新型储能：能源转型重要途径，技术路线百花齐放新型电力系统专题六

评级：推荐(维持)

国海证券研究所

杨阳(分析师)

许紫荆(联系人)

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重点公司代码	股票名称	2023/1/5 股价	EPS			PE			投资评级
重点公司代码	股票名称	2023/1/5 股价	2021	2022E	2023E	2021	2022E	2023E	投资评级
601369.SH	陕鼓动力	12.22	0.51	0.59	0.73	24.03	20.85	16.70	未评级
600875.SH	东方电气	22.80	0.73	0.96	1.31	31.23	23.75	17.40	买入
300091.SZ	金通灵	3.64	0.01	：	：	269.63	：	：	未评级
000035.SZ	中国天楹	5.31	0.29	0.11	0.28	18.19	48.27	18.96	买入
002665.SZ	首航高科	3.70	-0.09	：	0.07	：	：	53.70	未评级
002534.SZ	西子洁能	15.50	0.58	0.29	0.72	26.72	53.23	21.52	未评级
002088.SZ	鲁阳节能	23.03	1.06	：	：	21.73	：	：	未评级
000629.SZ	钒钛股份	4.88	0.15	0.22	0.26	31.57	22.63	19.01	未评级
603067.SH	振华股份	14.48	0.63	0.86	1.12	22.98	16.82	12.87	未评级
600416.SH	湘电股份	18.22	0.07	0.23	0.38	260.29	77.96	48.09	未评级

资料来源：WIND，国海证券研究所
注：未评级企业盈利预测取自WIND一致预测

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

·机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花

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

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

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

电化学储能：液流电池安全性突出

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

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

氢储能/热储能：大规模储能新思路

·氢储能技术是一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、存储时间长、无污染等优点；缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低，目前氢储能效率在30%-50%，同时氢气易燃易爆，安全性有待提高。张家口200MW/800MWh氢储能发电工程预计于2023年投运，是全球规模最大的氢气储能发电项目。

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

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

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

1新型储能：能源转型重要途径.. 8
1.1背景：能源转型加速推进，新型储能应运而生. 9
1.2 政策："十四五”规划有序落地，新型储能盈利模式逐步明确.. 11
1.3空间：发改委预计2025年我国新型储能市场规模将超30GW.. 13
1.4技术：技术路线百花齐放，场景应用全面互. ...15
2机械储能：重力储能、压缩空气、飞轮储能多点开花. 16
2.1压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一. 17
2.2重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中. 22
2.3飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低.. .26
3电化学储能：液流电池安全性突出. .30
3.1全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能.. 31
3.2 铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待升... 36
4氢储能/热储能：大规模储能新思路. ..40
4.1氢储能：大规模储能新思路，储氢问题仍未解决. ...41
4.2熔盐储热：西北风光大基地配储重要路线.. .45
4投资建议和行业评级. .50
5风险提示.. 52

新型储能：能源转型重要途径

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

新型储能配置灵活、响应迅速，更加适合新能源储能消纳。根据《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规［2021]47号），新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势逐渐凸显。图表2：新型储能分类水钟华

图表1：我国非化石能源消费比重及未来预期目标（%）

资料来源：WIND、国务院2021年10月24日《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、国海证券研究所

资料来源：数字化产业研究，国海证券研究所

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

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

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

·对于用户侧，新型储能建立需求响应机制，通过峰谷价差切入，进行削峰填谷；提供复合式能源服务，作为备用电源或对分布式能源增加就地消纳，满足用户的多层次需求。

图表3：新型储能在新型电力系统中的作用

资料来源：计鹏新能源，国海证券研究所

图表4：新型储能商业模式

一级分类	二级分类	运营与盈利模式
电源侧		发电侧通过将无法利用的发电量利用起来，通过峰谷价差盈利，同时获得调峰补贴
电网侧		提供调峰调频服务，获得服务收益
用户侧	工商业	利用储能调节峰谷电价时段用电量，节省电费支出
用户侧	户用	自发自用具有经济性，主要获利来自夜晚用电与白天光伏用电价差

资料来源：36氪研究院，国海证券研究所

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

“十四五”期间新型储能盈利模式进一步明确。2022年1月，国家发改委在《“十四五”新型储能方案》中明确指出，计划在2025年电化学储能系统成本下降30%、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用等；2022年5月，发改委、能源局首次明确了独立储能定义，完善了新型储能相关市场机制、价格机制和运行机制，指出电网侧独立储能不承担输配电价和政府性基金及附加，新型储能盈利模式逐步明确。

图表5：“十四五”期间新型储能政策主要变化

政策名称	发布时间	发布单位	主要内容
《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》	2022年6月7日	国家发改委、国家能源局	首次明确独立储能定义，完善了相关市场机制、价格机制和运行机制，指出电网侧独立储能不承担输配电价和政府性基金及附加
《"十四五”新型储能发展实施方案》	2022年1月29日	国家发改委、国家能源局	到2025年，电化学储能技术得到进一步提升，系统成本降低30%以上；百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟等
《关于加快推动新型储能发展的指导意见》	2021年7月15日	国家发改委、国家能源局	因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

资料来源：国家发改委，国家能源局，国海证券研究所

·十五省/自治区发布“十四五”新型储能装机目标/配储比例。截止到2022年10月，已经有22个省（自治区/直辖市）发布了“十四五”期间新型储能的发展规划，新型储能累计总装机规划超50GW，配储比例要求普遍在5%-20%、2h。

图表6：“十四五”主要省份累计新型储能装机目标及配储比例

序号	省份	新型储能装机目标	配储比例	序号	省份	新型储能装机目标	配储比例
1	青海省	600万千瓦	10%，2h	12	江苏省	260万千瓦	长江以南8%及以上，长江以北10%及以上，2h
2	甘肃省	600万千瓦	5-20%，2h	13	辽宁省	100万千瓦	15%，3h
3	河南省	220万干瓦	10%，2h	14	福建省		试点项目不低于10%，其他不低于15%，2-4h
4	河北省	400万千瓦	10%	15	宁夏回族自治区		10%，2h
5	广东省	200万千瓦	广东肇庆10%	16	山西省	600万千瓦	10%-15%
6	内蒙古自治区	500万千瓦	15%，2-4h	17	吉林省	25万千瓦	10% 2h
7	浙江省	300万千瓦	浙江永康，诸暨10%	18	黑龙江省		首个项目10% 2h
8	安徽省	300万千瓦	不低于5%，2h	19	江西省	100万千瓦	15%，1h
9	广西壮族自治区	200万千瓦	5-10%，2h	20	海南省		10%
10	山东省	500万千瓦	10%，2h	21	陕西省		10%-20%
11	湖南省	200万千瓦	10-20%，2h	22	天津市	50万千瓦

