【 储能方向全面爆发 】


今天储能方向全面爆发，圣阳股份、动力源等题材股涨停。为推动新型储能（除抽水蓄能外的新型电储能技术）快速发展，发改委、能源局于4月21日发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》。

1、主要目标：

a）到2025年实现从商业化初期向规模化发展转变，装机规模30GW以上，在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用；

b）2030年实现全面市场化发展，成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。


2、政策方向：

a）发电侧：健全“新能源+ 储能”项目激励机制，包括利用小时，并网时序等等；研究建立储能准入条件，包括参与中长期交易、现货和辅助市场服务；

b）电网侧：建立电网侧独立储能容量电价机制，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；

c）用户侧：完善峰谷电价；

d）推动锂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。

为什么要发展储能？

新能源以电能为主，而电能自身不能储存。任何时刻其生产量和需求量需严格相等，因此传统电源生产连续性和用电需求间断性的不平衡持续存在。

此外，全球范围内可再生能源装机量和发电量占比不断提升。但可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃光现象，增加供需不匹配程度且影响电网的稳定性，储能技术可平抑电能供需矛盾，提高风光消纳维持电网稳定。

国内储能市场有多大？

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。

实现新型储能全面市场化发展后，到2030年，则累计装机规模有望实现5年10倍的增长，储能行业将呈现爆发式增长。

从全球看，储能已经进入爆发期。2020年美国实现装机3.5GWh，同比增长210%，其中共用事业储能增长455%，且占到76%，PPA模式下美国储能安装热度继续高涨，2021年有望冲击10GWh装机大关，出货量有望更高。

欧洲实现装机1.8GWh，同比增长55%，除了户用市场稳定个高成长，公用事业成为更快爆发的场景，核心驱动力在于欧洲高比例的可再生能源装机下，传统的火电、天然气调峰方式因碳排放有逐步退出之势，带给电化学及新型储能的机遇。


目前储能方式由抽水储能在向电化学储能方向发展，到2030年，在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。


【 储能行业投资机会梳理 】


2017年储能相关的征求意见稿为能源局发布，本次升级为发改委、能源局联合发布，这意味着今天的文件可能是储能相关系列文件的纲领，预计后续各领域会有进一步的催化，保障行业健康进入高速发展期。

九点君判断储能行业将从发电侧开始爆发，随后电网侧和户用侧依次进入爆发期。

发电侧：健全“新能源+ 储能”项目激励机制，包括利用小时，并网时序等等；研究建立储能准入条件，包括参与中长期交易、现货和辅助市场服务；


电网侧：建立电网侧独立储能容量电价机制，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；


用户侧：完善峰谷电价；推动锂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。

此前制约行业发展的主要因素是经济性：发电侧配置储能，本质是增加初装成本却无法提升收益（不包括有地补的省份）；电网侧同样如此，电网企业配置意愿不强；用户侧经济性普遍有待提升。

征求意见稿重点在于解决储能经济性，包括发电侧参与中长期交易、提供现货和辅助市场服务、利用小时与并网顺序的倾斜，用户侧扩大峰谷价差等。

此外，电网侧提出将电网替代性储能纳入输配电成本，可能会极大程度提升电网侧配置储能的积极性，预计相关政策落地后，这一环节发展可能会大超预期。

新型电力系统的发展是一个系统工程，难度主要就卡在电网端，目前已经看到电网积极性可能会发生重大变化。

电化学储能产业链上游为原材料供应商，产品包括电池、电池管理系统、储能变流器等；中游厂商包括系统集成商以及储能电站投资运营主体；下游为应用方，包括发电商、电网端、个人或商业用户。

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。

​

我是你们的九点君，这里有故事、有观点、有态度。正文就这么多，没有聊到的，或者大家有什么想聊的，我们留言区见。