近日，青海省《關于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施(試行)的通知》，明確表示將積極支持當?shù)匕l(fā)電側儲能發(fā)展，新建新能源發(fā)電項目儲能容量不低于裝機容量10%，儲能時長2小時以上;對于在2021年和2022年投產(chǎn)的電化學儲能項目，自發(fā)自儲設施所發(fā)售電量給予度電補貼0.1元，對使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼，補貼時限暫定為2021年1月1日至2022年12月31日。

業(yè)內人士表示，青海地區(qū)一直是國內儲能項目先行示范區(qū)，此次推出明確儲能補貼及儲能裝機量，或將引起全國范圍內儲能補貼政策落地。隨著儲能的快速發(fā)展、能源互聯(lián)網(wǎng)及特高壓建設力度加大，新能源消納水平有望提升。

事件驅動 青海儲能補貼政策落地 

全國首個針對可再生能源發(fā)電側儲能補貼方案正式落地。

1月18日，青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局聯(lián)合下發(fā)《關于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施(試行)的通知》，對 “新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，如果經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加每千瓦時0.05元補貼。

文件要求，新建新能源項目，儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的10%，儲能時長2小時以上。對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優(yōu)先支持;新建、新投運水電站同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到1：2：0.2，實現(xiàn)就地平衡。

文件明確，優(yōu)先保障消納，電網(wǎng)企業(yè)要與儲能電站企業(yè)簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議和購售電合同，確保“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目和獨立儲能電站優(yōu)先接入、優(yōu)先調度、優(yōu)先消納、優(yōu)先外送，保證儲能設施利用小時數(shù)不低于540小時。

補貼對象為2021年、2022年投產(chǎn)的電化學儲能項目，由電網(wǎng)企業(yè)每月按電量及時足額結算，補貼資金納入電網(wǎng)企業(yè)第二監(jiān)管周期輸配電價降價預留資金統(tǒng)籌解決，補貼時限暫定為2021年1月1日至2022年12月31日。

風光平價之際，在新能源和國內電網(wǎng)綜合能源服務需求提升的背景下，蟄伏已久的儲能產(chǎn)業(yè)鏈有望迎來盼望已久的春天，地方補貼放開有望推動儲能項目經(jīng)濟性提升，行業(yè)發(fā)展加速。2020年以來，國家層面多次提到支持儲能發(fā)展，多省相繼發(fā)布關于發(fā)電側儲能的支持文件，內蒙古、新疆、遼寧、湖北、江西、山東均建議或鼓勵新建設的風電光伏項目可以適配相應的儲能電站來配合電網(wǎng)調度。

行業(yè)前景 電化學儲能市場前景廣闊 

儲能技術是通過特定的裝置或物理介質將不同形式的能量儲存起來，以便在需要時再次利用的技術。狹義來看，儲能技術主要指熱儲能和電儲能技術。傳統(tǒng)儲能技術以抽水蓄能及電化學儲能為主，隨著工藝技術的進步和國家對儲能的重視，多種新型儲能技術已在電力系統(tǒng)的各個環(huán)節(jié)有所運用。

抽水蓄能技術在20世紀90年代就已實現(xiàn)商業(yè)化應用，發(fā)展較為成熟，目前在全球已投運儲能項目中裝機規(guī)模占比最大，但受地理資源條件約束，且具有能量密度低、投資額高等缺陷。而電化學儲能是當前應用最廣、最具潛力的電力儲能技術，其全球的裝機規(guī)模從2016年 的 1.8GW 上 升 2019年 的8.2GW，復合增速65.78%。電化學儲能具有受自然條件的約束小、建設周期短、應用場景廣泛等優(yōu)勢，未來隨著規(guī)模效應體現(xiàn)，成本進一步下降，電化學儲能的發(fā)展前景廣闊。

2020年以來，我國碳減排布署工作加速推進，以實現(xiàn)2030年碳達峰、2060年碳中和的目標。近年來，我國風電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電量占比逐漸提升，但電源結構仍以煤電為主。進一步降低煤電占比，增加新能源發(fā)電成為實現(xiàn)碳達峰目標的必然之路。截至2019年，我國煤碳發(fā)電量占比62%，光伏發(fā)電占比3.1%，風電占比5.5%。未來，新能源發(fā)電占比還有很大的提升空間。

隨著可再生能源并網(wǎng)規(guī)模的逐漸增加，對儲能的需求會進一步增加。當前，政府部門正積極出臺政策要求新能源配置儲能，雖然目前儲能項目盈利性不佳，但在未來，隨著電改紅利釋放，政府將積極促進儲能項目的直接交易與成本分攤，儲能項目有望實現(xiàn)經(jīng)濟性，進一步驅動電源側儲能的增加。

投資機會 磷酸鐵鋰電池產(chǎn)業(yè)鏈受益 

開源證券認為，電化學儲能由于具備較強的響應能力、較小的地理條件約束，且可補償系統(tǒng)的高頻率功率波動，所以越來越多的新項目使用電化學儲能：國內2018-2020年新增儲能項目中，電化學儲能占比分別為29.41%、51.58%、30.36%。電化學儲能占比不斷增長主要源于鋰電池成本的快速下降。

當前國內儲能項目所用電池多為安全性高、性價比高、循環(huán)壽命長的磷酸鐵鋰電池，根據(jù)鑫欏鋰電數(shù)據(jù)，2020年底磷酸鐵鋰方形電池包報價0.625元/Wh，比年初下降28.6%。電化學儲能處于行業(yè)發(fā)展初期，未來隨著磷酸鐵鋰電池循環(huán)壽命、能量密度的進一步提升，電池購置成本將進一步下降，電化學儲能滲透率將進一步提升，預計到2025年，國內新能源發(fā)電側儲能的需求可達85.72GWh，年均復合增速高達126%。

此外，開源證券進一步指出，青海地區(qū)一直是國內儲能項目先行示范區(qū)，此次推出明確儲能補貼及儲能裝機量，或將引起全國范圍內儲能補貼政策落地。當前國內儲能市場普遍使用安全性高、性價比高、循環(huán)壽命長的磷酸鐵鋰電池，寧德時代、派能科技等電池公司、陽光電源、比亞迪等系統(tǒng)集成商、德方納米、湘潭電化等磷酸鐵鋰正極廠將顯著受益。

天風證券表示，隨著儲能的快速發(fā)展、能源互聯(lián)網(wǎng)及特高壓建設力度加大，新能源消納水平有望提升。裝機容量有望保持高速增長，疊加產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展帶來裝機成本下降及發(fā)電效率提升，行業(yè)將逐步擺脫補貼依賴并獲得進一步發(fā)展，風電、光伏發(fā)電運營類資產(chǎn)價值面臨重估。建議關注光伏運營企業(yè)太陽能、林洋能源等;風電運營企業(yè)龍源電力、節(jié)能風電、福能股份、金風科技等。