（pu，左轴）光伏出力（pu，右轴）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 13|请务必仔细阅读报告尾

49、部的重要声明 图 4：阴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化 图 5：晴天时光伏发电系统有功功率（kW）随时间的变化 资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心 资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心 储能是储能是实现实现“碳达峰碳达峰、碳中和碳中和”目标目标的的重要重要支撑技术。支撑技术。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性问题。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将成为其关键支撑技术。

50、储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，助力早日实现“双碳”目标。图 6：储能在“碳达峰、碳中和”目标下的战略地位 资料来源：陈海生等储能在碳达峰碳中和目标下的战略地位和作用，西部证券研发中心 1.2 储能广泛应用于源网荷储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显，重要性不断凸显 储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例

51、外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布上看，根0.00.51.01.52.02.53.03.54.068101214161805101520254710131619 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 14|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 据 CNESA，2022 年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大，达到 512.8MW，

52、占据新型储能一半以上的市场份额，而网侧项目中有 60%以上的份额是来自独立储能。图 7：储能在电力系统源、网、荷端的应用场景及装机比例 资料来源：CNESA，PowerLab，电规总院，西部证券研发中心 1.2.1 发电侧发电侧：新能源并网：新能源并网与电力调峰与电力调峰的重要的重要保障保障 储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方面。等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项

53、目也更容易获取新能源建设并网的指标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。表 3：储能在发电侧的应用场景 应用场景应用场景 详细详细 可再生能源并网可再生能源并网 通过在风电、光伏电站配置储能的方式，基于电站出力预测和储能充放电调度，在负荷低时，储能系统可储存暂时无法消纳的弃风弃光电量，之后转移至其他时段再进行并网，进而保障可再生能源电力的消纳，提升风电、光伏项目的经济效益，也使风电、光伏等可再生能源对电网更加友好。电力调峰电力调峰 在电力系统的实际运行过程中，电力负荷在一天内是不均匀的，用电负荷有高峰、

54、低谷之分。储能系统可作为电源输出功率或作为负荷吸收功率，实现用电负荷的削峰填谷，即在用电负荷低谷时发电厂对储能电池充电，在用电负荷高峰时将存储的电量释放，以 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 15|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 应用场景应用场景 详细详细 帮助实现电力生产和电力消费之间的平衡。辅助动态运行辅助动态运行 动态运行是指为了实现负荷和发电之间的实时平衡，火电机组需要根据电网调度的要求调整输出。一般来说，火电机组都设计成满发时为经济运行状态，机组的热效率最高。辅助动态运行主要是以储能系统和传统火电机组联合运行的方式，按照调度的要求调整

55、输出的大小，尽可能让火电机组工作在接近经济运行的状态下，提高火电机组的运行效率。储能和传统火电机组的联合运行可避免动态运行对火电机组寿命的损害，减少火电机组设备维护和更换的费用，进而延缓或减少发电侧对于新建发电机组的需求。系统调频系统调频 电力系统频率并不能时刻保持在基准状态，发电机功率和负荷功率的变化将引起电力系统频率的变化，电力系统频率是电能质量的主要指标。储能系统与发电机组联合参与电网二次调频是目前已商业化应用的储能运营模式。同火电机组相比，储能系统的控制精度、响应速度等指标均远远高于火电机组。储能可高速响应从而从根本上改变火电机组的 AGC 能力，避免调节反向、调节偏差以及调节延迟等问

56、题，获得更多的 AGC 补偿收益。资料来源：PowerLab，西部证券研发中心 注：调频主要有一次调频和二次调频两种方式，一次调频是系统频率偏离标准值时，利用发电机组调速器作用，按照系统固有的负荷频率特性，调节发电机组出力的方式；二次调频是指移动发电机组的频率特性曲线，即改变发电机组调速系统的运行点，增加或减少机组有功功率，从而调整系统的频率。图 8：储能促进光伏发电消纳的示意图 图 9：典型日内小时负荷特性图 资料来源：于童&张萍基于全寿命周期理论的储能降低光伏电站弃光率的经济性分析，西部证券研发中心 资料来源：文贤馗等大容量电力储能调峰调频性能综述，西部证券研发中心 1.2.2 电网侧电网

57、侧：构建构建新型电力系统的重要支撑新型电力系统的重要支撑 促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。根据电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主。结合电力系统需求，电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局性功能，但是目前仍缺乏明确定位。表 4：2022 年全国电网侧新型储能项目布局与功能定位 布局布局 省份省份 规模（万千瓦规模（万千瓦/万千瓦时）万千瓦时）

58、功能定位功能定位 山东 30.2/60.5 促进新能源消纳为主，兼顾支撑电力保供 江苏 22.7/42.2 湖南 17/34 青海 8/16 河南 10/12.5 替代输配电设备投资功能为主 浙江 5.8/14.6 广东 3.5/7.2 福建 3.4/10.2 资料来源：电规总院，西部证券研发中心 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 16|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等

59、级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四类应用场景，“十四五”全国电网侧新型储能总需求规模约 5500 万千瓦，时长 24 小时。应用场景以支撑电力保供、提升地区电力系统调节能力为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。表 5：“十四五”期间我国电网侧储能需求 需求量（需求量（GW）占比占比 储能时长（储能时长（h）需求量（需求量（GWh）支撑电力保供 24.8 45%2-4 49.5-99

60、 提升系统调节能力 18.7 34%2-4 37.4-74.8 支撑高比例新能源外送 9.9 18%4 39.6 替代输配电工程投资 1.7 3%4 6.6 合计合计 55 100%2-4 133.1-220 资料来源：电规总院，西部证券研发中心 表 6：电网侧新型储能主要应用场景 应用场景应用场景 详细详细 图示图示 支撑电力保供支撑电力保供 主要通过电量转移发挥顶峰供电作用，需结合各地区电力缺口类型、负荷特性、电源结构等因地制宜分析需求。对于部分存在长时间电力电量缺口地区，储能难以发挥支撑保供作用。电网侧新型储能建设周期短、布局灵活，可及时缓解 2023年、2024 年电力供应保障压力。提

61、升系统调节提升系统调节能力能力 考虑各类调节措施经济性，在充分挖掘火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施潜力的情况下，“十四五”期间仍需进一步配置新型储能提升系统调节能力。另外，相比在电源侧分散布置，在电网侧关键节点集中配置储能的容量需求可降低20%-30%左右。支撑新能源高支撑新能源高比例外送比例外送 结合国家正在推进的沙漠戈壁荒漠地区大型新能源基地项目，为满足通道可靠容量支撑和清洁能源电量占比不低于50%要求，需要配置电网侧新型储能。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 17|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 应用场景应用场景 详细详细 图示图示 替

62、代输配电工替代输配电工程投资程投资 在某些特定场景下，建设电网侧新型储能可有效缓解输电阻塞，提升电网末端供电能力，替代输变电设施投资升级。资料来源：电规总院，西部证券研发中心 1.2.3 用户侧用户侧：提升电力自发自用水平提升电力自发自用水平与峰谷价差套利与峰谷价差套利 储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、提升电力可靠性和提高电能质量等方面。提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能

63、源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。表 7：储能在用户侧的应用场景 应用场景应用场景 详细详细 提升电力自发自用提升电力自发自用水平水平 分布式能源+储能应用这一场景得以推广的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平可延缓和降低电价上涨带来的风险，以及规避因电力供应短缺而带来的损失。在分布式光伏系统的基础上配置储能，家庭和工商业用户可提升电力自发自用水平，直至实现白天和夜间的电力需求都由自家光伏系统满足，降低用电成本。峰谷价差套利峰谷价差套利 峰谷价

64、差是影响用户侧储能经济性的关键要素。在实施峰谷电价的电力市场中，工商业用户通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电的方式，将高峰时间的用电量平移至低谷时段，实现峰谷电价差套利。自 2021 年下半年以来，全国已有河南、江西、浙江、河北、山西、广东、山东等超过 20 个省市调整分时电价政策，要求适度拉大峰谷电价差水平。目前已有多省市的峰谷价差达到 0.7 元/度的储能盈利线。容量费用管理容量费用管理 国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，即工商业用户的电费包括容量电价（基本电价）与电度电价两个部分。容量电价按照电力用户的变压器容量（kVA）以及最大需量（kW）进行计算，为每个月固定

65、的费用，电度电价则根据用户的实际用电量进行计算。工商业用户可以利用储能系统在用户的用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，起到降低容量电价的作用。提高电能质量提高电能质量 电信、精密电子、数据中心等的行业用户对电能质量要求较高。负荷端的储能能够在短期故障的情况下，保持电能质量，减少电压波动、频率波动、功率因数、谐波以及秒级到分钟级的负荷扰动等因素对电能质量的影响。通过储能提高电能质量获得的收益，主要跟电能质量不合格事件的次数以及低质量的电力服务给用户造成的损失程度有关。资料来源：PowerLa

66、b，西部证券研发中心 表 8：2022 年 11 月电网代理购电最大峰谷价差表（单位：元/kWh）序号序号 省市省市 尖峰电价尖峰电价 1（元元/kWh）高峰电价高峰电价 2（元元/kWh）平段电价平段电价 3（元元/kWh）低谷电价低谷电价 4（元元/kWh）最大峰谷价（最大峰谷价（1-4）（元元/kWh）峰平价差（峰平价差（2-3)（元元/kWh）1 广东省（珠三角五市）1.5628 1.2558 0.7501 0.3022 1.26 0.51 2 海南省 1.3866 1.3866 0.8267 0.3468 1.04 0.48 3 湖北省 1.3794 1.1496 0.7864 0.

67、4010 0.98 0.7486 4 吉林省 1.3721 1.1510 0.7823 0.4137 0.96 0.37 5 浙江省 1.3717 1.0190 0.7838 0.4154 0.96 0.6 6 黑龙江省 1.3422 1.1227 0.7567 0.3908 0.95 0.37 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 18|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 序号序号 省市省市 尖峰电价尖峰电价 1 高峰电价高峰电价 2 平段电价平段电价 3 低谷电价低谷电价 4 最大峰谷价（最大峰谷价（1-4）峰平价差（峰平价差（2-3)7 湖南省

68、1.2790 1.2790 0.8167 0.3545 0.92 0.46 8 重庆市 1.2481 1.2481 0.7979 0.3328 0.92 0.47 9 辽宁省 1.2509 1.0075 0.6829 0.3584 0.89 0.32 10 广西壮族自治区 1.2864 1.0806 0.7377 0.3948 0.89 0.34 11 安徽省 1.1525 1.1525 0.6891 0.3052 0.85 0.46 12 江苏省 1.1598 1.1598 0.6937 0.3134 0.85 0.38 13 山东省 1.1579 0.9839 0.6938 0.4038

69、0.75 0.29 14 天津市 1.1011 1.1011 0.7602 0.3920 0.71 0.34 15 河南省 1.0537 1.0537 0.6816 0.3533 0.7 0.37 16 新疆 0.8541 0.7129 0.4348 0.1567 0.7 0.28 17 内蒙古自治区（蒙东）1.0233 1.0233 0.6897 0.3561 0.67 0.33 18 福建省（福州、厦门、莆田）1.0052 1.0052 0.6794 0.3535 0.65 0.33 19 贵州省（两部制电度电价）0.9586 0.9586 0.6475 0.3364 0.62 0.31

70、20 陕西省 0.9664 0.9664 0.6597 0.3530 0.61 0.31 21 北京市（郊区）1.1348 1.1348 0.8287 0.5490 0.59 0.31 22 冀北 0.9311 0.7995 0.5801 0.3607 0.57 0.22 23 河北省（南网）0.9752 0.8441 0.6255 0.4069 0.57 0.22 24 山西省 0.8717 0.8717 0.5787 0.3101 0.56 0.29 25 北京市（城区）1.1187 1.1187 0.8278 0.5692 0.55 0.29 26 青海省 0.8365 0.7007 0

71、.5002 0.2998 0.54 0.2 27 上海市 0.9574 0.9574 0.8314 0.4434 0.51 0.13 28 宁夏回族自治区 0.7557 0.7557 0.5109 0.2661 0.49 0.24 29 江西省 0.8883 0.8883 0.6895 0.4907 0.4 0.2 30 甘肃省 0.8372 0.8372 0.6619 0.5160 0.32 0.18 31 内蒙古自治区（蒙西）0.6559 0.6559 0.4950 0.4247 0.23 0.16 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 图 10：降低容量电价模式示意图 资料来源：黎淑娟

72、等储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术，西部证券研发中心 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 19|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 二、二、储能储能装机快速提升，装机快速提升，商业模式逐渐明晰商业模式逐渐明晰 2.1 国内外装机量快速提升，国内外装机量快速提升，需求空间广阔需求空间广阔 储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰明晰。自 2017 年国家能源局出台 关于促进储能技术与产业发展的指导意见，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后，国

73、内各类储能政策相继出台。2021 年 7 月，国家发改委发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见，提出至 2025 年，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。同月发布的 关于进一步完善分时电价机制的通知，明确应合理拉大峰谷电价价差，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。2022 年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。表 9：国内重要储能政策梳理 时间时间 政策名称政策名称 发布机构发布机构 主要内容主要内容 2017.9 关于促进储能技术与产业

74、发展的指导意见 国家能源局 明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。2019.7 2019-2020 年储能行动计划 国家能源局、国家发改委等 涵盖电化学、抽水储能、物理储能、新能源汽车动力电池储能等多项技术规划和应用场景。2021.3 关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 国家发改委 优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。2021.7 关于加快推动新型储能发展的指导意见 国家发改委、国家能源局 2025 年，新型储能从

75、商业化初期向规模化发展转变，装机规模达装机规模达 30GW 以上以上。2030年，新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求。2021.7 关于进一步完善分时电价机制的通知 国家发改委 合理拉大峰谷电价价差，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。分时电价机制执行范围扩大到工商业电力用户（个别有专门规定的除外）。2021.8 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 国家发改委、国家能源局 明确了在电网企业承担消纳主体责任的基础上，企业自建或购买调峰能力增加并网规模的具体方式。2021.12

76、 电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）国家发改委 将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，提出了按照“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的原则。2022.2 关于加快推进电力现货市场建设工作的通知 国家发改委、国家能源局 引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。2022.3 “十四五”新型储能发展实施方案 国家发改委、国家能源局 到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具有大规模商业化应用条件，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基

77、本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟；到 2030 年，新型储能全面市场化发展。2022.4 完善储能成本补偿机制助力构建以新能源为主体的新型电力系统 国家发改委 为目前储能成本补偿相关工作提出具体方向，提出研究确立各类储能在构建新型电力系统中的功能定位和作用价值、加快制定成本疏导机制及强化经济性比较研究。2022.5 “十四五”可再生能源发展规划 国家发改委、国家能源局等 明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成

78、机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类节服务。2022.6 关于进一步推动新型储能参与电力市国家发改委、新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 20|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 时间时间 政策名称政策名称 发布机构发布机构 主要内容主要内容 场和调度运用的通知 国家能源局等 力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技优势提供辅助服务，优化储能调度运行机制等。2022.7 征求国家标准 电力储能用锂离子电池意见 中电联 在电池能量效率方面要

79、求，从 2018 年的不应小于 90%、提升到不应小于 93%。2022.7 抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）国家能源局 2030 年抽水蓄能投产总规模 1.2 亿千瓦左右；规划布局重点实施项目 340 个，总装机容量约 4.2 亿千瓦；并储备了 247 个项目，总装机容量约 3.1 亿千瓦。2022.8 科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022-2030 年)国家发改委、科技部等 研发压缩空气储能、飞轮储能、液态和固态锂离子电池储能、钠离子电池储能、液流电池储能等高效储能技术；研发梯级电站大型储能等新型储能应用技术以及相关储能安全技术。2022.10 能源碳达峰碳中和标准化提升

80、行动计划 国家能源局 加快完善新型储能技术标准，根据新能源发电并网配置和源网荷储一体化需要，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系。资料来源：国家能源局、国家发改委、科技部、中电联等，西部证券研发中心 近年来近年来全球储能全球储能装机量快速提升装机量快速提升，国内国内发展大幅提速发展大幅提速。根据 CNESA，全球 2021 年新增装机量为 18.3GW，同比增长 181.30%，截至 2021 年底全球已投运储能项目的累计装机量达 209.4GW，同比增长 9.58%。中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度快。中国 2021 年新增装机量

81、为 7.7GW，同比增长 140.63%，截至 2021 年底中国的累计装机量达到 43.3GW，同比增长 21.63%。2022 年前三季度我国新增储能装机 7.0GW，截至 2022年 9 月底中国已投运电力储能项目累计装机规模 50.3GW，同比+36%，环比一季度+7.5%，我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。图 11：2016-2021 年全球储能累计装机规模及增速（单位：GW）图 12：2016-2022Q3 中国储能累计装机规模及增速（单位：GW）资料来源：CNESA，西部证券研发中心 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 1

82、68.7175.4181184.6191.1209.40%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%050100150200250201620172018201920202021全球储能累计装机（GW）YoY（右轴）24.3 28.9 31.3 32.4 35.6 43.3 50.3 0%5%10%15%20%25%30%35%0102030405060201620172018201920202021 2022Q3中国储能累计装机（GW）YoY（右轴）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 21|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 13：2016-2

83、021 年全球储能新增装机规模及增速（单位：GW）图 14：2016-2021 年及 2022Q1-Q3 中国储能新增装机规模及增速（单位：GW）资料来源：CNESA，西部证券研发中心 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在在新型储能新型储能中占比最高中占比最高。全球范围内，截至 2021年底，抽水储能占比 86.2%，同比下降 4.1%，但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至 13.9%，其中绝大部分为锂离子电池。国内方面，截至 2022 年 9 月，抽水蓄能累计装机占比持续走低

84、之后，开始有所回升，比去年底上升了 0.2 个百分点，仍居主导地位。2022 年前三季度新型储能（含熔融盐储能）新增装机 933.8MW/1911.0MWh，累计装机规模 7.24GW，锂电池装机仍占据最大比重。此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到 0.30%。图 15：2021 年全球储能累计装机各类型占比 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 6.75.63.66.518.3-100%-50%0%50%100%150%200%0246810121416182020172018201920202021全球储能新增装机（GW)YoY(右轴）4.62.41.13

85、.27.77.0-100%-50%0%50%100%150%200%250%01234567892017201820192020202122Q1-Q3中国储能新增装机（GW)YoY(右轴）抽水蓄能86.20%压缩空气储能0.28%熔融盐储热1.60%飞轮储能0.22%锂离子电池11.09%钠硫电池,0.24%铅蓄电池,0.27%液流电池,0.07%超级电容,0.00%新型储能14%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 22|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 16：2022Q3 中国储能累计装机各类型占比 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 图

86、 17：2018-2021 年全球各类新型储能累计装机规模（单位 GW）图 18：2018-2022Q3 中国各类新型储能累计装机规模（单位 GW）资料来源：CNESA，西部证券研发中心 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 2021 年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据 CNESA 的数据，2021 年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比 34%、22%、24%，美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的 80%。抽水蓄能,85.60%熔融盐储能,1.20%锂离子电池,11

87、.79%铅蓄电池,0.69%液流电池,0.30%压缩空气,0.38%飞轮储能,0.01%其他,0.03%新型储能,14.40%5.718.5213.1923.22051015202530352018201920202021超级电容其他液流电池飞轮储能钠硫电池铅蓄电池压缩空气储能熔融盐储热锂离子电池0.761.382.905.175.93 01234567820182019202020212022Q3钠硫电池超级电容飞轮储能其他液流电池压缩空气储能铅蓄电池熔融盐储热锂离子电池 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 23|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明

88、 图 19：2021 年全球新增电化学储能占比 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 22 年年我国我国储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。2022 年以来我国储能市场招投标活跃，市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2022 年 10 月国内储能中标量达到 14.65GWh，环比增长 355.5%，2022 年前 10 月我国储能中标量达到 32.2GWh，充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。图 20：2022 年国内储能中标量（单位：GWh）资料来源：储能与电力市场，西部证券研发中心 新能源配储有望成为主流发展模式新能源配储有望成为主流

89、发展模式，配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。配储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2021 年以来，“新能源+储能”成为新能源行业重要的发展模式。截至 2022 年 11 月，全国已有近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在 10%-15%，主流的储能时长为 2 小时。我们认为，随着未来新能源发电量占比的进一步提升，新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且

90、配储比例和储能市场有望提升，长时储能领域有望受益。中国24%美国34%欧洲22%日韩7%澳大利亚6%其他(GW)7%7.922.084.333.2214.65-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%02468101214162022H12022年7月2022年8月2022年9月2022年10月中标容量（GWh）环比（右轴）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 24|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 10：部分省市新能源配置储能政策 时间时间 省份省份 政策文件政策文件 储能配置比例储能配置比例 储能时长

91、储能时长(h)2022/11/4 河北 河北省发改委关于做好 2022 年风电、光伏发电项目申报工作的通知 10%-15%2 2022/8/9 湖南衡山县 衡山县营洲镇风电场项目投资开发主体避选公告 风电 15%2 2022/7/15 江苏昆山 关于加快推进分布式光伏发电项目开发建设的工作意见的通知 2MW 及以上分布式光伏配储不低于 8%2022/7/8 广东筆庆 肇庆市促进光伏项目发展若干措施(征求意见稿)10%2022/5/20 浙江诸暨 诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案 10%2022/5/13 辽宁 辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案公开征求意见建议的公告 15%

92、3 2022/5/1 江苏苏州 关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)2MW 以上光伏 8%2022/4/11 海南澄迈 关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知 25%2 2022/4/1 甘肃嘉峪关 嘉峪关市“十四五第一批光伏发电项目竞争性配置公告 20%2 2022/3/29 安徽 关于征求 2022 年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函 5%2 2022/3/29 福建 关于组织开展 2022 年集中式光伏电站试点申报工作的通知 试点项目 10%，其他 15%24 2022/3/22 内蒙古 关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化

93、并网新能源项目实施 光伏 15%4 2022/1/28 广西梧州 关于规范我市风电光伏新能源产业发展 10%2022/1/13 宁夏 自治区发展改革委关于征求2022 年光伏发电项目竞争性配養方案意见的函 10%2 2022/1/11 上海 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 20%4 2022/1/5 海南 海南省发展和改革委员会关于开展 2022 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知 10%资料来源：各省市发改委、能源局等，西部证券研发中心 大型光伏电站配储为大型光伏电站配储为 23 年行业需求年行业需求重要重要拉动力，预计拉动力，预计 25 年

94、我国储能需求年我国储能需求 86.9GW/274.4GWh，21-25年年CAGR为为91%/116%，全球需求全球需求222.7GW/656.6GWh，22-25年年CAGR为为89%/110%。我们预计 23 年随着光伏降价，集中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计 2023 年我国储能需求为 31.3GW/74.8GWh，同比+116%/+146%。长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至 2025 年我国储能总需求将达到 86.9GW/274.4GWh，

95、21-25 年 CAGR 为 91%/116%。全球来看，预计 2025 年全球储能需求 222.7GW/656.6GWh，22-25 年 CAGR 为 89%/110%。表 11：2019-2025 年国内储能需求测算 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 集中式光伏新增（GW）18 33 26 36 55 62 71 新增集中式光伏储能配比 2.0%4.0%10.0%16.0%22.0%28.0%36.0%新增集中式光伏配储需求（GW）0.4 1.3 2.6 5.8 12.1 17.5 25.7 存量集中式光伏配储需求（GW）1.0 3.0 7.4

96、光伏大储需求合计（光伏大储需求合计（GW）0.4 1.3 2.6 6.8 15.1 24.9 39.3 储能时长（h）1.6 1.7 1.9 2.1 2.4 2.8 3.2 光伏大储能需求（光伏大储能需求（GWh）0.6 2.2 4.9 14.3 36.3 69.7 125.9 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 25|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 分布式光伏新增（GW）12 15 29 54 55 68 84 新增分布式光伏储能配比 0.6%0.8%0.8%1.0%

97、1.5%2.7%3.5%新增分布式光伏配储需求（GW）0.1 0.1 0.2 0.5 0.8 1.8 2.9 存量分布式光伏配储需求（GW）0.4 1.1 2.0 分布式光伏配储需求合计（分布式光伏配储需求合计（GW）0.1 0.1 0.2 1.0 1.9 3.9 6.3 储能时长（h）1.7 1.8 1.9 2 2.2 2.4 2.6 分布式光伏配储需求合计（分布式光伏配储需求合计（GWh）0.1 0.2 0.4 2.0 4.2 9.3 16.4 风电新增装机（GW）27 57 47 50 77 97 118 新增风电储能配比 2%3%8%13%18%25%34%新增风电配储需求（GW）0.

