1、明确25年新型储能累计装机规模需达30GW以上，为储能发展托底，预计实际规模将大于此。未来5年总装机规模复合增长率高于50%，国内储能市场将进入快速发展阶段。以现有政策普遍要求的2h充放电时长换算，对应总装机容量在60GWh以上。20年底，根据CNESA全球储能项目库，中国投运的新型储能项目累计规模仅3.8GW，未来五年总装机规模复合增长率高于50%，未来5年年均新增是2020年7.6倍，规模较2020年底提升接近十倍，2025年全球电力系统用电化学储能市场规模预计超5000亿，储能市场空间广阔。

2、根据政策表述，未来发电侧支持力度更高《意见》中对发电侧、电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是“大力推进电源侧储能项目建设”“积极推动电网侧储能合理化布局”“积极支持用户侧储能多元化发展”，从表述看，未来政策对三种储能的支持力度会是发电侧>电网侧>用户侧。

3、发电侧支持政策：规范储能项目质量，对安装有合格储能系统的风光电站予以政策倾斜当下时间点，在我国大部分无补贴的省市，发电侧储能并不具备经济性，但政策强制要求风光电站配套储能，导致很多电站为保证并网而装配品质低劣的储能系统，造成行业恶性发展。本次《意见》明确未来对发电侧储能，需评估储能的系统价值和技术水平后，【在竞争性配置、项目核准、并网时序等方面予以政策倾斜】（如配备完善储能的电站可优先核准、优先上网等）。机构认为发电侧政策可分两部分解读，一是通过政策倾斜，引导风光电站配置储能系统，有助于推动发电侧储能装机量持续增长；二是要求对电站所配储能进行评估，合格后方可给予政策优惠，有助于规范行业有序发展。

4、电网&用户侧支持政策：完善市场化交易机制，提升经济性是主要推动力将储能纳入市场化交易系统，提升经济性是鼓励电网侧、用户侧储能安装的主要推动力。如政策要求加速推动储能进入电力市场，参与中长期、现货和辅助服务等电力市场交易。举例来看：未来电网、用户侧储能可以通过峰谷电价价差套利，为电网提供辅助服务后收取对应费用获得收入等方式提升经济性。同时，政策还重点提到需要建立电网侧储能电站的容量电价机制，将电网替代性储能设施成本纳入输配电价回收等。举例来看：未来可能对调峰、调频等储能系统所供应的电力给予更高的输配电价，以覆盖储能成本，使其经济性得到提升。

5、提升创新能力，推动技术发展从文件表述中可清晰观察到目前储能技术的发展进程,目前锂电池仍为主流技术应用，氢储能尚在研发中：锂电池——商业化规模应用压缩空气、液流电池——商业化发展初期飞轮、钠电池——规模化试验示范氢储能——技术研究和示范应用6. 投资机会：《意见》提及推动锂电等相对成熟技术的成本持续下降和商业化规模应用，确认了锂电为新型储能电池的主要技术路线，并且提到需要依靠骨干企业通过重大项目引导核心技术装备自主可控水平。

新型储能是指除抽水蓄能外的新型电储能技术，根据中关村储能产业技术联盟，截止2020年底，我国累计储能装机35.6GW，除抽水蓄能外，其他技术储能装机规模为3.81GW，其中锂电池储能累计装机规模为2.9GW，本次政策有望短期内加速新储能技术发展，累计装机规模有望实现2020~2035年10倍增长。锂电储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS） 、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及其他电气设备构成，电池和储能变流器是价值量和壁垒双高的核心环节，同样也是安全管控最为重要的环节，具有较强技术实力、质量管理能力的行业龙头有望受益。电池组是储能系统最主要的构成部分。

国内储能市场发展将使已布局储能的低成本电池厂商充分获益，关注锂电池龙头且布局储能的【宁德时代】-地面电站、和沃太能源深度合作的【亿纬锂能】-家储。从锂电储能系统对电池材料的需求来看，关注磷酸铁核心供应商【天赐材料】与普通逆变器相比，锂电储能变流器（PCS）的技术壁垒、价格及盈利水平均更高，关注在储能逆变器领域布局较早并已有成效的厂商【阳光电源】-地面电站、【固德威】-家储、【锦浪科技】。