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現(xiàn)階段長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)路線(xiàn)主要為抽水蓄能、熔鹽儲(chǔ)熱、液流儲(chǔ)能、壓縮空氣儲(chǔ)能、氫儲(chǔ)能五大類(lèi)。

目前各路線(xiàn)中，抽水蓄能市場(chǎng)滲透率最高、經(jīng)濟(jì)性最強(qiáng)，但受選址條件限制，預(yù)計(jì)未來(lái)成本將會(huì)上升；壓縮空氣儲(chǔ)能在一定程度上仍受自然資源限制，經(jīng)濟(jì)性與選址靈活性不可兼得；熔鹽儲(chǔ)熱及氫儲(chǔ)能初始投資成本較高、系統(tǒng)轉(zhuǎn)化效率較低，度電成本仍處于相對(duì)高位；與其他路線(xiàn)相比，釩電池在應(yīng)用場(chǎng)景、儲(chǔ)能時(shí)間尺度及經(jīng)濟(jì)性等方面綜合優(yōu)勢(shì)突出。

1、抽水蓄能

已處大規(guī)模商用階段，技術(shù)最為成熟但發(fā)展空間有限，優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和，未來(lái)或?qū)⒚媾R度電成本上升、裝機(jī)占比降低。

工作原理：電能與重力勢(shì)能的相互轉(zhuǎn)換。抽蓄電站建有上下兩個(gè)水庫(kù)，用電低谷時(shí)將水從下水庫(kù)抽送至上水庫(kù)實(shí)現(xiàn)能量存儲(chǔ)（電能→重力勢(shì)能），用電高峰時(shí)將上水庫(kù)的水排放至下水庫(kù)實(shí)現(xiàn)放電（重力勢(shì)能→電能），抽蓄電站容量與水庫(kù)間落差及水庫(kù)容積成正比。

應(yīng)用場(chǎng)景：主要作為供電或調(diào)峰電源，受選址限制，與風(fēng)光等可再生能源發(fā)電項(xiàng)目無(wú)法完全匹配（如我國(guó)西北地區(qū)）。

優(yōu)勢(shì)：①技術(shù)成熟度高：世界首座抽水蓄能電站早于1882年即在瑞士建成，技術(shù)發(fā)展至今已有百余年歷史，我國(guó)抽蓄技術(shù)研究始于20世紀(jì)60年代，目前已高度成熟。②裝機(jī)容量大：普遍為GW級(jí)別。③放電時(shí)間及使用壽命長(zhǎng)：適宜儲(chǔ)能時(shí)間為小時(shí)級(jí)~周級(jí)，使用壽命超30年。④與其他機(jī)械儲(chǔ)能相比，能量轉(zhuǎn)換效率較高，約為70%。

劣勢(shì)：①選址受限，優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和：抽水蓄能對(duì)建設(shè)選址要求極高，建壩應(yīng)盡量靠近水源及電站、基巖需無(wú)集中滲漏風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)為節(jié)約建設(shè)成本，上下水庫(kù)之間的距高比（水平距離與垂直高度比值）較小為宜；②建設(shè)周期漫長(zhǎng)，或無(wú)法匹配風(fēng)光裝機(jī)增速：抽水蓄能電站建設(shè)期約7~10年，無(wú)法匹配風(fēng)光裝機(jī)快速增長(zhǎng)所帶來(lái)的消納及調(diào)峰調(diào)頻等需求。

儲(chǔ)能市場(chǎng)裝機(jī)占比：商業(yè)化成熟階段，存量市場(chǎng)占比下降，增量市場(chǎng)略高于新型儲(chǔ)能。受制于新型儲(chǔ)能技術(shù)快速發(fā)展，抽水蓄能在存量裝機(jī)市場(chǎng)中的占比有所下降。2022年底全球/中國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)累計(jì)裝機(jī)規(guī)模分別為237.2GW/59.8GW，抽水蓄能在全球及中國(guó)市場(chǎng)中的裝機(jī)占比分別為79.3%/77.1%，與2021年相比分別下降6.8/8.3pct。2022年中國(guó)新增儲(chǔ)能裝機(jī)16.5GW，其中抽水蓄能、新型儲(chǔ)能裝機(jī)分別為9.1GW/7.3GW，占比分別為55.2%/44.2%。由于抽水蓄能技術(shù)進(jìn)步空間相對(duì)有限、發(fā)展受自然資源約束較強(qiáng)，未來(lái)其在儲(chǔ)能市場(chǎng)中的滲透率或?qū)⑦M(jìn)一步下降。

