未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。
1.中国发展新型储能的必要性
电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至 2021 年底，我国电力总装机 23.8 亿千瓦，其中风电光伏装机分别为 3.3 亿千瓦以及 3.1 亿千瓦，火电装机（含生物质）约 13 亿千瓦。根据对人口变化、GDP 增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至 2030 年，我国电力装机规模将达 36 亿千瓦，其中风电 8 亿千瓦，光伏 10 亿千瓦，占比 约 50%。至 2060 年，我国电力装机规模将达 90~95 亿千瓦，其中风电 33 亿千瓦，光伏 42 亿千瓦，占比超过 80%。
风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值） 的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图 2 为美国加州电力系统净负荷随新能源渗透率增加所呈现的变化。由图可见，随中午光伏出 力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统 具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要 调节的功率变化幅度越来越大。
除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电 的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需 求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。
未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提 供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电 网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等 几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。
在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装机中的主力。截至 2021 年底，我国已投运的约 4600 万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为 3700 万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过 6000 万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在 源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。
2.新型储能发展现状
2.1、装机情况
截至 2021 年底，全球已投运储能项目装机规模约 2.1 亿千瓦，同比增长 9%。其中，抽水蓄能装机规模约 1.8 亿千瓦，占比首次低于 90%。新型储能累计装机规模 3000 万千瓦， 同比增长 67.7%，其中锂离子电池装机约 2300 万千瓦，占据主导地位。在 3000 万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约 650 万千瓦，中国紧随 其后，装机量约 580 万千瓦。其他新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。
我国截至 2021 年底，电力储能装机约 4600 万千瓦，相比于 2020 年增长 30%，占全球电力系统储能装机量的 22%。2021 年全年新增电力储能装机约 1000 万千瓦，其中抽水蓄能增加约 800 万千瓦，新型储能装机增加约 200 万千瓦。在新型储能的 580 万装机中，锂 离子电池占比最高，接近 90%，折合装机规模约 520 万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过 100 万千瓦，广东省和 山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。
2.2、技术发展现状
新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热（冷）技术。本报告 主要总结和对比各类能量型电储能技术的主要技术经济性参数和发展现状，且由于锂离子电池发展相对较为成熟，相关参考资料较多，故本报告重点介绍压缩空气储能、重力储能、液流电池储能、钠离子电池储能、氢储能等五种侧重于能量型应用的储能技术， 对其技术原理、技术特点、关键技术指标、经济性潜力、应用前景进行了详细梳理分析。
技术原理。压缩空气储能(Compressed Air Energy Storage，简称 CAES)，是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中， 电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放，然后 进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES 储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统（即补燃式传统压缩空气储能）、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。
