现阶段长时储能技术路线主要为抽水蓄能、熔盐储热、液流储能、压缩空气储能、氢储能五大类。

目前各路线中，抽水蓄能市场渗透率最高、经济性最强，但受选址条件限制，预计未来成本将会上升；压缩空气储能在一定程度上仍受自然资源限制，经济性与选址灵活性不可兼得；熔盐储热及氢储能初始投资成本较高、系统转化效率较低，度电成本仍处于相对高位；与其他路线相比，钒电池在应用场景、储能时间尺度及经济性等方面综合优势突出。

1、抽水蓄能

已处大规模商用阶段，技术最为成熟但发展空间有限，优质建站资源趋于饱和，未来或将面临度电成本上升、装机占比降低。

工作原理：电能与重力势能的相互转换。抽蓄电站建有上下两个水库，用电低谷时将水从下水库抽送至上水库实现能量存储（电能→重力势能），用电高峰时将上水库的水排放至下水库实现放电（重力势能→电能），抽蓄电站容量与水库间落差及水库容积成正比。

应用场景：主要作为供电或调峰电源，受选址限制，与风光等可再生能源发电项目无法完全匹配（如我国西北地区）。

优势：①技术成熟度高：世界首座抽水蓄能电站早于1882年即在瑞士建成，技术发展至今已有百余年历史，我国抽蓄技术研究始于20世纪60年代，目前已高度成熟。②装机容量大：普遍为GW级别。③放电时间及使用寿命长：适宜储能时间为小时级~周级，使用寿命超30年。④与其他机械储能相比，能量转换效率较高，约为70%。

劣势：①选址受限，优质建站资源趋于饱和：抽水蓄能对建设选址要求极高，建坝应尽量靠近水源及电站、基岩需无集中渗漏风险，同时为节约建设成本，上下水库之间的距高比（水平距离与垂直高度比值）较小为宜；②建设周期漫长，或无法匹配风光装机增速：抽水蓄能电站建设期约7~10年，无法匹配风光装机快速增长所带来的消纳及调峰调频等需求。

储能市场装机占比：商业化成熟阶段，存量市场占比下降，增量市场略高于新型储能。受制于新型储能技术快速发展，抽水蓄能在存量装机市场中的占比有所下降。2022年底全球/中国储能市场累计装机规模分别为237.2GW/59.8GW，抽水蓄能在全球及中国市场中的装机占比分别为79.3%/77.1%，与2021年相比分别下降6.8/8.3pct。2022年中国新增储能装机16.5GW，其中抽水蓄能、新型储能装机分别为9.1GW/7.3GW，占比分别为55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技术进步空间相对有限、发展受自然资源约束较强，未来其在储能市场中的渗透率或将进一步下降。

经济性：抽蓄电站初始投资较大，全生命周期度电成本随优质选址资源趋于饱和而上升。以1200MW/6000MWh抽水蓄能电站为例，其初始投资成本约为6025~8780元/KW，若使用寿命为50年，不考虑充电成本，其全生命周期度电成本约0.31~0.40元/KWh；未来随着优质建站资源趋于饱和，LCOE将随之上升；此外，抽水蓄能产业链已实现高度国产化，与其他储能路线相比，其在设备端的降本空间相对有限。

2、熔盐储热

熔盐储能通过加热熔盐实现对热能的存储，在供电时利用高温熔盐换热产生的高温高压蒸汽推动汽轮机组发电。熔盐储热是大规模中高温储热的主流技术方向。储热技术可分为显热储热、相变储热和热化学储热三类。

熔盐储能系统由熔盐、熔盐罐、电加热等部分构成，目前产业链条较为完整但商业化经验有待进一步提升。熔盐储热系统通常与光热发电联系在一起，随着光热电站的建设，熔盐储能需求有望快速增加。

工作原理：“熔盐储热+熔盐放热”构成一次储能循环。熔盐储热时，熔盐储罐（冷盐罐）中的低温熔盐进入熔盐电加热器，利用风电、光伏、夜间低谷电加热，加热后回到熔盐储罐（热盐罐）中存储；熔盐放热时，高温熔盐进入换热系统与水进行换热用于供暖或生成蒸汽用作工业蒸汽或用于发电等。熔融盐储热主要用于光热发电、火电灵活性改造、清洁供热、工业蒸汽等领域，其中光热发电及火电灵活性改造为主要应用领域。

