（报告出品方/作者：东海证券，周啸宇、赵敏敏）

1.1.钒电池行业已步入产业化推广阶段

全球钒电池产业发展脉络可以总结为：国外先行，国内赶超。 1）海外：1984 年新南威尔士大学（UNSW）首次提出全钒液流电池原理，钒电池技术 正式问世；1997 年 UNSW 向 Pinnacle 出售钒电池专利，后者于 1999 年将相关专利授予 Vanteck（VRB 前身），借此技术优势 VRB 快速成长为当时全球最大的钒电池公司；2008 年受经济危机影响，VRB 停止其所有业务，海外钒电池发展由此陷入停滞。 2）国内：我国钒电池基础研究始于 20 世纪 80 年代末，1995 年中国工程物理研究院 开启钒电池研制，并于同年成功制出 500W、1KW 样机；2009 年中国普能收购 VRB，获得 其核心技术及研发团队，我国钒电池发展正式进入快车道；2022 年我国首个国家级钒储能 示范项目“大连融科 100MW/400MWh 项目”正式投入商运，标志着我国钒电池行业正由 大规模的商用示范阶段向产业化推广阶段转型。

1.2.技术日益成熟，国内钒电池项目加速落地

技术日益成熟、产业链逐渐完备，国内钒电池储能项目加速落地。目前钒电池核心技术 掌握在中国、日本、澳大利亚等少数国家手中，我国液流电池技术位居世界前列，代表企业 包括上海电气、大连融科、北京普能、武汉南瑞（国网英大旗下子公司）等，国外领先的钒 电池企业主要包括日本住友电工、美国 UniEnergy Technologies、德国 Voltstorage、英国 Invinity 等。随着产业链各环节技术发展逐步成熟，我国钒电池储能项目正加速落地。

钒电池主要由电解液、电极、质子交换膜、双极板和集流体构成，并通过质子交换膜将 电池分为正负两个“半单元”。在正、负半电池中，钒离子分别以+4/+5 价态、+2/+3 价态存 在于正、负极电解液中，充放电时，电解液通过推送泵由外部储液罐流经正、负极室，在电 极表面发生氧化还原反应，产生电流。

钒电池本征安全、扩容具备高度灵活性且边际成本随储能时长递减的特点决定其可充分 定位于大容量、长时储能市场。国内当前主流储能方案包括抽水蓄能、压缩空气储能和电化 学储能等，电化学储能又具体分为锂电池、液流电池、钠电池及铅酸电池等。与锂电池相比， 钒电池安全性能突出、扩容简便、无资源瓶颈。 我们有别于市场的判断：市场普遍认为钒电池存在能量密度低、运行温度区间窄等性能 短板，但由于钒电池一致性好、安全性高，在大型储能电站等实际应用领域其温控系统较锂 电反而更为简单、占地面积较锂电也无明显缺陷，我们认为源网侧的大容量、长时储能将成 为其打开市场的重要突破口。

2.1.优势：本征安全，边际成本随储能时长递减

1）高安全性：电池本体为储能系统的安全核心，钒电池采用水基电解液，具备本征安 全性。2011 年至今全球储能电站事故频发，政策端对储能系统安全性的要求日益提升，与 目前主流路线锂电池相比，钒电池安全优势突出。 从材料端来看：锂/钠电池负极为碳材料、电解液分别为 LiPF6/ NaPF6 的混合碳酸酯溶 液，均为易燃物质，而钒电池/铅蓄电池均采用水基电解液，无起火爆炸风险。 从电池结构来看：锂电池正负极及电解液均共存于一个体系之中，当电池过充或处于低 温环境下时会出现析锂现象，形成锂枝晶，易造成短路、带来热失控风险；而钒电池电解液 独立储存于电解罐中，充放电时反应物可通过循环泵从电极表面快速抽离，可有效避免浓差 极化和热积累效应，无热失控风险。