先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）在传统 CAES 系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时 高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加 热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。此外，有些 AA-CAES 系统采用 液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。
2.2.1、压缩空气储能
压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入 100MW 级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至 65%~70%，系统成本降至 1000~1500 元/kW·h。“十五五”末及之后系统效率有望达 70%及以上，系统成 本降至 800~1000 元/kW·h。
技术优劣势。压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站(>100MW)，放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好，建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。
产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件(模具、铸件、管 道、阀门、储罐等)的生产加工、装配、制造行业，属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求，对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备(压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等)设计制造、系统集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、 可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。
现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为 4000-6000 元/kW，能量成本约为 1000-2500 元/kWh，循环效率可达 65-70%，运行寿命约为 40-60 年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。
2.2.2、液流电池
液流电池具有容量大、安全性好、功率与容量解耦等优点，适合作为大规模长时储能的选择。全钒液流电池是目前最为成熟的液流电池体系，钒的多价态特性使得其面临的技术问题最少，技术最为成熟。但主要活性物质钒的成本占系统成本比例高，限制了其造价的下降。全钒液流电池目前国内进展较快，5MW/10MWh 项目已安全稳定运行 8 年以上。200MW/800MWh 项目已进入调试阶段。其他形式液流电池目前多处于 kW~MW 级别的示范阶段。
全钒液流电池成本目前在 2500~3500 元/kWh 区间。若考虑钒电解液残值占原值的 70%，以及 8 小时以上的长时储能，价格有望下降至 800-1400 元/kWh。但近 一年来，五氧化二钒价格大幅上涨，使得其成本压力大增。锌基、铁基等体系具有活性物质储量大、价格低的特点。但面临的工艺问题，科研问题较多，相对全钒电池来讲技术更为复杂，需要更长的时间进行研发示范。
从理论上讲，离子价态变化的离子对可以组成多种氧化还原液流电池。根据液流形式分类，液流电池可分为双液流电池和单液流电池。根据沉积和相变与否，可分为沉积型电 池和不沉积型电池。根据活性材料分类，可分为全钒液流电池，锌基液流电池（锌溴、锌铁、锌镍、锌空气等），铁铬液流电池、全铁液流电池等等。相比全钒液流电池，其他液流电池技术成熟度稍低，仍然面临活性物质的沉积、电解液互窜、功率密度低、容量和能量无法完全解耦、析氢和析氧等问题。
五氧化二钒和隔膜占据了原料成本的 60~80%。且随着储能时长增长，五氧化二钒成本所占比例逐渐增加。五氧化二钒市场目前是典型的现货市场，短期钒价波动会直接影响全钒液流电池造价，因此，相对稳定的钒价有利于液流电池行业的成本控制。虽然全钒液流电池初始投入成本相对较高，但是全钒液流电池的电解液性能衰减较慢，通过在线或离线再生后可循环使用，且电解液中钒的价值长期存在（残值相对较高），其可循环利用和残值率较高的特性对于初始投入成本分摊和后续年度运维成本等具有一定优势。
公司及示范项目。全钒液流电池已具有较多示范项目。大连融科储能在 2012 年实施了当时全球最大规模的 5MW/10MWh 的辽宁卧牛石风电场全钒液流储能系统，率先在国内外实现了技术产业化。该项目设计寿命是 10~15 年，运行后能量效率几乎没有明显衰减，维护成本低，运行成效显著，进一步验证了全钒液流电池技术上的成熟性。此后，更多更大规模的全钒液流电池示范项目投入建设和运行。目前我国全钒液流电池已进入百兆瓦级技术的示范应用阶段。
