储能行业专题报告：长时储能千帆竞，借海扬帆奋者先！

1 长时储能定义及功能

长时储能定义及标准

定义：长时储能是在普通储能系统的基础上，可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统。根据充放电时长长短，一般将储能分为短时储能和长时储能两大类。长时储能具备为电力系统提供稳定的电力支持，同时提高系统的可靠性和灵活性的能力。

目前，国内外对于长时储能的充放电时长暂未达成统一标准。1）国外：2021年美国桑迪亚国家实验室发布《长时储能简报》，把长时储能定义为持续放电时间不低于4小时的储能技术。同年，美国能源部发布相关报告，将其定义为额定功率下至少持续运行（放电）10小时的储能系统。2）国内：为了区分大规模建设的2小时储能系统，一般把长时储能定义为4小时以上的储能技术。

长时储能优势（一）：提升新能源消纳能力

可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。美国加州独立系统运营商（CAISO）评估加州的电力生产和需求时发现，随着光伏装机容量的逐年上升，一日净负荷的弯曲程度越明显，净负荷的大幅波动会损害电网基础设施。

因此随着可再生能源的渗透率逐年上升，对平衡电力系统的负荷要求增加，而长时储能可在更长时间维度上调节新能源发电波动，避免电网拥堵，增加清洁能源消纳能力。根据《Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, andTechnologies》，当风光发电占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10h以上。

长时储能优势（二）：为电网提供灵活性

长时储能有具备调频优势。随着新能源比例的逐步提升，用户负荷、风力发电、光伏发电等不确定性使得电力系统净负荷波动加剧。传统火电机组因爬坡约束和机组启停限制难以快速并长期跟踪负荷需求，而长时储能兼顾储能系统快速响应特点及长期输出能力有望成为调频主力。

储能系统灵活性在时间尺度上与电力系统安全性和容量充裕度存在耦合关系。针对不同的功能，所需的储能系统持续时长存在显著差异，因此一般需要在分钟级、小时级、日级、季度级乃至年度级等多时间尺度上规划电力系统结构。一般，短时储能侧重于保证电力系统在瞬时扰动下保持平衡等电网安全性问题；长时储能侧重于实现峰谷时期供需匹配等经济性问题。且长时储能技术也具备短时储能的功能；反之则不成立。因此长时储能的提供灵活性的综合性能更优。

长时储能优势（三）：峰谷套利空间更大

峰谷套利是工商业储能的一大盈利模式。在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电；在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。

根据现行的各省区的峰谷电价机制，峰时持续时间基本超过4小时。例如上海大工业两部制夏季（7-9月）高峰时段为8：00-15：00及18：00-21：00，其中7-8月的12：00-14：00为尖峰时段。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。

2 长时储能发展现状一览

长时储能是市场主力，储能规模快速增长

长时储能是储能市场主力军。根据《储能产业研究白 皮 书2023》，2022年全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，其中，抽水蓄能累计装机同比下滑6.8%，占总装机规模下降至79.3%。中国已投运电力储能项目累计装机规模59.4GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%，抽水蓄能累计装机占比77.1%。以抽水蓄能、熔融盐储热、锂电储能为代表的长时储能技术占据主导地位。

中国储能规模持续增长。2022年中国电力储能累计装机规模达59.4GW，相较于2018年增长51.1%，预计2025年装机规模将达到64.06GW，总体保持稳定增长态势。

发展历程：循序渐进，正逐步向产业化降本过渡

以我国为例，将风光发电量作为划分点，长时储能发展主要分为三个阶段。（1）2021年以前：即长时储能技术发展的战略窗口期。该阶段的储能主力仍为原有的存量机组，而抽水储能等项目还在规划建设中，此时长时储能出现，弥补主流技术的不足；（2）2025-2030年：即长时储能技术产业化的降本时期。该阶段除了已经稳定使用的存量机组以外，还逐步投入运营大量的抽水蓄能，同时对未来的新型储能时长也提出了更高要求；（3）2030年以后：传统储能方式受限，不再符合新型电力系统的要求，长时储能等新技术将替代传统储能方式成为时代主流。

