（报告出品方/作者：国海证券，杨阳，许紫荆）核心观点：新型储能配置灵活、响应迅速，更加适合新能源储能消纳。
根据国家能源局，新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主 要形式，并对外提供服务的储能项目”。
新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优势 逐渐凸显。
新型储能包括机械储能、电化学储能、化学储能、热储能、电磁储能等多种技术路线，截止到2021年底，我国新型 储能市场累计装机规模已达5.73GW，根据国家发改委/电科院预测，到2025年我国新型储能市场装机规模超30GW，2030年新 型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。
机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花。
1）压缩空气储能是储能量级可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，功率达到百兆瓦级，且建设周期只需要12-18个月；但建设需 要天然储存空气的地下结构，同时能量转化效率较低；绝热系统效率较高，在60%-70%左右。
压缩空气储能通过三种技术实现 进步：绝热压缩空气储能、液态空气储能、超临界压缩空气储能，三者分别解决需要化石燃料补燃、储气洞穴依赖以及效率问题 。
截至2022年10月，我国已投运的压缩空气储能电站共7个，共计182.5MW；在建/筹建项目共19个，装机量共计6.3GW。
2）重力储能利用重物上升下落完成电能充放，转化效率约85%，度电成本约为0.5元/kWh，具备良好经济性，且不会发生爆炸 ；但同时建设规模不及抽蓄，响应速度略慢于电化学。
国内首个100MWh项目由中国天楹于2022年一季度建设，目前项目正在 稳步推进。
除中国天楹合作的EV公司外，美国Gravity Power公司、英国Gravitricity公司也在重力储能技术方面有所突破。
3）飞轮储能利用转轮惯性能量储能，具有响应速度快、功率密度高、绿色无污染等特点，调频性能优越；但同时成本较高，能 量密度低，存在飞轮脱离的安全隐患。
飞轮储能在技术上刚刚完成兆瓦级的突破，正在向商业化转型，据不完全统计，2022年 招标/施工/投运的飞轮储能试点项目已有19个，已有4个项目交付投运。
电化学储能：液流电池安全性突出。
1) 全钒液流电池具有安全环保、寿命长、长时储能的特点，充放电循环次数可以达到2万次以上，配储时长可达4-12小时；同时 目前全钒液流电池成本较高，据能源电力说，目前全钒液流电池投资成本大约在2.5-3.9元/Wh，锂电池的投资成本约为1.2-2.4 元/Wh，约为全钒液流电池投资成本的53%。
2022年9月以来，国内数个GWh级大型全钒液流电池项目启动，截至2022年10月 ，全钒液流电池项目共建成约300MW，在建项目约2.4GW。
2）铁铬液流电池同样具备安全、寿命长的特点同时原料丰富廉价，成本较钒电池更低；缺点是效率低、稳定性差、电解液会产生交叉污染，目前铁铬液流电池能量效率约为70%-75%，在电化学储能中处于较低水平规模也较小。
铁铬液流电池商业化进程还处于起步阶段截至2022年10月，据不完全统计铁铬液流备案项目共7个，累计储能装机容量17.5MW。
一、新型储能：能源转型重要途径1.1、背景：能源转型加速推进，新型储能应运而生▪“双碳”目标下新能源发展迅速，新型储能成为推动能源转型重要支撑。
在碳中和、碳达峰目标的驱动下，我国能源绿色转型 进度加速。
根据2021年10月24日国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，到2030 年，我国非化石能源消费比重将达到25%，到2060年将达到80%，在新能源高速发展的驱动下，电网的负担加重，储能成为 新型电力系统中必要环节。
新型储能配置灵活、响应迅速，更加适合新能源储能消纳。
根据《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕 47号），新型储能主要指“除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目”。
随着电力系统对调节能力需 求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能由于建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳更加匹配，优 势逐渐凸显。