大连国家示范项目、湖北全钒液流电池储能项目、 大唐中宁共享储能项目均达到百兆瓦级。大连液流电池储能调峰电站国家示范项目是国家能源局批复的首个 100MW 级大型电化学储能国家示范项目，该电站为“200MW/800MWh 大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”的一期项目，采用大连化物所自主研发的全钒液流电池储能技术。一期工程 100MW/400MWh 级全钒液流电池储能电站于 2022 年已完成主体工程建设，并进入单体模块调试阶段，预计今年将投入商业运行。
国电投襄阳高新储能电站项目由国家电投湖北绿动中钒新能源有限公司在湖北襄阳高新区投资建设。于 2021 年 8 月 29 日开工，预计 2022 年前完工。其中，投资 19 亿元的 100MW 全钒液流电池储能电站项目，建设用地面积约 120 亩，预计五年内全部达产后，共实现 产值 20.95 亿元，税收 5200 万元。除全钒液流电池外，目前我国也开展了其他类型液流电池的示范应用，但项目容量普遍较小，尚处于示范应用前期阶段。
2.2.3、钠离子电池
钠离子电池具有理论成本低、特性与锂离子电池相近、安全性好等优点，适合在对成本要求苛刻的应用场景下替代成本较高的锂离子电池。钠离子电池的正负极材料所需资源在地壳储量丰富，分布均匀，且开采更加经济环保，被业界认为是比锂离子电池更具经济性的电池技术。目前钠离子电池技术主要分为三条路线，即层状过渡金属钠离子氧化物、普鲁士蓝、聚阴离子类钠离子化合物，三条路线均由行业龙头企业布局，均处于实验室向大规模产业化转化的阶段。目前我国在钠离子电池领域处于世界领先地位，中科海钠、宁德时代、立方新能源等企业均已实现钠离子电池的初步量产，并推出了成熟的产品线。
性能参数方面，各领先钠离子电池生产商所开发产品的能量密度已超过 140Wh/kg，仍在向锂离子电池当前水平靠近。在碳酸锂价格（当前价格 50 万元 /吨）居高不下的今天，碳酸钠的价格始终维持在 2000 元/吨，电芯成本保持在 0.4~0.5 元/Wh，行业估计钠离子电池最终成本将比锂离子电池低 20~40%。钠离子电池在实验室环境下展现出了较高的安全性能，同时与锂离子电池工艺兼容，现有生产厂商转型更加容易。
正极材料成本在电芯成本中占主导地位，参考 2022 年上半年数据，铜铁锰层状氧化物估计成本约为 2.9 万元/吨，镍铁锰层状氧化物约为 4.2 万元/吨，普鲁士白类为 2.2~2.6 万元 /吨。负极材料硬碳依据厂商供应链资源价格差别较大，在 10~20 万元/吨不等，目前诸多厂商宣称硬碳成本有较大下降空间。电解液成本同样也是电池成本的重要组成部分，钠离子电池电解质盐一般为六氟磷酸钠（NaPF6），参考目前碳酸钠 0.3 万元/吨的成本，电解液成本预计低于 2 万元/吨。钠离子电池正负极均可以使用铝箔作为集流体，目前价格在 3~4 万元/吨。
2.2.4、重力储能
固体介质的重力储能是近期重力储能商业化的主要发展方向，水介质的新型重力储能技术尚停留在理论研究阶段，除传统抽蓄外的新型水介质重力储能目前尚未有商业化的产品。Energy Vault 采用的提升砌块作为存储电能的方式已掌握较为成熟的技术，并已开始应用于小规模示范项目中，但尚未出现大规模应用，其技术成熟度有待示范项目的验证。若能有较成功的示范，砌块重力储能具有可扩展性高、度电成本较低的优势，在中长时储能中有相对广阔的应用前景。矿井重力储能利用废弃矿井进行能量存储，矿井高差通常比人工构筑物更大，如果将数百米深的废弃矿井利用部署重力储能，其储能效率和储能密度均能够超越以人工构筑高差部署重力储能的方式。
2.2.5、氢储能
技术原理。氢储能属于化学储能，化学储能利用电能将低能物质转化为高能物质进行存储，从而实现储能。目前，常见的化学储能主要包括氢储能和将氢进一步合成燃料（甲烷、甲醇等) 储能。这些储能载体本身是可以直接利用的燃料，因此，化学储能与前述其他电储能技术（输入、输出均为电能）存在明显区别：如果终端可以直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等。长远看，可以这些储能载体性质稳定的特点， 在需要时将其转化为电力系统的电能。目前，在化学储能技术中，氢储能相对成熟，依托电解水制氢设备和氢燃料电池（或掺氢燃气轮机）实现电能和氢能的相互转化。储能时，利用富余电能电解水制氢并存储，释能时，用氢燃料电池或氢发电机发电。
氢储能需要完成电—氢—电的转换，涉及“制、储、运、用”四个环节，整个过程较为复杂。在制氢环节，电制氢技术包括碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解(PEM)、阴离子交换膜水电解(AEM)以及固体氧化物水电解（SOEC）四种。前三种为常温（60~90℃）电解槽，SOEC 为高温（600~1000℃）电解槽。碱性电解槽利用在水中加入的碱性电解质增加水的导电性，提高电解效率。其结构简单、技术成熟、价格便宜，是目前主流的电解水制氢方法，缺点是效率较低，电解槽效率约为 75%，系统效率为 60~70%，同时受限于隔膜机械强度，功率灵活调节速度有限。质子交换膜技术利用质子交换膜代替了原有的隔膜和电解质，由于质子交换膜薄且质子迁移速度快，能够明显减小电解槽的体积和电阻，使电解槽效率达到 80%左右。
由于目前质子交换膜价格较高，且被水浸润时酸 性较强，电极只能采用耐酸的铂等贵金属，因此质子交换膜电解制氢成本相对昂贵。阴 离子交换膜电解槽结构与质子交换膜电解槽类似，主要结构由阴离子交换膜和两个过渡金属催化电极组成，一般采用纯水或低浓度碱性溶液用作电解质。阴离子膜交换膜是AEM 电解水系统中的重要组成部分，也是该技术与 PEM 技术最大的区别，其作用是将阴离子 OH−从阴极传导到阳极，同时阻隔气体和电子在电极间直接传递。固体氧化物电解槽技 术利用固体氧化物作为电解质，在高温（600~1000℃)环境下，让水蒸气通过多孔的阴极， 氢离子获得电子后成为氢气，氧离子通过固体氧化物在阳极失去电子成为氧气。由于高温环境下离子活性增强，因此其电解效率最高，可以达到 90%。该方法还处于试验研究 阶段。