光热电站工作原理：太阳能→热能→机械能→电能。光热发电原理为通过反射镜将光照汇聚到太阳能收集装置中，利用太阳能加热收集装置内的熔盐，最后通过加热后的熔盐传递热量加热蒸汽，推动发电机发电。

应用场景：1）熔盐储能与可再生能源的深度融合：熔盐储能技术可助力可再生能源实现更稳定、更高效的能源供给。主流的形式为光热熔盐储能电站＋风电/光伏的混合型一体化基地开发。

2）熔盐储能在火电灵活改造、工业蒸汽生产中具备很大发展潜力：伴随其技术和供应链的成熟，在峰谷电价差持续拉大，谷电价格进一步下调的背景下，熔盐储能技术在工业蒸汽市场的商业化，将全面铺开。

优势：1）储能规模大：熔盐储热规模通常在几十兆瓦到几百兆瓦之间；2）储能时间长：熔盐储能可以实现单日10小时以上的储热能力，已投运的敦煌百兆瓦熔盐塔式光热电站的熔盐储热时长为11个小时；3）寿命长：熔盐储热项目寿命可达25年以上；4）环保安全：不产生任何污染物排放。

劣势：1）成本较高：目前熔盐储能的平准化度电成本约为 0.8元/kWh左右（特指电→热→电转化应用下的成本）；2）能量利用率较低：在换热系统中高温熔盐与水换热，产生水蒸气，驱动涡轮机工作阶段的能量浪费较多，效率较低。如果利用熔盐储电再放电，需要经过电→热→电的转化，导致其利用率较低；3）熔盐具有一定的腐蚀性：熔盐中含有的氯化盐、碳酸盐、硝酸盐对熔融罐、管道等设备具有一定腐蚀作用，需要采用一定的措施降低其腐蚀影响。

近年来，随着国内光热发电行业的商业化进程不断加快，在光热发电系统中扮演储能调峰作用的熔盐储能技术迎来了重要发展机遇。

2014年，中国首批商业化光热发电示范项目正式启动，均配置了熔盐储能系统。截至目前，国内共有8个总装机规模为500MW的商业化光热电站并网投运。

2021年起，我国掀起风光大基地项目开发热潮，和国家首批光热发电示范项目的最大不同点是，本轮项目采用风光热储互补的方式开发，对光热项目的定位是作为大基地项目的灵活调节电源，熔盐储能在其中的核心地位进一步凸显。

据CSPPLAZA统计，截至目前，青海、甘肃、新疆、内蒙古、西藏、吉林等地已有超4GW在建/拟开发光热发电项目，其中总计28个、含光热装机近3GW的一批风光热一体化项目已进入建设阶段，这些项目也均将配置熔盐储热系统，预计从2023年底开始，这些项目将陆续并网投运。

在光热发电市场高歌猛进的同时，具有低成本、长寿命、储能容量大、占地面积小、建设周期短、适用范围广、环境友好、安全性高等优势的熔盐储热技术在火电灵活性改造、绿电供热等领域的应用市场也逐渐打开，一批标志性项目相继落地。

经济性：

熔盐储能的经济性分析，需要根据其应用场景具体分析。

1）主要应用场景之光热熔盐储能

以当前主流的风光大基地项目中的光热熔盐储能电站为例：

一个10万kW装机、8小时储热的塔式光热电站，在目前普遍选择削减镜场面积以降低整体投资的前提下，当前已定标的光热发电项目的整体造价大多在12亿～17亿之间，折算单位千瓦造价大概在1.2万～1.7万元之间，度电成本约在0.6~0.9元。

▲100MW、储热8小时塔式光热电站投资组成（来源：可胜技术）

如果按2023年3月底，国家能源局发布的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》的要求，原则上每10万kW电站的镜场面积不少于80万㎡。上述10万kW装机、8小时储热的塔式光热电站在80万㎡镜场配置下，在理想情况下，据可胜技术的预测，到2030年，由于规模化发展带来的造价整体降低可达13.19%~16.68%，发电量不变的情况下，度电成本将降低至0.71~0.74元/kWh；随着技术的革新，设备初投资将会降低，系统效率和发电量将会进一步提升，度电成本可进一步降低15%-20%，度电成本将低至0.56~0.63元/kWh左右。