經(jīng)濟(jì)性：抽蓄電站初始投資較大，全生命周期度電成本隨優(yōu)質(zhì)選址資源趨于飽和而上升。以1200MW/6000MWh抽水蓄能電站為例，其初始投資成本約為6025~8780元/KW，若使用壽命為50年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約0.31~0.40元/KWh；未來(lái)隨著優(yōu)質(zhì)建站資源趨于飽和，LCOE將隨之上升；此外，抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈已實(shí)現(xiàn)高度國(guó)產(chǎn)化，與其他儲(chǔ)能路線(xiàn)相比，其在設(shè)備端的降本空間相對(duì)有限。

2、熔鹽儲(chǔ)熱

熔鹽儲(chǔ)能通過(guò)加熱熔鹽實(shí)現(xiàn)對(duì)熱能的存儲(chǔ)，在供電時(shí)利用高溫熔鹽換熱產(chǎn)生的高溫高壓蒸汽推動(dòng)汽輪機(jī)組發(fā)電。熔鹽儲(chǔ)熱是大規(guī)模中高溫儲(chǔ)熱的主流技術(shù)方向。儲(chǔ)熱技術(shù)可分為顯熱儲(chǔ)熱、相變儲(chǔ)熱和熱化學(xué)儲(chǔ)熱三類(lèi)。

熔鹽儲(chǔ)能系統(tǒng)由熔鹽、熔鹽罐、電加熱等部分構(gòu)成，目前產(chǎn)業(yè)鏈條較為完整但商業(yè)化經(jīng)驗(yàn)有待進(jìn)一步提升。熔鹽儲(chǔ)熱系統(tǒng)通常與光熱發(fā)電聯(lián)系在一起，隨著光熱電站的建設(shè)，熔鹽儲(chǔ)能需求有望快速增加。

工作原理：“熔鹽儲(chǔ)熱+熔鹽放熱”構(gòu)成一次儲(chǔ)能循環(huán)。熔鹽儲(chǔ)熱時(shí)，熔鹽儲(chǔ)罐（冷鹽罐）中的低溫熔鹽進(jìn)入熔鹽電加熱器，利用風(fēng)電、光伏、夜間低谷電加熱，加熱后回到熔鹽儲(chǔ)罐（熱鹽罐）中存儲(chǔ)；熔鹽放熱時(shí)，高溫熔鹽進(jìn)入換熱系統(tǒng)與水進(jìn)行換熱用于供暖或生成蒸汽用作工業(yè)蒸汽或用于發(fā)電等。熔融鹽儲(chǔ)熱主要用于光熱發(fā)電、火電靈活性改造、清潔供熱、工業(yè)蒸汽等領(lǐng)域，其中光熱發(fā)電及火電靈活性改造為主要應(yīng)用領(lǐng)域。

光熱電站工作原理：太陽(yáng)能→熱能→機(jī)械能→電能。光熱發(fā)電原理為通過(guò)反射鏡將光照匯聚到太陽(yáng)能收集裝置中，利用太陽(yáng)能加熱收集裝置內(nèi)的熔鹽，最后通過(guò)加熱后的熔鹽傳遞熱量加熱蒸汽，推動(dòng)發(fā)電機(jī)發(fā)電。

應(yīng)用場(chǎng)景：1）熔鹽儲(chǔ)能與可再生能源的深度融合：熔鹽儲(chǔ)能技術(shù)可助力可再生能源實(shí)現(xiàn)更穩(wěn)定、更高效的能源供給。主流的形式為光熱熔鹽儲(chǔ)能電站＋風(fēng)電/光伏的混合型一體化基地開(kāi)發(fā)。

