儲能應用場景的多樣性決定了儲能技術的多元化發展。不同應用場景對儲能技術的性能要求有所不同，儲能應用場景的多樣性決定了儲能技術的多元化發展。特別地，根據不同儲能時長的需求，儲能的應用場景可以分為容量型（≥4小時）、能量型（約  1~2小時）、功率型（≤30分鐘）和備用型（≥15分鐘）四類。根據儲能時長要求的不同進行儲能類型劃分，有助于推進以市場應用為導向的技術開發思路，使不同儲能技術在各自適用的場景中發揮獨特的性能優勢。

抽水蓄能：當前技術路線與商業化最為成熟

基于上下水庫實現能量轉換，用途廣泛

抽水蓄能利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電。抽水蓄能電站由兩個相互連接且位于不同高度的水庫組成。管道將上部和下部水庫連接。在電力負荷低谷期，電動機將電能轉化成機械能，通過將水從下部水庫通過管道輸送到上部水庫，泵將它們轉化為勢能。在負荷高峰時，儲存在上部水庫中的水可以通過渦輪機返回到下部水庫，由此從勢能產生機械能，并在發電機的幫助下再次產生電能。儲存的能量與水的總質量和上下兩蓄水池之間的高度差的乘積成比例。

抽水蓄能電站在電力系統中發揮六大基本作用、三大現實作用以及六大需求展望。抽水蓄能機組憑借迅速而靈敏的開、停機性能，快速靈活的運行特點，在電力系統中發揮六大基礎作用：儲能、調峰填谷、調頻、調相、緊急事故備用以及黑啟動功能。

裝機量提升，行業進入高質量發展新階段

基于新的時代背景和行業形式，“十四五”以來我國出臺了一系列政策文件，指導、支持抽水蓄能發展。2021年4月30日，《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》堅持以兩部制電價為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制；2021年9月17日，國家能源局《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》表明，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。

國內外抽水蓄能建設速度加快，我國累計裝機容量位列世界第一。2020年以來全球抽水蓄能電站建設速度加快，根據CNESA，2021年累計裝機達到 181GW。國內方面，我國抽水蓄能快速發展，2001年裝機容量僅為5GW，2021年我國裝機容量達 37GW，我國的單個抽水蓄能電站裝機容量以及全國裝機總量均位居全球首位。對比全球抽水蓄能裝機量新增速度，我國在 2021 年表現優于全球平均水平，呈現巨幅上升趨勢。2022年前三季度，我國抽水蓄能新增裝機6.1GW，超過去年全年的5.2GW，累計裝機量已達到43.1GW。

國內站點資源豐富，截至2020年12月普查結果顯示資源站點1529 個，總裝機規模16.04億千瓦。2020年12月，國家能源局領導組織開展抽水蓄能中長期規劃資源站點普查工作，普查結果顯示資源站點1529個，總裝機規模16.04億千瓦，其中南方、西北、華中、華東等區域分布相對較多。

截至2021年底，我國已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約8.14億千瓦，主要分布于西部地區，占比約37%；在建抽水電站規模為6153萬千瓦。納入規劃的抽水蓄能站點資源總量中，重點實施項目4.21億千瓦，規劃儲備項目3.05億千瓦，其中9792萬千瓦項目已經實施。

2022年上半年，開工和投產的抽水蓄能項目已達16個，總規模22.4GW，項目的總投資額超1370億元。2022年上半年開工的抽蓄項目有10個，總規模14.1GW，主要分別于浙江、湖南、山西、湖北等地區。全面投產的項目有6個，總規模 8.3GW，主要涉及廣東、浙江、吉林等地區。國網新源和南方電網分別有3.8GW和2.4GW 項目投運，此外三峽集團在浙江的長龍山抽水蓄能電站也已于6月并網投運。

截至2022年10月21日，“十四五”期間已核準抽蓄電站共計35個項目，裝機規模合計為4509.8萬千瓦，項目投資金額合計約為3451億元。2021年核準電站11個，裝機規模合計1380萬千瓦，投資金額約898億元。2022年至今核準電站24個，裝機規模3129.8萬千瓦，投資金額約2553億元。

