現(xiàn)階段長時儲能技術(shù)路線主要為抽水蓄能、熔鹽儲熱、液流儲能、壓縮空氣儲能、氫儲能五大類。

目前各路線中，抽水蓄能市場滲透率最高、經(jīng)濟性最強，但受選址條件限制，預計未來成本將會上升；壓縮空氣儲能在一定程度上仍受自然資源限制，經(jīng)濟性與選址靈活性不可兼得；熔鹽儲熱及氫儲能初始投資成本較高、系統(tǒng)轉(zhuǎn)化效率較低，度電成本仍處于相對高位；與其他路線相比，釩電池在應用場景、儲能時間尺度及經(jīng)濟性等方面綜合優(yōu)勢突出。

1、抽水蓄能

已處大規(guī)模商用階段，技術(shù)最為成熟但發(fā)展空間有限，優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和，未來或?qū)⒚媾R度電成本上升、裝機占比降低。

工作原理：電能與重力勢能的相互轉(zhuǎn)換。抽蓄電站建有上下兩個水庫，用電低谷時將水從下水庫抽送至上水庫實現(xiàn)能量存儲（電能→重力勢能），用電高峰時將上水庫的水排放至下水庫實現(xiàn)放電（重力勢能→電能），抽蓄電站容量與水庫間落差及水庫容積成正比。

應用場景：主要作為供電或調(diào)峰電源，受選址限制，與風光等可再生能源發(fā)電項目無法完全匹配（如我國西北地區(qū)）。

優(yōu)勢：①技術(shù)成熟度高：世界首座抽水蓄能電站早于1882年即在瑞士建成，技術(shù)發(fā)展至今已有百余年歷史，我國抽蓄技術(shù)研究始于20世紀60年代，目前已高度成熟。②裝機容量大：普遍為GW級別。③放電時間及使用壽命長：適宜儲能時間為小時級~周級，使用壽命超30年。④與其他機械儲能相比，能量轉(zhuǎn)換效率較高，約為70%。

劣勢：①選址受限，優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和：抽水蓄能對建設(shè)選址要求極高，建壩應盡量靠近水源及電站、基巖需無集中滲漏風險，同時為節(jié)約建設(shè)成本，上下水庫之間的距高比（水平距離與垂直高度比值）較小為宜；②建設(shè)周期漫長，或無法匹配風光裝機增速：抽水蓄能電站建設(shè)期約7~10年，無法匹配風光裝機快速增長所帶來的消納及調(diào)峰調(diào)頻等需求。

儲能市場裝機占比：商業(yè)化成熟階段，存量市場占比下降，增量市場略高于新型儲能。受制于新型儲能技術(shù)快速發(fā)展，抽水蓄能在存量裝機市場中的占比有所下降。2022年底全球/中國儲能市場累計裝機規(guī)模分別為237.2GW/59.8GW，抽水蓄能在全球及中國市場中的裝機占比分別為79.3%/77.1%，與2021年相比分別下降6.8/8.3pct。2022年中國新增儲能裝機16.5GW，其中抽水蓄能、新型儲能裝機分別為9.1GW/7.3GW，占比分別為55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技術(shù)進步空間相對有限、發(fā)展受自然資源約束較強，未來其在儲能市場中的滲透率或?qū)⑦M一步下降。

經(jīng)濟性：抽蓄電站初始投資較大，全生命周期度電成本隨優(yōu)質(zhì)選址資源趨于飽和而上升。以1200MW/6000MWh抽水蓄能電站為例，其初始投資成本約為6025~8780元/KW，若使用壽命為50年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約0.31~0.40元/KWh；未來隨著優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和，LCOE將隨之上升；此外，抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈已實現(xiàn)高度國產(chǎn)化，與其他儲能路線相比，其在設(shè)備端的降本空間相對有限。

2、熔鹽儲熱

熔鹽儲能通過加熱熔鹽實現(xiàn)對熱能的存儲，在供電時利用高溫熔鹽換熱產(chǎn)生的高溫高壓蒸汽推動汽輪機組發(fā)電。熔鹽儲熱是大規(guī)模中高溫儲熱的主流技術(shù)方向。儲熱技術(shù)可分為顯熱儲熱、相變儲熱和熱化學儲熱三類。