1.2、政策：“十四五”规划有序落地，新型储能盈利模式逐步明确“十三五”期间我国已完成新型储能技术储备。
在“十三五”期间我国电化学储能、压缩空气储能等取得技术突破，新型电池、 大规模新型储能电站纷纷落地。
“十四五”期间新型储能盈利模式进一步明确。
2022年1月，国家发改委在《“十四五”新型储能方案》中明确指出，计划在 2025年电化学储能系统成本下降30%、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用等；2022年5月，发改委、能源局首次明确 了独立储能定义，完善了新型储能相关市场机制、价格机制和运行机制，指出电网侧独立储能不承担输配电价和政府性基金及 附加，新型储能盈利模式逐步明确。
1.3、空间：发改委预计2025年我国新型储能市场规模将超30GW新型储能市场广阔，未来或呈跨越式增长。
截止到2021年底，我国新型储能市场累计装机规模已达5729.9MW， 2021年4月， 国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》提出我国到2025年新型储能市场装机 规模超30GW，同时中国电科院首席技术专家惠东2021年10月表示，到2030年新型储能装机容量将达到1.5亿千瓦。
目前电化学储能仍占新型储能主要部分，机械类储能中压缩空气占比最高。
根据CNESA全球储能项目库，截止到2021年底，锂 离子电池装机容量占新型储能89.6% ，非电化学储能类型中压缩空气占比较高，占新型储能累计装机3.2%；其他新型储能方式 如液流电池储能、飞轮储能等占比均在1%以下。
二、机械储能：压缩空气、重力储能、飞轮储能多点开花2.1、压缩空气储能：大规模长时储能的主流品种之一压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统。
压缩空气储能是储能量级可与抽水蓄能相媲美的大规模储能，功率达到百兆瓦级，且建设周期只需要12-18个月，具有能量 密度高、日常运营成本低、自放电率低等优势，技术正越来越受到青睐。
目前非绝热系统的储能效率较低，在40%-55%左右 ，主要由于能量以热能形式损失，而绝热系统的效率在60%-70%左右，且不需要借助传统化石能源加热压缩空气。
压缩空气储能局限性主要是受地理条件影响，需要天然储存空气的地下结构，同时能量转化效率较低。
压缩空气储能已经步入百兆瓦级时代。
2013年国家电网在江苏投运了国网江苏同里500kW液态空气储能示范项目，2018年在江苏、 安徽投运安徽芜湖500kW压缩空气储能示范项目，主要用于早期技术验证，陆续建设项目规模多在500kW至MW级。
2021年，随着 山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站项目、河北张家口百兆瓦先进压缩空气储能示范项目的投运，我国的压缩空气储能项目正式 进入百兆瓦级时代。
截至2022年10月，我国已投运的压缩空气储能电站共7个，共计182.5MW；在建/筹建项目共19个，装机量共计 6.3GW。
2022年9月以来，压缩空气储能项目加速推进，在辽宁朝阳、甘肃酒泉、山东等地完成4项压缩空气储能项目签约、备案等工作，备案 项目规模均在300MW以上。
其中，辽宁朝阳能建300MW项目是全球首个采用人工硐室作为储气系统压缩空气储能示范工程，人工硐 室储气技术有利于百兆瓦级压缩空气储能电站灵活选址，为大规模推广奠定坚实基础。
2.2、重力储能：安全性经济性兼具，技术验证中重力储能通过电力将重物提升至高处，以增加其重力势能完成储能过程，通过重物下落过程将重力势能转化为动能，进而转化 为电能。
重力储能项目具有安全、环保、经济的优点。
重力储能采用机械能相互电能转化，不会发生爆炸，安全性较强；同时不造成地 质生态破坏，环保效益较好；重力储能建设周期通常只需要6个月左右，寿命可达30-35年，转化效率约85%，因此从全生命 周期角度重力储能度电成本较低，约为0.5元/kWh，具备良好经济性。
重力储能也有一定局限性。
目前国内在建的首个重力储能项目为中国天楹于2022年一季度在江苏如东建设的100MWh项目， 相较抽蓄规模较小；同时重力储能响应速度达到秒级，但略低于电化学响应速度。
重力储能在西部能源消纳方面大有可为。
重力储能具有功率大、效率高、寿命长、选址不受限等优势，能够在中、长时间内储 存大量可再生能源产生的富余能量，同时可提供转动惯量，适用于西部可再生能源的大规模消纳利用。
