每次开两会，有个板块大概率会涨，它是......

储能。

在古代对于粮食，有句名言叫作“国家大本，食足为先”。和平年代，粮食的流通是国计民生的基础，而粮食的储备则是国家长远战略。两国交战时，更是有“兵马未动，粮草先行”的说法。

粮食的重要性，让历代帝王都明白储粮的要害所在。历史上的刘邦和朱元璋都曾指出要“广积粮”。

如今，因为工业化，粮食的范畴也被扩大了。

石油、煤炭这类能源之于现代国家的重要性，已经类似五谷之于古代国家的重要性那样，它们关乎到整个国家的社会稳定、民众的生活。因此，能源被称为“工业的粮食”，它的储备也关系到国家战略安全。

随着化石能源向新能源的转型，新能源的储备问题也被提上日程：

2022年2月10日，国家发改委、能源局印发了《”十四五“新型储能发展实施方案》（简称《实施方案》）。《实施方案》指出，到2025年新型储能步入规模化发展阶段，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。

2022年2月23日，人民日报刊登的国家电网董事长辛保安讲话中提到“要加大特高压和配套电网建设力度”。值得一提的是，关于储能配套建设，辛保安给出了远超市场预期的数字......

不仅如此，在近15年来的“春节到两会闭幕前”期间，相关电力设备新能源指数上涨的概率为60%，两会闭幕后一个月上涨概率也能达到46.7%。

而储能板块有望跟着这个趋势继续受益甚至扩大受益。

新能源发电的特点

这是由我国的基本国情、新能源发电特点共同决定的。

众所周知，我国的能源结构是“富煤，贫油，少气”，这种结构决定了通过烧煤发的电是我国长期以来的主力电源。即使多年以来我国的电源结构清洁化程度在不断提升，但燃煤发电量的占比在2020年仍高达61%。

燃煤发电碳排放量过大，与2020年9月我国明确提出的“碳达峰”与“碳中和”目标难以调和。所以新能源发电是我国平衡好国家发展和“双碳”目标的重要举措。

光伏发电和风力发电被大力推广，相关板块在这两年也是火热。根据国家能源局发布的最新数据显示，2021年我国风电、光伏发电新增装机规模已经超过1亿千瓦。

但是风力和光伏发电的随机和地区差异性很大，也不太可控。

想象一下——大自然的风时强时弱，不同地形的风速度不同；晴天雨天的光照强度不一样。新能源发电的灵活性难以与电力需求负荷曲线相匹配。

所以如何提前储蓄电力能源、更好地在供与需之间灵活把控变得很重要。

早在2016年3月，“发展储能与分布式能源”就被列入“十三五”规划百大工程项目，这是储能首次进入国家发展规划。

此后，在国务院及各部委历年发布的“国家战略新兴产业规划”“中国制造2025”“能源革命创新行动”“可再生能源发展”这种国家级别的重要文件中都明确提到，如何高效储能、如何储能技术创新、推进储能技术的应用等任务和目标。

2017年已经出台了首份行业政策性指导文件，再到2020年以来，国家相关部门已经至少发布了7份关于推进储能技术和产业发展的文件。

如果包括开头提到的2022年刚刚发布的《”十四五“新型储能发展实施方案》，2016年到2022年年初，在储能方面发布的国家或者部委级别的文件至少超过了16份。

储能的重要性不用强调了，那储能可以分为什么类型呢？

电化学储能

储能可以分为三大阵营：机械储能、电磁储能和电化学储能。

机械储能又分为抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能，其中的抽水储能是目前技术最成熟应用最广泛的方式。

抽水蓄能的原理类似于在某个有高度差的上下游同时挖一个水库，发的电多出来的时候就把下游的水抽上来，发电量不够的时候就把上游的水放出去发电。

这个是不是有点眼熟？

是的。抽水储能通常是作为火电厂或大型集中式光伏发电站的配套措施，目前大概有30多个GW的抽水储能规模，相当于我们的长江三峡水电站装机量。

很明显，抽水储能的方式受地域限制比较大，而且有明显的天花板，在资本市场上，想象力不够。

所以，电化学储能才是关注的重点。电化学储能主要应用在光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。

根据中国能源研究会储能委员会的不完全统计，截止2020年，全球已投运的储能项目中，电化学储能的累计装机量为14.2GW，当年全球电化学能源的新增装机规模达到4.7GW，超过2019年新增投运规模的1.6倍。

  （图片源自网络）

2020年我国、美国和欧洲地区的总占比达到总规模的86%，并且投运的新增电化学储能规模都达到GW级。

其中，我国是全球电化学能源储能规模发展最快的国家。根据CNESA，2020年全国新增投运的电化学储能项目装机功率达1559.6MW，新增装机规模再次位列全球首位。截止2020年底，我国累计投运的电化学储能项目装机规模已达3269.2MW，与上一年相比增长了超过90%。

（图片源自网络）

收益模式

电化学储能现在的主要收益模式是调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利。

（“调峰”是指储能系统通过“将谷时的发电进行储存并在用电高峰时放电”来有效降低弃光率，平衡供需。）

调峰的收益难点在于电化学储能利用率低，倘若平均调峰电价达不到0.7元/kwh，电化学储能参与调峰服务的收益甚至都无法覆盖其自身增加的成本。改造后的火力发电的经济成本甚至都比它好。

不过，随着我国风电光伏大基地建设的推进，部分省市的新能源装机占比已经达到很高的比例，这些省区的系统调峰服务需求会显著增加，服务次数以及服务价格会有望推高，从而有利于改善电化学储能调峰收益。

在套利方面，电化学储能可增加新能源出站电力的可控性，帮助其规避市场价格风险以及可以将部分低价时段的新能源电量转移到高价时段出售，扩大价格套利。

另外，电力辅助服务有偿化且逐步向用户分担也会让这种情况改变。电力辅助服务有偿化且逐步向用户分担是我国电力市场改革的重要方向。

2021年12月发布的《电力辅助服务管理办法》强调了“谁受益，谁承担”。在《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）政策》中，首次明确电力辅助服务的费用由直接参与交易和代理购电的全体工商户承担。

这说明在经济更发达的省区，工商业电价有望维持较大的峰谷差值，若能长期超过0.7元/kwh，电化学储能就足以通过峰谷套利收益其覆盖自身增加的成本。

根据北极星储能网数据，2022年1月电网代购峰谷电价波动，我国多个省区的一般工商业和大工业峰谷价差都超过0.7元/KWh，广东和浙江地区的甚至超过1元/KWh。

说明电化学储能在我国的部分省区工商业用户场景已具备经济性。

通过以上分析，电化学储能大有可为。

而且相关板块在2021年12月开始过大幅下跌，估值低于历史中位数，建议可以关注一下电化学储能相关的特高压网、锂电池龙头企业。