98、5 1.7 3.8 6.5 13.9 24.3 40.1 存量风电配储需求（GW）0.2 0.4 0.8 1.2 风电大储需求合计（风电大储需求合计（GW）0.5 1.7 3.8 6.7 14.3 25.1 41.3 储能时长（h）1.6 1.7 1.9 2.1 2.4 2.8 3.2 风电大储能需求（风电大储能需求（GWh）0.9 2.9 7.1 14.1 34.3 70.3 132.1 需求合计（需求合计（GW）1.0 3.1 6.6 14.5 31.3 53.8 86.9 同比 224%109%121%116%72%61%需求合计（需求合计（GWh）1.6 5.4 12.5 30.4 7

99、4.8 149.2 274.4 同比 244%133%143%146%99%84%资料来源：CPIA，CWEA，西部证券研发中心测算 表 12：2019-2025 年全球储能需求测算 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 集中式光伏新增（GW）71 82 93 130 207 267 342 新增集中式光伏储能配比 2.0%4.0%10.0%15.0%20.0%24.0%27.0%新增集中式光伏配储需求（GW）1.4 3.3 9.3 19.4 41.3 64.0 92.3 存量集中式光伏配储需求（GW）1.2 5.6 13.7 光伏大储需求合计（光伏大储

100、需求合计（GW）1.4 3.3 9.3 20.6 46.9 77.8 117.7 储能时长（h）1.6 1.7 1.9 2.2 2.4 2.7 3.0 光伏大储能需求（光伏大储能需求（GWh）2.3 5.6 17.7 45.4 112.6 210.0 353.0 分布式光伏新增（GW）44 52 62 110 144 193 258 新增分布式光伏储能配比 3.0%3.2%3.6%9.0%13.0%16.0%18.0%新增分布式光伏配储需求（GW）1.3 1.7 2.2 9.9 18.7 30.9 46.4 存量分布式光伏配储需求（GW）1.7 2.7 5.6 分布式光伏配储需求合计（分布式光

101、伏配储需求合计（GW）1.3 1.7 2.2 11.6 21.4 36.5 57.2 储能时长（h）1.8 1.9 2 2.2 2.4 2.6 2.8 分布式光伏配储需求合计（分布式光伏配储需求合计（GWh）2.4 3.1 4.5 25.5 51.4 94.9 160.3 风电新增装机（GW）60 93 86 96 130 158 188 新增风电储能配比 2.0%3.0%7.0%13.0%18.0%22.0%25.0%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 26|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 2019 2020 2021 2022E 2023E

102、2024E 2025E 新增风电配储需求（GW）1.2 2.8 6.0 12.5 23.4 34.8 47.0 存量风电配储需求（GW）0.2 0.4 0.6 0.8 风电大储需求合计（风电大储需求合计（GW）1.2 2.8 6.0 12.7 23.8 35.4 47.8 储能时长（h）1.6 1.7 1.9 2.2 2.4 2.7 3 风电大储能需求（风电大储能需求（GWh）1.9 4.7 11.4 27.9 57.2 95 143 需求合计（需求合计（GW）3.9 7.7 17.6 44.9 92.1 149.6 222.7 同比 96%127%156%105%62%49%需求合计（需求合

103、计（GWh）6.6 13.5 33.6 98.8 221.1 400.3 656.6 同比 105%149%194%124%81%64%资料来源：CPIA，GWEC，西部证券研发中心测算 2.2 独立独立共享储能共享储能模式有望提升储能盈利能力模式有望提升储能盈利能力 2.2.1 独立共享储能独立共享储能相较相较新能源分散新能源分散配储配储优势显著优势显著 新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与新能源站分散配储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与现货市场盈利等弊端。现货市场盈利等弊端。1）根据今年 11 月中电联发布的新能源配储

104、能运行情况调研报告，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储系数仅为新能源配储系数仅为 6.1%，低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。2）分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用，项目缺乏经济性。3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。根据中电联，2022 年 1-8 月，全国电化学储能项目非计划停机达到 329 次。4）最后，还因

105、为新能源储能装机容量小，分散布置的储能参与现货市场交易成本太高，难以参与现货市场盈利，盈利模式难以拓展。图 21：2022 年我国各应用场景下储能的等效利用系数 资料来源：中电联，西部证券研发中心 6.1%15.3%14.8%28.3%12.2%0%5%10%15%20%25%30%新能源配储火电配储电网储能用户储能电化学平均储能等效利用系数储能等效利用系数 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 27|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 独立共享储能独立共享储能有效提高储能利用率有效提高储能利用率、储能项目收益率储能项目收益率以及市场以及市场对储能电站

106、投资积极性。对储能电站投资积极性。独立储能电站是指具备调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。而共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式。简单而言，共享储能就是把独立分散在电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行优化配置，最后由电网统一协调。独立共享储能具有灵活性强、适用场景广、分布广泛等优势，可以有效提高储能利用率和储能项目收益率；独立共享储能的投资主体清晰，更容易参与电力市场辅助服务及现货市场，从而推动资本对储能电站投资

107、积极性。图 22：独立共享储能结构 图 23：新能源分散配储与独立共享储能电站对比 资料来源：张国强等集中式共享储能商业模式与政策分析，西部证券研发中心 资料来源：中电联，裴善鹏等 电力现货市场背景下的山东新能源储能应用模式研究，张国强等集中式共享储能商业模式与政策分析，西部证券研发中心 2.2.2 独立独立共享共享储能储能政策政策定位明晰，发展提速定位明晰，发展提速 早期早期电网侧储能电网侧储能试图试图通过输配电价将成本疏导至用户通过输配电价将成本疏导至用户的模式终止的模式终止。在早些时候，电网侧储能投资者的商业逻辑是为电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管

108、机制方面尚不成熟，因此，2019 年出台的 输配电定价成本监审办法，以及 2020 年出台的 省级电网输配电价定价办法，均明确规定电化学储能不能计入输配电定价成本，此后该模式终止。独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。2022 年 3 月，南方能源监管局就新版两个细则公开征求意见，文件对独立储能进行了重新定义，独立储能电站将以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。6 月 7 日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官方明确独立储能定义；

109、解决独立储能电价问题，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。2022 年以来，国内多个省份发布了独立共享储能参与电力市场的相关政策措施。表 13：国内独立共享储能相关政策梳理 发布日期发布日期 发布单位发布单位 政策名称政策名称 政策要点政策要点 2021 年 7 月 15 日 国家发展改革委、国家能源局 关于加快推动新型储能发展的指导意见 建立电网侧独立储能电站容量电价机制；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价机制 2022 年 1 月 29 日 国家发展改革委、国家 “十四五”新型储能发展实施方探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用

110、或购买等形式 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 28|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 发布日期发布日期 发布单位发布单位 政策名称政策名称 政策要点政策要点 能源局 案 配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用 2021 年 6 月 25 日 陕西省能源局 关于征求新型储能建设方案(征求意见稿)意见的函 以新能源电源侧配置新型储能为发展重点，以“大规模集中式共享储能”为主要发展模式 2021 年 7 月 14 日 宁夏回族自治区发展改革委 自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知 鼓励优先在新能源富集、电网送出断面受限地区，建设电网区

111、域性共享储能设施，创造共享储能电站盈利模式 2021 年 9 月 14 日 山东省人民政府 山东省能源发展“十四五”规划 支持建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏项目优先租赁共享储能设施 2021 年 10 月 13日 湖南省发展改革委 关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 积极推动电网侧储能合理化布局，以建设大规模集中式共享储能为主 2021 年 11 月 9 日 浙江省发展改革委、浙江能源局 关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见 支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务 2021 年 12 月 31日 内蒙古自治

112、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 积极支持各类主体开展独立共享储能应用示范。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 4h 2022 年 1 月 27 日 天津市发展改革委 天津市电力发展“十四五”规划 开展储能项目示范，推动储能技术宽范围、多场景应用，支持建设集中式共享储能，鼓励储能设施参与调峰调频等辅助服务 2022 年 2 月 21 日 青海省人民政府办公厅 青海省“十四五”能源发展规划 依托青海盐湖资源优势，积极推广“新能源+储能”模式，开展压缩空气、飞轮等储能试点，探索建立共享储能运行模式 2022 年 4 月 3 日 广西壮

113、族自治区发展改革委 广西壮族自治区加快推进既有陆上风电、光伏发电项目及配套设施建设方案 鼓励电网企业及有实力的新能源投资企业在系统需要的区域建设集中共享储能设施 2022 年 4 月 10 日 河北省发展改革委 河北省“十四五”新型储能发展规划 探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用 2022 年 4 月 30 日 广东省人民政府办公厅 广东省能源发展“十四五”规划 十四五期间建设发电侧、变电侧、用户侧及独立调频储能项目 200万千瓦以上，力争到 2025 年电力需求侧响应能力达到最高负荷的 5%左右。2022 年 6 月 9 日

114、山西省能监办 山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则(试行)在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易主体 2022 年 6 月 14 日 国家能源局华中监管局 湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）独立储能、联合储能可为市场提供调频辅助服务 2022 年 6 月 15 日 重庆市人民政府办公厅 重庆市能源发展“十四五”规划（20212025 年）推进电力辅助服务市场化，推动储能、调峰作为独立主体参与电力辅助服务市场 2022 年 7 月 4 日 新疆自治区发展改革委等 5 部门 关于建立新能源开发管理工作机制的通知 鼓励新型储能参与电力市场，健全完善电力辅

115、助服务市场，探索建立电网侧独立储能电站容量电价、电源侧电力辅助服务补偿、需求侧响应补偿等新型储能价格机制 2022 年 8 月 18 日 安徽省能源局 安徽省新型储能发展规划（2022-2025 年）鼓励有配置储能需求的新能源发电企业就地就近、长期租赁共享独立储能电站 2022 年 8 月 21 日 河南省发改委 河南省“十四五”新型储能实施方案 开展独立储能试点示范。独立储能可作为独立的市场主体参与电力市场，鼓励配建储能转为独立储能参与市场 2022 年 9 月 20 日 甘肃能源监管办 甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）独立共享储能设施可全容量参与调频市场交易，在与新能源企业

116、签订租赁容量后，其储能设施剩余容量在满足与租赁容量独立运行条件下，可参与调峰容量市场交易 2022 年 11 月 7 日 青海省能源局 青海电力管理实施细则（初稿）储能电站可作为独立的市场主体，参与青海省电能量交易和辅助服务 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 29|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 发布日期发布日期 发布单位发布单位 政策名称政策名称 政策要点政策要点 交易 资料来源：国家发改委、国家能源局、各省市发改委、能源局等，西部证券研发中心 独立储能独立储能规划规划建设提速建设提速，在各类型储能项目中的占比不断提升。，在各类型储能项目中的

117、占比不断提升。根据中关村储能产业技术联盟的数据统计，2021 全年规划、投产、在建的独立储能电站总规模超过了 17GW/34GWh。进入 2022 年上半年，独立储能电站规划和开发提速。根据储能与电力系统统计，2022年上半年并网投运的独立储能电站共 2 座（国能江西余干旭坞储能电站、大连液流储能项目），启动施工建设的项目共 17 个，规模 1.67GW/3.34GWh，进入/完成 EPC 和储能设备招标的项目共 64 个，规模 7.42GW/14.76GWh。中标量来看，2022 年 10 月独立储能中标量 3.37GWh，环比提升 81.5%。22 年 1-10 月独立储能与新能源配储中标

118、量分别达到 12.25/6.45GWh，占中标量的比重分别为 64%/34%（不含集采），独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。表 14：目前投运的典型独立共享储能电站 项目名称项目名称 建设地建设地 储能容量储能容量 鲁能海西多能互补集成优化国家示范项目储能电站 青海省海西州格尔木市 50MW/100MWh 福建晋江 100MWh 级储能电站 福建省泉州福建省晋江市安海镇 30MW/108.8MWh 城步儒林 100MW/200MWh 储能示范项目 湖南邵阳城步苗族自治县儒林镇 100MW/200MWh 国家电投海阳 100MW/200MWh 储能电站 山东省烟台市海阳市 101MW/2

119、02MWh 山东华电滕州 100MW/200MWh 电化学储能项目 山东省枣庄市滕州市 101MW/202MWh 华能济南黄台发电有限公司 100MW/200MWh 储能电站项目 山东省济南市历城区 100MW/200MWh 三峡新能源庆云储能电站示范项目 山东省德州市庆云县 100MW/200MWh 百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目 河北省张家口张北县 100MW/400MWh 国家能源集团江西公司余干旭坞 48 兆瓦/48 兆瓦时磷酸铁锂储能电站 江西省上饶市余干县 48MW/48MWh 大连恒流储能电站一期（全钒液流电池）辽宁省大连市 100MW/400MWh 资料来源：公司公告，西部

120、证券研发中心 图 24：2022 年 1-10 月国内各类储能中标量（不含集采，单位：MWh）资料来源：储能与电力系统，西部证券研发中心 39701600145018563370190147364435130770100020003000400050006000700080002022H12022年7月2022年8月2022年9月2022年10月户用储能火储调频新能源配储独立储能 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 30|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 2.2.3 各省市积极探索各省市积极探索商业模式商业模式，盈利能力，盈利能力有望提升有望提升“

121、新能源容量租赁“新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁调峰辅助服务补偿租赁费”或“新能源容量租赁+现货市场价差”为现货市场价差”为当前当前独立储能两种主流商业模式。独立储能两种主流商业模式。当前各个省份针对独立储能的商业模式有所区别，例如山东省（针对示范项目），新能源场站租赁费以外，还包括现货市场节点电价差以及按月度可用容量给予适当容量补偿费用，浙江省（针对示范项目）则为现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入，新疆省为赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh），宁夏为优先发电量奖励+调峰收益（0.8/kWh，保证 600 次）+新能源容量租赁，山西省则主要为一次调频收

122、益。需要指出的是，调频的市场容量较为有限。目前山西省 AGC 调频的总补偿费用大致是 4 亿元，仅靠调频无法支撑大规模储能的收益。未来若更多主体加入，市场会出现饱和的情况，补偿标准也会随之降低。因此，综合来看，独立储能主要的收益模式有两种：新能源容量租赁+调峰辅助服务补偿租赁费，新能源容量租赁+现货市场价差。除此外各个省还有其他相关收益。图 25：我国独立共享储能电站收入模型 资料来源：国家发改委、国家能源局、各省市发改委、能源局等，西部证券研发中心 表 15：国内外各类储能模式收益来源汇总 储能类型储能类型 收益来源收益来源 国内国内 国外国外 新能源配新能源配储能储能 收益来源收益来源 新

123、能源指标+弃电上网+考核减少收益 美国美国：ITC 补贴（抵扣 26%的投资成本）+PPA/峰谷价差套利+辅助服务 欧洲欧洲：PPA+辅助服务 用户侧储用户侧储能能 收益来源收益来源 峰谷价差+补贴（部分市的需求响应补贴或安装补贴）美国美国：ITC 税收抵免（抵扣 26%的投资成本）+补贴（如加州 SGIP）+用户电费节约 澳大利亚澳大利亚：州级补贴/低息贷款+用户光储自发自用电费节约（在南澳等州可叠加虚拟电厂补贴）欧洲欧洲：补贴（如德国）+用户光储自发自用电费节约+聚合参与辅助服务/容量市场 独立储能独立储能 主体地位主体地位 新版两个细则新版两个细则：明确了储能的独立主体；浙江浙江：储能作

124、为“双向发电单位”参与市场 英国英国：定义成发电资产的一个子类 澳大利亚澳大利亚：引入一个新的市场主体注册类别，即综合资源供应商（IRP）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 31|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 储能类型储能类型 收益来源收益来源 国内国内 国外国外 收益来源收益来源 山东山东（针对示范项目）：新能源容量租赁+现货市场节点电价差+容量补偿 浙江浙江（针对示范项目）：现货市场峰谷价差+辅助服务市场收入 新疆新疆：赠送新能源指标+充电补偿收益（0.55 元/kWh）湖南湖南：新能源容量租赁+辅助服务市场收入 宁夏宁夏：优先发电量奖励+

125、调峰收益（0.8/kWh，保证 600 次）+新能源容量租赁 山西山西：一次调频收益 美国美国：10 年容量充裕度协议+辅助服务+能量市场套利 英国英国：15 年容量市场合同+辅助服务收益+能量市场套利，收益来源 10 余种 澳大利亚澳大利亚：负电价充电收益+调频收益（8 个细分品种）+能量市场套利 充放电价充放电价过网费过网费 全国：向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加 英国英国：只收发电时的过网费 欧洲欧洲：单向收费 资料来源：国家发改委、国家能源局、各省市发改委、能源局等，CNESA，西部证券研发中心 1）新能源容量租赁）新能源容量租赁 容量租赁费是是决定独立储能

126、项目经济性的最关键因素容量租赁费是是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一之一。根据国家发改委发布的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，确定了新能源场站可以通过租赁的模式租用独立储能电站的容量。租赁费目前没有明确的官方标准，大致在 300 元/kw年左右，主要基于项目的收益要求。容量租赁费是目前独立储能最主要的收益来源之一，是决定独立储能项目经济性的最关键因素之一。目前，新能源储能容量租赁尚处于发展初期，对于 100MW/200MWh 的储能电站，按 80%容量完成租赁，租赁标准 300 元/kW年测算，全年容量租赁约 2400 万元。出租容量的实际使用权出租容量的

127、实际使用权：部分省份归属储能电站，部分省份归于部分省份归属储能电站，部分省份归于新能源电厂新能源电厂。山东的独立储能电站运营模式下，新能源租赁储能容量后，并不享有储能电站的实际使用权，对于储能电站的运营方来说，每一份容量可以获得租金、现货市场价差、容量补偿等多项收益。与之相异的是，甘肃省则规定，独立共享储能电站租赁容量，由新能源场站享有使用权，租赁后剩余容量按规定可参与容量市场。即甘肃省的储能电站只能在出租容量与参与辅助服务之间二选一，而不能同时享有二者收益。图 26：不同省份独立储能关于容量租赁的政策差异 资料来源：山东省发改委，山东省能源局，甘肃能监办，西部证券研发中心 行业深度研究|电力

128、设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 32|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 2）调峰辅助服务补偿）调峰辅助服务补偿 调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。调峰辅助服务补偿是大多数区域独立储能电站获取收益的最主要手段之一。储能调峰交易是指储能电站按照电力调度机构的指令，通过在低谷或弃风、弃光、弃水时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。截至目前，南方区域电网各省市、湖南、青海、宁夏等多个区域市场都出台了独立储能电站调峰补偿规则。作为不自己产生电力的储能设备，除了单次补偿价格，使用频次也是决定其盈利水平的关键。以山东省一个1

129、00MW/200MWh 储能电站为例，独立储能电站调峰补偿 0.2 元/kWh，保证调用时长 1000小时/年，全年可获得补偿 2000 万元。表 16：部分省份独立储能参与调峰辅助服务补偿估算 省份省份 调峰辅助服务补偿估算调峰辅助服务补偿估算 山东 2021 年示范项目时期，独立储能电站调峰补偿 0.2 元/kWh，保证调用时长 1000 小时/年，全年可获得补偿 2000 万元。青海 独立储能电站调峰补偿 0.5 元/kWh，无明文规定调用时长，预估 500 小时每年，全年可获得补偿 2500万元。湖南 社会投资的储能电站，参与调峰市场竞价，预计补偿价 0.2 元/kWh，预估 1000

130、 小时每年，全年可获得补偿 2000 万元。甘肃 补偿标准上限为 300 元/MW日，如一个 100MW/200WMh 的储能电站，全年运行 330 天，完全提供调峰容量服务，可获得年补偿量为：100MW300 元/MW日2 小时330 天=1980 万元 资料来源：储能与电力系统，西部证券研发中心 3）电力现货市场）电力现货市场 在在电力现货市场电力现货市场中中，储能电站作为独立市场主体储能电站作为独立市场主体可可赚取发电侧峰谷电价差。赚取发电侧峰谷电价差。储能电站作为独立市场主体，可按照自计划方式参与市场申报、优化出清，按照市场出清价格进行结算。储能电站根据电网负荷预测、供热计划、新能源预

131、测出力，判断日前市场电价走势，申报运行日的充放电计划（如在晚低谷和午低谷充电，在早高峰和晚高峰放电），按照现货市场价格结算。进入电力现货市场后，充电时为市场用户，从电力现货市场直接购电；放电时为发电企业，在现货市场直接售电。其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。现有辅助服务和未来现货市场下山东储能政策对比见下表。表 17：辅助服务和现货市场对比 项目项目 辅助服务辅助服务 现货市场现货市场 异同异同 租赁费用 租赁给新能源作为并网条件 租赁给新能源作为并网条件 相同 调峰费用 深度调峰 200 元/(MW h)赚取发电侧峰谷电价差 相异 电价政策 通常为充放相抵原则 节点电价原则 相

