储能行业专题报告：多种储能技术路线竞相发展

一、需求高景气叠加应用场景多元，储能技术路线竞相发展

　(一)储能技术路线百花齐放，技术各有千秋

　　储能的技术路线多元，按照能量储存方式不同，可分为电化学储能、机械储能、化学储能、电磁储能、热储能五类。电化学储能主要包括锂电池、钠电池、液流电池、铅蓄电池等;机械储能包括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等;化学储能包括氢储能、合成氨储能等;电磁储能包括超级电容器储能、超导储能等;热储能包括储热、储冷等。

　　为满足应用需求，安全性高、循环寿命长、成本低、能量密度高、功率密度大、储能效率高以及环境友好为储能技术最终发展方向，目前来看，各技术各具优势，百花齐放，各种储能技术仍存在较大的发展前景和空间。从储能技术的参数对比来看，技术路线各有千秋。能量密度来看，锂离子电池与钠离子电池具有较大优势，分别为90-330kWh/kg与130-150kWh/kg，即单位质量的电池可存储能量更高。

　　从使用寿命来看，抽水蓄能、压缩空气储能、超级电容、超导储能、热熔融盐等相较于其他储能方式处于领先地位。寿命可达30年以上，更长的使用寿命和循环次数有效降低其使用寿命内单次循环成本。

　　从初始投资和度电成本来看，锂离子电池和钠离子电池的初始投资成本以及单位能量成本具有较高优势。全钒液流电池的初始投资和度电成本均处于中等水平，抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能度电成本较有优势，但前期的初始投资较高，需运行较长时间方可回收成本，超级电容储能目前单位能量成本依然较高，难以达到大规模应用的水平。

　　目前，锂离子电池已经能够进行大规模商业化应用，其成本受上游锂钴镍等原材料价格波动影响，然而未来随着上游原材料的进程化，规模化应用，以及锂离子电池储能效能提升，预计其成本有望回归到可接受范围。

　　(二)电力系统多元应用场景，厚植储能多技术路线发展沃土

　　电源侧削峰填谷是基础，电网侧调峰调频是核心，用电侧套利是优势。储能在电源侧、电网侧及用户侧等不同用电环节均发挥重要作用。储能技术可根据电力系统的需求进行应用，各环节都发挥着重要的作用。

　　在电源侧，储能技术为减弱对电网冲击，可针对风光或传统火电电站，为电力系统提供容量支撑和削峰填谷，获取发电收入和调峰补贴，主要包括火储、光储、风储和储能常规机组等，风光资源开发企业多承担配套建设。电网侧为提升电网应对新能源发电冲击的调节能力，南网、国网等依托输配电资产企业具有垄断优势。

　　在电网侧，储能技术可以为电网公司提供调峰和调频服务。新能源电站直接并网运行所带来的电能不确定性和波动性会对电网造成极大的冲击，电能的供给与需求也存在不同步的情况，接入储能系统后可为电网提供辅助功能，稳定系统频率。电网侧主要包括独立储能、变电站、汇集站、移动电源车等。电网侧以独立储能为主，南网、国网等依托输配电资产企业具有天然垄断优势。

　　用户侧利用高峰和低谷的电价差获取经济效益，零碳产业园带来新的发展机遇。在用户侧，储能主要面向工商业或社区，提供应急/不间断电源，或提高光伏自发电用电量，改善供电质量，实现经济效益。

　　主要场景包括工商业、产业园、EV充电站、港口岸电、其他海岛/校园/社区等。储能装置在用电低谷时充电，在用电高峰时放电，利用高峰和低谷的电价差，节省用电费用，从中可获取经济效益，因此户用储能主要集中在高电价及高电价差的国家或地区。国内用户侧以工商业储能(占比65.55%)为主，产业园储能、EV充电站的占比也在逐渐提升，在新增装机中占比21.59%、2.55%。

　　随着“双碳”目标进程，产业园的建设逐步从低碳转向零碳园区，节能降碳压力增高，园区需要通过增加新能源发电装机比例或者直接购买绿电等方式满足需求。但新能源发电的大量接入会冲击园区用电的稳定性，因此通常需要增加储能设备来维持用电稳定性。

　　此外，园区企业用电量较大，峰谷价差不断扩大的趋势下，企业可通过加装储能充放电来降低整体用电成本，成为促进园区内企业装机的动力。鄂尔多斯市零碳产业园，园区构建了“风光储氢”绿色能源供应体系，80%的能源直接来自于风电、光伏和储能，另外20%的能源通过电网回购绿电，实现100%的零碳能源供给。
　　在电源、电网和用户侧的场景下，对储能产生削峰填谷、参与调频、平抑波动、提高传输能力、改善电能质量、提升运行稳定性、备用容量等多种应用需求。不同应用需求对要求的储能类型(容量型、能量型、功率型)、响应时间、性能要求和放电时长要求也不尽相同。单一技术难以满足所有要求，厚植多种技术路线发展的沃土。

