10月24日，中共中央、国务院正式印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（下称《意见》）。《意见》指出，要加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。
受此消息影响，10月25日，A股储能板块“闻风而起”。Wind储能指数（884790.WI）当日大涨6.04%。其中，上能电气、国轩高科、德业股份等储能概念股涨停，盛弘股份、固德威、阳光电源分别大涨13.23%、12.42%、9.30%。
近几个月来，伴随着“双碳”政策的提出以及构建新能源为主的新型电力系统的目标，作为调节新能源波动性、间接性以及实现并网稳定的关键，储能产业一直保持着较高的关注度。
2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，从国家层面首次提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，给储能行业的发展前景和市场规模带来巨大信心。
新政策出台的同时，新的公司和资本也在源源不断涌入这个行业。今年10月中旬，科技巨头华为联合中国电建旗下公司，在沙特西北部的未来新城接手了当前全球规模最大的储能项目，对全球储能产业的发展具有战略意义和标杆示范效应。
拿下全球最大储能项目，华为储能概念股“躁动”
10月16日，华为数字能源技术有限公司（华为数字能源公司）与中国电建旗下的山东电力建设第三工程有限公司（山东电建三公司）签约，双方将共同建设沙特红海新城储能项目。
沙特红海新城储能项目，位于沙特红海沿岸，是世界上最大的电池储蓄设施，储电量高达1300兆瓦时，可供红海旅游区完全依靠可再生能源供电，实现完全清洁能源离网供电。
据了解，该项目业主为红海发展公司，开发商为ACWA Power，后者是沙特本土一家专注于清洁能源发电、海水淡化以及供应的公司；EPC总承包是山东电建三公司，华为负责向该项目提供光储整体解决方案，包括储能系统、PCS、通信及管理系统等，还参与方案设计、电网仿真等服务。
红海新城位于沙特西北部塔布克省，是一座尚处于规划建设中的跨境城市，定位方向一座智慧型城市和未来的旅游城市，毗邻红海、蒂朗海峡以及埃及、以色列和约旦的边界，规划总面积超过2万平方公里，沿红海海岸线延伸460公里。
据中国电建方面介绍，沙特红海公共事业基础设施项目是沙特“2030愿景”规划重点项目，是沙特方面首次以PPP模式开展公用设施建设，也是中资企业在沙特承建的一个大型基建类综合体项目，受到沙特政府及社会各界的高度关注。
沙特红海公用事业技术设施项目主打清洁能源和环境保护，致力于开发绿色无污染的能源供给，包括光伏、储能、电网、海水淡化、供水管网、废水处理、固体废物处理等诸多模块。
沙特方面计划在2025年前建成红海新城的一期项目，该项目建设总成本预计在5000亿美元左右。2019年，沙特注资5000亿美元成立了一家名为NEOM的封闭式股份公司，由沙特主权财富基金全资持有。
在华为看来，拿下这个全球最大规模的储能项目，具有里程碑式意义。
“碳中和”目标提出后，构建以新能源为主体的新型电力系统成为大势所趋，但风电与光伏发电具有间歇性和波动性的特点，这使得配置储能成为新能源项目并网与安全稳定运行的必要先决条件。
当前，储能问题技术仍在发展完善当中，安全、成本与原材料、储能效率都存在亟待解决的技术难题。
在华为智能光伏微信公众号发布的解析文章中，华为数字能源公司首席执行官、智能光伏业务总裁陈国光表示，该项目的标杆示范意义表现在其为当前全球最大的储能项目、也是全球最大的离网储能项目，除此以外还具备经济性突出、发电成本低于传统发电方式，真正开启光储平价时代，能够接受红海沿岸高温、高湿、高盐度等极端环境的考验等。
华为指出，红海新城这样大规模应用光伏+储能来为一座百万级人口的城市供电，在全球范围内尚属首次。据其介绍，该公司本次应用的技术解决了大型光储独立组网，安全稳定运行的问题，同时也解决了供电成本的问题，光储整体系统生命周期度电成本低于10美分。
按照协议，华为智能光储解决方案将在2022年6月开始交付，项目计划于2023年3月完工。
签约全球最大的储能项目后，“兴奋”的不止华为，还有A股的储能概念股，尤其是与华为在储能业务层面有往来的上市公司。
10月19日、20日，Wind储能指数持续上涨。这其中，和顺电气、山东章鼓、晶科科技、圣阳股份、科林电气、松芝股份等储能概念股一度掀起涨停潮。
与此同时，目前，A股市场与华为的储能业务有所往来的公司成为投资者关注的焦点。10月20日，江海股份被某券商机构重点“点名”，称其作为华为铝电解、薄膜电容的核心供应商，将受益于华为储能业务的开拓；10月22日，中熔电气在投资者互动平台回应称，该公司和华为储能方面有业务合作。
根据21世纪经济报道新能源课题组的梳理，目前，A股的“华为储能概念股”主要包括祥鑫科技、京泉华、中富电路、申菱环境、回天新材、中熔电气、江海股份、永贵电器、中来股份、林洋能源等数家。
光大证券分析认为，国内在碳达峰、碳中和的大背景下，可再生能源的大力发展离不开大量的储能对于电力系统稳定性的保障，电化学储能、抽水蓄能等建设进度加快；海外户用市场需求崛起，电化学储能市场加速成长。
政策频频“点名”储能，赛道若爆发还需关注哪些层面？