132、异 优先发电 调峰奖励优先发电量计划 调峰奖励基数电量 相同 资料来源：裴善鹏等电力现货市场背景下的山东新能源储能应用模式研究，西部证券研发中心 当前当前现货市场价差现货市场价差套利机制逐渐完善套利机制逐渐完善。进入 2022 年，日现货价差超过 1 元/kWh 时有出现，为独立储能电站的利用价差套利获取更大利润带来了空间。但作为充放电时长 2 小时及以上的储能系统来说，更应考虑的是平均可获得的充放电电价差。以山东为例，平均两小时最高电价约 0.7 元/kWh 左右，平均最低电价是约 0.1 元/kWh 左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价（0.0991 元/kWh），以及现货交易规则下的

133、一些附加成本（约 0.02 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 33|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 元/kWh），一个 2 小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为 0.5 元/kWh 左右。以85%的循环效率，全年运行 330 天，每天一次充放电循环计算，全年可获得的现货市场收益约为 2481 万元。此外，作为只申报充放电曲线，不申报充放电价格，优先调度的独立储能电站来说，如果做不到对实时电价 100%准确预测，那么这一收益水平可能会打折扣。全年 2000 万左右现货市场价差收益是比较合理的推测。表 18：山东省独立储能参与电力现货市场交易

134、收益分析 项目项目 详细详细 参数 容量 100MW/200WMh，85%的循环效率，全年运行 330 天，每天一次充放电循环；平均两小时最高电价=0.7 元/kWh，平均最低电价是约 0.1 元/kWh，储能充电时需要承担的容量电价=0.0991 元/kWh，现货交易规则下的一些附加成本=0.02 元/kWh 成本 容量*天数*单日充电次数*（充电电价+容量电价+其他附加成本）=1446 万元 收入 容量*天数*单日放电次数*放电电价*循环效率=3927 万元 收益 收入-成本=2481 万元 资料来源：储能与电力系统，西部证券研发中心 4）容量补偿容量补偿 独立共享储能市场化容量补偿机制有

135、望逐渐出台。独立共享储能市场化容量补偿机制有望逐渐出台。11 月 25 日，国家能源局发布了电力现货市场基本规则（征求意见稿）和电力现货市场监管办法（征求意见稿）。各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。目前山东省已出台独立共享储能电站容量补偿机制。关于 2022 年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。根据2022 年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知，暂按电力市场规

136、则中独立储能月度可用容量补偿的 2 倍标准执行，即为火电的 1/12。各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。各省市独立共享储能电站经济性有差异，湖南等部分省份储能电站已经具备一定盈利能力。当前因国内各省市电力市场与相关政策的差异，独立共享储能电站的经济性也存在较大差异。根据 7 月山东电力交易中心介绍，山东省一个 100MW/200MWh 的储能电站，目前可获的收益来自容量租赁费用、现货市场价差收益、容量补偿费用，全年总计 2000 多万元的收益水平，仍然不足以支撑独立储能电站运营（参考三峡能源庆云储能示范项目的运营经验，该电站全年收益水平达到 600

137、0 万元以上时有一定的经济性）。而在湖南省，以华自科技定城步儒林一期项目为例，该项目容量以全部出租，每年容量租赁收入即可达 4480万元，电力辅助服务假设调用费用为每次 400 元/MWh（含试点项目所获取的峰谷价差收益），年收益 2640 万元，两项收入合计 7120 万元，项目已经有一定的盈利能力。表 19：湖南省 100MW/200MWh 储能电站收益分析 第第 1 年年 第第 2 年年 第第 3 年年 第第 4 年年 第第 5 年年 第第 6 年年 第第 7 年年 第第 8 年年 第第 9 年年 第第 10 年年 容量租赁容量租赁收入收入 单价（万元/MWh）22.4 22.4 22.

138、4 22.4 22.4 22.4 22.4 22.4 22.4 22.4 出租容量（MWh）200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 容量租赁收入（万元）4480 4480 4480 4480 4480 4480 4480 4480 4480 4480 辅助服务辅助服务收入收入 单价（元/MWh 次）400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 容量（MWh）200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 电池容量年衰减率 2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%行业深度研究|电力设备 西部

139、证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 34|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 第第 1 年年 第第 2 年年 第第 3 年年 第第 4 年年 第第 5 年年 第第 6 年年 第第 7 年年 第第 8 年年 第第 9 年年 第第 10 年年 实际可用容量（MWh）200 196 192 188 184 181 177 174 170 167 单日充放电次数（次/日）1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 年调用天数（天）330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 辅助服务收入（万元）2640 2587 2535 2485 2435 2386 2

140、339 2292 2246 2201 收入合计收入合计 7120 7067 7015 6965 6915 6866 6819 6772 6726 6681 资料来源：华自科技定增募集说明书，西部证券研发中心 表 20：山东省 100MW/200MWh 储能电站收益分析 收益点收益点 每年收益每年收益 说明说明 容量租赁容量租赁 600 万元 目前，新能源储能容量租赁并不理想，按 20%容量完成租赁，租赁标准 300 元/kW年测算，全年容量租赁约 600 万元。现货差价现货差价 1256 万元 平均充电电价约为 0.11 元/kWh，平均放电电价约 0.51 元/kWh，考虑充电时容量电价以及

141、附加的现货市场带来的费用影响，按充放电效率 86%，全年 300 次充放电操作测算。容量补偿容量补偿 600 万元 暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行，即为火电的1/6。火电机组的容量补偿费用约360元/kW 年左右，则储能电站的补偿标准为 60 元/kW年 总计总计 2456 万元 资料来源：山东电力交易中心，西部证券研发中心 三、三、技术路线技术路线多点开花，商业化进展持续推进多点开花，商业化进展持续推进 储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，储能应用场景的多样性决定了

142、储能技术的多元化发展。特别地，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（4 小时）、能量型（约 12 小时）、功率型（30 分钟）和备用型（15 分钟）四类。根据储能时长要求的不同进行储能类型划分，有助于推进以市场应用为导向的技术开发思路，使不同储能技术在各自适用的场景中发挥独特的性能优势。表 21：各类储能应用特点及发展阶段 类型类型 时长需求时长需求 应用场景应用场景 技术种类技术种类 发展阶段发展阶段 容量性 4 小时 削峰填谷、离网储能 容量型储能技术种类较多，包括抽水蓄能、液流电池、钠离子电池、压缩空气、储热蓄冷、氢储能等。储热蓄冷等已进入商业推广阶段；液流电池、钠离子电

143、池等已经进入到示范应用阶段 能量型 约 1-2 小时 独立储能电站、电网侧储能 磷酸铁锂电池为主 商业应用阶段 功率型 30 分钟 辅助 AGC 调频、平滑间歇性电源功率波动 超导储能、飞轮储能、超级电容器和各类功率型电池 超导储能、飞轮储能、超级电容处于初级研发阶段 备用型 15 分钟 数据中心和通讯几站等备用电源场景 铅蓄电池、梯级利用电池 铅蓄电池进入商业应用、梯次利用处于示范应用阶段 资料来源：陈永翀“十四五”新型储能技术创新发展趋势，西部证券研发中心 3.1 抽水蓄能抽水蓄能：当前当前技术技术路线路线与商业化与商业化最为最为成熟成熟 3.1.1 基于上下水库实现能量转换，用途广泛基于

144、上下水库实现能量转换，用途广泛 抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发抽水蓄能利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 35|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 电。电。抽水蓄能电站由两个相互连接且位于不同高度的水库组成。管道将上部和下部水库连接。在电力负荷低谷期，电动机将电能转化成机械能，通过将水从下部水库通过管道输送到上部水库，泵将它们转化为势能。在负荷高峰时，储存在上部水库中的水可以通过涡轮机返回到下部水库，由此从势能产生机械能，并在发电机

145、的帮助下再次产生电能。储存的能量与水的总质量和上下两蓄水池之间的高度差的乘积成比例。图 27：抽水蓄能电站结构及组成部分 图 28：抽水蓄能电站实物图 资料来源：交能网整理，西部证券研发中心 资料来源：抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 抽水蓄能电站在电力系统中发挥六大基本作用、三大现实作用以及六大需求展望。抽水蓄能电站在电力系统中发挥六大基本作用、三大现实作用以及六大需求展望。抽水蓄能机组凭借迅速而灵敏的开、停机性能，快速灵活的运行特点，在电力系统中发挥六大基础作用：储能、调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用以及黑启动功能。表 22：抽水蓄能电站在电力系统中发挥的作用 功能功能 具体解释具体解

146、释 图示图示 调峰填谷 抽水蓄能电站在用电高峰期间发电，在用电低谷期间抽水填谷，可以改善燃煤火电机组和核电机组的运行条件，减少弃风弃光量，保证电网稳定运行，提高电网综合效益。调频 抽水蓄能机组具有迅速而灵敏的开、停机性能，特别适宜于调整出力，能很好地满足电网负荷急剧变化的要求。调相 在交流电路中，由电源供给负载的电功率有两种，有功功率与无功功率。抽水蓄能电站可通过发电工况和抽水工况进行快速调相，能很好地服务于电力系统无功平衡，保障电力系统安全稳定。紧急事故备用 抽水蓄能电站因其快速灵活的运行特点，是承担紧急事故备用的首要选择。黑启动 抽水蓄能机组作为黑启动电源，可在无外界帮助的情况下，迅速自启

147、动，并通过输电线路输送启动功率带动电力系统内的其他机组，从而使电力系统在发生事故后在最短时间内恢复供电能力。资料来源：抽水蓄能行业分会，新型电力系统场景下抽水蓄能的应用探讨，西部证券研发中心 3.1.2 装机装机量提升，行业量提升，行业进入高质量发展新阶段进入高质量发展新阶段 基于新的时代背景和行业形式，“十四五”以来我国出台了一系列政策文件，指导、支持基于新的时代背景和行业形式，“十四五”以来我国出台了一系列政策文件，指导、支持抽水蓄能发展。抽水蓄能发展。2021 年 4 月 30 日，国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机

148、制；2021 年 9 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 36|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 月 17 日，国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）表明，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。表 23：国家抽水蓄能电站相关政策文件 序号序号 文件名称及文号文件名称及文号 发布机构发布机构 发布日期发布日期 主要内容主要内容 1 国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格2021

149、633 号）国家发展改革委 2021.4.30 坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，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，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。2 国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知（发改价格2021689 号）国家发展改革委 2021.5.18 完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制 3 抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）国家能源局 2021.9.17 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 203

150、0 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；到 2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。4 国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改2022118 号）国家发展改革委、国家能源局 2022.1.18 鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设 5 国家发展改革委关于开展抽水蓄能定价成本审监工作的通知（发改办价格2022130 号）国家发展改革委 2022.2.22 明确在 31 家在运抽水蓄能电站进行成本监审，通知明确监审时间

151、和范围。6 国家发展改革委电力可靠性管理办法（暂行）（发改令第 50 号）国家发展改革委 2022.4.24 发电企业应当做好涉网安全管理，加强蓄水管控，制定水库调度运行计划，建立新型储能建设需求发布机制，增强电力系统的综合调节能力。7 国家发展改革委、国家能源局、财政部、自然资源部等 9 部委联合印发了“十四五”可再生能源发展规划 国家发展改革委、国家能源局 2022.6.1 加快推进抽水蓄能电站建设、开展各省抽水蓄能电站需求论证，积极开展各省级抽水蓄能资源调查行动，明确抽水蓄能电站的建设规模和布局，编制全球新一轮抽水蓄能中长期规划。完善抽水蓄能电站价格形成机制，提升抽水蓄能电站开发建设积极

152、性，促进抽水蓄能大规模、高质量发展。8 国家能源局能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划 国家能源局 2022.10.9 结合抽水蓄能电站大规模建设以及各种新形式抽水蓄能技术研发和项目建设，完善抽水蓄能标准体系，加快相关标准制修订并开展示范。资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 国内外抽水蓄能建设速度加快国内外抽水蓄能建设速度加快，我国，我国累计累计装机容量位列世界第一。装机容量位列世界第一。2020 年以来全球抽水蓄能电站建设速度加快，根据 CNESA，2021 年累计装机达到 181GW。国内方面，我国抽水蓄能快速发展，2001 年装机容量仅为 5GW，2021 年

153、我国装机容量达 37GW，我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。对比全球抽水蓄能装机量新增速度，我国在 2021 年表现优于全球平均水平，呈现巨幅上升趋势。2022 年前三季度，我国抽水蓄能新增装机6.1GW，超过去年全年的5.2GW，累计装机量已达到43.1GW。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 37|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 29：2017-2021 年全球抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）图 30：2017-2021 年我国抽水蓄能累计装机量及其增速（单位：GW）资料来源：CNESA，西部证券研发中

154、心 资料来源：CNESA，西部证券研发中心 国内站点资源丰富，截至国内站点资源丰富，截至 2020 年年 12 月普查结果显示资源站点月普查结果显示资源站点 1529 个，总装机规模个，总装机规模 16.04亿千瓦。亿千瓦。2020年12月，国家能源局领导组织开展抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，普查结果显示资源站点 1529 个，总装机规模 16.04 亿千瓦，其中南方、西北、华中、华东等区域分布相对较多。图 31：全国抽水蓄能站点资源区域分布（单位：万千瓦）资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 截至截至 2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约年

155、底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿千瓦，主要分布于亿千瓦，主要分布于西部地区，占比约西部地区，占比约 37%；在建抽水电站规模为；在建抽水电站规模为 6153 万千瓦。万千瓦。纳入规划的抽水蓄能站点资源总量中，重点实施项目 4.21 亿千瓦，规划储备项目 3.05 亿千瓦，其中 9792 万千瓦项目已经实施。1731810.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%5.0%16216416616817017217417617818018220172018201920202021全球抽蓄累计装机（GW）YoY（右轴）31.837.043.1

156、0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%0510152025303540455020172018201920202021 2022Q3国内抽蓄累计装机（GW）YoY（右轴）1910419713166332033945008270921251105000100001500020000250003000035000400004500050000东北华北华东华中南方西北西南站点资源量（单位：万kW）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 38|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 32：2021 年我国已纳入

157、规划的抽水蓄能站点资源量 图 33：2021 年全国已、在建抽水蓄能电站分布情况 资料来源：2021 年中国抽水蓄能发展现状与展望，西部证券研发中心 资料来源：2021 年中国抽水蓄能发展现状与展望，西部证券研发中心 2022 年上半年，开工和投产的抽水蓄能项目已达年上半年，开工和投产的抽水蓄能项目已达 16 个，总规模个，总规模 22.4GW，项目的总投资，项目的总投资额超额超 1370 亿元。亿元。2022 年上半年开工的抽蓄项目有 10 个，总规模 14.1GW，主要分别于浙江、湖南、山西、湖北等地区。全面投产的项目有 6 个，总规模 8.3GW，主要涉及广东、浙江、吉林等地区。国网新源

158、和南方电网分别有 3.8GW 和 2.4GW 项目投运，此外三峡集团在浙江的长龙山抽水蓄能电站也已于 6 月并网投运。表 24：2022 年上半年开工/投产的抽蓄项目 省份省份 项目名称项目名称 规模（万千瓦）规模（万千瓦）投资（亿元）投资（亿元）开发商开发商 项目状态项目状态 1 湖南 安化抽水蓄能电站 240 151 湖南安化抽水蓄能有限公司 开工 2 黑龙江 尚志抽水蓄能电站 120 83.58 国网新源 开工 3 山西 阳泉盂县上社抽水蓄能电站 140 73 三峡能源 开工 4 内蒙古 乌海抽水蓄能电站 120 83.39 内蒙古电力集团 开工 5 广西 南宁抽水蓄能电站 120 80

159、 南方电网 开工 6 浙江 天台抽水蓄能电站 170 107.4 中国电建 开工 7 浙江 泰顺抽水蓄能电站 120 71.3 国网新源 开工 8 江西 奉新抽水蓄能电站 120 76.39 国网新源 开工 9 湖北 平坦原抽水蓄能电站 140 94.08 湖北能源集团 开工 10 河南 鲁山抽水蓄能电站 120 87.3 豫能控股 开工 11 黑龙江 荒沟抽水蓄能电站 120 58.03 国网新源 全面投产 12 浙江 长龙山抽水蓄能电站 210 106.83 三峡集团 全面投产 13 广东 梅州抽水蓄能电站（一期）120 70.2 南方电网 全面投产 14 广东 阳江抽水蓄能电站（一期）1

160、20 76.27 南方电网 全面投产 15 吉林 敦化抽水蓄能电站 140 77.89 国网新源 全面投产 16 山东 沂蒙抽水蓄能电站 120 73.7 国网新源 全面投产 资料来源：储能与电力市场，西部证券研发中心 截至截至 2022 年年 10 月月 21 日，“十四五”期间已核准抽蓄电站共计日，“十四五”期间已核准抽蓄电站共计 35 个项目，装机规模合计个项目，装机规模合计为为 4509.8 万千瓦，项目投资金额合计约为万千瓦，项目投资金额合计约为 3451 亿元。亿元。2021 年核准电站 11 个，装机规 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01

161、日日 39|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 模合计 1380 万千瓦，投资金额约 898 亿元。2022 年至今核准电站 24 个，装机规模 3129.8万千瓦，投资金额约 2553 亿元。表 25：“十四五”期间核准的抽水蓄能电站 序号序号 省份省份 项目名称项目名称 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）核准时间核准时间 1 江西 奉新 120 2021.03.04 2 河南 鲁山 130 2021.07.09 3 广西 南宁 120 2021.11.12 4 浙江 泰顺 120 2021.11.25 5 重庆 栗子湾 140 2021.12.13 6 湖北 平坦原 140 2021.12

162、.16 7 辽宁 庄河 100 2021.12.20 8 浙江 天台 170 2021.12.22 9 广东 梅州二期 120 2021.12.28 10 黑龙江 尚志 120 2021.12.20 11 宁夏 牛首山 100 2021.12.31 12 内蒙古 乌海 120 2022.01.30 13 重庆 建全 120 2022.03.03 14 湖南 安化 240 2022.06.24 15 河南 九峰山 210 2022.06.29 16 湖北 清江 120 2022.06.29 17 广东 水源山 120 2022.07.06 18 广东 三江口 140 2022.07.14 19

163、安徽 宁国 120 2022.07.18 20 湖北 宝华寺 120 2022.07.28 21 广东 浪江 120 2022.08.08 22 广东 中洞 120 2022.08.26 23 河南 后寺河 120 2022.08.28 24 浙江 建德 240 2022.09.06 25 湖南 罗萍江 120 2022.09.13 26 湖北 松滋 120 2022.09.19 27 湖北 紫云山 140 2022.09.27 28 湖北 魏家冲 29.8 2022.09.30 29 河南 松州弓上 120 2022.09.30 30 湖北 大悟 30 2022.10.09 31 甘肃 皇城

164、 140 2022.10.18 32 河北 滦平 120 2022.10.18 33 浙江 桐庐 140 2022.10.19 34 甘肃 张掖 140 2022.10.20 35 安徽 霍山 120 2022.10.20 资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 到到 2025 年，我国抽水蓄能电站装机容量达到年，我国抽水蓄能电站装机容量达到 6200 万万 kW；到；到 2030 年，我国抽水蓄能装年，我国抽水蓄能装 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 40|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 机容量将达到机容量将达到 1

165、.2 亿亿 kW。根据国务院关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知和抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），从“十四五”开始，未来 1520 年间，我国抽水蓄能将正式进入高质量发展的新阶段。随着丰宁、长龙山等在建抽水蓄能电站的陆续投产、运行，预计到 2025 年，我国抽水蓄能电站装机容量达到 6200 万 kW；到 2030年，垣曲、清原等在建项目，以及“十四五”期间开工项目的陆续投产，我国抽水蓄能装机容量将达到 1.2 亿 kW。3.1.3 国内外国内外抽蓄电价与商业模式逐渐明晰抽蓄电价与商业模式逐渐明晰 国外抽水蓄能电站的盈利模式可以分为三种，即一体化内部结算、独立参与市场

166、与租赁模国外抽水蓄能电站的盈利模式可以分为三种，即一体化内部结算、独立参与市场与租赁模式。式。在垂直一体化的电力体制下，抽水蓄能电站由一体化的电力公司所有并统一运营；在建立了竞争性批发电力市场地区，抽水蓄能电站在产权上已独立于电网，其电力产品通过相应的市场销售。通过参与现货市场、峰谷套利方式实现的收入约占其全部收入的30%40%，参与辅助服务获得的收入占 60%70%；租赁模式下抽水蓄能电站所有权亦独立于电网，拥有抽水蓄能电站产权的企业将电站租赁给电网运营管理，抽水蓄能电站的盈利来源为运营权的让渡价值。表 26：海外典型国家/地区抽水蓄能电站盈利模式比较 国家国家/地区地区 电力市场环境电力市

167、场环境 投资投资/所有方式所有方式 经营模式经营模式 盈利来源盈利来源 英国 竞争性批发市场（分散式）独立于电网 独立经营 固定收入+变动收入 美国 竞争性批发市场（集中式）独立于电网 独立经营 参与电能量市场、辅助服务市场 租赁经营 租赁费 垂直一体化 电力事业公司 电网统一经营 电网内部核算 欧盟（奥地利）竞争性批发市场（分散式）独立于电网 独立经营 参与平衡市场、峰谷套利 日本 发输配一体化，电网对独立发电商开放 电力公司投资运营 电网统一经营 电网内部核算 独立电源开发商 租赁经营 租赁费 资料来源：罗开颜等国外抽水蓄能电站盈利模式探析，西部证券研发中心 目前，我国抽水蓄能价格机制主要

168、包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部目前，我国抽水蓄能价格机制主要包括三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部制电价。制电价。1）单一电量电价多用于 2004 年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价；2）单一容量电价是应用最普遍的机制，其计算出来的电费被称为“基本电费”，是因占用了用电容量而交纳的电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价，租赁费一般由电网企业承担 50%，发电企业和用户各承担 25%；3）两部制电价在 2014 年被提出，把

169、电价分为容量电价和电量电价两部分。容量电价主要体现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，电量电价反应的是企业的变动成本。表 27：国内抽水蓄能定价机制 价格机智价格机智 定义定义 详细详细 单一电量电价单一电量电价 定义 以客户耗用的电能量计算的电度电价，它代表电力企业成本中的电能成本，即变动费用部分。定价方法 国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价 单一容量电价单一容量电价 定义 因占用了用电容量而交纳电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的 定价方法 由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价 两部制电

