新能源是战略性发展方向，政策支持力度不断加大，2021 年 10 月，国务院印 发《2030年前碳达峰行动方案》，提出双碳目标。随后，国务院发布的《关于 完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国家发改委、 国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等文件中 均将 2030 年新能源装机目标定为 12 亿 kW。根据国家能源局发布的《2024 年 全国电力工业统计数据》，截至 2024 年 12 月底，内地风光发电总装机超 14 亿 kW，提前完成 2030 年装机目标。其中，太阳能发电装机容量约 8.9 亿 kW， 同比增长 45.2%；风电装机容量约 5.2 亿 kW，同比增长 18.0%。发电量方面， 2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的35%。我们 预计到 2025/2030 年内地仅风电和太阳能发电量合计占比将达到 23%/35%。然而，以风能和太阳能为代表的可再生能源的随机性、间歇性与波动性特征， 为电网安全运行带来巨大压力。为了促进可再生能源利用率并增强电网的稳定 性，大规模长时储能成为解决新能源利用问题的重要技术路径。根据中关村储 能产业技术联盟（CNESA）数据，截至 2024 年底，内地电力储能装机量累计达 到 137.9GW，其中，抽水蓄能由于技术成熟、成本低、容量大的原因，装机容 量占比达 42%，但抽水蓄能建设周期长、资源限制，难以满足未来电网储能的 需求，迫切需要发展新型储能技术。截至 2024 年底，新型储能装机规模 78.3GW，占比达到57%，首次超过抽水蓄能。随着新能源发电占比提升，我们 预计 2025/2030 年内地的储能装机规模有望达到 188/366GW，其中新型储能装 机占比接近 65%/73%。我们预计未来五年内，内地新增的新型储能装机规模约 为 190GW，是现有装机规模的 2.4 倍。

　　根据储存介质的不同，储能技术可以分为五大类，分别为：机械类储能、电化 学储能、化学类储能、电磁储能和热储能。除机械类储能中的抽水蓄能外，其 余均为新型储能。相对于传统抽水蓄能，新型储能具有多重优势，包括建设周期短、选址灵活、 响应快速、调节能力强等，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的调控能 力。从产业化进程来看，抽水蓄能作为最为传统的储能技术，商业化成熟度最 高；而锂离子电池、熔融盐储能、压缩空气、全钒液流电池等技术路线，凭借 较其它新型储能更高的技术成熟度，也已率先进入商业化阶段。此外，飞轮储 能、氢储能、超级电容器等储能技术尚待成熟，目前处于示范应用阶段或研发 阶段。

　　锂离子电池仍是主流，但其局限性及长时储能需求增长推动其他技术路径加速 商业化。新型储能中，2024年，以磷酸铁锂为代表的锂离子电池储能累计装机 占整体新型储能的 96%，占整体储能的 55%，已经超越抽水蓄能成为第一大储 能技术。然而，锂离子电池的安全性不足，且其本身并不适用于长时储能。随 着对长时、大容量储能需求的提升，我们预计，其它新型储能技术如液流电 池、压缩空气储能、熔盐储热等将加速商业化应用。

　　每种储能技术各具特色，在实际应用中，需要综合考虑各种储能技术的特点 （包括储能时长、能量密度、功率、响应时间等），从而选择最适宜的技术方 案。在成本方面，海外以自发配储为主，更加关注全生命周期度电成本 （Levelized Cost of Energy，LCOE）；当前，内地以强制配储为主，更加关注初 始投资成本。我们认为，随着储能电站盈利模式打通后，内地储能电站会更加 关注 LCOE。

　　各种储能技术百花齐放，各具特色，为全面评估各类储能技术的综合性能，我 们从储能容量、安全性、成本等关键维度出发，尝试对各类储能技术进行量化 评分，从而划分出三大技术梯队：第一梯队（领先型）：压缩空气储能、液流电池、熔盐储热和锂电池；第二梯队（潜力型）：超导储能、氢能、飞轮；第三梯队（发展性）：钠硫电池、超级电容。

　　按照储能时长需求的不同，储能的应用场景可分为：容量型（≥4 小时）、能 量型（约 1-2 小时）、功率型（≦30 分钟）和备用型（≥15 分钟）。不同类型 的储能适用不同的新能源发电场景。备用型储能解决新能源发电的随机性问 题；功率型储能解决新能源发电的波动性问题从而实现电网频率稳定；容量型 长时储能解决新能源发电的间歇性问题。

　　随着新能源发电占比提升，对容量型长时储能的需求也逐步提升。根据国家能 源局数据，2024年内地可再生能源发电量达3.46万亿kWh，约占全部发电量的 35%，其中风电太阳能发电量合计达 1.83 万亿 kWh。当前业内普遍认为，当新 能源发电量在一个国家/地区能源结构中的占比超过 20%，4 小时以上长时储能 成为刚需；装机占比达到 50-80%时，储能时长需要达到 10 小时以上。我国新 能源发电量占比已经远超 20%，但截至 2024 年底新型储能项目平均储能时长仅 为 2.3 小时，4 小时及以上新型储能装机占比仅为 15.4%，2-4 小时项目装机占 比却高达71.2%。我们预计2025年起长时储能市场将快速增长，到2025/2030年，4 小时以上储能占比分别提升至 21%/50%，2025-2030 年 4 小时以上储能新增装机 规模合计超 100GW。

