10月24日，中共中央、國務院正式印發《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》（下稱《意見》）。《意見》指出，要加快推進抽水蓄能和新型儲能規模化應用。
受此消息影響，10月25日，A股儲能板塊“聞風而起”。Wind儲能指數（884790.WI）當日大漲6.04%。其中，上能電氣、國軒高科、德業股份等儲能概念股漲停，盛弘股份、固德威、陽光電源分別大漲13.23%、12.42%、9.30%。
近幾個月來，伴隨著“雙碳”政策的提出以及構建新能源為主的新型電力系統的目標，作為調節新能源波動性、間接性以及實現并網穩定的關鍵，儲能產業一直保持著較高的關注度。
2021年7月23日，國家發展改革委、國家能源局正式聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，從國家層面首次提出裝機規模目標：預計到2025年，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上，接近當前新型儲能裝機規模的10倍，給儲能行業的發展前景和市場規模帶來巨大信心。
新政策出臺的同時，新的公司和資本也在源源不斷涌入這個行業。今年10月中旬，科技巨頭華為聯合中國電建旗下公司，在沙特西北部的未來新城接手了當前全球規模最大的儲能項目，對全球儲能產業的發展具有戰略意義和標桿示范效應。
拿下全球最大儲能項目，華為儲能概念股“躁動”
10月16日，華為數字能源技術有限公司（華為數字能源公司）與中國電建旗下的山東電力建設第三工程有限公司（山東電建三公司）簽約，雙方將共同建設沙特紅海新城儲能項目。
沙特紅海新城儲能項目，位于沙特紅海沿岸，是世界上最大的電池儲蓄設施，儲電量高達1300兆瓦時，可供紅海旅游區完全依靠可再生能源供電，實現完全清潔能源離網供電。
據了解，該項目業主為紅海發展公司，開發商為ACWA Power，后者是沙特本土一家專注于清潔能源發電、海水淡化以及供應的公司；EPC總承包是山東電建三公司，華為負責向該項目提供光儲整體解決方案，包括儲能系統、PCS、通信及管理系統等，還參與方案設計、電網仿真等服務。
紅海新城位于沙特西北部塔布克省，是一座尚處于規劃建設中的跨境城市，定位方向一座智慧型城市和未來的旅游城市，毗鄰紅海、蒂朗海峽以及埃及、以色列和約旦的邊界，規劃總面積超過2萬平方公里，沿紅海海岸線延伸460公里。
據中國電建方面介紹，沙特紅海公共事業基礎設施項目是沙特“2030愿景”規劃重點項目，是沙特方面首次以PPP模式開展公用設施建設，也是中資企業在沙特承建的一個大型基建類綜合體項目，受到沙特政府及社會各界的高度關注。
沙特紅海公用事業技術設施項目主打清潔能源和環境保護，致力于開發綠色無污染的能源供給，包括光伏、儲能、電網、海水淡化、供水管網、廢水處理、固體廢物處理等諸多模塊。
沙特方面計劃在2025年前建成紅海新城的一期項目，該項目建設總成本預計在5000億美元左右。2019年，沙特注資5000億美元成立了一家名為NEOM的封閉式股份公司，由沙特主權財富基金全資持有。
在華為看來，拿下這個全球最大規模的儲能項目，具有里程碑式意義。
“碳中和”目標提出后，構建以新能源為主體的新型電力系統成為大勢所趨，但風電與光伏發電具有間歇性和波動性的特點，這使得配置儲能成為新能源項目并網與安全穩定運行的必要先決條件。
當前，儲能問題技術仍在發展完善當中，安全、成本與原材料、儲能效率都存在亟待解決的技術難題。
在華為智能光伏微信公眾號發布的解析文章中，華為數字能源公司首席執行官、智能光伏業務總裁陳國光表示，該項目的標桿示范意義表現在其為當前全球最大的儲能項目、也是全球最大的離網儲能項目，除此以外還具備經濟性突出、發電成本低于傳統發電方式，真正開啟光儲平價時代，能夠接受紅海沿岸高溫、高濕、高鹽度等極端環境的考驗等。
華為指出，紅海新城這樣大規模應用光伏+儲能來為一座百萬級人口的城市供電，在全球范圍內尚屬首次。據其介紹，該公司本次應用的技術解決了大型光儲獨立組網，安全穩定運行的問題，同時也解決了供電成本的問題，光儲整體系統生命周期度電成本低于10美分。
按照協議，華為智能光儲解決方案將在2022年6月開始交付，項目計劃于2023年3月完工。
簽約全球最大的儲能項目后，“興奮”的不止華為，還有A股的儲能概念股，尤其是與華為在儲能業務層面有往來的上市公司。
10月19日、20日，Wind儲能指數持續上漲。這其中，和順電氣、山東章鼓、晶科科技、圣陽股份、科林電氣、松芝股份等儲能概念股一度掀起漲停潮。
與此同時，目前，A股市場與華為的儲能業務有所往來的公司成為投資者關注的焦點。10月20日，江海股份被某券商機構重點“點名”，稱其作為華為鋁電解、薄膜電容的核心供應商，將受益于華為儲能業務的開拓；10月22日，中熔電氣在投資者互動平臺回應稱，該公司和華為儲能方面有業務合作。
根據21世紀經濟報道新能源課題組的梳理，目前，A股的“華為儲能概念股”主要包括祥鑫科技、京泉華、中富電路、申菱環境、回天新材、中熔電氣、江海股份、永貴電器、中來股份、林洋能源等數家。
光大證券分析認為，國內在碳達峰、碳中和的大背景下，可再生能源的大力發展離不開大量的儲能對于電力系統穩定性的保障，電化學儲能、抽水蓄能等建設進度加快；海外戶用市場需求崛起，電化學儲能市場加速成長。