170、价两部制电价 容量电价容量电价 定义 按容量或最大需量计量的基本电价，亦称固定电价或需用电价。它代表电力企业成本中的容量成本，即固 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 41|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 价格机智价格机智 定义定义 详细详细 定费用部分。定价标准 按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价电量电价 定义 以客户耗用的电能量计算的电度电价，它代表电力企业成本中的电能成本，即变动费用部分。定价标准 1）上网电价：按照当地燃煤机组标杆上网电价执行。2）抽水电价：按照当地燃煤机组标杆电价的 75%执行。资料来源：国家发改

171、委，国网新源公告，西部证券研发中心 3.1.4 产业链产业链集中度较高，龙头优势竞争优势显著集中度较高，龙头优势竞争优势显著 基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。通过大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。上游主要为设备供应，包括水轮机、水泵、压缩空气系统、监控系统、发电机、主变压器、调速系统等；中游主要为建设工程，包括电站建设与电站运营两个部分；下游主要服务于工业、商业以及居民用电，主要起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等功能。图 34：抽水蓄能产业链图谱

172、 资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 2021 年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资 5367 元元/kW，抽水蓄能电站投资中机，抽水蓄能电站投资中机电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。抽水蓄能电站建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而显著降低。而抽水蓄能电站的投资占比前三位为机电设备及安装工程（26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。表 28：2021 年核准抽蓄电站造价水平

173、 序号序号 省份省份 项目名称项目名称 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）单位静态（单位静态（元元/kW）单位动态（单位动态（元元/kW）1 黑龙江 尚志 120 5809 6965 2 浙江 泰顺 120 4888 5945 3 浙江 天台 170 5263 6319 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 42|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 序号序号 省份省份 项目名称项目名称 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）单位静态（单位静态（元元/kW）单位动态（单位动态（元元/kW）4 江西 奉新 120 5289 6366 5 河南 鲁山 130

174、 5590 6675 6 湖北 平坦原 140 5495 6720 7 重庆 栗子湾 140 5828 7260 8 广西 南宁 120 5476 6613 9 宁夏 牛首山 100 6364 7847 10 辽宁 庄河 100 5689 6798 11 广东 梅州二期 120 3483 3930 平均 5367 6480 资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 图 35：2021 年抽蓄电站工程造价各部分投资占比 资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 1）上游水轮发电机组上游水轮发电机组：包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨

175、电气、包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨电气、东方电气和浙富控股。东方电气和浙富控股。水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转化为叶轮机械能；发电机是将水轮的机械能转化为电能的装置。目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，2021 年三家的水轮发电机组产量分别为 9.55GW、8.10GW、0.81GW。2）中游规划建设）中游规划建设：国内抽水蓄能建设主要采用 EPC 模式。中国电建是国内规模最大、影响力最强水利水电建设企业，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工程监理等工作，在抽水蓄能规划设计、抽水

176、蓄能建设市占率分别在 90%、80%左右。2021 年，中国电建抽水蓄能业务新签合同 202.40 亿元，同比增长 342.90%。施工辅助工程,5.49%建筑工程,25.43%环境保护和水土保持工程,1.43%机电设备及安装工程,26.07%金属结构设备及安装工程,3.77%建设征地移民安置补偿费用,3.49%独立费用,11.93%预备费,8.31%建设期利息,14.09%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 43|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 36：2021 年国内主要水轮发电机组厂商产量 图 37：2021 年国内抽水蓄能规划设计、建设

177、工程竞争格局 资料来源：公司公告，西部证券研发中心 资料来源：公司公告，西部证券研发中心 3）下游投资运营：）下游投资运营：主要主要企业企业有国网新源、南网双调，国网新源占据领先地位。有国网新源、南网双调，国网新源占据领先地位。截至 2021年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578万kW，占比分别约64.6%和 74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。中国抽水蓄能的建设企业主要有中国电建、中国能建所属工程局。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。图 38：全国在运抽水蓄能投资企业分布（万千瓦）图 39：全国在建抽水蓄能投资

178、企业分布（万千瓦）资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 资料来源：中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，西部证券研发中心 3.2 锂电池储能锂电池储能：在新型储能中发展领先：在新型储能中发展领先 完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（）、能量管理系统（EMS）、）、储能变流器（储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。）以及其他电气设备构成。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

179、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。储能产业链上游主要包括电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；中游为系统集成商和安装商，下游主要为终端用户等。根据前瞻产业研究院，电池是电化学储能系统中最重要的部分，占储能系统成本的 60%，PCS 构成 20%，EMS 构成 10%，BMS 构成 5%，其他配件构成 5%。99581081020040060080010001200哈尔滨电气东方电气浙江控股产量（万千瓦）90%80%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%抽水蓄能规划设计抽水蓄能建设其他中国电建国家电网,65%南方电网,

180、24%江苏国信,4%内蒙古电力,3%三峡集团,3%其他,1%国家电网,74%南方电网,7%三峡集团,6%中核集团,5%豫能控股,2%其他,6%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 44|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 40：锂电池储能系统成本构成 图 41：电化学储能系统结构示意图 资料来源：前瞻产业研究院，西部证券研发中心 资料来源：派能科技招股书，西部证券研发中心 图 42：锂电池储能产业链简图 资料来源：派能科技招股书，西部证券研发中心 3.2.1 锂离子电池锂离子电池：上下游产业链较为成熟：上下游产业链较为成熟 在众多电化学储能技术路线

181、中，锂离子电池已经建立了较为健全的产业链。在众多电化学储能技术路线中，锂离子电池已经建立了较为健全的产业链。如下图所示，锂电产业链上游主要为矿产及加工品，包括锂、镍、钴等；中游主要为锂电池制造、电池系统集成组装等；下游的应用领域主要为储能电池、动力电池、消费电池等。电池,60%PCS,20%EMS,10%BMS,5%其他,5%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 45|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 43：离子电池上下游产业链 资料来源：PowerLab，西部证券研发中心 离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作离子电池主要依靠锂离子在

182、正极和负极之间移动来工作，主要材料包括正极材料、负极材主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分料、电解液和隔膜四大部分。锂离子电池主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。在充放电过程中，锂离子在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电时，锂离子从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂电池主要材料包括正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大部分，正极材料决定电池的容量、寿命等多方面核心性能，一般占锂电池总成本高达 40%左右，是锂电池产业链中最重要的环节。图 44：锂离子电池成本构成 资料来源：德勤咨询，西部证券研发中心 正极材料,40%负极材料,15%电解液,10%

183、隔膜,20%其他,15%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 46|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 29：锂电池材料介绍与竞争格局 环节环节 介绍介绍 竞争格局竞争格局 锂矿锂矿 锂电池产业上游最主要的有色金属为锂矿。全球锂资源以盐湖锂、锂矿石等形式存在，高品质锂资源主要分布在澳大利亚和南美。我国锂盐湖主要分布在青海、西藏和湖北，资源但品位不高，且开采利用条件差，生产成本较高。全球优质锂矿及锂盐湖长期被 ALB 和 SQM 两家巨头占据，中国锂原料企业如天齐和赣锋锂业开始通过并购、战略投资等方式获取锂矿资源。正极材料正极材料 正极材料在锂电池材

184、料成本中占比最高。主流的正极材料包括磷酸铁锂、三元锂、钴酸锂、锰酸锂等。其中，磷酸铁锂和三元锂在性能、循环次数、安全性等方面综合优势相对于钴酸锂、锰酸锂较大。三元电池和磷酸铁锂电池二者相比较，能量密度高是三元电池的最大优势，而安全性较差和循环寿命较短是其主要短板。相反，磷酸铁锂电池在安全性能和循环使用寿命方面有较大优势，且成本较低。在储能领域中，更注重成本、安全性、使用寿命等因素，因此磷酸铁锂在储能的应用更广泛。负极材料负极材料 锂离子电池负极材料应具有较低的电极电位、较高的锂离子迁移速率、较高的锂离子嵌入/脱嵌可逆性、良好的电导率及热力学稳定性。目前碳材料因为具有低电化学电势、良好的循环性能

185、、廉价、无毒、稳定等优点，是市场中最成熟的锂离子电池负极材料。碳材料又可以分为石墨与非石墨两大类，石墨又主要分为天然石墨和人造石墨，但天然石墨循环性能及倍率性能较差，逐渐被人造石墨替代。此外，硅碳材料是极具潜力的新一代高容量锂电负极材料。电解液电解液 电解液的主要作用是在锂电池正、负极之间传导离子，一般由锂盐和有机溶剂组成，是锂离子电池获得高电压、高能量密度等优点的保证。六氟磷酸锂是目前商业化使用最多的电解质，在废弃电池的处理方面相对简单，对生态环境友好。但六氟磷酸锂热稳定性较差，容易造成电池衰减，在安全方面也有一定隐患。电解质的发展方向将围绕稳定性和安全性进行。LiFSI 热稳定性较好，耐高

186、低温性能较强。此外，若要彻底解决高温分解问题，固态电解质是未来发展的重要方向。玻利维亚,24%阿根廷,21%智利,11%美国,10%澳大利亚,8%中国,6%刚果金,3%德国,3%马里,1%其他,13%湖南裕能,21%德方纳米,20%湖北万润,10%贝纳瑞,10%合肥国轩,8%融通高科,6%安达科技,5%北大先行,4%重庆特瑞,4%比亚迪,3%江西升华,3%圣钒科技,2%其他,4%贝特瑞,18%璞泰来,15%杉杉股份,14%日立化成,12%凯金能源,11%浦项化学,10%中科电气,6%尚太科技,5%翔丰华,5%三菱化学,4%天赐材料,33%新宙邦,18%国泰华荣,16%杉杉股份,8%比亚迪,4%

187、其他,22%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 47|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 环节环节 介绍介绍 竞争格局竞争格局 隔膜隔膜 主要作用是将锂电池的正、负极分隔开。隔膜浸在电解液中，表面上有大量允许锂离子通过的微孔，微孔的材料、数量和厚度会影响电池的放电倍率、循环寿命等性能，所以隔膜需要起到隔离的作用，又要对锂离子有很好的通过性。以聚烯烃为代表的多孔聚合物隔膜是市场上通用的锂电池隔膜材料，可为锂电池隔膜提供良好的机械性和化学稳定性。隔膜工艺主要分为干法和湿法，用于储能的磷酸铁锂电池主要采用干法，但随着磷酸铁锂电池能量密度的不断提高，预计湿法

188、隔膜的市场占有率会进一步提高。资料来源：USGS，前瞻产业研究院，材料智链，西部证券研发中心 注：2022 年 6 月，国家能源局发布的防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022 年版）（征求意见稿）中明确，“中大型电化学储能电站不得选用三元锂电“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”池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池”，因此本文正极材料的竞争格局仅包含磷酸铁锂 储能电芯封装制造与动力电池类似，主要为方形、圆柱和软包三种形式。储能电芯封装制造与动力电池类似，主要为方形、圆柱和软包三种形式。电池封装工艺的发展趋势本质是在保证安全性的前提下提升电池能量密

189、度上限。即利用电芯外壳的支撑作用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳的支撑较弱，因此中期来看方形和圆柱电池更能适应结构上的创新。比亚迪的刀片电池既是将电芯设计成扁片长条形状，在安全上保证电芯有足够大的散热面积，同时提高电池包的空间利用率，从而提高能量密度。目前已经应用于储能系统（BYD Cube）。表 30：锂电池封装路线对比及未来展望 方形电池方形电池 圆柱电池圆柱电池 软包电池软包电池 技术优势技术优势 安全性高；系统能量效率高，能量密度较高；结构较简单，稳定性好，扩容相对方便。成组灵活度高；工艺技术成熟，产线高度标准化；成本较低。尺寸变化灵活度高，重量轻 能量密度高；内阻

190、小，安全性好。技术劣势技术劣势 工艺难统一，单体差异性较大；在大规模应用中，存在系统寿命远低于单体寿命的问题。成组后散热设计难度大；单体容量小，能量密度较低。机械强度差，封口工艺难；成组结构复杂，设计难度大；成本较高。代表企业代表企业 宁德时代、比亚迪、三星 Panasonic、LG Energy Solution LG Energy Solution、SK innovation 未来展望未来展望 中期来看，为突出电池能量密度上限，业界纷纷在电池结构上求创新，其本质是利用电芯外壳的支撑作用，减少模组结构件使用，提升电池包的能量密度。软包外壳缺乏支撑作用，在精简模组环节难度较大，因此中期来看方形

191、和圆柱电池更能适应结构上的创新。从长期来看，基于固态电池的发展趋势，未来不再需要液态电解液后，硬壳的必要性下降，因此软包被认为是固态电池适配的封装方式。资料来源：德勤咨询，西部证券研发中心 3.2.2 变流器变流器：决定输出电能的质量和特征决定输出电能的质量和特征 储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节储能变流器是连接电源、电池与电网的核心环节，通常由通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元双向变流器、控制单元等构成等构成。它的主要作用在于实现电网与储能电池能量的双向转换控制。在并网条件下，根据能量管理系统的指令，储能变流器对电池进行充放电以平滑风电、光伏等新能源出力；在离网条件下为负荷提

192、供电压和频率支持。储能变流器通常由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成，其中，控制单元接收控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充放电，实现有功功率和无功功率调节。储能变流器通过接口与电池管理系统连接恩捷股份,32%星源材质,21%中材科技,13%河北金利,6%武汉惠强,6%中兴新材,6%沧州明珠,3%中科科技,2%鸿图隔膜,1%金辉高科,1%其他,10%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 48|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 以获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。储能变流器决定着输出电能的质量和特

193、征，从而很大程度上影响着电池的寿命。储能变流器决定着输出电能的质量和特征，从而很大程度上影响着电池的寿命。储能变流器主要有并网和离网两种工作模式。在并网模式下，储能变流器可实现电池组与电网之间的双向能量转换。在负荷低谷期，储能变流器可根据电网调度或本地控制的要求，把电网的交流电整流成直流电，给电池组充电；在负荷高峰期，储能变流器可把电池组中的直流电逆变成交流电，反送到电网中。同时，在电能质量不好时，储能变流器还可吸收或提供有功功率，提供无功补偿等。在离网模式下，储能变流器可根据实际需要与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。图 45：储能变流器电路框图 资料来源：上能电气

194、官网，西部证券研发中心 表 31：不同类型储能变流器差异 技术类别技术类别 组串式（小型）组串式（小型）组串式（中型）组串式（中型）集中式（大型）集中式（大型）应用场景应用场景 户用、家庭住宅 工商业楼宇屋顶、水面、山地丘陵 大型地面电站 电气隔离电气隔离 非隔离 非隔离 隔离型 直流能源接入直流能源接入 各类光伏阵列 中小型储能电池单元 各类光伏阵列 中小型储能电池单元 大型光伏阵列 集装箱型储能电池单元 交流能源接入交流能源接入 低压（无变压器接入）低压（无变压器接入）中、高压（变压器接入）中、高压（变压器接入）资料来源：昱能科技招股书，西部证券研发中心 3.2.3 BMS、EMS与与温控

195、温控：锂电储能：锂电储能系统系统的重要组成的重要组成 BMS：由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用由主控单元、从控单元、信息采集单元、信息传输及显示单元等组成，主要作用在于对电池状态进行检测。在于对电池状态进行检测。电池管理系统（Battery Management System，BMS）基本工作原理为微控制单元采集传感器提供的电流、电压、温度等电池工作参数，分析电池的工作情况，估算其剩余电量决定是否启动保护电路或进行均衡。典型的 BMS 由硬件电路、底层软件和应用层软件构成。其中，硬件电路是 BMS 的基础，包括元器件和印制电路板等；软件系统是 BMS 实现

196、功能的主体和主要附加值所在。BMS 行业目前专注于储能 BMS开发的厂商比较少，专业 BMS 供应商（如电装、亿能电子、妙益科技等）、动力电池 BMS供应商（如三星、LG、宁德时代、特斯拉、上汽集团、长安汽车等）等均可提供储能 BMS产品。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 49|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 46：电池管理系统（BMS）产业链结构 资料来源：PowerLab，西部证券研发中心 EMS：运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施运用自动化、信息化等专业技术，对储能系统能源供应、存储、输送等环节实施

197、的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。的动态监控和数字化管理，从而实现监控、预测、平衡、优化等功能。能量管理系统（Energy Management System，EMS）主要包括信息采集终端、通信管理机、系统平台硬件以及系统软件等部分。通过信息采集终端、通信管理机、数据采集器等硬件设备，实现信息信号的采集、交换和传递。根据 PowerLab，硬件成本在能源管理系统总成本的占比一般不超过 50%，信息采集终端和通信管理机等硬件设备国内产业链已相当成熟，在系统软件方面，由于 EMS 公司需了解电网的运行特点和核心诉求，因此国内储能 EMS 相关公司主要为国网系公司，如南瑞

198、继保、许继集团、国电南瑞、平高电气等，此外还有四方股份、宝光股份等。图 47：四方股份储能电站监控及能量管理系统 资料来源：四方股份官网，西部证券研发中心 储能温控系统冷却储能温控系统冷却：主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却四种方式。主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却四种方式。相较而言，热 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 50|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 管冷却和相变冷却的设计更加复杂，成本更高，当前尚未在储能温控方案中实际应用。目前电化学储能温控以风冷和液冷为主。1）风冷风冷：以空气为冷却介质，利用对流换热降低电池温度，具备方案

199、成熟、结构简单、易维护、成本低等优点，是当前储能温控主力方案。但由于空气的比热容低，导热系数低，风冷一般应用于功率密度较低场景，如通信基站、小型地面电站等。2）液冷液冷：主要以水、乙二醇水溶液等液体为冷却介质，通过对流将电池产生的热量带走，结构较为复杂，安全等级要求高，所以液冷成本明显高于风冷，但其优点明显，散热效率高且均匀、能耗较低、占地面积小、系统适应性。随着储能系统规模和能量密度的逐渐提高，液冷能量密度高、占地面积小、能耗低的综合优势会进一步凸显。3）热管冷却热管冷却：利用热管的热超导性能，依靠封闭管壳内工质相变来实现换热，有冷端风冷和冷端液冷两种。冷端风冷是通过管内冷空气冷却管外热空气

200、，冷端液冷是管内冷却水冷却管外热空气。热管具有高导热、等温、热流方向可逆、热流密度可变、恒温等优点。目前主要应用于核电工程、太阳能集热、航天工程等领域，在大容量电池系统中的应用仍处于实验室阶段。4）相变冷相变冷：却是用相变材料将电池包裹或者把相变材料压制成板状夹在单体电池之间，再利用相变材料发生相变吸收热量。它最大缺点是导热系数低、导热性能差，储热和散热速度都很低，无法用于电池的高产热工况。在相变材料中添加其他导热性能好的材料，可以显著的提高散热效率和散热速度。表 32：储能温控系统冷却方式对比 风冷风冷 液冷液冷 热管冷却热管冷却 相变冷却相变冷却（相变材料（相变材料+导热材料导热材料）冷端

201、风冷冷端风冷 冷端液冷冷端液冷 散热效率 中 高 较高 高 高 散热速度 中 较高 高 高 较高 温降 中 较高 较高 高 高 温差 较高 低 低 低 低 复杂度 中 较高 中 较高 中 寿命 长 中 长 长 长 成本 低 较高 较高 高 较高 资料来源：钟国彬等大容量锂离子电池储能系统的热管理技术现状分析，西部证券研发中心 3.3 钠离子电池：钠离子电池：安全、安全、成本成本较较低低，原材料丰富，原材料丰富 3.3.1 工作原理工作原理类似类似锂电池锂电池，材料相差较大，材料相差较大 钠离子电池本质是在充放电过程中由钠离子在正负极间嵌入脱出实现电荷转移，与锂离子钠离子电池本质是在充放电过程中

202、由钠离子在正负极间嵌入脱出实现电荷转移，与锂离子电池的工作原理类似。电池的工作原理类似。钠离子电池充电时，Na+从正极脱出，经电解液穿过隔膜嵌入负极，使正极处于高电势的贫钠态，负极处于低电势的富钠态。放电过程与之相反，Na+从负极脱出，经由电解液穿过隔膜嵌入正极材料中，使正极恢复到富钠态。为保持电荷的平衡，充放电过程中有相同数量的电子经外电路传递，与 Na+一起在正负极间迁移，使正负极分别发生氧化和还原反应。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 51|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 48：钠离子电池工作原理 资料来源：中科海纳官网，西部证券研发

203、中心 与锂离子电池类似，钠离子电池同样拥有正极、负极、隔膜和电解液四大部分，但材料相差较大，仅有隔膜无明显变化。目前钠离子电池处于示范应用阶段。1）正极：正极：按正极材料分，钠离子电池主要有层状氧化物、隧道型氧化物、普鲁士蓝类化合物和聚阴离子型化合物体系，目前中科海钠采用层状金属氧化物作为正极，宁德时代采用普鲁士白（普鲁士蓝的一种）和层状氧化物。表 33：钠离子电池各体系及特点 层状氧化物体系层状氧化物体系 普鲁士蓝类化合物体系普鲁士蓝类化合物体系 隧道型氧化物体系隧道型氧化物体系 聚阴离子型聚阴离子型 结构结构 优点优点 可逆比容量高 能量密度高 倍率性能高 技术转化容易 工作电压可调 可逆

204、比容量高 能量密度高 合成温度低 循环性好 倍率性好 工作电压高 热稳定性好 循环好 空气稳定性好 缺点缺点 容易吸湿 循环性能稍差 导电性差 库仑效率低 比容量低 工作电压低 可逆比容量低 部分含有毒元素 资料来源：张平等钠离子电池储能技术及经济性分析，西部证券研发中心 负极：负极：一般具有嵌入钠离子能力高，体积变形小、扩散通道好、化学稳定性高等特点。锂电池主要使用石墨作为负极材料，而钠离子电池负极可以选取过渡金属氧化物、合金材料、无定型碳等。隔膜：隔膜：钠离子电池与锂离子电池可以通用主流隔膜类型。电解液：电解液：主要为六氟磷酸钠，比锂电池电解液所使用的六氟磷酸锂价格更低；同锂离子电池一样，

205、钠离子电池也可兼容固态电解质。集流体集流体：是汇集电流的结构或零件，也是钠离子电池成本低于锂离子电池的主要原因之一。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 52|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 钠离子电池的正负极集流体可使用铝箔。对应锂离子集流体，成本可下降 7%-9%。表 34：钠离子与锂离子电池材料体系对比 锂离子电池锂离子电池 钠离子电池钠离子电池 正极材料正极材料 磷酸铁锂、镍钴锰等 铁锰铜/镍三元体系、磷酸体系、硫酸体系、普鲁士蓝类化合物等 负极材料负极材料 石墨 碳类材料、金属氧化物、磷基材料 电解液电解液 六氟磷酸锂 六氟磷酸钠 隔膜隔

206、膜 无变化 无变化 集流体集流体 铜箔 铝箔 资料来源：中科海纳官网，西部证券研发中心 3.3.2 能量密度较低，但能量密度较低，但安全性安全性更更高高，降本空间大，降本空间大 技术性能方面，钠离子电池能量密度和循环寿命均次于锂离子电池。技术性能方面，钠离子电池能量密度和循环寿命均次于锂离子电池。钠离子电池的能量密度在 100-150Wh/kg，与磷酸铁锂电池的能量密度仍存在一定差距。其次，目前钠离子电池循环次数普遍在 2000 次左右，较锂离子电池低 30%左右，主要是由于钠离子半径较锂离子大，反应过程中嵌入脱出难度大。储能时长方面与锂离子基本相似，主要应用于 4 小时以内的储能系统。钠离子

207、电池材料成本较磷酸铁锂可下降钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降 30%-40%。根据中科海纳，若钠离子电池选用NaCuFeMnO/软碳体系，锂离子电池选用磷酸铁锂/石墨体系，则钠离子电池材料成本较磷酸铁锂可下降 30%-40%，单体电池成本发展期约为 0.3-0.5 元/Wh。图 49：钠离子电池与锂离子电池材料成本比较 资料来源：中科海纳官网，西部证券研发中心 钠离子电池原材料丰度高，钠离子电池原材料丰度高，提炼工艺简单提炼工艺简单。钠元素在地壳中丰度为 2.75%，显著高于锂元素的 0.0065%，是锂资源的 400 多倍；此外，不同于锂资源，钠资源分布平均，提炼工艺较为简单，避免资源卡脖

208、子问题。钠离子电池安全性更高，耐热耐冷性能好于锂离子电池。钠离子电池安全性更高，耐热耐冷性能好于锂离子电池。钠离子电池内阻比锂电池高，在短路的情况下瞬时发热量少，热失控温度高于锂电池，具备更高的安全性。另一方面，锂离子电池可正常工作的温度区间为 040，钠离子电池为-40到 80，耐热耐冷性能 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 53|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 好于锂离子电池。表 35：钠离子电池与锂离子电池主要指标对比 材料与设备材料与设备 钠离子电池钠离子电池 锂离子电池锂离子电池 资源 地壳丰度 2.75%0.0065%分布 全球 7

209、5%在美洲 技术性能 储能时长 4 小时 4 小时 循环次数 2000+3000-6000 能量密度（Wh/kg）100-150Wh/kg 130-200Wh/kg（磷酸铁锂）成本 电池原材料成本：0.25-0.30 元/Wh 电池原材料成本：0.3-0.5 元/Wh 环境友好性 原材料丰度高，资源分布平均，提炼工艺简单，一定程度缓解资源短缺。资源有限，源头分布集中，电池回收技术不成熟。安全性 较好：内阻比锂电池高，短路情况瞬时放热量少，热失控温度高 有机溶剂易燃性，正负极稳定性较差，电池过充性能较差，但大部分安全性优于三元电池。资料来源：中科海纳官网，宁德时代官网，西部证券研发中心 3.3.

