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新能源发电大规模布局，储能成刚性需求再焕生机。中国储能市场发展起始于 2010 年，历经十余年发展，技术已得到验证，示范应用项目成功推行，商业模式在探索中有所改进。2020 年压缩空气密度，“双碳”目标下，可再生能源的开发得到前所未有重视，高比例不稳定的可再生能源消纳压力下，多省地方政府及电网公司提出集中式“新能源+储能”配套发展政策，储能技术对新能源大规模普及的价值充分体现并成共识，“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场与“风光”发电新能源市场繁荣共进。
我们认为，2020 年以来储能行业的高景气源于新能源强配储能措施的推行，更 多是要归功于政策面的利好，而未来储能行业能否欣欣向荣，则有赖于成熟有效商业模式的搭建。
1.1、 短期：看政策引导驱动+电力系统转型
1.1.1、储能成新能源标配于争议中坚定前行
2020 年全国先后约 17 个省市区出台了“新能源+储能”相关政策。自 2021 年初至 2021 年 11 月，有 20 个省市区提出了 “风光储一体化”，各省区的储能配置比例基本都在 5％~20％之间，一般要求储能时长为 2 小时。
新能源势在必行，储能配备大势所趋背景下，各大央企、国企，以及部分民企纷 纷布局，强配储政策引导效果显著，根据 CNESA 数据，2020 年中国电化学储能装机增速跳跃至 91%，而 2019 年装机增速只有 59%。
1.1.2、“双碳”目标衍生政策东风，储能迎来高光时刻
作为“双碳”目标关键支撑技术，储能长期发展后盾强大
支撑性：2021 年 7 月 15 日，国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储 能发展的指导意见》中首次明确了储能作为碳达峰、碳中和的关键支撑技术，明确了储能的发展目标与重点任务，2025 年新型储能装机规模达 3000 万千瓦以 上，接近 2021 年装机规模的 10 倍，极大提振行业信心，为储能长期发展奠定了基础。
价值性：2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制 的通知》推动电价市场化改革，通过峰谷电价、尖峰电价等价格信号，激励市场成员自发配置储能或调峰资源。经济利益可驱动市场成员自发实现分散与集中相互协同的储能设施配置方案，为储能设施商业价值的实现提供空间。峰谷价差拉大，将催生出更多应用新模式。
可持续性：2021 年 8 月 24 日《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见 稿）》1和 2021 年 9 月 24 日《新型储能项目管理规范（暂行）》2的出台，将促 进形成储能全生命周期、全流程的管理体系，为储能可持续发展保驾护航。
独立性：2021 年 12 月 24 日国家能源局发布新版“两个细则”3，新增新型储能 为市场主体；新增转动惯量、爬坡、调相等辅助服务品种；分摊机制由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，进一步优化现有电力辅助服务补偿与分摊机制，为储能开拓了市场获益空间。
“十四五”新型储能发展专项规划值得期待。浙江省已于 2022 年 2 月 11 日由 浙江省发改委发布关于组织申报“十四五”新型储能示范项目的通知，拟在全省组织申报新型储能示范项目，示范项目总规模 100 万千瓦，其中发挥调峰作用的独立储能项目给予容量补偿，联合火电机组调频的项目给予一定用煤量指标。
1.1.3、短期内储能发展需跟踪新型电力系统转型步伐
需求刚性，应用广泛，贯穿新型电力系统三大环节。“双碳”目标实现需要大规模新能源建设，而新能源废弃率与新能源发电的不稳定性和间歇性问题增加了电网输配容量、电频波动控制等方面的要求，“风光水火储一体化”、“源网荷储 一体化”使得储能在新型电力系统中的刚性需求地位确立。储能在新型电力系统的发电侧、输配电侧、用户侧三大场景中充分发挥价值。
我们认为当前储能行业与电力系统转型深度绑定，短期可跟踪指标有：（1）发 电侧：看新能源配储比例、新能源在能源消耗系统中占比、新能源装机数量。2021 年储能发展主靠发电侧配储改革推动，配储比例普遍在 10%-20%左右，未来随着配储模式推行，配储比例仍有提升空间，而新能源比重与装机数量的提升则增加了配储量。（2）输配电侧：电网灵活性水平，看调频、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务市场化进程。（3）用户侧：看峰谷价差需求，需求 越大，削峰填谷的空间与利润更大。
1.2、 长期：成熟商业模式支撑稳健发展
收益模式渐丰富，单项目多层收益模式待发展。政策只能作为行业初步发展的推 动力，储能参与主体应当借助政策与市场机制改革之风，探索建立成熟商业模式， 实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得议价权才能保障行业稳健发展。当前，我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式，主要有削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理等模式。
