http://www.cgws.com请参考最后一页评级说明及重要声明投资评级：强于大市（首次）报告日期：2022年12月26日分析师：于夕朦S1070520030003☎010-88366060-8831yuximeng@cgws.com新型储能技术及产业研究报告——能源转型深度报告“碳达峰、碳中和”目标指引下，中国的新型电力系统建设进程持续加速。风电、光伏装机渗透率的不断提升，必然要求与之匹配更多储能装机为电力系统提供各种类型的调节能力。包括锂电池在内各类新型储能技术因为选址灵活，技术参数适用范围广等特点，将逐渐成为与抽水蓄能储能方式同样重要的储能技术，在源-网-荷三侧的多种应用场景下发挥作用。新型储能装机量在未来十年将快速增长，预计十四五末新型储能功率装机可达4500~5500万千瓦，能量装机可达1亿~1.2亿千瓦时，十五五末新型储能功率装机可达1.2亿~1.5亿千瓦，能量装机可达2.5亿~3亿千瓦时。锂电池储能在目前以及十四五结束前仍是最为成熟的新型储能技术，将支撑十四五期间的新增储能装机。但电动车行业持续增长的需求，将使越来越少的锂资源可供电力系统的固定式储能使用，其他新型储能技术面临巨大发展机遇。包括液流电池、压缩空气储能、重力储能在内的几种新型储能技术将在十四五期间完成百兆瓦级示范项目建设，并通过充分示范于十四五末期在技术参数、技术成熟度、降本趋势等方面有不同表现。示范较为成功的技术，将在十五五期间占据更多的储能市场份额。风险提示：技术开发不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，项目投产情况不及预期，商业模式形成不达预期。核心观点分析师产业研究报告行业深度报告行业报告电力及公共事业行业深度报告长城证券2请参考最后一页评级说明及重要声明目录1.中国发展新型储能的必要性...............................................................................................52.新型储能发展现状...............................................................................................................82.1装机情况......................................................................................................................82.2技术发展现状..............................................................................................................92.3新型储能技术经济性综合评价................................................................................323.新型储能政策环境.............................................................................................................343.1国家政策....................................................................................................................343.2国家政策....................................................................................................................364.新型储能发展趋势.............................................................................................................374.1新型储能技术发展趋势............................................................................................374.2储能“十四五”规划及示范项目.................................................................................385.新型储能发展面临的问题.................................................................................................416.新型储能产业发展的若干建议.........................................................................................437.储能产业公司梳理.............................................................................................................45vMtNpPyQvNbR9RbRtRnNpNmOiNpOmOjMsQzQ7NnMsOvPrNqRMYqNtQ行业深度报告长城证券3请参考最后一页评级说明及重要声明图表目录图1：中国电力装机发展预测...................................................................................................5图2：不同新能源渗透率下的日内净负荷曲线.......................................................................5图3：储能在源网荷三侧的多种应用场景...............................................................................6图4：“传统电力系统”到“新型电力系统”..............................................................................7图5：全球累计储能装机情况...................................................................................................8图6：主要国家新型储能装机情况...........................................................................................8图7：中国储能累计装机情况...................................................................................................9图8：中国分省储能累计装机情况...........................................................................................9图9：主要储能技术类型.........................................................................................................10图10：压缩空气储能原理示意图...........................................................................................11图11：压缩空气储能示意图...................................................................................................11图12：压缩空气储能成本构成...............................................................................................12图13：液流电池运行原理.......................................................................................................13图14：液流单元电池结构示意图...........................................................................................14图15：钒液流电池产业链.......................................................................................................15图16：全钒液流电池初始投资材料成本占比（1MW/4MWh）........................................16图17：钠离子电池原理示意图...............................................................................................17图18：钠离子电池产业链.......................................................................................................18图19：钠离子电池成本构成...................................................................................................19图20：砌块重力储能塔示意图...............................................................................................20图21：二代砌块重力储能塔示意图.......................................................................................20图22：山体斜坡储能原理示意图...........................................................................................21图23：重力储能产业链...........................................................................................................22图24：砌砖重力储能成本构成...............................................................................................22图25：EnergyVault瑞士EV1重力塔储能系统...................................................................22图26：EnergyVaultEVx储能模块概念图...............................................................................23图27：Gravitricity废弃矿井重力储能250kW样机.............................................................23图28：ARES内华达轨道机车储能系统现场施工图............................................................24图29：氢储能示意图...............................................................................................................24图30：碱性电解水制氢原理...................................................................................................25图31：储氢技术示意图...........................................................................................................26图32：质子交换膜燃料电池原理...........................................................................................27图33：碱性水电解与PEM水电解主要成本比较..................................