在政策鼓励和技术进步的共同促进下，光伏、风电等设备的渗透率快速攀升。有数据显示，2021年，国内新增光伏装机54.88GW、新增风电装机47.5GW。这也是风电和光伏新增装机规模首次超过1亿千瓦，并且在未来几年中，新能源发电装机都将保持较快增长速度。
在新能源加速并网的过程中，因其出力的不稳定，所以对电网的消纳能力提出了更高的要求。为了更好地应对日度间波动、平衡季度间地能量缺口，长时储能的建设已经刻不容缓。
而长时储能的方法有许多，每种不同的方法都有着其独有的优点与不足，而选择哪种路线，则要由地理、经济性等因素来共同决定。
本文通过从储能原理、优势、劣势和产业链的角度，来解析当前已经投入应用或未来有望投入应用的抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池储能、液流电池、熔盐储热等五种储能技术路线，以期展现目前储能技术路线推进的状况。同时，我们详细咨询了主流技术路线的几大代表性公司。
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抽水蓄能
当前最成熟的储能技术
抽水蓄能是机械储能的一种，其原理是利用抽水蓄能电站在电网低负荷时，运用剩余的电力开动水泵，运送低位水库里的水至高位水库中并储存。当电网高负荷或急需电力时，放出高位水库里的水，利用反向水流带动水轮机发电。
抽水蓄能的优势有成本低、寿命长、储能容量大。
抽水蓄能能源转化率高达75%——83%，根据《储能技术全生命周期度电成本分析》中测算，在不考虑充电成本且折现率为0的情况下，抽水蓄能度电成本仅为0.207元/kWh，在各种储能技术中度电成本最低。
抽水蓄能电站存续时间极久，一般的机械及电气设备可使用50年以上，坝体更是可使用100年，有着其他储能方法无法相比的寿命。
抽水蓄能容量大，通常可以达到GW级别，持续放电时间长，调节调节范围广。因此，通过使用抽水蓄能电站，可以有效提高电力系统的稳定性，增强对可再生能源发电的消纳能力。
抽水蓄能的劣势有受地理约束明显、初始成本高、开发时间长等：
抽水蓄能对地理因素的要求很高，一般只能建造在山与丘陵存在的地方。并且上下水库要位于较近的距离内，还得有较高的高度差。在高度差不明显的条件下，抽水蓄能电站所能达到的能量密度相对有限。
抽水蓄能初始投资高、开发时间长。抽水储能电站前期建造成本极高，一个120 万千瓦的电站通常需要60-80亿元的投资，并且开发周期约为7年左右。高成本、长周期的特点决定了在风光建设快速推进的情况下，抽水蓄能无法及时配套。
抽水蓄能产业链主要涉及投资、承包、设备商。
在投资运营环节中，国网、南网为主要投资运营企业。截至2021年底，国网在运营和在建抽水蓄能规模分别为2351万千瓦、4587万千瓦，占比分别为 64.6%、74.4%，在抽水蓄能开发建设和运营市场中处于领导地位。
在承包环节中，中国电建份额占比最高。抽水蓄能项目主要采用EPC模式，由中国电建等建筑商规划设计，承担建设项目。根据中国电建2021年5月公告，公司在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。
在具体建设过程中，涉及上市公司的主要为设备环节：行业竞争格局长期较为稳固，主要参与公司有“两大一小”，“两大”为哈尔滨电气、东方电气，“一小”为浙富控股。
奇偶派在与南网电储的证券部相关人员交流中，对方表示目前抽水蓄能建成周期可通过工期优化减少建设时间。
以装机容量120万千瓦的电站为例，从开展前期工作到建成投产，建设周期长达10年左右，现在公司通过各方面努力，已将工期优化调整到6年左右。在建设周期减少的情况下，抽水蓄能独有的优势也会更加明显，未来会继续推进建设。
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压缩空气储能
极具前景的大规模储能技术
压缩空气储能技术，是一种利用压缩空气来储能的技术。目前，压缩空气储能技术，是继抽水蓄能之后，第二大被认为适合GW级大规模电力储能的技术。
压缩空气储能的工作原理是：在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入膨胀机做功，驱动涡轮机发电。
压缩空气储能的优势有不受地形约束，未来降本空间巨大等。
传统的压缩空气储能需要借助天然的地理环境来建造大型的储气室，但伴随技术的进步，可通过储气罐的形式来储存压缩空气，从而摆脱了地理的约束，可以大规模应用。
压缩空气储能单位成本相对较低，设备成本占整个系统总成本的大部分，未来伴随着压缩空气储能建设的推进，产业链内各环节均有不小的降价空间，存在着快速降本的可能、
