本报告对抽水蓄能、锂离子电池、压缩空气、钠离子、全钒液流电池、铅炭电池等六种储能的发展现状、系统成本、应用前景做了评估。
多种储能路线进入发展快车道。在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场，风光强制配储政策推动储能需求指数增长；海外方面。2021年美、欧、澳等国家皆出现爆发性增长。在市场需求爆发以及政策鼓励的双重推动下，成熟的抽蓄以及锂电储能呈现爆发性增长，其他新型储能路线也进入了发展快车道。
抽水蓄能：巨量项目开工建设。抽水蓄能是最为成熟的储能技术，具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。我们测算在不考虑充电成本的前提下，常规抽水蓄能电站LOCE范围为0.23-0.34元/kWh，是当前最为经济的储能方式。根据规划，到2030年，我国抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右，按照6元/W测算，投资须达5400亿左右；截至目前我国各省公布的重点项目中，抽水蓄能累计装机已达104.3GW，累计投资超6000亿。建议关注核心受益标的中国电建。
锂离子电池储能：正处于超级爆发周期。根据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，其中电力储能电池出货量29GWh，同比增长339%；而根据全球研究机构EVTank与伊维经济研究院共2021年全球储能电池出货量66.3GWh，同比增长132.6%，电力系统储能是主要增量贡献。当前铁锂储能成本较高，但在海外高电价地区已具有较好的经济性。铁锂电池是当前应用最成熟的电化学储能，预计随着成本降低以及循环寿命的提高，经济性将不断提升。建议关注宁德时代、比亚迪、派能科技、德业股份。
压缩空气储能：有望成为抽水蓄能电站的重要补充。压缩空气储能之前受制于储能效率较低，电量损耗成本较高，但是随着技术进步，大型电站储能转化效率已经上升至70%-75%，低于抽水蓄能电站，但已经具有具备了大规模商业化应用的条件，目前商业化项目正在大规模上马。
我们测算，在初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效率73%，储能系统寿命为30年的假设下，压缩空气储能度电成本约为0.436元/kWh。而在初始投资5-6元/W，年循环次数达到450-600次的情况下，度电成本区间为0.252-0.413元/kWh。压缩空气度电成本依然要略高于抽水蓄能，但是远低于磷酸铁锂；另外，其投资周期较抽水蓄能短，且单体投资规模限制小；综合看来，压缩空气储能有望成为抽水蓄能在大规模储能方面重要补充。建议关注中储国能（未上市）、杭锅股份等企业。
钠离子电池：性能优异，被寄予厚望。决定电化学储能能否被大面积应用的关键因素包括安全性、材料资源可得性、高低温性能、寿命、投资成本等，而根据钠离子电池最新研究进展，钠离子在这些方面都表现出了良好的性能。其在规模化应用后成本有望低于铁锂电池，可在大规模电化学储能、低速电动车等领域得到广阔应用。当前，钠离子电池产业化进程加速产业中，商业化在即；其中，中科海钠目前规划了两条一共2GWh的钠离子电芯的产线，目标是实现今年投产；宁德时代表示已启动钠离子电池产业化布局，2023年将形成基本产业链。建议关注中和海纳（未上市）、宁德时代、华阳股份。
全钒液流电池储能。全钒液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点，2019年以来我国液流电池储能示范项目正加快建设。目前成本问题仍是钒电池大规模商业应用面临的最大挑战。根据我们测算，在电化学储能中，全钒液流电池LCOS与铁锂电池接近，但是能量转化效率方面不如锂电池，且布置灵活性、温度环境要求较高。行业当前处在由示范阶段转向商业化过程中，预计未来随着技术以及工程进步，成本会有较大的下降空间，能效也有望进一步提高。建议关注大连融科（未上市）、北京普能（未上市）。
铅炭电池储能。铅碳电池是一种电容型铅酸电池，是从传统的铅酸电池演进出来的技术。铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点，且拥有非常好的充放电性能，延长了电池寿命，可以达到2000次以上，远高于铅酸电池的300-500次。通过测算比较，发现虽然铅炭电池初始投资成本较低，但是由于其放电深度低于其他储能形式，度电成本优势并不明显。另外如果考虑实际使用中能量损耗成本，铅炭电池因能效相对铁锂电池较低，经济性会处于一定劣势势。新型储能百花齐放的状态下，铅炭电池也将有望通过技术进步实现能效提升以及成本下降。
