事项： 4月21日，国家发改委、能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导 意见（征求意见稿）》。 

新型储能政策有望出台，助力构建新型电力系统。构建以新能源为主体的新 型电力系统是实现高比例可再生能源和“碳达峰、碳中和”目标的重要抓手， 储能是构建新型电力系统的重要支撑元素和关键一环，发展新型储能（除抽 水蓄能外的新型电储能技术）意义重大。近年来，新型储能的发展面临市场 机制不健全、缺乏国家层面宏观规划引导等系列问题。该《指导意见》构建 了新型储能发展的政策框架，未来将主要依托市场机制，推动新型储能加快 发展，助力“碳达峰、碳中和”目标的实现；提出落实主体发展责任，各省 级能源主管部门应分解落实新型储能发展目标，按年度编制新型储能发展方案。

发展目标明确，到 2025 年装机规模达到 3000 万千瓦以上，迎跨越式发展。 根据该《指导意见》，到 2025 年，新型储能实现从商业化初期向规模化发展 转变，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，装机规模达 3000 万 千瓦以上。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。根据 CNESA 的统计，到 2020 年底，国内已 投运的储能项目累计规模 35.6GW，其中非抽水蓄能的储能项目规模约 3.8GW，2020 年国内新增的电化学储能项目仅 1.6GW，意味着十四五期间 我国新建的新型储能规模达到 26GW 以上，新型储能将迎来跨越式发展。

明确储能市场主体地位，助力构建商业模式。根据该《指导意见》，未来将明 确新型储能独立市场主体地位，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。在价格机制方面，未来将建立电网侧独立储能电 站容量电价机制，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。对于新能源项目配套 新型储能，未来有望采用政策倾斜的激励方式，比如在竞争性配置、项目核 准、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考 核等方面给予适当倾斜。通过明确市场地位和价格机制，结合一定的激励性 政策，有望构建新型储能发展的商业模式。

鼓励多元发展，包括多种应用场景和技术类型。根据该《指导意见》，在应用场景方面，未来将大力推进电源侧储能项目建设，包括系统友好型新能源电站项目配套储能、大型 清洁能源基地配套储能等，同时也将积极推动电网侧储能和用户侧储能发展。在技术类型方面，坚 持储能技术多元化，根据各种技术类型的成熟度实施差异化发展，其中，未来将推动锂离子电池等 相对成熟的新型储能项目商业化规模应用，其他技术类型则定位为试验、示范应用或商业化发展初 期。意见中明确开展储能关键技术研发，坚持储能技术多元化，推动锂电池等相对成熟的新型储能 技术成本持续下降和商业化规模应用。在传统锂电巨头和研究院等多方共同推进下，多种储能技术 取得突破。宁德时代利用全寿命周期阳极补锂技术，开发完成满足超长寿命要求的储能专用磷酸铁 锂电池；比亚迪推出刀片电池进一步提升单体电池的容量；大化所全钒液流电池电堆采用可焊接多 孔离子传导膜，中科院工程热物理所完成了国际首台 100MW 先进压缩空气储能系统膨胀机的集成 测试。另一方面，技术进步和规模效应推动储能成本不断下降，2020 年锂电储能系统成本已经降至 1500 元/KWh，后续有望充分受益于储能市场的发展。

 试点示范先行，新型应用场景有望成为试验田。根据该《指导意见》，未来将加快新型储能技术和重 点区域试点示范，及时总结推广成功经验，为储能规模化高质量发展奠定坚实基础。预计未来将推 出一批储能示范项目，其中“多能互补”和“源网荷储一体化”项目有望率先成为大规模新型储能 的试验田，以已开工的乌兰察布“源网荷储一体化”示范项目为例，该项目拟新建 280 万千瓦风电、 30 万千瓦光伏，同步配套建设 88 万千瓦的新型储能。

投资建议：此次《指导意见》的出台，将发展建设新型储能市场的重要性提升到了新的高度，也为 储能可持续的商业模式的构建拓宽了可达路径，在政策的推动之下，未来新型储能的商业模式有望 逐步构建和成熟，十四五期间迎来大规模发展，建议关注储能电池核心供应商宁德时代、派能科技、 鹏辉能源、国轩高科等，以及储能变流器企业阳光电源、科士达等。

今日市场选择的有动力源/华西能源！