来源：可胜技术

如上图，聚光、吸热、储能系统占据光热电站初始投资的主要部分，约占整个电站成本的60％左右，是决定光热电站造价高低最重要的因素。如果单纯地计算光热发电系统中熔盐储能的成本，约为250元/kWht，600元/kWhe。

2）熔盐储能在其他场景下的应用成本

参考部分已投运项目的实际数据，我们可以粗略估算熔盐储能技术的火电灵活性调峰改造、工业供热、绿色供电等场景下的投资成本【注：目前该领域仍在商业化初期探索阶段，对于造价影响因素较多且机制相对复杂，不同项目差异较大，以下数据仅供参考】。

3、压缩空气

度电成本与抽蓄水平相当，选址灵活性与经济性不可兼得。

工作原理：电能与空气内能的相互转化。用电低谷时段使用电能将空气压缩存储于洞穴或容器中实现能量存储（电能→空气内能），用电高峰时段释放高压空气、驱动涡轮机实现放电。

储库形式：主要包括高压气罐、低温储罐、废旧矿洞、新建洞穴、盐穴等。其中：①盐穴储气库容量大、单位投资低但选址局限强（我国主要分布于长江中下游、山东及广东等地，与风光分布的匹配度较低），盐岩具有极强的蠕变特性，盐穴储气库长期运行后体积可能会减少；②旧洞改造、新建洞穴选址较盐穴灵活，但单位投资略高于盐穴，且旧洞改造存在受矿井水、有毒有害气体危害的风险；③地上储库（高压气罐、低温储罐）可完全突破选址限制但价格昂贵，一般用于中小型电站，目前多处于试验阶段。

应用场景：主要用于削峰填谷、电源侧可再生能源消纳、电网辅助服务、用户侧（工业园区）服务场景等。

优势：单机容量大、储能时间及使用寿命长。目前压缩空气电站单机容量普遍为100MW（规划项目单机容量已扩展至500MW），储能时长可达4小时以上，使用寿命超30年。

劣势：①压缩过程放热损失能量，膨胀过程需吸热补充燃料，系统能量转化效率较低：补燃式约42%~55%、非补燃式提升至60%~65%，但仍然较低。②选址灵活性与建造成本不可兼得：压缩空气储能选址相对受限，若摆脱对地理资源依赖，将导致建造成本大幅提升。②建设周期短于抽蓄，但较电化学路线仍较长：约1.5~2年。

储能市场装机占比：目前压缩空气储能处于示范应用阶段向商业化阶段过渡期，渗透率相对较低。据数据，截止2022年底压缩空气在全球新型储能装机中的占比仅为0.3%，在中国新型储能装机中的占比为1.5%。

经济性：转化效率较低，经济性随充电成本上升而下降。压缩空气储能项目单位建造成本因储气方式而异，初始投资约3000~10000元/KW。以60MW/300MWh压缩空气储能项目为例，其单位建造成本约7167元/KW，假设使用寿命为30年、能量转化效率为60%，则在不考虑充电成本的情况下，其全生命周期度电成本约0.38元/KWh，与抽蓄电站水平相当；当考虑充电成本时，因其系统能量转化率较低，经济性将有所下降。目前设备环节中，300MW级大规模压缩机生产核心技术仍主要为外国企业掌握，扩大装机规模须通过将现有压缩机串联或并联，成本相应提升。

4、氢储能

应用场景丰富、响应速度快，可灵活适用于短时调频与长时储能等多领域，但“电-氢-电”场景下能量转化率低、度电成本处于高位，成本端暂不具备规模化应用条件。

工作原理：电能与氢能之间的相互转化。氢储能利用风光等富余电力通过电解反应将水转化为氢气与氧气，并将氢气存储于储氢罐中，在需要用电时将氢能通过燃料电池转化为电能输出。目前制氢路线主要包括煤炭制氢（价格低廉，但设备成本高、碳排放量大）、天然气制氢和可再生能源制氢，其中可再生能源制氢为发展重点。

应用场景：灵活适用于“源-网-荷”各侧。氢储能在电源侧可用于消纳并网、提供惯量支撑，在电网侧可用于调峰调频、缓解输电阻塞、平衡季节性电量等，在负荷侧可通过构建氢能建筑/园区参与需求侧响应、用作电力电量支撑等；此外氢能还可用于热电联供等领域。