210、3 积极关注产业链上下游公司积极关注产业链上下游公司 能量密度提升是锂离子电池的创新趋势之一。能量密度提升是锂离子电池的创新趋势之一。正极材料中目前具有潜在商业化价值的有普鲁士白和层状氧化物两类材料，克容量已经达到了 160mAh/g，与现有的锂离子电池正极材料接近。负极材料中，硬碳材料是最有前景的钠离子电池负极材料。硬碳材料具有丰富的碳源、低成本、且无毒环保，克容量（350mAh/g）已基本与石墨材料（约 360mAh/g）接近。产业链建设方面，三重需求的叠加带动下，钠离子电池产业化进程有望加速以降低成本。产业链建设方面，三重需求的叠加带动下，钠离子电池产业化进程有望加速以降低成本。钠离子龙

211、头企业表示将在 2023 年基本形成产业链。未来钠离子电池产业链成熟后，可与锂离子电池形成互补。除了应用于储能领域，钠离子电池还可以应用于电动两轮车和低端电动车。因此未来对于钠离子电池的市场需求不仅仅由储能带动。在三重需求的叠加带动下，可能加速钠离子电池的产业化进程。表 36：钠离子电池储能核心器件创新企业 企业企业 成立时间成立时间 是否上市是否上市 所属领域所属领域 钠离子电池业务布局钠离子电池业务布局 钠创新能源钠创新能源 2018 年 否 钠离子正极 已建成投产全球首条吨级铁酸钠基过渡金属氧化物正极材料中试线。众钠能源众钠能源 2021 年 否 钠离子正极 依托聚阴离子技术路线，研发了

212、全球第一款硫酸铁钠电池。华阳股份华阳股份 1999 年 是 钠离子电池 钠离子电芯生产线研究开发项目实施主体为公司全资孙公司山西华钠芯能科技有限责任公司，对钠离子电芯生产线进行研究开发，建设圆柱钢壳和方形铝壳电芯生产线。传艺科技传艺科技 2007 年 是 钠离子电池 通过全资子公司智纬电子投资成立控股孙公司传艺钠电科技有限责任公司，钠离子电池项目一期 2GWh 产能拟于 2022 年年底前完成厂房及中试线的建设施工和产品中试，并于 2023 年初完成 2GWh 产能的投产。二期 8GWh 的产能，公司将根据后续钠离子电池市场等情况适时投入设备及产线。中科海纳中科海纳 2017 年 否 钠离子电

213、池 钠离子能量密度已达 145Wh/kg，2019 年已建立首座钠离子电池储能电站 宁德时代宁德时代 2011 年 是 钠离子电池 负极材料克容量可达 350mAh/g 以上。正极材料为普鲁士白，克容量为160mAh/g，电池能量密度达 160wh/kg。已启动钠离子电池产业化布局，2023年将形成基本产业链。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 54|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 企业企业 成立时间成立时间 是否上市是否上市 所属领域所属领域 钠离子电池业务布局钠离子电池业务布局 星空钠电星空钠电 2018 年 否 钠离子电池 钠离子电池材料研

214、发与电池生产制造为一体，钠离子储能及智能微电网技术相结合为核心带动力，钠离子电池已经规模化量产。Faradion 2011 年 否 钠离子电池 可提供电源侧、电网侧、用户侧钠离子电池储能系统。派能科技派能科技 2009 年 是 钠离子电池 已于 2021 年开发出了第一代钠离子电池产品并完成小试。资料来源：公司公告，西部证券研发中心整理 3.4 全钒液流电池全钒液流电池：长时储能领域：长时储能领域优势显著优势显著 3.4.1 利用钒离子化合价变化实现充放电利用钒离子化合价变化实现充放电 全钒液流电池目前是产业链建设和技术成熟度最高的液流电池技术。全钒液流电池目前是产业链建设和技术成熟度最高的液

215、流电池技术。液流电池是一种活性物质存在于液态电解质中的电池技术，电解液在电堆外部，在循环泵的推动下流经电堆，实现化学能与电能的转换。根据正负极电解质溶液中活性电对种类的不同，液流电池可分为铁铬液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、全钒液流电池等。其中全钒液流电池正负极氧化还原电对的电化学反应动力学良好，在无外加催化剂的情况下即可达到较高的功率密度。而且该电池在运行过程中无明显析氢、析氧副反应，具有优良的可靠性。因此，全钒液流电池技术得到了长足的发展，已进入大规模商业示范运行和市场开拓阶段。图 50：液流电池不同体系及进展 资料来源：袁治章等液流电池储能技术研究进展，西部证券研发中心 全钒液流电

216、池是液流电池中唯一一种活性物质单一的电池，利用钒离子化合价的变化来实全钒液流电池是液流电池中唯一一种活性物质单一的电池，利用钒离子化合价的变化来实现电能的储存和释放。现电能的储存和释放。全钒液流电池系统由功率单元（电堆），能量单元（电解液和电解液储罐），电解液输送单元（管路、阀、泵、传感器等辅助部件）以及电池管理系统等组成。其中，电堆由离子交换膜、电极、双极板、电极框、密封等材料构成。全钒液流电池将具有不同价态的钒离子溶液作为正极和负极的活性物质，分别储存在正负极的电解液储 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 55|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明

217、 罐中。充放电时，在泵的作用下，电解液由电解液储罐分别循环流经电池的正极室和负极室，在电极表面发生氧化和还原反应，实现对电池的充放电。图 51：全钒液流电池结构示意图 资料来源：魏甲明等全钒液流电池技术研究进展，西部证券研发中心 表 37：锌溴液流电池与钒液流电池主要指标对比 资源资源 电解液电解液 隔膜隔膜 锌溴液流电池锌溴液流电池 锌和溴都是丰富易得的资源 能量密度较高，比钒电池所需电解液体积小 微孔膜，价格便宜，进口 100 元/平凡，国产 50 元/平米，库伦效率稍低，90-95%钒液流电池钒液流电池 储量较大，较为分散 能量密度较低，所需电解液体积较大 离子膜，价格较高，进口膜 50

218、00 元/平方，国产 1000元/平方左右，离子膜的库伦效率较高，可达 98%左右 资料来源：宋子琛等液流电池商业化进展及其在电力系统的应用前景，西部证券研发中心 3.4.2 安全安全、可循环，适用于长时储能可循环，适用于长时储能 优势：全钒液流电池具有安全性高、储能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、优势：全钒液流电池具有安全性高、储能规模大、充放电循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期中性价比高、环境友好等优点。生命周期中性价比高、环境友好等优点。1）全钒液流电池安全性高，运行可靠，电解液可重复利用，对环境友好。）全钒液流电池安全性高，运行可靠，电解液可重复利用，对环境友好。全钒液

219、流电池电解液为钒离子的硫酸水溶液，只要控制充放电截至电压并保持存放空间通风良好便不存在爆炸风险。电池中正、负极电解液储能活性物质同为钒离子，不会发生储能容量的不可逆衰减，常年运行造成的容量衰减可以通过在线或离线再生反复循环利用。同时当全钒液流电池废弃时，电堆和系统的主要原材料为碳材料、塑料和金属材料，环境负荷小。大连融科储能技术发展有限公司 2012 年 12 月在辽宁省法库国电龙源卧牛石 50MW 风电场建设的 5MW/10MWh 储能电站运行了近 9 年时，储能容量有所衰减，经过在线恢复后，储能容量恢复到了 10MWh。2）输出功率和储能容量相互独立，适用于大规模、大容量、长时储能。）输出

220、功率和储能容量相互独立，适用于大规模、大容量、长时储能。全钒液流电池储能系统的输出功率由电堆的大小和数量决定，通常在数百瓦至数百兆瓦；储能容量由电解液的体积决定，通常在在数百千瓦时至数百兆瓦时。增大电堆电极面积和电堆数量就可增加输出功率；增加电解液的体积可以增加储能容量。适合于需要大规模、大容量、长时间储能装备的应用场合。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 56|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 52：全钒液流电池储能系统的输出功率储能容量可独立设计 资料来源：张华民全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望，西部证券研发中心 全

221、钒液流电池储能时长越长，全钒液流电池储能时长越长，单位容量单位容量价格越便宜，性价比高，是长时储能技术的最佳选价格越便宜，性价比高，是长时储能技术的最佳选择。择。根据张华民全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望，除电解液外的电池储能价格为 1500 元/kWh。当储能时长为 1h 系统的市场价格为 6000 元/kW。当储能时长为 1h，不包括电解液的储能系统的价格为 6000 元/kW，加上电解液的价格 1500 元/kWh，储能系统的总价格是 7500 元/kWh。当储能时长为 4h 的以后，不包括电解液的储能系统价格每小时分摊 1500 元，储能系统的总价格就是 300

222、0 元/kWh。同样地，如果储能时长分别为 8h 和 10h 储能系统的总价格 2250 元/kWh 和 2100 元/kWh。可以明显看出，由于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，价格越便宜。图 53：不同储能时长全钒液流电池储能系统的价格 资料来源：张华民全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望，西部证券研发中心 3）能量转换效率高，启动速度快，无相变化，充放电状态切换响应迅速。）能量转换效率高，启动速度快，无相变化，充放电状态切换响应迅速。全钒液流电池在室温条件下运行，电解质溶液在电解液储罐和电堆之间循环流动，在充、放电过程中没有相变化。所以，充放

223、电状态切换响应迅速，既可用于调幅调频、可再生能源并网，又可用于辅助服务、电网调峰及紧急备用储能电站。4）全钒液流电池储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。）全钒液流电池储能系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大。全钒液流电池电堆是由多个单电池按压滤机方式叠合而成的。目前，产业化的单体电堆的额定输出功率一般在 3080 kW。储能系统通常是由多个单元储能系统模块组成，单元储能系统模块额定输出功率一般在 500 kW 左右。与其他电池相比，全钒液流电池电堆和电池单元储能系统75004500300025002250210001000200030004000500060007000800

224、01h2h4h6h8h10h长全钒液流电池储能系统价格（元/kWh）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 57|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 模块额定输出功率大，均匀性好，易于集成和规模放大。图 54：大连 200MW/800MWh 国家储能示范电站(一期：100MW/400MWh)模块化结构示意图 资料来源：张华民全钒液流电池的技术进展、不同储能时长系统的价格分析及展望，西部证券研发中心 5）具有强的过载能力和深放电能力。）具有强的过载能力和深放电能力。储能系统运行时，电解质溶液活性物质扩散的影响较小且电极反应活性高，活化极化较小。电池储能系统

225、具有很好的过载能力，充放电没有记忆效应，具有很好的深放电能力。劣势：能量密度较低，当前成本较高劣势：能量密度较低，当前成本较高，低成本钒供应瓶颈，低成本钒供应瓶颈 1）技术性能方面，缺点主要体现为能量密度较低。技术性能方面，缺点主要体现为能量密度较低。全钒液流电池电堆的大小和数量决定输出功率，电解液容量和浓度决定储能容量。因此，可通过调节电堆面积和数量调节输出功率、增加电解液体积等方式增加储能容量，规模设计灵活。但同时全钒液流电池能量密度一般为 15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，低于锂离子电池，造成采用全钒液流电池这一技术路线的储能项目实际占地面积较大。2）成本问题是制约全钒液流电池大规模

226、商业化应用的最大挑战。成本问题是制约全钒液流电池大规模商业化应用的最大挑战。主要原因是离子交换膜、电解液等材料成本较高。目前离子交换膜很大程度依赖进口，同时，钒电池电解液使用量很大，导致同规模下电池总成本较高。受制于设备、产能以及高额的前期投入，目前全钒液流电池的初始投资约为 3000-4000 元/kWh，成本约为锂电池的近 2 倍。但由于电解液不会降解，电解液的回收利用率较高，因此全钒液流电池残值很高。借助合适的商业模式，全钒液流电池初始投资较高的问题可以得到解决。3）低成本钒的供应可能存在紧缺。低成本钒的供应可能存在紧缺。钒电池的电解液五氧化二钒，主要从炼钢产生的钒渣中提取。自 2018

227、 年起，我国因进口作为原料的固体废弃物所暴露出的环境污染和健康危害等问题禁止了钒渣进口。在国内钢铁企业受去产能、环保等政策约束的情况下，钒渣产量波动大。供应紧张导致市场选择钒钛磁铁矿直接冶炼等成本偏高的技术路线，进一步推高了钒的成本。3.4.3 众多企业深入布局，众多企业深入布局，商业化商业化快速快速推进推进 全钒液流电池商业化进程全钒液流电池商业化进程快速快速推进，推进，行业进入发展快车道行业进入发展快车道。2022 年 9 月 20 日，国内首个GWh 级全钒液流储能电站新疆察布查尔县 250MW/1000MWh 全钒液流电池储能配套 1GW 市场化光伏项目开工，计划 2023 年年底前并

228、网。同月，全钒液流电池储能系统也迎来首个 GWh 级别集采。中核汇能日前发布今年目前规模最大的一次储能系统集采，行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 58|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 总采购规模 5.5GWh，其中包含 1GWh 全钒液流电池储能系统。10 月 30 日，大连百兆级液流电池储能调峰电站并网发电，该电站是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，应用全钒液流电池储能技术。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

229、重点方向之一。图 55：国内全钒液流电池发展历程 资料来源：袁治章液流电池储能技术研究进展，西部证券研发中心 表 38：2022 年全钒液流电池储能相关项目 序号序号 项目项目 规模规模 参与企业参与企业 动态动态 1 新疆察布查尔全钒液流电池储能+市场化并网光伏项目 250MW/1GWh 全钒液流电池储能 中节能太阳能科技、察布查尔锡伯自治县城市建设投资经营集团有限公司 项目开工，计划 2023 年年底前并网，系统内首个 GWh 级全钒液流储能电站 2 三峡能源 100 万千瓦光伏+全钒液流储能项目 1GW 全钒液流储能 中节能太阳能、新疆立能新能源公司 项目开工 3 湖南吉首市 100MW

230、/400MWh 长时全钒液流储能电站项目 100WM/400MWh 湖南汇锋高新能源、京科控股 20223 年 6 月底并网运行 4 和达能源全钒液流电池储能系统 0.5MW/2MWh 国网（杭州）综合能源服务有限公司 计划 2022 年 9 月底并网试运行 5 海化集团山东光伏发电+全钒液流电池储能项目 30MW/60MWh 海化集团 2022 年 12 月底并网 6 上海电气汕头智慧能源示范项目 1MWh 全钒液流储能 上海电气风电集团 并网 7 开封时代全钒液流电池储能示范电站项目 6MW/24MWh 开封时代新能源科技有限公司 开工 8 甘肃瓜州全钒液流电池全产业链项目 10MW/50

231、MWh、100MW/500MWh 全钒液流储能电站 寰泰储能科技股份有限公司 开工 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 59|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 序号序号 项目项目 规模规模 参与企业参与企业 动态动态 9 山东潍坊盐酸基全钒液流储能电站 一期 1MW/4MWh 建成投运，系国内首个盐酸基全钒液流储能电站 10 大庆 125KW/500KWh 全钒液流储能系统 125KW/500KWh 青海黄河上游水电开发有限责任公司 通过验收 11 辽宁电科院大连全钒液流电池储能电站 200MW/800MWh 大连市热电集团有限公司 10 月投用，

232、系全球规模最大的全钒液流电池储能电站 12 新疆吉木萨尔县 1GW 全钒液流300MW 光储一体化项目 1GW 全钒液流储能 三峡能源新疆分公司 项目开工 资料来源：北极星储能网，西部证券研发中心 钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双极板等环节是技术开发和完善产业链布局钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双极板等环节是技术开发和完善产业链布局的重点领域。的重点领域。全钒液流电池产业链上游原材料有五氧化二钒、硫酸等电解液的原材料，双极板、离子交换膜、电极等；中游核心部件有电解液、电堆、储液罐、循环模块和控制系统；下游主要应用于配置可再生能源、工商业储能和电力辅助系统等。全钒液流电池产业

233、链中构成电解液输送系统的管路、循环泵、控制阀件、传感器、换热器等辅助部件和设备在化工领域较为常见，电池管理控制系统所需的硬件支持是电力电子行业基本元件，产业链也比较成熟。电池特有的关键材料包括钒电解液以及构成电堆的离子交换膜、电极、双极板等，这些环节也是技术开发和完善产业链布局的重点领域。图 56：全钒液流电池产业链 资料来源：金属百科，西部证券研发中心 1）上游原材料上游原材料：核心资源为钒，我国储量：核心资源为钒，我国储量全球第一全球第一 全钒液流电池的上游原料环节重点资源为钒，中国钒矿的储量和产量均居世界全钒液流电池的上游原料环节重点资源为钒，中国钒矿的储量和产量均居世界首位首位。美国地

234、质调查局统计数据显示，截至 2022 年全球钒资源约 6300 万吨，已探明钒资源主要分布在中国、俄罗斯、南非和澳大利亚，其中我国占比高达 33%。从产量来看，中国钒矿产量同样位居世界前列，据美国地质调查局显示，2021 年全球钒矿产量 11 万吨，其中中国钒矿资源产量 7.3 万吨，2021 年中国钒矿产量占全球最高，达到 66.36%。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 60|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 57：2015-2021 年全球主要国家钒产量（单位：万吨）图 58：2022 年全球钒矿资源分布情况（单位：万吨）资料来源：美国地

235、质调查局，西部证券研发中心 资料来源：美国地质调查局，西部证券研发中心 钢铁企业受环保等政策约束钒渣产量波动大，石煤提钒技术存在诸多问题产量受限。钢铁企业受环保等政策约束钒渣产量波动大，石煤提钒技术存在诸多问题产量受限。国内钒资源主要用途为钢铁冶炼，主要分布区域有四川攀枝花地区，河北承德地区和辽宁朝阳地区。钒电池的电解液五氧化二钒，主要从炼钢产生的钒渣中提取。自 2018 年起，我国禁止了钒渣进口，加之国内钢铁企业受去产能、环保等政策约束导致钒渣产量波动大。替代技术中，成本相对低的石煤提钒技术存在环境污染大、资源综合利用率差等问题，在环保监管日趋严格的情况下，产量会受到较大限制。供应紧张导致市

236、场选择钒钛磁铁矿直接冶炼等成本偏高的技术路线，进一步推高了钒的成本。图 59：钒工业基本流程 资料来源：金属百科，西部证券研发中心 从企业布局来看，从企业布局来看，国内钒资源产能相对集中，国内钒资源产能相对集中，攀钢钒钛、河钢股份等在钒钛资源综合使用攀钢钒钛、河钢股份等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。和钒产品生产方面处于世界领先地位。从产能情况来看，攀钢钒钛目前具备超过 4 万吨钒制品产能（以五氧化二钒计），2021 年公司累计完成钒制品（以五氧化二钒计）4.33 万吨，同比增长 1.93%；河钢股份 2021 年度钒制品产能为 2.2 万吨左右，主要产品为五氧化二钒、氧化

237、钒、钒铁、氮化钒铁、钒铝合金等，两者合计占据约一半的国内市场份额。此外建龙、成渝钒钛、四川德胜等也具备万吨以上的产能，国内钒资源产能相对集中。4.2 4.5 4.0 4.0 5.4 7.0 7.3 0246810122015201620172018201920202021其他南非俄罗斯中国950600500350124.501002003004005006007008009001000中国澳大利亚 俄罗斯南非巴西美国钒资源储量（万吨）行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 61|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 39：国内主要钒生产企业产能情况 公