2）熔鹽儲(chǔ)能在火電靈活改造、工業(yè)蒸汽生產(chǎn)中具備很大發(fā)展?jié)摿Γ喊殡S其技術(shù)和供應(yīng)鏈的成熟，在峰谷電價(jià)差持續(xù)拉大，谷電價(jià)格進(jìn)一步下調(diào)的背景下，熔鹽儲(chǔ)能技術(shù)在工業(yè)蒸汽市場(chǎng)的商業(yè)化，將全面鋪開(kāi)。

優(yōu)勢(shì)：1）儲(chǔ)能規(guī)模大：熔鹽儲(chǔ)熱規(guī)模通常在幾十兆瓦到幾百兆瓦之間；2）儲(chǔ)能時(shí)間長(zhǎng)：熔鹽儲(chǔ)能可以實(shí)現(xiàn)單日10小時(shí)以上的儲(chǔ)熱能力，已投運(yùn)的敦煌百兆瓦熔鹽塔式光熱電站的熔鹽儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)為11個(gè)小時(shí)；3）壽命長(zhǎng)：熔鹽儲(chǔ)熱項(xiàng)目壽命可達(dá)25年以上；4）環(huán)保安全：不產(chǎn)生任何污染物排放。

劣勢(shì)：1）成本較高：目前熔鹽儲(chǔ)能的平準(zhǔn)化度電成本約為 0.8元/kWh左右（特指電→熱→電轉(zhuǎn)化應(yīng)用下的成本）；2）能量利用率較低：在換熱系統(tǒng)中高溫熔鹽與水換熱，產(chǎn)生水蒸氣，驅(qū)動(dòng)渦輪機(jī)工作階段的能量浪費(fèi)較多，效率較低。如果利用熔鹽儲(chǔ)電再放電，需要經(jīng)過(guò)電→熱→電的轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致其利用率較低；3）熔鹽具有一定的腐蝕性：熔鹽中含有的氯化鹽、碳酸鹽、硝酸鹽對(duì)熔融罐、管道等設(shè)備具有一定腐蝕作用，需要采用一定的措施降低其腐蝕影響。

近年來(lái)，隨著國(guó)內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)的商業(yè)化進(jìn)程不斷加快，在光熱發(fā)電系統(tǒng)中扮演儲(chǔ)能調(diào)峰作用的熔鹽儲(chǔ)能技術(shù)迎來(lái)了重要發(fā)展機(jī)遇。

2014年，中國(guó)首批商業(yè)化光熱發(fā)電示范項(xiàng)目正式啟動(dòng)，均配置了熔鹽儲(chǔ)能系統(tǒng)。截至目前，國(guó)內(nèi)共有8個(gè)總裝機(jī)規(guī)模為500MW的商業(yè)化光熱電站并網(wǎng)投運(yùn)。

2021年起，我國(guó)掀起風(fēng)光大基地項(xiàng)目開(kāi)發(fā)熱潮，和國(guó)家首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目的最大不同點(diǎn)是，本輪項(xiàng)目采用風(fēng)光熱儲(chǔ)互補(bǔ)的方式開(kāi)發(fā)，對(duì)光熱項(xiàng)目的定位是作為大基地項(xiàng)目的靈活調(diào)節(jié)電源，熔鹽儲(chǔ)能在其中的核心地位進(jìn)一步凸顯。

據(jù)CSPPLAZA統(tǒng)計(jì)，截至目前，青海、甘肅、新疆、內(nèi)蒙古、西藏、吉林等地已有超4GW在建/擬開(kāi)發(fā)光熱發(fā)電項(xiàng)目，其中總計(jì)28個(gè)、含光熱裝機(jī)近3GW的一批風(fēng)光熱一體化項(xiàng)目已進(jìn)入建設(shè)階段，這些項(xiàng)目也均將配置熔鹽儲(chǔ)熱系統(tǒng)，預(yù)計(jì)從2023年底開(kāi)始，這些項(xiàng)目將陸續(xù)并網(wǎng)投運(yùn)。

在光熱發(fā)電市場(chǎng)高歌猛進(jìn)的同時(shí)，具有低成本、長(zhǎng)壽命、儲(chǔ)能容量大、占地面積小、建設(shè)周期短、適用范圍廣、環(huán)境友好、安全性高等優(yōu)勢(shì)的熔鹽儲(chǔ)熱技術(shù)在火電靈活性改造、綠電供熱等領(lǐng)域的應(yīng)用市場(chǎng)也逐漸打開(kāi)，一批標(biāo)志性項(xiàng)目相繼落地。