................................28图34：固态锂离子电池结构示意...........................................................................................30图35：未来十年新型储能装机发展预期...............................................................................39行业深度报告长城证券4请参考最后一页评级说明及重要声明表1：液流电池活性物质对比.................................................................................................14表2：氢储存技术对比表.........................................................................................................26表3：几种储能技术当前技术经济参数.................................................................................32表4：国家部委层面储能相关政策梳理.................................................................................35表5：“十四五”主要省份新型储能装机目标及配储比例......................................................38表6：主要省份2022年新型储能示范项目数量...................................................................39表7：新型储能技术所涉及的相关公司.................................................................................46行业深度报告长城证券5请参考最后一页评级说明及重要声明1.中国发展新型储能的必要性电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%。至2060年，我国电力装机规模将达90~95亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过80%。。图1：中国电力装机发展预测资料来源：国家能源局，长城证券研究院整理风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图2为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。图2：不同新能源渗透率下的日内净负荷曲线资料来源：CAISO，长城证券研究院行业深度报告长城证券6请参考最后一页评级说明及重要声明除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。图3：储能在源网荷三侧的多种应用场景资料来源：长城证券研究院整理在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。行业深度报告长城证券7请参考最后一页评级说明及重要声明图4：“传统电力系统”到“新型电力系统”资料来源：长城证券研究院整理行业深度报告长城证券8请参考最后一页评级说明及重要声明2.新型储能发展现状2.1装机情况截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约2.1亿千瓦，同比增长9%。其中，抽水蓄能装机规模约1.8亿千瓦，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万千瓦，同比增长67.7%，其中锂离子电池装机约2300万千瓦，占据主导地位。图5：全球累计储能装机情况资料来源：中关村储能产业技术联盟，长城证券研究院在3000万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约650万千瓦，中国紧随其后，装机量约580万千瓦。其他新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。各国详细新型储能装机情况如图6。图6：主要国家新型储能装机情况资料来源：中关村储能产业技术联盟，长城证券研究院我国截至2021年底，电力储能装机约4600万千瓦，相比于2020年增长30%，占全球电力系统储能装机量的22%。2021年全年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%，折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。行业深度报告长城证券9请参考最后一页评级说明及重要声明图7：中国储能累计装机情况资料来源：中关村储能产业技术联盟，长城证券研究院从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过100万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。图8：中国分省储能累计装机情况资料来源：中关村储能产业技术联盟，长城证券研究院2.2技术发展现状新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热（冷）技术。本报告主要总结和对比各类能量型电储能技术的主要技术经济性参数和发展现状，且由于锂离子电池发展相对较为成熟，相关参考资料较多，故本报告重点介绍压缩空气储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、氢储能等五种侧重于能量型应用的储能技术，对其技术原理、技术特点、关键技术指标、经济性潜力、应用前景进行了详细梳理分析。行业深度报告长城证券10请参考最后一页评级说明及重要声明图9：主要储能技术类型资料来源：长城证券研究院整理2.2.1压缩空气储能压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入100MW级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%~70%，系统成本降至1000~1500元/kW·h。“十五五”末及之后系统效率有望达70%及以上，系统成本降至800~1000元/kW·h。技术原理压缩空气储能(CompressedAirEnergyStorage，简称CAES)，是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放，然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统（即补燃式传统压缩空气储能）、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）在传统CAES系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。行业深度报告长城证券11请参考最后一页评级说明及重要声明图10：压缩空气储能原理示意图资料来源：SINTEF公司官网技术优劣势压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站(>100MW)，放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好，建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件(模具、铸件、管道、阀门、储罐等)的生产加工、装配、制造行业，属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求，对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备(压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等)设计制造、系统集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。图11：压缩空气储能示意图资料来源：长城证券研究院整理行业深度报告长城证券12请参考最后一页评级说明及重要声明现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为4000-6000元/kW，能量成本约为1000-2500元/kWh，循环效率可达65-70%，运行寿命约为40-60年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。各项成本占比见图12。图12：压缩空气储能成本构成资料来源：《压缩空气储能中的蓄热技术及其经济性研究》，长城证券研究院由图可见，系统设备是压缩空气储能初投资成本的主要部分。压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统分别占比达到了28%、15%、20%。因压缩空气系统占地面积较大，基建费用占比达到22%。公司及示范项目目前压缩空气储能发展整体上处于示范验证与商业推广过渡的阶段。目前我国已有百兆瓦级压缩空气储能示范项目完成建安。中储国能（北京）技术有限公司中储国能技术有限公司发源于中国科学院工程热物理研究所。通过多年技术攻关，已攻克1MW级和10MW级先进压缩空气储能系统关键技术，建成了首套1.5MW(2013年)和10MW(2016年)先进压缩空气储能系统，并于2017年在国际上率先开展了100MW先进压缩空气储能系统研发与示范工作。目前位于河北省张家口地区的100MW/400MWh压缩空气储能电站示范项目，于2021年8月完成电站主体土建施工，于2021年12月完成主要设备安装及系统集成，预计今年将完成调试并网。该系统单台套输出功率为100MW，系统设计效率为70.4%，各项参数在国际上已处于领先地位。江苏金坛盐穴国家示范工程在国家电网的支持下，清华大学电力系统国家重点实验室卢强院士团队创新研发出零排放压缩空气储能系统。系统利用被遗弃的风光水和“低谷电”，制造并以100~120个大气压的高压空气进行存储，用电高峰期时，高压空气经储热换热系统加热后，驱动透平发电机发出电能，达到废电精用的目的。系统运行过程中无燃烧，零排放，无后处理污染，使用寿命长达50年，能够在电、热、冷和调相的四联供上有效满足人们生活需求，有效提升大电网系统安全。压缩机机组28%膨胀机机组15%蓄热系统20%电气设备8%储气室5%土地费用2%基建费用22%行业深度报告长城证券13请参考最后一页评级说明及重要声明金坛盐穴压缩空气储能项目，位于江苏常州金坛区，由清华大学、中国华能集团以及中国中盐集团联合研发建设。一期项目总投资5亿元，将建成1套60MW×5小时的盐穴非补燃式压缩空气储能发电系统。中国能源建设集团有限公司中国能建于2022年初成立能建数字科技集团，开展压缩空气储能技术研究和项目推进。目前已签约湖北应城，辽宁朝阳、山东泰安共3个300MW级压缩空气储能项目。其中湖北应城项目已于2022年7月开工建设。2.2.2液流电池液流电池具有容量大、安全性好、功率与容量解耦等优点，适合作为大规模长时储能的选择。全钒液流电池是目前最为成熟的液流电池体系，钒的多价态特性使得其面临的技术问题最少，技术最为成熟。但主要活性物质钒的成本占系统成本比例高，限制了其造价的下降。全钒液流电池目前国内进展较快，5MW/10MWh项目已安全稳定运行8年以上。200MW/800MWh项目已进入调试阶段。其他形式液流电池目前多处于kW~MW级别的示范阶段。全钒液流电池成本目前在2500~3500元/kWh区间。若考虑钒电解液残值占原值的70%，以及8小时以上的长时储能，价格有望下降至800-1400元/kWh。但近一年来，五氧化二钒价格大幅上涨，使得其成本压力大增。锌基、铁基等体系具有活性物质储量大、价格低的特点。但面临的工艺问题，科研问题较多，相对全钒电池来讲技术更为复杂，需要更长的时间进行研发示范。技术原理图13是液流电池的原理图，正极和负极电解液分别装在两个储罐中，利用送液泵使电解液通过电堆循环。在电堆内部，正、负极电解液用离子交换膜（或离子隔膜）分隔开，电池外接负载和电源。液流电池系统由电堆、电解质溶液及电解质溶液储供单元、控制管理单元等部分组成。图13：液流电池运行原理资料来源：杭州德海艾科能源科技公司官网行业深度报告长城证券14请参考最后一页评级说明及重要声明典型液流电池电堆结构如图14所示。电堆中的单元电池主要由紧固件、端板、集流板、电极框、双极板、电极和离子传导膜组成，各零件之间通过橡胶或者焊接等密封方式进行密封，两侧的端板起到压合固定的作用，通过紧固件将所有组件紧固为一体，电堆则是由若干个单元电池串联起来通过压滤机的叠合方式装配而成。图14：液流单元电池结构示意图资料来源：《典型液流电池储能技术的概述及展望》从理论上讲，离子价态变化的离子对可以组成多种氧化还原液流电池。根据液流形式分类，液流电池可分为双液流电池和单液流电池。根据沉积和相变与否，可分为沉积型电池和不沉积型电池。根据活性材料分类，可分为全钒液流电池，锌基液流电池（锌溴、锌铁、锌镍、锌空气等），铁铬液流电池、全铁液流电池等等。相比全钒液流电池，其他液流电池技术成熟度稍低，仍然面临活性物质的沉积、电解液互窜、功率密度低、容量和能量无法完全解耦、析氢和析氧等问题。