对比英国电力市场，国内储能收益来源较单一。英国电力市场自由化程度高，这 为储能获得更多收益提供了可能性。从收益渠道来看，英国电力市场的储能收益来源广泛，包括从价值相对较高的调频服务市场及备用市场，到价值相对不高的能量市场，储能可获得的收益来源超过 10 种。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务，用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源较为单一。储能在建立稳定商业模式同时，作为独立市场主体可参与多个细分市场实现效益叠加。
2、 电化学储能成主流，压缩空气储能可期
2.1、 新型储能技术路线：电化学储能为主流
储能技术按能量的转化机制不同，可分为物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、 飞轮储能）、电化学储能（锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等）、 电磁储能（超级电容器、超导储能）和光热储能（熔盐储能）四类。
抽水蓄能技术成熟，电化学储能等新型储能技术不甘落后。多个储能技术中抽水 蓄能技术最为成熟，在我国已投运储能项目累计装机规模中占比最大，截至 2020 年底占比为 89.30%。回顾近年各储能技术装机量占比，抽水蓄能占比其实有所下降，截至 2015 年，抽水蓄能占比 高达 99.5%，至 2020 年降幅高达约10pct，反映出我国新型储能技术商业化应用加速发展。截至 2020 年底，电化学储能投运项目累计占比约为 9.2%，其中锂离子电池约为 88.8%；熔盐储能规模进一步扩大，占比达 1.5%；液流电池储能、超级电容储能、压缩空气储能项目规模占比较 2019 年有所下滑，我们认为主要受市场热拥电化学储能赛道挤占该部分储能项目投资资源所致。
2.2、 新型储能技术路线：压缩空气储能值得期待
20 世纪 70 年代后期，全球第一座压缩空气储能电站在德国建成，美国、日本等国家在此领域的发展速度也在不断加快。现阶段，全球商业化运行的压缩空气储 能电站共有两座，分别位于德国、美国。我国压缩空气储能技术研究起步较晚， 2005 年才开始发展，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。2021 年以来，全国有多个已签约待建项目，项目密度较往年有所提升。
新型压缩空气储能攻克传统储能瓶颈，具规模化应用潜能。压缩空气储能分为传 统与新型两大技术路线。传统压缩空气储能系统（CAES）是基于燃气轮机技术开发的一种储能系统。在用电低谷压缩空气密度，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧，然后驱动透平发电。目前已在德国（Huntorf 290MW）和 美国（McIntosh 110 MW）得到了规模化商业应用，在日本、以色列、芬兰和南非等国家也有相关研究和在建项目。但传统压缩空气储能技术依赖储气洞穴与化石燃料，系统效率低下，存储与转换过程会带来新污染。新型压缩空气储能则拥有三大技术进步，提高了压缩空气储能广泛适用度：
绝热压缩空气储能：蓄热回热技术回收再利用气体压缩过程所产生的压缩热， 在压缩空气发电时不需再燃烧化石燃料，即非补燃式的压缩空气储能技术。我国江苏金坛非补燃式压缩空气储能电站为世界首个非补燃压缩空气储能电站。
液态空气储能：采用压缩空气液化储存或高压气态储能于储气装置中，摆脱对储气洞穴的依赖。2021 年 10 月，我国首套 10 兆瓦先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电，该套系统可在夜间电网负荷低谷时通过压缩机将空气压缩并存入集气装置存储，白天用电高峰时将高压空气释放驱动膨胀机带动发电机发电。
超临界压缩空气储能：通过压缩、膨胀、超临界蓄热及换热，系统集成优化，整体提高系统效率，同时解决传统压缩空气储能所有技术瓶颈。
先进压缩储能技术优势多，为极具发展潜力的长时大规模储能技术。对比各类新 型储能技术，先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势，是极具发展潜力的长时大规模储能技术，广泛应用于电力系统调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等，在提高电力系统效率、安全性和经济性等方面具有广阔发展空间和强劲竞争力。
系统效率提升及成本下降网赚项目，奠定商业化发展基础。2021 年 12 月，中储国能表示从目前已建成和在建的项目来看，兆瓦级的系统效率可达 52.1%，10 兆瓦的系统效率可达 60.2%，百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到 70%，先进压缩空气储能系统效率能够逼近 75%。系统规模增加后，单位投资成本也持续下降，系统规模每提高一个数量级，单位成本下降可达 30%左右。