此外，还可以将绿氢通过合成氨工艺或氢制甲醇工艺转化为氨或甲醇进行储存，使用时再通过氨催化裂解和甲醇催化裂解制氢，或直接将氨、甲醇进行应用。液氨的沸点为 -33.5℃，甲醇的沸点为-64.8℃，因此液化及储存成本远低于氢，另一方面氨和甲烷的合成及裂解技术成熟，只需针对可再生能源制氢工艺进行部分优化调整。更重要的是，合成甲醇所用二氧化碳可通过碳捕集技术（CCUS）获得，实现生产过程“负碳排”，在减碳角度具有较大优势。
氢发电技术主要包括氢发电机和氢燃料电池两种。氢发电机主要以氢气（或与天然气的混合气)为燃料，利用内燃机原理，经过吸气、压缩、燃烧、排气过程，带动发电机产生电流输出。氢燃料电池是利用电解水的逆反应，把氢的化学能通过电化学反应直接转化为电能的发电装置。相比而言，燃料电池发电效率更高、噪声小、没有污染物排放且容易实现小型化，发展前景更加广阔。
氢燃料电池主要分为碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池等类型。碱性燃料电池（AFC）是燃料电池系统中最早开发并获得成功应用的一种，通常以氢氧化钾作为电解质，多用于宇宙探测飞行等特殊用途的动力电源。质子交换膜燃料电池由质子交换膜、电催化剂、气体扩散层、双极板等部分组成，具有工作温度低、启动快、功率密度高等优势，是目前发展最快、在氢能汽车和氢能发电领域应用最广的燃料电池。固体氧化物燃料电池属于高温燃料电池，具有全固态电池结构，其综合效率高，对燃料的适应性广，适用于热电联供，目前研究的焦点在于电池结构的优化和制备技术的改进。
技术优劣势。化学储能与前述其他电储能技术存在明显区别：如果终端可以 直接利用氢、甲烷等物质，如氢燃料电池汽车、热电联供、化工生产等，这些储能载体 不必再转化为电力系统的电能，可以提高整体用能效率。若必须将氢、氨、甲烷再转化 为电能，由于工艺链条较长，其能量利用效率较低，固定投资高，经济性较其他储能手 段较差。
化学储能更适合发电侧长周期、大容量过剩的应用场景，例如在水电的丰水期，大规模 光伏项目的发电高峰等。由于可以持续将电能转化为氢、氨和甲醇等物质，在运输能力相匹配的前提下，化学储能在储能功率和储能容量上都有极为明显优势。氢或其他合成燃料是具有实体的物质，相对于直接储电，存储更容易实现。例如，氢的单位质量热值高达 1.4×108J/kg，储氢能量密度高，能够实现大规模储能。化学储能的缺点是电—电转换效率低，储运设备成本高，并且氢、甲烷等燃料属于易燃易爆品，存储过程存在一定的安全隐患。化学储能涉及制取、储存、发电三个环节，以氢储能为例，主要包括电制氢、氢储运和氢发电。
氢储运成本主要受存储方式、运输方式和运输距离等因素影响。气态储氢(3~35MPa)单次成本为 2~3 元/kg，液态储氢单次成本为 20~25 元/kg，合成氨储氢单次成本为 6~8 元/kg。公路运输高压气态氢成本每吨为 80~100 元/km, 公路运输高压气态氢成本每吨为 10~15 元/km 海运液氢成本每吨约 0.5 元/km。内径 500mm 设计压力 4MPa 的氢气管道输氢成本 每吨约 0.5~1 元/km。发电单元，以质子交换膜燃料电池为例，其电堆造价为 2000~4000 元/KW，电堆成本约占系统总成本的 60%。贵金属催化剂和全氟磺酸膜价格昂贵，是推高燃料电池造价的主要原因。降低催化剂中铂的用量、开发非贵金属催化剂及价格低廉的非氟质子交换膜是 降低成本的关键。
2.2.6、其他先进储能技术
固态锂离子电池。技术原理。固态电池是一种以固体材料构成电极与电解质的锂离子电池技术，其工作原理与传统（液 态）锂离子电池相同，均属于“摇椅式电池”范畴，既通过可逆氧化还原反应，使得锂 离子在正负电极之间反复游走，实现电能的储存或释放。固态电池的正极可由碳、钛酸盐、金属锂极及其合金构成，负极可由金属氧化物、硫化 物、钒氧化物等构成，目前钠硫电池（金属钠为负极、硫为正极、β-氧化铝管为固态电 解质）技术路线最具代表性。
技术特点。安全性能好是固态电池相对于传统（液态电解质）锂电池的最大优势，其固态电解质不可流动，热稳定性好，抗损坏能力强，在破损条件下不会产生漏液及易燃易爆气体，极大改善了锂电池所面临的安全性问题。理论能量密度高也是行业关注固态电池的重要原因。理论上，固态电解质对比液体有着 更大的材料密度，从而意味着更高的能量密度，目前固态电池的实验室数据已超过 400 Wh/kg，显著优于锂电池平均水平。另外凭借其电解质极佳的物理与化学稳定性，实验室 条件下固态电池也展现出了低温性能好以及循环寿命长等特点。目前由于生产技术、PACK 工艺、电极材料接触面导电性等方面的问题，导致达到量产标 准的固态电池能量密度尚不及成熟锂离子电池。由于产业链不成熟以及工艺复杂等原因， 固态电池当前成本远超液态锂离子电池。
2.3、新型储能技术经济性综合评价
我们可以从多个技术指标以及经济指标对比各类储能技术，评估其在不同应用场景的适用度，并作为预测其未来发展方向的重要参考数据。评价储能系统的技术经济参数主要包括：设计功率/能量、初始投资成本、全生命周期运维成本、循环次数、循环效率、放电深度、年平均循环衰退率以及全生命周期平准化度电储能成本(LCOS)等。表 6 给出本报告探讨的几种新型储能技术当前的技术经济参数水平，并与抽水蓄能、锂离子电池和铅蓄电池进行了对比。
来源：长城证券
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