2）长循环寿命：所有电化学储能技术之最。钒电池正负极均为钒离子，在充放电过程 中可避免因离子穿过隔膜交叉污染导致的容量衰减问题。其循环寿命达到 20000+次，使用 年限可达 15 年以上，而锂/钠/铅蓄电池循环次数普遍在 5000 次以下。

3）高度灵活性：可根据负载需求灵活调节功率及容量大小，扩容具备天然一致性。首 先，钒电池反应物质与电堆相分离的结构特性使得电池容量（由电解液的体积或浓度决定）与功率（由电堆数量或电极表面积决定）相互独立，可通过单独改变电堆数量或电解液体积 实现功率或容量的调节。其次，与锂电池相比，钒电池扩容具备天然一致性，更适合大规模、 大容量、长时间的储能场景。锂电池系统功率与容量高度耦合，增加功率或提升容量须将数 个电芯串联或并联，电芯数量的改变将降低电池模组的一致性，影响系统使用寿命及安全性； 而钒电池由于活性反应物质均来自于同一储液罐，改变容量只需直接增减电解液，故其扩容 具备天然的一致性，更适合大规模、长时储能场景。

4）原材料高度自给，上游价格较为稳定。锂/钠/钒电池三类电化学路线中，锂电池存在 严重的资源瓶颈，而钠/钒电池的上游原材料可高度自给。 从资源分布来看：锂资源地壳丰度为 0.0065%，主要集中于南美，2022 年我国锂资源 储量占比仅为 6.9%，资源储量相对较少；钒资源地壳丰度为 0.0136%，我国为钒储量第一 大国，2022 年钒资源储量占比约 39.3%；钠资源地壳丰度为 2.75%，在全球范围内均匀分 布。

从对外依存度来看：我国锂资源对外依存度较高，2019 年以来碳酸锂净进口量持续增 长，2022 年全年碳酸锂净进口量达 12.57 万吨，同比+71.7%；供需关系失衡使得碳酸锂价 格剧烈波动，近三年最高价差达到 53 万元/吨。与锂资源相反，我国钒资源高度自给，2022 年净出口量达 0.33 万吨，同比+166.6%；钒资源高度可控使得下游钒产品价格相对稳定， 2020 年至今 V2O5 价差未超过 7.5 万元/吨。

5）边际成本随储能时长递减，全生命周期具备成本优势。目前国内已规划的钒电池储 能项目时长大部分在 4 小时以上，我们以湖北阳光鸿志 30KW/150KWh（5 小时）钒电池储 能系统为例对钒电池储能时长的边际成本及全生命周期度电成本进行测算： 从储能时长增加所带来的边际成本变动来看：该钒电池项目 1KWh 全系统成本约为 4204 元，其中电解液成本约为 1561 元（占比约 37.1%）、电堆成本约为 2289 元（占比约 为 54.4%）；考虑到钒电池增加储能时长仅需增加电解液，故若将该储能系统时长增加至 6 小时，则每 KWh 电解液成本不变，电堆及控制系统成本摊薄至 1907 元/KWh、143 元/KWh， 分别下降 16.7%、3.1%，全系统成本摊薄至 3784 元/KWh，下降 10.0%。可见钒电池边际 成本随储能时长增加而有着较为明显的递减，而锂/钠电池增加储能时长需相应增加电芯数 量，其单位成本相对固定，钒电池较其他电化学路线在长时储能领域具备成本优势。

而从全生命周期成本来看：假设钒电池循环寿命为 20000 次、能量转换效率为 70%， 则全生命周期成本约为 0.30 元/KWh；考虑钒电解液高度可回收（使用 15 年后回收率可达 70%），电解液期末残值约为 1093 元/KWh，则其全生命周期度电成本可以低至 0.22 元/KWh。 当前阶段，钒电池全生命周期成本接近钠离子电池（0.19 元/KWh）、优于锂电池（受原材料 价格波动影响较大，约 0.27~0.33 元/KWh）。

2.2.劣势：定位长时储能市场，钒电池“避短扬长”

