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。

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。

抽水蓄能原理示意图资料来源：Hydro Tasmania

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。