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。
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