熔鹽儲能系統(tǒng)由熔鹽、熔鹽罐、電加熱等部分構(gòu)成，目前產(chǎn)業(yè)鏈條較為完整但商業(yè)化經(jīng)驗有待進一步提升。熔鹽儲熱系統(tǒng)通常與光熱發(fā)電聯(lián)系在一起，隨著光熱電站的建設(shè)，熔鹽儲能需求有望快速增加。

工作原理：“熔鹽儲熱+熔鹽放熱”構(gòu)成一次儲能循環(huán)。熔鹽儲熱時，熔鹽儲罐（冷鹽罐）中的低溫熔鹽進入熔鹽電加熱器，利用風電、光伏、夜間低谷電加熱，加熱后回到熔鹽儲罐（熱鹽罐）中存儲；熔鹽放熱時，高溫熔鹽進入換熱系統(tǒng)與水進行換熱用于供暖或生成蒸汽用作工業(yè)蒸汽或用于發(fā)電等。熔融鹽儲熱主要用于光熱發(fā)電、火電靈活性改造、清潔供熱、工業(yè)蒸汽等領(lǐng)域，其中光熱發(fā)電及火電靈活性改造為主要應用領(lǐng)域。

光熱電站工作原理：太陽能→熱能→機械能→電能。光熱發(fā)電原理為通過反射鏡將光照匯聚到太陽能收集裝置中，利用太陽能加熱收集裝置內(nèi)的熔鹽，最后通過加熱后的熔鹽傳遞熱量加熱蒸汽，推動發(fā)電機發(fā)電。

應用場景：1）熔鹽儲能與可再生能源的深度融合：熔鹽儲能技術(shù)可助力可再生能源實現(xiàn)更穩(wěn)定、更高效的能源供給。主流的形式為光熱熔鹽儲能電站＋風電/光伏的混合型一體化基地開發(fā)。

2）熔鹽儲能在火電靈活改造、工業(yè)蒸汽生產(chǎn)中具備很大發(fā)展?jié)摿Γ喊殡S其技術(shù)和供應鏈的成熟，在峰谷電價差持續(xù)拉大，谷電價格進一步下調(diào)的背景下，熔鹽儲能技術(shù)在工業(yè)蒸汽市場的商業(yè)化，將全面鋪開。

優(yōu)勢：1）儲能規(guī)模大：熔鹽儲熱規(guī)模通常在幾十兆瓦到幾百兆瓦之間；2）儲能時間長：熔鹽儲能可以實現(xiàn)單日10小時以上的儲熱能力，已投運的敦煌百兆瓦熔鹽塔式光熱電站的熔鹽儲熱時長為11個小時；3）壽命長：熔鹽儲熱項目壽命可達25年以上；4）環(huán)保安全：不產(chǎn)生任何污染物排放。

劣勢：1）成本較高：目前熔鹽儲能的平準化度電成本約為 0.8元/kWh左右（特指電→熱→電轉(zhuǎn)化應用下的成本）；2）能量利用率較低：在換熱系統(tǒng)中高溫熔鹽與水換熱，產(chǎn)生水蒸氣，驅(qū)動渦輪機工作階段的能量浪費較多，效率較低。如果利用熔鹽儲電再放電，需要經(jīng)過電→熱→電的轉(zhuǎn)化，導致其利用率較低；3）熔鹽具有一定的腐蝕性：熔鹽中含有的氯化鹽、碳酸鹽、硝酸鹽對熔融罐、管道等設(shè)備具有一定腐蝕作用，需要采用一定的措施降低其腐蝕影響。

近年來，隨著國內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)的商業(yè)化進程不斷加快，在光熱發(fā)電系統(tǒng)中扮演儲能調(diào)峰作用的熔鹽儲能技術(shù)迎來了重要發(fā)展機遇。

2014年，中國首批商業(yè)化光熱發(fā)電示范項目正式啟動，均配置了熔鹽儲能系統(tǒng)。截至目前，國內(nèi)共有8個總裝機規(guī)模為500MW的商業(yè)化光熱電站并網(wǎng)投運。

2021年起，我國掀起風光大基地項目開發(fā)熱潮，和國家首批光熱發(fā)電示范項目的最大不同點是，本輪項目采用風光熱儲互補的方式開發(fā)，對光熱項目的定位是作為大基地項目的靈活調(diào)節(jié)電源，熔鹽儲能在其中的核心地位進一步凸顯。

