从政策面看储能发展

近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。本周我们结合相关政策对储能发展进行分析。

核心观点

▍为什么发展储能：平衡电力供需波动

传统能源发电的持续性、新能源发电的不确定性和用电需求的间断性决定了电力供需波动持续存在，而储能可平抑电力供需波动。在我国能源转型大趋势下，储能的作用日益凸显，其应用范围涉及发、输、配、用各个环节。在发电侧，储能的主要作用为辅助调频，使电源更具可控性，还能平抑新能源发电的波动性，减少能源浪费，从而促进新能源的消纳；在电网侧，储能可缓解线路阻塞，有效降低网损成本；在用电侧，储能系统可通过谷充峰放实现峰谷价差套利，以及削减用电尖峰，为大工业用户节省容量电费。

▍国家层面：储能政策频出台，奠定发展总基调

国家级储能相关政策频繁出台。2021年3月，十四五规划提出，要提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。2021年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。国务院于2021年10月26日印发《2030年前碳达峰行动方案》指出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。近日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。

▍地方层面：配置要求、补贴政策齐提出，助力产业快发展

从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，较多省份都明确提出了配置储能的要求。具体来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。补贴方面，各地补贴依据和补贴额度差别较大。各地根据放电量、投资总额、容量电价、调峰等不同指标给予相应补贴，且价差很大。

▍投资建议

在碳达峰、碳中和背景下，以风电、光伏为代表的新能源发展迅速，装机规模持续攀升。国家密集出台相关储能利好政策，持续优化新能源消纳水平。未来储能规模有望快速扩张，全方位深度参与电力全产业链变革，平衡电力供需波动。具体标的方面，储能运营标的建议关注【文山电力】【万里扬】【宝光股份】，储能EPC标的建议关注【南网科技】，储能温控标的建议关注【高澜股份】。

▍风险提示：政策推进不及预期、行业技术进步放缓、用电需求不及预期、储能装机规模增长不及预期、后续储能行业相关配套政策出台进度不及预期等。

正文

1. 从政策面看储能发展

近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。本周我们结合相关政策对储能的发展进行分析。

1.1. 为什么发展储能：平衡电力供需波动

能源转型趋势下，储能的作用日益凸显。电力是即发即用、无法直接储存的能源形态，因而在电力供需两端频繁波动的背景下，为保障电能质量的稳定，调度单位需要实时平衡。而储能是将电能转化为其他形式的能量存储起来，并在需要时转化为动能、势能等。储能具有环境适应性强、配置方式灵活、建设周期短等优势。在我国能源转型大趋势下，储能的作用日益凸显，其应用范围涉及发、输、配、用各个环节。

1.1.1 发电侧：辅助传统电力调频，促进新能源消纳

传统发电领域：储能辅助调频。在传统发电领域，储能在发电侧的主要作用为辅助调频，使电源更具可控性。一般适用于电源灵活性较差的地区，例如山西、内蒙古等火电装机为主的省份，通过配置功率型储能电池，可以增加机组整体的响应性能。

新能源领域：储能可平滑出力波动，促进新能源消纳。由于风电、光伏等新能源发电具有较强的随机性、波动性和间接性。因此，新能源高比例接入电力系统后，将导致发电波动大幅增加，增加了维持电力供需平衡的难度。而储能系统可以跟踪新能源发电出力计划，在出力低谷时储能系统输出功率，在出力尖峰时，储能系统吸收功率。因此，储能系统可平抑新能源发电的波动性，从而减少能源浪费，促进新能源的消纳。

1.1.2 电网侧：缓解电网阻塞，降低网损成本

储能系统置于线路上游，缓解电网阻塞。发生线路阻塞时，位于上游的储能系统吸收未能输出的电能，并在线路负荷较小时再输出电能，可以有效缓解电路阻塞情况。

储能可有效降低网损成本。峰负荷时的电价高，相应时段的网损成本也更高，通过安装储能系统可有效提高电网的输配电能力，从而降低网损成本。根据《中国电网侧储能在典型场景下的应用价值评估》中的测算，在单回10千伏输电线路、末端负荷供电案例下，安装1兆瓦时储能即可降低网损率约1%。

