近来，以锂电为代表的新能源行情，持续高昂，激情不减，已经成为A股头号热点。
目前，锂电行业总体供不应求，有效产能不足，产业链价格坚挺，产能利用率及毛利较好，短期业绩有保障。
本公众号7月5日发表了一篇文章《这一波锂电周期的开始、高潮与结束》，也明确指出，目前锂电行业还处于产能“大干快上”阶段，景气度还没有掉头的迹象。
在锂电产业热火朝天和行情欲罢不能的同时，储能政策还频繁出台，不断助攻，给居高不下的锂电行情火上浇油。
头部企业更是不嫌热闹，宁德时代于8月12日晚间推出总额582亿元的定增计划，并进一步彰显储能业务的战略地位。
在这个喧嚣混沌的火热景象中，我们需要拨开云雾见明月，更加关注顶层的设计和底层的逻辑，这样才能对行业的发展脉络有更充分和全面的理解。
近期储能核心政策
4月21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(征求意见稿)》，7月15日发布正式意见，提出了发展新型储能的目标和路径，成为这一轮储能业务发展纲领性指导文件。
7月29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。
8月10日，国家发展改革委发布《电力可靠性管理办法(暂行)(征求意见稿)》，鼓励电网、发电企业和电力用户合理配置必要的储能设施，增强电力系统的综合调节能力。
储能是双碳目标的卡脖子环节
追根溯源，这一轮新能源产业发展，有一个定性目标，若干定量目标。
一个定性目标是，2030年实现“碳达峰”，2060年实现“碳中和”。
若干定量目标中，关于可再生能源，2030年我国光伏和风电装机不低于1200GW。
但是，随着光伏和风电等新能源的发展，电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，并开始制约更高比例和更大规模可再生能源发展。
2021年上半年，我国光伏装机14.1GW，同比增长22.6%，但是集中式电站装机同比下降24.2%，而同期户用光伏装机增长97.5%。集中式电站装机主要受光伏产业链价格上涨的影响，但归根到底还是包括消纳预期在内的总体收益率问题。
储能作为光伏和风电等新能源装机消纳的卡脖子环节，对光伏和风电装机目标的达成，乃至“碳达峰”和“碳中和”目标的实现，已经越来越重要，问题也越来越突出。
而且，平价背景下，光伏和风电等新能源装机的增长，完全依赖于市场机制的选择，而制造端的成本下降空间越来越小，应用端的消纳效率则越来越关键，这是个有关“开源节流”的简单算术问题。
国家发展改革委、国家能源局已经明确发出了警告，“未来我国实现2030年前碳达峰和努力争取2060年前碳中和的目标任务艰巨，需要付出艰苦卓绝的努力。”措辞十分严肃。
因此，我们看到，这一轮储能政策的大力支持，并不是单纯为了发展储能，更深刻的意义在于通过发展储能，增加光伏和风电等新能源装机并网规模，最终顺利实现2030年和2060年的国家战略目标。
储能，是一个事关国家战略的卡脖子环节。
储能将重构电力能源基础设施
作为国家战略的重要部分，新能源的发展目标会遇到很多困难。时至今日，已经不容丝毫质疑。实际推进过程中，只会不断超越预期，2030年光伏和风电的实际装机或远超1200GW。
随着集中式电站资源的日渐稀缺，分布式电站尤其是分布式光伏将是未来的重点。随着中国“整县推进”模式的铺开，分布式光伏的装机及应用将会更加普遍，只是推广过程中的商业模式仍然需要不断完善。
随着新能源占比的不断提高，尤其是分布式能源的比例提高，对储能的要求更加明确。到2025年，明确目标是储能装机不低于30GW，若按2小时测算对应不低于60GWh。到2030年，仅风电和光伏的装机不低于1200GW，按照装机10%、配备2小时保守估计，对应装机至少240GWh。未来5-10年，新型储能装机已经比较清晰。
目标已经不容质疑，关键是如何落实?
储能是贯通发电侧、电网侧和用户侧的关键要素，储能的推广将倒推电力能源基础设施的重构。换言之，储能的不断普及将再造一个电力能源基础网络。
储能将推动电力运营、交易和结算等商业模式的成熟，能源互联网的理念也有望走向现实，储能将从硬件走向软件，从制造走向运营和服务，储能企业也将从制造提供商向能源企业转变，储能的外延也将不断打开。
我们看到，在双碳目标的背景下，储能是决定新能源装机规模的制约因素，也是实现双碳目标的卡脖子环节，同时储能必将刺激电力能源基础设施的重构。当我们理解了储能的上述战略意义之后，就自然明白当前储能政策频繁出台的底层原因。
储能兴，新能源兴。
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