1）运行温度区间较窄。钒电池最佳运行温度为 0~45℃，窄于锂电池（-20~60℃）和 钠电池（-40~80℃），当温度过低时，电解液凝固会影响电池正常运转；当温度过高时，正 极五价钒会析出为五氧化二钒沉淀，造成流道堵塞、电堆性能恶化。 解决方式：钒电池自带“液冷系统”，热管理难度较锂/钠电池更低。钒电池充放电过程 中电解液循环流动，电堆热量可直接通过输送管中的热交换器散热（类似自带“液冷系统”）， 热管理难度相对较低，可通过风冷方式进行温控。而锂电池储能系统涉及大量电芯（如宁德 时代 EnerC-3.72MWh 储能系统含 4160 个电芯），除需保障整个电池系统处于合适的温度区 间外，还需将单体电芯间的温度差控制在合理水平，对热管理要求更高，主流温控路线为风 冷或液冷（风冷较液冷散热温差仍然较高，液冷为趋势）。相较于液冷，风冷结构简单、成 本低、更易维护。

2）能量转换率低。除 BMS、PCS 等之外，钒电池比锂/钠电池多两个循环泵，产生额 外的能量损耗，因此能量转化率较锂电池（90%）和钠电池（95%）更低，约为 70~75%； 但考虑到钒电池循环寿命远高于钠/锂电池，故能量转换率偏低并不会显著降低钒电池的经 济性。

3）能量密度低，适用于静态储能领域。电解液/电堆相分离设计+电解液浓度限制使得 钒电池的能量密度（先进产品能量密度约 40Wh/kg）远低于锂电池和钠电池，相同容量下 钒电池体积约为锂电池的 3~5 倍、质量约为锂电池的 2~3 倍。较低的能量密度使得钒电池 更适用于对体积、质量要求不高的静态储能领域（如固定储能电站），难以应用于动力及移 动电源领域。 安全性弥补能量密度缺陷，兆瓦级以上储能电站中占地面积与锂电相当。我们认为，尽 管钒电池能量密度低于锂电池，但由于其安全性较高，在大型储能电站中钒电池防火等级（丁 级，足够人通行即可）低于锂电池（甲级，需保留 10~20 米间隔距离），占地面积较锂电池 储能电站无明显差距，且钒电池可通过将电解液与电堆上下叠放形成立体结构，进一步节约 占地面积，如融科储能 10MW/40MWh 储能系统，平铺布置占地约 3850m2，上下叠层占地 约 2250m2，节约面积 41.6%。

2.3.乘政策东风，高安全性的钒电池发展适逢其时

安全问题已成为储能行业发展的关键因素，钒电池发展适逢其时。2022 年国家能源局 发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022 年版）（征求意见稿）》，明确提出中大 型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池及不宜选用梯次利用动力电池，由此我们 判断： 1）梯次利用电池装机受限，铁锂装机成本上升。梯次利用动力电池因一致性无法保证， 安全性能较低，动力电池梯次利用受限将导致铁锂储能装机成本上升，在一定程度上会限制 储能领域中磷酸铁锂电池的应用比例。 2）三元锂电池、钠硫电池被排除使用，二者所释放的空间将成为钒电池发展的重要机 遇。截止政策颁布前的 2021 年，我国电化学储能累计装机达 5.12GW，其中三元锂电池、 钠硫电池装机约 0.47/0.18GW，占比分别为 9.2%/3.6%，而液流电池累计装机仅为 0.036GW、 占比仅为 0.7%，具备较大的替代空间。

3.1.可再生能源发展叠加政策推动，长时储能大势所趋

风光等新能源发电占比持续提升，电力系统消纳及调峰调频等问题逐现。 1）风光等新能源发电渗透率持续提升。碳中和背景之下，全球新能源发电量快速增长， 2022年全球总发电量为28528.1TWh，其中风电、太阳能发电量分别为 2139.2/1289.3 TWh， 同比分别增长 15.7%/24.0%，在总发电量中的占比分别为 7.5%/4.5%。2020 年我国正式提 出“双碳”目标，可再生能源发电快速发展，风光发电占比由 2020 年的 9.8%提升至 2022 年 的 14.2%。

