交银国际发布研报称，容量型长时储能是发展趋势，预计2025-2030年中国内地新增新型储能装机约190GW，是现有装机规模的2.4倍，到2030年4小时以上储能装机占比达到50%。在长时储能，技术格局仍在演变中，看好液流电池和压缩空气储能的发展，当前压缩空气储能在成本上具有优势，但液流电池仍有降本空间，未来两者的市占率要视乎其降本节奏。氢储能是长时储能的终极目标，考虑到当前技术成熟度不足，预计氢储能的商业化有望在2035年之后加速。

交银国际主要观点如下：

储能需求强劲，新型储能技术百花齐放

新能源随机性、间歇性与波动性的特征导致其利用率偏低，配储成为解决该问题的重要途径。传统的抽水蓄能由于建设周期长和资源限制，未能满足未来电网储能的需求，迫切需要发展新型储能技术。2024年，中国内地可再生能源发电占比已超30%，预计到2025/2030年中国内地仅风电和太阳能发电量合计占比将达到23%/35%，储能装机规模也有望提升至188/366GW，其中新型储能装机占比接近65%/73%。

新型储能技术路径多样，当前锂离子电池得益于成本和技术优势，仍是新型储能主流。但由于锂离子电池在安全性和储能时长上无法满足未来储能行业发展的需求，行业内涌现了其他新型储能技术。综合考虑成本、安全性、技术成熟度等因素后，压缩空气储能、液流电池、熔盐储热和锂电池处于第一梯队。

2025年有望成为长时储能发展的拐点，而短期内锂离子电池仍然会是主流

近期，强制配储政策的取消使新能源项目摆脱了政策负担，短期内储能项目装机需求或承压，但持续增长的风光发电量导致的弃风弃光、电量消纳问题依然存在，因此长时储能的长期需求不变。预计在2025/30年中国内地4小时以上储能占比提升至21%/50%。

关于长时储能技术格局的演变，考虑到锂离子电池储能初始投资成本已经降至500元/kWh(人民币，下同)，各厂商正在开发6MWh以上的储能系统以满足大容量的需求，短期内锂离子电池储能仍将是主流。

2025-2030年，压缩空气储能和液流电池商业化进程加速，逐渐成为长时储能的主力，两者的最终占比视乎降本进度。氢储能能量转换效率偏低(约为40%)，且成本较高，更适合季节性、大容量的储能，目前仍处于早期研发阶段，预计到2030年氢储能才有望成为长时储能的选择，2035年商业化进度才有望加速。

液流电池支撑长时储能发展，全钒、锌溴等商业化进程加快

凭借在安全性、循环寿命以及灵活性上的优势，2024年中国内地液流电池储能装机量达1.8GWh(对比2023年270MWh)。主流液流电池中，全钒液流电池电化学性能综合优势明显，单Wh成本已经下探至2元并仍有下降的空间，且其供应链已初步成型，能够支撑起开展百MW级项目的开发。锌溴液流电池在技术上不断突破，锌枝晶、自放电、溴及溴化物腐蚀性等问题初步得到了解决，且由于工作温域较宽、初始投资成本低，已经在新疆、青海等高寒地区得到了应用，未来规模化之后成本优势有望更为显著。产业链上，建议重点关注全钒液流电池隔膜的国产替代机会。