近日，国家发改委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施发案》(下称“实施方案”)。我们认为，继2021 年7 月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(下称“指导意见”)后国家层面再次出台储能行业发展政策，凸显储能行业在“双碳”目标和新型电力系统中的战略地位。
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《实施方案》提出储能应用场景、收益模式多样化，我们认为“市场+补贴”有望提振项目经济性：1)发电侧：将通过进一步拉大峰谷电价差和辅助服务市场来完善储能价格传导机制；风光大基地建设有望进一步带动发电侧储能装机，我们测算2022-25 年发电侧储能新增装机或突破100GWh；共享储能有望给新能源配储项目带来竞争性配置、保障小时数等多重优惠。2)输配电侧：以提升线路利用率、延缓输配电资产投资、升级应急保障能力为主要应用，成本有望纳入电网输配电价回收。3)用户侧：通过灵活的电价政策来引导储能的电费管理、能效提升等价值服务于业主用户，同时间接增强电力系统接纳更高比例可再生能源的潜力。
鼓励新型储能多元化技术路线发展，电化学储能有望支撑储能率先步入商业化。《实施方案》提出到2025 年新型储能步入规模化发展阶段目标，其中电化学通过技术迭代、系统成本降低30%以上，对应我们测算发电侧光储/工商业储能项目IRR将提升至15.6%/17.7%(考虑20%贷款)，具备商业化启动条件。而储氢、压缩空气储能、飞轮储能等则以技术突破为目标，为碳达峰之后的能源发展蓄力。
看好发电侧、电网侧储能双轮驱动，我们预计“十四五”期间累计装机规模有望超过160GWh.我们认为发电侧和电网侧储能有望率先发力解决新能源消纳问题，用户侧储能未来有望受益于电价改革带来的经济性驱动。
与21 年的《指导意见》相比，2025 年装机30GW的目标表述在文中并未体现。目前各省规划明确的储能装机目标已超出90GWh.我们认为，随着大型风光基地的进一步建设，装机规模超出160GWh的可能性较大。