據(jù)CSPPLAZA統(tǒng)計，截至目前，青海、甘肅、新疆、內(nèi)蒙古、西藏、吉林等地已有超4GW在建/擬開發(fā)光熱發(fā)電項目，其中總計28個、含光熱裝機近3GW的一批風光熱一體化項目已進入建設(shè)階段，這些項目也均將配置熔鹽儲熱系統(tǒng)，預計從2023年底開始，這些項目將陸續(xù)并網(wǎng)投運。

在光熱發(fā)電市場高歌猛進的同時，具有低成本、長壽命、儲能容量大、占地面積小、建設(shè)周期短、適用范圍廣、環(huán)境友好、安全性高等優(yōu)勢的熔鹽儲熱技術(shù)在火電靈活性改造、綠電供熱等領(lǐng)域的應用市場也逐漸打開，一批標志性項目相繼落地。

經(jīng)濟性：

熔鹽儲能的經(jīng)濟性分析，需要根據(jù)其應用場景具體分析。

1）主要應用場景之光熱熔鹽儲能

以當前主流的風光大基地項目中的光熱熔鹽儲能電站為例：

一個10萬kW裝機、8小時儲熱的塔式光熱電站，在目前普遍選擇削減鏡場面積以降低整體投資的前提下，當前已定標的光熱發(fā)電項目的整體造價大多在12億～17億之間，折算單位千瓦造價大概在1.2萬～1.7萬元之間，度電成本約在0.6~0.9元。

▲100MW、儲熱8小時塔式光熱電站投資組成（來源：可勝技術(shù)）

如果按2023年3月底，國家能源局發(fā)布的《關(guān)于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關(guān)事項的通知》的要求，原則上每10萬kW電站的鏡場面積不少于80萬㎡。上述10萬kW裝機、8小時儲熱的塔式光熱電站在80萬㎡鏡場配置下，在理想情況下，據(jù)可勝技術(shù)的預測，到2030年，由于規(guī)模化發(fā)展帶來的造價整體降低可達13.19%~16.68%，發(fā)電量不變的情況下，度電成本將降低至0.71~0.74元/kWh；隨著技術(shù)的革新，設(shè)備初投資將會降低，系統(tǒng)效率和發(fā)電量將會進一步提升，度電成本可進一步降低15%-20%，度電成本將低至0.56~0.63元/kWh左右。

來源：可勝技術(shù)

如上圖，聚光、吸熱、儲能系統(tǒng)占據(jù)光熱電站初始投資的主要部分，約占整個電站成本的60％左右，是決定光熱電站造價高低最重要的因素。如果單純地計算光熱發(fā)電系統(tǒng)中熔鹽儲能的成本，約為250元/kWht，600元/kWhe。

2）熔鹽儲能在其他場景下的應用成本

參考部分已投運項目的實際數(shù)據(jù)，我們可以粗略估算熔鹽儲能技術(shù)的火電靈活性調(diào)峰改造、工業(yè)供熱、綠色供電等場景下的投資成本【注：目前該領(lǐng)域仍在商業(yè)化初期探索階段，對于造價影響因素較多且機制相對復雜，不同項目差異較大，以下數(shù)據(jù)僅供參考】。

3、壓縮空氣

度電成本與抽蓄水平相當，選址靈活性與經(jīng)濟性不可兼得。

工作原理：電能與空氣內(nèi)能的相互轉(zhuǎn)化。用電低谷時段使用電能將空氣壓縮存儲于洞穴或容器中實現(xiàn)能量存儲（電能→空氣內(nèi)能），用電高峰時段釋放高壓空氣、驅(qū)動渦輪機實現(xiàn)放電。

儲庫形式：主要包括高壓氣罐、低溫儲罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等。其中：①鹽穴儲氣庫容量大、單位投資低但選址局限強（我國主要分布于長江中下游、山東及廣東等地，與風光分布的匹配度較低），鹽巖具有極強的蠕變特性，鹽穴儲氣庫長期運行后體積可能會減少；②舊洞改造、新建洞穴選址較鹽穴靈活，但單位投資略高于鹽穴，且舊洞改造存在受礦井水、有毒有害氣體危害的風險；③地上儲庫（高壓氣罐、低溫儲罐）可完全突破選址限制但價格昂貴，一般用于中小型電站，目前多處于試驗階段。

應用場景：主要用于削峰填谷、電源側(cè)可再生能源消納、電網(wǎng)輔助服務、用戶側(cè)（工業(yè)園區(qū)）服務場景等。

優(yōu)勢：單機容量大、儲能時間及使用壽命長。目前壓縮空氣電站單機容量普遍為100MW（規(guī)劃項目單機容量已擴展至500MW），儲能時長可達4小時以上，使用壽命超30年。