资料来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，能源电力说，北极星储能网，江苏省发改委，吉林省人民政府，江西省人民政府，天津市人民政府，国际能源网，中关村储能产业联盟，CESA储能政策及标准化、储能与电力市场，国海证券研究所

·新型储能市场广阔，未来或呈跨越式增长。截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5729.9MW，2021年4月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》提出我国到2025年新型储能市场装机规模超30GW，同时中国电科院首席技术专家惠东2021年10月表示，到2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。

·目前电化学储能仍占新型储能主要部分，机械类储能中压缩空气占比最高。根据CNESA全球储能项目库，截止到2021年底，锂离子电池装机容量占新型储能89.6%，非电化学储能类型中压缩空气占比较高，占新型储能累计装机3.2%；其他新型储能方式如液流电池储能、飞轮储能等占比均在1%以下。

图表7：2021年中国储能累计装机占比

资料来源：CNESA全球储能项目库，国海证券研究所

图表8：中国新型储能市场累计装机规模(MW)

资料来源：CNESA全球储能项目库，新华网，国家电网报，国海证券研究所

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

图表9:截至2022年10月部分省份新型储能示范项目数量（个）

资料来源：能源电力说公众号，国海证券研究所

图表10:新型储能技术路线主要参数对比

分类	储能类型	效率	响应时间	寿命	装机规模	适用方向	建设周期	投资成本	度电成本
机械储能	抽水蓄能	70%-75%	分钟级	坝体100年，电机设备40-60年	120万千瓦/-	调峰、调频、黑启动	6-8年	6元/	0.21-0.25元/kWh
	压缩空气	60%-70%（绝热系统）	分钟级	30年以上	100MW以上	调峰/备用/黑启动	1.5-2年	5-6元/W	0.45-0.5元/kWh
	重力储能	85%以上	秒级	30-35年	25MW/100MWh	需求响应、调峰调频	6个月	3元/Wh	0.5元/kWh
	飞轮储能	90%以上	毫秒级	20年	2MW/0.4MWh	调频、不间断电源保障、电能质量治理、国防、能量回收	1	10-15元/W
	锂离子电池	85%-98%	百毫秒级	超5000次		水力、火力、风力和太阳能电站、电动汽车、军事装备、航空航天	-	1.2-2.4元/Wh	0.62-0.82元/kWh
	全钒液流电池	75%-85%	百毫秒级	10000次	100MW/500MWh	大规模储能项目	1	2.5-3.9元/Wh	0.71-0.95元/kWh
电化学储能	能	铅酸电池	70%-90%	百毫秒级	2000-4000次		电网调峰、交通工具
	钠离子电池	80%以上	百毫秒级	4000-6000次		储能电池，低速电动车	1	0.9-1.2元/Wh	0.67-0.88元/kWh
	铁铬液流电池	70%-75%	百毫秒级	10000次	250kW/1.5MWh		1
化学储能	氢储能	30%-50%	分钟级	10000小时	200MW/800MWh	新能源消纳、削峰填谷、备用电源	2年	13元/Wh	1元/kWh以上
热储能	熔盐储能	97%以上	小时级	20年以上	420MW/-	工业窑炉和电采暖、居民采暖、光热发电	2年	1.65元/Wh	光热：约0.886元/kWh
热储能	熔盐储能	97%以上	小时级	20年以上	420MW/-	工业窑炉和电采暖、居民采暖、光热发电	2年	1.65元/Wh	储热：0.035-0.05元/kWh
电磁储能	超级电容器	70%-90%	毫秒级	100000次	1	轨道交通、可再生能源	1	10-15元/Wh
电磁储能	超导储能	90%以上	毫秒级	30年以上			1

资料来源：《储能的作用及其电力系统应用》，36氪研究所，北极星电力网，北极星储能网，北极星氢能网，国家能源局，江苏省光伏协会，高工产研氢电研究所，CSPPLAZA光热发电网，能源界，索比储能网，能源电力说公众号，存能官网，阳光工匠光伏网，中信能源，CEEC清洁能源展，中国能源报，中关村储能产业技术联盟，电池中国，忻州新闻网，数字能源网，综合能源服务网，太阳能报，国际科技创新中心，中国能建中电工程公众号，中国科学院，青岛生物能源与过程研究所，人民网，中国科学报，瑞鼎官网，《电化学与蓄热储能技术在可再生能源领域的应用》-唐宪友，深交所互动易，中关村储能产业技术联盟，科技导报，交能网、新能源储运、普兰能源科技，本翼资本，中国储能网，新能源趋势投资，《液流电池商业化进展及其在电力系统的应用前景》宋子琛等，国海证券研究所

二、机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花

2.1.1压缩空气储能技术：规模媲美抽蓄，商业价值逐渐显现

■压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统。

·压缩空气储能是储能量级可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，功率达到百兆瓦级，且建设周期只需要12-18个月，具有能量密度高、日常运营成本低、自放电率低等优势，技术正越来越受到青睐。目前非绝热系统的储能效率较低，在40%-55%左右，主要由于能量以热能形式损失，而绝热系统的效率在60%-70%左右，且不需要借助传统化石能源加热压缩空气。

·压缩空气储能局限性主要是受地理条件影响，需要天然储存空气的地下结构，同时能量转化效率较低。

图表11：压缩空气储能系统原理图

资料来源：《大规模压缩空气储能系统发电方式与运行控制分析与构想》_王丹等

图表12：压缩空气技术储能参数

总效率	40%-55%（非绝热系统）60%-70%（绝热系统）3Wh/1（100bar）至6Wh/1（200bar）
能量密度	40%-55%（非绝热系统）60%-70%（绝热系统）3Wh/1（100bar）至6Wh/1（200bar）
放电深度	35%-50%
自消耗包括储热器消耗）	0.5%/天-1%/天
装机成本	5600元/千瓦至8000元/千瓦（地质条件恶劣会导致成本增加）320元/kWh至640元/kWh
响应时间	约3-10分钟（从输出功率的负最小值到正最大值）
主要用途	调频（二次调频和三次调频），电压调节，峰值负载调节，负载平衡，静止储备，黑启动

资料来源：汉裕能源官网，国海证券研究所

2.1.2压缩空气储能技术路线：绝热、液态、超临界

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

图表13：压缩空气储能技术进步路线

绝热压缩空气储能

》利用蓄热技术回收再利用气体压缩过程所产生的压缩热》不需再燃烧化石燃料

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

液态空气储能

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

可摆脱对储气洞穴的依赖

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

超临界压缩空气储能

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

理论效率更高

2013年廊坊1.5MW超临界压缩空气储能示范项目，为中科院工程热物理研究所承担的北京市科技计划重大课题“超临界压缩空气储能系统研制”项目，目前尚无广泛商业应用

资料来源：界面新闻，能源电力说公众号，国海证券研究所

2.1.3压缩空气储能项目：规模步入百兆瓦级时代

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

·2022年9月以来，压缩空气储能项目加速推进，在辽宁朝阳、甘肃酒泉、山东等地完成4项压缩空气储能项目签约、备案等工作，备案项目规模均在300MW以上。其中，辽宁朝阳能建300MW项目是全球首个采用人工确室作为储气系统压缩空气储能示范工程，人工碉室储气技术有利于百兆瓦级压缩空气储能电站灵活选址，为大规模推广奠定坚实基础。