表1：液流电池活性物质对比分类形式是否沉积正极负极全钒双液流不沉积VO2+/VO2+V3+/V2+全钒铁铬双液流不沉积Fe2+/Fe3+Cr2+/Cr3+铁铬锌溴双液流/单液流沉积Br-/Br2Zn2+/Zn锌铁双液流沉积Fe(CN)64-/Fe(CN)63-(Fe2+/Fe3+)Zn(OH)42-/Zn锌镍单液流沉积Ni(OH)2/NiOOHZn(OH)42-/Zn锌空气双液流沉积O2Zn(OH)42-/Zn全铁双液流沉积Fe2+/Fe3+Fe2+/Fe资料来源：长城证券研究院整理技术优劣势技术性能好：全钒液流电池能量效率高、充放电性能好、循环寿命长等特点。其能量效率可达80%，可深度放电，循环次数>10000。安全性好：采用水系电解液，不会起火燃烧，从根本上杜绝了大规模储能电池的安全性问题。行业深度报告长城证券15请参考最后一页评级说明及重要声明具有容量扩展能力：液流电池功率与能量解耦分离，储罐中增加电解液即可扩展充放电时间，电解液越多，单位能量的价格越低。双液流电池功率和容量可独立设计，尤其适合大规模储能，储能容量可达100MWh以上。长寿命：全钒液流电池正负极电解液采用同一种物质，通过定期对电解液进行还原，可杜绝衰减问题。这使得液流电池具有达15~20年的使用寿命，部分项目可达25年，其寿命主要受限于机械部件。同时，液流电池活性物质衰减少，含有活性物质的电解液残值可达70%以上。成本较高：液流电池目前成本仍然较高。钒电解液的成本占整个电池系统成本的50%以上，主要原料五氧化二钒的价格不断上涨，也导致电池能量成本居高不下。行业也一直在探索其他更为廉价的原材料作为液流电池的活性物质，铁、铬、镍、溴等材料均是液流电池的候选活性物质。产业链及成本构成在液流电池中，全钒液流电池是目前技术发展最成熟，商业化较快的液流电池。产业链上游原材料包括五氧化二钒、碳毡、隔膜、结构材料等。产业链中游主要为电堆、电池管理系统、能量管理系统、电解液储罐等系统和设备。其下游主要应用场景包括新能源配套、电网侧独立储能、用户侧储能等领域。图15：钒液流电池产业链资料来源：长城证券研究院整理从成本构成方面，以全钒液流电池为例，其初始投资所涉及的材料成本主要包括五氧化二钒，碳毡，双极板，PVC框，储能变流器（PCS），泵，储液罐，隔膜等，各类材料成本的比例见图16。行业深度报告长城证券16请参考最后一页评级说明及重要声明图16：全钒液流电池初始投资材料成本占比（1MW/4MWh）资料来源：《Costandperformancemodelforredoxflowbatteries》，长城证券研究院整理五氧化二钒和隔膜占据了原料成本的60~80%。且随着储能时长增长，五氧化二钒成本所占比例逐渐增加。五氧化二钒市场目前是典型的现货市场，短期钒价波动会直接影响全钒液流电池造价，因此，相对稳定的钒价有利于液流电池行业的成本控制。虽然全钒液流电池初始投入成本相对较高，但是全钒液流电池的电解液性能衰减较慢，通过在线或离线再生后可循环使用，且电解液中钒的价值长期存在（残值相对较高），其可循环利用和残值率较高的特性对于初始投入成本分摊和后续年度运维成本等具有一定优势。公司及示范项目全钒液流电池已具有较多示范项目。大连融科储能在2012年实施了当时全球最大规模的5MW/10MWh的辽宁卧牛石风电场全钒液流储能系统，率先在国内外实现了技术产业化。该项目设计寿命是10~15年，运行后能量效率几乎没有明显衰减，维护成本低，运行成效显著，进一步验证了全钒液流电池技术上的成熟性。此后，更多更大规模的全钒液流电池示范项目投入建设和运行。目前我国全钒液流电池已进入百兆瓦级技术的示范应用阶段。大连国家示范项目、湖北全钒液流电池储能项目、大唐中宁共享储能项目均达到百兆瓦级。大连液流电池储能调峰电站国家示范项目是国家能源局批复的首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，该电站为“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目，采用大连化物所自主研发的全钒液流电池储能技术。一期工程100MW/400MWh级全钒液流电池储能电站于2022年已完成主体工程建设，并进入单体模块调试阶段，预计今年将投入商业运行。国电投襄阳高新储能电站项目由国家电投湖北绿动中钒新能源有限公司在湖北襄阳高新区投资建设。于2021年8月29日开工，预计2022年前完工。其中，投资19亿元的100MW全钒液流电池储能电站项目，建设用地面积约120亩，预计五年内全部达产后，共实现产值20.95亿元，税收5200万元。除全钒液流电池外，目前我国也开展了其他类型液流电池的示范应用，但项目容量普遍较小，尚处于示范应用前期阶段。五氧化二钒40%碳毡3%双极板4%隔膜21%结构材料2%储液罐2%配套设施17%变流器11%行业深度报告长城证券17请参考最后一页评级说明及重要声明2.2.3钠离子电池钠离子电池具有理论成本低、特性与锂离子电池相近、安全性好等优点，适合在对成本要求苛刻的应用场景下替代成本较高的锂离子电池。钠离子电池的正负极材料所需资源在地壳储量丰富，分布均匀，且开采更加经济环保，被业界认为是比锂离子电池更具经济性的电池技术。目前钠离子电池技术主要分为三条路线，即层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物，三条路线均由行业龙头企业布局，均处于实验室向大规模产业化转化的阶段。目前我国在钠离子电池领域处于世界领先地位，中科海钠、宁德时代、立方新能源等企业均已实现钠离子电池的初步量产，并推出了成熟的产品线。性能参数方面，各领先钠离子电池生产商所开发产品的能量密度已超过140Wh/kg，仍在向锂离子电池当前水平靠近。在碳酸锂价格（当前价格50万元/吨）居高不下的今天，碳酸钠的价格始终维持在2000元/吨，电芯成本保持在0.4~0.5元/Wh，行业估计钠离子电池最终成本将比锂离子电池低20~40%。钠离子电池在实验室环境下展现出了较高的安全性能，同时与锂离子电池工艺兼容，现有生产厂商转型更加容易。技术原理钠离子电池工作原理与锂离子电池相似，即基于氧化还原反应，充电时钠离子从正极材料中脱出经过电解质嵌入负极材料；放电时钠离子从负极材料中脱出，经过电解质嵌入到正极材料。钠离子电池在结构方面与锂离子电池相似，均由正极、负极、电解液与隔膜构成，详见图17。其中电解液与隔膜材料基本沿用锂离子电池体系，主要区别体现在正负极材料上。目前的钠离子电池正极材料主要有三类：层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物。图17：钠离子电池原理示意图资料来源：中科海纳官网相比于其他储能技术，钠离子电池的性能与特性更加接近锂离子电池，现有钠离子电池能量密度已接近磷酸铁锂电池，且大部分生产工艺与锂离子电池兼容。在大容量、低功行业深度报告长城证券18请参考最后一页评级说明及重要声明率以及低温的应用场景下，钠离子电池凭借其更优的经济性和安全性，可作为锂离子电池的补充与替代。技术优劣势低成本：低成本是钠离子电池的主要竞争优势，地壳中钠离子资源含量高达2.75%，是锂元素的400倍。且钠资源在我国分布均匀，考虑到当前我国电池产业80%的锂矿依赖进口，采用钠离子电池可较好解决“卡脖子”问题，钠资源提炼工艺也更加简单、环境友好。同时钠离子自身化学特性也使得电池可采用更加廉价的铁、锰、铝替代锂离子电池中昂贵的镍、钴、铜等金属，进一步降低成本。安全性：钠离子相比锂离子具有更加稳定的电化学特性，受低温环境影响小，无过放电问题，长途可0V运输，大大提升了电池在运输过程中的安全性。根据实验室数据，钠离子电池正常工作温度区间可达-40~80℃，明显优于锂离子电池，拓宽了应用空间。兼容性：钠离子电池除正极材料以外，其他部位的材料、结构与合成工艺与现有锂离子电池相同，生产线兼容性高，企业转型更加容易。同时钠离子电池与锂离子电池在特性上的相似性也使得其可在大部分应用场景下对锂离子电池进行直接替换而无需经过系统整体改造。钠离子电池技术进步也面临一些问题。从成本方面来看，虽然钠离子电池的理论成本要低于锂电池，但是由于技术不成熟以及产业未形成规模效益等原因，目前钠离子电池成本仍高于磷酸铁锂电池，成本优势想要显现仍需依赖产业化与标准化的助推。安全性方面，因为工艺上与锂离子电池的相似性，钠离子电池也同样存在结晶水、吸湿水解等问题。有关钠离子安全性高的结论仍停留于实验室阶段，在实际应用场景下的表现还有待考证，钠离子电池的安全标准也有待制定。产业链及成本构成钠离子电池产业链分布与锂离子电池相似，涵盖上、中、下游三个部分。上游包含正负电极、电解液以及隔膜原材料，涉及金属和化工产业。中游包括电池封装、控制系统集成等，涉及电气设备生产及系统集成产业。下游为储能/动力电池应用市场，涉及储能、电动车等领域。图18：钠离子电池产业链资料来源：长城证券研究院整理行业深度报告长城证券19请参考最后一页评级说明及重要声明钠离子电池由于技术由于产业成熟度与技术路线不确定之间的问题，目前系统成本仍要高于锂离子电池。由于钠离子电池与锂电池的相似性，故此处参照锂电池系统成本构成对钠离子电池成本进行简单估算。在一个典型的储能应用场景下，电池系统成本占比约为60%，其他成本占比约为40%。参考2020年钠离子电池原材料成本构成，正极、负极、电解液、隔膜原材料分别占电芯总成本的30%、10%、20%、15%，剩余成本由其余辅件分摊。图19：钠离子电池成本构成资料来源：长城证券研究院整理正极材料成本在电芯成本中占主导地位，参考2022年上半年数据，铜铁锰层状氧化物估计成本约为2.9万元/吨，镍铁锰层状氧化物约为4.2万元/吨，普鲁士白类为2.2~2.6万元/吨。负极材料硬碳依据厂商供应链资源价格差别较大，在10~20万元/吨不等，目前诸多厂商宣称硬碳成本有较大下降空间。电解液成本同样也是电池成本的重要组成部分，钠离子电池电解质盐一般为六氟磷酸钠（NaPF6），参考目前碳酸钠0.3万元/吨的成本，电解液成本预计低于2万元/吨。钠离子电池正负极均可以使用铝箔作为集流体，目前价格在3~4万元/吨。2.2.4重力储能固体介质的重力储能是近期重力储能商业化的主要发展方向，水介质的新型重力储能技术尚停留在理论研究阶段，除传统抽蓄外的新型水介质重力储能目前尚未有商业化的产品。EnergyVault采用的提升砌块作为存储电能的方式已掌握较为成熟的技术，并已开始应用于小规模示范项目中，但尚未出现大规模应用，其技术成熟度有待示范项目的验证。若能有较成功的示范，砌块重力储能具有可扩展性高、度电成本较低的优势，在中长时储能中有相对广阔的应用前景。矿井重力储能利用废弃矿井进行能量存储，矿井高差通常比人工构筑物更大，如果将数百米深的废弃矿井利用部署重力储能，其储能效率和储能密度均能够超越以人工构筑高差部署重力储能的方式。技术原理重力储能是通过重力势能与电能的相互转化完成能量的存储与释放，即利用多余的电能将重物提升到一定的高度进行存储，当需要使用电力时通过重物下降的过程进行发电产生电能。按照储能介质，重力储能可以区分为水介质和固体介质。传统的抽水蓄能是以正极30%负极10%电解液20%隔膜原材料15%其他25%行业深度报告长城证券20请参考最后一页评级说明及重要声明水为介质，将水的重力势能进行能量存储，符合广义上的重力储能的标准，但为了区分传统抽水蓄能与新型重力储能，通常认为重力储能是除抽水蓄能以外的通过重力势能充放电的储能方式。常见的重力储能包括活塞式重力储能、悬挂式重力储能、混凝土砌块储能塔、山地重力储能等类型。砌块重力储能塔是利用起重机将砌块堆叠成塔，该装置以砌块的升降过程进行充放电，下图是EnergyVault提出的一代砌砖储能技术EV1示意图，该技术在瑞士进行了小规模商业示范。图20：砌块重力储能塔示意图资料来源：EnergyVault官网在EV1示范之后，为解决规模化建设效率等问题，EnergyVault又提出了模块化的二代砖块储能技术。EVx储能系统充放电的顺序如下图所示，整个储能装置都处于钢结构框架中，框架中包括了提升及传动装置。结构中分为上下两部分，上半部分为储能高度，下半部分为放电高度。图21：二代砌块重力储能塔示意图资料来源：EnergyVault官网山体斜坡储能是利用山体的落差进行重物的提升和降落以实现充放电。相比人工构筑物，该方式的结构更加稳定，承重能力更强，缺点是占地面积较大。用于提升重物的传送方式包括轨道机车、缆车、绞盘机、直线电机和传送链等。行业深度报告长城证券21请参考最后一页评级说明及重要声明图22：山体斜坡储能原理示意图资料来源：重力储能技术研究进展地下竖井重力储能是另一种重力储能技术路线，利用废弃的矿井平台和矿井进行重物的升降以实现充放电。该方式的建设成本较低，但选址不够灵活，井口尺寸限制了储能规模。该技术由苏格兰Gravitricity公司首次提出，并于2021年搭建了一台250kW的样机，并于2022年开始建设第一个2MWh商业化储能项目。技术优劣势能量密度高：重力储能的能量密度取决于储能介质的重力密度和建造的高度差，能够实现较高的能量密度。可持续性：由于重力储能是通过物理介质进行储能，不存在化学电池的能量衰减问题。环保：固体介质可以采用建筑废渣等进行废物利用，减少对环境的污染。技术的难点及可能存在的瓶颈：电池管理系统难度高：不同于传统的锂电BMS，重力储能需要根据不同的结构类型设计不同的电池管理方案。例如砌块储能塔需要对砌块的布局和抓取次序进行设计以获得最高效率，而这类自动控制系统在商业化领域没有先例，其设计算法及软件开发难度高。输出功率稳定问题：由于重力储能的发电功率由速度（固体介质）或压强差（水介质）决定，需要将发电功率控制在相对稳定的水平。机械结构使用寿命问题：重力储能不存在损耗，但是其钢结构等材料的使用寿命受机械特性的影响，需要具备较强的抗形变和耐腐蚀能力。产业链及成本构成重力储能产业链上游包含混凝土制造、相关的吊车、缆车及起重机设备以及相关的电气装备。中游包括系统集成，系统安装以及系统运维。下游在发电侧、电网侧以及用户侧储能均能有所发挥。