238、司公司 产能（万吨）产能（万吨）产品产品 原料原料 钒钛股份 4.3 五氧化二钒、三氧化二钒、中钒铁、高钒铁、钒氮合金、钒铝合金 钒渣 河钢股份 2.2 五氧化二钒（片剂、粉剂）、氧化钒、钒铁、氮化钒铁、钒铝合金 钒渣 北京建龙重工集团有限公司 1.8 VN、氧化钒 钒渣 成渝钒钛科技有限公司 1.8 五氧化二钒 钒渣 四川德胜集团钒钛有限公司 1.6 钒渣、氧化钒（外加工）钒渣 资料来源：公司公告，西部证券研究发展中心 注：钒钛股份与河钢股份产能数据为 2021 年年度数据，其余三家并未公布 2021 年年度产能数据，故为 2020 年年度数据 2.电解液与电堆电解液与电堆：全钒液流电池核心

239、部件全钒液流电池核心部件 全钒液流电池核心部件主要由电解液和电堆构成，全钒液流电池核心部件主要由电解液和电堆构成，后者受后者受上游钒资源的价格波动影响上游钒资源的价格波动影响。电解液主要原材料为五氧化二钒以及硫酸这部分成本约占电池成本的 40%，上游钒资源的价格波动影响全钒液流电池的成本。电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等构成，目前离子交换膜很大程度上依赖进口，成本偏高，导致同规模下电池总成本较高，电堆成本约占电池总成本 37%。图 60：全钒液流电池成本构成 资料来源：PowerLab，西部证券研发中心 全钒液流电池产业链成熟，国内外均有企业深耕全钒液流电池各关键部件。全钒液流电池产业链成

240、熟，国内外均有企业深耕全钒液流电池各关键部件。电解液供应国内主要由大连博融新材料提供，国外企业有美国史查克和德国电冶金公司；涉及离子交换膜的主要企业有国内的苏州科润新材料、东岳集团以及美国杜邦、德国 Fumatach、美国戈尔等；电极制造商有国内旭能翰源、日本东丽、日本东邦、美国郝克利等；双极板主要为国内中科能源材料与旭能翰源；全钒液流整机制造企业主要有大连融科储能技术发展有限公司、北京普能世纪科技有限公司以及上海电气储能科技、日本住友电工、美国UniEnergy Technologies 等。电堆,37%电解液,41%其他,22%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12

241、 月月 01 日日 62|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 40：全钒液流电池关键部件国内外主要企业 电解液电解液 离子交换膜离子交换膜 电极电极 双极板双极板 全钒液流整机制造企业全钒液流整机制造企业 国内企业 大连博融新材料 苏州科润新材料 东岳集团 旭能翰源 中科能源材料 旭能翰源 大连融科储能技术发展有限公司 北京普能世纪科技有限公司 上海电气储能科技 国外企业 美国史查克（Straco）德国电冶金公司（GFE）美国杜邦 德国 Fumatech 美国戈尔 Gore 日本旭硝子 日本旭化成公司 日本东丽 日本东邦 美国郝克利 美国阿莫克 日本住友电工 美国 UniEnergy Tec

242、hnologies 奥地利 Gildemeister 资料来源：PowerLab，西部证券研发中心 表 41：全钒液流电池产业链公司 企业企业 成立时间成立时间 是否上市是否上市 所属领域所属领域 产业布局产业布局 钒钛股份钒钛股份 1993 年成立；1996 年在深圳主板上市交易 是 液流电池电解液原材料 公司是国内最大的产钒企业之一，公司产出的五氧化二钒是钒液流电池电解液的重要原料 河钢股份河钢股份 1997 年成立，同年在深圳主板上市交易 是 液流电池电解液原材料 公司是国内最大的产钒企业之一，钒资源是电解液重要原材料 LE System 2011 年 1 月 是 全钒电池电解液 从废弃

243、物中回收钒、从偏钒铵酸中简单制造钒电解液 Invinity Energy 是 全钒电池储能系统 以全钒液流电池 VS3 为基础构建储能系统 普能普能 2007 年 1 月 否 全钒液流储能系统 钒电池储能系统（VRB-ESS）大连融科大连融科 2008 年 10 月 否 全钒液流储能系统 VPower，TPower，ReFlex 储能系统 上海电气储能上海电气储能科技科技 2019 年 12 月 否 全钒液流储能系统 高性能电堆 武汉南瑞武汉南瑞 1999 年 否 电堆、系统集成、材料研制 2010 年开始全钒液流电池储能技术研究，2014 年公司钒电池储能首次在未来科技城智能电网示范工程中应

244、用，具备钒电池本体设计、材料研制、系统集成能力，形成兆瓦级全钒液流电池电堆智能化生产能力。日本住友电工日本住友电工 1897 年 是 产业链完整 于上世纪 90 年代开始全钒液流电池技术研发，具备完整生产和组建钒电池系统的全套技术，技术成熟度居世界前列，2016 年投运当时全球最大的 15MW/60MWh 全钒液流电池储能项目。资料来源：公司公告，西部证券研发中心 3.5 铁铬液流电池铁铬液流电池：原材料丰富，前景广阔：原材料丰富，前景广阔 3.5.1 铁铬电子对价态变化实现能量转换铁铬电子对价态变化实现能量转换 铁铬铁铬液流液流电池是产业电池是产业上最早出现的液流电池技术，利用铁铬电对的价态

245、变化实现能量转换上最早出现的液流电池技术，利用铁铬电对的价态变化实现能量转换。铁铬电池分别采用 Fe3+/Fe2+电对和 Cr3+/Cr2+作为正极和负极的活性物质，通过活性金属的价态变化实现电能与化学能相互转换与能量储存。在铁铬液流电池中，活性物质储存于电解液中，具有流动性，可以实现电化学反应场所（电极）与储能活性物质在空间上的分离，电池功率与容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 63|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 61：铁铬液流电池的发展历程 资料来源：房茂霖等铁铬液流电池技术的研究进展，西部证券

246、研发中心 铁铬电池系统主要由功率单元（单电池、电堆或电堆模块）、储能单元（电解液及储罐）、铁铬电池系统主要由功率单元（单电池、电堆或电堆模块）、储能单元（电解液及储罐）、电解液输送单元（管路、阀门、泵、换热器等）电池管理系统等组成。电解液输送单元（管路、阀门、泵、换热器等）电池管理系统等组成。作为铁铬电池的核心部件，功率单元在一定程度上决定了系统的能量转换效率和建设成本。根据应用领域不同，功率单元可以分为单电池、电堆和大功率模块等。其中，铁铬电池单电池是电堆及系统的基本单元，单电池主要通过离子传导膜将正负极电解液进行分离，两侧分别由电极、液流框、集流体等部件组成的正负极半电池，然后通过夹板及紧

247、固件进行压紧而成；电堆又由多个单电池通过叠加形式进行紧固而成，每组单电池之间通过双极板进行连接，具有多个电解液循环管道和统一电流输出的组合体，一定数量的电堆再组合电解液循环系统、电气系统、能量转换系统及辅助设备构成大功率模块的基本组成单元。图 62：铁铬液流电池反应基本机理 资料来源：袁治章等液流电池储能技术研究进展，西部证券研发中心 3.5.2 铬铁矿丰富叠加电化学技术优势，大储前景广阔铬铁矿丰富叠加电化学技术优势，大储前景广阔 1.优势优势：铁铬铁铬电池电池较其他电化学电池具有明显的技术优势较其他电化学电池具有明显的技术优势，在大规模储能技术，在大规模储能技术应用前景应用前景 行业深度研究

248、|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 64|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 广阔广阔。根据铁铬电池的工作原理及结构特点，其高安全、高灵活性和长寿命的技术特点使其在可再生能源发电储能装置、电网调峰调频、电网削峰填谷、不间断电源或应急电源等领域拥有很广阔的应用前景。1）电对元素特性叠加水性电解质溶液，铁铬电池系统安全性较高。电对元素特性叠加水性电解质溶液，铁铬电池系统安全性较高。铁-铬液流电池的电解质溶液为含有 Fe3+/Fe2+电对和 Cr3+/Cr2+电对的水性溶液，不会发生燃烧或爆炸的风险。且电解质溶液储存在两个分离的储液罐中，电池堆与储液罐分离，在常温常压

249、下运行，安全性高。即使在运行过程中，隔膜发生破裂，正负极活性物质发生互混，也不会引起燃烧和爆炸。2）适配储能循环寿命长，模块适配储能循环寿命长，模块/定制化设计灵活稳定。定制化设计灵活稳定。铁-铬液流电池在充放电过程中，电极材料只提供反应界面，本身不参与反应，而且电极反应均为液相反应，无相态变化，不会发生类似同态电极的脱落成片结构坍塌等问题，可以长期保持稳定状态，理论充放电循坏次数可以达到 10000 次，与全钒液流电池持平，寿命远远高于钠硫电池、锂离子电池和铅酸电池。另外铁铬液流电池的额定功率和额定容量是独立的，功率大小取决于电池堆，容量大小取决于电解质溶液，可以根据用户需求进行功率和容量的

250、量身定制。而且其电能储存在电解质溶液内，而电解质溶液存储在储罐里，不存在自放电现象，尤其适用于做备用电源等。因而方便进行模块化设计，通过电堆组合维持系统的性能稳定。表 42：铁铬液流电池与其他电化学电池技术对比 指标指标 铁铁-铬液流电池铬液流电池 全钒液流电池全钒液流电池 钠钠-硫电池硫电池 锂离子电池锂离子电池 铅酸电池铅酸电池 循环循环次数（次）次数（次）10000 10000 约 2500 4000 1000 能量密度能量密度 1020Wh/L 1530Wh/L 150240Wh/L 300400Wh/L，130200Wh/L 3050Wh/L 安全性安全性 好 好 不好 不好 中 毒

251、性、腐蚀性毒性、腐蚀性 好 中 中 中 不好 运行温度运行温度/-20-70 5-50 300-350 常温-45 常温-30 自放电自放电 极低 极低 低 中 高 AC/AC 系统效率系统效率/%70-75 60-65 65-80 90 60-80 DC/DC 效率效率/%80-85%约 80%75-90%几乎 100%70-90%度电成本度电成本/元元 0.4 0.7-1.0 0.7-1.0 0.7-1.0 0.5-1.0 资料来源：袁治章等液流电池储能技术研究进展，西部证券研发中心 3）原材料资源丰富，原材料资源丰富，环境适应性强环境适应性强，叠加回收优势叠加回收优势成本成本较低较低。铁

252、-铬液流电池的电解质溶液原材料资源丰富且成本较低，铬铁矿全球探明储量达到了 5.1 亿吨，较钒/锂储量优势明显，不会出现短期内资源制约发展的情况。另外电池在使用过程中，金属铁和铬离子只发生价态变化，并不会被消耗，可以永久性循环使用、节约资源，另外铁铬电池电堆及系统废弃时，碳材料和树脂材料均可以作为燃料使用，部分金属则可以继续使用，因此铁铬电池回收简单、残余价值高、环境负荷小，因而是可持续发展的储能技术。相较全钒液流电池，铁铬电池的成本占比最大的部分是膜、PCS 以及铁铬电解液，铁铬液流电池的膜占比是全钒液流电池的两倍，但膜的成本较低，另外 Fe3+的低氧化特性也可以使用低廉的碳氢化合物膜，也可

253、以进一步降低铁铬液流电池的成本。此外其电解液占比仅为 9%，所以其经济实惠的优势明显展露出来。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 65|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 63：铁铬液流电池（左）与全钒液流电池（右）成本对比 资料来源：CNKI，西部证券研发中心 2.劣势劣势：铁铬电池铁铬电池负极活性弱负极活性弱，容易受制于容易受制于 Cr 离子金属特性离子金属特性而而产生产生析氢问题析氢问题。铁-铬液流电池负极 Cr2+/Cr3+电对相较于正极 Fe2+/Fe3+电对在电极上的反应活性较差，是影响电池性能的主要原因之一。且 Cr3+离子电化学反

254、应活性较差、易老化、易发生析氢反应、容量衰减快、能量效率低等原因仍然限制着铁铬液流电池商业化发展。另外反应过程中电池正负极电解液一定程度上会形成交叉感染，所以需要配备循环泵、电控设备等辅助设备，增加了系统的复杂性。铁铬电池能量密度低，且能量效率转换低是制约其商业推广的最大挑战。铁铬电池能量密度低，且能量效率转换低是制约其商业推广的最大挑战。目前铁铬液流电池的能量密度仅为 10-20Wh/L，显著低于锂电池的 300-400Wh/L，也低于全钒液流电池的 15-30Wh/L。因此其本体会受到电池体积大、密度大、重量大及电解液溶解度等的限制，因此铁铬体系的比能量较低，整体能量密度较低，只适合大规模

255、的储能电站。另外材料所需的离子交换膜价格昂贵，对表面催化剂的要求较高，也对铁铬电池推广起到了一定的限制作用。3.5.3 产业链产业链上下游公司有望受益上下游公司有望受益 铁铬铁铬铁铬液流电池的整个系统由能量单元（电解液及储罐）、功率单元（单电池、电堆或铁铬液流电池的整个系统由能量单元（电解液及储罐）、功率单元（单电池、电堆或电堆模块）、输运系统（管路、阀门、泵、换热器等）、控制系统、附加设施等部分组成，电堆模块）、输运系统（管路、阀门、泵、换热器等）、控制系统、附加设施等部分组成，其中能量单元和功率单元是核心模块。其中能量单元和功率单元是核心模块。铁铬液流电池的正负极电解液为含有铁离子和铬离子

256、的溶液，是其真正的储能介质，能量单元的核心。产业链条为上游铬矿经过冶炼生成铬盐，中游铬盐加工进而用于生产铁铬液流电池，下游铬中间品多范围跨行业应用于钢铁、电池、皮革等行业。离子交换膜,39%PCS,14%石墨毡,11%PVC框架,1%电解液,9%循环泵,7%热交换器,5%电堆,5%双极板,4%其他,5%钒电解液,52%离子交换膜,19%PCS,12%PVC框架,1%电堆,3%端板,1%石墨毡,5%双极板,2%其他,5%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 66|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 64：铬铁矿资源产业链 资料来源：Mysteel，西

257、部证券研发中心 铬产业链条行业覆盖范围广，跨度较大铬产业链条行业覆盖范围广，跨度较大。铬铁矿按工业用途划分为冶金级、化工级、耐火级和铸石级，其中冶金级铬铁矿全球产量占比超过 95%。因耐磨、耐高温、耐腐蚀及其亲铁性的性质，冶金级铬铁矿被冶炼成铬铁合金被添加到不锈钢、特钢等钢材中。不锈钢是目前铬元素最大的消费下游，因含有镍铬而具有不锈、耐蚀性主要特性。铬铁按不同含碳量分为高碳铬铁（含碳为48%）、中碳铬铁（含碳为0.54%）、低碳铬铁（含碳0.150.50%）、微碳铬铁（含碳为 0.06%）、超微碳铬铁（含碳小于 0.03%）。中、低、微碳铬铁由高碳铬铁添加硅石冶炼成，因其含碳量少也被用广泛于加

258、工特殊钢材。另外化工级铬矿还可以加工成氧化铬绿、三氧化铬、红矾钠等铬盐，用于颜料、涂料、陶瓷、饲料、电镀、合金、皮革等众多行业等。铬铁电解法和铬盐碳还原法可提纯至金属铬。随铁铬液流电池的商业化，未来电池领域或将成为新的消费增长点。上游产业链：上游产业链：全球铬铁矿资源丰富，全球铬铁矿资源丰富，铬铁矿资源总量超过铬铁矿资源总量超过 120 亿亿吨吨，主要分布于南非、主要分布于南非、津巴布韦、哈萨克斯坦、巴基斯坦、土耳其和印度等国家，已探明总铬铁矿储量约津巴布韦、哈萨克斯坦、巴基斯坦、土耳其和印度等国家，已探明总铬铁矿储量约 75 亿亿吨。吨。其中南非资源量最大，约占世界资源总量的一半，是全球最大

259、的铬资源出口国。南非、津巴布韦、哈萨克斯坦铬铁矿资源量约占世界铬铁矿探明资源总量的 95%。其中津巴布韦虽铬矿储量丰富，但开发程度较低，于 2021 年宣布禁矿。哈萨克斯坦铬矿多用于本国生产，出口量较低。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 67|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 43：世界铬铁矿储量和储量基础（商品级矿石）国家国家 储量储量（万万吨）吨）储量基础储量基础（万万吨）吨）南非南非 96000 550000 哈萨克斯坦哈萨克斯坦 41000 41000 津巴布韦津巴布韦 14000 93000 芬兰芬兰 4100 12000 印度印度

260、 1800 3900 巴西巴西 1400 2300 土耳其土耳其 800 2000 阿尔巴尼亚阿尔巴尼亚 610 610 俄罗斯俄罗斯 400 4600 伊朗伊朗 240 240 美国美国-700 资料来源：美国地质调查局，西部证券研发中心 中国铬资源缺少，仅西藏、甘肃、内蒙古、新疆等地区有矿藏分布。中国铬资源缺少，仅西藏、甘肃、内蒙古、新疆等地区有矿藏分布。根据中国冶金报，我国铬资源总探明储量为 5700 万吨，全球占比不足 1%，对外依存度极高超过 90%。目前，随着国内不锈钢市场持续旺盛，叠加储能铁铬电池的蓬勃兴起，解决进口矿供应成为市场的决定性因素。我国需求企业主要从南非、土耳其等国进

261、口铬铁矿，未来预计导通津巴布韦的矿石供应链，不断深化与以上矿资源国家及地区的贸易合作，在一定程度上将减缓铬铁矿原材料供应不确定性的风险。图 65：2021 中国区域铬铁产能分布 资料来源：SMM，西部证券研发中心 铬资源缺少，随着高碳铬铁产量爬坡，头部矿业将享受超额铬资源缺少，随着高碳铬铁产量爬坡，头部矿业将享受超额收益收益。随着中国不锈钢的需求不断起量，铬矿需求将不断上升，国际上铬铁价格将面临长期压力，再加上宏观政策上对铬铁矿加工贸易的限制，因此会长期出现国内铬铁行业发展力不足，对国外矿石依存度过高，上游受制于矿石供应商，所以头部矿业将享受市场增长赋予的超额收益。内蒙古,41%四川,10%陕

262、西,8%贵州,7%湖南,4%广西,5%西北,9%其他,16%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 68|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 44：铁铬液流电池产业链公司 企业企业 成立时间成立时间 是否上市是否上市 产业布局产业布局 西藏矿业（西藏矿业（000762）1994 年 是 公司是西藏最大的综合性矿业公司，主要从事铬铁矿的开采和生产加工，公司拥有西藏罗布萨铬矿的采矿权，近两年年产量在 3 万吨左右，产量位于国内同行业前列。剩余可开采储量尚可开采年限 8-9 年。中矿资源（中矿资源（002738）1999 年 是 公司主营业务包括固体矿产勘

263、查技术服务、矿权投资业务、海外勘查后勤配套服务和建筑工程服务等。公司矿权涉及的矿种包括铯、锂、铜、钴、金、银、铬铁、钽、铍等多种金属。五矿发展（五矿发展（600058）1999 年 是 公司致力成为国内领先的金属矿业流通服务商和全球有影响力的大宗商品贸易商。据中国物流与采购联合会最新统计，公司铬矿、铬铁销售量位居全国第一。西部黄金（西部黄金（601079）2002 年 是 公司主营业务包括固体矿产勘查技术服务、矿权投资业务、海外勘查后勤配套服务和建筑工程服务等。公司矿权涉及的矿种包括铯、锂、铜、钴、金、银、铬铁、钽、铍等多种金属。资料来源：公司公告，西部证券研发中心 下游储能：下游储能：国内对

264、铁国内对铁/铬液流电池的研究始于铬液流电池的研究始于 20 世纪世纪 90 年代，早期以跟踪研究为主。年代，早期以跟踪研究为主。中科院大连化学物理研究所的衣宝廉院士团队于1992年曾经推出过270W 的小型铁/铬液流电池电堆。中科院大连化物所和沈阳的金属所的研究中，负极析氢与电解液离子互混问题长期难以解决。2019 年 11 月，中国国家电投公司所属的中央研究院和上海发电设备成套设计研究院联合项目团队研发的国内首个 31.25kW 铁/铬液流电池电堆“容和一号”成功下线，经测试，性能指标满足设计参数要求。首批次共 8 台电堆，应用于张家口战石沟光伏电站 250kW/1.5MWh 铁-铬液流电池

265、储能示范项目，并已于 2020 年 12 月投入试运行，成为国内首座百千瓦级铁-铬液流电池储能示范电站。2022 年 1 月，“容和一号”量产线投产，单条产线可年产 5000 台“容和一号”电堆，标志着铁/铬液流电池储能技术产业化向前迈进了一大步，为液流电池储能技术带来了新的增长点。与此同时，国家电投还在内蒙古霍林河启动了全球首个兆瓦级铁/铬液流电池储能示范项目建设，预计将在 22 年年底投产，届时将再度刷新全球铁/铬液流电池储能系统的最大实证容量纪录。表 45：250kW/1.5MWh 铁-铬液流电池储能示范项目设计参数 设计参数设计参数 数值数值 额定输出功率/kw 250 系统容量/MW

266、h 1.5 单电堆功率/kW 30 DC/DC 系统转换效率/%75 充放电切换时间/ms 200 运行维护时间 半年 资料来源：杨林等铁-铬液流电池 250kW/1.5MWh 示范电站建设案例分析，西部证券研发中心 发展趋势：铁铬液流电池材料发展趋势：铁铬液流电池材料的的改进是未来实现产业化大规模推广的关键。改进是未来实现产业化大规模推广的关键。铁铬当前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依然较大，循环稳定性较差等。未来依然需要适配储能进行技术创新和突破：1）电池材料改进：电池材料改进：优化离子传导膜的离子选择性以提高库仑效率，选择合适的添加剂降

267、行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 69|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 低析氢副反应的影响，提高活性物质的电化学反应以及电极材料的活性以降低电池的电化学极化，另外提高双极板的电导率以及减小离子传导膜、电极、双极板的厚度，从而降低电池的欧姆极化。2）电池结构设计优化：电池结构设计优化：降低电解液的流动阻力，提高电解液分布均匀性以及过电势分布均匀性，以降低电池的浓差极化，缩短电子、质子的传递路径，提高传质效率。3）降低成本：降低成本：铁铬液流电池对膜的要求较低，非氟磺酸膜实现突破后可以替代价格昂贵的全氟磺酸膜，将进一步降低电池成本，进而推动铁铬液流