图表14：张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目

资料来源：中储国能官网

图表15：部分投运压缩空气储能项目运行效率

资料来源：光伏头条，国海证券研究所

图表16：近年压缩空气项目汇总（不完全统计）

状态	地点	示范项目工程	功率 (兆瓦)	装机规模 (兆瓦时)	系统效率	投资额（亿元）	投资成本（元/瓦）	公司
	陕西榆林	陕西榆林100MW大规模压缩空气储能项目	100			9.6	9.6	中蓝能源
	浙江温州	浙江温州200MW矾山压缩空气储能项目	200			12.0	6.0	华能集团
	河南平顶山	平顶山叶县先进压缩空气（盐穴）储能项目	100	800	70.40%			晟光储能
	河北沧州	南大港产业园区先进压缩空气储能项目	200	1,600		10.0	5.0	华电集团
签约	江苏淮安	400兆瓦盐穴压缩空气储能示范项目	400					苏盐集团、中储国能
签约	江西九江	江西九江压缩空气储能调峰调频电站项目	1,000	6,000		80.0	8.0	葛洲坝能源
	山东泰安	山东泰安盐穴压缩空气储能项目	600	2.400		22.3	3.7	中国能建数科集团、中国能建华东建投、泰山新能源公司
	陕西汉中	汉中市勉县先进压缩空气储能项目	100	800		10.0	10.0	中国能建
	甘肃酒泉	甘肃酒泉能建大规模压缩空气储能电站项目						中国能建
		签约项目合计	2,700
	福建永春	福建省石狮热电有限责任公司压缩空气储能电站项目	1.200	4,800				福能股份
	山东临沂	兰陵压缩空气储能项目	100	600				国华投资
可研/勘测	江苏淮安	苏盐集团盐穴压缩空气储能项目	465	2,600		22.3	4.8	苏盐集团
可研/勘测	福建永春	福建省永春300兆瓦级压缩空气储能电站项目	300					福能股份
	山东肥城	山东肥城先进压缩空气储能电站项目 (二期)	300	1,800		15.0	5.0	中储国能
	辽宁朝阳	人工酮室作为储气系统的300兆瓦级压缩空气储能示范工程	300					中国能建
		可研项目合计	2,665
	甘肃中宁	大唐中宁县200MW/800MWh共享储能项目	100	400				大唐中宁能源公司
	河南平顶山	200MW盐穴先进压缩空气储能电站	200		70%以上	15.0	7.5	中储国能
在建	湖北应城	湖北应城压缩空气储能电站示范工程项目	300	1.500	70%以上	18.0	6.0	国家电网、中国能建
	山东泰安	山东泰安2×300MW级压缩空气储能创新示范工程项目一期350MW机组	350	1.400	70%以上	22.3	6.4	中能建数科集团，、泰山新能源公司
在建项目合计 950总计 6,315资料来源：腾讯网，苍南新闻网，见道网，沧州日报，新华报业网，九江市商务局，大众日报，北极星储能网，酒泉日报，国家能源集团，中国能源网，福能股份官网，闪电新闻，中国科技网，中宁县水务局，中储国能，中能建数科集团，大众日报，搜狐网，国海证券研究所

2.1.4压缩空气储能产业链

压缩空气储能上游主要是空气压缩机和透平机等设备，空气压缩机和透平机主要由陕鼓动力、金通灵、沈鼓集团（未上市）、东方电气、哈尔滨电气、杭氧股份提供；中游负责储能系统的公司主要提供系统集成服务，例如陕鼓集团、中储国能；下游发电侧主要是和储能电站业主合作，目前的压缩空气储能业主包括三峡集团、巨人能源等；电网侧压缩空气储能主要应用方向是大规模储能调频，降低电网负荷，同时可以实现黑启动和孤网运行。用户侧主要用于企业自备电厂。

资料来源：WIND，各公司公告及官网，国海证券研究所

2.2.1重力储能技术：安全性经济性兼具

·重力储能通过电力将重物提升至高处，以增加其重力势能完成储能过程，通过重物下落过程将重力势能转化为动能，进而转化为电能。

·重力储能项目具有安全、环保、经济的优点。重力储能采用机械能相互电能转化，不会发生爆炸，安全性较强；同时不造成地质生态破坏，环保效益较好；重力储能建设周期通常只需要6个月左右，寿命可达30-35年，转化效率约85%，因此从全生命周期角度重力储能度电成本较低，约为0.5元/kWh，具备良好经济性。

■重力储能也有一定局限性。目前国内在建的首个重力储能项目为中国天楹于2022年一季度在江苏如东建设的100MWh项目，相较抽蓄规模较小；同时重力储能响应速度达到秒级，但略低于电化学响应速度。

图表17：重力储能原理示意图

资料来源：《重力储能发电现状、技术构想及关键问题》陈云良等

图表18：常见储能方式及性能比较

储能方式	重力储能	抽水蓄能	锂电池储能
初始投入成本 (元/Wh)	3	6	1.2-2.4
度电成本 (元/kWh)	0.5	0.21-0.25	0.62-0.82
功率等级	百兆瓦级	吉瓦级	百兆瓦-吉瓦级
放电时长	6-15h	6-12h	0.3-6h
平均寿命	30-35年	30-50年	6000-10000次
综合效率	83%-85%	70%-80%	85%-95%

资料来源：北极星储能网，国科学院青岛生物能源与过程研究所，能源电力说公众号，国海证券研究所（锂电池储能此处为“磷酸铁锂电池”）

2.2.2重力储能未来前景：西部消纳大有可为，朝阳技术全球注资

·重力储能在西部能源消纳方面大有可为。重力储能具有功率大、效率高、寿命长、选址不受限等优势，能够在中、长时间内储存大量可再生能源产生的富余能量，同时可提供转动惯量，适用于西部可再生能源的大规模消纳利用。

·全球纷纷布局重力储能，市场空间广阔。除中国天楹合作的EV公司外，美国GravityPower公司、英国Gravitricity公司也在重力储能技术方面有所突破。韩国锌业公司5000万美元注资EV、EV成功登陆纽交所、欧洲银行明确资金支持英国Gravitricity，今年国家电网正式入局，越来越多的企业参与重力储能投资，重力储能技术有望加速进步，市场空间有望提升。