政策頻頻“點名”儲能，賽道若爆發還需關注哪些層面？
儲能，即是電能的存儲，分為抽水蓄能和新型儲能。這其中，新型儲能以電化學儲能為主。在全部的電化學儲能裝機類型中，鋰電池占比達到92%，是目前電化學儲能的主流模式。
根據《儲能產業研究白皮書2021》，截至2020年，我國已投運儲能項目累計裝機規模為35.6GW。其中抽水蓄能高達31.79GW，占比89.3%，以鋰電池儲能為代表的電化學儲能僅占比9.2%。
2021年，堪稱是儲能行業政策頻發的年份。對于“雙碳”目標的實現，儲能的重要性不言而喻。因此，今年以來，儲能一直成為國家政策的重點關注對象。
4月21日，《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》發布，明確了“十四五”儲能發展目標，到2025年，實現新型儲能的裝機規模將達30GW以上。
7月23日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，再度強調了新型儲能的發展目標。
8月10日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵發電企業自建、購買儲能或調峰能力增加并網規模。
9月9日，國家能源局發布了《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。
此外，關于電價政策的調整，也有利于儲能產業的發展。
7月29日，國家發展改革委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》。該通知進一步完善分時電價，特別是合理拉大峰谷電價價差，有利于引導用戶在電力系統低谷時段多用電，并為抽水蓄能、新型儲能發展創造更大空間。
“峰谷價差套利是儲能產業最廣泛和最重要的商業模式，進一步拉大尖峰電價，無疑是對儲能產業發展起到至關重要的作用。”東方證券認為。
那么，儲能產業鏈究竟如何？又涉及到哪些相關上市公司呢？
首先，在抽水蓄能領域，儲能產業鏈主要包括投資、承包、設備環節。
根據博眾證券的梳理，在投資商環節，主要為國家電網、南方電網等電力企業。這其中，國家電網表示，將向社會開放其擬建抽水蓄能項目，“合作模式一廠一議、靈活選擇，社會資本可參可控”。在承包商環節，抽水蓄能項目主要采用EPC模式，由中國電建等建筑商規劃設計，承擔建設項目。這一環節，目前中國電建份額占比最高，其在國內抽水蓄能規劃設計方面的份額占比約90%，承擔建設項目份額占比約80%。在設備商環節，哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股等公司成為主要設備供應商，行業競爭格局長期較為穩固。
在電化學儲能領域，產業鏈則相對較為復雜，所涉及上市公司較多。在此，21世紀經濟報道新能源課題組僅列舉部分公司。
新型儲能的產業鏈包括上游原材料及設備、中游儲能系統及集成、下游電力系統儲能應用。
其中，上游原材料主要包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜以及結構件等；上游集成系統設備主要包括涂布機、攪拌機等。中游儲能系統及集成一般包括電池組、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）以及儲能變流器（PCS）四大組成部分。下游應用場景主要包括發電側、電網側和用戶側的電力系統儲能。
根據課題組的梳理，目前在儲能行業產業鏈上游設備提供商的代表企業有寧德時代、比亞迪、派能科技、國軒高科等；電池管理系統代表企業有星云股份、均勝電子、深圳科列、寧德時代、國新動力等；能量管理系統代表企業有國電南瑞、華自科技等；儲能變流器代表企業有陽光電源、盛弘股份、科華恒盛、華為等。
中游儲能系統集成商代表企業有陽光電源、科陸電子、海博思創、南都電源、盛弘股份、國軒高科等；儲能系統安裝商代表企業有永福股份、特變電工、中國電建、中國能建等。
而下游應用場景的代表企業有國電電力、大唐發電、許繼電氣等。
從市場空間上看，未來，電化學儲能將迎來巨大的發展空間。而包括后期政策制定的趨勢在內，整個儲能行業將更會強調安全性、良好的準入性以及經濟性。
在安全性層面，國內外近些年來屢屢爆出儲能電站爆燃事故，因而后續政策中將會反復看到安全性條款，包括行業標準、規范的制定以及監管措施的推出；在準入性層面，儲能電站將作為市場主體參與到整個電站的實際接入、運營之中。
值得注意的是，何時具備成熟的商業模式，將直接決定儲能賽道的爆發時點。這涉及到兩個方面：成本和市場化交易機制。
對于儲能系統來說，成本問題是電化學儲能難以繞開的挑戰，電化學儲能的大規模商用會涉及到度電成本的規劃。據悉，在目前眾多的電化學儲能模式中，鋰電池依舊是性價比最高的選擇，但其電池成本顯著高于新能源發電的度電成本。不過，全球范圍內的電池儲能成本已大幅下降，預計到2030年，獨立鋰離子電池的價格將從2011年的1100美元/千瓦時下降至58美元/千瓦時。
市場化交易機制是儲能能否大規模推廣的另一個關注點。受益于燃煤發電上網電價市場化改革，工商業用戶全面執行市場化分時電價、擴大峰谷價差將進一步驅動儲能發展，儲能的“投資品”屬性愈發凸顯，工商業配儲空間全面打開。而未來，隨著市場化交易機制的成熟，更多的儲能單元將在能量的時間存儲方面體現更大的價值。
