▍从湖南方案看储能支撑新型电力系统发展的立足点和方向。
据报道，10月湖南省发改委印发《湖南省推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》（简称“《方案》”）的通知，湖南省在经历了2020年底电力供需紧张后，近年来持续加快新型电力系统升级建设，推动包括特高压交直流入湘、多能互补、储能建设等多方面发展，对于研究省级电力系统建设及储能政策发展具备较强的参考性。本次《方案》中涉及储能行业发展的主要包括以下三个方面：
1）从整体新型电力系统配套来看，《方案》要求加快推动抽水蓄能电站开工建设，有序推进煤电灵活性改造，在负荷中心布局大型天然气调峰电厂，加快新型储能规模化应用，支持新能源合理配置储能系统。《方案》还要求支持风电、集中式光伏发电项目、用电企业、综合能源服务商合理配置储能电站，建设一批电网侧集中式共享储能项目，直接建设模式与共享模式继续保持协同推进的状态。
2）从具体储能技术路线选择来看，抽水蓄能作为目前技术成熟的大型容量储能技术，配合国家能源局中长期规划，建设规模大、进展快——《方案》预计湖南到2025年全省抽水蓄能电站装机规模达到155万千瓦，到2030年力争抽水蓄能电站装机规模达到2000万千瓦左右。同时，推动电化学、压缩空气、氢（氨）、热（冷）等不同类型储能在电网侧、电源侧、用户侧等应用。《方案》鼓励在长时储能领域开展器件与系统集成研究攻关，主要包括长寿命、低成本、高安全的锂离子电池，高功率液流电池关键材料、电堆设计以及系统模块的集成设计，大规模压缩空气储能电站和高功率液流电池储能电站系统，大功率飞轮材料以及高速轴承等关键技术、电介质电容器等电磁储能技术，电化学超级电容器。
3）从电价政策机制来看，《方案》提出一方面从电源及用电侧对电力系统建设加以引导，包括探索建立市场化的容量电价保障长效机制、完善分时电价政策（划分峰谷时段、拉大峰谷价差、季节性尖峰电价），催化电源侧及用电侧针对新型电力系统特点进行主动转型建设；另一方面，科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，有望进一步培育电网侧储能需求合理化释放，利好国内大型储能电站建设的商业化应用领域持续扩大。
▍风险因素：
国内储能规划落地不及预期；长时储能技术推广缓慢；电化学储能技术安全性隐患；储能产业化成本下降缓慢；配套电价政策出台不及预期。
▍投资策略。
建议从国内电价机制改革催化大储商业化发展和长时储能技术路线规划两个维度，关注国内储能产业化进程——持续关注：1）国内锂电大储电站的PCS等环节以及EPC系统集成商；2）建议关注各项长时储能技术的关键原材料、核心设备及EPC系统集成商。