海外现状：政府注入资金支持，开发商踊跃投资

国外加码长时储能政策支持，全球长时储能市场火热。例如：1）美国能源部从2018年起就不断地投入资金，支持长时储能的技术研发，其目标是在2030年把储能成本降低到5美分/度电以内；加州作为长时储能最活跃地区之一，在2020年就发出了标书采购50MW/4GWh的8小时长时储能系统，在2022年到2023年预算中计划提供3.8亿美元进一步支持长时储能部署。2）英国政府为24个不同技术类型的长时储能技术提供了6800万英镑的竞争性融资资金支持，并于2021年初启动了总投资1亿美元的长时储能示范竞赛；欧洲投资银行管理的欧盟创新基金项目发展援助(PDA)从15个被定义为大规模清洁能源项目中选择了重力储能和热储两个长时储能项目进行支持，每个项目投资超过750万欧元。

国内现状：政策支持，确立长期发展趋势

国内中国政府已出台多项相关政策和法规以促进长时储能技术的发展。在针对新能源消纳和系统调峰问题，我国将推动大容量、中长时间尺度储能技术示范，同时部署了全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别长时储能技术的研发攻关。国家科技部发布的《“十四五”国家的重点研发计划》提出为代表各种长时间储能多种储能技术提供了研发的资金支持，重点包括超长时间尺度储能技术3项：100MW级先进压缩空气储能技术、新一代液流电池储能技术、宽液体温域高温熔盐储热技术；中长时间尺度储能技术4项：低成本长寿命锰基储能锂离子电池、有机储能电池、水系金属离子储能电池、百兆瓦时级钠离子电池储能技术。

3 长时储能主要技术分类及市场分析

长时储能技术分类

长时储能技术可以分为机械储能、化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气、抽水储能、重力储能；电化学储能根据材料不同分为锂离子电池、钠电池、铅蓄（碳）电池和液流电池储能；热储能主要为熔盐储能。其中，抽水储能和锂离子电池储能发展较为领先。各储能技术路线对比：抽水蓄能和压缩空气储能具备大规模运行的能力；氢能前景广阔，有较大降本空间；电池储能的设备协调能力较强，因此有较大的耦合潜力。

抽水储能：发展前景良好，仍为最主要长时储能模式

2022年我国抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦，是2012年底的2.2倍以上，规模位居世界首位。中国抽水蓄能行业市场规模不断扩大，2021年达到263亿元，预计2026年将达到499.8亿元。2022年我国投产28台抽水蓄能机组，合计880万千瓦。根据中电联统计与数据中心预测，2023年抽水蓄能总装机规模将超过5000万千瓦。从“十四五”规划实施至2023年2月16日，国内已核准抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合计为9219.1万千瓦，项目投资金额合计约为6116亿元。根据《抽水蓄能中长期发展规划》，到2030年我国要投产抽水蓄能总规模1.2亿千瓦左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿千瓦，储能资源充足。

压缩空气储能：储能装机规模迅速扩张，产业化速度开始加快

中国压缩空气储能行业目前处于高速增长阶段。2021年全国累计装机规模182.5MW，市场规模达12.8亿元，2022年市场规模达18.4亿元。据不完全统计，2022年已有20个压缩空气储能示范项目签约，已公开的储能规模可达7.98GW。未来压缩空气储能市场有望保持高速增长态势。压缩空气储能当前在储能市场中的渗透率较低，仍在1%以下。压缩空气储能具有规模大、寿命长、建设周期短、站址布局相对灵活等优点，有望成为抽水蓄能在大规模储能电站领域的重要补充，渗透率有所提升，行业规模也将受益于储能市场整体规模的扩张而水涨船高。

重力储能：高行业壁垒，部分龙头率先进入商用阶段

中游储能系统集成商未来是产业链主角。产业链上游以建设原材料（水泥、金属、钢铁等）和装备为主，中游为储能系统集成商，下游应用分布在发电侧、电网侧以及用户侧。重力储能行业尚未进入全面商业化阶段，资本壁垒与技术壁垒较高。目前国内外的重点企业主要有Energy Vault、Gravitricity和中国天楹等。

钠离子电池：加速产业化，成本降低后将迎来快速发展

目前钠离子电池市场存量有限，但未来有望持续增长。根据EVTank数据，2022年我国现有钠离子电池的市场装机量约2GWh。但一方面，未来随着宁德时代、湖南立方、海四达等企业的钠离子项目逐步落地，我国钠离子电池的合计规划产能将在2025年底达到275.8GWh；另一方面，从全球范围来看，钠离子电池产业正在向商用化领域转变，规模化程度不断扩大，市场份额不断扩大。实现大规模商业化仍然需要产业链完善与成本下降。由于钠离子电池的产业链培养和理论低成本水平达成仍然需要较长的时间，其大规模的产业化应用需等到2025年后。

