政策引领后周期发力，为储能从0到1加码
2022年6月7日，能源局发布关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知。通知是《“十四五”新型储能发展实施方案》在新型储能市场的具体落地。包含建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场等总体要求。通知重点解释了：（1）新型储能系统以何种形式参与电力市场（独立储能等）；（2）采用哪些市场和价格机制提升储能的经济性这两个问题。我们认为随着电力市场化改革深入，用户侧市场化商业模式将会更加清晰。同时随着风电和光伏发电占比有望达15%，亟需储能环节的进一步发力提高新能源消纳能力，协同新能源发电占比进一步增长。受益标的：首先，大储能标的受益：宁德时代、比亚迪、阳光电源、林洋能源等；其次，提升小储能标的发展空间：派能科技、德业股份、鹏辉能源等。
独立储能加入市场，打开新的细分领域
通知开创性地允许独立储能系统作为主体参与电力市场，同时鼓励以配建形式存在的储能项目通过技术改造，选择转为独立储能项目。
价格和成本方面：鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，独立储能电站向电网送电不承担输配电价和政府性基金及附加（以辽宁省工商业用电价格为例，采用独立储能送电可以降低成本约30%，经济性显著提升）。
市场模式层面：同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与，扩宽了获益来源且更加灵活。价格和模式上的多种激励有望使独立储能系统能在电网的更多环节发挥作用，在未来创造出一个广阔的新兴市场。工商业储能的供应商有望受益（宁德时代、比亚迪、阳光电源等）。
全方位市场化机制改革，有望持续提升储能电站收益率
用户侧：通知鼓励和要求各地：（1）根据电力供需适度拉大峰谷价差；（2）进一步拉大电力中长期市场和现货市场的上下限价格。充分市场化的价格措施旨在因地制宜提升用户侧储能的经济性，更高的电价差能切实改善峰谷套利模式的收益率，为用户侧储能发展创造空间。用户侧储能自发自用的商业模式有望在国内跑通，同时高峰用电需求缓解、电网压力减小。电网侧：同样进行市场化的转变，探索建立独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。
风险提示：上游原材料价格过高、中间环节利润承压、竞争加剧、下游需求不及预期。