　　内地已出台多项政策，促进长时储能和新型储能技术的发展与应用。早在2021 年 8 月，国家发改委、能源局已发布《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》，其中要求超过电网企业保障性并网以外的 新增可再生能源发电项目，需配建 4 小时以上的调峰能力。2022 年 3 月，国家 发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，要推动多 时间尺度新型储能技术试点示范，重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储 热等长时储能技术。2023 年 12 月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录 （2024年本）》，在十四五“新型电力系统技术及装备”中，明确要发展长时 储能技术。2024 年 3 月，新型储能首次被纳入政府工作报告中。

　　地方层面，各省市相继要求新能源发电项目上网需按一定功率配比配置储能。我们对比内地各省份 2024 年和 2023 年新能源配储要求，看到多数省份在配储 比例或配储时长要求上加码，比如湖北、山东、江西、江苏、河北、青海等。此外，目前已有多个省份（包括甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安 徽等）明确要求电源侧配储的调峰时长超过 4 个小时。

　　短期或有扰动，长期需求不变。2025 年 2 月 9 日国家发改委和国家能源局发布 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。在发电 侧，强制配储政策的取消使新能源项目摆脱了政策负担，短期内储能项目装机 需求或承压。然而持续增长的风光发电项目导致的弃风弃光、电量消纳问题依 然存在，因此我们认为储能的长期需求不变，储能需求可能转移到电网侧和用 户侧。

　　不同的储能技术适用的应用场景也不同。根据储能技术在功率、时间维度分布 及应用，氢储能、抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热以及液流电 池，是适合长时大容量储能的五大技术。综合考虑技术成熟度和成本等因素：目前，在日调节场景下：抽水蓄能凭借技术成熟以及成本低等优势成为当前 主流的储能技术，压缩空气、液流电池等仍处于商业化初期。在周调节场景下：液流电池、压缩空气储能和熔盐储热技术成熟度相对较高， 将成为长时储能的主要方式。在季调节场景下：氢储能是最适用的大规模、长周期储能方式，但由于转化 效率较低，且技术成熟度不高，预计商业化应用尚早。

　　在储能技术格局演变中，由于氢储能技术仍未成熟，而熔盐储热的安全问题重 新得到审视，我们认为，在中短期内，锂离子电池、压缩空气、液流电池三者 将直接参与长时储能的竞争。根据ESPLAZA长时储能数据库统计，截至2024年底，内地新型长时储能累计装 机 达 2.3GW ， 2024 年 实 现 新 增 新 型 长 时 储 能 并 网 / 投 运 装 机 规 模 约 1.3GW/8.1GWh。其中，压缩气体储能新增装机规模同比增长超 70 倍至 711MW，容量占比约53%；液流电池增长超10倍至368MW，容量占比约28%；熔盐储能增长 250%至 250MW，容量占比约 19%。

　　关于锂离子电池、压缩空气、液流电池、氢储能这几类技术的在中国内地的推 进节奏，我们判断如下：锂电池→压缩空气/液流电池→氢储能。

　　考虑到中国内地的储能仍然以强制配储为主，初始投资成本是重要考量因素。在碳酸锂价格下降后，锂离子储能系统的初始投资成本已经降至 500 元/kWh （对比压缩空气 1,000-1,500 元/ kWh 、液流电池已经降至 2,000 元/kWh）。同 时，我们对三种储能技术的 LCOE 进行了测算，锂离子电池的 LCOE 已经和压缩 空气储能接近（0.26 元/ kWh vs 0.24 元/ kWh）。从技术成熟度看，锂离子电池在产业配套上大幅领先其他新型储能。技术方 面，314Ah 大容量锂电池储能电芯的渗透率已超 40%，各家锂电企业正在研发 更大容量的储能系统，未来将向着 600Ah 迈进，配套储能系统能量达到 6MWh 以上。循环寿命方面，最新发布的锂离子储能产品理论上可以做到 10,000 次以 上循环。因此我们预计短期内电池储能仍将是新型储能的主流。

　　随着新能源发电占比逐步提升，4 小时储能无法满足储能要求，我们预计液流 电池和压缩空气储能在长时储能的优势将更为显著。这一阶段，压缩空气储能 和液流电池的竞争更为直接。当前压缩空气的初始投资成本约为1,000-1,500元 /kWh，而全钒液流电池成本降至 2,000 元/kWh，压缩空气的成本暂时处于领 先。从 LCOE 角度来看，当前压缩空气储能也更具优势（0.24 元/ kWh vs 0.67 元 / kWh）。随着储能时长的增加，我们预计全钒液流电池和压缩空气储能的成 本均有望继续下降，未来初始投资成本和 LCOE 的变化是两者比拼的核心。

　　氢储能的工作原理是通过电解水将电能转化为氢气（电解水转化效率是 65- 70%），通过储氢罐储存，之后燃料电池将氢气转化为电能（燃料电池是 55- 60%）。因此，氢储能要经过“电—氢—电”两次能量转换，整体效率约为 40%，远低于其他储能技术。低能量转换效率意味着氢储能适合更长的储能时 长（例如月度/季度级别）。成本方面，根据上海现代服务业联合会于 2025 年 1 月发布的《化学储能行业 ESG 白皮书》，以 200MW/800MW 的氢储能发电工程项目为例，氢储能初始投 资成本约为 12,200 元/kW（vs 抽水蓄能 4,000-6,000 元/kW，电化学储能 2,000 元/kW）。更高的初始投资成本表示其更适合更大的储能规模（例如百 GWh 级 别）。随着新能源发电量占比进一步提升，对储能时长和规模要求更高，氢储 能的优势将逐步得到体现。KaiyunKaiyun