　　结合各个技术路线的性能参数，从供电可靠性、电网稳定性、削峰填谷需求和调频辅助需求等角度，对锂离子电池、压缩空气、液流电池和超级电容等技术进行比较。锂离子电池在供电可靠性、电网稳定性以及削峰填谷方面都具有较好的表现，在调频方面使用受限，这是由于频繁充放电会导致锂电池系统使用寿命过短并且易发生安全事故，而液流电池储能系统在实现长时储能调峰应用的同时可利用液流电池短时过载的能力实现短时的一次调频功能，因此在调频辅助方面与压缩空气表现最佳。超级电容和铅蓄电池在供电可靠性、电网稳定性、削峰填谷方面表现也较为亮眼，然而超级电容受限于成本较高，铅蓄电池则受限于使用寿命较短，且存在一定的环保污染。

　二、装机规模方面，抽水蓄能强势延续，锂电池高歌猛进，压缩空气等新型技术蓄势待发

　　(一)全球储能装机规模持续增长，锂电池等电化学储能规模突破

　　抽水蓄能以长寿命、运行成本低以及安全性方面的优势，前期取得了较大规模的应用。伴随着新能源配储等大型储能电站的应用，锂电池储能的规模随之获得了较快的增长。目前，除了抽水储能外，还没有一种储能技术能同时满足能量密度高、储能效率高、寿命长、功率密度大、环境友好以及成本低等大规模应用的条件，因此抽水蓄能仍占有举足轻重的地位。

　　据CNESA统计，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模为237.2GW，同比增长15%。其中，抽水蓄能累计装机规模占比79.3%，首次低于80%，与去年同期相比下降6.8%。锂离子电池等新型储能累积装机规模达45.7GW，占比19.3%，同比增长80%。锂电池累积装机规模仅次于抽水蓄能，占比为18.2%，年增长率超过85%，在新型储能中占据主导地位。
　　截至2022年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，占全球市场总规模的25%。其中，抽水蓄能装机量为46.1GW，累计装机占比同样首次低于80%，与去年同期相比下降8.3%。新型储能累积装机规模达13.1GW/27.1GWh，累计装机规模首次突破10GW。锂电池累积装机规模仅次于抽水蓄能，占比为20.59%，在新型储能中占据主导地位。而锂电池受益于性能优势，在大型储能电站及工商业储能系统中应用广泛，装机规模随之高速增长。

　　2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模16.5GW，首次突破15GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh。新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%。此外，铅蓄电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮、钠离子电池等其它技术，在装机规模上有所突破，应用场景和应用模式逐渐增多。

　(二)各技术路线分处不同应用阶段，抽水蓄能及锂电池已大规模应用

　　从集成示范及应用规模来看，可将各技术路线分为研发小试、示范应用、商业推广和大规模应用等阶段，其中抽水蓄能和锂电池已经处于大规模应用阶段，铅蓄电池、液流电池、钠硫电池等也处于商业应用阶段，而超级电容器、超导储能等目前还处于研究和示范阶段，距离大规模应用仍有一定距离。

　三、锂电池等电化学储能发展迅速，已成为新型储能增量主要贡献者

　　(一)全球储能市场处于增长阶段，电化学储能占比逐年上升

　　2022年全球储能累计装机规模为237.2GW，其中电化学储能累计装机规模34.6GW，占比约为14.58%，中国电化学储能累计装机规模达到11GW。电化学储能技术在海内外都获得了快速发展，全球和中国的电化学储能累计装机规模在2017-2022年期间持续增长，并有进一步扩大的趋势，抽水蓄能仍为主流，但电化学储能占比逐年上升，未来几年将贡献全球储能主要增量。

　　国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》中，在规模化、高安全性新型储能技术装备领域方面提出重点开展长寿命、低成本及高安全的电化学储能关键核心技术、装备集成优化研究，提升锂电池安全性、降低成本，发展钠离子电池、液流电池等多元化技术路线。

　(二)锂离子电池综合性能优越，是目前电化学储能主流路线

　　锂离子电池综合性能优越，具有储能密度高、充放电效率高、响应速度快等优点，是目前发展最快的新型储能技术，也是电化学储能主流路线。锂电池结构主要包括正极、负极、电解液和隔膜四大部分，正极材料约占整体成本的40%，负极材料、隔膜和电解液分别占约15%，20%，10%。

