环保公用投资策略报告：核电、储能或迎大发展（31页）

《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，“明确新型储能独立市场 地位，2025 年储能将步入规模化发展，2030 年实现新型储能全面市场 化，基本满足构建新型电力系统需求。”。目前电化学储能研发脚步进 一步加快，各项技术、产业试点稳步推进，未来电化学储能成本将下降 30%。抽水蓄能电站建设成本约为 6 元/瓦，度电成本仅为 0.21-0.29 元 /千瓦时，当前具有一定成本优势。

1、工信部等六部门联合印发《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的 指导意见》 

意见提出，发挥碳固定碳消纳优势，协同推进产业链碳减排。有序推动石化化工 行业重点领域节能降碳，提高行业能效水平。拟制高碳产品目录，稳妥调控部分 高碳产品出口。提升中低品位热能利用水平，推动用能设施电气化改造，合理引 导燃料“以气代煤”，适度增加富氢原料比重。鼓励石化化工企业因地制宜、合 理有序开发利用“绿氢”，推进炼化、煤化工与“绿电”、“绿氢”等产业耦合 示范，利用炼化、煤化工装置所排二氧化碳纯度高、捕集成本低等特点，开展二 氧化碳规模化捕集、封存、驱油和制化示范。学品等。

2、国家能源局：培育壮大乡村可再生能源产业 

国家能源局印发 2022 年乡村振兴定点帮扶和对口支援工作要点的通知，提出培育 壮大乡村可再生能源产业。 风电项目建设。加快通渭县寺子川 10 万千瓦风电项目、清水县黄门 5 万千瓦风储 一体化电站项目建设，力争 2022 年底前建成并网运行。指导三县开展新建风电开 发证。 光伏项目建设。积极推动通渭马营镇 10 万千瓦集中式光伏电站、清水黄门 10 万 千瓦农光储一体化电站项目建设，力争 2022 年底前建成并网运行。支持三县分布 式光伏项目有序建设并网。指导通渭县建设孟河村光储微电网试点项目。 

抽水蓄能项目规划建设。指导清水县开展黄龙抽水蓄能电站项目前期工作。在条 件成熟的前提下，将信丰抽水蓄能项目滚动列入“十四五”重点实施项目库。生 物质能开发利用。鼓励通渭、清水县在生物质资源丰富的中心村、易地扶贫搬迁 安置点开展生物质供暖试点，探索生物质资源开发利用新模式。 生物质能开发利用。鼓励通渭、清水县在生物质资源丰富的中心村、易地扶贫搬 迁安置点开展生物质供暖试点，探索生物质资源开发利用新模式。 农村清洁能源创新利用。协调支持通渭多能互补帮扶示范项目、清水陇东南清洁 能源示范区项目建设。指导三县有条件的易地搬迁新村、中心村、大型农村社区 创新生产生活用能方式，提升农村可再生能源利用水平。

3、国家发改委：发展分布式光伏，建设南方重要的能源资源储运基地

 国家发改委发布关于印发《北部湾城市群建设“十四五”实施方案》的通知。加 快构建多元化低碳清洁能源体系，建设北部湾海上风电基地，因地制宜发展分布 式光伏和分散式风电，在确保绝对安全的前提下推动防城港、昌江、湛江等核电 项目建设。建设南方重要的能源资源储运基地。依托钦州、茂名等沿海油品码头 和北海 LNG 接收站，打造辐射周边地区的海上天然气枢纽和油气储备基地。稳步 推进南海油气资源和天然气水合物勘探开发。

专题研究：新型储能发展方案保障新能源电力系统顺利转型

《“十四五”新型储能发展实施方案》发布，计划 2025 年储能步入规模化发展， 2030 年实现全面市场化，并提出了六大发展重点。 一是明确发展目标，计划 2025 年储能步入规模化发展，电化学储能技术性能进一 步提升，到 2030 年实现新型储能全面市场化，电化学储能技术性能进一步提升， 系统成本降低 30%以上。 二是要强化技术攻关，构建新型储能创新体系。

（1）加大关键技术装备研发力度， 重视电化学储能的元化技术开发。开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、 液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集 成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、 固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。

（2）重视全过程 安全技术，突破电池本质安全控制、电化学储能系统安全预警、系统多级防护结 构及关键材料、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术，支撑 大规模储能电站安全运行。突破储能电池循环寿命快速检测和老化状态评价技术， 研发退役电池健康评估、分选、修复等梯次利用相关技术，研究多元新型储能接 入电网系统的控制保护与安全防御技术。

（3）重视全电网的智慧调控技术，确保 破解高比例新能源接入带来的电网控制难题。 三是要积极试点示范，稳妥推进新型储能产业化进程，对各项新型储能技术设立 技术示范应用试点。 四是要推动规模化发展，支撑构建新型电力系统，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。 五是要完善体制机制，加快新型储能市场化步伐，推动新型储能参与各类电力市 场。六是要推进国际合作，提升新型储能竞争优势，完善国际合作机制，推动技术和 产业国际合作。