2）“时间+空间错配” 提升调峰调频需求，大规模并网加大消纳压力。风光等可再生能 源出力波动大且伴有不确定性，使得电力系统日内、跨季及远距离调峰调频等需求提升。 从日内出力及负荷峰谷来看，不考虑风光出力（视为新能源渗透率为 0 时的情形），用 电负荷呈现早晚两个高峰，但整体负荷波动相对较小；考虑新能源出力情形，风电日间出力 低、夜晚出力高，光伏发电午间出力高、夜晚失去电力支撑作用，在此特征之下，日净负荷 （用电负荷-风光出力）呈典型“鸭型曲线”，即在风光出力峰值时期净负荷高峰明显减小， 负荷波动性显著增加，这种波动性将随新能源渗透率提升而进一步加大；负荷波动日间的急 速变动对电力系统平衡、调节的灵活性及快速爬坡能力提出了更高要求。 从季节性出力及负荷峰谷来看，风电出力高峰为春、秋两季，光伏发电高峰为夏、秋两 季，夏季负荷电量高而新能源发电量低，电力系统存在季节性电量平衡的难题。 而从新能源出力及负荷空间分布来看，我国风光资源禀赋与电力消费逆向分布，光伏资 源及风能主要分布于三北地区而用电负荷高的地区主要为中东部地区，大规模远距离传输对 电网稳定性及调峰能力带来巨大挑战。

需求端：储能具备平滑新能源出力、辅助调峰调频、提供容量备用等多种支撑功能，可 再生能源渗透率提升催生出各时间尺度的储能需求： 1）秒-分级储能需求：风光发电输出与风力、光照强度高度相关，受天气因素影响（有 风/无风、晴天/阴雨），风光出力会出现分钟级变化，会对电力系统造成瞬时扰动，需要储能 通过频繁充放电平滑分钟级波动。2）小时-日级储能需求：如前文所述，新能源发电装机增长使得电网日间净负荷波动加 剧，风光出力昼夜差距显著，需要储能进行小时级以上调峰。 3）月度级及以上储能需求：新能源出力与负荷需求电量在季节性和空间上的差异，需 要储能进行大规模、长时间、远距离的能量转移。 短时侧重电网安全，长时弥补峰谷供需错配。与短时储能相比，长时储能兼具“快速响 应调节扰动”+“长期输出平衡电力”的能力，在极端天气下还可发挥应急保供作用。风光 等可再生能源的渗透率越高，对长时储能的需求越高。目前业内对长时储能暂无一致定义， 国内一般将充放电循环时长在 4 小时以上的储能统称为长时储能。

政策端：海内外长时储能政策扶持力度持续加大。 1）国内：政策频出明确储能长时趋势，多地鼓励 4 小时以上配储。2022 年 1 月国家发 改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到 2025 年实现氢储能、热（冷） 储能等长时间尺度储能技术突破；加大液流电池、钠离子电池等关键技术装备研发力度。截 止 2023 年 7 月底，我国已有三十多个地区明确新能源配储要求，配储比例由 10%~20%逐 步上升至 15%~30%，配储时长均已突破 2 小时，其中河北、西藏、内蒙古等多地规划时长 已突破 4 小时，政策频出使得储能长时化成确定趋势。 2）海外：政府注资支持长时储能技术研发制造，财政扶持力度渐强。2022 年 11 月美 国能源部宣布为储能时长 10~24 小时的储能系统给予 3.49 亿美元资金资助；2022 年 10 月 澳大利亚可再生能源署宣布投入 0.45 亿澳元建设一个 200MW/1600MWh 压缩空气储能设 施，储能时长达 8 小时。