經(jīng)濟(jì)性：

熔鹽儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性分析，需要根據(jù)其應(yīng)用場(chǎng)景具體分析。

1）主要應(yīng)用場(chǎng)景之光熱熔鹽儲(chǔ)能

以當(dāng)前主流的風(fēng)光大基地項(xiàng)目中的光熱熔鹽儲(chǔ)能電站為例：

一個(gè)10萬(wàn)kW裝機(jī)、8小時(shí)儲(chǔ)熱的塔式光熱電站，在目前普遍選擇削減鏡場(chǎng)面積以降低整體投資的前提下，當(dāng)前已定標(biāo)的光熱發(fā)電項(xiàng)目的整體造價(jià)大多在12億～17億之間，折算單位千瓦造價(jià)大概在1.2萬(wàn)～1.7萬(wàn)元之間，度電成本約在0.6~0.9元。

▲100MW、儲(chǔ)熱8小時(shí)塔式光熱電站投資組成（來(lái)源：可勝技術(shù)）

如果按2023年3月底，國(guó)家能源局發(fā)布的《關(guān)于推動(dòng)光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》的要求，原則上每10萬(wàn)kW電站的鏡場(chǎng)面積不少于80萬(wàn)㎡。上述10萬(wàn)kW裝機(jī)、8小時(shí)儲(chǔ)熱的塔式光熱電站在80萬(wàn)㎡鏡場(chǎng)配置下，在理想情況下，據(jù)可勝技術(shù)的預(yù)測(cè)，到2030年，由于規(guī)模化發(fā)展帶來(lái)的造價(jià)整體降低可達(dá)13.19%~16.68%，發(fā)電量不變的情況下，度電成本將降低至0.71~0.74元/kWh；隨著技術(shù)的革新，設(shè)備初投資將會(huì)降低，系統(tǒng)效率和發(fā)電量將會(huì)進(jìn)一步提升，度電成本可進(jìn)一步降低15%-20%，度電成本將低至0.56~0.63元/kWh左右。

來(lái)源：可勝技術(shù)

如上圖，聚光、吸熱、儲(chǔ)能系統(tǒng)占據(jù)光熱電站初始投資的主要部分，約占整個(gè)電站成本的60％左右，是決定光熱電站造價(jià)高低最重要的因素。如果單純地計(jì)算光熱發(fā)電系統(tǒng)中熔鹽儲(chǔ)能的成本，約為250元/kWht，600元/kWhe。

2）熔鹽儲(chǔ)能在其他場(chǎng)景下的應(yīng)用成本

參考部分已投運(yùn)項(xiàng)目的實(shí)際數(shù)據(jù)，我們可以粗略估算熔鹽儲(chǔ)能技術(shù)的火電靈活性調(diào)峰改造、工業(yè)供熱、綠色供電等場(chǎng)景下的投資成本【注：目前該領(lǐng)域仍在商業(yè)化初期探索階段，對(duì)于造價(jià)影響因素較多且機(jī)制相對(duì)復(fù)雜，不同項(xiàng)目差異較大，以下數(shù)據(jù)僅供參考】。

3、壓縮空氣

度電成本與抽蓄水平相當(dāng)，選址靈活性與經(jīng)濟(jì)性不可兼得。

工作原理：電能與空氣內(nèi)能的相互轉(zhuǎn)化。用電低谷時(shí)段使用電能將空氣壓縮存儲(chǔ)于洞穴或容器中實(shí)現(xiàn)能量存儲(chǔ)（電能→空氣內(nèi)能），用電高峰時(shí)段釋放高壓空氣、驅(qū)動(dòng)渦輪機(jī)實(shí)現(xiàn)放電。