全生命周期角度，压缩空气储能成本占优。文军等 2021 年发表于《热力发电》期刊论文《储能技术全生命周期度电成本分析》以储能系统的放电电量为基准，采用平准化电力成本方法4来分析比较不同的储能技术的成本。
现金流入：放电电量的电费收入和其他来源收入（补贴、两部制电价中的容量电费收入等。
现金流出：第 0 年的初次投资支出，投运后每年的运营维护费支出、替换费用支出、充电电费支出、贷款的还款支出、税费支出以及寿命到期后的回收支出。
最终输出抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能 3 种储能技术全生命周期度电成本。在考虑 0.288 元/kW·h 充电电价、不考虑充电电价（利用弃风弃光充电）、不考虑充电电价且折现率为零三种情形下，物理储能成本均低于磷酸铁锂电池，压缩空气储能在后两种情形下成本最低。
储能大规模应用大势所趋，技术成熟前提下，对经济性敏感度或将使压缩空气储 能成为继电化学储能后第二波新型储能商业化与规模化应用浪潮的主角。
资本提前押注，压缩空气储能商业化提速。中储国能是中国科学院工程热物理研 究所 100MW 先进压缩空气储能技术的产业化公司，专注于压缩空气储能技术的推广应用，产业化进程已进入新阶段。2020 年中储国能获得中科创星、株洲高科领投的 1.6 亿元天使轮投资，2021 年资本继续加码，由招银国际领投，中科创星追投，联想之星、普华资本、华控基金、南京麒麟等机构跟投，融资金额达 1.8 亿元。
2022 年初，高盛集团旗下的高盛资产管理公司计划向总部位于加拿大安大略省 的先进压缩空气储能(A-CAES) 开发商Hydrostor 公司投资 2.5 亿美元。Hydrostor 正在将其专有的压缩空气储能技术商业化，打造具有成本效益的长时储能解决方案。公司目前有一个正在商业运营的项目，储能规模2.2MW / 10MWh+，于 2019 年在加拿大安大略省正式上线运行，并在澳大利亚和美国的加利福尼亚州拥有 1.1GW / 8.7GWh 的待建项目。
2.3、 熔盐储能：目前大规模中高温储热技术的首选
熔盐储能系统结构简单，初始投资成本较低，介质优点多。相比于其它储能技术， 熔盐储能技术系统结构简单，初始投资成本较低，是实现可再生能源大规模利用， 提高能源利用效率、安全性和经济性的有效途径。熔盐作为储热介质，具有使用 温度高、传热性能好、比热容大等优点，在太阳能光热发电领域已经有较为成熟 的应用。2018-2020 年在我国储能累计装机占比中稳步增加。
应用场景众多，商业化空间逐步打开。目前，熔盐储热技术有 5 大典型应用场景， 从初始的光热发电走向综合能源服务。
光热发电：熔盐储热技术应用于光热电站其特点是将储热和传热介质合为一体，简化了整个电站设备组成，有利于后期的运维。同时可以提高太阳能的利用效率，减少功率波动，提高电力系统灵活性；促进电网平稳性输出，缓解新能源电力发展过程中的限电问题。
清洁供热：可将弃风/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，提高整个系统的能源利用率；可实现削峰填谷，平滑光电、风电的输出功率，提升新能源发电的消纳能力；为食品加工、纺织等企业提供稳定持续的蒸汽、热风等高品质热源。
移动储热供热：无管路热损失，热能利用率高；可实现废余热高效回收利用，节能减排双收益；无需管道铺设，投资少、运行成本低；设备运行灵活，操作安全简单；可实现供热管网辐射不到的企业或工厂。
火电灵活性改造：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；通过调峰给用户供热提高电厂的经济效益；突破供热对机组电负荷调节的限制，实现能量的梯级利用。
综合能源服务：通过与光伏、风电、核能等系统互补耦合，为用户提供高效智能的多种能源供应，提高能源利用率；实现能源生产和环境治理的融合，减少污染物排放和降低企业用能成本；提高清洁能源的使用比例，优化能源结构。
截至 2020 年 2 月，我国首批光热发电示范项目已并网 7 座，包括中广核德令哈 50 兆瓦槽式光热电站、首航节能敦煌 100 兆瓦熔盐塔式光热电站、青海中控德 令哈 50 兆瓦熔盐塔式光热电站等。青海中控德令哈 50MW 塔式熔盐储能光热电站是国家首批太阳能热发电示范项目之一，配置 7 小时熔盐储能系统，电站设计年发电量 1.46 亿 kWh，每年可满足 8 万余户家庭清洁用电，每年可节约标准煤 4.6 万吨，减排二氧化碳排放约 12.1 万吨。
2021 年 4 月，国内首个熔盐储能供蒸汽项目立项备案，获得了国资委专项资金 支持，由北京热力市政工程建设有限公司承建，采用了北京民利储能技术有限公 司开发的新型熔盐储能蒸汽系统。
2021 年，江苏国信子公司国信靖江电厂开展熔融盐储能项目改造，将用于电厂 侧调峰调频，熔融盐储能技术首次用于火电。
熔融盐储能的投资成本低于锂电池储能，容量大，且熔融盐易扩展、安全性高， 具备长时储能优势，有望迎来广阔发展空间。
