截至 2025 年 9 月，国家能源集团新型储能项目累计投运 167 个，总规模达 6568MW/14798MWh，形成以新能源配储为主、多技术路线协同发展的格局。这一规模化布局不仅提升了电网调节能力，也对特种气体市场产生结构性影响。
一、储能技术矩阵与特种气体需求映射
国家能源集团储能项目覆盖电化学、熔盐储热、飞轮、全钒液流电池等多种技术路线，不同技术对特种气体的需求呈现差异化特征：
1. 电化学储能（占比 95%）
- 锂离子电池
：作为主流技术，其制造过程需氦气作为保护气体（纯度≥99.999%），用于电极材料烧结和电池封装环节。以 1GWh 锂离子电池产能为例，氦气年消耗量约 15 万立方米。国家能源集团电化学储能项目中，广东台山电厂、宁夏灵武电厂等大型项目均涉及锂电池，直接拉动氦气需求。 - 钠离子电池
：虽未大规模商用，但国家能源集团山东蓬莱电厂已布局 “四维储能” 示范项目。钠电池生产对氩气、氮气等常规气体需求与锂电池相近，但对氦气依赖度较低。
2. 熔盐储热技术
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河北龙山电厂 600MW 机组抽汽熔盐储热项目采用熔融硝酸盐 / 氯盐作为储热介质，运行温度达 565-800℃。高温环境下，需氩气（纯度≥99.999%）作为系统保护气体，防止熔盐氧化和管道腐蚀。单台 50MW 熔盐储热装置年氩气消耗量约 8 万立方米。
3. 飞轮储能
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宁夏灵武电厂全球首台 500kW/125kWh 飞轮项目中，高速旋转的飞轮轴承需氦气（纯度≥99.9995%）进行密封和冷却，以维持真空环境并降低摩擦损耗。单台飞轮年氦气消耗量约 3 万立方米。
4. 全钒液流电池
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海南博鳌零碳示范区项目采用全钒液流电池，电解液循环系统需氮气（纯度≥99.999%）进行吹扫，防止空气进入导致电解液氧化。单套 10MWh 液流电池系统年氮气消耗量约 5 万立方米。
5. 氢储能布局
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国家能源集团赤城制氢厂通过电解水制氢（纯度 99.999%），其纯化工艺需钯膜分离技术，过程中需氩气作为载气。该项目日供氢 4.2 吨，年氩气消耗量约 12 万立方米。
二、储能项目对特种气体市场的结构性影响
1. 短期需求提振有限，但技术路线分化显著
- 氦气
：受益于锂电池、飞轮储能需求，2025 年国家能源集团相关项目拉动氦气需求约 50 万立方米，占国内年消费量的 1.2%。但进口氦气价格持续下行（管束氦气主流成交 92-98 元 / 立方米），供需宽松格局未改。 - 氩气
：熔盐储热、氢储能项目贡献新增需求约 20 万立方米，占国内年消费量的 0.8%。工业副产氩供应充足，价格维持低位（液氩均价 483 元 / 吨），企业利润空间有限。 - 氮气
：液流电池、锂电池封装需求新增约 15 万立方米，占国内年消费量的 0.5%。空分装置产能过剩背景下，氮气价格缺乏上涨动力。
2. 长期技术迭代带来增长潜力
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若 2030 年国家能源集团新型储能规模达 50GW，预计将拉动氦气需求 200 万立方米 / 年、氩气 120 万立方米 / 年、氮气 80 万立方米 / 年，分别占届时国内消费量的 3.5%、2.8%、1.8%。 -
氢能储能规模化后，电解水制氢纯化环节对氩气需求可能激增。以 10 万吨 / 年绿氢项目测算，年氩气需求约 300 万立方米，相当于当前国内氩气年产能的 6%。
3. 区域市场分化加剧
- 华北地区
：河北、山东储能项目密集，氦气、氩气需求集中，本地空分企业（如金宏气体、华特气体）受益显著。 - 西北地区
：宁夏、陕西储能项目以飞轮、熔盐储热为主，氦气需求依赖进口，区域价差（宁夏 – 上海）达 15 元 / 立方米，刺激跨区调货。 - 华南地区
：广东储能项目聚焦锂电池和氢能，氦气、氩气需求增长与本地炼化副产气体供应形成对冲，价格波动较小。
三、风险与机遇
1. 风险点
- 技术替代风险
：若固态电池、压缩空气储能等新技术突破，可能减少对氦气、氩气的依赖。 - 政策执行力度
：国家六部门反内卷政策若严格落地，可能导致储能项目投资放缓，拖累特种气体需求。
2. 机遇领域
- 高端气体国产化
：99.9999% 纯度氦气、氩气的进口替代空间大，华特气体、金宏气体等企业技术突破值得关注。 - 氢能配套气体
：电解水制氢纯化用氩气、燃料电池用高纯氢气（99.9999%）的市场前景广阔。 - 区域套利机会
：宁夏 – 广东氦气价差达 160 元 / 立方米，远超运输成本（80 元 / 立方米），物流企业可布局跨区贸易。
四、结论
国家能源集团新型储能项目通过技术多元化布局，对特种气体市场形成结构性拉动：氦气、氩气需求因锂电池、熔盐储热等技术路线增长，但整体规模仍有限，难以扭转当前供需宽松格局。长期来看，随着储能技术迭代和氢能规模化应用，高端特种气体（如 99.9999% 氦气、钯膜纯化用氩气）的市场潜力将逐步释放，具备技术壁垒和区域布局优势的企业更具竞争力。建议关注政策落地节奏、技术替代风险及区域价差套利机会。