儲(chǔ)庫(kù)形式：主要包括高壓氣罐、低溫儲(chǔ)罐、廢舊礦洞、新建洞穴、鹽穴等。其中：①鹽穴儲(chǔ)氣庫(kù)容量大、單位投資低但選址局限強(qiáng)（我國(guó)主要分布于長(zhǎng)江中下游、山東及廣東等地，與風(fēng)光分布的匹配度較低），鹽巖具有極強(qiáng)的蠕變特性，鹽穴儲(chǔ)氣庫(kù)長(zhǎng)期運(yùn)行后體積可能會(huì)減少；②舊洞改造、新建洞穴選址較鹽穴靈活，但單位投資略高于鹽穴，且舊洞改造存在受礦井水、有毒有害氣體危害的風(fēng)險(xiǎn)；③地上儲(chǔ)庫(kù)（高壓氣罐、低溫儲(chǔ)罐）可完全突破選址限制但價(jià)格昂貴，一般用于中小型電站，目前多處于試驗(yàn)階段。

應(yīng)用場(chǎng)景：主要用于削峰填谷、電源側(cè)可再生能源消納、電網(wǎng)輔助服務(wù)、用戶(hù)側(cè)（工業(yè)園區(qū)）服務(wù)場(chǎng)景等。

優(yōu)勢(shì)：單機(jī)容量大、儲(chǔ)能時(shí)間及使用壽命長(zhǎng)。目前壓縮空氣電站單機(jī)容量普遍為100MW（規(guī)劃項(xiàng)目單機(jī)容量已擴(kuò)展至500MW），儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)可達(dá)4小時(shí)以上，使用壽命超30年。

劣勢(shì)：①壓縮過(guò)程放熱損失能量，膨脹過(guò)程需吸熱補(bǔ)充燃料，系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化效率較低：補(bǔ)燃式約42%~55%、非補(bǔ)燃式提升至60%~65%，但仍然較低。②選址靈活性與建造成本不可兼得：壓縮空氣儲(chǔ)能選址相對(duì)受限，若擺脫對(duì)地理資源依賴(lài)，將導(dǎo)致建造成本大幅提升。②建設(shè)周期短于抽蓄，但較電化學(xué)路線(xiàn)仍較長(zhǎng)：約1.5~2年。

儲(chǔ)能市場(chǎng)裝機(jī)占比：目前壓縮空氣儲(chǔ)能處于示范應(yīng)用階段向商業(yè)化階段過(guò)渡期，滲透率相對(duì)較低。據(jù)數(shù)據(jù)，截止2022年底壓縮空氣在全球新型儲(chǔ)能裝機(jī)中的占比僅為0.3%，在中國(guó)新型儲(chǔ)能裝機(jī)中的占比為1.5%。

經(jīng)濟(jì)性：轉(zhuǎn)化效率較低，經(jīng)濟(jì)性隨充電成本上升而下降。壓縮空氣儲(chǔ)能項(xiàng)目單位建造成本因儲(chǔ)氣方式而異，初始投資約3000~10000元/KW。以60MW/300MWh壓縮空氣儲(chǔ)能項(xiàng)目為例，其單位建造成本約7167元/KW，假設(shè)使用壽命為30年、能量轉(zhuǎn)化效率為60%，則在不考慮充電成本的情況下，其全生命周期度電成本約0.38元/KWh，與抽蓄電站水平相當(dāng)；當(dāng)考慮充電成本時(shí)，因其系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)化率較低，經(jīng)濟(jì)性將有所下降。目前設(shè)備環(huán)節(jié)中，300MW級(jí)大規(guī)模壓縮機(jī)生產(chǎn)核心技術(shù)仍主要為外國(guó)企業(yè)掌握，擴(kuò)大裝機(jī)規(guī)模須通過(guò)將現(xiàn)有壓縮機(jī)串聯(lián)或并聯(lián)，成本相應(yīng)提升。

4、氫儲(chǔ)能

應(yīng)用場(chǎng)景豐富、響應(yīng)速度快，可靈活適用于短時(shí)調(diào)頻與長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能等多領(lǐng)域，但“電-氫-電”場(chǎng)景下能量轉(zhuǎn)化率低、度電成本處于高位，成本端暫不具備規(guī)模化應(yīng)用條件。

工作原理：電能與氫能之間的相互轉(zhuǎn)化。氫儲(chǔ)能利用風(fēng)光等富余電力通過(guò)電解反應(yīng)將水轉(zhuǎn)化為氫氣與氧氣，并將氫氣存儲(chǔ)于儲(chǔ)氫罐中，在需要用電時(shí)將氫能通過(guò)燃料電池轉(zhuǎn)化為電能輸出。目前制氫路線(xiàn)主要包括煤炭制氫（價(jià)格低廉，但設(shè)備成本高、碳排放量大）、天然氣制氫和可再生能源制氫，其中可再生能源制氫為發(fā)展重點(diǎn)。