　　根据正极材料的不同，锂离子电池可分为钴酸锂电池、锰酸锂电池、磷酸铁锂电池、三元锂电池等。其中，磷酸铁锂电池的安全性、循环寿命、成本等各方面性能与储能需求适配度高，已成为主要路线。

　　锂离子储能电池已经建立了较为健全的产业链。产业链上游主要为原材料加工，中游为储能锂电池制造，下游为储能多场景应用及锂电池回收。

　　1.储能电池以磷酸铁锂电池为主，国内龙头受益于磷酸铁锂路线认可度提升优势凸显

　　据ICC统计，2023年1-6月，全球储能电池(以锂电池为主)产量98GW，同比增长115%，储能电池出货量102GWh，同比增长145%。从近年来的出货量增速来看，据SNEResearch数据显示，2021年全球储能电池出货量为44GWh，2022年出货量达122GWh，同比增长177%，2023年上半年储能电池出货量已接近2022年全年水平，储能电池出货量增速明显。大储和工商业装机需求增长带动下，储能电池去库存明显，库存已处于正常水平。

　　储能电池的核心需求在于安全性高、成本低和使用(循环)寿命长，其次才是能量密度，因此磷酸铁锂路线相较其他锂电池路线更具优势，内驱外需推动下，储能产业的快速发展也拉动磷酸铁锂电池正极材料需求。

　　据中国汽车动力电池产业创新联盟统计数据，2023年1-7月，我国储能电池累计销量达35.5GWh。其中磷酸铁锂电池累计销量35.2GWh，我国储能电池累计出口达7.3GWh，其中磷酸铁锂电池累计出口7.3GWh。

　　与三元路线相比，磷酸铁锂在使用寿命、安全性、响应速度、成本等方面具备明显优势，更适用于储能市场，磷酸铁锂电池已广泛运用到大型储能电站、通信基站、离网电站、微电网、轨道交通、UPS以及户用储能等多个场景。
　　从代表性企业的出货量来看，国内储能电池厂商的业务进程加快，宁德时代和比亚迪市占比之和超50%，占据了半壁江山。韩国企业LG新能源及三星SDI出货量急速下降。

　　这一方面得益于国内双碳目标的积极推进，各地积极发布和推进新能源配储和补贴政策，国内储能市场高景气度，越来越多的动力电池企业加码储能业务布局，储能领域出货迅速攀升。

　　另一方面，这与欧美等全球储能市场由三元锂向磷酸铁锂方向转变相关，近年来磷酸铁锂容量性能提升及安全性、经济性优势凸显，接受度日益提升。受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内企业利用产业链优势加快市场开拓。

　　从上半年的出货量格局来看，储能头部企业竞争格局较为稳定，同时面临较大的竞争压力，宁德时代2023年上半年市占率减小，比亚迪和亿纬锂能同比增速较大，已接近去年全年出货水平。

　　另外，伴随着行业高景气度，新玩家出货量占比也在逐步提升，海辰储能、远景能源等均有较快的增长。未来2-3年，随着主流电池企业的产能逐步释放及新玩家的成长，市场竞争将进一步加剧。

　　2.大型储能电站以方形电池为主，电芯容量正向280Ah及以上快速迭代

　　大容量280Ah及以上电池相比50、100Ah产品，体积能量密度更高，PACK端零部件使用量更少，可大幅节省成本投入。在锂矿等原材料价格波动下，成本优势明显。生产制造方面，容量增大能够有效简化后续集成、装配工艺流程，节约设备、能耗与人力。

　　从需求端来看，280Ah大容量电池在大型储能电站中渗透率较高，大型储能电站业主和投资者对于280Ah大容量电池的关注度快速上升，中国能建、中国华电华能等业主在储能电池招标中明确要求电池单体容量大于等于280Ah。

　　供给端来看，自宁德时代2019年推出280Ah电芯以来，国内已有超10家储能龙头布局大容量储能电芯产品。近期，亿纬锂能、雄韬股份、蜂巢能源、远景动力、鹏辉能源、瑞浦兰钧、海辰储能、南都电源等陆续发布280Ah及以上容量电池产品。