268、电池的产业化应用。表 46：铁铬液流电池产业链公司 产业链环节产业链环节 企业企业 成立时间成立时间 是否上市是否上市 产业布局产业布局 电池侧电池侧 电投能源电投能源 2001 年成立；2007 年在深圳主板上市交易 是 2020 年，国家电力投资集团成功试制出第一代具有自主知识产权的铁铬液流电池储能产品“容和一号”，2022 年正式投产。EnerVault 2017 年由创业工作室Idealab 创立 否 2014 年，首次开发的 250 kW/1000 kWh 铁铬液流电池在在加州特罗克的示范应用项目中投入运行。中海储能中海储能 2020 年 11 月成立 否 相继攻克了铁铬液流电池存在

269、负极的析氢、正负极电解液交叉污染、铬氧化还原性差的问题，在北京昌平完成“中海一号”的建设。东方能源东方能源 2007 年成立，2013 年上市 是 实施了国内首座铁铬液流电池储能示范项，铁铬量产推进。电解液电解液 振华股份振华股份 2003 年成立，2016 年上市 是 全面达成国家电投集团科学技术研究院铁铬液流储能电池产品的使用标准，已获得向国家电投集团科学技术研究院及其子公司北京和瑞储能科技有限公司批量提供电解液的供货资质。离子交换膜离子交换膜 东岳股份东岳股份 2006 成立，2007 年港股上市 是 全氟磺酸离子交换膜积淀深厚，取得众多国家专利指标。PCS 固德威固德威 2010 年成

270、立，2020 年上市 是 公司产品在大规模的工商业储能领域储能变流器（PCS）积淀深厚，相关产品将深度受益铁铬大储的推广。变频器变频器 汇川技术汇川技术 2003 年成立，2010 年上市 是 推出了新型协控大容量储能系统解决方案，为大容量储能系统提供全方位的控制保障，已经率先引领福建霞浦 100MW 储能、青海格尔木 100MW、安徽金寨 100MW 储能项目。资料来源：公司公告，西部证券研发中心 3.6 重力储能重力储能：商业化早期，：商业化早期，发展发展潜力巨大潜力巨大 3.6.1 重力储能利用重力与高差实现电力充放重力储能利用重力与高差实现电力充放 重力储能作为物理储能，利用重力与高差

271、实现电力充放。重力储能作为物理储能，利用重力与高差实现电力充放。实现新重力储能是一种机械式储能，储能介质分为水和固体物质，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。水介质型重力储能系统可以借助密封良好的管道、竖井等结构，其选址的灵活性和储能容量受到地形和水源限制。固体重物型重力储能主要借助山体、地下竖井、人工结构物等结构，重物一般选择密度较高的物质，如金属、水泥、砂石等以实现较高的能量密度。根据重力储能的储能介质和落差实现路径的不同，目前将重力储能分为以下 4 类：新型抽水储能、基于构筑物高度差的重力储能、基于山体落差的重力储能和基于地下竖井的重力储能。行业深度研究|电力设备

272、西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 70|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 47：重力储能技术路径对比 技术路径技术路径 主要原理主要原理 优势优势 劣势劣势 新型抽水储能新型抽水储能 利用活塞的重力势能在密封良好的通道内形成水压进行储能和释能 可以实现电网等级的长时间(614h)储能，能量转换效率据称可以达到 80%左右，并且可以反复使用 要求地质足够坚硬且对密封性要求较高 基于构筑物高度差的重力储基于构筑物高度差的重力储能能 利用储能塔、支撑架、承重墙等构筑物的高度差来进行储能和释能 空间利用率高，储能密度大，选址灵活且易于集成化和规模化 需确保建筑稳定以及对塔吊

273、、行吊的精度控制 基于山体落差的重力储能基于山体落差的重力储能 利用山体落差和固体重物的提升来进行重力储能 利用了天然山坡、使用砂砾作为储能介质可以减少建造成本 难以实现稳定高效率的能量回收 基于地下竖井基于地下竖井 利用废弃矿井和缆绳提升重物来进行储能和释能 减少了自然环境的影响，安全系数较高 废弃矿井资源有限，选址不够灵活，还有瓦斯泄漏等安全隐患 资料来源：王粟等新型重力储能研究综述，西部证券研发中心 图 66：美国 Gravity Power 的新型抽水储能技术设想 图 67：Gravitricity 公司的基于地下竖井的重力储能技术设想 资料来源：GP 公司官网、西部证券研发中心 资料

274、来源：Gravitricity 公司官网、西部证券研发中心 图 68：Energy Vault 的基于构筑物高度差的重力储能技术 图 69：IISAS 研究所的山地重力储能设想 资料来源：Energy Vault 公司官网，西部证券研发中心 资料来源：IISAS 研究所，西部证券研发中心 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 71|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 3.6.2 EV公司推出公司推出EVx系统，在中国布局首个商业化案例系统，在中国布局首个商业化案例 Energy Vault 公司提出混凝土砌块储能，开拓重力储能新方向。公司提出混凝土砌块

275、储能，开拓重力储能新方向。在基于构筑物高度差的重力储能技术路径中，Energy Vault 公司提出以混凝土砌块储能塔为基础的重力储能发电方案，其原理是电力充裕时，起重机将储能模组 EVx 从地上吊起，像积木一样往高处堆放，当模组堆叠在高处时，系统完全“充电”，每个储能模组代表约 1MW 的势能；当需要电力时，系统会协调储能模组 EVx 排出。2020 年，EV 公司在初期储电吊塔 EV1 产品的基础上研发了可以进行机组模块拼装的 EVRC 储能产品，并在瑞士当地建设了一些项目示范中心，与当地电网嫁接进行项目试验。2021 年推出了 EVx 平台，其储能模组 EVx 和弹性中心 EVRC 储能

276、容量在 10MWh 以上，可满足电网 212 小时的弹性储能。图 70：Energy Vault 公司的重力储能模块化设计 图 71：Energy Vault 公司 EVRC 技术设计渲染图 资料来源：EV 公司官网、西部证券研发中心 资料来源：IISAS 研究所、西部证券研发中心 表 48：Energy Vault 公司技术发展历程 时间时间 名称名称 主要技术主要技术 特点特点 实施实施 第一代 2020 年 7月 EV1 塔塔 ECDU 塔通过将移动质量提升到塔中来存储能量，其中势能存储在高程增益中 工厂储存容量范围为 20-35-80 MWh 和 4-8MW 连续放电 8-16小时。E

277、V 公司完成位于瑞士阿尔贝多-卡斯蒂奥内的五兆瓦商业示范装置（“CDU”）的机械施工 第二代 2021 年 EVx EVx 平台是 EVRC 的构建模块 储存时长 2-12 小时不等，具有超过 80%的生命周期往返效率，满足中等（4-10 小时）和长时间（10小时以上）的储能要求 中国天楹和 EV 公司合作，在江苏如东建立第一个商业化重力储能示范项目 EVRC 高度可扩展的模块化系统架构，EVRC可以以 10MWh 的增量构建，可以扩展到数吉瓦时的存储容量 2021年11月 EVS(Energy Vault Solutions)为客户提供一个技术中立的平台，用于集成和交付多种储能技术，以及专有

278、的重力存储技术和先进的软件能源管理系统 有望作为软件即服务提供，与储能资产的销售或储能技术许可证捆绑在一起-资料来源：Energy Vault 公司官网，西部证券研发中心 Energy Vault 公司公司重力储能在手重力储能在手订单量充裕订单量充裕，与中国天楹深度合作，与中国天楹深度合作。2022 年 2 月，EV 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 72|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 公司在纽交所上市，公司于上市后签订了一系列储能项目。2022 年初，EV 公司授权中国天楹子公司 Atlas 在中国区独家使用许可技术建造和运营重力储能系统设

279、施，计划在江苏如东推动中国第一个 100MWh 重力储能项目落地，该项目是 EVx 系统的首次商业化应用的案例。2022 年 8 月，EV 公司与美国木星电力签订了 220MWh 的储能项目。2022 年 9月与美国 WellheadElectric、WPower 签订了 275.2MWh 的电池储存项目。表 49：Energy Vault 公司项目汇总 日期日期 合作企业合作企业 容量容量 地点地点 项目内容项目内容 预计运营时间预计运营时间 2021年10月 DG fuels 1600MWh 美国路易斯安那州 提供 1.6 GWh 的储能容量，以支持可持续航空燃料项目 第一个项目预计将于

280、2022 年年中开始 2022 年 5 月 DG Fuels 2234MWh 美国路易斯安那州 宣布项目总容量扩张至 2，234 兆瓦时-2022 年 3 月 中国天楹中国天楹 100MWh 中国江苏如东 江苏如东的重力储能示范项目 2022 年内完成并投入运营 2022 年 8 月 木星电力 220MWh 美国德克萨斯州、加利福尼亚州 德克萨斯州斯托克顿堡附近的一个 100 兆瓦（200 兆瓦时）电池储能系统，以及加利福尼亚州卡平特里亚的 10兆瓦（20 兆瓦时）系统 2023 年完工 2022 年 9 月 Wellhead Electric、W Power 275.2MWh 美国南加州 南

281、加州电池存储项目 2023 年中完成 2022 年 9 月 中国天楹中国天楹 2GWh 中国内蒙古 内蒙古的零碳工业园区的重力储能项目-2022年10月 木星电力 2.4GWh-确保 2.4GWh 的国产合格电池储能系统 2024年和2025年达到商业运营 资料来源：Energy Vault 公司官网，西部证券研发中心 3.6.3 中国天楹中国天楹（000035.SZ）：如东项目稳步推进，已签订多份战略合作协议：如东项目稳步推进，已签订多份战略合作协议 中国天楹与中国天楹与 Energy Vault 公司实现深度绑定，积极拓展重力储能业务。公司实现深度绑定，积极拓展重力储能业务。2022 年

282、1 月 30日，中国天楹旗下控股子公司 Atlas Renewable LLC 与重力储能技术开发商 Energy Vault公司签署了技能答应运用协议，EV 公司授权 Atlas 在中国区（含香港和澳门）独家运用答应技能建造和运营重力储能体系设备。中国首个应用 EV 公司技术的 100MWh 重力储能项目将在江苏如东县落地。今年 7 月，全球首个 25MW/100MWh 重力储能示范项目已开始灌注桩基施工进入实际动工阶段，项目预计将于 2023 年年初投入商业运营。今年以来中国天楹今年以来中国天楹先后先后签署多个重力储能战略合作协议。签署多个重力储能战略合作协议。今年以来，中国天楹与贵州毕节

283、人民政府、内蒙通辽市人民政府、湖北省宜昌市人民政府、中国投资协会、三峡建工、中建七局、国家电投、中电建、国网综能等单位达成战略合作，合作内容均有涉及重力储能。毕节市“风光水储”一体化能源基地，将建设不低于 40 万千瓦时的重力储能项目；通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园，重力储能规模 2GWh；与国家电投浙江公司协议中，在长三角地区获取不低于 1GWh 重力储能项目；与中电建水电公司协议中，力争在“十四五”期间在全国共同开发投资不少于 2GW 的重力储能电站。表 50：中国天楹部分战略合作协议签署情况 序号序号 日期日期 战略合作方战略合作方 合作内容合作内容 规模规模 1 2022/1

284、1/9 贵州省毕节市人民政府 中国三峡建工(集团)有限公司 毕节市“风光水储”一体化能源基地 建设不低于不低于 40 万千瓦时的重力储能项目万千瓦时的重力储能项目，并依据装机容量按照每 5 亿元固定资产投资额匹配 100 万千瓦的新能源指标(光 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 73|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 序号序号 日期日期 战略合作方战略合作方 合作内容合作内容 规模规模 新加坡能源国际能源投资公司（SPIEnergylnvestmentsPte.Ltd.）中建七局新能(上海）建设有限公司 阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司（中国天

285、楹控股子公司）伏、风电），装机规模上限不超过 200 万千瓦，同步建设装机总容量约 150 万千瓦的抽水蓄能项目 2 2022/9/9 通辽市人民政府 中国投资协会 中国天楹股份有限公司 通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳出业园 将在“十四五”期间共同打造通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园，其中风电装机 6GW、光伏装机 4GW、重力储重力储能规模能规模 2GWh、绿氢产能 5 万吨/年、绿氨 30 万吨/年，总投资 600 亿元；再投资 100 亿元打造零碳产业装备制造中心 3 2022/8/13 国家电投集团浙江新能源有限公司 中国天楹股份有限公司 国内开发建设重力储能、光伏、风电、

286、综合智慧能源等电力能源项目 争取在三年内，通过双方有效合作，在长三角地区获取不低于不低于1GWh 重力储能项目重力储能项目、5GW 绿电项目，并就如东重力储能项目、滩涂光伏项目优先开展合作。4 2022/8/11 湖北省宜昌市人民政府 中国天楹股份有限公司 湖北省宜昌市人民政府中国天楹股份有限公司 再生资源回收体系项目，计划投资 10 亿元；新能源项目，包含:储能中心、氢能中心、零碳能源互联网中心和智能网联中心；“无废城市”项目 5 2022/6/1 阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司（中国天楹控股子公司）中电建水电开发集团有限公司 能源市场开发 双方围绕重力储能+光伏、风电、水电、核电、生态

287、修复、尾矿治理、建筑垃圾等零碳能源+资源综合利用的解决方案，全面开展合作。力争在“十四五”期间在全国共同开发投资不少不少于于 2GW 的重力储能电站的重力储能电站。6 2022/5/16 中国天楹股份有限公司 国网江苏综合能源服务有限公司 重力储能技术研究与项目开发 共同推进建设如东如东 100MWh 用户侧重力储能示范项目用户侧重力储能示范项目 7 2022/4/16 中国投资协会能源投资专业委员会 中国三峡建工（集团）有限公司 中建七局新能（上海）建设有限公司 阿特拉斯（江苏）新能源科技有限公司（中国天楹控股子公司）能源市场开发 四方合作范围聚焦新能源领域，包括但不限于水电、风电、光伏、储

288、能技术（重力储能）等新能源项目，尾矿治理，建筑垃圾及综合资源回收，同时涉及上述领域的新型材料研发、装备制造、科研产业化和技术服务等。8 2022/1/30 控股子公司 Atlas Renewable LLC 重力储能技术开发商 Energy Vault,Inc.技术许可使用协议 EV 授权 Atlas 在中国区（含香港和澳门）独家使用许可技术建造和运营重力储能系统（“GESS”）设施。9 2022/11/11 如东县人民政府 中国天楹股份有限公司 新能源产业投资 甲方优先将如东县十四五规划新增的滩涂光伏发电资源的20%配置给乙方；优先同意乙方参股开发如东十四五海上风电项目，参股比例不高于 20

289、%；中国天楹牵头重力储能试点项目及其装备制造项目的开发研究和落地实施；中国天楹可以联合如东国有企业在如东县建设区域原中心，包含：储能中心(重力加速储能项目)、氢能中心(可再生绿氢制合成氨技术)、零碳能源互联网中心和智能网联中心（未来城市虚拟电厂）。资料来源：公司公告，西部证券研发中心 投资建议投资建议：预计 22-24 年中国天楹归母净利润为 2.07/7.45/11.16 亿元，同比-71.7%/+260.7%/+49.8%，EPS 为 0.08/0.30/0.44，维持“买入”评级。表 51：中国天楹盈利预测 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入（百万元）21,

290、867 20,593 4,511 6,700 9,205 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 74|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 2020 2021 2022E 2023E 2024E 增长率 17.6%-5.8%-78.1%48.5%37.4%归母净利润(百万元)654 729 207 745 1,116 增长率-8.3%11.5%-71.7%260.7%49.8%每股收益（EPS）0.26 0.29 0.08 0.30 0.44 资料来源：Wind，西部证券研发中心 3.7 压缩空气储能：压缩空气储能：技术进步快，技术进步快，商业化快速推进

291、商业化快速推进 3.7.1 实现能量的存储及跨时间、空间转移和利用实现能量的存储及跨时间、空间转移和利用 压缩空气储能压缩空气储能系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、系统采用压缩空气作为储能载体，是一种以机械设备实现能量存储及跨时间、空间转移和利用的物理储能技术空间转移和利用的物理储能技术。压缩空气储能系统主要分为储能和释能两个工作过程：储能时电动机驱动压缩机将环境空气压缩至高压状态并存入储气装置，电能在该过程中转化为压缩空气的内能和压力势能（步骤 1 和 2）；释能时，储气装置中存储的压缩空气进入空气透平膨胀机中膨胀做功发电，压缩空气中蕴含的内能和压力势能在该

292、过程中重新转化为电能（步骤 3 和 4）。作为一种极具发展潜力的物理储能技术，压缩空气储能可广泛应用于电源侧、电网侧和用户侧。图 72：压缩空气储能系统基本原理示意图 资料来源：梅生伟等非补燃压缩空气储能研究及工程实践以金坛国家示范项目为例，西部证券研发中心 表 52：压缩空气储能技术应用场景 应用场景应用场景 说明说明 负荷中心削峰填谷负荷中心削峰填谷 我国区域电网峰谷差呈现逐年扩大趋势，压缩空气储能技术可以高效利用谷段、平段等闲置时段电网剩余通道，削减电网峰谷负荷差，提高电网通道利用水平。消纳大规模可再生能源发电消纳大规模可再生能源发电 实现大规模可再生能源的高效消纳是我国能源结构转型和构

293、建新型电力系统的必然途径。压缩空气储能技术具有能量储存及跨时间、空间转移利用的特征，可有效调节可再生能源出力特性，增加其可调度水平，促进可再生能源高效消纳。智能电网辅助服务智能电网辅助服务 除削峰填谷外，压缩空气储能技术具有调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，可为智能电网提供多样化的辅助服务，提高电网利用水平。综合能源系统能量枢纽综合能源系统能量枢纽 压缩空气储能系统可以与光热、地热或工业余热相耦合，以其作为综合能源系统的能量枢纽，可发挥其多能联储多能联供性，显著提高系统布置的灵活性和利用效率。资料来源：梅生伟等非补燃压缩空气储能研究及工程实践以金坛国家示范项目为例，西部证券研发中心

294、行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 75|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 3.7.2 压缩空气储能技术发展潜力巨大压缩空气储能技术发展潜力巨大 传统传统压缩空气储能采用压缩空气储能采用天然气补燃方式天然气补燃方式，实际运行效率较低实际运行效率较低。压缩空气储能技术因具有规模大、灵活性强等特点，被认为具有较大的发展潜力和应用前景。目前投入商业应用的大型压缩空气储能电站仅有德国的 Huntorf 电站和美国的 McIntosh 电站，两者均采用传统的天然气补燃方式，且实际运行效率较低，可见压缩空气储能技术的研究与发展存在巨大空间。传统型的压缩空气储能

295、技术是以燃气发电为基础展开的，以德国 Huntorf 和美国的McIntosh 电站为例，主要特征是在电能输岀时从洞穴中排岀的高压空气先在燃烧器内与天然气实现掺混燃烧，温度提升后再进入膨胀机做功。图 73：Huntorf 压缩空气储能电站系统图 资料来源：李季等压缩空气储能技术研究现状与展望，西部证券研发中心 新型压缩空气储能主要有新型压缩空气储能主要有无外部热无外部热再再压缩空气储能、有外部热源的压缩空气储能、液态压压缩空气储能、有外部热源的压缩空气储能、液态压缩空气储能以及超临界压缩空气储能。缩空气储能以及超临界压缩空气储能。1）无外部热源的压缩空气储能无外部热源的压缩空气储能 蓄热式压缩

296、空气储能：蓄热式压缩空气储能：蓄热式压缩空气储能系统采用了压缩机组级间冷却、膨胀机组级间加热的方式。充气储能时，来自低温蓄热器的冷介质在压缩机级间冷却器中吸收压缩空气释放的热能，温度升高到某一值，存储在高温蓄热器中；放气发电时，储气库岀口调节阀后的压缩空气被热介质加热，温度升高，换热后的介质温度降低,储存到低温蓄热器。图 74：一种蓄热式压缩空气储能系统 资料来源：李季等压缩空气储能技术研究现状与展望，西部证券研发中心 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 76|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 等温式压缩空气储能：等温式压缩空气储能：主要是采用活塞

297、机构带动压缩过程，在压缩期间喷射水雾或直接采用液体活塞进行大面积换热压缩热被冷却介质吸收后存储，膨胀过程重新加热空气。2）有外部热源的压缩空气储能：有外部热源的压缩空气储能：带外部热源的压缩空气储能系统主要是在蓄热系统上改进，利用外部热源提升储热介质温度，提高空气做功能力。其可利用的热源包括太阳能热利用，工业企业如冶金、化工、水泥、玻璃等行业的余热废热，核电等发电厂的余热，生物质制取的沼气、合成气等。3）液态压缩空气储能：）液态压缩空气储能：液态压缩空气储能技术是将空气压缩至高压后冷却液化，液态空气输送至储罐，冷却换热量被回收进储热系统，在膨胀释能阶段重新加热空气使其气化。4）超临界压缩空气储

298、能：）超临界压缩空气储能：该技术利用了空气在超临界状态下的诸多优点，例如具有接近液体的密度、比热容和良好的传质传热特性,又具有类似气体的黏度小、扩散系数大、渗透性好等特点。图 75：一种太阳能补热型压缩空气储能系统 图 76：一种超临界压缩空气储能系统 资料来源：李季等压缩空气储能技术研究现状与展望，西部证券研发中心 资料来源：李季等压缩空气储能技术研究现状与展望，西部证券研发中心 表 53：新型压缩空气储能技术路径对比 技术路线技术路线 优势优势 劣势劣势 蓄热式压缩空气储能蓄热式压缩空气储能 提升了系统性能 受限于蓄热介质的类型和许用温度 等温式压缩空气储能等温式压缩空气储能 着重于减少压

299、缩侧功率,采用资源丰富且成本低的水作为冷却介质 膨胀侧进口空气温度不能被加热到较高温度，输岀功率减小，最终整体系统功率未必提高 有外部热源的压缩空气储能有外部热源的压缩空气储能 可以利用外界热源来提升空气做功发电能力，提高系统整体效率 但依然属于外源补热型储能系统，就发电效率而言与燃气补热型压缩空气储能系统没有本质区别 液态压缩空气储能液态压缩空气储能 解决了受限于地域地形的问题，减少储气罐建造的投资成本 系统效率稍低于蓄热式压缩空气储能系统 超临界压缩空气储能超临界压缩空气储能 具有接近液体的密度、比热容和良好的传质传热特性,又具有类似气体的黏度小、扩散系数大、渗透性好，减少储气罐建造的投资

300、成本 目前仍存在技术难题 资料来源：李季等压缩空气储能技术研究现状与展望，西部证券研发中心 3.7.3 多个项目落地，商业化进程快速推进多个项目落地，商业化进程快速推进 国内多个国内多个压缩空气储能项目压缩空气储能项目顺利顺利落地，商业化落地，商业化进程快速推进进程快速推进。我国压缩空气储能技术研究起步较晚，2005 年开始发展，但进步迅速，2016 年建立示范工程项目，技术已进入全球先进水平。2021 年 9 月 23 日，山东肥城压缩空气储能调峰电站项目正式实现并网发电，这标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态。2022 年 5 月 26 行业深度研究|电力设备 西部