图表19：重力储能设计方案及对应测试项目

提出方	技术名称	技术原理	测试项目
美国Gravity Power公司	活塞式重力储能	利用竖井内的重物活塞进行储能：由水泵水轮机抽水加压，提升重物活塞，存储能量。发电时，重力活塞下落，势能传递给水流，带动水轮机发电
英国Gravitricity公司	悬挂式重力储能	利用废弃钻井平台和矿井，采用500~5000t钻机作为重物，通过150~1500m长钻井重复吊起放下实现电能储存和释放	爱丁堡利斯港250kW的重力储能电厂项目，2021年并网
瑞士Energy Vault公司	以混凝土砌块储能塔为基础的重力储能	电力充裕时，起重机将混凝土砌块从地上吊起，将能量转换为势能；需要发电时，将混凝土砌块一次落下，释放势能转化为电能	瑞士CDU重力储能4-8MW/20-35-80MWh灵活储能项目
国际应用系统分析研究所 (IIASA)	山地重力储能	利用陡峭山区的地势，通过砂石的势能储能，店里赋予是，用电动系统将砂石提升至山顶，用电高峰时用重力将砂石放下发电

资料来源：北极星电力网，EV公司官网，国海证券研究所

2.2.3重力储能项目：国内首个100MWh项目预计年内投入运营

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

·中国天楹已与中电建、国家电投、内蒙古通辽政府等达成3GWH+合作协议。2022年二季度以来，中国天楹已与国家电网、三峡能源、国家电投（三年内合作不低于1GWh）、中电建（十四五期间不少于2GW）、通辽市人民政府（十四五期间2GWH）、毕节市人民政府（400MWH）等多家企业、政府达成重力储能合作协议，后续重力储能市场有望全面铺开。

图表20：EV公司重力储能项目效果图

资料来源：EV公司官网

图表21：中国天楹合作协议签订情况

签订时间	合作方	合作内容
2022.11	毕节市人民政府、三峡建工等	建设不低于400MWH重力储能项目（第一期200MWH)
2022.9	内蒙古通辽市人民政府	"十四五”期间，合作风力发电6GW、光伏发电4GW，重力储能2GWH
2022.8	国家电投浙江新能源公司	三年内在长三角地区合作不低于1GWh的重力储能项目
2022.6	中电建水电开发集团有限公司	十四五期间投资不少于2GW重力储能电站
2022.5	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
2022.4	中国投资协会能源投资专业委员会等	能源市场开发

资料来源：wind，中国天楹公司公告、国海证券研究所

2.2.4重力储能产业链

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

资料来源：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所

2.3.1飞轮储能技术：大功率、快响应，安全技术有待突破

·飞轮储能即用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，从而将电能以动能的形式储存起来，利用大转轮所储存的惯性能量储存电能。

·飞轮储能具有响应速度快，功率密度高，不受充放电次数的限制、绿色无污染等特点。飞轮储能的响应时间可以达到毫秒级，同时飞轮储能系统是一种物理储能装置，因此不会产生环境污染，飞轮储能单机功率可达2000-3000kW，可实现储能0.5-100kWh，且没有化学储能充放电次数的限制。

飞轮储能缺点是成本较高，能量密度低，储能容量少，安全性有待改进。目前飞轮储能使用的飞轮及磁悬浮轴承价格较高，据《储能的度电成本和里程成本分析》（2019年，何颖源等）核算投资成本在1000-1500万元/MW，高于其他储能方式，且飞轮储能安全性相对较差，2021年8月弘慧能源在进行飞轮实验时飞轮脱离造成人员伤亡，存在一定安全隐患。

图表22：飞轮单机结构图

资料来源：Beacon Power官网

图表23：飞轮储能电池系统工作原理

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

2.3.2飞轮储能未来前景：调频性能突出，装机容量逐步提高

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

■飞轮储能未来市场广阔。随着大规模新能源并网，电网频率的波动越来越大，迫切需要飞轮储能这种短时高频的储能技术支持。根据飞轮储能渗透率提升趋势，我们预计2025年飞轮储能渗透率将达到0.7%，累计装机将达规模210MW。

图表24：2022年2-5月（部分）飞轮储能项目各用途占比情况

资料来源：中国储能网，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，国海证券研究所
图表25：飞轮储能装机容量统计及预测（MW）

资料来源：观研报告网，CNESA，新华网，国家电网报，国海证券研究所

2.3.3飞轮储能项目：试点项目多地开展，商业化转型加速

·飞轮储能项目已在全国多地展开试点。相较于其他比较成熟的机械储能方式如抽水蓄能、压缩空气储能等，飞轮储能在技术上刚刚完成兆瓦级的突破，正在向商业化转型，据不完全统计，2022年招标/施工/投运的飞轮储能试点项目已有19个，规模总计约1118MW，已有4个项目交付投运。

图表26：2022年飞轮储能项目汇总

项目名称国家光伏储能实证实验平台（大庆基地）项目飞轮储能系统	地点	公司	功率	储能容量	应用场景	投产时间/项目进展
项目名称国家光伏储能实证实验平台（大庆基地）项目飞轮储能系统	北京大庆	国家电投			调频	2022年7月18日投运
国家电投集团河南电力有限公司MW级先进飞轮储能系统	河南三门峡	国家电投	5MW	0.175MWh	调频	招标
功率磁悬浮飞轮电池储能AGC调频项目储能电池系统霍林河循环经济“源-网-荷-储-用”多能互补关键技术研究与应用创新示范项目（飞轮储能安全工作规程编制）	山西朔州	中国华电	2MW	0.4MWh	调频	施工
	内蒙古霍林河	国家电投、坎德拉新能源	1Mw	200kWh	调频	招标
飞轮储能联合调频智能协调控制关键技术研究与示范应用	山东济南	中国华能	6MW	50kWh	调频	招标
某供电公司碳中和供电所飞轮储能项目	北京	泓慧能源			UPS	2022年5月交付
井陉上安镇三合庄10万千瓦贝肯飞轮储能示范项目	河北石家庄	贝肯新能源	100MW		调频
山西鼎轮30MW独立飞轮储能调频电站项目	山西长治	鼎轮能源	30MW		调频	列入省示范项目
青岛地铁1兆瓦飞轮储能装置项目	山东青岛	湖北东湖实验室、海民融合创新科技	1MW		轨道交通	2022年4月11日投运
昆山星巴克产业园关键负载电力保障项目	江苏昆山	星巴克			UPS	2022年夏季投产
玖方古交（磷酸铁锂+飞轮储能）共享储能示范站（一期二期）项目	山西古交	丰源储能	800MW	800MWh	调频	施工
华北电力科学研究院有限责任公司飞轮储能与火电机组联合调频技术研究	河北张家口	张家口风光储输新能源			调频	招标
国网吉林电力5台飞轮储能不间断电源车保障疫区供电	吉林	国家电网			UPS	投运
三峡新能源乌兰察布源网荷储一体化示范项目	内蒙古乌兰察布	三峡集团	1MW	4.2KWh	调频	一期并网
国家能源集团宁夏电力灵武公司光火耦合22MW/4.5MWh飞轮储能工程项目	宁夏	国家能源集团	22MW	4.5MWh	调频	施工
内蒙古呼和浩特50MW飞轮储能独立调频电站项目	内蒙古呼和浩特	中核汇能	50MW		调频	获批
协合新能源海力板风电场配套储能调频项目	辽宁阜新	协合新能源	0.5MW以上		调频	招标
内蒙古鄂尔多斯100MW/3.5MWh飞轮加100MW/400MWh锂电混合储能电站	内蒙古鄂尔多斯	坎德拉新能源	100MW	3.5MWh	调频	施工
山东某数据中心飞轮储能关键电源项目	山东	泓慧能源			UPS	2022年2月交付