　　容量向上突破的同时，280Ah及以上大容量电芯已经陆续量产交付。国轩高科2022年年报中显示，循环寿命达万次的300Ah储能电池已经实现量产。远景动力305Ah储能电芯已在过去两年里实现了规模化量产交付。2023年2月，亿纬锂能量产LF560K储能电池“超级工厂”于湖北荆门正式动工，产能将达60GWh。此外，LF560K超级工厂已在云南、青海等地建设，预计2024年Q2开启全球交付。欣旺达公司2022年11月份在公开平台上表示目前已有量产的280Ah电芯生产线。瑞浦兰钧宣布其320Ah储能电芯将于Q3量产，蜂巢能源325Ah储能电芯将在2023H2交付，南都电源305Ah储能电芯将在2023实现量产。储能大容量电芯量产竞速外，众多厂商基于储能运用场景需求在电芯的能量密度、使用寿命、尺寸、制造工艺等方面持续拉锯，储能专用电池“呼之欲出”。亿纬锂能560Ah单只电池可储存1.792kWh能量，循环寿命超过12000次;雄韬股份580Ah单颗电芯带电量为1.856kWh，循环寿命达到10000次;远景动力315Ah，实现“单颗电芯一度电”，同时循环寿命高达12000次，在尺寸不变的基础上，较上一代产品能量密度提升了11%;海辰储能320Ah体积能量密度385Wh/L、循环寿命10000次，在电芯成本，系统成本，整箱标配等多维度上探索更适配储能市场应用发展模式。鹏辉能源320Ah储能电芯单体容量相较于前一代电芯产品提升14%，循环寿命大于8000次，使用寿命超20年。

　　逐渐提升能量密度将是磷酸铁理正极未来的发展趋势，目前通过预锂化、硅碳负极等技术改进，磷酸铁锂电池能量密度可以突破200Wh/kg，电池单体到系统的体积成组效率从40%增加到60%。

　　国轩高科在2021年发布的一款采用掺硅补锂技术的磷酸铁锂电池，容量达到210Wh/kg。面向快速向前的储能产业，大幅提高电池循环次数及使用寿命已成为行业重要发展方向。多家储能电池企业都在加大投入开发循环寿命更长的电芯，行业内多家公司陆续推出循环寿命10000次甚至12000次的储能电芯，此前行业内储能电芯的循环寿命一般在6000-8000次。宁德时代、亿纬锂能、远景动力、南都电源、蜂巢能源等相继推出了12000次循环寿命的储能电池产品。随着电芯循环寿命的提升，有望显著改善储能电站度电成本(LCOS)。研究表明，电池使用寿命的增加，可以有效降低储能系统在全生命周期的度电成本。

　　数据显示，当储能电池的循环次数提升到万次后，储能成本有望降至1000元/kWh以下。据测算，储能电池循环次数超过18000次，一天充放电两次的情况下使用寿命约为25年，可与光伏寿命同步。

　　目前我国的电化学储能电站度电成本在0.5元/kWh以上，抽水蓄能电站度电成本在0.25元/kWh左右，若伴随着使用寿命增长及原材料价格平稳，远期电化学储能电站LCOS有望降至0.3元/kWh左右，接近抽水蓄能的LCOS。亿纬锂能对外表示，LF560K储能电芯配套储能电站后，运营成本较常规的抽水蓄能电站更低，可满足储能大规模、高经济性应用需求。

　　方形储能电池长薄化，叠片卷绕工艺形成竞争之势。相较传统卷绕生产工艺，280Ah以及以上容量电芯中叠片工艺使用率加速渗透。目前推出的大容量电芯产品中，蜂巢能源325Ah电芯、亿纬储能560Ah电芯、雄韬股份580Ah电芯、海辰储能320Ah电芯均采用叠片工艺，海基新能源375Ah储能电芯采用叠片式卷绕工艺，南都电源305Ah储能电芯采用四卷芯叠片工艺。据资料，亿纬锂能3.0堆叠技术可实现0.2s/PCS的叠片速率，单台叠片设备产能1.3GWh，这能够大幅度降低工厂的能耗、投资额和人工成本。

　　蜂巢能源凭借“飞叠”技术，并基于短刀电芯结构打造325Ah储能电池。叠片电池与大容量电池具有天然的兼容性，叠片电池的极耳数量是卷绕的2倍，极耳数量的增加能够缩短电子传输距离，降低电阻，减少产热，理论循环寿命更长;叠片工艺相较于卷绕工艺，单极片的长度缩短100倍;叠片电池封装极片过程中不存在C角问题，能够充分利用壳体边角空间，提升体积和质量能量密度。