301、证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 77|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 日，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，标志着世界首座非补燃压缩空气储能电站正式投入商业运行。表 54：当前国内已投运/完工的压缩空气储能项目（不完全统计）序号序号 项目项目 时间时间 项目进展项目进展 装机量装机量（MW）容量容量（MWh)效率效率 投资额投资额（亿元）（亿元）1 廊坊 1.5MW 超临界压缩空气储能示范项目 2013 年 已完工 1.5-52.10%-2 安徽芜湖 500kW 压缩空气储能示范项目 2014 年 首次发电成功 0.5-33%0.3 3 贵州毕节 10M

302、W 压缩空气储能示范项目 2017 年 2017 年 5 月开始系统联合调试，于2021 年 10 月正式并网发电 10 40 60.20%-4 同里综合能源服务中心内 500kW 液态空气储能示范项目 2018 年 已完工 0.5 500-5 山东肥城压缩空气储能调峰电站项目（一期）2020 年 2020 年底开工建设，2021 年 9 月23 日一期 10MW 机组建成并网 10-6 金坛盐穴压缩空气储能项目 2021 年 2017 年 5 月 27 日获国家能源局批复，于2018年 12月25日开工建设，2021 年 9 月 30 日并网。60 300-55 7 张家口百兆瓦先进压缩空气

303、储能示范项目 2022 年 2022 年 9 月 30 日顺利并网发电 100 400-资料来源：中国储能网，人民网，西部证券研发中心 表 55：目前国内压缩空气储能建设/规划项目（不完全统计）序号序号 项目项目 时间时间 项目进展项目进展 装机（装机（MW）容量容量（MWh)投资额投资额（亿元）（亿元）1 平顶山叶县 100MW/800MWh 先进压缩空气（盐穴）储能项目 2021 年 6 月 30 日正式签约项目总承包合同 100 800-2 浙江遂昌 100MW 矿洞压缩空气储能项目 2021 年 9 月 27 日举行签约仪式 100-10 3 大唐全钒液流电池+压缩空气储能项目 202

304、1 年 10 月进行公开招标 100 400-4 400MW 盐穴压缩空气储能示范项目 2021 年 11 月 22 日签约 400-5 大同启迪云岗井田 50MW 压缩空气储能项目 2021 年 11 月 29 日已列入 2021 年省级重点工程项目名单 50-6 湖北应城压缩空气储能电站 2021 年 12月29日至30日在武汉组织召开项目可研评审会 300-7 200MW 矾山压缩空气储能项目 2021 年 12 月 30 日签约 200-12 8 辽宁朝阳光储氢一体化项目 2022 年 1 月 12 日进行签约 300-9 瑞昌市压缩空气储能调峰调频电站项目 2022 年 2 月签约

305、1000 6000 80 10 山东泰安 2300 兆瓦级压缩空气储能创新示范项目 2022 年 3 月 2 日正式签订战略合作框架协议 600-11 国华兰陵压缩空气储能电站示范项目 2022 年 4 月发布招标公告 100 600-12 德兴压缩空气储能调峰调频电站项目 2022 年 5 月 11 日签约 1250 7500 126 13 福建石狮热电有限责任公司压缩空气储能电站项目 2022 年 5月26日发布项目可行性研究前期工作咨询服务招标 1200 4800-14 河南平顶山市叶县 200MW 盐穴先进压缩空气储能电站 2022 年 6 月 14 日举行通井开工仪式 200-15

306、行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 78|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 序号序号 项目项目 时间时间 项目进展项目进展 装机（装机（MW）容量容量（MWh)投资额投资额（亿元）（亿元）15 汉中市勉县 100MW/800MWh 先进压缩空气储能项目 2022 年 6 月 20 日签约 100 800 10 16 江苏淮安 465MW/2600MWh 盐穴压缩空气储能项目 2022 年 7月14日项目可行性研究报告在京顺利通过专家评审 465 2600-17 南大港产业园区先进压缩空气储能项目 2021 年 9 月 200 1600-18 中储国

307、能旗下已纳规项目 2022 年 已纳规 520 2120-19 中车德令哈 100 万千瓦源网荷储项目 2022 年 预计 2022 年开工，2024 年投产 100 400-20 国能大柴旦 100 万千瓦风光储项目 2022 年 预计 2022 年全面开工-21“揭榜挂帅”新型储能示范项目配套新能源项目 2022 年 预计 2022 年全面开工 560 2630-22 山东肥城压缩空气储能调峰电站项目（二期）2022 年 项目具备开工建设条件 300-资料来源：北极星储能网，中国机械设备工程有限公司官网，CNESA，中储国能官网，德兴市人民政府门户网站，西部证券研发中心 3.7.4 国内相

308、关国内相关产业链基本形成产业链基本形成 我国通过对压缩空气储能项目的不断示范运行，已经构建了产业链的雏形，产业链上企业我国通过对压缩空气储能项目的不断示范运行，已经构建了产业链的雏形，产业链上企业已有已有 20 余家。余家。1）盐穴资源：）盐穴资源：鲁银投资、苏盐井神、雪天盐业等。2）压缩、换热及透平）压缩、换热及透平机组：机组：陕鼓动力、金通灵、东方电气等。3）储气装置：）储气装置：压力容器企业。4）系统集成于并）系统集成于并网管理：网管理：中科院工程热物理研究所、科远智慧、中储国能、中科院理化所等。5）系统安）系统安装：装：中国电建、中国能建、华能集团、浙建集团等。6）终端用户：）终端用户

309、：风电光伏网站、电网公司、大型工商业等。图 77：压缩空气储能产业链 资料来源：中国储能网，西部证券研发中心 表 56：我国压缩空气储能相关公司及业务情况 公司公司 产业链环节产业链环节 主要业务主要业务 鲁银投资鲁银投资 盐穴资源 股权投资、粉末冶金及制品、盐及盐化工、羊绒纺织、经贸业务等 压缩空气储能产业链上游设备提供商中游系统集成商下游终端用户盐穴资源压缩、换热及透平机组储气装置系统集成与并网管理系统安装终端用户鲁银投资苏盐井神雪天盐业陕鼓动力金通灵东方电气科远智慧中国科学工程热物理研究所中储国能中科储能中科院理化所压力容器企业中国电建中国能建华能集团浙建集团风电、光伏电站电网公司大型工

310、商业 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 79|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 公司公司 产业链环节产业链环节 主要业务主要业务 苏盐井神苏盐井神 盐穴资源 食用盐、工业盐、纯碱、元明粉、氯化钙等 雪天盐业雪天盐业 盐穴资源 食品盐、餐具盐、家庭盐、身体盐等 陕鼓动力陕鼓动力 压缩换热及透平机组 能源互联岛系统解决方案、能量转换装备制造、工程总包业务、工业服务、能源基础设施运营、供应链业务、智能化业务、金融服务 金通灵金通灵 压缩换热及透平机组 流体机械、系统集成、军工产品、精密制造、海外市场 东方电气东方电气 压缩换热及透平机组 风电、太阳能、

311、水电、核电、气电、火电 科远智慧科远智慧 系统集成与并网管理 智能设备、智能控制、工业互联网、智慧管理 中国电建中国电建 建设运营商 投融资、规划设计、施工承包、装备制造、管理运营全产业链一体化集成服务、一揽子整体解决方案 中国能建中国能建 建设运营商 勘探设计及咨询、工程建设、工业制造、投资运营、国际业务 资料来源：各公司官网，西部证券研发中心 3.8 熔盐熔盐储能储能：光热光热发展提速发展提速，熔盐熔盐应用场景广应用场景广 熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量熔盐储能是通过熔盐在低温时吸纳能量，在高温时放出能量的在高温时放出能量的物理物理储能技术储能技术。熔盐储能系统可应用于太阳能热发电中，

312、也可作为新型储能设施应用于以新能源为主体的新型电力系统中；同时，熔盐储能系统也是目前能够应用于火（热）电机组灵活性改造，实现冷热电汽多联供、提供综合能源服务的最佳解决方案。熔盐储能系统主要包括熔盐加热系统、熔盐储热系统、蒸汽发生系统。图 78：熔盐储能系统结构及其优势 资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心 3.8.1 光热光热兼具新能源兼具新能源发电发电+储能属性储能属性 光热光热基于基于“光能光能-热能热能-机械能机械能-电能电能”的转化的转化发电，发电，且自带大容量、低成本的储能系统且自带大容量、低成本的储能系统。太阳能热发电利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热工质并进

313、行储存，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。光热系统主要由聚光系统、吸热系统、储换热系统以及发电系统组成，分别可以实现太阳能的聚集、转换、电力输出以及辅助的功能。其中储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热系统在需要发电时利用高温熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽。储换热系统使得光热发电自带大容量、低成本的储能系统，可实现 24 小时连续、稳定发电，也可按需求满足早晚高峰、尖峰时段及夜间用电。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 80|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 图 79：熔盐储能光热发电整体解决方案（塔式）资料来

314、源：可胜技术官网，西部证券研发中心 表 57：光热发电储能系统构成及其核心技术 系统系统 介绍介绍 核心技术核心技术 聚光系统聚光系统 由高精度智能定日镜与大规模镜场集群控制系统组成，跟踪太阳能运动轨迹，将分散的太阳直接辐射反射、聚焦至中央吸热塔顶的吸热器，以实现太阳能的聚集。高精度智能定日镜：高精度、全智能、易维护；大规模镜场集群控制系统：大规模、安全可靠 吸热系统吸热系统 吸热器是吸热系统的核心设备，利用太阳能加热其内部的吸热工质，以实现将太阳能高效转换为热能。以熔盐作为运行工质的熔盐吸热器，面临着高温、高低温变化频繁剧烈、腐蚀性环境等恶劣工况。吸热器材料选择；柔性结构设计；安全运行工艺设

315、计 储换热系统储换热系统 储换热系统包括储热与换热系统,储热系统将加热后的介质（熔盐）进行储存，换热系统在需要发电时利用高温熔盐与水进行热交换,以产生高温高压的蒸汽。熔盐储换热系统是光热发电高品质电力输出的保证,包括高温熔盐储罐、低温熔盐储罐、换热器、及配套的管道、仪表、电伴热、保温等辅助系统。安全可靠的系统工艺；频繁熔盐储罐关键技术计；可靠的焊接工艺；变负荷换热系统优化设计 发电系统 与常规火电类似的汽轮发电机组及配套的辅助系统。资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 81|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明

316、图 80：光热发电的定位 图 81：光热发电的优势 资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心 资料来源：可胜技术官网，西部证券研发中心 光热电站光热电站一般分为塔式、一般分为塔式、槽式、槽式、线性菲涅尔式线性菲涅尔式、碟式等技术路线。碟式等技术路线。根据收集太阳光装置的不同，太阳能热发电一般分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等技术路线。其中，熔盐塔式光热发电技术是当前商业化最为成熟的技术路线，槽式光热发电技术是现有光热发电技术路线当中技术成熟度和商业化验证程度最高的，碟式技术是四种光热发电技术中热电转换效率最高的，而菲涅尔光热发电技术结构简单、传动机构简单且易于操作。表 58：几种典型的光热技

317、术路线 技术路线技术路线 详细详细 塔式发电塔式发电 塔式光热电站的聚光系统由数以千计带有双轴太阳追踪系统的平面镜（称为定日镜）和一座（或数座）中央集热塔构成。其主要优势在于工作温度较高（可达 8001000），年度发电效率可以达到 17%20%。塔式电站可以使用水、气体或熔盐作为导热介质，以驱动后端的汽轮发电机（若采用熔盐作为导热介质，则需加装热交换器，但储能能力较好）。槽式发电槽式发电 该技术使用抛物面长槽型的聚光器和集热管；工作介质运行温度一般在 400C；采用合成油、熔盐等作为工作介质的双回路系统技术已经非常成熟；更具创新性的熔盐槽式系统实现了传热与蓄热工质合二为一，目前已有少量商业化

318、项目开始部署。碟式发电碟式发电 其集热系统和发电系统完全组成了一个单独的小型发电单元，不需要像其他光热发电技术一样分别建造光场系统和发电系统，因此可以实现模块化的设计和生产，且具有离网型分布式发电的优势。菲涅耳式发电菲涅耳式发电 菲涅尔光热发电技术结构简单、传动机构简单且易于操作，不需要造价高昂的支架，也不需要槽式反射镜那样的面型精度，建设成本相对较低。资料来源：CSPPLAZA，西部证券研发中心 塔式发电效率高、成本下降空间大，未来塔式发电效率高、成本下降空间大，未来有望有望成为主流发电技术路线。成为主流发电技术路线。塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率，较大的成本下降空间，预计未来会成为

319、主流的光热发电技术路线。目前，在全球主要国家和地区投运的太阳能热发电项目中，槽式技术路线占比约 76%，塔式约 20%，线性菲涅尔技术（以下简称线菲）约 4%。而在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线占比约 60%，槽式技术路线占比 28%，线菲约占 12%。可利用其快速响应、深度调节及高效运行的特点，随时响应电网调度指令，起到削峰填谷的作用；可与光伏发电、风力发电混合互补发电，保障电力的稳定输出,提高电力系统中的可再生能源占比。灵活的调节电源灵活的调节电源自带大容量、低成本的储能系统，可实现24小时连续、稳定发电,也可按需求满足早晚高峰、尖峰时段及夜间用电，替代部分火电机组承担电力系

320、统的基础负荷。稳定的基荷电源稳定的基荷电源具有传统同步电源的特性，可为电力系统提供有效的转动惯量和无功功率，兼具频率稳定和电压支撑作用，从而保证电网的安全运行电网安全守护者电网安全守护者完全绿色的可再生能源发电技术，全生命周期度电碳排放仅为火电的1/50、光伏发电的1/6低碳、清洁、无污染低碳、清洁、无污染电网友好型电源，由于具备大规模储热系统，可提供连续、稳定、可调度的高品质电力输出，在电力系统中承担基础负荷、调峰负荷的作用，使电网有能力容纳更多的光伏风点。连续、稳定、可调度连续、稳定、可调度当前尚处于产业发展的早期阶段，随着技术进步、产业规模的扩大及产业链的成熟，其发电成本存在巨大的下降空

321、间,远期可实现平价上网。成本下降空间大成本下降空间大建设光热电站可消化大量钢材、玻璃、水泥、化工等传统行业的产能，并促进高端装备制造、工业自动化、大数据与人工智能等产业的发展。产业拉动力强产业拉动力强 行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 82|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 表 59：主流光热发电技术形式对比 塔式发电塔式发电 槽式发电槽式发电 碟式发电碟式发电 线性菲涅尔式发电线性菲涅尔式发电 主要设备主要设备 定日镜场、集热塔、吸热器、储热罐和蒸汽轮机发电机组 槽式聚光器、吸热管、储热器、蒸发器和汽轮发电机组 聚光器、吸热器、斯特林热机发电机

322、组 反射镜、跟踪机构、菲涅尔聚光集热器和蒸汽轮机发电机组 储热介质储热介质 熔盐 熔盐 空气 熔盐 光照资源要求光照资源要求 高 高 高 低 聚焦技术聚焦技术 点聚焦 线聚焦 点聚焦 线聚焦 聚光比聚光比 300-1000 100 以下 600-3000 150 以下 运行温度运行温度 500-1200 350-740 700-1000 270-550 峰值系统效率峰值系统效率 23%21%31%20%适宜规模适宜规模(MW)30-100 30-354 5-25 10-320 储热储热 是 是 否 是 动力循环模式动力循环模式 朗肯循环、布雷顿循环 朗肯循环 斯特林循环 朗肯循环 联合运行联合

323、运行 可以 可以 视具体情况 可以 应用场景应用场景 平坦地区 光照良好、土地开阔的地区 偏远山区 高海拔、地貌差、干旱少雨、多沙尘、辐照不稳定等天象条件区域 优点优点 系统效率较高，成本下降空间较大 太阳热辐射能集热装置占地面积小 热值高，热能存储能力强 镜场容积率高，抗风能力强，宽天象适应性、选址灵活、反射镜清洗便捷 不足不足 光能接受装置在采集光源时有所限制 热量及阻力损失较大 光热发电装置的技术要求高，不适合与并网光伏发电的配合使用 温差大，易引发吸热管破碎 资料来源：CSTA，CSPPLAZA，西部证券研发中心 图 76：我国光热发电装机各技术路线占比（截至 2021 年底）图 77

324、：全球光热发电装机各技术路线占比（截至 2021 年底）资料来源：CSTA，西部证券研发中心 资料来源：CSTA，西部证券研发中心 3.8.2 光热光热储能价值日益储能价值日益凸显，凸显，重新进入发展快车道重新进入发展快车道 行业行业支持政策持续出台，支持政策持续出台，新疆新疆风光大基地风光大基地鼓励光伏与储热型光热发电以鼓励光伏与储热型光热发电以 91 规模配建规模配建。近年来，国内及各省市相继出台多向光热行业相关鼓励政策，支持行业发展。2021 年 10月国务院印发的 2030 年前碳达峰行动方案 中就明确提出：积极发展太阳能光热发电，塔式,60%槽式,28%线菲,12%塔式,20%槽式,

325、76%线菲,4%行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 83|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。2022年 3 月新疆发改委在服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0 版)中特别指出，对建设 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 91 规模配建。表 60：近两年国内光热行业相关政策 政策名称政策名称 发布部门发布部门 发布时间发布时间 主要内容主要内容 关于加快推动新型储能发展的指导意见 国家发改委、国家能

326、源局 2021 年 7 月 坚持储能技术多元化，以需求为导向，探索开展储氢、储热储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。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 国家发改委、国家能源局 2021 年 8 月 承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站光热电站、灵活性制造改造的煤电。2030 年前碳达峰行动方案 国务院 2021 年 10 月 积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地补调节的风光热综合可再生能源发电基地。关于完善能源绿色低碳转型

327、体制机制和政策措施的意见 国家发展改革委、国家能源局 2022 年 2 月 发挥太阳能热发电的调节作用发挥太阳能热发电的调节作用；完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。“十四五”现代能源体系规划 国家发展改革委、国家能源局 2022 年 3 月“十四五”时期要加快推动能源绿色低碳转型，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设。积极发展太积极发展太阳能热发电。阳能热发电。服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0 版）新疆新能源处 2022 年 3 月 对建设对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储

328、能规模小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍倍的风电光伏项目。鼓励光伏与储热型光热发电以的风电光伏项目。鼓励光伏与储热型光热发电以 91 规模配建。规模配建。“十四五”能源领域科技创新规划 国家能源局、科技部 2022 年 4 月 十四五时期，集中攻关热化学转化和热化学储能材料研究，探索太阳能热化学转化与其他可再生能源互补技术；研发中温太阳能驱动热化学燃料转化反应技术，研制兆瓦级太阳能热化学发电装置；将应用推广开发光热发电与其他新能源多能互补集成系统，发掘光热发掘光热发电调峰特性，推动光热发电在调峰、综合能源等多场景应用。发电调峰特性，推动光热发电在调峰、综合能源等多场景应用。关

329、于促进新时代新能源高质量发展的实施方案 国家发展改革委、国家能源局 2022 年 5 月 完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知 国家能源局 2022 年 6 月 在东疆风电、光伏、光热发电相结合在东疆风电、光伏、光热发电相结合，建设千万千瓦级新能源基地 科技支撑碳达峰碳中和实施方案（20222030 年）科技部、国家发改委、工信部、国家能源局等 2022 年 8

330、 月 研发高可靠性、低成本太阳能热发电与热电联产技术研发高可靠性、低成本太阳能热发电与热电联产技术，突破高温吸热传热储热关键材料与装备。能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划 国家能源局 2022 年 10 月 抓紧完善沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设有关技术标准。建立完善光伏发电、光热发电标准体系光热发电标准体系。关于建立“十四五”能源领域科技创新规划实施监测机制的通知 国家能源局 2022 年 10 月 开展热化学转化和热化学储能材料研究，探索太阳能热化学转化与探索太阳能热化学转化与其他可再生能源互补技术其他可再生能源互补技术；研发中温太阳能驱动热化学燃料转化反应技术，研制兆瓦级太阳能

331、热化学发电装置。关于印发建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案的通知 国家市场监管总局、国家发改委、工信部等 2022 年 10 月 在光热利用方面，开展塔式、槽式、菲涅尔式等型式光热发电设备安装、调试、运行、检修、维护、监造、性能、评估等标准，以及二氧化碳超临界机组、特殊介质机组标准研究。资料来源：CSTA，国家能源局，CSPPLAZA，新疆新能源处，西部证券研发中心 注：注：新疆新疆大型风电光伏基地规模计算：配置新能源规模大型风电光伏基地规模计算：配置新能源规模=4 小时以上时长储能规模小时以上时长储能规模4，如：建设，如：建设 10 万千瓦万千瓦/40 万千瓦时（万千瓦时（4 小时时长

332、）储能规模，可配置新能源小时时长）储能规模，可配置新能源规模规模=104=40 万千瓦；建设万千瓦；建设 10 万千瓦光热发电项目，可配置万千瓦光热发电项目，可配置 90 万千瓦光伏项目。万千瓦光伏项目。行业深度研究|电力设备 西部证券西部证券 2022 年年 12 月月 01 日日 84|请务必仔细阅读报告尾部的重要声明 受成本因素制约受成本因素制约，示范项目后示范项目后光热光热行业行业发展有所发展有所放缓放缓。2016 年，我国安排了首批光热发电示范项目建设共 20 个项目，134.9 万千瓦装机，分布在北方五个省区，电价 1.15 元/千瓦时。同时，国家鼓励地方相关部门对光热企业采取税费

333、减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展。2018 年，国家能源局布置的多能互补项目中，有光热发电项目。但由于光热发电成本较高，所以在国家能源局批复的首批20 个太阳能热发电示范项目中，截至 2021 年底只有 7 个项目并网发电。根据 CSTA，截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量538MW（含MW级以上规模的发电系统）。图 82：2012-2021 年我国光热发电累计装机容量（单位：MW）图 83：2012-2021 年全球光热发电累计装机容量（单位：MW）资料来源：CSTA，西部证券研发中心 资料来源：IRENA，西部证券研发中心 表 61：我国 20 个光热示范项目发展情况 项目项目 项目进展项目进展 规模规模(MW)总投资额（亿总投资额（亿元）元）技术路线技术路线 建设地点建设地点 中广核太阳能德令哈有限公司导热油槽式中广核太阳能德令哈有限