财华洞察|储能行业获政策扶持，产业链多点开花，下一个千亿级赛道来了？

原創

日期：2021年8月11日 下午9:34作者：慧泽李 編輯：lala

新能源汽车火了，用电却成为一件尴尬的事。比如，白天是用电高峰期，然而电资源的供给却相对趋紧的，晚上是用电低谷期，电资源的供给却相对充裕。这就涉及到一个电网调峰问题。

碳中和的号角吹响后，随着新能源装机量的加大，电网系统调峰能力存在严重不足的现象愈发明显，如何有效的合理分配电资源，是当下的一个焦点难题，在此背景下，国家发改委近期半个月内在储能行业方面多次发声，做出明确性引导。

简而言之，利用新能源发出来的电该怎么样分配与使用的问题，需要储能来解决。

储能将肩负起历史重任，在解决上述难题方面将扮演重要角色。

01历次政策解读

2021年8月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模。

为啥要提出这项通知呢？

当下，新能源发电装机比重提升对电力系统调峰能力需求进一步增加，调峰能力不足问题已经显现。

中国科学院院士陈祖煜曾指出，“在新能源高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动。电网负荷变化规律性强，用电高峰、低谷明显；风电出力随机性、波动性强，预测难度大，大规模接入后极大增加了电网平衡困难。”

如今，电网系统调峰能力存在缺额，不足以支撑高比例新能源消纳。2030年，若保证新能源100%全额消纳，国家电网经营区的调峰能力缺额为3.98亿千瓦；若保证新能源利用率95%，国家电网经营区的调峰能力缺额为1.96亿千瓦。

基于此，此次通知鼓励、允许发电企业购买储能或调峰能力以增加并网规模，可以有两种形式：一是自建储能或调峰资源；二是与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任。

在比例要求上，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，超过20%则具有优先并网优势。

“保障性并网”和“市场化并网”，已经在2021年5月发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中就出现过，其中，“市场化并网”即通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件的项目，并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

调峰服务作为电力辅助服务的一种，在现有的电力市场框架和规则下，储能可参与中长期电量交易，调频、调峰辅助服务市场交易。相关数据显示，目前全国约20个省份（地区）出台了调峰辅助服务市场运营规则，将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，允许其以独立主体身份参与调峰或调频。

这意味着，未来在电网承担的风光保障性并网容量以外，开发企业若想进一步增加项目并网规模，储能建设、购买辅助服务已经成为必选项之一。

可以看出，此后电源企业再也不是单纯的建设、卖电的角色，而是将逐渐承担更多的可再生能源并网并网消纳责任，而消纳的目前最有效的技术路径是用储能先储存起来，再二次分发。

关于储能政策支持，近期多次发生，7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确了储能行业的发展规划与目标，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上。

这个文件算是为新型储能吹响号角。

一周后的7月29日，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。

这份文件是在用电端的电价指引，过去电价是一刀切，随着波峰波谷的电能供给不同，加之调峰难度大，一刀切的政策不再适宜，分时电价的推出，以后白天用电可能贵，晚上可能便宜点，这是从电价角度来引导市场错开用电高峰。

这两份文件都是在鼓励发展储能行业，储能未来的十年在于电化学储能（锂电）和化学储能（氢储能）。

其实，已经有企业走出调峰关键性的一步。比如，在2021年7月，陕投集团赵石畔煤电#1机组成功完成百万机组深度调峰试验，深度调峰能力达到机组额定出力的23%，试验期间机组运行平稳、锅炉燃烧稳定，实现了两台制粉系统不投油的运行工况，为国内1000兆瓦机组深度调峰能力积累了宝贵的经验。

02产业链及个股

储能技术可以分为机械类储能、电气类储能、电化学储能、热储能、化学储能等，其中商业化应用最广的储能技术为抽水蓄能和电化学储能。

目前来看，抽水蓄能是最为成熟、成本最低、使用规模最大的储能技术，主要应用于大电网的输配电环节，占据了储能市场的绝大多数份额。电化学储能指的是以锂电池为代表的各类二次电池储能。

相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧；其中发电侧与输配电侧储能装机相对较大，归为集中式储能，用户侧一般为户用和工商业储能，装机相对较小，归为分布式储能。

储能产业链，上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

储能系统由电池、双向变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）及能量管理系统（EMS）等部分组成，其中电池与变流器是储能系统的核心环节。储能系统整体依靠电池和能量管理系统来控制信息传递，电池组通过储能变流器实现充放电。

结合储能的成本构成来看，根据CNESA，电池成本为储能系统成本占比最高的部分，达到55%，其次是双向变流器PCS）占比约20%。

相比抽水蓄能这一传统的储能技术，电化学储能市场前景空间则更加广阔，吸引产业链各方公司参与其中，而电池厂商与逆变器厂商是目前电化学储能市场的主要参与者。储能具体的产业链结构图如下：

参与上述产业链的相关公司主要包括以下：

1.储能电池系统：宁德时代、比亚迪、派能科技、亿纬锂能、国轩高科、南都电源；LG化学、三星SDI、松下等。

2.储能变流器：阳光电源、锦浪科技、固德威、古瑞瓦特、科华恒盛、盛宏电气；SMA、SolarEdge、Fimer等。

3.储能系统集成：阳光电源、海博思创、沃太能源、海基新能源、库博能源、科陆电子；特斯拉、Sonnen、Fluence 、RES、 Powin Energy等。

其中，有相当一批公司参与了该产业链的多个环节，具体如下图所示：

可以看出，参与储能全产业链的公司目前是比亚迪、宁德时代、LG化学、三星SDI；其次是第二梯队，阳光电源、派能科技、南都电源也参与大部分的产业链。

作者 慧泽李