應(yīng)用場(chǎng)景：靈活適用于“源-網(wǎng)-荷”各側(cè)。氫儲(chǔ)能在電源側(cè)可用于消納并網(wǎng)、提供慣量支撐，在電網(wǎng)側(cè)可用于調(diào)峰調(diào)頻、緩解輸電阻塞、平衡季節(jié)性電量等，在負(fù)荷側(cè)可通過(guò)構(gòu)建氫能建筑/園區(qū)參與需求側(cè)響應(yīng)、用作電力電量支撐等；此外氫能還可用于熱電聯(lián)供等領(lǐng)域。

優(yōu)勢(shì)：①長(zhǎng)周期、跨季節(jié)、遠(yuǎn)距離儲(chǔ)能：氫儲(chǔ)能可以通過(guò)氫氣儲(chǔ)輸技術(shù)實(shí)現(xiàn)能量的跨季節(jié)、跨區(qū)域轉(zhuǎn)移，提升新能源電量外送能力。②儲(chǔ)能容量大：可達(dá)太瓦時(shí)級(jí)。

劣勢(shì)：①可再生能源耦合制氫存在動(dòng)態(tài)適應(yīng)性匹配難題：制氫環(huán)節(jié)在瞬變工況下可能會(huì)出現(xiàn)氣體滲透現(xiàn)象，降低產(chǎn)氣質(zhì)量。②大規(guī)模長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)氫技術(shù)尚待突破：目前地下儲(chǔ)氫（主要為鹽穴）建設(shè)周期長(zhǎng)、選址受限，管段/液態(tài)/固態(tài)儲(chǔ)氫在材料等方面存在技術(shù)難點(diǎn)。③全周期效率較低：“電-氫-電”全周期轉(zhuǎn)化效率僅30%~40%。

市場(chǎng)發(fā)展階段：仍處產(chǎn)業(yè)化發(fā)展初期。目前全球制氫結(jié)構(gòu)以化石能源為主，電解水制氫占比較低（僅為0.04%），未來(lái)綠氫對(duì)灰氫存在較大替代空間；從應(yīng)用領(lǐng)域來(lái)看，氫氣主要應(yīng)用于化工行業(yè)，在電力能源等領(lǐng)域的應(yīng)用程度有待提升。

經(jīng)濟(jì)性：系統(tǒng)轉(zhuǎn)化效率低，“電-氫-電”場(chǎng)景下度電成本處于高位。以200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)目為例，其初始投資成本約12200元/KW，若使用壽命為15年，不考慮充電成本，其全生命周期度電成本約1.85~1.92元/KWh。氫儲(chǔ)能成本與技術(shù)路線(xiàn)高度相關(guān)，其中制氫系統(tǒng)中堿性制氫裝置技術(shù)成熟，成本低，若采用PEM電解水制氫裝置，則度電成本相應(yīng)上升約73%；儲(chǔ)氣系統(tǒng)方面，固態(tài)儲(chǔ)氫裝置成本較高，高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫成本略低；未來(lái)PEM電解槽、PEM燃料電池用質(zhì)交換膜等關(guān)鍵材料和核心部件的國(guó)產(chǎn)替代將成為氫儲(chǔ)能重要的降本路徑。

5、釩電池

與其他長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能路線(xiàn)相比，兼具應(yīng)用場(chǎng)景、時(shí)間尺度及經(jīng)濟(jì)性?xún)?yōu)勢(shì)，有望在長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能領(lǐng)域?qū)Τ樾钚纬捎辛μ娲?/p>