行业深度报告长城证券22请参考最后一页评级说明及重要声明图23：重力储能产业链资料来源：长城证券研究院整理以第一代砌砖储能系统为例，混凝土砖块成本占其成本比例最高，约40%。钢结构的成本约占20%，自动化控制设备成本约占17%，土建成本16%，变频器和电机约占15%，百兆瓦级重力储能项目的成本约为4000~5000元/kWh。图24：砌砖重力储能成本构成资料来源：长城证券研究院整理公司及示范项目目前国际上开展重力储能技术开发示范项目的均为固体介质的重力储能，主要实施公司包括EnergyVault，Gravitricity，以及ARES等。EnergyVault图25：EnergyVault瑞士EV1重力塔储能系统资料来源：EnergyVault官网砌块41%钢结构12%地基16%自动化设备17%电机成本7%变频器7%行业深度报告长城证券23请参考最后一页评级说明及重要声明该系统为EnergyVault的首个商业化项目，其设计储能容量为35MWh。根据EnergyVault官网提供的照片显示，图中的EV1储能系统尚未配备全部用于储能的砌块，测试阶段实际容量尚未达到35MWh。根据公司公开测试数据显示，其测试阶段实现的储能容量实际约3906kWh，消耗电能4124kWh，能量转化率实测为75.3%。根据EnergyVault于2022年6月发布的投资者报告显示，EV1配备了2MW的变频系统，其单个砌块重量为35吨，其砌块采用废弃的煤灰和风机叶片产生的玻璃纤维压制而成，上升高度42米，单次行程运行时间为40秒。EnergyVaultEVx储能系统EnergyVault于2021年提出了可扩展的EVx储能系统，具备可扩展的特点，称储能效率可达85%。根据中国天楹的公开资料显示，即将落地江苏如东的100MWh重力储能示范项目拟采用EVx的形式，单个储能模块为1MW，总容量为100MWh，放电功率为25MW，将服务于江苏电网。目前EVx的公开资料均为概念和效果图，尚无资料显示有实体商业化单元或实物样机。图26：EnergyVaultEVx储能模块概念图资料来源：EnergyVault官网Gravitricity公司的技术路线是利用废弃矿井提升铁块进行重力储能，2021年在爱丁堡利斯港利用15m钻机成功建造了一个250kW的样机并顺利并网。该样机通过由钢索悬挂25吨的重物进行提升和释放进行储能和放电。Gravitricity于2022年在捷克斯塔里齐矿开展首个商用项目，单个储能规模为2MWh。2022年6月获得英国政府资助，于苏格兰约克郡的克纳普顿能源公园建设一个4MWh的重力储能系统。图27：Gravitricity废弃矿井重力储能250kW样机资料来源：Gravitricity官网行业深度报告长城证券24请参考最后一页评级说明及重要声明ARES内华达GravityLine储能项目美国ARES（AdvancedRailEnergyStorage）公司于2014年提出轨道机车储能方式，并于2020年开始在内华达耗资5500万美元利用砾石矿开发50MW的储能系统占地20英亩，该装置的预计承载7.5万吨砌块，利用10条封闭多轨轨道进行。ARES宣称其方案能量转换效率可达90%。目前尚无该项目完工的消息，ARES官网自2021年起无更新。图28：ARES内华达轨道机车储能系统现场施工图资料来源：ARES官网2.2.5氢储能技术原理氢储能属于化学储能，化学储能利用电能将低能物质转化为高能物质进行存储，从而实现储能。目前，常见的化学储能主要包括氢储能和将氢进一步合成燃料（甲烷、甲醇等)储能。这些储能载体本身是可以直接利用的燃料，因此，化学储能与前述其他电储能技术（输入、输出均为电能）存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等。长远看，可以这些储能载体性质稳定的特点，在需要时将其转化为电力系统的电能。目前，在化学储能技术中，氢储能相对成熟，依托电解水制氢设备和氢燃料电池（或掺氢燃气轮机）实现电能和氢能的相互转化。储能时，利用富余电能电解水制氢并存储，释能时，用氢燃料电池或氢发电机发电。图29：氢储能示意图资料来源：长城证券研究院整理行业深度报告长城证券25请参考最后一页评级说明及重要声明氢储能需要完成电—氢—电的转换，涉及“制、储、运、用”四个环节，整个过程较为复杂。在制氢环节，电制氢技术包括碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解(PEM)、阴离子交换膜水电解(AEM)以及固体氧化物水电解（SOEC）四种。前三种为常温（60~90℃）电解槽，SOEC为高温（600~1000℃）电解槽。碱性电解槽利用在水中加入的碱性电解质增加水的导电性，提高电解效率。其结构简单、技术成熟、价格便宜，是目前主流的电解水制氢方法，缺点是效率较低，电解槽效率约为75%，系统效率为60~70%，同时受限于隔膜机械强度，功率灵活调节速度有限。质子交换膜技术利用质子交换膜代替了原有的隔膜和电解质，由于质子交换膜薄且质子迁移速度快，能够明显减小电解槽的体积和电阻，使电解槽效率达到80%左右。由于目前质子交换膜价格较高，且被水浸润时酸性较强，电极只能采用耐酸的铂等贵金属，因此质子交换膜电解制氢成本相对昂贵。阴离子交换膜电解槽结构与质子交换膜电解槽类似，主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成，一般采用纯水或低浓度碱性溶液用作电解质。阴离子膜交换膜是AEM电解水系统中的重要组成部分，也是该技术与PEM技术最大的区别，其作用是将阴离子OH−从阴极传导到阳极，同时阻隔气体和电子在电极间直接传递。固体氧化物电解槽技术利用固体氧化物作为电解质，在高温（600~1000℃)环境下，让水蒸气通过多孔的阴极，氢离子获得电子后成为氢气，氧离子通过固体氧化物在阳极失去电子成为氧气。由于高温环境下离子活性增强，因此其电解效率最高，可以达到90%。该方法还处于试验研究阶段。图30：碱性电解水制氢原理资料来源：长城证券研究院整理储氢技术主要包括高压气态储氢、低温液态储氢、有机液体储氢和金属氢化物储氢等。高压气态储氢是目前最常用、最成熟的储氢技术，其储存方式是将工业氢气压缩到耐高压容器中，具有结构简单、压缩电耗低（20MPa下约为1kWh/kg)、充装和排放速度快等优点，但也存在着安全性能较差和体积比容量低等不足。低温液态储氢成本较高，一方面是液化过程耗能较高，约为15~25kWh/kg;另一方面是液氢储存需要维持低温，且要求容器具有极高的绝热能力。有机液体储氢技术是通过不饱和液体有机物的可逆加氢和脱氢反应实现储氢。这种储氢方法具有高质量、高体积储氢密度（约为液氢的70%)，安全、易于长距离运输，可长期储存等优点，目前仍处于研发阶段，尚未实现商业化应用。金属氢化物储氢以氢与金属的化合和分解实现氢的存储和释放,是极具发展潜力的一种储氢方式，具有储氢体积密度大（与液氢相当）、操作容易、运输方便、成本低、安全程度高等优点，适合于对体积要求较严格的场合。该技术将氢以金属氢化物形式储存于储氢合金材料中。在一定温度压力下，储氢合金与氢接触首先形成含氢固溶体（α相），随后固溶体继续与氢反应产生相变，形成金属氢化物（β相）。在加热条件下，金属氢化物放氢。行业深度报告长城证券26请参考最后一页评级说明及重要声明早期发现的合金有LaNi5、Mg2Ni、TiFe等，随后研究者发现这类合金由一种吸氢元素A与另一种非吸氢元素B组成，两种元素分别控制储氢量与吸放氢可逆性。目前世界上已研发的储氢合金可大致分为稀土镧镍系、钛铁系、钛锆系、钒基固溶体、镁系等，目前该技术仍处于研究阶段。图31：储氢技术示意图资料来源：长城证券研究院整理此外，还可以将绿氢通过合成氨工艺或氢制甲醇工艺转化为氨或甲醇进行储存，使用时再通过氨催化裂解和甲醇催化裂解制氢，或直接将氨、甲醇进行应用。液氨的沸点为-33.5℃，甲醇的沸点为-64.8℃，因此液化及储存成本远低于氢，另一方面氨和甲烷的合成及裂解技术成熟，只需针对可再生能源制氢工艺进行部分优化调整。更重要的是，合成甲醇所用二氧化碳可通过碳捕集技术（CCUS）获得，实现生产过程“负碳排”，在减碳角度具有较大优势。各种储氢技术情况见下表：表2：氢储存技术对比表压缩气态储氢低温液态储氢液氨/甲醇储氢氢化物/LOHC吸附储氢技术原理将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关低温（20K）条件下对氢气进行液化利用液氨、甲醇等液体材料在特定条件下与氢气反应生成稳定化合物，并通过改变反应条件实现氢的释放利用金属合金、碳质材料、有机液体材料、金属框架物等，实现氢的吸附储氢和释放的可逆反应优点技术成熟、充放氢速率可调体积储氢密度高、液态氢纯度高储氢密度高、安全性较好、储运方便安全性高、储存压力低、运输方便缺点体积储氢密度低、容器耐压要求高液化过程能耗高、容器绝热性能要求高、成本高涉及化学反应、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率相对较低普遍存在价格高、寿命短或者储存、释放条件苛刻等问题技术成熟度发展成熟，广泛应用于车用氢能领域国外约70%使用液氢运输，安全运输问题验证充分距离商业化大规模使用尚远大多处于研发试验阶段国内技术水平关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低民用技术处于起步阶段，与国外先进水平存在差距处于攻克研发阶段与国际先进水平存在较大差距资料来源：长城证券研究院整理行业深度报告长城证券27请参考最后一页评级说明及重要声明氢发电技术主要包括氢发电机和氢燃料电池两种。氢发电机主要以氢气（或与天然气的混合气)为燃料，利用内燃机原理，经过吸气、压缩、燃烧、排气过程，带动发电机产生电流输出。氢燃料电池是利用电解水的逆反应，把氢的化学能通过电化学反应直接转化为电能的发电装置。相比而言，燃料电池发电效率更高、噪声小、没有污染物排放且容易实现小型化，发展前景更加广阔。氢燃料电池主要分为碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池等类型。碱性燃料电池（AFC）是燃料电池系统中最早开发并获得成功应用的一种，通常以氢氧化钾作为电解质，多用于宇宙探测飞行等特殊用途的动力电源。质子交换膜燃料电池由质子交换膜、电催化剂、气体扩散层、双极板等部分组成，具有工作温度低、启动快、功率密度高等优势，是目前发展最快、在氢能汽车和氢能发电领域应用最广的燃料电池。固体氧化物燃料电池属于高温燃料电池，具有全固态电池结构，其综合效率高，对燃料的适应性广，适用于热电联供，目前研究的焦点在于电池结构的优化和制备技术的改进。图32：质子交换膜燃料电池原理资料来源：matmatch.com技术优劣势化学储能与前述其他电储能技术（输入、输出均为电能）存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等，这些储能载体不必再转化为电力系统的电能，可以提高整体用能效率。若必须将氢、氨、甲烷再转化为电能，由于工艺链条较长，其能量利用效率较低，固定投资高，经济性较其他储能手段较差。化学储能更适合发电侧长周期、大容量过剩的应用场景，例如在水电的丰水期，大规模光伏项目的发电高峰等。由于可以持续将电能转化为氢、氨和甲醇等物质，在运输能力相匹配的前提下，化学储能在储能功率和储能容量上都有极为明显优势。氢或其他合成燃料是具有实体的物质，相对于直接储电，存储更容易实现。例如，氢的单位质量热值高达1.4×108J/kg，储氢能量密度高，能够实现大规模储能。化学储能的缺点是电—电转换效率低，储运设备成本高，并且氢、甲烷等燃料属于易燃易爆品，存储过程存在一定的安全隐患。化学储能涉及制取、储存、发电三个环节，以氢储能为例，主要包括电制氢、氢储运和氢发电。行业深度报告长城证券28请参考最后一页评级说明及重要声明产业链及成本氢储能由于环节多，涉及的产业链较为复杂，涉及的制取、存储、运输以及发电等多个环节。由于整个产业尚未发展，产业链极不成熟。目前，针对发电单元的研究和产业链培育大多针对氢能交通应用场景，与先动力电池再储能电池的发展路径有类似之处。制氢环节，目前国内碱性电解水制氢成本在各电解水制氢技术路线中最具经济性。对比目前已经商业化的碱性电解与PEM电解两条技术路线的制氢成本，碱性电解槽和PEM电解槽的成本在制氢系统设备成本中的占比分别为50%和60%。以100MW的风光电制氢系统为例，假设各自对应的制氢系统年均全负荷运行小时3500h、使用电价0.3元/kWh，设备以20年折旧计算，则碱性与PEM电解水的制氢成本分别为约23元/kg、32元/kg，其中电费成本是制氢成本构成的主要部分，占比分别为79%和56%。图33：碱性水电解与PEM水电解主要成本比较资料来源：长城证券研究院整理氢储运成本主要受存储方式、运输方式和运输距离等因素影响。气态储氢(3~35MPa)单次成本为2~3元/kg，液态储氢单次成本为20~25元/kg，合成氨储氢单次成本为6~8元/kg。公路运输高压气态氢成本每吨为80~100元/km,公路运输高压气态氢成本每吨为10~15元/km海运液氢成本每吨约0.5元/km。内径500mm设计压力4MPa的氢气管道输氢成本每吨约0.5~1元/km。发电单元，以质子交换膜燃料电池为例，其电堆造价为2000~4000元/KW，电堆成本约占系统总成本的60%。贵金属催化剂和全氟磺酸膜价格昂贵，是推高燃料电池造价的主要原因。降低催化剂中铂的用量、开发非贵金属催化剂及价格低廉的非氟质子交换膜是降低成本的关键。公司及示范项目在水电解制氢领域，我国在碱性水电解设备上具有领先优势，中船派瑞氢能（中船七一八所）、苏州考克利尔竞立、天津大陆都具有数十年的研发制造经验，隆基氢能、阳光氢能、国富氢能、山东奥扬、三一氢能装备、中电丰业等企业也纷纷布局碱性水电解制氢设备。而国外公司更看好PEM电解槽的发展前景，康明斯、普顿、西门子等企业均推出了成熟产品。在氢气储运领域，中集安瑞科、新兴能源装备是国内高压集束管和集束管车的龙头企业。