　　因此叠片工艺的电池理论上拥有更高体积能量密度上限、更稳定的内部结构和更长的循环次数。全模切极耳数量变为两倍，可解决电子电导的集流问题，提升电池快充性能。此外，叠片技术还可减少Pack零部件数量，提升电池集成度，有利于减少储能系统占地面积和土建支出。
　　总体看来，叠片工艺与大容量电池生产工艺的匹配度更高，但存在工艺难度大、设备投资成本高、良率低等劣势。因此，亦有部分厂商仍采用卷绕工艺生产超280Ah容量电芯。鹏辉能源发布的320Ah储能电芯、瑞浦兰钧的320Ah储能电芯即采用卷绕工艺。目前，生产工艺上，叠片、卷绕正在280Ah及以上大容量电芯形成竞争之势。

　　随着叠片工艺的成熟、国产叠片机效率提升，叠片电池技术在成本降低的同时效率有望提升。不久的将来，叠片工艺或将与卷绕技术在更多容量范围内的储能电池生产形成“相互竞争、相互补充”的态势，此前，受限于生产效率低与投入成本高，叠片路线在锂电池制造环节渗透缓慢。随着叠片设备工艺不断进步，叠片电池正在快速起量，为供应链相关企业带来更大的市场空间，建议关注国产叠片机、极片冲切模具等技术设备的相关厂家。

　　3.户用储能方面，大圆柱电池有望加速渗透

　　2021年来，全球户用储能规模增速明显，海外方面，欧美能源成本和电价持续攀升，叠加俄乌战争和海外大型停电事件，尤其是近年来极端天气频发，使得能源供给难度增加，居民用电需求和用电成本大增，户用储能市场超预期爆发。国内方面，随着峰谷电价差扩大及户用分布式光伏装机进程，户用储能有望迎来爆发。预计未来几年全球将迎来户用储能爆发新阶段。

　　另一方面，户用储能系统容量从3-5kWh向5-20kWh迭代，对户用储能电池的容量、功率、成本和寿命也提出了新要求。当前市场应用户用储能电芯主要包括方形、软包及圆柱。电芯单体容量层面，方形容量范围为50-100Ah，软包为30-80Ah，圆柱为10-50Ah。由于户储应用场景对于容量和便携性需求多样，因此对于储能电池灵活串并联的要求较高，以磷酸铁锂材料为主的大圆柱电池凭借其灵活成组优势性能凸显。

　　目前，大圆柱电池在储能领域的规模应用进度明显优先于动力板块，尤其在户储市场渗透率突出，多家电池企业已经或计划推出大圆柱户用储能专用电池。海辰储能发布的大圆柱电池产品规格覆盖4680-46300，单体容量则涵盖10-50Ah，灵活适配性更强，满足户用储能应用场景定制化需求。

　　鹏辉能源针对户用储能市场同样推出40135系列大圆柱电池，目前已经量产并已经收到客户订单，40135大圆柱电池采用全极耳结构、磷酸铁锂低温超导和全周期动态均衡技术，具备超强动力、超长续航、宽温程使用等优异性能，主要应用在户用储能、便携式储能领域，目前正在开发46系大圆柱电池，未来可应用在户储领域。

　　大圆柱电池规格较多，尚未形成主导标准，布局企业从0到1机遇。区别于三元大圆柱电池尺寸多为46系列，户用储能市场目前多家企业产品的型号和规格略有不同。

　　如鹏辉能源、亿纬锂能生产的大圆柱电池主要为40135型号(直径40mm，高度135mm)，而海辰储能大圆柱电池4680-46300则是基于46mm直径，高度则覆盖80-300mm。其余厂家大圆柱电池产品直径从26-60mm不等都有布局。目前户用电池正处于发展初期，户储产品应用场景丰富，需要适配不同场景产品需求，因此尚未形成统一标准。户用电池尚处发展初期，各公司处于探索阶段，未来新进企业可以通过融资、产品差异化开发、销售渠道拓宽等方式实现弯道超车，关注户用电池企业从0到1机遇。

　　结合市场需求和技术迭代来看，大圆柱正成趋势。相较于传统小圆柱电池，大圆柱电池尺寸增加，单体电池的容量更高，后续PACK组成串并联和结构件减少，有利于降低成本。大圆柱磷酸铁锂电池受到户储市场的青睐，一方面是得益于制造工艺和材料体系优化使得大圆柱电池在成本、容量、性能、循环和安全方面优势凸显，另一方面结构上创新使用全极耳技术，大幅提升了电池充电、放电的倍率性能。