應(yīng)用場(chǎng)景優(yōu)勢(shì)：選址靈活、占地面積較小、建設(shè)周期短可滿(mǎn)足風(fēng)光裝機(jī)高增需求，在表后儲(chǔ)能市場(chǎng)同樣具備應(yīng)用潛力。①?lài)?guó)內(nèi)：新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)背景下，大儲(chǔ)成為儲(chǔ)能項(xiàng)目主要應(yīng)用場(chǎng)景。從與風(fēng)光等項(xiàng)目的適配度上來(lái)看，我國(guó)風(fēng)光發(fā)電項(xiàng)目主要集中于新疆、內(nèi)蒙古、甘肅、青海、寧夏、河北等地，該類(lèi)地區(qū)主要以沙漠、戈壁為主，水資源及鹽穴分布較少，故抽蓄及壓縮空氣電站在該類(lèi)地區(qū)的適配性較差（否則將提升投資成本、加大輸電損耗），光熱及釩液流儲(chǔ)能電站適配度較高，與光熱電站相比，釩液流儲(chǔ)能電站占地面積小、配置更加靈活。從建設(shè)周期來(lái)看，抽蓄、壓縮空氣、光熱、地下儲(chǔ)氫項(xiàng)目建設(shè)周期較長(zhǎng)，較難追趕風(fēng)光裝機(jī)增速，而釩液流電站建設(shè)周期僅3~6個(gè)月，可滿(mǎn)足風(fēng)光裝機(jī)高增需求。②海外：能源危機(jī)之下用電成本增加，表后儲(chǔ)能快速增長(zhǎng)。相較于抽蓄、光熱、壓縮空氣等儲(chǔ)能路線(xiàn)（多應(yīng)用于表前市場(chǎng)），釩電池儲(chǔ)能在用戶(hù)側(cè)仍然具備較大應(yīng)用潛力，2022年12月全球最大釩液流電池用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能電站順利并網(wǎng)，規(guī)模為6MW/36MWh。

時(shí)間尺度優(yōu)勢(shì)：兼具短時(shí)波動(dòng)平抑及長(zhǎng)時(shí)電量平移功能。①可再生能源出力受天氣影響易出現(xiàn)分鐘級(jí)波動(dòng)，需儲(chǔ)能通過(guò)頻繁充放電進(jìn)行平滑，與抽蓄、壓縮空氣、熔鹽儲(chǔ)熱、氫儲(chǔ)能（響應(yīng)時(shí)間均為分鐘級(jí)，且氫儲(chǔ)能在瞬變工況下制氫系統(tǒng)穩(wěn)定性將受到影響）相比，釩電池動(dòng)態(tài)響應(yīng)速度更快（百毫秒級(jí)）、效率更高。②小時(shí)-日度-季度級(jí)長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能需具備大容量、低衰減特性，釩電池?cái)U(kuò)容靈活且循環(huán)過(guò)程中容量幾乎無(wú)衰減，可滿(mǎn)足長(zhǎng)時(shí)間尺度儲(chǔ)能需求。

經(jīng)濟(jì)性?xún)?yōu)勢(shì)：初始投資已處于下降通道，LCOE優(yōu)勢(shì)初現(xiàn)。①?gòu)某跏纪顿Y來(lái)看，釩儲(chǔ)能電站單位投資成本約14000~16000元/KW，與氫儲(chǔ)能相當(dāng)，優(yōu)于光熱電站，較抽蓄及壓縮空氣儲(chǔ)能略高。②從全生命周期度電成本來(lái)看，釩電池LCOE約0.75~0.86元/KWh，僅次于抽蓄及壓縮空氣儲(chǔ)能（以上測(cè)算均未考慮充電成本，由于釩電池能量轉(zhuǎn)化效率優(yōu)于其他各路線(xiàn)，故若考慮充電成本其經(jīng)濟(jì)性較其他路線(xiàn)將進(jìn)一步提升）。③從降本空間來(lái)看，釩儲(chǔ)能電站初始投資已處于下降通道之中，由2012年的90000元/KW（龍?jiān)瓷蜿?yáng)法庫(kù)臥牛石風(fēng)電場(chǎng)調(diào)增配套儲(chǔ)能釩電站）降至目前的14000~16000元/KW（2023年7月開(kāi)封時(shí)代榆中縣300MW/1200MWh全釩液流獨(dú)立共享儲(chǔ)能電站初始投資成本已低至5333元/KW），未來(lái)隨著電解液及電堆各環(huán)節(jié)商業(yè)模式創(chuàng)新及國(guó)產(chǎn)替代加速，初始投資與LCOE有望進(jìn)一步下降。