光大证券--新能源、环保领域碳中和动态追踪（十一）：加快推动新型储能发展征求意见，规划2025年规模30GW以上【行业研究】

研究报告之久

【研究报告内容摘要】
            
                    事件：4月21日，国家发展改革委、国家能源局就《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。
            
                    新型储能是能源领域碳达峰碳中和的关键支撑。“十三五”以来，我国新型储能（除抽水蓄能外的新型电储能技术）取得了重要进展，但仍存在缺乏规划、缺乏稳定激励、标准体系不健全的问题。为了实现碳达峰碳中和目标，发展新型储能，是提升电力系统调节能力、效率和安全，支撑新型电力系统建设的重要举措。
            
                    2025年新型储能装机规模将达30GW以上。《意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，技术创新能力显著提高，装机规模达3000万千瓦以上。据BNEF数据，2020年全球储能市场新增规模达到5.3GW/10.7GWh，中国为1.2GW/2.3GWh，居全球之首；锂离子电池占储能新增装机规模的比例92%；2021年新增投运规模预计9.7GW/19.9GWh。“十四五”时期，根据各新型储能技术的成熟度与成本，我们认为锂离子电池仍是未来五年新型储能技术的主体，据此计算“十四五”期间储能新增装机复合增速至少92%。
            
                    开展储能专项规划，应用领域各有侧重。《意见》提出，明确“十四五”及中长期新型储能发展目标、各地区规模及项目布局。针对不同储能应用领域，电源侧储能“大力推进”、电网侧储能“积极推动”、用户侧储能“积极支持”，体现了电源侧储能的重要性，这与我们在《储能：碳中和下的新兴赛道，万亿市场冉冉开启——碳中和深度报告
            
                    （三）》中的观点一致，即国内新能源电源侧储能市场将会率先起量。
            
                    健全价格机制、、“新能源++储能”激励机制，储能经济性有望提升。《意见》提出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，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。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，可在竞争性配置、项目核准（备案）、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。这将在制度层面明确储能的盈利模式，储能经济性有望提升。
            
                    推动储能技术多元化，关注氢能、液流电池等前沿储能技术进展。各储能技术当前的发展重点不同：锂电储能持续降本和商业化规模应用；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。我们认为，锂离子电池是未来五年新型储能技术的主体，但仍需关注氢能、液流电池等前沿储能技术的进展。
            
                    健全技术安全标准，行业迎来良性长期发展。《意见》提出建立健全技术标准、检测认证体系、安全管理体系，有利于行业产品质量提升，避免低价竞争，加速行业出清，行业集中度有望提升。另一方面，电池和储能变流器（PCS）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。
            
                    投资建议：在碳达峰、碳中和的大背景下，可再生能源的大力发展离不开大量的储能对于电力系统稳定性的保障。建议关注：锂电池：宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、国轩高科；PCS：阳光电源、固德威、锦浪科技；系统集成：派能科技、盛弘股份；EPC：永福股份。
            
                    风险分析：储能降本不及预期;政策产生不利变化;电力市场改革不利于储能发展。
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