市场端：长时储能项目密集签约，最大储能时长已突破 100 小时。2023 年 1-7 月国内 签约 4 小时以上储能项目 22 个，包含压缩空气储能、液流电池、重力储能等多种技术路线； 2023 年 7 月美国明尼苏达州批准建造 10MW/1GWh 铁-空气长时储能设施，储能时长达 100 小时；国内外长时储能项目正在接连落地。

3.2.钒电池 vs 其他长时储能路线：有望率先对抽蓄形成替代

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）熔融盐储热：光热发电与火电灵活性改造为主要应用领域，其中光热发电发储一体， 可在一定程素上克服传统太阳能发电固有的气候限制，但初始投资成本高、全生命周期度电 成本尚未达到规模化水平。 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：光热电站定位电源侧配套储能，存量市场单体光热电站为主，增量市场“光 热+光伏/风电”模式占比提升。截止 2022 年底，国内已投运光热项目 8 个，其中仅 1 个为 风光热储调荷一体化项目，单体光热电站占据主流；2022 年国家发改委、能源局印发《“十 四五”现代能源体系规划》推动储热型光热发电与光伏、风电等波动性电源配套发展，目前 在建项目中“光热+光伏/风电”发电模式已占主流（在建项目共计 32 个，其中 5 个为单体 光热电站，27 个为“光热+”项目）。

优势：①装机规模相对较大：普遍为兆瓦到百兆瓦级。②放电时间及使用寿命长：适宜 储能时间为 6-15 小时，使用寿命在 25 年左右。③受天气影响相对较小、夜间仍可发电：与 光伏发电相比，光热发电可在夜间利用白天富余的热盐发电，受天气影响相对较小。④安全 性高：熔盐存储于储盐罐中，整个系统闭环运行，安全性高。⑤响应速度快：升、降负荷平 均调节速率分别约为 1.5%~3%Pe/min、2.5%~5%Pe/min，与常规燃煤机组水平相当。 劣势：①能量转换效率较低：低于 60%。②熔盐具有腐蚀性、对蓄热装置材料要求较 高：光热熔盐主要为硝酸钾与硝酸钠的二元混合物，其热导率低、比热容低、具备腐蚀性且 相变过程中可能会发生液体泄露，故对蓄热装置材料的抗腐蚀要求较高。③光热电站选址高 度依赖太阳能资源：太阳能辐照量与光热发电成本高度相关（直接辐射量越大，单位发电成 本越低），我国西北地区光照资源丰富，但冬季气温较低影响电站启动。④占地面积大：光 热电站发电量与集热（定日镜等）面积及储盐罐容积成正比，占地面积较大，目前我国在建 及投运太阳能热发电项目单兆瓦时占地面积约 500~1600m2，远高于电化学储能。⑤建设周 期较长：光热电站建设周期约 1.5~2.5 年，虽短于抽蓄电站但较电化学路线仍较长。

储能市场装机占比：处示范阶段，装机占比相对较低。光热发电产业尚处示范阶段，全 球及国内渗透率相对较低，2022 年底全球太阳能热发电累计装机容量约 7.05GW，同比 +3.7%，其中中国累计装机 0.59GW，同比+9.3%。聚光集热环节成本高、效率低为产业化 应用主要难点，我国太阳能关键部件（玻璃镜、吸热管、聚光器等）生产环节技术发展相对 缓慢。

经济性：初始投资规模过大，LCOE 相对较高。以 100MW/1200MWh 塔式光热电站为 例，其初始投资成本约为 25000~30000 元/KW（其中集热系统成本占比超 50%），若使用 寿命为 25 年，不考虑充电成本，其全生命周期度电成本约 0.79~0.94 元/KWh。光热电站增 加储能时长需相应扩大聚光场面积，目前定日镜等聚光设备价格较高（2022 年张家口太阳 能塔式聚光系统中定日镜单位成本达 888 元/m2），未来有望通过各细分环节（吸热器、熔盐 泵等）国产替代实现降本。

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CNESA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 