劣勢：①壓縮過程放熱損失能量，膨脹過程需吸熱補充燃料，系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化效率較低：補燃式約42%~55%、非補燃式提升至60%~65%，但仍然較低。②選址靈活性與建造成本不可兼得：壓縮空氣儲能選址相對受限，若擺脫對地理資源依賴，將導致建造成本大幅提升。②建設(shè)周期短于抽蓄，但較電化學路線仍較長：約1.5~2年。

儲能市場裝機占比：目前壓縮空氣儲能處于示范應用階段向商業(yè)化階段過渡期，滲透率相對較低。據(jù)數(shù)據(jù)，截止2022年底壓縮空氣在全球新型儲能裝機中的占比僅為0.3%，在中國新型儲能裝機中的占比為1.5%。

經(jīng)濟性：轉(zhuǎn)化效率較低，經(jīng)濟性隨充電成本上升而下降。壓縮空氣儲能項目單位建造成本因儲氣方式而異，初始投資約3000~10000元/KW。以60MW/300MWh壓縮空氣儲能項目為例，其單位建造成本約7167元/KW，假設(shè)使用壽命為30年、能量轉(zhuǎn)化效率為60%，則在不考慮充電成本的情況下，其全生命周期度電成本約0.38元/KWh，與抽蓄電站水平相當；當考慮充電成本時，因其系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化率較低，經(jīng)濟性將有所下降。目前設(shè)備環(huán)節(jié)中，300MW級大規(guī)模壓縮機生產(chǎn)核心技術(shù)仍主要為外國企業(yè)掌握，擴大裝機規(guī)模須通過將現(xiàn)有壓縮機串聯(lián)或并聯(lián)，成本相應提升。

4、氫儲能

應用場景豐富、響應速度快，可靈活適用于短時調(diào)頻與長時儲能等多領(lǐng)域，但“電-氫-電”場景下能量轉(zhuǎn)化率低、度電成本處于高位，成本端暫不具備規(guī)模化應用條件。

工作原理：電能與氫能之間的相互轉(zhuǎn)化。氫儲能利用風光等富余電力通過電解反應將水轉(zhuǎn)化為氫氣與氧氣，并將氫氣存儲于儲氫罐中，在需要用電時將氫能通過燃料電池轉(zhuǎn)化為電能輸出。目前制氫路線主要包括煤炭制氫（價格低廉，但設(shè)備成本高、碳排放量大）、天然氣制氫和可再生能源制氫，其中可再生能源制氫為發(fā)展重點。

應用場景：靈活適用于“源-網(wǎng)-荷”各側(cè)。氫儲能在電源側(cè)可用于消納并網(wǎng)、提供慣量支撐，在電網(wǎng)側(cè)可用于調(diào)峰調(diào)頻、緩解輸電阻塞、平衡季節(jié)性電量等，在負荷側(cè)可通過構(gòu)建氫能建筑/園區(qū)參與需求側(cè)響應、用作電力電量支撐等；此外氫能還可用于熱電聯(lián)供等領(lǐng)域。

優(yōu)勢：①長周期、跨季節(jié)、遠距離儲能：氫儲能可以通過氫氣儲輸技術(shù)實現(xiàn)能量的跨季節(jié)、跨區(qū)域轉(zhuǎn)移，提升新能源電量外送能力。②儲能容量大：可達太瓦時級。

劣勢：①可再生能源耦合制氫存在動態(tài)適應性匹配難題：制氫環(huán)節(jié)在瞬變工況下可能會出現(xiàn)氣體滲透現(xiàn)象，降低產(chǎn)氣質(zhì)量。②大規(guī)模長時儲氫技術(shù)尚待突破：目前地下儲氫（主要為鹽穴）建設(shè)周期長、選址受限，管段/液態(tài)/固態(tài)儲氫在材料等方面存在技術(shù)難點。③全周期效率較低：“電-氫-電”全周期轉(zhuǎn)化效率僅30%~40%。

市場發(fā)展階段：仍處產(chǎn)業(yè)化發(fā)展初期。目前全球制氫結(jié)構(gòu)以化石能源為主，電解水制氫占比較低（僅為0.04%），未來綠氫對灰氫存在較大替代空間；從應用領(lǐng)域來看，氫氣主要應用于化工行業(yè)，在電力能源等領(lǐng)域的應用程度有待提升。

