近日，国元证券发布2024年储能策略报告《储能市场旭日东升，技术类型百花齐放》，主要内容如下：
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政策支持力度加大，储能装机量提升，行业需求空间广阔
碳中和背景下，推动能源革命、构建以新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能作为协调互动源网荷储、实现电力供需动态平衡的刚需，成为核心环节。其中，新型储能响应快、配置灵活、建设周期短，有效规避了传统抽水蓄能的地理限制，提高电力系统的灵活性，为实现碳达峰、碳中和目标提供了重要支撑，成为储能产业升级转型的必由之路。
自国家能源局《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》明确发展我国储能技术与产业的重大意义、总体要求、重点任务和保障措施起，五年间国家发改委、国家能源局、科技部、中电联等部门相继出台多项政策，引领推动新型储能发展。另外，各地方政府也相继出台不同标准的储能补贴政策。
除补贴政策外，多省市实施强制配储。当前，全国已超24省区公布配储政策，大部分省份配储比例在8%~30%之间，配置时长1~2小时为主，最高可到4小时。
十四五是储能由商业化初期向规模化发展转变的关键阶段；青海、内蒙古、甘肃、广东、湖北、浙江、北京等27省市规划了“十四五”期间新型储能装机目标，到2025年新型储能装机目标达到71.55GW。其中青海、甘肃、山西储能规模最大，2025年新型储能预计装机6GW。
储能市场迈向规模化，未来大有可为。未来5年，“新能源+储能”是新型储能的主要应用场景，政策推动是主要增长动力。
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新型储能：削峰填谷，助力电网安全平稳运行
风电+光伏发电具有波动性、间歇性、随机性等特点,发出的电稳定性差,新能源发电占比的提升将严重冲击电网的稳定性。外加地理因素影响，风光发电一般在西北地区,当地人口较少,工业规模小，消纳能力有限，导致弃光弃电现象严重。同时，电网用户侧一天内对电网电量需求量波动较大，影响电网稳定性。
新型储能技术种类多样，满足市场多元化需求。与抽水蓄能相比，新型储能技术项目建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显。
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电化学储能：技术路线多点开花，商业化进展加快
锂电池：虽然储能电芯和动力电芯所追求的工艺和产品目标有所不同，但在材料体系，生产设备等相一致；锂电池经过几十年发展，技术成熟度高，产业链配套完善，市场规模化效应明显。同时，磷酸铁锂电池循环寿命长，成本较低，安全性高，满足不同应用场景下的储能需求，占据主流。
钠电池：基本原理与锂电一致，产线共用，钠资源储藏丰富，成本低廉，因此钠电池理论成本较低；目前处于商业化初期，随着性能的优化升级以及产业链成熟，有望迎来快速发展。
钒电池：电解液是水溶液，安全性高；循环寿命优异，功率和容量分开，适合大规模长时间储能，有望充分受益储能的发展。
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机械储能：安全环保寿命长，受益于大功率长周期储能发展
重力储能：安全环保，经济性好，可建设可扩展灵活性强，商业化进程有望加速推进。
中国天楹于国内率先开发重力储能核心技术并成功研发“100MWh重力储能成套装备”，实现新型重力储能技术装备创新，真正实现了新型重力储能技术装备的国产化。
除中国天楹外，中国能建、粤水电、中国电建等一系列能源企业也加入了重力储能布局之列。2023年9月，在第四届中国—蒙古国博览会上，中国能建华北院重力储能技术亮相，展示了重力储能技术亮点及工程应用情况。
压缩空气储能：适用于大功率及长周期储能，可长时间供电并作为清洁能源系统能量中枢多能联储多能联供，有望随着效率提升及成本下降，加速商业化进程。
压缩空气储能上下游产业链成熟，企业布局广泛。国内核心设备制造厂家主要有陕鼓动力、沈鼓集团、金通灵、杭氧股份、川空集团等，国外主要有阿特拉斯·科普柯、西门子等。
2022年以来，中国能建已开工的300MW级压缩空气储能项目有包括湖北应城300MW级压缩空气储能等4个项目。拟建的300MW级压缩空气储能项目多达7个，包括甘肃金昌300MW级压缩空气储能电站及辽宁铁岭300MW级压缩空气储能电站等项目。
国内压缩空气储能项目效率不断提升，2013年廊坊项目效率为52.1%，2022年泰安350MW项目效率提升至70%。同时，压缩空气储能项目建设成本呈下降趋势，2021年肥城10MW项目单位成本为11000元/KW，但是2022年立项的200MW项目成本只有5000元/KW，单位成本下跌趋势较快，提效降本趋势下压缩空气储能商业化进展有望迎来快速发展。