在氢气低温液化领域，空气产品、法液空、林德等国际巨头仍有明显技术优势，中科富79%3%18%碱性电解制氢主要成本分析电费成本水费成本设备折旧成本56%2%42%PEM技术制氢主要成本分析电费成本水费成本设备折旧成本行业深度报告长城证券29请参考最后一页评级说明及重要声明海、航天六院一〇一所则在国内大力推动氢气低温液化技术的国产化。中国科学院大连化学物理研究所和清华四川能源互联网研究院则在分别推动氢向甲醇和氨的转化储能。国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站2022年7月6日，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，这是国内首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通。该项目位于安徽省六安市金安区，占地面积10.7亩，项目年制氢72.3万标立方，最高发电功率达1.2兆瓦，项目总投资约6000万元，项目由1MW质子交换膜电解水制氢装置、1MW质子交换膜燃料电池发电装置、200kg储氢装置组成。张家口200MW/800MWh氢储能发电工程2021年11月13日，百兆瓦级氢储能项目“张家口200MW/800MWh氢储能发电工程”初步设计通过专家评审，该项目投资约30亿元，预计2023年建成投运，项目整个发电区由80套1000Nm³/h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。液态太阳燃料合成示范项目2018年，中国科学院大连化学物理研究所李灿院士及其团队与兰州新区石化产业投资集团有限公司合作在甘肃兰州新区开始建设全球首套千吨级“液态太阳燃料合成示范项目”（以下简称为“液态阳光”示范项目）。2020年10月15日该示范项目通过了中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定。该项目利用太阳能、风能等绿色能源，电解水制氢，并耦合通过CCUS捕集的二氧化碳，生成绿色清洁能源甲醇。十万吨可再生能源电解水制氢合成氨示范工程2022年，根据国家重点研发计划“可再生能源与氢能技术”2021年度专项申报结果公示，“十万吨可再生能源电解水制氢合成氨示范工程”项目由清华四川能源互联网研究院作为项目牵头单位，联合三峡集团、四川大学、四川省能投集团等多家单位共同开展年产十万吨级的可再生能源电解水制氢合成氨示范。2.2.6其他先进储能技术固态锂离子电池技术原理固态电池是一种以固体材料构成电极与电解质的锂离子电池技术，其工作原理与传统（液态）锂离子电池相同，均属于“摇椅式电池”范畴，既通过可逆氧化还原反应，使得锂离子在正负电极之间反复游走，实现电能的储存或释放。其最大特征是锂离子的迁移场所从常规的液态电解质变成了固态电解质，其基本结构如下图所示。行业深度报告长城证券30请参考最后一页评级说明及重要声明图34：固态锂离子电池结构示意资料来源：AtsushiSakuda固态电池的正极可由碳、钛酸盐、金属锂极及其合金构成，负极可由金属氧化物、硫化物、钒氧化物等构成，目前钠硫电池（金属钠为负极、硫为正极、β-氧化铝管为固态电解质）技术路线最具代表性。技术特点安全性能好是固态电池相对于传统（液态电解质）锂电池的最大优势，其固态电解质不可流动，热稳定性好，抗损坏能力强，在破损条件下不会产生漏液及易燃易爆气体，极大改善了锂电池所面临的安全性问题。理论能量密度高也是行业关注固态电池的重要原因。理论上，固态电解质对比液体有着更大的材料密度，从而意味着更高的能量密度，目前固态电池的实验室数据已超过400Wh/kg，显著优于锂电池平均水平。另外凭借其电解质极佳的物理与化学稳定性，实验室条件下固态电池也展现出了低温性能好以及循环寿命长等特点。目前由于生产技术、PACK工艺、电极材料接触面导电性等方面的问题，导致达到量产标准的固态电池能量密度尚不及成熟锂离子电池。由于产业链不成熟以及工艺复杂等原因，固态电池当前成本远超液态锂离子电池。应用场景固态电池技术若实现其理论性能水平，能够在对安全性要求高以及极端应用场景下（例如寒冷、高温、损坏概率大）与传统锂离子电池形成有力竞争格局。同时在锂电能量密度逼近理论值的今天，高能量密度的固态电池也受到了动力电池行业的关注。行业现状固态电池技术目前处于从实验室走向商业化、产业化的过度阶段，行业的基本共识是2028年到2030年左右实现大规模商业化。目前拥有硫化物固态电池专利最多的国家为日本，丰田目前宣称在2025年实现固态电池量产，主推在电动汽车上的应用。其他地区例如美国、欧洲、韩国等都在固态电池方向有所布局，详见下表。中国在固态电池技术方面也有发展，且氧化物固液混合电解质方面已达到国际领先水平。目前中国宣称布局固态电池的企业有宁德时代、上汽、国轩高科、台湾辉能、江苏清陶、北京卫蓝、赣锋锂业、无锡海特等。行业深度报告长城证券31请参考最后一页评级说明及重要声明电动车与电网互动（V2G）技术V2G是Vehicle-to-Grid的缩写，即车辆到电网技术，旨在突破电动汽车单纯的用电负荷身份，通过双向充放电技术，使新能源汽车能够主动参与到电网活动当中。严格来说，V2G并不是一项储能技术，而是一种创新商业模式，但不可否认的是仅从数字上分析，V2G参与电力系统储能有巨大的潜力可以挖掘，并能带动其充电桩、控制技术等产业的巨大发展。技术原理从技术角度出发，V2G的底层核心是双向逆变式充电技术，使得电动车不仅能从电网充电，更能够将电能输送给电网，以储能的形式参与电网活动。从系统应用角度出发，V2G技术类似于虚拟电厂，是一种系统性工程，本质是聚合一定区域内的电动汽车的闲置电能资源，在不单独建设储能的情况下实现储能的大部分功能。其系统层面的核心设备包含能源路由器、数据采集系统以及服务平台等，通过这些设备与技术统筹电动汽车、V2G运营商、售电公司、区域电网等电网参与者，以实现对于闲置电力资源的系统性运用。行业现状当前我国V2G处于初步研究与技术示范阶段，行业主要由电网企业、电气装备制造企业、新能源汽车厂家推动。截止2021年中，有上海市、江苏省、浙江省等15个省市建设了40多个V2G项目，安装了V2G终端超过600个，共计有4000多辆电动汽车参与了车网互动。目前大部分V2G项目由电网公司主导建设，主要应用场景为控制电动汽车有序充电，参与电网需求侧响应，属于“车辆到电网”技术范畴。仅有部分项目开展了双向电能输送试点，探索车网互动模式。目前明确布局V2G业务并以开展相关产品研发的企业有国电南瑞、中恒电气、双杰电气等传统电气设备制造企业，主要从事V2G充电桩生产制造，以及北汽、比亚迪、特斯拉、威马等新能源汽车厂商，主要着眼于已有车型双向充电能力的开发与升级。发展趋势根据中国汽车工程学会预测，2030年我国电动汽车保有量将达到0.8～1亿辆，以平均每辆车车载储能容量60千瓦时估算，车载储能容量至少可达48亿千瓦时。以充电功率10kW计算，其理论峰值充放电功率可达8亿kW。若能将其聚合作为电力市场交易主体，将成为潜力巨大的储能调节资源。从技术应用角度出发，结合当下已落地的V2G项目来看，整个V2G行业将沿着电动车有序充电-区域电网双向充放电-虚拟储能电站的技术路线发展。目前行业处于第一阶段，电动汽车仍扮演用电负荷的角色，其作为分布式储能参与电网消纳、电力辅助服务的潜力还未被充分挖掘。V2G技术应用若要继续向其他领域拓展，充电桩及动力电池的技术进步是必不可缺的，尤其是V2G对于电池循环次数的高要求，是当下动力电池行业的技术痛点之一。同时适配V2G技术所需要的充电桩改造以及电动汽车升级需要大量资金，使得当前市场环境下的V2G项目缺乏经济效益，电动车车主参与V2G项目积极性不大，这需要充分的电力市场化建设与合理的支持性政策加以引导，充分调动各方积极性，协调各方利益，盘活电动车这一庞大的闲置电力资源。随着动力电池技术的不断进步以及峰谷电价、电力辅助服务市场等电力市场化建设的不断完善，行业预计2025年左右，V2G项目实现初步商业化，2030年实现全面商业化，行业深度报告长城证券32请参考最后一页评级说明及重要声明V2G实现规模化应用，届时电动车将有望充分发挥分布式储能的效用，成为电力市场的重要参与者。2.3新型储能技术经济性综合评价我们可以从多个技术指标以及经济指标对比各类储能技术，评估其在不同应用场景的适用度，并作为预测其未来发展方向的重要参考数据。评价储能系统的技术经济参数主要包括：设计功率/能量、初始投资成本、全生命周期运维成本、循环次数、循环效率、放电深度、年平均循环衰退率以及全生命周期平准化度电储能成本(LCOS)等。表6给出本报告探讨的几种新型储能技术当前的技术经济参数水平，并与抽水蓄能、锂离子电池和铅蓄电池进行了对比。表3：几种储能技术当前技术经济参数技术名称技术经济性参数锂离子电池能量密度：150~350wh/kg储能效率：~90%储能时长：1h~2h响应时间：s级功率：百kW~百MW初投资：1500~2000元/kWh建设周期：3~6个月循环寿命：~3000次储能成本：0.6~0.7元/度抽水蓄能能量密度：0.27~1.5wh/L储能效率：75%储能时长：6~12h响应时间：分钟级功率：GW级初投资：1000~1500元/kWh建设周期：5~6年循环寿命：~30000次储能成本：~0.25元/度压缩空气储能能量密度：50~100wh/L储能效率：~50%储能时长：4h~数日响应时间：分钟级功率：百MW初投资：1500~2000元/kWh建设周期：6~12个月循环寿命：~20000次储能成本：~0.3元/度重力储能能量密度：N/A储能效率：~85%储能时长：4h~数日响应时间：s级功率：几十~百MW初投资：4000~5000元/kWh建设周期：8~10个月循环寿命：~30000次储能成本：~0.3元/度钠离子电池能量密度：100~200wh/kg储能效率：~90%储能时长：1~2h响应时间：s级功率：百kW~百MW初投资：<2000元/kWh建设周期：3~6个月循环寿命：~2000次储能成本：0.6~0.7元/度液流电池能量密度：20~70wh/L储能效率：~75%储能时长：4h~数日响应时间：s级功率：百kW~百MW初投资：4000~6000元/kWh建设周期：6~12个月循环寿命：~12000次储能成本：~0.6元/度氢储能能量密度：350wh/kg储能效率：30%~40%储能时长：数日~数月响应时间：s级功率：百kW~MW初投资：~14000元/kWh建设周期：12~18个月循环寿命：~10000次储能成本：~1.2元/度资料来源：长城证券研究院整理由对比可见抽水蓄能由于其已经过验证的可靠性、长生命周期及可控的初投资，仍为当前经济性最优的能量型储能技术。锂离子电池技术经过近年间的研发迭代，其初投资已降至1500元/kWh以下，但是受限于其循环寿命较低，锂离子电池的全生命周期度电成本仍处于0.6元/kWh以上，作为能量型储能，其经济性不占优势。但是得益于电动车市行业深度报告长城证券33请参考最后一页评级说明及重要声明场驱动的动力电池产业发展，以及其选址灵活、能快速布置等特点，锂离子电池仍然占据了当前最大的新型储能市场空间。在锂矿资源供应愈加紧张的预期下，提升其循环寿命是降低全生命周期度电成本的关键。压缩空气储能的初投资较低，循环寿命较高，也是测算出的平准化储能度电成本最接近抽水蓄能的新型储能技术。此外，其选址布置相对较为灵活，且示范项目已进入百兆瓦时代，是当前发展势头最好的新型储能技术。为进一步提升经济性，提高储能循环效率是其下一步研发的关键。液流电池当前的初投资远高于锂离子电池，但循环寿命也较高，这使得液流电池的储能度电成本与锂离子电池接近。但值得注意的是，液流电池的能量密度较低，布置同样规模的储能系统，其土地和空间要求会高于锂离子电池。重力储能技术原理简单，循环寿命长，有相对较好的度电储能经济性，并有进一步降本的前景。但重力储能作为本报告中除氢氨储能外相对最新，且示范规模最小的储能技术，其技术成熟度是当前最应关注的重点。钠离子电池由于供应链及产能并未建立，其相对于锂离子电池的理论成本优势尚未显现，度电成本仍然较高。由于钠离子电池理论能量密度较低，对能量密度相对于电动车要求较低的电力系统储能是其最应关注的竞争市场。快速建立产能，开展较大装机规模的储能项目示范是当前重点。氢储能技术在超长时应用领域能够实现较低度电成本。综合以上分析，本报告所讨论的几种新型储能目前仍然处于商业化初期或更早阶段，技术成熟度及经济性水平尚不足以支撑其大规模应用。十四五期间，各新型储能技术均有其需要研发攻关或通过示范项目验证成熟的不同重点方向。以能量型储能（4小时以上）需求来看，尽量接近与抽水蓄能相同的储能成本，才能够在“十五五”储能市场中具足够备竞争力，获得更多装机份额。行业深度报告长城证券34请参考最后一页评级说明及重要声明3.新型储能政策环境3.1国家政策“十三五”是我国储能产业化发展的起点。2017年9月，国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、能源局联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》是我国储能产业第一份综合性政策文件，明确了储能发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施，直接推动了储能产业发展热潮。在文件的指导下，十三五期间储能发展任务基本完成，建成了一批不同技术类型、不同应用场景的示范项目，掌握了多项自主知识产权核心关键技术，多种新型储能技术完成了从实验室到商业示范的转化。但必须指出，由于2019年5月，国家发改委、国家能源局联合签发的《输配电定价成本监审办法》中明确储能的成本费用不能计入输配电价，在相当程度上减缓了储能装机的规模化发展。针对新型储能发展，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）提出，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。