储能，即是电能的存储，分为抽水蓄能和新型储能。这其中，新型储能以电化学储能为主。在全部的电化学储能装机类型中，锂电池占比达到92%，是目前电化学储能的主流模式。
根据《储能产业研究白皮书2021》，截至2020年，我国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW。其中抽水蓄能高达31.79GW，占比89.3%，以锂电池储能为代表的电化学储能仅占比9.2%。
2021年，堪称是储能行业政策频发的年份。对于“双碳”目标的实现，储能的重要性不言而喻。因此，今年以来，储能一直成为国家政策的重点关注对象。
4月21日，《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》发布，明确了“十四五”储能发展目标，到2025年，实现新型储能的装机规模将达30GW以上。
7月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，再度强调了新型储能的发展目标。
8月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业自建、购买储能或调峰能力增加并网规模。
9月9日，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
此外，关于电价政策的调整，也有利于储能产业的发展。
7月29日，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。该通知进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价价差，有利于引导用户在电力系统低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间。
“峰谷价差套利是储能产业最广泛和最重要的商业模式，进一步拉大尖峰电价，无疑是对储能产业发展起到至关重要的作用。”东方证券认为。
那么，储能产业链究竟如何？又涉及到哪些相关上市公司呢？
首先，在抽水蓄能领域，储能产业链主要包括投资、承包、设备环节。
根据博众证券的梳理，在投资商环节，主要为国家电网、南方电网等电力企业。这其中，国家电网表示，将向社会开放其拟建抽水蓄能项目，“合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控”。在承包商环节，抽水蓄能项目主要采用EPC模式，由中国电建等建筑商规划设计，承担建设项目。这一环节，目前中国电建份额占比最高，其在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。在设备商环节，哈尔滨电气、东方电气、浙富控股等公司成为主要设备供应商，行业竞争格局长期较为稳固。
在电化学储能领域，产业链则相对较为复杂，所涉及上市公司较多。在此，21世纪经济报道新能源课题组仅列举部分公司。
新型储能的产业链包括上游原材料及设备、中游储能系统及集成、下游电力系统储能应用。
其中，上游原材料主要包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等；上游集成系统设备主要包括涂布机、搅拌机等。中游储能系统及集成一般包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分。下游应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧的电力系统储能。
根据课题组的梳理，目前在储能行业产业链上游设备提供商的代表企业有宁德时代、比亚迪、派能科技、国轩高科等；电池管理系统代表企业有星云股份、均胜电子、深圳科列、宁德时代、国新动力等；能量管理系统代表企业有国电南瑞、华自科技等；储能变流器代表企业有阳光电源、盛弘股份、科华恒盛、华为等。
中游储能系统集成商代表企业有阳光电源、科陆电子、海博思创、南都电源、盛弘股份、国轩高科等；储能系统安装商代表企业有永福股份、特变电工、中国电建、中国能建等。
而下游应用场景的代表企业有国电电力、大唐发电、许继电气等。
从市场空间上看，未来，电化学储能将迎来巨大的发展空间。而包括后期政策制定的趋势在内，整个储能行业将更会强调安全性、良好的准入性以及经济性。
在安全性层面，国内外近些年来屡屡爆出储能电站爆燃事故，因而后续政策中将会反复看到安全性条款，包括行业标准、规范的制定以及监管措施的推出；在准入性层面，储能电站将作为市场主体参与到整个电站的实际接入、运营之中。
值得注意的是，何时具备成熟的商业模式，将直接决定储能赛道的爆发时点。这涉及到两个方面：成本和市场化交易机制。
对于储能系统来说，成本问题是电化学储能难以绕开的挑战，电化学储能的大规模商用会涉及到度电成本的规划。据悉，在目前众多的电化学储能模式中，锂电池依旧是性价比最高的选择，但其电池成本显著高于新能源发电的度电成本。不过，全球范围内的电池储能成本已大幅下降，预计到2030年，独立锂离子电池的价格将从2011年的1100美元/千瓦时下降至58美元/千瓦时。
市场化交易机制是储能能否大规模推广的另一个关注点。受益于燃煤发电上网电价市场化改革，工商业用户全面执行市场化分时电价、扩大峰谷价差将进一步驱动储能发展，储能的“投资品”属性愈发凸显，工商业配储空间全面打开。而未来，随着市场化交易机制的成熟，更多的储能单元将在能量的时间存储方面体现更大的价值。