资料来源：北极星储能网，中国储能网，中国能源网，中关村储能产业技术联盟公众号，国海证券研究所

2.3.4飞轮储能产业链

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

三、电化学储能：液流电池安全性突出

3.1.1全钒液流电池技术：安全环保寿命长，大规模长时储能优选

■全钒液流电池是将具有不同价态的钒离子溶液分别作为正极和负极的活性物质，通过氧化还原反应充放电。

：全钒液流电池具有安全环保、寿命长、长时储能的特点。全钒液流电池介质为含有钒离子的稀硫酸水溶液，且工作环境为常温常压，不易发生爆炸和燃烧。2022年5月，大连融科总经理王晓丽在接受新型储能资本专访时表示在百分之百充放电循环下，充放电循环次数可以达到2万次以上，全生命周期能量保持率可以达到百分之百，是大容量高效储能技术的首选之一。同时，钒电池适合于中长时储能，配储时长可达4-12小时。

·全钒液流电池成本较高，技术有待改进。目前全钒液流电池电堆的额定工作电流密度较低，造成其功率密度较低、材料用量大，成本高。据能源电力说统计，目前全钒液流电池投资成本大约在2.5-3.9元/Wh，与之对比锂电池的投资成本仅为1.2-2.4元/Wh，约为全钒液流电池投资成本的53%。 }it>>ä

图表27：全钒液流电池工作原理示意图

资料来源：《液流电池储能技术及应用》张华民

图表28：全钒液流电池与主流电池参数对比

电池类型	安全性	资源环境	寿命	效率
铅蓄电池	良好	铅污染风险	2000-4000次	80%
锂离子电池	过热爆炸风险	回收难度大，锂资源有限	超过5000次	85%
全钒液流电池	良好	回收简单，钒资源丰富，可循环利用	超过20000次	80%

资料来源：CNESA全球储能项目库，产业信息网，国海证券研究所

3.1.2全钒液流未来前景：成本下降打开市场

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

·全钒液流电池未来规模将进一步提升。全钒液流电池具有响应快、安全环保、寿命长、规模大等特点，适合长时储能。同时中国是世界钒资源最丰富的国家，原材料方面不受限，未来市场空间广阔。我们假设全钒液流电池市场渗透率提升至20%，到2025年，我国全钒液流电池储能规模将达到6GW。

图表29：全钒液流电池成本结构（2021年）

资料来源：华经产业研究院，国海证券研究所

图表30：全钒液流电池累计规模统计及预测

资料来源：CNESA，新华网，国家电网报，国海证券研究所

3.1.3全钒液流电池项目：长时储能未来可期，商业化应用有序进行

·长时储能是未来新型电力系统的重要方向。采用长时储能可在可再生能源电力充足的时候可以避免电网阻塞，同时可以更加充分利用峰谷电价节省成本、提高利润。根据美国电力研究院（EPRI），对于美国加州不同持续放电时间的收益比较，持续放电时间为4小时的电池储能系统的获得利润是持续放电时间20小时的长时储能系统的76%。

·2022年2月，辽宁大连全钒液流一期工程竣工，规模为100MW/400MWh，电站额定功率为10万度电/小时，最多可存放40万度电。按照居民每日人均用电2度左右计算，电站可供20万居民一天的用电需求。

·2022年9月以来，国内数个GWh级大型全钒液流电池项目启动。2022年9月，中核汇能发布1GWh全钒液流电池储能系统采购公告；9月20日，国内首个GWh级全钒液流储能电站开工，为新疆察布查尔县250MW/1GWh全钒液流电池，项目计划2023年年底前并网。

图表31：辽宁大连全钒液流一期工程

资料来源：新华网

图表32：2022年全钒液流电池储能项目汇总

建成项目	时间	公司	功率	规模	状态	地点
山东潍坊盐酸基全钒液流储能电站一期大庆125KW/500KWh全钒液流电池储能系统	2022年7月完工	液流储能	1MW	4MWh	建成	山东潍坊
山东潍坊盐酸基全钒液流储能电站一期大庆125KW/500KWh全钒液流电池储能系统	2022年4月通过验收	北京普能世纪	125KW	500KWh	建成	黑龙江大庆
200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目	2022年2月一期竣工	恒流储能	200MW	800MWh	一期竣工，二期在建	辽宁大连
大唐国际瓦房店镇海10MW/40MWh全钒液流储能电池项目湖北枣阳10MW全钒液流储能电站示范项目	2020年12月并网	大唐国际	10MW	40MWh	建成	辽宁瓦房店
大唐国际瓦房店镇海10MW/40MWh全钒液流储能电池项目湖北枣阳10MW全钒液流储能电站示范项目	2019年1月投运	北京能高	10MW	40MWh	建成	湖北枣阳
在建项目	时间	公司	功率	规模	状态	地点
新疆吉木萨尔县250MW/1GWh全钒液流储能项目	2022年10月开工	三峡能源	250MW	1GWh	施工	新疆吉木萨尔县
红坪全钒液流电池储能电站项目		湖南京科控				湖南吉首
	2022年9月签约	股湖南汇锋高	100MW	400MWh	签约
	2022年9月签约	新能源			签约
新疆察布查尔县250MW/1000MWh全钒液流电池储能项目1GWh全钒液流电池储能系统采购项目	2022年9月开工	三峡能源	250MW	1000MWh	施工	新疆察布查尔县
新疆察布查尔县250MW/1000MWh全钒液流电池储能项目1GWh全钒液流电池储能系统采购项目	2022年9月	中核汇能	1GW
华润大力枣阳风电钒液流电池产业园项目	2022年9月	华润集团			签约	湖北襄阳
和达能源全钒液流电池储能系统	2022年9月开工	和达能源	0.5MW	2MWh	施工	浙江杭州
海化集团全钒液流电池储能项目	2022年9月开工	海化集团	30MW	60MWh	施工	山东潍坊
大力电工全钒液流电池储能装备生产项目	2022年9月签约	大力电工			签约	甘肃酒泉
海越能源陕西商南全钒液流电池储能科技产业园项目	2022年9月签约	海越能源			签约	陕西商南
开封时代全钒液流电池储能示范电站项目	2022年8月开工	开封时代	6MW	24MWh	施工	河南开封
寰泰储能瓜州年产300MW全钒液流储能装备生产基地项目	2022年7月开工	寰泰储能	300MW		施工	甘肃酒泉
大唐中宁共享储能项目上海电气盐城立铠储能电站国家电投海阳100MW/200MWh储能电站液流电池项目	2022年5月招标	大唐中宁	100MW	400MWh	招标	宁夏中宁
	2022年3月签约	上海电气	300MW		施工	江苏盐城
	2022年招标	国家电投	100MW	200MWh	施工	山东海阳