全球纷纷布局重力储能，市场空间广阔。
除中国天楹合作的EV公司外，美国Gravity Power公司、英国Gravitricity公司也在重 力储能技术方面有所突破。
韩国锌业公司5000万美元注资EV、EV成功登陆纽交所、欧洲银行明确资金支持英国Gravitricity， 今年国家电网正式入局，越来越多的企业参与重力储能投资，重力储能技术有望加速进步，市场空间有望提升。
2.3、飞轮储能：调频性能优越，成本有待降低飞轮储能即用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，从而将电能以动能的形式储存起来，利用大转轮所储存的惯性能 量储存电能。
飞轮储能具有响应速度快，功率密度高，不受充放电次数的限制、绿色无污染等特点。
飞轮储能的响应时间可以达到毫 秒级，同时飞轮储能系统是一种物理储能装置，因此不会产生环境污染，飞轮储能单机功率可达2000-3000kW，可实 现储能0.5-100kWh，且没有化学储能充放电次数的限制。
飞轮储能缺点是成本较高，能量密度低，储能容量少，安全性有待改进。
目前飞轮储能使用的飞轮及磁悬浮轴承价格较 高，据《储能的度电成本和里程成本分析》（2019年，何颖源等）核算投资成本在1000-1500万元/MW，高于其他储 能方式，且飞轮储能安全性相对较差，2021年8月弘慧能源在进行飞轮实验时飞轮脱离造成人员伤亡，存在一定安全隐 患。
飞轮储能主要应用领域是调频。
由于飞轮储能具有短时高频的特点，适合应用在电力系统调频方面，同时在分布式发电及微 网、轨道能量回收、电力输配/备用电源方面也有应用，据中关村储能产业技术联盟统计，2021年飞轮储能在调频方面装机 容量占比达84%，远超在其他领域的应用。
飞轮储能未来市场广阔。
随着大规模新能源并网，电网频率的波动越来越大，迫切需要飞轮储能这种短时高频的储能技术支 持。
根据飞轮储能渗透率提升趋势，我们预计2025年飞轮储能渗透率将达到0.7%，累计装机将达规模210MW。
三、电化学储能：液流电池安全性突出3.1、全钒液流电池：安全环保寿命长，适合长时储能全钒液流电池是将具有不同价态的钒离子溶液分别作为正极和负极的活性物质，通过氧化还原反应充放电。
全钒液流电池具有安全环保、寿命长、长时储能的特点。
全钒液流电池介质为含有钒离子的稀硫酸水溶液，且工作环境为 常温常压，不易发生爆炸和燃烧。
2022年5月，大连融科总经理王晓丽在接受新型储能资本专访时表示在百分之百充放电 循环下，充放电循环次数可以达到2万次以上，全生命周期能量保持率可以达到百分之百，是大容量高效储能技术的首选 之一。
同时，钒电池适合于中长时储能，配储时长可达4-12小时。
全钒液流电池成本较高，技术有待改进。
目前全钒液流电池电堆的额定工作电流密度较低，造成其功率密度较低、材料用 量大，成本高。
据能源电力说统计，目前全钒液流电池投资成本大约在2.5-3.9元/Wh，与之对比锂电池的投资成本仅为 1.2-2.4元/Wh，约为全钒液流电池投资成本的53%。
目前全钒液流电池成本较高，后续有望通过提高材料化学循环稳定性、降低材料成本以及提高系统整体性能等方式进行钒 液流电池的降本。
全钒液流电池未来规模将进一步提升。
全钒液流电池具有响应快、安全环保、寿命长、规模大等特点，适合长时储能。
同 时中国是世界钒资源最丰富的国家，原材料方面不受限，未来市场空间广阔。
我们假设全钒液流电池市场渗透率提升至 20%，到2025年，我国全钒液流电池储能规模将达到6GW。
3.2、铁铬液流电池：成本较钒电池更低，电池性能有待提升铁铬液流电池是一种氧化还原反应电池，利用溶解在盐酸溶液中的铁、铬离子价态差异进行充放电。
铁铬液流电池被誉为最安全、储能寿命最长的电化学储能技术之一，该技术的电解质溶液为氯化盐水溶液，安全性很高。
水溶温区也较 全钒液流电池的硫酸盐更宽，在高低温环境下的工作性能更优。
由于功率和容量完全独立，可实现功率和容量按需灵活定制，且充放电 次数可达10000次以上，具有循环寿命长、容易回收、稳 定性强、可运行温度范围广和成本低廉等优势。
铁铬液流电池缺点是效率低、稳定性差、电解液会产生交叉污染。
目前铁铬液流电池能量效率约为70%-75%，在电化学储能中处于较 低水平，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀较大，同时铁铬液流电池电解液在闭合回路中运行，容易产生电解液交叉污染的问题。
铁铬液流电池较全钒液流电池成本更低。
