报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 我国电力行业绿色低碳发展取得新成就，新能源装机规模超火电，但新能源发电波动性挑战电网稳定性，新型储能技术成增强电力系统弹性关键；政策推动新型储能蓬勃发展，其装机规模跨越式增长、分布有特点、项目大型化且长时储能占比提升；新型储能机遇与挑战并存，需突破技术瓶颈、优化市场机制推动市场化发展 [1][2] 各部分总结 行业政策 - 2021 年以来政策为新型储能提供方向指引，预计未来为细分领域和关键环节提供指导和制度保障 [2] - 我国储能领域政策布局可追溯至 2017 年，近年发布多项重要政策明确目标、地位、布局、市场参与等内容 [3][5] - 2021 - 2023 年布局三大场景并细化多方面规划，2024 年发布 700 余项政策推进高质量发展，2025 年产业化发展有望提速；新能源“强制配储”取消转向市场化交易 [6] - 金融支持上，储能纳入绿色金融和专项债券范围，多地出台政策鼓励金融机构支持 [6] 发展现状 - 累计装机规模跨越式增长，2024 年末达 7376 万千瓦/1.68 亿千瓦时，首超抽水蓄能，平均储能时长约 2.3 小时 [8][9] - 装机集中在风光资源大省和用电需求大省，前五大省份新能源装机规模排名靠前，布局分资源驱动和需求拉动两类 [12][13] - 华北、西北、华东地区装机份额合计超 70%，华北受转型和调峰需求推动，西北风光资源丰富且有配储政策，华东经济发达需求旺且技术成熟；东北地区发展慢，受财政、基础设施、扶持力度和气候影响 [15] - 大型新型储能电站加速落地，呈集中式、大型化趋势，单站 10 万千瓦及以上项目装机占比 62.3%；中小型项目有发展机遇 [16][18] - 储能时长结构优化，长时储能占比稳步提升，4 小时及以上项目装机占比 15.4% [19] 机遇与挑战 - 战略机遇：政策红利释放，确立独立市场地位、完善市场机制，地方加大支持；新能源消纳和电网调峰需求强劲，用户侧潜力释放；技术迭代降本，新商业模式带来机遇 [20][21] - 现实挑战：锂电储能依赖锂资源进口、有安全风险、产业链存在问题；非锂电技术产业化滞后；电源侧、电网侧、用户侧储能各有盈利和机制问题；全球贸易环境复杂，影响海外项目布局 [22][23]