到2025年，我國抽水蓄能電站裝機容量達到6200萬kW；到2030年，我國抽水蓄能裝機容量將達到1.2億kW。根據《國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知》和《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，從“十四五”開始，未來15~20年間，我國抽水蓄能將正式進入高質量發展的新階段。隨著豐寧、長龍山等在建抽水蓄能電站的陸續投產、運行，預計到2025年，我國抽水蓄能電站裝機容量達到6200萬kW；到2030年，垣曲、清原等在建項目，以及“十四五”期間開工項目的陸續投產，我國抽水蓄能裝機容量將達到1.2億kW。

國內外抽蓄電價與商業模式逐漸明晰

國外抽水蓄能電站的盈利模式可以分為三種，即一體化內部結算、獨立參與市場與租賃模式。在垂直一體化的電力體制下，抽水蓄能電站由一體化的電力公司所有并統一運營；在建立了競爭性批發電力市場地區，抽水蓄能電站在產權上已獨立于電網，其電力產品通過相應的市場銷售。通過參與現貨市場、峰谷套利方式實現的收入約占其全部收入的30%~40%，參與輔助服務獲得的收入占60%~70%；租賃模式下抽水蓄能電站所有權亦獨立于電網，擁有抽水蓄能電站產權的企業將電站租賃給電網運營管理，抽水蓄能電站的盈利來源為運營權的讓渡價值。

目前，我國抽水蓄能價格機制主要包括三種模式，即單一電量電價、單一容量電價、兩部制電價。1）單一電量電價多用于2004年以前投產的抽蓄電站，國家發展改革委核定抽蓄電站的上網電價和抽水電價；2）單一容量電價是應用最普遍的機制，其計算出來的電費被稱為“基本電費”，是因占用了用電容量而交納的電費，電費數額是按變壓器的容量（或運行中的最大需量）來計算的，由國家價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則，核定抽蓄電站的年租賃費，不再核定電價，租賃費一般由電網企業承擔50%，發電企業和用戶各承擔25%；3）兩部制電價在2014年被提出，把電價分為容量電價和電量電價兩部分。容量電價主要體現抽蓄電站提供調峰、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，電量電價反應的是企業的變動成本。

產業鏈集中度較高，龍頭優勢競爭優勢顯著

基本形成全產業鏈發展體系和專業化發展模式。通過大型抽水蓄能電站建設實踐，基本形成涵蓋標準制定、規劃設計、工程建設、裝備制造、運營維護的全產業鏈發展體系和專業化發展模式。上游主要為設備供應，包括水輪機、水泵、壓縮空氣系統、監控系統、發電機、主變壓器、調速系統等；中游主要為建設工程，包括電站建設與電站運營兩個部分；下游主要服務于工業、商業以及居民用電，主要起到調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用等功能。

2021年核準抽水蓄能電站平均單位千瓦靜態總投資5367元/kW，抽水蓄能電站投資中機電設備及安裝工程占比最高，建筑工程投資占比次之。抽水蓄能電站建設條件個體差異明顯，造價水平與工程建設條件和裝機規模密切相關。一般情況下，抽水蓄能電站單位造價隨裝機規模增加而顯著降低。而抽水蓄能電站的投資占比前三位為機電設備及安裝工程（26%）、建筑工程（25%）、建設期利息（14%）。

1）上游水輪發電機組：包括水輪機和發電機兩個關鍵裝置，主要廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣和浙富控股。水輪機是利用水流流動帶動水輪轉動的裝置，將水流的機械能轉化為葉輪機械能；發電機是將水輪的機械能轉化為電能的裝置。目前國內主要生產水輪發電機的廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股這三家，2021年三家的水輪發電機組產量分別為9.55GW、8.10GW、0.81GW。

2）中游規劃建設：國內抽水蓄能建設主要采用EPC模式。中國電建是國內規模最大、影響力最強水利水電建設企業，承擔了國內抽水蓄能電站大部分規劃、勘測設計、施工建造、設備安裝、工程監理等工作，在抽水蓄能規劃設計、抽水蓄能建設市占率分別在90%、80%左右。2021年，中國電建抽水蓄能業務新簽合同202.40億元，同比增長342.90%。