　　全极耳技术赋能磷酸铁锂大圆柱电池，充放电性能及安全性显著提升。“全极耳”技术是实现高功率密度的重要路径，传统的圆柱体电池极耳为铜箔和铝箔两端焊接的导引线，而全极耳是把整个正负极集流体全部作为极耳，通过集流体与电池壳体或电池盖板进行全面积连接，可大幅降低电池内阻和发热量，从而解决高能量密度电芯的发热问题，并提高充放电峰值功率。乘用车用大圆柱电池普遍采用了多极耳或者全极耳方式，以特斯拉4680电池为例，相较于此前2170电池，电池电芯容量是2170的5倍，充电功率提高6倍。目前具备该技术的企业也把技术移植到户用储能的大圆柱磷酸铁锂电池上，如亿纬锂能和鹏辉能源的40135大圆柱磷酸铁锂电池均采用了全极耳。全极耳电池极耳接触面积变大，焊接区域由线变为面，焊接量增多的同时对一致性要求也更高，焊接难度增大。全极耳焊接点位增加，焊接难度变大叠加电池的需求量增大，预计大圆柱电池的规模化应用将会催生焊接需求增长，建议关注国内焊接设备龙头，如激光焊接、超声波滚焊等设备厂商龙头。

　　大圆柱电池循环寿命瞄准5000次门槛，向更高目标突破。传统圆柱电池的循环寿命在2000次左右，使用寿命短成本高。使用寿命作为储能电池的关键指标，大圆柱电池较传统圆柱电池大幅提升，部分企业已经将循环寿命瞄准5000次甚至更高次数，以实现户储产品可满足10年甚至更久的使用需求。亿纬锂能40135圆柱电池循环次数4000次。海辰储能大圆柱电池4680-46300，采用GI系统设计、曲率张力耦合设计、3D1nfil边界设计等，提升大圆柱电池电化学反应环境，循环次数超5000次。大圆柱电池在成本、寿命、安全和后续配组等方面的优势不言而喻。目前，多家电池企业针对户用储能、便携式储能应用场景需求，开始重点布局大圆柱磷酸铁锂电池。未来，随着产品在性价比、安全性和便携性方面逐步被验证，预计会有更多企业参与，大圆柱磷酸铁锂电池放量有望带动户用电池供给端“变革”。

　(二)钠离子电池容量逼近磷酸铁锂电池，资源优势显现，有望在储能等领域与锂电池互补

　　钠离子电池与锂电池各有优势，有望在储能等领域对锂电池形成补充。钠离子电池由于其资源丰富、低温性能好、充放电速度快等优点，得到了储能领域的高度关注。从性能来看，钠离子电池能量密度、循环寿命低于锂电池，但其在低温性能、快充方面更优;从成本和资源可获得性来看，钠元素储量丰富，钠离子电池材料成本低于锂电池。

　　钠离子电池组成与锂离子电池类似，主要由正极、负极、电解液、隔膜几大部分组成。目前，常用的钠离子正极材料主要为层状过渡金属氧化物、聚阴离子化合物和普鲁士蓝类似物三类。其中，层状氧化物与三元材料类似，聚阴离子化合物结构则更接近磷酸铁锂，普鲁士蓝/白化合物是钠电新增路线。

　　层状氧化物与其他两种路线相比，电化学性能最为优异，理论比容量约240mAh/g，原料来源广、结构简单且合成方便，可复用锂电路线程度高，产业传导路径顺畅，最先具备产业化基本条件，目前发展最为成熟，走在产业化最前列。普鲁士蓝/白化合物成本低、倍率性能好，但体积能量密度低且除水困难。聚阴离子化合物循环性能好，但成本高、能量密度低、倍率性能差。钠离子电池的负极主要为硬碳、软碳和复合无定型碳材料等，其中硬碳储钠量高但成本也较高，是目前主流路线，而软碳成本相对较低但储钠量也较低。电解液以六氟磷酸钠为主流路线，与六氟磷酸锂原理类似，产线兼容度也较高，量产难度低。

　　2022年锂资源价格波动较大，钠离子电池产业链加速发展，正负极工艺路线研究活跃，多家企业已开展产业化布局。未来钠离子电池在储能领域可凭借资源及成本优势占据一席之位。
　　2019年，中科院物理研究所和中科海钠研发团队共同完成的100KWh钠离子电池储能电站示范运行，为世界首座100KWh级钠离子电池储能电站。目前已有多项钠离子电池示范应用项目完成备案、建设和已投入运行。

　(三)长时储能需求带动全钒液流电池发展，降本增效成为规模化发展需跨过的首要目标

　　随着“源网荷储一体化”发展，以新能源+储能为主体的新型电力系统对于长时大容量储能需求增加。全钒液流电池具有循环寿命长、电解液可循环使用、容量大、自放电率低、生命周期经济性好及环境负荷低，原料易回收等优点，并能够突破锂离子电池在长时储能方面的限制，因此具有一定的发展空间。液流电池通过电解液循环流动为电池供给活性物质，主要有全钒液流电池、锌溴电池、铁铬电池、多硫化钠溴电池4种技术路线，其中全钒液流电池的技术成熟度和产业链建设完善度相对较高。