铁铬液流电池和全钒液流电池基本原理类似，同属于水系液流型氧化还原电池，都有 原理层面的安全性。
但铁铬液流电池在成本上具有明显优势，原材料上铁价、铬价更低，且相较于钒价波动较为稳定。
铁铬液流电池关注度日益增加，技术存在较大的提升空间。
铁铬液流电池效率略低于全钒液流电池的75%-85%，同时铁铬液 流电池负极铬离子的活性还有待提高，析氢副反应影响较大，离子传导膜在高温运行条件下的溶胀较大，循环稳定性较差。
技 术改进的研究主要集中在电池的关键材料(电解液、电极和离子传导膜等)和电池结构等方面，以提高电池能量效率、能量密度 及其稳定性等性能。
铁铬液流电池商业化进程还处于起步阶段。
由国家电投投资的河北张家口战石沟250kW/1.5MWh示范项目于2020年12月投 产，项目所采用的铁-铬液流电池储能技术具备6小时储能时长，并且可以有效适应高温与严寒天气带来的不良影响，安全性能 显著。
同时公司在内蒙古霍林河启动全球首个兆瓦级铁-铬液流电池储能示范项目建设，预计今年年底投产，标志着国内铁铬 液流电池量化供货以及储能技术产业化的实现。
截至2022年8月，据我们不完全统计铁铬液流项目7个，累计储能装机容量17.5MW，预计后续市场规模有望进一步扩大。
四、氢储能/热储能：大规模储能新思路4.1、氢储能：大规模储能新思路，储氢问题仍未解决氢储能技术是利用了电-氢-电的互变性。
其基本原理就是将水电解得到氢气和氧气，利用富余的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能。
氢储能作为一种清洁、高效、可持续的无碳能源存储技术，是化学储能的延伸，具有能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好等优点。
同时，氢储能的功率、能量可独立优化，储电和发电过程无须分时操作，是一种理想的绿色储能技术。
氢储能缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低。
根据高工产研氢电研究所分析，目前氢储能发电系统的系统效率仅35%左右，相较于其他储能较低，同时储氢技术仍需突破，同时氢气作为无色无味的易燃易爆气体，安全性需要进一步提高。
氢储能是极具发展潜力的规模化储能技术，可用于可再生能源消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场 景等诸多场景。
例如具备快速响应及启停能力的电解制氢系统，在用电高峰时可用于调峰调频辅助服务；电解制氢+储 氢+氢燃料电池发电用于构建微电网系统，进行氢、热、电联供，实现偏远地区可靠供能。
氢能储运在产业链中成本较高，高效率和低成本是氢能储运发展趋势。
氢能产业链整体可以分为氢能制取、氢能储运 、氢能应用三大环节，其中储运环节是高效利用氢能的关键，氢气的燃点较低，爆炸极限宽，对储运过程中的安全性 也有极高的要求。
因此如何实现经济、高效、安全的储氢技术是氢能利用走向实用化、产业化的关键。
4.2、熔盐储热：西北风光大基地配储重要路线熔盐储热蓄热时采用智能互补系统将风电、光伏、夜间低谷电作为熔盐电加热器的电源，通过熔盐电加热器加热熔盐，储存热 量；放热时在换热系统中高温熔盐与水进行换热，释放热量。
熔盐储热技术具有规模大、时间长、安全环保等优点。
熔盐储热具备单日10小时储热能力，且储能规模可达几百兆瓦。
熔盐 储能工作原理是加热熔盐储能，并通过蒸汽带动汽轮机发电，整个过程不产生污染排放。
熔盐储热目前度电成本较高，能量利用率较低。
熔盐储热放电过程中在换热系统中高温熔盐与水换热，产生水蒸汽驱动涡轮发 电，转化效率低于60%。
据《电化学与蓄热储能技术在可再生能源领域的应用》（唐宪友等，2021）测算，在不考虑能量损 失的情况下熔盐储热度电成本约0.443元/kWh，则在50%转化效率的情况下度电成本约0.886元/kWh，度电成本较高。
熔盐储热目前主要应用在光电发热。
根据CNESA全球储能项目库，截止到2021年底，熔盐储热占我国储能市场1.2%，熔 盐储热规模达到0.5GW，主要应用在光电发热方面，特点是将储热和传热介质合为一体。
未来熔盐储热在清洁供热、火电灵活性改造上有很大发展空间。
熔盐储热可以将弃风/弃光电、低谷电等电能储存起来，在需 要的时候释放，减少用户用能成本；同时可以为火电电厂减小供热机组热负荷，或增大供热机组发电出力调节范围，提高电 厂的运行灵活性。
报告节选：（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。
如需使用相关信息，请参阅报告原文。
）精选报告