氢储能：消纳优势与规模经济显著，系统效率及成本有待降低

氢储能与其他储能方式相比，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在长时储能中发挥重要作用。在用电低谷期时，可通过利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢，储存起来或者供下游产业使用；在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。

熔盐储热：安全持久但经济性与能量转换效率受限

熔盐储热属于热储能，装机规模较大，且安全环保，使用寿命通常在25年以上;作为储热介质的熔融盐使用温度范围广，传热性能好、饱和蒸汽压低、化学性质稳定，适用于光热电站中。但与电化学储能相比，熔盐储能能量转化效率较低，且初始投资成本高。

4 重点公司分析

抽水储能—浙富控股：国内水电设备制造龙头

水电板块是浙富控股集团的主营业务之一，公司已经成为中国最大的民营水电设备制造商及水电开发一体化服务供应商，也是中国三大水电设备制造企业之一。2022年公司营业收入达到167.8亿元，同比增长18.56%，归母净利润达到14.7亿元，相较于上一年度有所下降。

浙富水电公司全资子公司浙富水电主要从事大中型成套水轮发电机组的研发、设计、制造与服务，产品涵盖贯流式水轮发电机组、轴流式水轮发电机组和混流式水轮发电机组三大机型，以及抽水蓄能发电机组、水电工程机电总承包以及电站机电设备总承包项目等。2022年公司新签水电业务订单共计 8.12 亿元。

压缩空气储能—开山股份：中上游压缩机设备提供商

开山股份围绕压缩机业务，涉足了工业用空压机、矿山用空压机、螺杆膨胀发电机、工艺气体压缩机等多个领域。2022年公司营业收入达到37.54亿元，同比增长7.73%，归母净利润达到4.09亿元，同比增长34.58%。设备开发设计技术成熟。公司是国内唯一可以做到每个功率段（5.5-630kW）的螺杆空压机都达到一级能效的制造商。2022年开始，公司开始陆续推出拥有发明专利保护的第四代螺杆主机。该系列产品的能效将比一级能效标准还要高出5-10%。除具备螺杆机主机自主设计能力外，公司还具备螺杆膨胀发电机、工艺气体压缩机等的设计能力。压缩机与膨胀机在压缩空气储能成本中占相当比重。空气压缩机和膨胀机是压缩空气储能核心设备，两者各占比20%左右，压缩空气储能需求上升利好中上游设备提供商。

锂电储能—比亚迪：储能产品全栈自研，实现储能全产业链布局

公司实现全部件自研。2008年进入储能领域。2021年，比亚迪储能电池（不含基站、数据中心备电电池）全球出货量名列中国企业第三，仅次于宁德时代和鹏辉能源。在储能领域实现了电池、 PCS 、BMS和EMS等全业务制造领域覆盖，且从电芯到PCS、BMS等核心部件基本为自主研发生产。打通了能源从获取、存储到应用的全产业链。比亚迪主要从事磷酸铁锂电池的研发、生产与销售，与磷酸铁锂电池上游材料厂商共同建厂，稳定上游原材料。在中游研发与生产磷酸铁锂电池，不断进行技术创新。下游具备储能系统集成实力，比亚迪汽车换下来的电芯可以用作储能电池，并通过比亚迪储能电站实现应用端的推广变现。

氢储能—京城股份：高压气瓶纯正标的，盈利能力逐步改善

京城股份主营业务为气体储运业务。主要产品包括LNG气瓶、CNG气瓶、钢质无缝气瓶、氢燃料电池用铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶等，凭借气体储运多年积累的技术经验，公司2021年开始布局车载储氢瓶生产，2022年公司气体储运产品营收达11.6亿元，占总营收达到84.76%。背靠氢气储运核心技术，大力发展储氢瓶业务。公司拥有规模可观、技术水平先进的铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶的设计测试中心及生产线。所生产的35MPaⅣ型储氢气瓶已批量应用于氢燃料电池汽车、燃料电池备用电源领域。

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