摘要：我们预计“十四五”期间中国储能行业将出现爆发式增长，主要是由于：(1)风电和光伏等新能源在电源占比的提高,其波动性和间歇性为储能带来前所未有的需求;(2)2021年中央对新型电力系统和新型储能的清晰定位,配合地方密集出台多项有关储能的细化实施方案，将为后续的项目投资带来足够的诱因和确定性;(3)在技术持续提升下,电化学储能等新型储能成本将迎来长期成本下降和效益提升的趋势。本报告包括对储能行业的政策详细梳理、各项储能技术的介绍、成本对比以及产业链的上市和非上市公司的总汇。可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会。随着风电、光伏等新能源发电占比逐步提高，电力系统呈现“双峰”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备）、“双高”（电网夏、冬季负荷高峰）及“双侧随机性”,对电网安全性和稳定性将提出更高的要求，对调峰调频、稳定运行等需求增加。因此，储能市场将在未来迎来重大机会窗口。政策层面：顶层设计已完成。2021年7月，发改委和国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确储能装机量的量化目标：到2025年，新型储能装机（抽水蓄能以外技术）规模达30GW以上，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，向全面市场化发展。此外，近日出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》更是为国内储能行业带来实质性利好。《通知》提出鼓励新型储能可作为“独立储能”自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。地方政府积极出台政策。目前地方政府更多倾向于出台发电侧政策。当中可分为两大类：1）强制配置，2）鼓励配置，在审批项目给予评分倾斜或优先支持。截至目前，全国已有21个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。综合而言，大部分省份或地区的配储比例为不低于装机容量的10%，配储时间为2小时以上。部分地区（例如内蒙古、湖南、河南、广西等地）的新能源项目配储要求甚至达到15%~20%以上,形成刚需。抽水蓄能是目前应用最广泛的技术,增长趋势确定性高。不论是在全球范围还是中国,抽水蓄能占累计储能规模均超过86%。截至2021年底，中国抽水蓄能累计装机达到39.8GW。根据国务院2030年碳达峰行动方案,预计到2030年装机规模将达到120GW。预计新型储能将爆发式增长。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，可选择大规模或分布式布局。此外，新型储能同时具备多种功能，可以起到调峰、调频等作用。全球新型储能去年占总储能规模的~13%，目前电储能为主流技术,当中分为：1）物理储能：压缩空气储能和飞轮储能等；2）电化学储能：锂离子电池、钠硫电池、铅碳电池和矾液流电池。其中,锂离子电池目前在新型储能中占比为90%。截至2021年底，中国新型储能累计装机规模只有5.73GW，假设以发改委2025年规模30GW目标计算，年复合增速高达51%。主要受惠标的：抽水蓄能方面，中国电建(601669CH)在国内抽水蓄能规划设计和承建项目方面拥有絶对的市场份额优势；新型储能方面，关注在储能系统集成具备领先优势的阳光电源(300274CH)和锂电龙头宁德时代(300750CH)。

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