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长时储能需求旺盛，具备多种优势。长时储能一般定义为持续放电时间4小时以上的储能技术。长时储能的应用有效提高风光发电消纳能力；兼顾储能系统快速响应特点与长期输出能力，提高电网的灵活性；能够更好地实现电力平移，提高电力峰谷套利能力。2022年全球/中国已投运电力储能项目累计装机规模237.2/59.8GW，以锂电储能为主的新型储能装机增长迅速。

长时储能技术种类丰富，可以分为机械储能、电化学储能、热储能以及氢储能四大主线。机械储能包括压缩空气、抽水储能、重力储能；电化学储能根据材料不同分为锂离子电池、钠离子电池、铅蓄（碳）电池和液流电池储能；热储能主要为熔盐储能。 其中，抽水储能和锂离子电池储能发展较为领先。

抽水储能经济性最高，降本仍是未来长时储能发展的主要驱动力。抽水储能技术发展成熟，度电成本低至0.21-0.25元/kWh，显著低于其他储能技术。受制于建设周期长、地理限制因素大，抽水储能电站发展较为局限。新型长时储能技术具备发展空间，锂离子电池、液流电池、重力储能、铅碳电池、压缩空气储能成本仅次于抽水储能，度电成本约为0.44元/kWh、0.49元/kWh、 0.5元/kWh、 0.56元/kWh 、0.63元/kWh。钠离子电池储能、熔盐储能、氢储能度电成本偏高，约为0.84元/kWh 、0.89元/kWh 、1元/kWh，成本优势尚不明显。

新型长时储能经济性改善取决于设备与材料成本的降低。机械储能寿命较长，为30年左右，因此储能度电成本较低。压缩空气储能所使用设备较为成熟，未来有望通过提升系统转化效率降低度电成本；重力储能技术尚未达到普遍商业化的水平，成本的下降依赖于技术突破。熔盐储能主要应用于光热发电、余热收集和火电厂改造等有限领域。电化学储能的设备协调能力较强，因此有较大的耦合潜力，其中锂离子电池、液流电池和铅碳电池经济性较突出，材料成本的下降以及转化效率的提升决定了成本下降空间。氢储能具有广阔前景，目前由于制、储端成本高昂暂不具备经济性。

投资建议：未来随着长时储能装机需求持续增长，中上游储能设备制造与系统集成相关企业有望受益。抽水储能建议重点关注浙富控股与南网储能；熔盐储能建议关注西子洁能与东方电气；重力储能建议关注中国天楹；压缩空气储能建议关注开山股份与陕鼓动力；电化学储能建议关注宁德时代、比亚迪、阳光电源、上海电气（液流电池）与圣泉集团（钠离子电池）；氢储能建议关注亚普股份与京城股份。

风险提示：全球储能装机未及预期、储能成本波动风险、长时储能技术商业化推进滞后风险、政策推进不及预期风险、行业竞争加剧风险。