电力能源行业评论报告：“十四五”方案出台，新型储能风正帆悬

请务必阅读最后一页的免责条款“十四五”方案出台，新型储能风正帆悬电力能源行业评论报告|2022.2.23事件:近日，国家能源局发改委正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，文件提出，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。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。评论：《“十四五”新型储能发展实施方案》高度重视推动新型储能产业的技术发展以及规模化应用，强调厘清储能价格的传导机制，加快储能在电源侧、电网侧、用户侧的规模化发展，支撑构建新型电力系统。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。到 2030 年，新型储能全面市场化发展，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。我们随着技术进步带动成本下降以及价格机制与市场机制的不断完善，新型储能的类型将不断丰富，行业将迎来快速发展期。强化新型储能技术创新在技术创新方面，《方案》要求以多元化技术、全过程安全技术、智慧调控技术作为重点发展方向，开展储能新材料、新技术、新装备攻关，加速实现核心技术自主化，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。《方案》提出，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上;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。图表 1：新型储能创新体系资料来源：《“十四五”新型储能发展实施方案》，英大证券研究所市场指数走势（最近 1 年）风险因素需求增速不达预期、政策变动风险、产业链竞争格局恶化研究员：刘杰执业编号：S0990521100001电话：0755-83007043E-mail：liujie@ydzq.sgcc.com.cn股票报告网行业研究报告请务必阅读最后一页的免责条款推动电源侧、电网侧、用户侧储能创新应用与规模化发展，支撑新型电力系统新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”变化，储能在电力系统中的重要程度已经被充分认识，发展储能是开发风光资源过程中必不可缺的部分。方案提出，要持续优化建设布局，促进新型储能与电力系统各环节融合发展，支撑新型电力系统建设。推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，充分挖掘常规电源储能潜力，提高系统调节能力和容量支撑能力。《实施方案》进一步细化电源侧、电网侧、用户侧各类应用场景发展模式。在电源侧，要推动系统友好型新能源电站建设，要加快新型储能开发，配合风光电源建设，进而支撑高比例可再生能源基地外送，促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、大规模海上风电开发消纳，提升常规电源调节能力。在电网侧，要合理布局电网侧新型储能或风光储电站，增强电网薄弱区域供电保障能力。在用户侧，灵活多样发展用户侧新型储能，如依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中应用，提高用能质量，降低用能成本。图表 2：电源侧新型储能实施方案资料来源：《“十四五”新型储能发展实施方案》，英大证券研究所完善引导与激励机制，加快储能市场化发展方案明确，要加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，加快新型储能市场化步伐。 一是营造良好市场环境，推动新型储能参与各类电力市场，完善适合新型储能的辅助服务市场机制，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。二是研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。三是创新新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。市场化、商业化的发展要依赖技术进步、成本下降以及合理的价格机制。本方案中提出了诸多针对储能的定价机制。股票报告网行业研究报告请务必阅读最后一页的免责条款图表 3：新型储能价格疏导与项目激励机制应用场景价格疏导与项目激励机制辅助服务市场参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。电源侧引导新能源电站以市场化方式配署新型储能，对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。电网侧建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。用户侧加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差。鼓励用户采用储能技术减少接入申力系统的增容投资。资料来源：《“十四五”新型储能发展实施方案》，英大证券研究所预计“十四五”新型储能行业将呈现爆发性增长本次方案虽未出现具体的装机规模表述，但是突出了发展电化学储能、抽汽储能、压缩空气储能等新型储能的规模化应用的重要性，安排了多个项目试点。从技术创新、应用场景、价格疏导、政策保障等多方面激励新型发展，将促进“十四五”期间我国储能行业的爆发性发展。电源侧配储能需求确定。目前我国对于风光、发电保障性并网规模内的电源侧灵活资源配置并没有全国性的强制要求，但是绝大多数省份的要求配置10%-15%功率，2小时以上的储能。市场化规模部分，能源局要求配置15%*4小时的灵活性资源，电化学储能将是重要组成部分。我们认为，2021年电源侧开始配储能率会快速上升。用户侧需求潜力巨大。当前我国户用分布式光伏配储率较低，但是在美国户用光伏配储积极性高，主要原因是美国用电成本高，储能经济性高。随着峰谷电差拉大以及储能度电成本的降低，预计我国储能户用储能渗透率将逐步提升，商业储能市场也将快速增长。随着峰谷电差拉大以及储能度电成本的降低，预计我国户用储能渗透率将逐步提升，商业储能市场也将快速增长。我们测算，预计2021、2022、2025年国内新增储能需求为6.63GWh、15.49GWh、56.99GWh，其中用户侧弹性较大，也具有一定不确定性；单考虑电源侧的配储需求，预计今明两年将达到10GW以上，且“十四五”期间将维持高速增长。股票报告网行业研究报告请务必阅读最后一页的免责条款图表 3：新型储能规模测算2020202142022E2025E备注电源侧国内风电新增装机（GW）70.050.055.065.0各省强制导致 2021年开始快速提升，抽蓄、灵活性火电占一部分；随着电化学储能成本降低，市场化规 模 逐 步 增 加（15%*4 小时）国内集中式光伏装机（GW）32.7035.9743.1665.65新型储能渗透率4%25%40%50%配储时长（h）2222.5配储功率比例（%）10%11%12%15%增量新型储能容量需求（GWh)0.824.49.4224.50电网侧国内新增风光装机118.70100128.16165.65预计抽水蓄能在电网侧占比高辅助服务理论配套功率比例3%3%3%3%新型储能比例（%）3%4%6%15%配储时长（h)2222增量配储容量需求（GWh)0.210.240.461.49用户侧国内分布式光伏新增装机（GW)16253035渗透率的依赖度电成本的下降以及未来政策变化，海外互用配储比例高配储渗透率（%）1%2%3%15%配储功率比例（%）100%