储能是新能源电力系统顺利转型的有效保证

近年来，我国新能源电力发展迅猛，2021 年，我国共计完成发电量 83,768 亿千 瓦。其中新能源发电量 27,305 亿千瓦，占比已达 32.6%。风电、太阳能、核电和 水电分别占比为 7.83%、3.91%、4.86%、和 16%。新能源电力系统的构建对我国电 力系统灵活运行也提出了更高的要求。

从电力需求端来看，随着我国经济的大跨步前进，工业生产和居民生活中的电器 数量越来越多，对电力供应量和稳定性都提出了更高的要求。 从供给端来看，新能源在电力供给中所占比例持续上升，未来将成为我过电力供 应的中坚力量。然而，风电和太阳能发电等新能源电力受到不可控因素的影响较 大，发电能力具有较强的随机性、波动性和间歇性特点，以风电和太阳能发电为 主的新能源电力系统存在较强的不可控性，严重影响电力系统的频率稳定性和电 压的稳定性，难以保障社会用电需求。

风电主要受到来风情况影响，太阳能发电也易受到云层情况的制约，尤其在极寒 天气下，光照情况较差且风机受到温度影响无法工作，势必会造成大范围内电力 供应紧张，甚至是断电情况。近年来，国内外受到风电光伏等新能源电力供应不 稳定而造成的用电困难情况频发，电力短缺、清洁能源的不稳定性，可能会令一 些地方政府重新押宝煤电，新建大型煤电机组，这极大程度上影响了我国达成“双 碳”目标的达成以及向新型电力系统的顺利转型。 因此，在保证社会正常的用电质量的情况下，实现以新能源为主的新型电力系统 转型，必须有大量的储能灵活资源作为支撑，通过储能资源的调配保持电压频率 稳定、以及可靠的备用电源。

目前，我国储能市场主要电化学储能和抽水蓄能两部分，为调频、调峰两大手段 

前者对于放电的响应时间及速度要求较高，须达到秒级、分钟级的水平，后者则 对放电持续时间要求较高。抽水蓄能由于响应时间一般在 7 分钟以上，但能做到 持续 4-6 小时的放电，因此被主要用于调峰端，而电化学储能则应用于调频端。 电化学储能主要利用电池充放电进行电力调节，抽水储能电站兼具水泵抽水蓄能 和水轮机发电两种工作状态，在电力负荷低谷时，利用电动机和水泵水轮机将下 水库的水抽至上水库，完成电能向势能的转换，在电力符合高峰时，将上水库的 水下放至下水库并利用水泵水轮机发电，完成势能向电能的转换。

目前，由于电化学储能成本较高，而抽水蓄能有着安全、经济、稳定、有效、及 时、大规模的调节电能的特性，是当前及未来一段时期满足电力系统调节需求的 关键方式，是我国储能行业的首选。目前，我国抽水蓄能约占我国储能市场的 89.18%，处在绝对优势地位，电化学储能约占我国储能市场的 9.19%。 

电化学储能成本有望下降，抽水蓄能仍保持成本相对优势

储能电站的建造及度电成本来看，电化学储能电站建设成本约为 2 元/瓦，度电成 本约为 0.61-0.82 元/千瓦时，根据《“十四五”新型储能发展实施方案》规划来 看，目前电化学储能研发脚步进一步加快，各项技术、产业试点稳步推进，未来 电化学储能成本将下降 30%。抽水蓄能电站建设成本约为 6 元/瓦，度电成本仅为 0.21-0.29 元/千瓦时，较电化学储能在成本方面具备明显优势。在考虑电化学储 能降低成本 30%的情况下，抽水蓄能度电成本依然能够保证相对优势。 

《“十四五”新型储能发展实施方案》进一步推进储能市场化进程 

《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，“明确新型储能独立市场地位，2025 年储能将步入规模化发展，2030 年实现新型储能全面市场化，基本满足构建新型 电力系统需求。”电化学技术、产业试点规划详细，发展目标明确，储能市场化 进程进一步加快。

核心观点：碳中和背景下，推荐新能源产业链+综合能源管理

1、电力市场化改革推进，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新 能源建设成本不断下行，新能源运营商具备“三重”确定性，“量”—风光装机 增速具备高确定性；“价”—火电价格上浮，叠加绿色溢价，绿电盈利空间打开； “业绩”—今年低价风机和抢装海风确保明年业绩 

2、政策推动煤炭和新能源优 化组合，长协煤价+长协电价政策有望落地，联动机制形成，煤电市场化交易扩大， 火电盈利拐点出现。

3、新能源为主新型电力系统建设，深度利好新能源发电商、 电能综合服务。