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。
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