事件：国家发改委发布《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知。

这是继2021年7月15日印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》之后，结合半年来的政策探索、工程实践，对后者的深化和补充。机构将以上政策和此前的《指导意见》以及相关政策进行细致比对，将新增信息分别归类为【首次提及】、【优先发展】、【明晰细节】、【加大力度】。

政策第三点、强化技术攻关-加大关键技术装备研发力度：

1）【优先】离子电池排在多元化技术开发首位

2）【明晰】了储能安全的一些技术方向：安全预警、高效灭火、 储能电池循环寿命快速检测

3）【首次】提到储能调控技术，规模化储能集群控制技术、分布式储能协同聚合研究

第四点、推动规模化发展，支撑构建新型电力系统（※重点※）

1) 【优先】加大力度（意味着优先发展）发展发电侧储能，除了提及较多的风光大基地外，【首次】提到新型储能降低输电通道容量建设，促进海上风电开发消纳。

2）【首次】电网侧储能角度，除常规功能外，首次提到在电网末端合理布局电网侧新型储能或风光储电站，关注金冠股份。除此之外还是继续强调要建立容量电价机制，并探索电网储能进入输配电价。

第五点、完善体制机制，加快新型储能的市场化步伐（※重点※）

1）推动储能参与电力市场和辅助服务

2）【加大力度】原本的《关于加快推动新型储能发展》提到“健全”新能源+储能项目激励机制，本次是“加大”新能源+储能支持力度，表述上明显加强。

第六点、做好政策保障，健全新型储能管理体系-完善支持政策

1）【首次】首次提到，鼓励各地对新型储能给予投资建设、并网调度、运行考核的政策支持（目前仅青海、浙江等三地出台了省级补贴，涉及辅助服务、投资补贴、电量补贴等）。通过绿色金融体系、储能发展基金等方式健全融资渠道

【储能行业更新梳理02.20】

一、全球储能回顾

1、中国：

2021年装机：去年下半年开始，非常多储能项目逐步落地，但受制于电池供给困难，电池厂优质产能优先向动力倾斜，有限供给提价，储能本身经济性不强，很多项目耽搁延期。2021年中国电化学储能新增装机约3.5GWh左右，2020年3GWh左右。核心在于相关政策、体制机制不完善。去年Q3、Q4没有细则落地，我国在电网侧、发电侧缺少补贴和机制，发展不达预期。

长期规划：2021年是中国储能政策元年，年初能源局、发改委出台加快新型储能指导意见的征求意见稿，在6、7月定稿，定调十四五储能发展方向。2025年中国电化学储能达到累计30GW（60GWh）。国网各省、南网储能规划超过39GW，南网十四五不低于20GW。超过2025年累计30GW目标。储能配置比例可能不一定完全完成，至少十四五装机总规模可以到50GW。

项目结构：去年新增规划、投运、在建百兆瓦级项目达65个，规模14.2GW，占全年总规模57%。储能行业在2018年之前以用户侧小储能为主，发电侧电网侧项目较小。未来大项目占比会提升，对整体储能市场有更大的拉动。小项目集中在工商业储能，中国电价便宜户用侧暂时没有市场。中国新能源发电侧配储、电网侧配储明显超越发电侧调频和工商业用户储能，超过70%，剩下的是发电侧调峰（灵活性改造），用户侧工商业占比较少。

地区结构：去年10月开始，江苏、广东工商业储能项目大幅度爆发，广东峰谷电价差有较大的变化，最大能到1.1元/度，之前很长一段时间我国峰谷电价差大约只有0.5元左右。

去年新型储能方式爆发，如共享储能，超过10GW。单一发电侧储能经济性较弱，不同发电站共享储能装置，提高利用率，按服务量分摊投资。

2、全球：

电力系统电化学储能新增装机25GWh左右，海外优于国内发展，海外发展更加均衡，核心驱动力在于电力交易高度市场化和补贴政策，美国、欧洲补贴非常到位。

美国：2020年表前市场2.7GWh（400%增长），表后市场0.8GWh（30%增长），全年3.5GWh。美国电网侧、发电侧储能有非常多补贴，加州大停电事件后电网脆弱性凸显，明显加大电网侧投资力度。预计2021年接近8GWh，4GW，同比100-120%增长。

二、储能政策梳理

1、《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》

上周末大制造会议提到，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》两大超预期点，在于储能和增量配电网。

储能：着重强调支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易，明确强调储能作为新的运营主体参与电力市场的可行性和独立地位，可以把弃风弃光、便宜的电存储，实现套利模型，对发电侧储能提升经济性有很大的帮助。

政策细节：“完善支持储能应用的电价政策……完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制……完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。”

过去储能电价政策不明确， 参与调峰调频、黑启动等辅助服务没有非常明确的价格机制（只有少部分省份出台）。清单型文件，可以判断未来潜在政策走向。

近期可能有储能重磅政策出台，去年底能源局已经在紧锣密鼓地编织储能十四五发展纲要，预计两会前后大概率会出重磅储能政策，和意见稿中提到的相关表述、重点可能有较大关系、互有呼应。储能相应的体制机制如果不能健全完善，会制约新能源爆发增长。十三五电力、能源发展规划都是在2017年上半年出台，预计十四五相关政策会在Q2、甚至Q1出台，两会时间窗口相关方案、规划会陆续出台。看好两会前新能源相关板块行情。

2、去年新能源政策梳理：

（1）青海：2021年1月，青海出台首个省级储能补贴规划，青海省境内储能装置发电0.1元/度补贴，新能源发电站发出的电优先消纳、购置。

（2）浙江：2021年10月，浙江出台关于加快新型储能应用的时间政策，对年利用小时数不低于600小时的调峰项目给予容量补贴（初装项目补贴）。储能装置投资1200-1300元/ kW，第一年补贴200元（1/6），后两年补贴退坡。火电机组调频示范项目（k值大于要求），每MW给予一定补贴。温州、义乌等地有额外补贴。

广东个别地市、山东也给予了相关奖励。更多省份还未出台省级补贴政策，后续大概率会逐步跟进。国家层面可能出台补贴政策。

3、市场关注点：

（1）电网储能是否能纳入输配电价？

难度较高，涉及电价调整，最终审批要到国务院、中央，审批周期会非常长，最终出台概率50%左右。

电网的电化学储能预期可能会比之前更好。

南方电网规划了20GW，大部分在发电侧，电网侧只有5GW（以抽水蓄能为主）。但考虑到电化学储能的示范效应和灵活性，可能会逐步向电化学储能切换。

（2）哪些储能政策落地会有积极效益？

价格机制传导：储能调峰调频、辅助服务的收费方式，谁出钱。

强化储能独立市场主体地位，享受和发电主体一样的待遇。

总结：

2021年海外储能非常景气，国内去年政策落地打开增长潜力。未来更多政策落地后，5年内也会有快速增长。

当前时间点，储能仍存在预期差，来自于对相关政策的解读、潜在的政策。

需要从海外占比和含储量中选择有阿尔法和能兑现业绩的公司。