經(jīng)濟性：系統(tǒng)轉(zhuǎn)化效率低，“電-氫-電”場景下度電成本處于高位。以200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程項目為例，其初始投資成本約12200元/KW，若使用壽命為15年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約1.85~1.92元/KWh。氫儲能成本與技術(shù)路線高度相關(guān)，其中制氫系統(tǒng)中堿性制氫裝置技術(shù)成熟，成本低，若采用PEM電解水制氫裝置，則度電成本相應上升約73%；儲氣系統(tǒng)方面，固態(tài)儲氫裝置成本較高，高壓氣態(tài)儲氫成本略低；未來PEM電解槽、PEM燃料電池用質(zhì)交換膜等關(guān)鍵材料和核心部件的國產(chǎn)替代將成為氫儲能重要的降本路徑。

5、釩電池

與其他長時儲能路線相比，兼具應用場景、時間尺度及經(jīng)濟性優(yōu)勢，有望在長時儲能領(lǐng)域?qū)Τ樾钚纬捎辛μ娲?/p>

應用場景優(yōu)勢：選址靈活、占地面積較小、建設(shè)周期短可滿足風光裝機高增需求，在表后儲能市場同樣具備應用潛力。①國內(nèi)：新能源強制配儲背景下，大儲成為儲能項目主要應用場景。從與風光等項目的適配度上來看，我國風光發(fā)電項目主要集中于新疆、內(nèi)蒙古、甘肅、青海、寧夏、河北等地，該類地區(qū)主要以沙漠、戈壁為主，水資源及鹽穴分布較少，故抽蓄及壓縮空氣電站在該類地區(qū)的適配性較差（否則將提升投資成本、加大輸電損耗），光熱及釩液流儲能電站適配度較高，與光熱電站相比，釩液流儲能電站占地面積小、配置更加靈活。從建設(shè)周期來看，抽蓄、壓縮空氣、光熱、地下儲氫項目建設(shè)周期較長，較難追趕風光裝機增速，而釩液流電站建設(shè)周期僅3~6個月，可滿足風光裝機高增需求。②海外：能源危機之下用電成本增加，表后儲能快速增長。相較于抽蓄、光熱、壓縮空氣等儲能路線（多應用于表前市場），釩電池儲能在用戶側(cè)仍然具備較大應用潛力，2022年12月全球最大釩液流電池用戶側(cè)儲能電站順利并網(wǎng)，規(guī)模為6MW/36MWh。

時間尺度優(yōu)勢：兼具短時波動平抑及長時電量平移功能。①可再生能源出力受天氣影響易出現(xiàn)分鐘級波動，需儲能通過頻繁充放電進行平滑，與抽蓄、壓縮空氣、熔鹽儲熱、氫儲能（響應時間均為分鐘級，且氫儲能在瞬變工況下制氫系統(tǒng)穩(wěn)定性將受到影響）相比，釩電池動態(tài)響應速度更快（百毫秒級）、效率更高。②小時-日度-季度級長時儲能需具備大容量、低衰減特性，釩電池擴容靈活且循環(huán)過程中容量幾乎無衰減，可滿足長時間尺度儲能需求。

經(jīng)濟性優(yōu)勢：初始投資已處于下降通道，LCOE優(yōu)勢初現(xiàn)。①從初始投資來看，釩儲能電站單位投資成本約14000~16000元/KW，與氫儲能相當，優(yōu)于光熱電站，較抽蓄及壓縮空氣儲能略高。②從全生命周期度電成本來看，釩電池LCOE約0.75~0.86元/KWh，僅次于抽蓄及壓縮空氣儲能（以上測算均未考慮充電成本，由于釩電池能量轉(zhuǎn)化效率優(yōu)于其他各路線，故若考慮充電成本其經(jīng)濟性較其他路線將進一步提升）。③從降本空間來看，釩儲能電站初始投資已處于下降通道之中，由2012年的90000元/KW（龍源沈陽法庫臥牛石風電場調(diào)增配套儲能釩電站）降至目前的14000~16000元/KW（2023年7月開封時代榆中縣300MW/1200MWh全釩液流獨立共享儲能電站初始投資成本已低至5333元/KW），未來隨著電解液及電堆各環(huán)節(jié)商業(yè)模式創(chuàng)新及國產(chǎn)替代加速，初始投資與LCOE有望進一步下降。