电力储能商业化发展

　　研报最新指出，在碳达峰、碳中和的大背景下，可再生能源的大力发展将离不开大量的储能对于电力系统稳定性的保障。随着海外市场用户需求崛起、碳中和背景下碳成本的内部化，电力储能的商业模式、经济性已打通，今年储能有望高速发展，未来或是电力产业又一万亿市场。

 

　　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）》，或将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。

 

　　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。

 

　　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。

 

　　综上所述，未来电力投资品种配置方面，建议多关注火电、水电中低估值品种，特高压、智能电网等电气化，以及储能设备及建设相关公司。