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。
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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GravityPower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。
氢储能/热储能：大规模储能新思路
氢储能技术是一种清洁、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、存储时间长、无污染等优点；缺点主要是效率较低、储氢技术难、安全性较低，目前氢储能效率在30%-50%，同时氢气易燃易爆，安全性有待提高。张家口200MW/800MWh氢储能发电工程预计于2023年投运，是全球规模最大的氢气储能发电项目。
熔盐储热技术具有规模大、时间长、安全环保等优点，具备单日10小时储热能力，且储能规模可达几百兆瓦；但同时熔盐储热转化效率低于60%，度电成本约0.886元/kWh，成本较高。截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量为538MW。根据我们不完全统计，2022年招标/签约/建设中的熔盐储热项目超40个，总装机规模达4.5GW。
投资建议：行业方面，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，新型储能建设规模有望快速提升，机械储能、电化学储能、熔盐储热、氢储能等多种技术路线并进，相关产业链有望受益。维持行业“推荐”评级。个股方面，压缩空气储能建议关注陕鼓动力、东方电气、金通灵；重力储能推荐中国天楹；熔盐储热建议关注首航高科、西子洁能、鲁阳节能、安彩高科；全钒液流建议关注钒钛股份；铁铬液流储能建议关注振华股份；飞轮储能建议关注华阳股份、湘电股份、国机重装。
风险提示：宏观经济下滑风险；储能行业政策变动风险；电力市场建设进度不及预期；新能源装机不及预期；技术进步不及预期；重点关注公司业绩不及预期；行业竞争加剧；测算数据仅供参考，以实际为准。
