1. 国家能源局启动分布式整县推进工作，BIPV性价比凸显未来市场空间广阔

事件：8月10日，国家发改委、国家能源局联合发布了《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》，通知提到，为努力实现应对气候变化自主贡献目标，促进风电、太阳能发电等可再生能源大力发展和充分消纳，依据可再生能源相关法律法规和政策的规定，按照能源产供储销体系建设和可再生能源消纳的相关要求，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。

文件明确了储能配置比例、调峰能力购买期限等细节要求。为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。针对峰能力购买期限，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。

文件明确了储能配置的约束机制。省级政府主管部门委托电网企业或第三方机构对购买合同中的项目进行全面核查或抽查，对于发现未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除,未按期整改的企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。

文件明确了可再生能源并网消纳的责任主体。每年新增的并网消纳规模内，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担；保障性并网责任以外，有意愿建设的可再生能源发电企业，鼓励自愿的自建储能或调峰资源增加并网规模，或者购买储能或调峰能力增加并网规模。

自储能发展指导意见正式出台后，发改委接连下发分时电价政策和发电侧调峰能力政策，政策逐步完善储能有望在新能源发电端进入增速拐点。7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。明确2025年实新型储能从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上，2030年实现全面市场化发展。随后7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，并明确分时电价机制执行范围、建立分时电价动态调整机制、完善市场化电力用户执行方式。而8月10日的《自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》则明确了可再生能源消纳的责任主体，并设立了相应的惩罚机制，进一步鼓励和推动可再生能源企业的发电端储能应用推广，并将相应成本明确在发电成本中，预计后续将出台电化学储能电价和发电侧电价市场化的相关政策，这将进一步推动储能推广需求从政策导向转向盈利导向。政策的密集出台矛盾直指碳中和愿景下大力推动新能源发电装机量和用电量在高峰期超负荷和低谷期存在大量弃风弃光现象的不匹配，因此通过明确市场地位和价格机制、形成和完善商业模式，以推动传统抽水蓄能和新型电化学储能等加快发展及大规模应用，将有效的缓解上述压力。目前储能端依旧以抽水蓄能为主，不过2020年全球抽水蓄能新增储能装机首次出现负增长，取而代之的电化学中的锂电池储能实现快速增长，据CNESA统计，2020年底我国新型电力储能新增装机规模3.3GW，其中锂电池占76%，我们预测我国2025年和2030年新型电力储能新增装机将达到56和101GW，相应的磷酸铁锂储能电池厂商装机量也将持续增长，此外随着宁德时代宣布钠电池产业链成熟，钠电池在储能端的份额也将在2023年起逐步提升，我们推测钠电池在储能端的装机量将在2025和2030年达到12和40GW，对应CAGR超过25%。

2. 投资建议

投资建议：本次政策鼓励新能源发电企业在发电端配置相应比例的储能设备，将显著抬升国内储能的需求。同时鼓励调峰能力购买的协议签订在10年以上，保障了储能项目收益的稳定性。我们认为发电侧政策的出台将逐步打开储能在新能源发电侧领域的需求拐点，预计后续相应的补贴和价格引导机制出台后储能市场将进一步推动储能推广需求从政策导向转向盈利导向。

建议关注储能电池出货量位居前列的龙头厂商和产业链相应公司，包含获得全球资质认证的变流器厂商，着重关注海外出口占比较高的出口型企业，PCS单位价值量、单位利润均远高于光伏逆变器，此外海外订单定价高于国内，因此该环节利润弹性最高；关注具备专业化水平的系统集成厂商；关注动力电池梯次利用在储能领域下布局电池回收的相关上市公司；此外钠电池产业链成熟后有望在储能领域逐步提升其市场份额，关注布局钠电池技术和产业链配套的上市公司。

3. 风险提示

新能源发电行业复苏不及预期，产业链原料价格大幅波动，新能源行业政策不及预期。