1.1.3 用电侧：峰谷价差套利，容量电费管理

谷冲峰放，价差套利。我国大部分地区采用分时电价体系，将一天按负荷曲线划分为峰、平、谷三个时段，并对应峰、平、谷三种电价，在分时电价体系下，峰时用电成本高于谷时用电成本。用户安装储能系统后，在谷时充电、峰时放电，实现了峰谷价差套利从而降低用户的用电成本。

削减用电尖峰，降低容量电费。我国对供电部门大工业企业实行两部电价制，即用与容量成比例的固定基本电价和与用电量成比例的变动电价来决定电费。工业用户可利用储能系统在负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，从而降低整体负荷，减少容量电费。

1.2.国家层面：储能政策频出台，奠定发展总基调

近年来，国家级储能相关政策频繁出台，助力产业发展。2020年11月，国家能源局发布《首批科技创新（储能）试点示范项目名单》，就可再生能源发电侧、用户侧、电网侧、配合常规火电参与辅助服务等4个主要应用领域共8个项目开展示范。2021年3月，十四五规划提出，要提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。2021年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。2021年10月出台的《2030年前碳达峰行动方案》中提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。

近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高、核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善。产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

其中，到2025年，《“十四五”新型储能发展实施方案》对电化学储能的系统成本做了定量化的目标：系统成本降低30%以上；而其他技术路线则给予了阶段性的目标：火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热(冷)储能等长时间尺度储能技术取得突破。

储能装机目标方面，本次方案并未提及储能装机目标，而是更加强调应强化技术攻关，构建新型储能创新体系；积极试点示范，稳妥推进新型储能产业化进程等内容。此前，国务院于2021年10月26日印发《2030年前碳达峰行动方案》曾指出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。

1.3 地方层面：配置要求、补贴政策齐提出，助力产业快速发展

从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，较多省份都明确提出了配置储能的要求。具体来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。安徽在《2021年风电、光伏发电开发建设方案》中要求的配置比例较高，光伏项目要求配置14%~35%*1小时的电化学储能；风电项目指标1426MW，配置40%~98%*1小时的电化学储能。

补贴方面，各地补贴依据和补贴额度差别较大。各地着眼放电量、投资总额、容量电价、调峰等不同指标给予相应补贴，且价差很大。据《中国能源报》，这主要是因为一方面，当前储能技术路线较多，电化学储能、物理储能等技术没有占据绝对主导地位，新技术也在不断涌现，且不同应用场景中储能的投资差异颇大，发挥的效果不一。另一方面，各地的补贴政策也与地方财力、招商引资的力度以及对储能的需求相关。

1.4 投资建议

在碳达峰、碳中和背景下，以风电、光伏为代表的新能源发展迅速，装机规模持续攀升。国家密集出台相关储能利好政策，持续优化新能源消纳水平。未来储能规模有望快速扩张，全方位深度参与电力全产业链变革，平衡电力供需波动。具体标的方面，储能运营标的建议关注【文山电力】【万里扬】【宝光股份】，储能EPC标的建议关注【南网科技】，储能温控标的建议关注【高澜股份】。

2. 环保公用投资组合

3. 重点公司外资持股变化

截至2022年2月25日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.71%、0.47%、1.54%、2.46%和16.58%。较年初（1月3日）分别变化+0.50、-0.04、-0.08、-0.12和-1.25个百分点，较上周分别变化+0.08、-0.01、-0.04、-0.02和-0.28个百分点。

4. 行业重点数据跟踪

煤价方面，截至2022年2月25日，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价为1113元/吨，较去年同期增加545元/吨，同比变化+96.0%，较2022年1月4日788元/吨环比变化+41.2%。

库存方面，截至2021年2月25日，秦皇岛港煤炭库存总量为491万吨，较去年同期减少114万吨，同比变化-18.8%，较2021年1月1日477元/吨环比变化+2.8%。

5. 行业历史估值

6. 上周行情回顾

7.上周行业动态一览

8.上周重点公司公告

报告来源：天风证券股份有限公司

报告发布时间：2022年2月28日

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