3）下游投資運營：主要企業有國網新源、南網雙調，國網新源占據領先地位。截至 2021年底，國網新源公司在運和在建抽水蓄能規模分別為2351、4578萬kW，占比分別約64.6%和74.4%，在抽水蓄能開發建設及運營市場中占據絕對領導地位。中國抽水蓄能的建設企業主要有中國電建、中國能建所屬工程局。此外，中國安能、中國鐵建等企業也參與抽水蓄能電站部分地下工程建設。

鋰電池儲能：在新型儲能中發展領先

完整的電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設備構成。電池組是儲能系統最主要的構成部分，負責能量存儲；電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等；能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等；儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。儲能產業鏈上游主要包括電池、電池管理系統、能量管理系統以及儲能變流器供應商；中游為系統集成商和安裝商，下游主要為終端用戶等。根據前瞻產業研究院，電池是電化學儲能系統中最重要的部分，占儲能系統成本的60%，PCS構成20%，EMS構成10%，BMS構成5%，其他配件構成5%。

鋰離子電池：上下游產業鏈較為成熟

在眾多電化學儲能技術路線中，鋰離子電池已經建立了較為健全的產業鏈。如下圖所示，鋰電產業鏈上游主要為礦產及加工品，包括鋰、鎳、鈷等；中游主要為鋰電池制造、電池系統集成組裝等；下游的應用領域主要為儲能電池、動力電池、消費電池等。

離子電池主要依靠鋰離子在正極和負極之間移動來工作，主要材料包括正極材料、負極材料、電解液和隔膜四大部分。鋰離子電池主要依靠鋰離子在正極和負極之間移動來工作。在充放電過程中，鋰離子在兩個電極之間往返嵌入和脫嵌：充電時，鋰離子從正極脫嵌，經過電解質嵌入負極，負極處于富鋰狀態；放電時則相反。鋰電池主要材料包括正極材料、負極材料、電解液和隔膜四大部分，正極材料決定電池的容量、壽命等多方面核心性能，一般占鋰電池總成本高達40%左右，是鋰電池產業鏈中最重要的環節。

儲能電芯封裝制造與動力電池類似，主要為方形、圓柱和軟包三種形式。電池封裝工藝的發展趨勢本質是在保證安全性的前提下提升電池能量密度上限。即利用電芯外殼的支撐作用，減少模組結構件使用，提升電池包的能量密度。軟包外殼的支撐較弱，因此中期來看方形和圓柱電池更能適應結構上的創新。比亞迪的刀片電池既是將電芯設計成扁片長條形狀，在安全上保證電芯有足夠大的散熱面積，同時提高電池包的空間利用率，從而提高能量密度。目前已經應用于儲能系統（BYD Cube）。

變流器：決定輸出電能的質量和特征

儲能變流器是連接電源、電池與電網的核心環節，通常由 DC/AC 雙向變流器、控制單元等構成。它的主要作用在于實現電網與儲能電池能量的雙向轉換控制。在并網條件下，根據能量管理系統的指令，儲能變流器對電池進行充放電以平滑風電、光伏等新能源出力；在離網條件下為負荷提供電壓和頻率支持。儲能變流器通常由 DC/AC 雙向變流器、控制單元等構成，其中，控制單元接收控制指令，根據功率指令的符號及大小控制變流器對電池進行充放電，實現有功功率和無功功率調節。儲能變流器通過接口與電池管理系統連接以獲取電池組狀態信息，實現對電池的保護性充放電，確保電池運行安全。

儲能變流器決定著輸出電能的質量和特征，從而很大程度上影響著電池的壽命。儲能變流器主要有并網和離網兩種工作模式。在并網模式下，儲能變流器可實現電池組與電網之間的雙向能量轉換。在負荷低谷期，儲能變流器可根據電網調度或本地控制的要求，把電網的交流電整流成直流電，給電池組充電；在負荷高峰期，儲能變流器可把電池組中的直流電逆變成交流電，反送到電網中。同時，在電能質量不好時，儲能變流器還可吸收或提供有功功率，提供無功補償等。在離網模式下，儲能變流器可根據實際需要與主電網脫開，給本地的部分負荷提供滿足電網電能質量要求的電能。

