《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》对于发展新型储能给出了明确的具体路线与发展方向：
“重点开展长寿命、低成本及高安全的电化学储能关键核心技术、装备集成优化研究，提升锂电池安全性、降低成本， 发展钠离子电池、液流电池等多元化技术路线。大力推动压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等技术向大规模、高效率、灵活运行方向发展。”
(相关资料图)
根据《储能产业研究白皮书2023》，2022年中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75%。
新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。
新型储能中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%，此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目，在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。
全球累计储能装机情况：
资料来源：中关村储能产业技术联盟
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”，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。
从技术发展路线来看，新型储能目前多种技术并进。从当前节点看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能这六种新型储能路线最值得关注。 主要储能形式的储能容量和储能时长：
资料来源：新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）
压缩空气储能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。
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。
压缩空气储能原理图：
资料来源：SINTEF
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。其中，系统设备是压缩空气储能初投资成本的主要部分。
压缩空气储能产业链分为上游设备及盐穴/储气罐、中游项目工程建设、下游电网系统投资运营三个部分。
上游核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、换热器等。空气压缩机相关厂商包括陕鼓动力、沈鼓集团等；换热/储热装备和透平膨胀机厂商主要包括哈尔滨电气、东方电气、上海电气、金通灵等；盐穴/储气罐主要厂商包括苏研井神和中国盐业等。
中游新型压缩空气储能系统目前主要有三个新的技术路径：蓄热式压缩空气储能、液态压缩空气储能系统、超临界压缩空气储能系统。
目前压缩空气储能发展整体上处于示范验证与商业推广过渡的阶段。目前我国已有百兆瓦级压缩空气储能示范项目完成建安，参与企业包括中国电建、中国能建和中储国能等。
下游可接入电网系统，起到削峰填谷、可再生能源消纳等作用。投资运营主要参与企业包括华能集团、大唐集团、国家能源集团和中国能建数科集团等。
全钒液流电池是以钒为活性物质，呈循环流动液态的氧化还原电池，通过电解液中钒离子价态变化实现电能的存储和释放。目前可实现15000次以上充放电，使用年限超20年。
全钒液流电池循环寿命极长，容量规模易调节，安全性较高，但能量密度低，材料成本较高。目前全钒液流电池的初始投资约为3000-4000元/KWh，成本约为锂电池的两倍。
但由于电解液不会降解，回收利用率较高，因此全钒液流电池残值很高。借助合适的商业模式，全钒液流电池初始投资较高的问题可以得到解决。
从产业链环节来看，电解液和电堆是全钒液流电池的核心部件。
电解液的主要原材料为五氧化二钒及硫酸，约占总成本的41%，因此上游钒的价格变化对电池成本有很大影响，电解液生产公司包括大连博融、湖南银峰、河钢股份等。
电堆由双极板、隔膜、电极等构成，约占总成本的37%，电堆目前多数由钒电池生产企业内部供应，包括大连融科、北京普能等。
隔膜目前大部分供应商用的是杜邦公司的Nafion膜，国内企业也已开展相关布局，其中东岳集团已成功研发用于全钒液流电池的质子交换膜。
石墨毡电极是全钒液流电极的首选材料，部分公司采用优化碳纤维生产工艺，制备相关电极材料。
全钒液流整机制造公司主要有大连融科、北京普能、伟力得、上海电气等。
全钒液流电池产业链：
资料来源：东海证券
储能是钠离子电池较适用的场景，核心原因是大型储能系统对能量密度要求不高，对安全性及经济性要求更高。其中，大规模储能主要包括风力电站、太阳能电站以及家庭储能。
相比锂离子电池，钠离子电池的正极材料、负极材料和集流体具有成本优势。
当前钠离子电池的初始容量投资在500-700元/kWh，若循环次数在6000周时，钠离子电池储能系统度电成本可实现0.217-0.285元/kWh。