“到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。”，这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。特别强调，要明确新型储能独立市场主体地位、健全新型储能价格机制、健全“新能源+储能”项目激励机制。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》），对《指导意见》中所提出的目标和任务进一步明确和细化。要求“到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、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；氢储能、热（冷）储能等长时间储能技术取得突破。”《实施方案》强调了以规划为引领、以创新为驱动、以市场为主导、以机制为保障、以安全为底线的发展思路。强调了新型储能技术要多元化发展并坚持示范先行。明确了新型储能在电力市场中的独立市场主体地位，鼓励各方对拓宽电站收益开展进一步探索。行业深度报告长城证券35请参考最后一页评级说明及重要声明表4：国家部委层面储能相关政策梳理时间政策名称政策内容2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确储能产业发展总体要求、重点任务和保障措施2018年《2018年能源工作指导意见》，国能发展规划【2018】2号积极推进“互联网+”智慧能源、新能源/微电网及储能项目建设2019年《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》明确国家电网公司支持储能技术发展；引导储能产业发展2019年《首台（套）重大技术装备推广应用指导目录2019年版》对全钒液流电池储能系统等储能装备主要技术指标进行详细规范2020年《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024年）》加快储能学科专业建设，完善储能技术科学专业宏观布局；加强储能技术专业条件建设2020年《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》加强电网建设，扩大可再生能源配置范围；发展智能电网和储能技术2021年《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确3000万千瓦储能发展目标，实现储能跨越式发展，储能产业战略以及发展的黄金时期，配套政策将更加完善。2021年《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》明确了在电网企业承担消纳主体责任的基础上，企业自建或购买调峰能力增加并网规模的具体方式。2021年《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》将新型储能纳入提供辅助服务的主体范围，提出了按照“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的原则。2022年《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具有大规模商业化应用条件，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟；到2030年，新型储能全面市场化发展。2022年《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》明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场和辅助服务，以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准，可转为独立储能项目参与电力市场。还提出优化储能调度机制，支持用户侧储能发展、建立储能价格机制等要求。资料来源：国家部委网站，长城证券研究院行业深度报告长城证券36请参考最后一页评级说明及重要声明3.2国家政策在国家《“十四五”新型储能发展实施方案》之后，江苏、山东、宁夏、青海、浙江、河南等多个省份均于2022年提出了各自的十四五新型储能实施方案，实施方案中大都明确了新型储能重点发展的应用场景，从电力市场和调用层面针对新型储能给予明确的政策支持，部分省份还明确了储能的租赁价格及辅助服务价格。例如江苏省2022年8月发布的实施方案中要求：（1）鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能等创新商业模式的应用示范。新能源企业与储能企业签订租赁协议，按年度支付储能租赁费，鼓励签订长期协议或合同。（2）建立电网侧储能电站容量电价机制，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。独立建设并向电网送电的新型储能电站，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加费用。（3）完善适应新型储能发展的电力市场体系，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。探索建立独立储能作为新型市场主体参与中长期和现货市场交易机制，并提供调频、黑启动等辅助服务，发挥其移峰填谷和顶峰发电作用。河南省2022年8月发布的实施方案中要求：（1）共享储能电站容量原则上不低于10万千瓦时。新建市场化并网新能源项目,按要求配建或购买一定比例储能规模。共享储能容量租赁费用200元/千瓦时·年，鼓励签订10年长协。（2）独立调峰补偿费上限暂为0.3元/千瓦时，研究开展备用、爬坡等辅助服务。在电力现货市场运行前,独立储能放电上网时作为发电市场主体参与市场中长期交易,签订顶峰时段市场合约;用电时,可作为电力用户享受峰谷分时电价.示范项目每年完全调用不低于350次。独立储能电站向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。行业深度报告长城证券37请参考最后一页评级说明及重要声明4.新型储能发展趋势4.1新型储能技术发展趋势所有新型储能技术都围绕提高安全性、降低成本、提升性能参数（能量密度、储能时长、储能效率、循环寿命），以及增强环境友好性四个方向进行改进和发展。锂离子电池主要通过改变电极材料来提升电池性能。当下行业里出现的高镍电池、锰酸锂电池为过渡金属方向的创新代表，而锂硫电池则为氧化物方向的创新代表。通过电解液和隔膜的改性提升安全性。除材料路线外，结构路线主要通过电池物理结构的创新来实现电池性能提升，从电芯结构、PACK工艺、插箱构造等方面入手，提高空间利用率、采用新型安全技术，从系统层面实现电池在经济性、能量密度与安全性方面的提升。该方向的典型代表有比亚迪的“刀片电池”以及宁德时代的CTP“麒麟”电池。可以预计在不久的将来，锂离子电池能量密度将突破400wh/kg。此外，采用固态电解质的固态电池有更高的理论能量密度和更好的安全性。目前固态电池的实验室数据已超过400wh/kg，也展现出了低温性能好以及循环寿命长等特点，前景十分看好。压缩空气储能未来的研发方向是改进核心器件，优化储能系统设计，研究新型储气技术与设备，实现设备模块化与规模化，提高系统效率和使用寿命，提升单位体积的储气密度以及降低成本。预计2025年前，先进绝热压缩空气储能技术达到成熟水平，完成百兆瓦项目示范。后续进一步研究适用于深冷液化空气储能的宽范围、高温离心压缩机，研发高压高速级间再热式透平、纳微结构复合储热蓄冷材料。目标是将系统效率提升至70%以上，功率成本降至5000~6000元/kw。利用洞穴的大规模压缩空气的储能度电成本降至0.15元/以下，成为长时储能的可选技术。液流电池需着力解决能量密度低、储能效率低、成本高等问题，除此之外还需要解决系统可靠性和环境污染防治等问题。对应的技术难点主要是高性能离子膜和高电导率电极材料技术、系统可靠性设计及集成技术、关键材料工程制备技术、系统污染防控及回收利用技术等。开展离子交换膜、电极等关键材料研发和改进，开发高电导性双极板材料，研究新型非氟离子传导膜和锌基等新体系电池。进一步将效率提升至近80%，功率密度达到40w/kg，系统建设成本降至1800~2000元/kwh以下。固体介质重力储能尚未有成功的大功率项目示范，需通过示范项目验证系统可靠性，解决系统自动化稳定运行等问题。后期应进一步降低综合造价，提升能量转换率以及提升系统的可扩展性。除固体介质重力储能外，海水蓄能、海下储能球以及矿洞抽蓄属于尚在研发或初步示范中的先进技术。钠离子电池产业链结构与锂离子电池相似，但产业布局还处于初级阶段，尚无大规模电力系统储能项目开工建设。与锂离子电池相比，钠离子电池原材料丰富，综合成本降低约20%，但电池能量密度较低，产业链配套尚不完善，因此发展趋势主要集中在能量密度提升以及通过产业链建设降低成本两个方面。铅炭电池在传统铅酸电池的负极活性物质中加入碳添加剂，全面提升了传统铅酸电池的性能表现，同时由于较低的成本，使其在规模化电力储能方面又赢得新的发展机会。未来的铅炭电池技术发展将集中在副反应控制、铅炭电极在充放电过程中的结构转变以及铅炭电池的最终失效模式上。随着它的性能改进提升，铅炭电池仍可能有所作为。行业深度报告长城证券38请参考最后一页评级说明及重要声明氢储能的全过程包括两次能量形式的转化，造成整体效率偏低。可再生能源发电制氢、储氢、氢发电环节都需要通过新技术的研发提高效率。氢的密度低，大规模储氢也存在占地面积大、对容器要求高等难点，需要重点研发高能量密度的储氢形式。电制合成燃料目前还处于试验示范阶段，对电直接还原二氧化碳生产各类产物的反应机理还不明确，还存在反应过程能耗较高、经济性差等缺点，主要的技术难点是反应过程的条件控制、催化剂的制备等。2030年前，质子交换膜电堆有望实现商业化应用。低温液化储氢技术、高储氢密度、低成本的金属储氢技术，纯氢或高比例氢与天然气混输管道技术均有望实现突破。氢储能目标系统目标效率应达到40%~50%（其中电解系统效率达到80%，发电系统效率达到55%），实现百兆瓦级工程试点，作为长时大能量储能，能量投资成本降至35~40元/kWh。4.2储能“十四五”规划及示范项目经统计，当前已有十六个省公布了“十四五”期间新型储能装机规划目标，总量已接近4800万千瓦。表5：“十四五”主要省份新型储能装机目标及配储比例序号省份政策文件储能装机目标（万千瓦）1青海省《青海省“十四五”能源发展规划》6002甘肃省《甘肃省“十四五”能源发展规划》6003河南省《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》2204河北省《河北省“十四五”新型储能发展规划》4005湖北省《湖北省能源发展“十四五”规划》2006广东省《广东省能源发展“十四五”规划》2007福建省《福建省“十四五”能源发展专项规划》5008内蒙古《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》5009浙江省《浙江省能源发展“十四五”规划》10010安徽省《安徽省能源发展“十四五”规划》30011广西《广西能源发展“十四五”规划》20012山东省《山东省能源发展“十四五”规划》45013北京市《北京市碳达峰实施方案》7014山西省《山西省可再生能源发展“十四五”规划》60015江苏省《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》26016辽宁省《辽宁省“十四五”能源发展规划》100合计4800资料来源：各省政府网站，长城证券研究院示范项目方面，各省在总结前期新型储能示范项目的基础上，2022年批准的新型储能示范项目的数量和装机均大幅增加，总量约18GW/37GWh。分析已公布的示范项目信息，行业深度报告长城证券39请参考最后一页评级说明及重要声明磷酸铁锂电池仍占据了绝对优势的装机份额，此外，钛酸锂电池、铅蓄电池、AGM铅酸铅碳电池、液流电池、熔盐储能、液态空气、氢储能、铝离子电池、钠离子电池、重力储能均有示范项目上榜。时长方面，主要以1小时及2小时的储能要求为主。但对于非锂离子电池项目，会配置4小时以上的时长要求。冀北电网要求较为特殊，均要求4小时储能时长。此外青海省着力示范压缩空气储能和氢储能。表6：主要省份2022年新型储能示范项目数量序号省份储能量数量1浙江省1.5GW/4.3GWh34个示范项目（4个电源侧、20个电网侧储能、10个用户侧）2河北省5.06GW/15.49GWh国网项目17个，南网项目14个3山东省3.1GW29个4青海省未公布10项5河南省0.89GW/2.99GWh7个6宁夏3.2GW/6.9GWh25个7山西省3.3GW/6.3GWh10个资料来源：各省政府网站，长城证券研究院新型储能装机规模预测如前所述，锂离子电池在当前新型储能市场中仍占绝对统治地位，铅蓄电池虽然是相对较旧的技术，但是技术成熟、成本低，在备用电源等应用场景仍占据一定市场份额。包括压缩空气、液流电池、重力储能、钠离子电池、氢（氨）储能等在内其他新型储能技术尚处于发展初期，“十四五”后三年的示范是否成功，是决定其未来发展前景的重要时间窗口。结合国家新型储能总体规划、各省新型储能规划以及锂电池以外其他新型储能示范项目意向签约情况和各类建设周期，我们给出了新型储能未来十年装机规模发展预测，中国未来十年新型储能装机规模将超过1.3亿千瓦。图35：未来十年新型储能装机发展预期资料来源：长城证券研究院整理2022及2023年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场会有爆发式增长，年装机均会超过1200万千瓦，市场规模约为2021年的5~6倍。