压缩空气储能的劣势有投资成本高、运行效率低等。
压缩空气储能与蓄水储能相似，均为重资产的储能方式，预计运行周期长达40年，投资回报年限往往也在25年以上，较长的回收期一定程度上降低了投资的热情。
压缩空气储能效率目前仍处于较低的水平。当前涉及运行的项目效率在50%-70%之间，较成熟的抽水蓄能的76%左右还有一定的差距，这一定程度上影响了整个项目的经济性。
压缩空气储能设备的产业链主要涉及压缩机、换热机和膨胀机。
压缩机是压缩空气提高气体压力的机器，也是系统中最核心的部件之一，其性能对整个系统起决定性影响，国内制造厂家主要有陕鼓动力、沈鼓集团等。目前100MV级压缩机基本可以实现国产化，但难以制造单机300MW的压缩机。
换热器是将热流体的部分热量传递给冷流体的设备，换热系统的蓄热温度和回热温度越高，系统储能效率越高。近年来，得益于国家倡导工业生产节能、减排、降耗的政策利好，我国换热器行业市场规模不断增长。代表性企业有盾安环境、三花智控等公司。
膨胀机则是利用压缩空气膨胀时向外输出能量的机械，对于大型压缩空气储能电站，膨胀机一般采用多级膨胀带中间再热的结构形式。目前国内制造厂家主要有金通灵、哈电汽轮机公司、东方汽轮机公司等。
在与压缩空气储能专家的交流中，其向奇偶派表示目前压缩空气储能主要的缺点在于效率较低，目前公认的压缩空气效率主要为德国和美国的项目，分别在40%+到50%+之间，但新型压缩空气储能效率可达70%，但仍比抽水蓄能低5%左右。但伴随着技术的进步，未来有望进一步提升效率。
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锂离子电池
最成熟规模最大的电化学储能技术
锂离子电池是指以锂为能量载体的二次电池，充电时锂离子从正极脱出，经过电解液和隔膜，嵌入负极，放电发生相反过程，又称摇椅式电池。
锂离子电池储能的优势有技术成熟、装机规模大等：
因锂离子电池出现时间早，技术储备充足，故成为储能的首选。根据中关村储能数据，2021年锂离子电池占中国新型储能装机量的89.7%，是最具代表性的新型储能技术，也是目前装机规模最大的电化学储能技术。
锂离子电池储能的劣势有扩展成本高、锂矿资源不足等。
锂离子电池提供功率与贮存能量的装置绑定在一起，在不提升功率，仅提升容量的情况下，电池成本等比例增加。即4小时储能系统的电池成本是1小时储能系统的4倍。而抽水蓄能、压缩空气等储能方式，若想单纯增加储能时间，仅需等比例配置贮存能量的装置即可。
随着电池需求量的迅速增长，锂资源开始面临着资源约束问题。一方面是锂资源的总量分布有限，地壳丰度仅为 0.006%；另一方面是空间分布不均匀，我国锂资源储量仅占全球6%，且开采成本较高。同时，锂资源约束还带来锂资源在动力电池和储能电池间分配的问题。多因素叠加，拉高了成本，降低了经济性。
锂离子电池储能设备的产业链主要涉及上游零部件供应商、中游设备制造商与下游系统安装商。
锂离子电池上游零部件供应商主要由正极、负极、电解液和隔膜四大关键材料组成。
其中正极材料是锂电池的核心材料，是决定电池性能的关键因素，对产品最终的能量密度、电压、使用寿命以及安全性等有着直接影响，也是锂电池中成本最高的部分，生产公司为当升科技、杉杉股份等。
负极材料由活性物质、粘结剂和添加剂制成糊状胶合剂后，涂抹在铜箔两侧，经过干燥、滚压制得，生产公司为有科电气、杉杉股份等。
电解液是有机溶剂中溶有电解质锂盐的离子型导体，是电池中离子传输的载体，在电池正负极之间起到传导输送能量的作用，生产公司为天赐材料、新宙邦、江苏国泰等。
隔膜的主要作用则是将锂离子电池的正、负极分隔开，只让电解质离子通过以防止两极接触而短路，性能优异的隔膜对提高电池的综合性能具有重要的作用。生产公司为星源材质、恩捷股份等。
锂离子储能电池中游设备商正处于快速发展阶段，市场格局未定。
宁德时代以强大的控本能力与规模优势后来居上，目前与国网、五大发电集团、科士达、星云股份、阳光电源等企业建立广泛合作，暂居第一；比亚迪深耕欧美市场，客户与渠道优势稳固，暂居国内第二；鹏辉能源借助海外市场，在家庭储能方面快速扩张，占据国内出货量第三。
锂离子储能下游系统安装商主要指EPC模式承包单位。EPC有利于整个储能项目的统筹规划和协同运作，减少采购与施工的中间环节，节省投资、增厚项目利润。相关公司主要包括永福股份、特变电工、中国能建等。
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液流电池储能
功率与容量解耦的电化学储能
液流电池是一种大规模高效电化学储能装置。区别于其他电池储能装置，液流电池将反应活性物质储存于电解质溶液中，可实现电化学反应与能量储存场所的分离，使得电池功率与储能容量设计相对独立，适合大规模蓄电储能需求。