BMS、EMS與溫控：鋰電儲能系統的重要組成

BMS：由主控單元、從控單元、信息采集單元、信息傳輸及顯示單元等組成，主要作用在于對電池狀態進行檢測。電池管理系統（Battery Management System，BMS）基本工作原理為微控制單元采集傳感器提供的電流、電壓、溫度等電池工作參數，分析電池的工作情況，估算其剩余電量決定是否啟動保護電路或進行均衡。典型的 BMS 由硬件電路、底層軟件和應用層軟件構成。其中，硬件電路是 BMS 的基礎，包括元器件和印制電路板等；軟件系統是 BMS 實現功能的主體和主要附加值所在。BMS 行業目前專注于儲能 BMS開發的廠商比較少，專業 BMS 供應商（如電裝、億能電子、妙益科技等）、動力電池 BMS供應商（如三星、LG、寧德時代、特斯拉、上汽集團、長安汽車等）等均可提供儲能 BMS產品。

EMS：運用自動化、信息化等專業技術，對儲能系統能源供應、存儲、輸送等環節實施的動態監控和數字化管理，從而實現監控、預測、平衡、優化等功能。能量管理系統（Energy Management System，EMS）主要包括信息采集終端、通信管理機、系統平臺硬件以及系統軟件等部分。通過信息采集終端、通信管理機、數據采集器等硬件設備，實現信息信號的采集、交換和傳遞。根據PowerLab，硬件成本在能源管理系統總成本的占比一般不超過50%，信息采集終端和通信管理機等硬件設備國內產業鏈已相當成熟，在系統軟件方面，由于EMS公司需了解電網的運行特點和核心訴求，因此國內儲能EMS相關公司主要為國網系公司，如南瑞繼保、許繼集團、國電南瑞、平高電氣等，此外還有四方股份、寶光股份等。

儲能溫控系統冷卻：主要包括風冷、液冷、熱管冷卻、相變冷卻四種方式。相較而言，熱管冷卻和相變冷卻的設計更加復雜，成本更高，當前尚未在儲能溫控方案中實際應用。目前電化學儲能溫控以風冷和液冷為主。

1）風冷：以空氣為冷卻介質，利用對流換熱降低電池溫度，具備方案成熟、結構簡單、易維護、成本低等優點，是當前儲能溫控主力方案。但由于空氣的比熱容低，導熱系數低，風冷一般應用于功率密度較低場景，如通信基站、小型地面電站等。

2）液冷：主要以水、乙二醇水溶液等液體為冷卻介質，通過對流將電池產生的熱量帶走，結構較為復雜，安全等級要求高，所以液冷成本明顯高于風冷，但其優點明顯，散熱效率高且均勻、能耗較低、占地面積小、系統適應性。隨著儲能系統規模和能量密度的逐漸提高，液冷能量密度高、占地面積小、能耗低的綜合優勢會進一步凸顯。

3）熱管冷卻：利用熱管的熱超導性能，依靠封閉管殼內工質相變來實現換熱，有冷端風冷和冷端液冷兩種。冷端風冷是通過管內冷空氣冷卻管外熱空氣，冷端液冷是管內冷卻水冷卻管外熱空氣。熱管具有高導熱、等溫、熱流方向可逆、熱流密度可變、恒溫等優點。目前主要應用于核電工程、太陽能集熱、航天工程等領域，在大容量電池系統中的應用仍處于實驗室階段。

4）相變冷：卻是用相變材料將電池包裹或者把相變材料壓制成板狀夾在單體電池之間，再利用相變材料發生相變吸收熱量。它最大缺點是導熱系數低、導熱性能差，儲熱和散熱速度都很低，無法用于電池的高產熱工況。在相變材料中添加其他導熱性能好的材料，可以顯著的提高散熱效率和散熱速度。