资料来源：大连化学物理研究所，北极星储能网，铁合金在线，北极星太阳能光伏网，财联社，襄阳市政府，中国储能网，中国酒泉网，盐城市亭湖区政府官网，国海证券研究所

3.1.4全钒液流电池产业链

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

资料来源：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所

3.2.1铁铬液流电池技术：成本优势突出，性能有待提升

·铁铬液流电池是一种氧化还原反应电池，利用溶解在盐酸溶液中的铁、铬离子价态差异进行充放电。

铁铬液流电池被誉为最安全、储能寿命最长的电化学储能技术之一，该技术的电解质溶液为氯化盐水溶液，安全性很高。水溶温区也较全钒液流电池的硫酸盐更宽，在高低温环境下的工作性能更优。由于功率和容量完全独立，可实现功率和容量按需灵活定制，且充放电次数可达10000次以上（《液流电池商业化进展及其在电力系统的应用前景》2022年，宋子琛等），具有循环寿命长、容易回收、稳定性强、可运行温度范围广和成本低廉等优势。

·铁铬液流电池缺点是效率低、稳定性差、电解液会产生交叉污染。目前铁铬液流电池能量效率约为70%-75%，在电化学储能中处于较低水平，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀较大，同时铁铬液流电池电解液在闭合回路中运行，容易产生电解液交叉污染的问题。

图表33：铁铬液流电池原理及应用

资料来源：《铁铬液流电池技术的研究进展》_房茂霖

图表34：张家口铁铬液流电池示范项目内景

资料来源：上海证券报

3.2.2铁铬液流电池未来前景：成本优势突出，性能有待提升

■铁铬液流电池较全钒液流电池成本更低。铁铬液流电池和全钒液流电池基本原理类似，同属于水系液流型氧化还原电池，都有原理层面的安全性。但铁铬液流电池在成本上具有明显优势，原材料上铁价、铬价更低，且相较于钒价波动较为稳定。

铁铬液流电池关注度日益增加，技术存在较大的提升空间。铁铬液流电池效率略低于全钒液流电池的75%-85%，同时铁铬液流电池负极铬离子的活性还有待提高，析氢副反应影响较大，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀较大，循环稳定性较差。技术改进的研究主要集中在电池的关键材料(电解液、电极和离子传导膜等)和电池结构等方面，以提高电池能量效率、能量密度及其稳定性等性能。

图表35：2020年至今钒价/铬价走势

资料来源：同花顺iFinD，国海证券研究所

3.2.3铁铬液流电池项目：试点逐步启动，项目陆续落地

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

·截至2022年8月，据我们不完全统计铁铬液流项目7个，累计储能装机容量17.5MW，预计后续市场规模有望进一步扩大。

图表36：铁铬液流电池储能项目汇总

项目	时间	公司	装机容量	储能电量	状态	地点
河北张家口战石沟 250kW/1.5MWh 示范项目	2020年12月	国家电投	250kW	1.5MWh	投产	河北张家口
山东华电滕州100MW/200MWh储能电站	2021年12月	华电集团	1MW	2MWh	投产	山东滕州
内蒙古霍林河铁铬液流储能项目国家电投寿光202MW/404MWh储能电站项目	2022年内投产	国家电投	1MW		施工	内蒙古霍林河
内蒙古霍林河铁铬液流储能项目国家电投寿光202MW/404MWh储能电站项目	2022年4月招标	国家电投	2MW	4MWh	招标	山东寿光
华电莱城电厂101兆瓦/206兆瓦时储能电站	2022年7月开工	华电集团	1MW	6MWh	施工	山东莱城
华润电力鄄城源网储一体化示范项目	2022年7月招标	华润电力	1MW	2MWh	招标	山东鄄城
华润财金山东东营源网储一体化示范项目	2022年7月招标	华润电力	1MW	2MWh	招标	山东东营

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

3.2.4铁铬液流电池产业链

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

资料来源：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所

四、氢储能/热储能：大规模储能新思路

4.1.1氢储能技术：清洁储能，储发电独立运行

·氢储能技术是利用了电-氢-电的互变性。其基本原理就是将水电解得到氢气和氧气，利用富余的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能。

·氢储能作为一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好等优点。同时，氢储能的功率、能量可独立优化，储电和发电过程无须分时操作，是一种理想的绿色储能技术。

·氢储能缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低。根据高工产研氢电研究所（GGI）分析，目前氢储能发电系统的系统效率仅35%左右，相较于其他储能较低，同时储氢技术仍需突破，同时氢气作为无色无味的易燃易爆气体，安全性需要进一步提高。

图表37：氢储能系统构造

资料来源：氢能源与燃料电池，国海证券研究所

图表38：大陈岛氢能综合利用示范工程全景

资料来源：国网浙江省电力有限公司台州供电公司

4.1.2氢储能未来前景：规模化储能极具潜力，储氢为首要技术目标

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

·氢能储运在产业链中成本较高，高效率和低成本是氢能储运发展趋势。氢能产业链整体可以分为氢能制取、氢能储运、氢能应用三大环节，其中储运环节是高效利用氢能的关键，氢气的燃点较低，爆炸极限宽，对储运过程中的安全性也有极高的要求。因此如何实现经济、高效、安全的储氢技术是氢能利用走向实用化、产业化的关键。

图表39：氢储能应用场景

资料来源：氢能源与燃料电池，国海证券研究所

图表40：储氢方式对比

储氢方式	特点常用方式，效率低，质量密度≤3%
高压气态	特点常用方式，效率低，质量密度≤3%
低温液态	需增加氢气液化装置，成本较高
金属氢化物	储氢密度高，成本高，适合小规模场景
有机液态	化学方式储氢，条件严苛，新技术

资料来源：山东电力高等专科学校学报，国海证券研究所

4.1.3氢储能项目：试点示范阶段，大型项目即将投运

·国内氢储能技术目前还处于示范应用阶段。国内首个MW级氢储能项目2022年7月6号在安徽六安投运，工程采用单槽250千瓦四槽并联控制技术，应用国内首个兆瓦级质子交换膜（PEM）纯水电解制氢系统，额定制氢功率下产氢量220标方/小时，系统制氢能效达到85%。