优势：①长周期、跨季节、远距离储能：氢储能可以通过氢气储输技术实现能量的跨季节、跨区域转移，提升新能源电量外送能力。②储能容量大：可达太瓦时级。

劣势：①可再生能源耦合制氢存在动态适应性匹配难题：制氢环节在瞬变工况下可能会出现气体渗透现象，降低产气质量。②大规模长时储氢技术尚待突破：目前地下储氢（主要为盐穴）建设周期长、选址受限，管段/液态/固态储氢在材料等方面存在技术难点。③全周期效率较低：“电-氢-电”全周期转化效率仅30%~40%。

市场发展阶段：仍处产业化发展初期。目前全球制氢结构以化石能源为主，电解水制氢占比较低（仅为0.04%），未来绿氢对灰氢存在较大替代空间；从应用领域来看，氢气主要应用于化工行业，在电力能源等领域的应用程度有待提升。

经济性：系统转化效率低，“电-氢-电”场景下度电成本处于高位。以200MW/800MWh氢储能发电工程项目为例，其初始投资成本约12200元/KW，若使用寿命为15年，不考虑充电成本，其全生命周期度电成本约1.85~1.92元/KWh。氢储能成本与技术路线高度相关，其中制氢系统中碱性制氢装置技术成熟，成本低，若采用PEM电解水制氢装置，则度电成本相应上升约73%；储气系统方面，固态储氢装置成本较高，高压气态储氢成本略低；未来PEM电解槽、PEM燃料电池用质交换膜等关键材料和核心部件的国产替代将成为氢储能重要的降本路径。

5、钒电池

与其他长时储能路线相比，兼具应用场景、时间尺度及经济性优势，有望在长时储能领域对抽蓄形成有力替代。

应用场景优势：选址灵活、占地面积较小、建设周期短可满足风光装机高增需求，在表后储能市场同样具备应用潜力。①国内：新能源强制配储背景下，大储成为储能项目主要应用场景。从与风光等项目的适配度上来看，我国风光发电项目主要集中于新疆、内蒙古、甘肃、青海、宁夏、河北等地，该类地区主要以沙漠、戈壁为主，水资源及盐穴分布较少，故抽蓄及压缩空气电站在该类地区的适配性较差（否则将提升投资成本、加大输电损耗），光热及钒液流储能电站适配度较高，与光热电站相比，钒液流储能电站占地面积小、配置更加灵活。从建设周期来看，抽蓄、压缩空气、光热、地下储氢项目建设周期较长，较难追赶风光装机增速，而钒液流电站建设周期仅3~6个月，可满足风光装机高增需求。②海外：能源危机之下用电成本增加，表后储能快速增长。相较于抽蓄、光热、压缩空气等储能路线（多应用于表前市场），钒电池储能在用户侧仍然具备较大应用潜力，2022年12月全球最大钒液流电池用户侧储能电站顺利并网，规模为6MW/36MWh。

时间尺度优势：兼具短时波动平抑及长时电量平移功能。①可再生能源出力受天气影响易出现分钟级波动，需储能通过频繁充放电进行平滑，与抽蓄、压缩空气、熔盐储热、氢储能（响应时间均为分钟级，且氢储能在瞬变工况下制氢系统稳定性将受到影响）相比，钒电池动态响应速度更快（百毫秒级）、效率更高。②小时-日度-季度级长时储能需具备大容量、低衰减特性，钒电池扩容灵活且循环过程中容量几乎无衰减，可满足长时间尺度储能需求。

经济性优势：初始投资已处于下降通道，LCOE优势初现。①从初始投资来看，钒储能电站单位投资成本约14000~16000元/KW，与氢储能相当，优于光热电站，较抽蓄及压缩空气储能略高。②从全生命周期度电成本来看，钒电池LCOE约0.75~0.86元/KWh，仅次于抽蓄及压缩空气储能（以上测算均未考虑充电成本，由于钒电池能量转化效率优于其他各路线，故若考虑充电成本其经济性较其他路线将进一步提升）。③从降本空间来看，钒储能电站初始投资已处于下降通道之中，由2012年的90000元/KW（龙源沈阳法库卧牛石风电场调增配套储能钒电站）降至目前的14000~16000元/KW（2023年7月开封时代榆中县300MW/1200MWh全钒液流独立共享储能电站初始投资成本已低至5333元/KW），未来随着电解液及电堆各环节商业模式创新及国产替代加速，初始投资与LCOE有望进一步下降。