因此，钠离子电池储能系统在电网侧及电源侧具备更强的竞价优势，并且能够有效提高分布式电源渗透率，提升配电网运行的稳定性和经济性。
钠离子电池适储能规模在10kW-1MW：
目前，国内钠离子产业化中有两类企业备受关注。
一类是以宁德时代为首的锂电龙头企业，具备规模化起量迅速、上下游客户结构稳定两大在位者优势，有利于其快速抢占钠电市场。宁德时代于2021年发布第一代钠离子电池，预计在2023年实现产业化。
另一类是以中科海钠为首的专注于钠离子电池研发的新锐企业。其研发基础雄厚，涉及电池、正负极、电解液、隔膜等全领域，量产走在世界前列，具备先行开拓市场潜力。
国内已布局钠电池领域的企业还包括华阳股份、传艺科技、维科技术、孚能科技、鹏辉能源、多氟多、欣旺达等。
华阳股份深度绑定中科海钠，并切入负极、电解液、电芯pack等，打造全产业链模式，规划的全球首批量产1GWh钠离子电芯生产线正式投产；传艺科技转型进军钠离子电池，投资50亿元建设10GWh钠离子电池生产线及相应产能的正负极材料产线，其中一期2GWh，二期8GWh。
国内部分企业钠离子电池布局：
熔盐储能
热储能主要是指熔盐储能，是一种大容量、长时间（6到8小时）的长时储能技术路径。 目前主要应用在光热发电和火电机组灵活改造领域。
电网侧熔盐储能由于规模较大可以进行储存弃风/光电力和低谷电力，进行新能源消纳，提高电厂的灵活性；用户侧可以直接参与清洁供热和工业供汽。
资料来源：《基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造技术及其应用前景分析》李峻等
熔盐作为传热介质，可以实现太阳能到热能的转换，作为储能介质可以实现将热能和电能的双向转换，可以很好的适应和解决以上两大矛盾。
经过光热发电配储市场培育，熔盐储热产业链发展较为成熟。
据不完全统计，截至2022年10月，总计有配套风光4.5GW光热储能项目，新增规划、在建项目的容量超过2021年底全国并网示范项目容量的8倍。
首航高科敦煌100MW光热发电站：
熔盐储热上游主要是聚光设备（安彩高科、洛阳玻璃、首航高科等）、吸热材料（盐湖股份、云图控股、中能科技）、储热材料（鲁阳节能）等。
中游储能系统集成技术上主要是西子洁能、首航高科、东方电气、上海电气、龙腾光热等企业参与。
下游发电供热侧既可以和电力公司合作进行发电，也可以直接和热力公司合作进行供热。
熔盐储能产业链：
2023年4月，国家能源局发布了关于推动光热发电规模化发展的新政策，核心内容是要求尽快落地2.8GW光热项目，力争“十四五”期间全国光热发电每年新增开工规模达到3GW左右。 截至2022年底，我国光热发电累计装机仅为588MW（0.588GW），当年新增光热发电装机仅为50MW，那么每年新增相当于提升了60倍。
随着政策的利好和新型储能蓬勃发展，熔盐储能作为储能的新兴细分赛道，有望迎来发展空间。
重力储能
重力储能是一种机械式储能，通过电力将重物提升至高处，以增加其重力势能实现储能。
与其他储能类型相比，重力储能能量转换效率可达80-85%、建站选址灵活、安全性和稳定性较高，应用优势明显。
重力储能可应用于发电侧、用户侧、电网侧等多种场景，但目仍处于发展早期，全球范围内并未形成成熟的商业化项目，未来具备广阔的市场空间。
主要参与厂商中国天楹与重力储能技术开发商EV签署《技术许可使用协议》，通过引进并推广EV公司先进技术，加速推动重力储能项目在中国落地。
EV是全球重力储能领域龙头，并率先实现商用，尤其在行业核心壁垒即“算法”上通过高精度人工智能算法保障充放电过程中砖块2.9秒快速移动到指定位置的精确性，实现项目质量行业领先。
中国天楹获得EV国内独家技术许可，目前携手三峡等央企，预计伴随全球第一个项目落地验证后，储能业务有望高增。
飞轮储能
飞轮储能是利用飞轮的高速旋转，将电能以机械能的形式进行存储。
相比对比其他储能方式，飞轮储能具备储能密度大、放能密度深、响应快等性能优势，同时兼具安全性、可靠性、低维护和无污染等技术优势。但是飞轮储能也具有很大的局限性，相对能量密度低、静态损失较大，现仅处于商业化早期。
当前中国飞轮储能还未全面推广：
飞轮储能当前主要正处于广泛的实验阶段，小型样机已经研制成功并有应用于实际的例子，正向发展大型机的趋势发展。
国外飞轮储能技术主要集中在飞轮调频电站、UPS等领域，已经有一定规模的使用。
国内早期从事飞轮储能技术研发的单位有：北京飞轮储能（柔性）研究所、核工业理化工程研究院、中科院电工研究所、清华大学、华北电力大学、北京航空航天大学等。
国内从事飞轮储能系统的实际应用开发的企业包括华阳股份、泓慧国际能源、微控能源、国机重装、广大特材、苏交科、湘电股份等。 随着技术的成熟和价格的降低，飞轮储能有望成为领域的一项新的革命。
双碳背景下，可再生能源发电的快速增长，加之欧洲能源成本的逐年攀升，从而带来全球各类场景储能市场均保持高速增长。2025年全球储能需求有望达396GWh，对应2021-2025年复合增长率超65%，将是未来几年新能源中最具成长性的赛道。
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