　　全钒液流电池是安全可靠的大容量长时储能方案，其工作原理为利用不同价态的钒离子相互转化实现电能的充放。全钒液流电池系统包含电堆、电解液和电解液储罐、循环模块及控制系统等。电解液为不同价态的钒离子溶液，分别储存在正负极的电解液储罐中，充放电时，电解液经泵作用从电解液罐循环流经电池的正、负极室，发生氧化还原反应，从而实现充放电。电堆由电极、离子交换膜、双极板、电极框等材料构成。电解液是电池系统的核心，也是成本的主要组成，占全电池系统成本的41%。

　　全钒液流电池产业链上游主要是原材料的供应和加工，核心原材料主要为钒矿、钒钛磁铁矿制备的五氧化二钒，中游包括电池系统的能源单元、功率单元及配套系统。性能方面，全钒液流电池的优势表现为循环寿命极长和容量规模易调节。全钒液流电池通过电解液中钒离子发生氧化还原反应价态变化实现电能的存储和释放，得益于充放电原理，理论上全钒液流电池可进行无限多次的充放电。目前循环次数可达15000次以上，使用年限可达20年以上。

　　全钒液流电池的储能容量由电解液容量和浓度决定，输出功率由电堆大小和数量决定，因此其储能容量和输出功率可灵活调节。但其能量密度相对较低，一般为15-50Wh/kg，同铅酸电池相当，与锂电池电池相较较低。因此全钒液流电池储能系统实际占地面积较大。但新能源配储等大型储能电站一般建设于远离城市、地广人稀的区域，因此用地压力不大，考虑全钒液流电池在安全性、环保等方面的优势，在大型储能建设的应用方面有较大空间。安全性方面，全钒液流电池安全性较高，一方面电池工作温度范围为5-40℃，在室温范围;另一方面电解液为钒离子的稀硫酸水溶液，电池所有部件基本上都浸泡在溶液当中，溶液有助于散热，只要控制好充放电电压，保持电池系统存放空间通风良好，即可保证安全，不存在类似锂电池起火失控等问题。

　　全钒液流电池原材料钒资源储量丰富，约95%分布在中国、俄罗斯和南非，国内发展全钒液流电池资源优势凸显。全钒液流电池在使用过程中通常不会产生环境污染物质，也不会受外部杂质的污染，回收处理的难度低。融科储能建设的辽宁法库国电龙源卧牛石风电场5MW/10MWh全钒液流电池储能系统2012年12月并网运行，目前已运行超10年，是至今全球运行时间最长的兆瓦级以上全钒液流电池系统，验证了全钒液流电池储能系统的长寿命、安全性和稳定性。

　　自2022年以来，全钒液流电池储能项目规模增速加快，尤其是2023年上半年，国内签约钒液流储能项目已超10个，合计装机功率超3GW，是2022年已投运钒电池储能装机规模的10倍以上。

　　目前，初始投资成本较高是制约全钒液流电池大规模商业化应用的最大挑战。1-10h不同储能时长的初始投资成本为2100-7500元/kWh。2h左右储能时长全钒液流电池系统的初始投资约为4500元/kwh，成本约为锂电池的近2倍。
　　成本是制约全钒液流电池发展的核心问题，而电解液成本是全钒液流电池系统成本的大头。全钒液流电池的能量密度低，因此同规模下电池的电解液使用量较大，总成本较高。储能时长为4h的全钒液流电池储能系统，初次投资成本约为3000元/kWh，其中电解液成本(价格)约占系统总成本的50%;而对于储能时长为10h的储能系统，初次投资成本约为2100元/kWh，电解液的成本占系统总成本的70%。但由于电解液在循环过程中耗损较低，因此回收利用率较高。一旦借助合适的商业模式，可有效降低电解液模块的成本，从而有效解决全钒液流电池初始投资较高的问题。

　　推广电解液租赁模式有望降低电解液初始投资成本，推动电解液供给方、储能电站业主等多方收益。2020年9月，英国全钒液流电池供应商Invinity和美国钒生产商Bushveld公司合作创立的VERL(VanadiumElectrolyteRentalLimited)公司签订合同，为PivotPower提供十年的电解液租赁。国内的公司也推出电解液租赁解决方案，如普能公司，业主只需承担首次投资和电解液的定期租赁费用，电解液租赁模式已在“枞阳海螺水泥6MW/36MWh全钒液流电池储能项目及湖北枣阳10MW光伏+3MW/12MWh全钒液流电池储能项目中顺利应用。据测算，租赁模式的初始投入约是购买模式的一半，未来电解液租赁模式将成为推动钒电池储能商业应用的重要模式。