2024年及2025年，预计装机能量会行业深度报告长城证券40请参考最后一页评级说明及重要声明稳定在1000~1200万千瓦之间，至2025年，预测的新型储能总体装机量中值约4800万千瓦。在各储能技术的装机量划分方面，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场会面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的一定挤压，在新增装机量中的占比以及累积装机量占比会持续走低，从目前占比约90%降低至80%附近。在几种新型储能当中，除氢（氨）储能属于超长时应用，发展相对较慢之外，其他几种储能技术的2022年至2025年的复合增长率均可能超过70%。其中重力储能的复合增长率最高，从当前的尚未完成示范，至“十四五”末期装机有望达140万千瓦。2025年压缩空气储能的装机绝对值最高，约280万千瓦。液流电池装机量紧随压缩空气之后，2025年预期装机可达230万千瓦。其他储能的增长相较于前面几种相对较慢，但也有约40%的复合增长率。“十五五”期间，新型储能总体的装机增长预期较为确定，且随着技术成熟、产能释放，年新增装机量可接近2000万千瓦，至“十五五”末期达到约1.4亿千瓦。锂离子电池的新增和累计装机占比将进一步降低，至“十五五”末期累计装机占比可能降至65%。其他各种新型储能技术需要以各自在“十四五”示范期间的成本和性能参数表现，与锂离子电池储能争夺市场。行业深度报告长城证券41请参考最后一页评级说明及重要声明5.新型储能发展面临的问题1.锂离子电池任重道远，动力电池需求旺盛，成本居高不下新型储能各技术路线相较而言，锂离子电池技术成熟度最高，应用也最广泛，但其度电储能成本仍在0.6元/千瓦时以上，1h-2h储能时长的小规模示范应用尚可依靠补贴和政策倾斜加以平衡，随着储能装机量的提升，2h以上的长时储能需求量增大，这样的成本水平将导致系统成本大幅增加。电动汽车对锂离子电池的需求日渐增多。综合相关机构预测，到2035年，全球电动汽车动力电池对于锂离子电池的需求超过3500gWh，与此同时，金属锂的全球已探明储量约2200万吨，我国储量仅约150万吨，旺盛的需求除了对锂资源提出挑战，也造成锂离子电池成本居高不下，当前锂离子电池尚无法满足电动汽车动力电池的需求，更难以支撑上亿千瓦级的储能市场。2.新型储能示范（首台套）项目落地实施困难重重示范项目代表着创新技术的首次规模化实际应用，特别是首台套项目的建设，没有可参照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，在项目立项审批时会触及到很多原有规章制度的空白，地方政府和主管部门在项目审批过程中缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示范。市场对于创新技术也存在较多“歧视”现象，出于规避未知风险的考虑，相关项目市场招标会对历史业绩等提出明确要求，示范（首台套）项目难以通过市场化方式推动落地；另一方面，示范（首台套）项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，项目落地困难重重。3.新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，电力供应可靠性、电网安全稳定运行、新能源高效利用等成为未来电力系统发展的主线，储能作为提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对新能源项目配置的储能装机来说，其受调度机制与回报机制均不明确，不仅不能发挥储能装机的作用、更无投资回收机制和渠道。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其他盈利模式。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。4.新能源配置储能标准缺失，监管难度加大随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自2020年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。行业深度报告长城证券42请参考最后一页评级说明及重要声明新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度，使得当前储能行业监管难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。5.新型储能在国家法律层面的支持不够尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能（特别是新型储能）的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出更强有力的支持。自2010年《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》提出了“电网企业应发展和应用储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在《电力中长期交易市场规则》等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征，储能企业的独立市场地位仍未真正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。行业深度报告长城证券43请参考最后一页评级说明及重要声明6.新型储能产业发展的若干建议1.尽快将电动汽车作为移动储能电站纳入新型储能范畴电动汽车不仅是交通工具，更是移动的储能工具，截止2022年6月，中国纯电动汽车保有量已超过810万辆，预期今年超过1000万辆，电动汽车未来在新型电力系统应用场景丰富，目前技术上已实现车网双向的电力充放。推动电动汽车作为移动储能工具纳入新型储能范畴，构建虚拟电厂参与新型电力系统，为电网提供削峰填谷等服务，将对保障电力系统稳定性、发挥电动汽车的储能价值产生重要意义。未来应从政策层面推动电动汽车电力反哺电网、电力实时结算等政策瓶颈，实现电动汽车储能效益。2.简化新型储能项目审批流程积极鼓励创新技术的试点示范。聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，开展重大科技创新、不同技术路线、不同场景和区域的试点示范，并加强试点示范项目的跟踪监测与分析评估。对于通过试点示范项目取得预期成果或经权威专家组论证通过的重大创新技术，从金融、市场等方面给予进一步支持。政策保障试点示范项目顺利落地。充分认识新型储能在新型电力系统中的重要地位，将新型储能试点示范项目列入国家或地区重点支持的科研项目计划，特别是自主创新技术或首台套工程，开辟项目审批绿色通道或特事特办简化项目审批流程，鼓励各地因地制宜开展新型储能政策机制改革试点，大胆先行先试。支持新型储能相关的先进集成制造产业落地，培育和延伸新型储能上下游产业，推动全产业链发展。3.加快建立新型储能价格机制，探索多元商业模式建立和完善新型储能价格机制。政府主管部门应针对新型储能产业的客观发展阶段，对储能的购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定明确的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。现阶段以激励新型储能技术及产业发展为主，为未来新型储能发展做好政策研究储备。在经济基础较好、市场化程度高的地区，加快探索实施储能容量。电费机制。考虑增加新的辅助服务品种，结合实际情况探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立。强化新型储能独立市场主体地位。基于新型储能对于电力系统的容量支撑与调峰能力，以及应急供电保障和延缓输变电升级改造需求的能力，支持新型储能作为独立市场主体直接参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。创新商业模式。基于新型储能独立市场主体地位，推动发展规模化独立储能和共享储能，逐步取代新能源发电项目单独配套的储能项目，在条件具备的地区开展商业模式创新试点，结合不同技术路线和不同地区特点，从容量租赁费用、峰谷套利、辅助服务、容量电价补偿等方面探索新型储能项目的赢利模式，积极引导社会资本的投入，推动新型储能产业的可持续发展。管理部门和市场参与者，应有足够的信心和耐心，支持各种商业模式探索和发展。行业深度报告长城证券44请参考最后一页评级说明及重要声明4.因地制宜发展新型储能，分类制定各项标准因地制宜推动新型储能良性发展。各地应以实际需求为导向，开展新型储能产业顶层设计，统筹规划新型储能建设规模、建设标准和空间布局，避免无效投资和重复投资，杜绝因政策与市场不配套引发的资源浪费和以次充好等恶劣现象，政府主管部门应加快新型储能项目的监管体系建设，加强对储能装置生产、检测认证、建设安装和运营的质量监督和安全监管，确保有效投资和行业的健康发展。加快新型储能标准体系建设。基于新型储能技术仍普遍处于研发和示范的现实情况，技术标准仍有较大不确定性，应首先从安全性、稳定性、工作效率、环境友好性等方面建立新型储能的示范建设标准，并逐步完善各新型储能技术路线的技术标准，加快建立以储能全生命周期性能表现为核心的标准体系，并随行业发展更新迭代。5.强化新型储能法律地位，加快推动《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》修订推动新型储能立法保障。重视新型储能作为新兴主体在电力系统中的重要作用，以及新型储能缺乏高位阶、有效力法律规范的现实情况，加快推动《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》的修订，从立法层面明确新型储能在实现“双碳”目标、能源转型和新型电力系统中的战略地位，对新型储能规划建设、投资运营、调用消纳、价格机制等内容提供法律依据和保障。持续完善新型储能相关政策。从推动行业快速发展和规范行业健康发展的角度，不断结合产业发展实际提供政策指导，从市场准入、审查批复、市场监管、激励政策等层面对现有储能政策进行进一步细化和完善。各省市根据自身特点，在国家宏观政策指导下提出符合自身发展实际的新型储能政策并推动落实，引导行业的良性可持续发展。行业深度报告长城证券45请参考最后一页评级说明及重要声明7.储能产业公司梳理储能产业的发展与能源转型的进程密切相关，其投资风险和收益时间表可能与传统产业并不相同。目前储能在电网中的应用还相对较少，但随着清洁转型的加速，储能产业的风口可能快速到来。建议投资者在关注各类储能技术本身的研发、制造和集成相关公司之外，还应关注产业链上下游企业，关注资源企业，关注储能系统共同需要的并网、优化、控制等环节的投资标的。在储能项目运营方面，可关注有既有优势的电网、发电企业相关平台，还可以关注与V2G等创新商业模式相关的公司。下表中对本报告所讨论的各项新型储能技术所涉及的相关公司进行了分类整理。行业深度报告长城证券46请参考最后一页评级说明及重要声明表7：新型储能技术所涉及的相关公司锂离子电池股票代码股票简称概念解析600884.SH杉杉股份公司主要从事锂离子电池正极材料、负极材料和电解液的研发、生产和销售。正极材料的主要产品有钴酸锂、三元材料（镍钴锰酸锂和镍钴铝酸锂）、锰酸锂、三元前驱体等，其中钴酸锂主要用于高端消费电子产品，如智能手机、高端平板电脑等；三元材料主要用于纯电动汽车、插电式混合动力汽车以及对成本较为敏感的消费电子产品；锰酸锂主要用于插电式混合动力客车、二轮车以及与高容量正极材料掺混使用。负极材料和电解液均可应用于消费电子产品、新能源汽车和储能行业。300568.SZ星源材质公司专注于锂离子电池隔膜的研发和制造，同时具备隔膜干法、湿法、涂覆的自主研发能力以及雄厚的隔膜技术储备。公司主要客户已涵盖韩国LG化学、宁德时代、三星SDI、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、天津力神等国内外知名锂离子电池厂商。002709.SZ天赐材料公司磷酸铁锂产能为5000吨，电解液产能合计超过5万吨；目前规划在建项目包括九江《年产15万吨锂电材料项目》、福鼎《年产10万吨电解液项目》、江苏溧阳《年产20万吨电解液项目（一期）》等300207.SZ欣旺达公司储能业务是以锂电池储能集成及应用技术为核心，专注于电网储能、工商业储能、家庭储能、网络能源以及综合能源服务业务，为客户提供储能系统及整体解决方案。002169.SZ智光电气2019年年报披露：智光储能为客户提供包括储能技术咨询、储能系统集成、储能设备销售等业务，也可为广大储能系统集成商提供储能电池PACK集成、BMS、PCS及EMS等核心关键技术及设备，并可提供电芯及电池PACK测试技术服务。公司的储能产品序列包括电站型储能系统（高压直挂级联型高压储能）、需求侧储能系统（多模组分散式集成储能）、移动储能产品及移动储能测试车等服务，可为不同应用场景的客户需求定制提供高效率、高可靠性及高安全性的储能系统技术及装备。300750.SZ宁德时代公司储能电池产品可用于发电领域，为太阳能或风能发电提供储能配套，同时也应用在输配电和用电领域，包括工业企业储能、商业楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池、家用储能等场景。300769.SZ德方纳米19年4月上市;公司是全国纳米技术标准化技术委员会委员单位负责全国纳米储能技术标准的规划压缩空气股票代码股票简称概念解析300091.SZ金通灵1.公司目前在空气压缩储能领域，仅是提供相关的压缩机产品，并未实施整体试点项目；2.公司暂不具备百兆级空气压缩技术储备；3.公司在储能领域已具备电储冷、电储热相关多个示范项目。