目前，主要推进的液流电池为全钒液流电池，其原理是通过两个不同化合价的、被隔膜隔开的钒离子之间交换电子来实现电能与化学能的相互转化，以实现充电、放电的过程。
液流电池储能的优势有容量与功率独立设计、使用寿命长等。
在长时储能中，液流电池最大的优势为输出功率和储能容量可分开设计。通过增加单片电池的数量和电极面积，即可增加液流电池的功率。通过增加电解液的体积或提高电解液的浓度，即可任意增加液流电池的电量，可达百兆瓦时以上。
液流电池循环寿命长。由于液流电池的正、负极活性物质只分别存在于正、负极电解液中，充放电时无其它电池常有的物相变化，可深度放电而不损伤电池，使用寿命远大于其他电化学储能装置。
液流电池储能的劣势为成本过高。
目前推进最快的液流电池为全钒液流电池，但是面临着钒资源约束的问题，导致成本过高，商业化进程较为缓慢。但全钒液流电池的扩容成本较低，其容量越大，成本越低。随着产业规模化效应显现，钒液流电池成本有望降低。
液流电池储能设备的产业链主要涉及电解液、隔膜。
电解液是液流电池的核心材料，也是整个化学体系中存储能量的介质。在全钒液流电池中，电解液成本占据了储能电池成本的一半以上。
隔膜是影响液流电池性能和成本的又一核心材料。它起着阻隔正极和负极电解液互混，隔绝电子以及传递质子形成电池内电路的作用。因此隔膜应该具备高的氢离子导电能力和高的离子选择性，尽量避免正负极电解液中不同价态的钒离子互混，以减少由此造成的电池容量损失。而且需要成本低廉，提高产品的市场竞争力，利于大规模商业化推广。
奇偶派在与河钢股份证券部相关人士沟通中，其表示会持续跟进全钒液流电池进度，并会充分利用承德当地钒钛资源，进一步做优做强做大钒钛产业链条。公司已于8月启动了钒钛产业园项目，全面实现钒钛产业向航空、储能等战略性新兴产业延伸。
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熔盐储热
光热电站的配储系统
熔盐储热的原理是通过储热介质的温度变化、相态变化或化学反应，实现热能的储存与释放。储热介质吸收电能、辐射能等能量，储蓄在介质内，当环境温度低于介质温度时，储热介质可将热能释放出来。
熔融盐为常用的中高温显热储热介质，具备较宽的液体温度范围，储热温差大、储热密度高，适合大规模中高温储热项目。
熔盐储热的优势有成本低、储热时间长等：
熔盐作为储热介质，成本较低，工作状态稳定。同时储热的密度很高，储热时间较长，适合大规模中高温储热，单机可实现100MWh以上的储热容量。
熔盐储热的劣势则是只能应用于热发电场景：
熔盐是通过储存热量的方式来储存能量的，如果需要储存的是电能，那整个流程中需要完成“电能——热能——电能”的转换，效率很低。因此，熔盐储能只能应用在采用热能发电的场景中，作为能量的存储介质，如光热发电、火电厂改造等；或者应用在终端能量需求为热能而非电能的场景，如清洁供热。
光热发电市场促进熔盐储热产业链走向成熟。
熔盐的主要成分为硝酸钠、硝酸钾盐等常见的化学材料，目前国内熔盐供应和化盐服务较为成熟。
同时，熔盐储热系统中还需配备熔盐泵、熔盐罐、蒸汽发生器、保温材料、玻璃等关键设备，以防止熔盐冻堵，因此一次性投资规模较大。经过光热发电配储市场培育，熔盐储热产业链发展已经较为成熟。若市场需求进一步扩大，产业链投资成本有望继续下降。
奇偶派在与熔盐储能相关公司——西子洁能的证券部人员沟通中，对方表示熔盐储能的主要应用场景有风光储、火电灵活性改造、零碳园区等，公司通过示范项目建设，进一步积累了熔盐储能在其他应用场景应用的经验，具备一定的先发优势。并且比较看好未来的前景，会持续推进熔盐储能的研究。
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写在最后
作为具备技术创新优势的战略性新兴产业，国家一直在推动储能的多元化技术路线，国家发改委、能源局印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》以及《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件均提出要推动储能技术路线的多元化发展。
随着风光设备的快速落地，以储能技术为支撑的能源革命的时代已经悄然到来。可以确定的是，未来伴随着技术的突破与产业链的深入投资，储能的成本将不断降低，各储能技术之间将会长期存在“你追我赶”的情况。
坚持储能的多元化技术路线，仍需继续付诸努力。研发高安全、低成本、高可靠、长寿命、环保的储能技术，建设契合新型电力系统的储能设施，助力双碳目标实现，构建能源“护城河”、电力“防火墙”，才是发展储能的最终目标。