·张家口200MW/800MWh氢储能发电工程2021年11月13日通过专家评审。其中整个发电区是由80套大型电解水制氢装置、96套吸放氢金属固态储氢装置、384台640kW燃料电池模块、以及逆变、升压电气设备组成的大型制氢储氢、发电系统。该项目计划2023年建成投运，标志着我国氢能在大规模储能调峰应用场景迈出实质性一步。据新能源储运，该项目是全球规模最大的氢气储能发电项目。

图表41：我国氢储能项目汇总（部分）

项目	地点	功率	储能容量	投产时间	投资公司
张家口200MW/800MWh氢储能发电工程	河北张家口	200MW	800MWh	2023年	中电新源
联合国计划开发署（UNDP）示范项目一南通安思卓光伏制氢微电网项目	江苏南通			2021年7月	安思卓新能源
台州市椒江区大陈岛“绿氢”综合能源系统示范工程	浙江台州	100kW		2022年7月	国家电网
安徽六安国内首个MW级氢储能项目	安徽六安	1.2MW		2022年7月	中国能建

资料来源：新能源储运，安思卓新能源，新华网，北极星氢能网，索比光伏网，国海证券研究所

4.1.4氢储能产业链

氢储能上游主要是氢电解槽和质子交换膜，氢电解槽主要生产企业有考克利尔竞立、中国船舶集团第七一八研究所等，质子交换膜主要企业有科恒股份、南都电源等；中游建设承包方面主要有国家电网、中国能建负责，制氢储氢方面国家电网也负责氢储能电站的运行，同时安泰科技、巨化集团等在制氢储氢方面具有知识储备；下游发电侧包括国家电网、东方电气、南都电源等企业，主要用于氢燃料电池发电；电网侧氢储能作为清洁绿色的能源可以进行氢、热、电联供，实现偏远地区可靠供能。氢储能整体产业链重叠度较高，例如国家电网、南都能源等企业产业链多处均由参与。下游用户侧主要是参与微电网调节功能，主要参与企业是安思卓新能源。

资料来源：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所

4.2.1熔盐储热技术：长时储能赛道的潜力路线

■熔盐储热蓄热时采用智能互补系统将风电、光伏、夜间低谷电作为熔盐电加热器的电源，通过熔盐电加热器加热熔盐，储存热量；放热时在换热系统中高温熔盐与水进行换热，释放热量。

■熔盐储热技术具有规模大、时间长、安全环保等优点。熔盐储热具备单日10小时储热能力，且储能规模可达几百兆瓦。熔盐储能工作原理是加热熔盐储能，并通过蒸汽带动汽轮机发电，整个过程不产生污染排放。

·熔盐储热目前度电成本较高，能量利用率较低。熔盐储热放电过程中在换热系统中高温熔盐与水换热，产生水蒸汽驱动涡轮发电，转化效率低于60%。据《电化学与蓄热储能技术在可再生能源领域的应用》（唐宪友等，2021）测算，在不考虑能量损失的情况下熔盐储热度电成本约0.443元/kWh，则在50%转化效率的情况下度电成本约0.886元/kWh，度电成本较高。

图表42：首航高科敦煌100MW光热发电站

资料来源：太阳能光热产业技术创新战略联盟公众号

图表43：熔盐储热系统流程图

资料来源：中科储能官网

4.2.2熔盐储热应用场景：光热发电+火电灵活性改造+供热供汽

·熔盐储热目前主要应用在光电发热。根据CNESA全球储能项目库，截止到2021年底，熔盐储热占我国储能市场1.2%，熔盐储热规模达到0.5GW，主要应用在光电发热方面，特点是将储热和传热介质合为一体。

·未来熔盐储热在清洁供热、火电灵活性改造上有很大发展空间。熔盐储热可以将弃风/弃光电、低谷电等电能储存起来，在需要的时候释放，减少用户用能成本；同时可以为火电电厂减小供热机组热负荷，或增大供热机组发电出力调节范围，提高电厂的运行灵活性。

图表44：熔盐储能火电灵活性改造原理

资料来源：《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻等

4.2.3熔盐储热项目：大型化特征明显，有望实现跨越式增长

·近年来，高温熔盐蓄热在我国得到了快速发展，已进入示范和推广阶段。根据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2021年底，全球太阳能热发电累计装机容量达到6.8GW，我国太阳能热发电累计装机容量为538MW，青海德令哈50MW槽式、50MW塔式和甘肃敦煌100MW塔式、共和50MW塔式等8个大容量熔盐蓄热太阳能热电站相继投运。目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达1.7GWh；全球达到了1000GWh。

·我们梳理了目前规划、签约、开工、在建的光热项目，截至2022年10月，总计有配套风光4.5GW光热储能项目，新增规划、在建项目的容量超过2021年底全国并网示范项目容量的8倍。项目大部分于2022年年中开启招投标，其主要原因在于新疆、甘肃、青海等地出台了储能配套建设要求，光热电站作为因地制宜的新型储能路径，成为了业主投资的重要选择。

图表45：光热发电最新规划、签约、在建项目容量按省份划分（单位：MW）

资料来源：CSPPLAZA、CNSTE、中广核、大唐、中核集团、中国能建、中国三峡、中国电建、国电投、国家电投、中国华能、中国华电集团招投标、电子商务平台，青海项目信息网，国海证券研究所（数据截止2022年12月5日）

图表46：2022年招标/签约/建设中的熔盐储热项目（部分近期项目）

序号	项目名称	省份	类型	投资规模（亿）	总装机容量(MW)	光伏	风电	光热	电加热	时长（h)	年产能（亿kwh)	项目进展
1	阿克塞750MW光热+光伏试点项目	甘肃	光伏+光热	50.6	750	640		110			17	2022年10月施工
2	华能淮安市绿电熔盐储能示范项目	江苏	熔盐储能调峰	10.2	150t/h熔盐供热系统
3	中核玉门“光热储能+光伏+风电”示范项目10万千瓦光热储能工程	甘肃	光伏+风电+光热	49	700	400	200	100		10	15.3	2022年9月完成EPC总承包合同签约
4	大唐石城子100万千瓦光热+光伏”一体化清洁能源示范项目	新疆	光伏+光热		1000	900		100		8		2022年9月25日开工
5	鲁固直流白城140万千瓦外送项目1单元（通榆县）	吉林	光伏+风电+光热		700	200	400	100	10	8		2022年9月开工
6	鲁固直流白城140万千瓦外送项目2单元（大安市）	吉林	光伏+风电+光热		700	200	400	100	40	8		2022年9月开工
7	华能乌拉特后旗300MW光热发电项目	内蒙古	光热	92.6				300			10.39	2022年9月签约
8	中广核西藏阿里地区“50MW光热+100MW光伏”源网荷储一体化热电示范项目	西藏	光伏+光热	27.6	150	100		50		16		2022年09月25日开工
9	中广核新能源青海德令哈光储热一体化项目	青海	光伏+光热	100	2000	1600		400		6		2022年3月开工
10	邯郸鲲乐湾国际旅游度假区—太阳能“光热+”综合开发示范项目	河北	旅游+光热	50
11	博州10万干瓦储热型光热+90万千瓦新能源项目	新疆	光伏+光热	65	1000	900		100		8	20	2022年7月开工
12	精河新华新能源有限公司“光热储能新能源"体化基地项目	新疆	光伏+光热	65	1000	900		100		8	20.8	2022年7月开工