　　另外，电堆的材料成本主要来自于离子交换膜等材料，目前离子交换膜很大程度依赖进口，后续原材料降价叠加技术进步和离子交换膜等材料的国产化有望推动电堆成本下降。

　　随着长时储能技术路线的需求增长，钒液流电池迎来发展空间，随着电站等储能系统时长拉长、电解液租赁模式推广、离子交换膜等关键材料国产替代，全钒液流电池有望突破初始投入成本方面的限制，关注全钒液流电池的规模爆发。重点关注全钒液流电池的产业链龙头如钒矿资源企业、离子交换膜等关键材料国产替代企业、电解液生产及布局新兴电解液租赁模式的相关企业。

　四、储能产业增量空间广阔，新型储能技术发展高成长确定性强

　　需求高景气叠加应用场景多元，储能技术路线竞相发展。储能技术路线百花齐放，技术参数各有千秋。储能在电力系统中的发电侧、电网侧及用户侧均有应用，多元应用场景厚植多种技术路线发展沃土。抽水蓄能以长寿命、运行成本低以及安全性方面的优势，前期取得了较大规模的应用。储能电站等建设高景气催生锂电池装机规模高歌猛进，压缩空气等新型技术蓄势待发。

　　据统计，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模为237.2GW，其中抽水蓄能累计装机规模占比79.35%，首次低于80%，锂离子电池等新型储能累积装机规模达45.7GW，占比19.3%，同比增长80%。

　　1、锂离子电池综合性能优越，也是电化学储能主流路线。锂离子电池具有能量密度高、充放电效率高、响应速度快等优点，是目前发展最快的新型储能技术。锂离子储能电池正极材料以磷酸铁锂为主，在2023年1-7月储能电池累计销量及出口量中均占比超99%，国内龙头受益于磷酸铁锂路线认可度提升优势凸显，关注磷酸铁锂储能电池产业链相关龙头企业。

　　大型储能电站使用的储能电池以方形电池为主，电芯容量正从280Ah向300Ah甚至更高快速迭代，关注布局280Ah及以上大容量及储能专用电池的相关企业。方形电池长薄化，叠片卷绕工艺形成竞争之势。叠片电池快速起量趋势下，伴随叠片设备工艺技术进步，供应链相关企业市场空间较大，建议关注国产叠片机、极片冲切模具等技术设备的相关厂家。

　　户用储能方面，大圆柱电池加速渗透。多因素推动下，户用储能有望爆发，大圆柱磷酸铁锂电池在应用性能、安全性、循环寿命等方面优势较强，大圆柱磷酸铁锂电池放量有望带动户用电池供给端“变革”，关注布局户用大圆柱磷酸铁锂电池相关企业，尤其是在全极耳、循环寿命提升方面具有技术壁垒的企业。

　　2、钠离子电池容量逼近磷酸铁锂电池，资源优势显现，有望在储能等领域对锂电池形成补充。从性能来看，钠离子电池能量密度、循环寿命低于锂电池，但其在低温性能、快充方面更优;从成本和资源可获得性来看，钠元素储量丰富，钠离子电池材料成本较锂电池有所降低。三种主要路线中，层状氧化物与三元材料类似，聚阴离子化合物结构则更接近磷酸铁锂，普鲁士蓝/白化合物为钠电新增路线。层状氧化物电化学性能最为优异，理论比容量较高，原料来源广且合成方便，可复用锂电路线程度高，产业传导路径顺畅，最先具备产业化基本条件，目前发展最为成熟，短期关注布局层状氧化物路线相关企业。

　　3、随着长时储能技术路线需求增长，全钒液流电池迎来发展空间。全钒液流电池具有循环寿命长、容量大、生命周期经济性好及环境负荷低等优点，并能够突破锂离子电池在长时储能方面的限制，因此具有一定的发展空间。目前初始投资成本较高是限制其发展的重要因素，随着电站等储能系统时长拉长、电解液租赁模式推广、离子交换膜等关键材料国产替代，全钒液流电池有望突破初始投入成本方面的限制，关注全钒液流电池的规模爆发。重点关注全钒液流电池的产业链龙头如钒矿资源企业、离子交换膜等关键材料国产替代企业、电解液生产及布局新兴电解液租赁模式的相关企业。


　　精选报告来源：未来开云直营官方

　　报告出品方/作者：粤开证券，陈梦洁、储杨阳、杨腾飞