（关注原因：短线，今日盘后发改委消息刺激；中长线，累计装机规模有望实现2020~2035年10倍增长）

1、事件驱动：发改委等部门对《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见。到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求，成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。（此次征求意见的时间为2021年4月21日至2021年5月21日。）

2、文件要点：

（1）大力推进电源侧储能项目建设。布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。（水电风光一体化，发电端调节，使电网效率最高，输变电最经济）

（2）积极推动电网侧储能合理化布局。通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。（储能在电网侧，削峰填谷效果明显，电网投入产出比高）

（3）积极支持用户侧储能多元化发展。鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G 基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。（化学储能、抽蓄水电站、制氢）

（4）提升科技创新能力。坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展氢储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。

（5）明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。

（6）健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

3、发展空间：

（1）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。

（2）根据《储能产业研究白皮书2021》，电化学储能重启高速增长阶段，在新能源装机的驱动下，中关村储能产业技术联盟预计2025年底国内电化学累计装机有望达到35.5（保守场景）到55.9GW（理想场景），2020~2025年年化需求复合增速在61~76%，行业迎来高速发展期。

4、投资建议：

从储能系统成本构成来看，电池、逆变器价值量更大,约占成本比重60%、20%，相关企业将充分享受行业高速发展红利。

锂电池：推荐派能科技、宁德时代，关注比亚迪、亿纬锂能、国轩高科；

PCS：推荐阳光电源，关注科华数据、固德威、锦浪科技；

系统集成：推荐盛弘股份；

EPC：关注永福股份;

电网相关：关注南网能源、国电南瑞、国网信通、涪陵电力、许继电气等。

（参考资料：国盛电新、招商电新、光大证券、发改委文件、公社帖子）

延伸阅读：唐史主任司马迁对于储能的观点摘录

1、发电环节：

首先我们都知道一个事实，大型的风光电场，离用电核心圈都比较远。像江苏浙江福建的海风，就算近的了。更多光伏大电厂其实在中西部地区。

那么风光要上网，首先就要电网强。最原始的思路不外乎两个：

（1）从风光电场拉电网。

（2）化学储能或者电制氢。

这两个思路都是不经济的，因为风光本身发电受自然条件限制，没风没光就没电，电网成本巨大。化学储能有效率问题，氢一样也有效率问题，并且储运特别难，张家口还有可能制备一些氢气给北京用，黄河几字湾制备的氢气要拉到上海，漏都漏完了。

所以现在的解决思路是风光和水电一体化。比如光伏和水电一体化，白天太阳大时，水电少发，光伏全量发。晚上光伏歇了，水电全力发。对于电网来说，输入就是稳定的。夏天太阳辐射强，光伏转化多，水电因为蒸发大，可以少用点水。典型的互补。

再加上风电，也只是多一个变量。总之就是发电端调节，使电网效率最高，输变电最经济。

2、输电环节：

咱电网的技术还是很强的。前些年一直打架，认为直流没必要，现下来看，还好早动手做了。

3、用电环节：

夜间电力消费快速下降，但是火电这种还有自身限制，没办法开开关关。发电端还在电力生产，消费端却快速下降，这就产生了强烈的储能需求。

（1）储能最直接的，当然是化学储能。

需要多少容量，堆电池。如果说未来新能源车大量普及，且电池拆解产业规范的话，做泛储能的边际成本很低。对于电动车而言，电池组衰减到80%就让车主非常厌恶了，但用来储电，只要安全性问题解决，环境问题得到控制，还是很好的。当然，如果电网足够智能，终端数量足够，发展V2G，让电动车夜间储能，白天向电网卖电，也是很好的出路。现在动辄六七百公里里程的电动车，实际里程利用，一天只有几十公里，储能空间巨大。

（2）除了化学储能这条道，便是抽蓄。

抽蓄原理很简单。山头做一个水库，山脚做一个水库。晚上便宜的电来了，开抽水机，向山顶水库抽水。白天电网要电了，放水下来发电。需要两个水库，两套系统。电能--势能--电能，两次机械损耗，实际上效率是比较低的。关键是，用电区都人口稠密。搞两个水库的地方，不好找，环境成本在这摆着。

抽蓄是不大可能在输电端搞的，在输电端搞，对电网意义不大，这条技术路线，对火电厂的吸引力较大。

（3）此外还有一条道，便是制氢。

电能--氢--电能。这条路也很折腾，要等到氢能汽车或者大型氢能设备搞起来后，才有这么大的储备系统可以支撑，当前不现实。

4、总的来说，这种水火风光一体化，会凸显两个点。

一个是水电的灵活性，水电机组开关容易，可以灵活调剂，在发电端的优势很强。另外一个是电网的智能化，电网越智能，效率越高，损耗越小。电网智能的课题很大，从上网到输配再到销售，有很多名堂，如果真的要大力发展风光等，电网是绕不过去的。

5、虚拟电厂

问的比较多，名词是新的，实际上还是储能为基础，只不过加上智能化而已。之前聊过的，越是不稳定的发电源，越需要储能。 ​​​​

6、特高压

一方面是要看大型电力设施规划，有大电站必有大特高压项目，比如藏南这种。另一方面，要看国际能源合作，比如能拉电网去给周边贫电国家，也会有大机会。好的风场其实已经立了风电，后面风光的增量越来越会是分布式的，所以和特高压关联不大，倒是和储能关联紧密一些。