行业深度报告长城证券47请参考最后一页评级说明及重要声明表7：新型储能技术所涉及的相关公司601369.SH陕鼓动力公司拥有压缩空气储能必备压缩机组、膨胀发电机组及储换热三大核心技术，相关技术和系统方案优势显著。公司持续优化和推出高参数压缩机组技术，以适用压缩空气储能系统在提升电-电转换效率方面对压缩机组提出的技术需求。公司具备向岩穴空气储能系统提供大型压缩机组及大型膨胀发电机组的设计及供货能力，具备开展储能用压缩机组及膨胀机组的气动选型与压缩膨胀子工艺系统优化能力。2022年初，公司与中国能建签订世界首台套300MW级压缩空气储能重大示范项目。中储国能公司拥有完整的先进压缩空气储能核心技术知识产权，其技术团队已建成“国家能源大规模物理储能技术研发中心”，拥有1-300MW级先进压缩空气储能部件实验和系统集成测试研发平台，葛洲坝中科葛洲坝中科储能技术有限公司是中国科学院工程热物理研究所为推进储能技术的转移转化，以专有知识产权无形资产出资成立的公司，研究所占股比为21%。公司致力于大规模压缩空气储能技术关键技术研发、系统集成及产业化推广，在能源供给侧为客户提供全球领先的储能解决方案等。2019年，公司主导的山东肥城压缩空气储能调峰电站项目开工，项目一期建设50MW/300MWh，总投资约5亿元，此外，河南平顶山盐穴压缩空气储能项目，项目总规模100MW/800MWh，已完成当地备案登记。液流电池股票代码股票简称概念解析000629.SZ钒钛股份攀钢集团钒钛资源股份有限公司与大连融科储能集团股份有限公司签署了《合资协议》，决定共同投资3,161万元人民币成立合资公司，其中公司占注册资本的51%，大连融科占注册资本的49%。本次交易完成后，合资公司成为公司控股子公司，纳入公司合并报表范围内。合资公司将在2022年内在攀枝花市建设电解液产线，实现产能2,000立方米/年，以推动钒电池储能商业化进程。002145.SZ中核钛白子公司新疆德晟新材料科技有限公司主营业务包含钒、钛合金、高钛渣、优质富钛料、超级钢、生铁铸件、兰炭、焦炭的干燥加工及销售；蒸汽、钒钛研发及技术咨询服务和转让，进出口贸易。大连融科大连融科储能技术发展有限公司是全球领先的全钒液流电池储能系统服务商，成立于2008年，是储能电池装备的生产主体，已成为全球领先的全钒液流电池全产业链开发、完整自主知识产权及高端制造能力的服务商，率先在电网调峰、可再生能源并网、工商业微网等领域投运众多项目，具有丰富的工程经验。行业深度报告长城证券48请参考最后一页评级说明及重要声明表7：新型储能技术所涉及的相关公司上海电气储能科技有限公司10月22日，上海电气（安徽）储能科技有限公司在安徽巢湖经开区开业投产。新投产的液流储能电池项目工厂将采用先进的自动化生产线，设计产能将达到200MW/1GWH。该公司是由上海电气投资成立的储能平台公司，致力于为客户提供绿色、经济、高效的储能装备及综合能源解决方案。公司目前拥有水系液流电池、锂电池等系列化储能产品，掌握电池至系统级的核心自主知识产权，在电池产品安全、稳定、可靠、电池系统控制、智能运维等领域有多项核心技术位于国内领先水平。北京普能普能公司是一家从事全钒液流电池储能系统的研发、制造，并提供与新能源配套的大规模储能技术解决方案的全球领先公司，所持有的全钒液流电池技术是一种基于电解液内金属钒离子的价态变化而实现高效、安全充放电、储存释放能量的储能技术，其突出优点是安全可靠、循环寿命长、储存容量大、系统功率与容量可独立配置、钒电解液无损耗等。和瑞储能和瑞电投储能科技有限公司成立于2020年11月4日。主营业务为铁-铬液流电池系统的研发、生产及销售，属于国内率先将此技术规模化生产的新能源科技公司。和瑞电投主要面向发电侧储能、输配电储能及用户侧储能，具有广阔的市场发展前景。同时公司产品优势明显，具有使用寿命长、环境友好，安全性高、适应性强、易于规模化设计、成本低等特点，市场竞争力强大。纬景储能纬景储能拥有全球领先的锌铁液流电池技术，同时具备完备的供应链能力和超强的量产能力，所智造的电池不仅完全符合新型电力系统对储能电池的技术要求，且在各项性能上体现了卓越的优势，包括：极安全、低度电成本、长时、大容量、高循环次数、环境友好和选址灵活。重力储能股票代码股票简称概念解析000035.SZ中国天楹中国天楹发布公告，公司全资子公司江苏能楹新能源科技发展有限公司拟与江苏天勤投资有限公司、天空塔(北京)储能科技有限公司以及AtlasRenewableInc.签署《合资合同》，共同投资设立合资公司阿特拉斯(江苏)新能源科技有限公司，注册资本为人民币2亿元，其中江苏能楹持股50%，天勤投资持股10%，天空塔持股30%，Atlas持股10%。公告称，本次对外投资主要目的是为在中国境内独家实施源自重力储能技术开发商EnergyVault,Inc.的重力储能系统(“GESS”)技术、开拓重力储能项目市场、使用GESS技术建设、运营重力储能设施和项目。行业深度报告长城证券49请参考最后一页评级说明及重要声明表7：新型储能技术所涉及的相关公司氢储能股票代码股票简称概念解析688339.SH亿华通发行人及下属公司神力科技是国内较早从事氢燃料电池发动机系统及电堆研发与产业化的高新技术企业，培养和引进了一大批氢燃料电池领域的高端人才。报告期内，氢燃料电池发动机系统国内市场供应链基础较为薄弱，尚未形成较为成熟的零部件供应体系，发行人燃料电池发动机的部分关键材料和部件主要采用进口产品。002733.SZ雄韬股份公司主要从事化学电源、新能源储能、动力电池、燃料电池的研发、生产和销售业务,主要产品涵盖阀控式密封铅酸蓄电池、锂离子电池、燃料电池三大品类。000338.SZ潍柴动力2020年4月21日，公司在互动平台表示：新能源为公司的战略新兴业务之一，已建成两万套级产能的燃料电池发动机及电堆生产线，是目前全球最大的氢燃料电池发动机制造基地。同时，公司已批量交付燃料电池客车，初步实现商业化落地。未来，公司将加速推进燃料电池业务的技术研发和商业化落地。公司未布局氢气制备业务。国氢科技国家电投集团氢能科技发展有限公司是国家电投实施氢能产业科技创新的平台，于2017年5月注册成立。主要从事氢燃料电池技术研发与产品开发、多应用场景氢动力系统开发、先进制储氢技术研发与产品开发、氢安全技术研发与检测检验平台建设等氢能产业技术创新。国富氢能江苏国富氢能技术装备股份有限公司成立于2016年6月，专业从事氢能“制储运加用”装备的设计、制造与技术服务，是国内领先的氢能装备全产业链整体解决方案供应商。武汉理工氢电武汉理工氢电科技有限公司由武汉理工大学（WUT）和深圳市雄韬电源科技股份有限公司联合发起成立。公司前身是2006年成立的武汉理工新能源有限公司，基于武汉理工大学领先的燃料电池技术，致力于燃料电池核心零部件--膜电极（MEA）的技术开发和大规模产业化。捷氢科技上海捷氢科技股份有限公司成立于2018年6月27日，具有资深燃料电池电堆、燃料电池系统、整车开发及应用经验。捷氢科技为行业提供燃料电池产品及工程服务，已完成多款燃料电池电堆和燃料电池系统的产品开发，功率涵盖6kW~260kW，广泛应用于乘用车、城市客车、公路客车、轻中重型卡车、叉车、拖车等诸多领域，并可扩展应用于分布式发电、热电联供和船舶、航空等非车用领域。中科富海北京中科富海低温科技有限公司以中科院理化技术研究所大型低温技术成果为核心，主要开展氢氦大型低温装备、LNG-BOG提氦与氦气供应、液氢与氢气PSA、高纯稀有气体、工业气体工程等业务，是具有自主知识产权的大型低温工程解决方案与大宗工业气体稀有气体供应商。行业深度报告长城证券50请参考最后一页评级说明及重要声明表7：新型储能技术所涉及的相关公司钠离子电池股票代码股票简称概念解析300073.SZ当升科技公司与力神电池加强技术合作，在超高镍正极材料、磷酸锰铁锂正极材料、高容量富锂锰基正极材料、固态锂离子电池及其关键材料、钠离子电池及其关键材料等锂电前沿技术领域加强合作，定期进行技术交流，明确未来材料和电池开发计划，为下一代电池产品迭代形成技术储备。600348.SH华阳股份全资孙公司山西华钠芯能科技有限责任公司投资建设的钠离子电芯生产线设备安装调试已完成，公司于2022年9月30日在阳泉市高新区高端制造产业园区举办钠离子电芯生产线出品仪式。688005.SH容百科技公司自主开发适用于全固态电池的改性高镍、超高镍正极材料以及固态电解质方面，已取得多项专利技术储备，并保持与国内领先固态电池企业的技术合作。603876.SH鼎胜新材钠离子电池正负极集流体均适用铝箔，公司下游客户有中科海钠。中科海钠中科海钠科技有限责任公司是一家专注于新一代储能体系-钠离子电池研发与生产的高新技术型企业。企业拥有多项钠离子电池核心专利，是国际少有拥有钠离子电池核心专利与技术的电池企业之一。钠创新能源公司聚焦钠离子电池技术创新与工程化，以市场需求为导向，研发、生产与销售新一代动力与储能电池系统，为智能电网储能、电动交通工具、分布式储能、特种用途化学电源，提供绿色环保、可持续能源解决方案，致力打造具有全球影响力的钠离子电池系统创新企业。众钠能源江苏众钠能源科技有限公司成立于2021年1月，是一家新兴的钠离子电池企业，公司致力于持续向客户提供丰富的钠电能源解决方案，公司以独创技术路线，围绕着低成本、长循环钠离子电池的电化学体系、结构和系统开发，进行了深度研究，公司在钠离子电池研究成果转化层面位居行业前列，致力于成为一家硫酸铁钠电池研发制造的前沿公司。其他储能股票代码股票简称概念解析688248.SH南网科技公司在储能系统技术服务、试验检测及调试服务以及智能设备等相关产品和服务领域共形成了27项核心技术。600131.SH国网信通储能业务领域，继远软件以新能源储能资源有效管控为基础，主要提供储能站数字化运行、高效运营等一站式定制化平台。002335.SZ科华数据公司在发电侧、电网侧、用户侧、微网等储能领域打造多项应用“首例“：甘肃720MWh大规模储能电站、国家电网首个电网侧储能示范工程、湖南电网储能电站示范工程、国家能源局首批“互联网+”智慧能源示范项目、铜川/长治250MW光伏领跑者储能示范项目等。行业深度报告长城证券51请参考最后一页评级说明及重要声明表7：新型储能技术所涉及的相关公司002534.SZ西子洁能公司自主研发、设计、制造的50MW熔盐储能系统应用于青海德令哈50MW塔式熔盐储能光热发电项目，目前该光热储能发电站已正式并网发电，平均发电量达成率为全球同类型电站投运后同期的最高纪录。由西子清洁能源装备制造股份有限公司承建的浙江省最大用户侧熔盐储能项目，也是国内在建的最大规模熔盐储能项目——绍兴绿电熔盐储能示范项目在绍兴柯桥区天实低碳产业园正式产汽试运行.300207.SZ欣旺达公司储能业务是以锂电池储能集成及应用技术为核心，专注于电网储能、工商业储能、家庭储能、网络能源以及综合能源服务业务，为客户提供储能系统及整体解决方案。储能运行股票代码股票简称概念解析600116.SH三峡水利2019年年报披露：公司拥有完整的发、供电网络，是上市公司中少数拥有“厂网合一”的电力企业，公司的厂网一体化保证了对区域电力供应的市场优势。600995.SH南网储能公司拟实施资产置换、发行股份购买资产及配套募资三步走战略，向间接控股股东南方电网公司收购南方电网调峰调频发电有限公司(简称调峰调频公司)100%股权，借此实现产业转型。如果本次重组顺利完成，文山电力的主营业务将变更为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。储能建设股票代码股票简称概念解析601868.SH中国能建公司大力发展新能源产业，聚焦抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、氢能等业务，建立全产业链核心竞争力。公司储能在建项目包括内蒙古乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目等601669.SH中国电建目前公司在国内抽水蓄能规划设计方面的的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。资料来源：各公司官网，iFinD，长城证券研究院整理行业深度报告http://www.cgws.com研究员承诺本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，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接收到任何形式的报酬。特别声明《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。免责声明长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。长城证券投资评级说明公司评级：买入——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上增持——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间持有——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间卖出——预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上行业评级：强于大市——预期未来6个月内行业整体表现战胜市场中性——预期未来6个月内行业整体表现与市场同步弱于大市——预期未来6个月内行业整体表现弱于市场长城证券研究院深圳办公地址：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦南塔楼16层邮编：518033传真：86-755-83516207北京办公地址：北京市西城区西直门外大街112号阳光大厦8层邮编：100044传真：86-10-88366686上海办公地址：上海市浦东新区世博馆路200号A座8层邮编：200126传真：021-31829681网址：http://www.cgws.com