资料来源：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA太阳能光热发电，国海证券研究所注：总装机容量不含电加热

4.2.4熔盐储热产业链

熔盐储热上游主要是聚光设备（安彩高科、洛阳玻璃、首航高科等）、吸热材料（盐湖股份、云图控股、中能科技）、储热材料（鲁阳节能）等；中游储能系统集成技术上主要是西子洁能、首航高科、东方电气、上海电气、龙腾光热等企业参与；下游发电供热侧既可以和电力公司合作进行发电，也可以直接和热力公司合作进行供热；电网侧熔盐储能由于规模较大可以进行储存弃风/光电力和低谷电力，进行新能源消纳，提高电厂的灵活性。用户侧可以直接参与清洁供热和工业供汽。

资料来源：iFind，各公司公告及官网，国海证券研究所

四、投资建议和行业评级

■行业方面，随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设规模有望快速提升，机械储能、电化学储能、熔盐储热、氢储能等多种技术路线并进，相关产业链有望受益。维持行业“推荐”评级。

·个股方面，压缩空气储能建议关注陕鼓动力、东方电气、金通灵；重力储能推荐中国天楹；熔盐储热建议关注首航高科、西子洁能、鲁阳节能、安彩高科；全钒液流建议关注钒钛股份；铁铬液流储能建议关注振华股份；飞轮储能建议关注华阳股份、湘电股份、国机重装。

图表43：重点关注公司及盈利预测

重点公司代码	股票名称	2023/1/5 股价	EPS			PE			投资评级
重点公司代码	股票名称	2023/1/5 股价	2021	2022E	2023E	2021	2022E	2023E	投资评级
601369.SH	陕鼓动力	12.22	0.51	0.59	0.73	24.03	20.85	16.70	未评级
600875.SH	东方电气	22.80	0.73	0.96	1.31	31.23	23.75	17.40	买入
300091.SZ	金通灵	3.64	0.01	：	：	269.63	：	：	未评级
000035.SZ	中国天楹	5.31	0.29	0.11	0.28	18.19	48.27	18.96	买入
002665.SZ	首航高科	3.70	-0.09	：	0.07	：	：	53.70	未评级
002534.SZ	西子洁能	15.50	0.58	0.29	0.72	26.72	53.23	21.52	未评级
002088.SZ	鲁阳节能	23.03	1.06	：	：	21.73	：	：	未评级
000629.SZ	钒钛股份	4.88	0.15	0.22	0.26	31.57	22.63	19.01	未评级
603067.SH	振华股份	14.48	0.63	0.86	1.12	22.98	16.82	12.87	未评级
600416.SH	湘电股份	18.22	0.07	0.23	0.38	260.29	77.96	48.09	未评级

资料来源：WIND，国海证券研究所
注：未评级企业盈利预测取自WIND一致预测

五、风险提示

宏观经济下滑风险；

储能行业政策变动风险；

电力市场建设进度不及预期；

新能源装机不及预期；

技术进步不及预期；

重点关注公司业绩不及预期；

行业竞争加剧；

测算数据仅供参考，以实际为准。

公共事业&中小盘小组介绍

杨阳，中央财经大学会计硕士，湖南大学电气工程本科，5年证券从业经验，现任国海证券公用事业和中小盘团队首席，曾任职于天风证券、方正证券和中泰证券。获得2021年新财富分析师公用事业第4名，21世纪金牌分析师和Wind金牌分析师公用事业行业第2名，21年水晶球公用事业入围，2020年wind金牌分析师公用事业第2，2018年新财富公用事业第4、水晶球公用事业第2核心成员。

罗琨，香港浸会大学经济学硕士、湖南大学会计学本科，5年证券从业经验，曾任财信证券资管投资部投资经理、研究发展中心机械研究员、宏观策略总监。

郑奇，北京理工大学工学硕士，现任国海证券中小盘研究员。具备七年航天单位军工电子产品研发与研发管理经验和一年买方经验。

钟琪，山东大学金融硕士，现任国海证券公用事业&中小盘研究员，曾任职于方正证券、上海证券。

许紫荆，对外经济贸易大学金融学硕士，现任国海证券公用事业&中小盘研究员。

分析师承诺

杨阳，本报告中的分析师均具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。

国海证券投资评级标准

行业投资评级

推荐：行业基本面向好，行业指数领先沪深300指数；

中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；

回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。

股票投资评级

买入：相对沪深300指数涨幅20%以上；

增持：相对沪深300指数涨幅介于10%～20%之间；

中性：相对沪深300 指数涨幅介于-10%～10%之间;

卖出：相对沪深300指数跌幅10%以上。

免责声明

本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。
客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。

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·机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花

电化学储能：液流电池安全性突出

氢储能/热储能：大规模储能新思路

新型储能：能源转型重要途径

二、机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花

2.1.2压缩空气储能技术路线：绝热、液态、超临界

绝热压缩空气储能

液态空气储能

超临界压缩空气储能

2.1.3压缩空气储能项目：规模步入百兆瓦级时代

2.1.4压缩空气储能产业链

2.2.1重力储能技术：安全性经济性兼具

2.2.3重力储能项目：国内首个100MWh项目预计年内投入运营

2.2.4重力储能产业链

2.3.1飞轮储能技术：大功率、快响应，安全技术有待突破

2.3.2飞轮储能未来前景：调频性能突出，装机容量逐步提高

2.3.3飞轮储能项目：试点项目多地开展，商业化转型加速

2.3.4飞轮储能产业链

三、电化学储能：液流电池安全性突出

3.1.1全钒液流电池技术：安全环保寿命长，大规模长时储能优选

3.1.2全钒液流未来前景：成本下降打开市场

3.1.3全钒液流电池项目：长时储能未来可期，商业化应用有序进行

3.1.4全钒液流电池产业链

3.2.1铁铬液流电池技术：成本优势突出，性能有待提升

3.2.2铁铬液流电池未来前景：成本优势突出，性能有待提升

3.2.4铁铬液流电池产业链

4.1.1氢储能技术：清洁储能，储发电独立运行

4.1.4氢储能产业链

4.2.1熔盐储热技术：长时储能赛道的潜力路线

4.2.2熔盐储热应用场景：光热发电+火电灵活性改造+供热供汽

4.2.3熔盐储热项目：大型化特征明显，有望实现跨越式增长

4.2.4熔盐储热产业链

四、投资建议和行业评级

五、风险提示

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